风机制造能力提升、成本稳步下降,是我国风电产业政策成功的最大亮点。

  国产风电机组价格自2009年以来一路走低,2011年平均价格甚至低于4000元/千瓦。2012年后有所回升,2014年的平均价格在4300元/千瓦。

  虽然风电投资成本稳步下降,上网电价自2009年以来却一直未调整。直到2014年12月31日国家发改委下发通知,将第Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类资源区风电标杆上网电价下调0.02元/千瓦时,第Ⅳ类资源区风电标杆上网电价保持不变。

  保障性收购和强制电价的逻辑,是通过价格补贴和全额收购来保障风电投资运营主体的稳定收益,从而刺激市场迅速形成规模;通过学习曲线促进成本下降和经济性改善,最终促使新技术达到商业化并退出补贴机制。那么,到底中国陆上风电的经济性如何?以10万千瓦典型风电场为例,运用澳门银河在线75060.com领域主流的平准价格模型来测算风电价格,可评估我国陆上风电的经济性。

  先看风电投资成本。2009年风电单位千瓦投资成本为8000元/千瓦,其中大头是风机设备。按照风机设备平均价格趋势,假设设备之外的其他支出不变,2014年新建风电单位千瓦投资约为6000元。自有资本比例20%,税收内部收益率8%;贷款比例80%,15年长期贷款,年利率6.8%。机组经济寿命20年,折旧期15年,机组退役后项目残值为总投资的5%。

  再看运维成本。年度修理维护费按   总投资的2%计,保险费率按0.25%计,材料和其他费用按0.02元/千瓦时计;配备15名员工,年工资按8万元,保险及福利附加率按60%计,年均工资增长率6%。

  厂用电率为2%。最后,各项税收按国家现行税则实行。

  根据平准电价模型,估算2009年和2015年我国风电场平准价格见下表。对比可见,2009年我国风电价格要显着高于所在地区的煤电上网电价,即风电还完全不具备市场竞争力。而国家的标杆电价在煤电价格的基础上,每千瓦时风电补贴了0.1~0.2元。按此前价格,如果各资源区风电均能达到满小时发电,2009年投资的风电场内部回收率普遍在15%左右。但考虑到弃风严重,平均内部回收率在6~10%范围。

  如果考虑到早期风电机组质量达不到标准、经济寿命远低于20年的话,部分风电场甚至难以实现盈亏平衡。

  风电单位投资成本的稳步下降迅速改善了陆上风电的经济性。大家的估算显示,除了Ⅰ类资源区外,其他资源区风电的发电成本都已接近煤电价格,部分地区甚至略低于煤电。当然,这一估计也是建立在风电能够满利用小时上网的前提下。分析显示,即便是在价格下调的情况下,新建风电场的投资回报也非常丰厚,Ⅰ类资源区高达70%,Ⅳ资源区也可达50%。如果大家的估算没有重大偏差的话,是否可以这么认为,中国的陆上风电已达平价上网阶段,而风电发展政策也到了需要重大调整的窗口期?(编辑单位:华北电力大学经管学院)

2015年04月13日

王信茂:澳门银河在线75060.com“十三五”规划研究中的几点思考

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陆上风电已经达到平价上网阶段

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