文 | 何春，孫海洋

2017年11月8日，國家發(fā)展改革委員會發(fā)布《關(guān)于全面深化價格機制改革的意見》。在能源領(lǐng)域?qū)γ弘娪蜌?、新能源價格形成機制均有明確的目標，其中關(guān)于新能源方面有兩點值得關(guān)注：1.根據(jù)技術(shù)進步和市場供求，實施風電、光伏等新能源標桿上網(wǎng)電價退坡機制，2020年實現(xiàn)風電與燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價相當、光伏上網(wǎng)電價與電網(wǎng)銷售電價相當；2.開展分布式新能源就近消納試點，探索通過市場化招標方式確定新能源發(fā)電價格，研究有利于儲能發(fā)展的價格機制，促進新能源全產(chǎn)業(yè)鏈健康發(fā)展，減少新增補貼資金需求。

此舉絕對是影響新能源產(chǎn)業(yè)的重磅信號，特別是2020年這一時間點所被賦予的意義。本文以處于IV類風資源區(qū)的江蘇風電場為例，對“2020年實現(xiàn)風電與燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價相當”的可行性進行了簡要分析，希望能為風電項目投資及技術(shù)革新帶來啟發(fā)和思考。

可行性分析的前提

“2020年實現(xiàn)風電與燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價相當”，這句話包含的信息很多，不在一定的前提下，分析其可行性便無從談起。首先燃煤標桿上網(wǎng)電價全國不同的省、市、自治區(qū)各不相同，并且全國分四類風資源區(qū)，四類地區(qū)風電場對應不同的風電標桿電價，兩種電價和不同地區(qū)互相交叉，要精確分析同價的可行性會很復雜，如，同處IV類風資源區(qū)的江蘇省和上海市，風電標桿電價都為0.60元/千瓦時，而燃煤標桿電價分別為0.391元/千瓦時和0.416元/千瓦時。并且要定量分析可行性，必須有確定的投資、電價、風資源（利用小時數(shù)）等主要參數(shù)，所以本文以江蘇省所在的IV類風資源區(qū)為例進行分析。

風電場目前的現(xiàn)狀

江蘇省屬于IV類風資源區(qū)，目前陸地風電場基本情況為：風電機組單機容量大多在2000kW～2200kW之間，輪轂高度在100m～120m之間，單位靜態(tài)投資為7.2元/瓦左右，年利用小時數(shù)在2000h到2300h之間。標桿上網(wǎng)電價0.60元/千瓦時，資本金內(nèi)部收益率12%，總投資收益率5.4%，投資回收期10年左右，從投資收益的角度看，項目基本滿足要求。

燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價

江蘇省現(xiàn)行燃煤標桿上網(wǎng)電價為0.391元/千瓦時，由于燃煤標桿電價這幾年一直處于波動狀態(tài)，但基本在0.4元/千瓦時左右徘徊，所以假定2020年燃煤標桿電價為0.4元/千瓦時，應是比較合理的。要達到“2020年實現(xiàn)風電與燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價相當”，即風電上網(wǎng)電價要在目前的0.60元/千瓦時基礎(chǔ)上，降低到0.4元/千瓦時，降幅為33%。

影響投資收益的因素及其關(guān)系分析

任何投資都是為獲得必要的收益，風電場的投資也不例外。影響風電場收益的主要因素有：風電場總投資、風電機組的利用小時數(shù)、電價、維修費、國家收取的稅費等。

上述五類費用和投資及內(nèi)部收益率之間存在一定的關(guān)系，由于目前江蘇地區(qū)風電場單位靜態(tài)投資為7.2元/瓦左右，且要達到“電價相當”，為便于說明問題，現(xiàn)選取單位靜態(tài)投資7.0元/瓦和6.5元/瓦兩種情況，分析各因素之間的關(guān)系。在這兩種投資情況下，分別就不同的利用小時數(shù)、不同電價測算資本金內(nèi)部收益率，其間的關(guān)系如圖1所示。

圖1 表示的是風電場單位靜態(tài)投資在7.0元/瓦和6.5元/瓦情況下，年利用小時數(shù)分別為2000h、2100h、2300h時，電價對應的資本金內(nèi)部收益率之間的關(guān)系。

從圖1可以看出：對電價承受能力最強的因素為利用小時數(shù)；也可以看出，投資對資本金內(nèi)部收益率影響也較大，在投資確定時，內(nèi)部收益率和電價基本成線性關(guān)系，所以降低電價，直接影響資本金內(nèi)部收益率的水平。

因為項目資本金內(nèi)部收益率指標是投資方投資決策的基本指標之一，目前對于風電場，投資方資本金內(nèi)部收益率基本要求為大于12%。因此選取投資方資本金內(nèi)部收益率為12%作為基本方案，從圖1中可以得出利用小時數(shù)、單位投資、電價之間的具體數(shù)值，如表1所示。

從圖1和表1 中都可以看出：在機組年利用小時數(shù)2200小時、投資6.5元/瓦、電價0.4元/千瓦時，資本金內(nèi)部收益率為11.75%，接近12%；說明機組年利用小時數(shù)大于2200小時，且投資較低的情況下，風電上網(wǎng)電價和燃煤標桿電價差距不是很大，到2020年“電價相當”的壓力也較小。實際情況是在江蘇陸地風電場投資普遍達7元/瓦以上，利用小時數(shù)基本在2100小時/年及以下，所以在目前條件下，壓力很大。

“2020年實現(xiàn)風電與燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價相當”的可行性分析

“到2020年實現(xiàn)風電與燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價相當”，可分為兩種情況，一是2020年及以后投產(chǎn)的項目（現(xiàn)在未投產(chǎn)項目），二是現(xiàn)在已經(jīng)投產(chǎn)的項目。

一、未投產(chǎn)項目“電價相當”的可行性分析

根據(jù)表1 ，以年利用小時數(shù)2100小時為例，如果年利用小時數(shù)不變，在電價0.4元/千瓦時、資本金內(nèi)部收益率12%時，根據(jù)測算，投資必須要控制在6元/瓦以內(nèi)。

風電場投資組成包括四部分：設備費、安裝費、建筑費、設計及土地等其他費用，目前投資控制很好的某電廠四類費用的組成如表2。

上述四項費用中，設備費（含塔筒）占比最大，占75%左右，其余三項總共占25%。四項費用中，其他費用主要包括征地費、技術(shù)服務費、建設管理費等，從內(nèi)容實質(zhì)上看降低的可能性較??；建筑和安裝費主要是材料和人工，從趨勢看降幅也有限。所以減少投資只能寄希望于風電機組設備及塔架費用的降低，因為表中5.3元/瓦，是按風電機組+塔材5.01元/瓦考慮。隨著風電機組量產(chǎn)，及技術(shù)進步后塔筒重量的降低，存在費用降低的可能性，經(jīng)過努力，風電機組+塔材投資降低1.0元/瓦是有可能達到的。

二、已投產(chǎn)項目“電價相當”的可行性分析

圖1 在投資和利用小時數(shù)確定時，電價和資本金內(nèi)部收益率的關(guān)系

表1 兩種投資方式及不同利用小時數(shù)下電價的對比

未投產(chǎn)風電項目，還有機會從控制投資角度入手，但對已投產(chǎn)項目或投資控制空間較小的項目，如何適應“電價相當”？下面從風電場電價組成角度，分析其可能性。

由于風電場沒有燃料費用，所以風電場電價組成主要有折舊、財務費用、維修費、稅金、工資和福利及其他費用等，電價中各成本占比如圖2。

從圖2中可以看出，占比最大的折舊和財務費用兩項超過50%，達58%，也反映風電成本的屬性，這兩項費用和投資緊密相關(guān)。對已投風電場，此項費用已確定，所以這兩項屬于不可壓縮部分；其余42%的組成中，保險及工資福利的5.5%也基本不可壓縮，所以只能從利潤、所得稅、其他費用中尋找可能性。圖2中的其他費用的10%，主要內(nèi)容為每年的租地費用，在不同項目中該費用比例有減少的可能，其余就是從利潤和所得稅入手，這從企業(yè)利潤預期和政府政策中是可以解決的。

所以，從風電場電價組成角度分析，對已投產(chǎn)項目或投資沒有壓縮空間的新建項目，可以從企業(yè)利潤訴求或?qū)で笳o予稅收優(yōu)惠上解決，要達到“電價相當”也是有可能的。

表2 某風電場靜態(tài)投資組成

圖2 目前電價中主要組成部分及其占比

攝影：何紅安

結(jié)論

本文以江蘇地區(qū)IV類陸上風電場為例，分析2017年11月8日，國家發(fā)展改革委員會發(fā)布《關(guān)于全面深化價格機制改革的意見》中提出的“2020年實現(xiàn)風電與燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價相當”的可行性。

通過數(shù)據(jù)分析，得出的主要結(jié)論為：對于未投產(chǎn)風電場，可以從降低投資入手，主要途徑是風電機組量產(chǎn)，降低售價以及通過技術(shù)進步后減輕塔筒重量，降低塔筒價格，達到該條件前提下，風電場投資降低是可能的。對于已投產(chǎn)或投資難以壓縮的未投產(chǎn)風電場，從電價組成角度看，通過降低企業(yè)預期利潤或政府給予稅收上的優(yōu)惠等途徑，也可以達到目的?？傊?，在政府、整機商、投資方的共同努力下，“電價相同”的目標是有可能實現(xiàn)的。