中國儲能網(wǎng)訊：近年來，在能源綠色轉(zhuǎn)型理念指引下，很多國家將海上風(fēng)電作為加快推進能源轉(zhuǎn)型的重要路徑。本文借鑒歐洲典型國家海上風(fēng)電平價上網(wǎng)經(jīng)驗，立足我國海上風(fēng)電發(fā)展的實際情況和發(fā)展階段，探索解決我國海上風(fēng)電平價上網(wǎng)的路徑，助力海上風(fēng)電高質(zhì)量發(fā)展，推動能源領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)“雙碳”目標。
一、海上風(fēng)電裝機容量快速攀升，成本不斷下降
1991年丹麥建成投產(chǎn)的Vineby海上風(fēng)電項目，是全球首個真正意義上的海上風(fēng)電場。與陸上風(fēng)電相比，海上風(fēng)電具有海上風(fēng)能資源儲備豐富，風(fēng)能質(zhì)量高；海上風(fēng)電利用效率高，同時不占用土地資源、對生產(chǎn)生活負面影響小；靠近負荷中心，送電距離短等優(yōu)勢，發(fā)展?jié)摿薮?。在全球“雙碳”目標的提出和能源轉(zhuǎn)型的推動下，風(fēng)電技術(shù)不斷突破，海上風(fēng)電裝機容量快速攀升，成本不斷下降。
（一）裝機容量不斷攀升，我國新增裝機容量位居世界第一
截至2021年底，全球海上風(fēng)電累計裝機容量為57.2吉瓦，同比增長近60%，其中中國占48%，英國占22%，德國占13%。從新增裝機容量看，2021年呈爆發(fā)式增長，全球海上風(fēng)電新增裝機容量21.1吉瓦，占全球新增總裝機容量的比重為22.5%；2021年新增海上風(fēng)電裝機中中國占80%，英國占11%，越南占4%。（見圖1）
圖近1 20年以來全球海上風(fēng)電裝機容量變化情況年以來全球海上風(fēng)電裝機容量變化情況
2022-2026年，全球海上風(fēng)電預(yù)計仍保持較快增長趨勢，復(fù)合年均增長率（CAGR）為8.3%，累計新增裝機將超過90吉瓦，將主要分布在歐洲、北美和東亞。其中中國、英國、美國將是全球海上風(fēng)電新增裝機的主要國家，預(yù)計分別為39吉瓦、11.6吉瓦和11.5吉瓦。2022年，中國海上風(fēng)電“搶裝潮”后，新增裝機預(yù)計大幅減少，全球海上風(fēng)電新增裝機預(yù)計回落至8.7吉瓦；2026年預(yù)計為31.4吉瓦。
（二）海上風(fēng)電成本持續(xù)下降，歐洲已步入平價上網(wǎng)時代
隨著規(guī)模不斷擴大，海上風(fēng)電成本持續(xù)下降。2014年全球海上風(fēng)電平準化度電成本（LCOE）為1.56元，2017年為0.79元，2021年下半年降至0.57元。LCOE最低的國家包括荷蘭、丹麥、英國和中國，分別為0.46、0.49、0.50、0.52元[1]。
未來，海上風(fēng)電機組投資成本將進一步下降。2021年全球海上風(fēng)電資本支出基準為每兆瓦1678.75萬元，預(yù)計2028年將降至每兆瓦1625.03萬元。預(yù)計到2030年，全球海上風(fēng)電LCOE將大幅下降。中國LCOE將降至0.34元，較2021年下降33.7%；德國LCOE將降至0.38元，較2021年下降18.6%；美國LCOE將降至0.46元，較2021年下降48.5%。
目前，歐洲已步入平價時代，平均每度電低于0.5元，英國海上風(fēng)電的招標電價已經(jīng)下降至每度電0.35元，德國也實現(xiàn)了零補貼，目前計劃在2023-2025年投運的歐洲項目多數(shù)電價在每度電0.4元以下[2]。
二、采取價格政策支持海上風(fēng)電平穩(wěn)有序發(fā)展，是歐洲國家的通行做法
歐洲海上風(fēng)電起步較早，發(fā)展較為成熟。從歐洲典型國家海上風(fēng)電平價上網(wǎng)的歷程看，海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期階段都采取了固定電價扶持政策，這是促進產(chǎn)業(yè)平穩(wěn)有序發(fā)展的重要保障。
（一）英國執(zhí)行差價合約固定電價政策，穩(wěn)定海上風(fēng)電收益
1. 海上風(fēng)電整體情況。英國是海上風(fēng)電發(fā)展領(lǐng)軍國家，累計裝機位居歐洲第一，2021年新增海上風(fēng)電裝機2.3吉瓦。為滿足《2009歐盟可再生能源法令》要求，英國政府提出2030年可再生能源占比達到30%的計劃。英國海上風(fēng)能資源較好。根據(jù)近年來海上風(fēng)電發(fā)電數(shù)據(jù)，英國海上風(fēng)電年等效利用小時數(shù)為3000-3500，其海上風(fēng)電投資一直在國際上處于較高水平。
2. 海上風(fēng)電配套送出情況。英國海上風(fēng)電場項目接入系統(tǒng)輸電設(shè)施（OFTO）包括海上升壓平臺至陸上并網(wǎng)點之間的全部設(shè)施，有海上升壓平臺、海上送出電纜、陸上送出電纜、陸上升壓站。OFTO分風(fēng)場開發(fā)商建設(shè)后轉(zhuǎn)讓第三方運營商和運行商建設(shè)并運營兩種開發(fā)模式。不論OFTO選擇任一種開發(fā)模式，其運營都將交付于有資質(zhì)的OFTO運行公司進行運營，以便滿足發(fā)輸電分離的監(jiān)管要求。（見圖2）
圖2 英國某海上風(fēng)電場接入系統(tǒng)示意圖
3. 海上風(fēng)電價格機制。英國風(fēng)電政策主要由可再生能源義務(wù)（RO）和差價合約固定電價（CfD）構(gòu)成。2017年前包括風(fēng)電在內(nèi)的可再生能源發(fā)電項目可在RO和CfD之間任選其一。RO規(guī)定電力公司供電結(jié)構(gòu)中必須有一定量的可再生能源電力。RO政策適用周期為20年，未來英國消費者的電費單中，將不再包括有RO項目的電費支出。CfD規(guī)定國有結(jié)算公司與發(fā)電企業(yè)簽訂長期合同確定合同價格，在交易過程中如果市場平均電價低于合同價，則向發(fā)電企業(yè)予以補貼至合同價；反之則發(fā)電企業(yè)返還高出的部分。
（二）德國實施差別化初始電價執(zhí)行期政策，確保海上風(fēng)電合理收益
1. 海上風(fēng)電整體情況。德國在北海和波羅的海投入運營的400兆瓦海上風(fēng)電，投資成本占比約四分之三，運行成本占比約四分之一。德國對海上風(fēng)電的目標是到2025年總裝機容量達到11吉瓦，到2030年達到15吉瓦。
2. 海上風(fēng)電配套送出情況。德國采用現(xiàn)有陸上電網(wǎng)企業(yè)負責(zé)海上輸電線路建設(shè)、運營模式。德國政府對海上風(fēng)電外送設(shè)施統(tǒng)一進行規(guī)劃，每個風(fēng)電場集群都由政府委托TenneT公司（輸電公司）配套建設(shè)高壓換流平臺以提供并網(wǎng)服務(wù)，并且從海上到岸上的送出海纜及陸上輸電系統(tǒng)也都由TenneT公司負責(zé)，對海上電網(wǎng)的功能、技術(shù)、容量、工期、運營年限等提出具體要求，分界點為場內(nèi)升壓站155KV GIS出口。風(fēng)電場開發(fā)商只需要安裝建設(shè)風(fēng)機、基礎(chǔ)、場內(nèi)海纜及場內(nèi)海上升壓平臺等設(shè)施，而無須投資建設(shè)外送電力設(shè)施。（見圖3）
圖3 德國某海上風(fēng)電場接入系統(tǒng)示意圖
3. 海上風(fēng)電價格機制。德國依據(jù)可再生能源法（EEG）實行風(fēng)電固定電價政策。根據(jù)最新EEG法案，2018年前建成投產(chǎn)的海上風(fēng)電項目，初始電價為每度電1.33元，執(zhí)行期為8年，第9-12年的初始電價為每度電1.05元，其后執(zhí)行基本電價為每度電0.24元。2018年及以后建成投產(chǎn)的海上風(fēng)電項目，初始電價為每度電1.05元，執(zhí)行期為12年，其后執(zhí)行基本電價為每度電0.24元。2018年后對于新建項目，依據(jù)投運時間，初始電價和基礎(chǔ)電價逐年降低7%。此外，對于不同的離岸距離和水深，采用了延長初始電價執(zhí)行期的方式，對于海岸線超過12海里的，每滿1海里每度電1.05元的初始電價延長半個月；對于水深超過20米的每滿1米水深，每度電1.05元的初始電價延長1.7個月。[3]
三、中央財政補貼取消后，我國海上風(fēng)電新項目平價上網(wǎng)難
中央財政補貼政策推動了我國海上風(fēng)電高速發(fā)展，為我國海上風(fēng)電彎道超車，打造全球海上風(fēng)電制高點發(fā)揮了重要作用。中央財政補貼取消后，我國海上風(fēng)電成本高難以平價上網(wǎng)，在地方政府相關(guān)政策不明確的情況下，海上風(fēng)電發(fā)展前景不明。
（一）中央財政補貼政策推動我國海上風(fēng)電高速發(fā)展
我國海上風(fēng)電行業(yè)起步較晚。隨著引進國外先進技術(shù)，疊加政府政策引導(dǎo)扶持，裝機規(guī)模持續(xù)快速增長，逐步縮小了與歐洲成熟市場的差距。截至2020年底，全國海上風(fēng)電累計裝機達到9吉瓦，占風(fēng)電裝機的3.2%，主要分布在江蘇、福建、廣東和浙江等沿海省份；2020年新增裝機3.06吉瓦, 占全國海上風(fēng)電累計裝機的34%；2021年新增裝機量達16.9吉瓦，是2020年全球海上風(fēng)電新增裝機量的三倍。這種爆炸性增長主要是由于中央財政補貼最后期限推動海上風(fēng)電項目加快投資形成。
（二）新政策出臺后海上風(fēng)電平價上網(wǎng)難，發(fā)展前景未明
根據(jù)《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》， 2022年后新增海上風(fēng)電不再納入中央財政補貼范圍，由地方按照實際情況予以支持?！蛾P(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》規(guī)定，對海上風(fēng)電新建項目實施平價上網(wǎng)政策，上網(wǎng)電價自2021年起由當?shù)厥〖墐r格主管部門制定。目前我國海上風(fēng)電成本高，難以實現(xiàn)平價上網(wǎng)。主要體現(xiàn)在以下3個方面：
1. 建設(shè)成本不斷增加
我國海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈整體還處于發(fā)展的初級階段，設(shè)備制造企業(yè)多而不強，大容量機組技術(shù)及運行經(jīng)驗不足，海上風(fēng)機部分關(guān)鍵零部件仍需進口，國產(chǎn)化率較低。且隨著海上風(fēng)電開發(fā)朝深遠海邁進，對海上風(fēng)電技術(shù)要求增大，且海上升壓站建設(shè)點離岸距離更遠，相應(yīng)送出線路的成本，如海底電纜等材料成本、施工船運輸成本都將不斷增加。
2. 項目審批環(huán)節(jié)多周期長導(dǎo)致機會成本高
海上風(fēng)電項目核準前需取得海洋、海事等部門對海洋環(huán)評、海域使用論證、通航安全評估等多項批復(fù)，有的還需取得規(guī)劃、國土部門的規(guī)劃選址意見、土地預(yù)審意見等。海上風(fēng)電項目核準涉及部門多、審批流程長、手續(xù)繁瑣復(fù)雜、協(xié)調(diào)起來困難，導(dǎo)致機會成本升高。
3. 地方財政補貼政策不明確導(dǎo)致融資成本高
中央財政補貼取消后，目前僅有廣東、浙江等少數(shù)省份已出臺或有意出臺地方補貼政策，其他沿海省市態(tài)度尚不明朗。如果地方不接力補貼，新增項目經(jīng)營收益難以保障，甚至?xí)霈F(xiàn)虧損，社會投資意愿受到抑制，企業(yè)融資受影響，在一定程度上會抬高項目融資成本。
四、海上風(fēng)電上網(wǎng)價格不能“一平了之”，需要統(tǒng)籌規(guī)劃、綜合施策
我國取消中央財政補貼政策后，海上風(fēng)電面臨的突出問題就是成本過高，短期內(nèi)無法通過自身努力降低成本實現(xiàn)平價上網(wǎng)。從歐洲海上風(fēng)電平價上網(wǎng)歷程可以看出，無論英國還是德國都采取了一些扶持性政策，確保企業(yè)能夠獲取穩(wěn)定收益?！丁笆奈濉笨稍偕茉窗l(fā)展規(guī)劃》提出，有序推進海上風(fēng)電基地建設(shè)，鼓勵地方政府出臺支持政策，積極推動近海海上風(fēng)電規(guī)模化發(fā)展，積極推進深遠海海上風(fēng)電降本增效，開展深遠海海上風(fēng)電平價示范。為實現(xiàn)上述目標，從近期看可以分地區(qū)研究制定海上風(fēng)電補貼政策、統(tǒng)籌規(guī)劃疏導(dǎo)海上風(fēng)電送出成本，從長期看要聚焦“卡脖子”技術(shù)，加強創(chuàng)新、降低成本。為促進政策的平穩(wěn)實施，進一步推動我國海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)從健康有序發(fā)展到高質(zhì)量發(fā)展，提出以下建議：
（一）綜合施策，構(gòu)建海上風(fēng)電政策儲備工具箱
從全球能源發(fā)展趨勢看，很多國家已將海上風(fēng)電作為未來能源發(fā)展的重要戰(zhàn)略。在我國綠色能源轉(zhuǎn)型中，海上風(fēng)電將發(fā)揮越來越重要的角色。未來我國也將成為全球海上風(fēng)電的引領(lǐng)者。針對目前新增項目成本高難以平價上網(wǎng)的問題，建議加強對海上風(fēng)電的頂層設(shè)計，綜合施策，穩(wěn)定產(chǎn)業(yè)發(fā)展。加強財政補貼、貸款優(yōu)惠、稅收減免及創(chuàng)新扶持、研發(fā)激勵、參與綠色電力證書交易、參與碳排放交易等方面加強研究，構(gòu)建政策工具箱。根據(jù)我國海上風(fēng)電發(fā)展情況和階段特征，及時公布出臺相關(guān)政策組合，助力企業(yè)平價上網(wǎng)。
（二）因地制宜，分地區(qū)研究制定海上風(fēng)電補貼政策
海域自然條件是影響海上風(fēng)電成本的重要因素，我國海上風(fēng)力資源分布與歐洲國家相比，情況更加復(fù)雜，不同省份面臨的風(fēng)力資源豐富程度不同，而且海底的開發(fā)環(huán)境也存在較大差異。這些自然條件差異一方面影響到海上風(fēng)電的建造安裝成本，另一方面對日常運維成本也會產(chǎn)生影響。另外，近遠海自然條件、新舊（柔直、常規(guī)）技術(shù)等差異，也會影響海上風(fēng)電成本，也需要對這些成本疏導(dǎo)的需求和方式方法進一步研究。此外，不同地區(qū)的上網(wǎng)電價水平、財政收入高低、電力消納能力等各有特點，也會對補貼水平和方式等產(chǎn)生影響。
因此，各地政府在出臺相關(guān)補貼政策時，應(yīng)因地制宜、精準施策，充分考慮本地海上風(fēng)電成本及變化趨勢，結(jié)合當?shù)仉娏肯{、財政等經(jīng)濟社會發(fā)展情況。目前已有少數(shù)省份嘗試性出臺省級補貼政策，建議在此基礎(chǔ)上開展省際間調(diào)查研究分析，根據(jù)不同地區(qū)的綜合情況，提出地方性補貼等相關(guān)政策建議，加快出臺對補貼范圍、補貼規(guī)模、補貼期限等方面的指導(dǎo)意見，推動海上風(fēng)電向平價平穩(wěn)過渡。
（三）統(tǒng)籌規(guī)劃，合理疏導(dǎo)海上風(fēng)電配套送出工程成本
為盡快實現(xiàn)并網(wǎng)，目前我國海上風(fēng)電配套送出工程均由發(fā)電企業(yè)投資建設(shè)。隨著風(fēng)電場建設(shè)逐漸走向深遠海，對送出線路的技術(shù)要求將不斷提高，相應(yīng)配套送出工程的成本將不斷增加。從政策上看，《國務(wù)院辦公廳關(guān)于轉(zhuǎn)發(fā)國家發(fā)改委國家能源局關(guān)于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案的通知》指出，“接網(wǎng)及送出工程原則上由電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)”。從國外海上風(fēng)電和國內(nèi)其他發(fā)電企業(yè)發(fā)展實踐看，配套送出工程多是先期由發(fā)電企業(yè)建設(shè)再售賣或租賃給電網(wǎng)企業(yè)，或者直接由電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)，最終納入輸配電成本。
在取消中央財政補貼、實施平價上網(wǎng)后，配套送出工程成本難以通過上網(wǎng)電價疏導(dǎo)。另外，水電、核電等配套送出工程均由電網(wǎng)公司統(tǒng)一建設(shè)，這就導(dǎo)致海上風(fēng)電無法與其他不含外送線路的能源公平參與市場競爭。因此，建議采取與國外海上風(fēng)電和國內(nèi)其他類型發(fā)電類似的處理方式，即已建成的配套送出工程由電網(wǎng)企業(yè)收購或租賃的方式承擔(dān)建設(shè)成本，考慮到這部分資產(chǎn)存量大，短期內(nèi)建議以租賃方式為主；對新開發(fā)的項目，建議由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一出資建設(shè)。運維可由電網(wǎng)公司或電網(wǎng)公司委托海上風(fēng)電企業(yè)負責(zé)。相應(yīng)外送線路的投資與運營成本均通過納入輸配電價疏導(dǎo)。
（四）加強創(chuàng)新，聚焦解決“卡脖子”核心技術(shù)
關(guān)鍵風(fēng)電機組是海上風(fēng)電最為核心的設(shè)備，其性能和可靠性在很大程度上決定了風(fēng)電場的投資收益。通過加強風(fēng)電機組關(guān)鍵技術(shù)、核心部件的自主創(chuàng)新能力，聚焦海上風(fēng)電“卡脖子”問題，加快實施海上風(fēng)電設(shè)備國產(chǎn)化路線，提高風(fēng)電機組運行穩(wěn)定性，降低風(fēng)電機組制造和運維成本。建議利用國家可再生能源基金等支持海上風(fēng)電研發(fā)，鼓勵擁有完全自主知識產(chǎn)權(quán)的國產(chǎn)整機和零部件開發(fā)并給予一定的財政補貼，減少企業(yè)自主研發(fā)的風(fēng)險，降低其開發(fā)成本。海上風(fēng)電屬于國家支持的高新技術(shù)產(chǎn)業(yè)，應(yīng)按照“重大技術(shù)裝備研制和重大產(chǎn)業(yè)技術(shù)開發(fā)規(guī)劃”的總體要求，給予海上風(fēng)能企業(yè)一定的稅收和信貸優(yōu)惠，增強產(chǎn)業(yè)的整體競爭力。
（國家發(fā)展和改革委員會價格成本調(diào)查中心成本監(jiān)審一處 王皓蕓、趙志珍、秦緒龍）
