福建省海上风电平价上网效益分析

2021-10-28王素娟周遵凯肖宣炜

能源与环境 2021年5期

王素娟周遵凯肖宣炜

（中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司福建福州 350003）

1 福建省海上风电投资水平分析

1.1 现状投资水平

根据福建省已核准的海上风电项目来看，可研批复的动态投资约17 000 万元/kW～23 000 万元/kW，其中近海项目中采用海上升压站及220 kV 海缆送出方案的近海风电项目投资约21 000 万元/kW～23 000 万元/kW，实际建设投资可能会略低于预算水平。

目前，风电机组及塔筒、风机基础及施工安装（含风机吊装）、海缆及敷设是海上风电投资主要三大块，基本占到海上风电场总投资的80%以上。其中，风电机组的造价与单机容量及装机总容量有关，风电机组及塔筒设备费约占整个风电项目投资的35%～45%，单位投资成本约7 500 元/kW～8 500 元/kW，对整个项目投资费用的影响最大。海上风机基础受到水深、海底地质情况影响有多种型式，包括单桩、导管架、高桩承台等。不同型式的风机基础造价亦有所差别，风机基础施工（含码头场用地）及风机吊装费约占整个风电项目投资的25%～35%。海底电缆受风电场离岸距离等因素的影响，投资占海上风电项目总投资的10%～15%。以福建省近海400 MW 规模风场为例，主要投资构成如图1 所示。

1.2 预期投资水平

根据海上风电市场价格走向，“十四五”期间，海上风机及施工价格水平会有一定的下降空间。考虑区域规模化效应，以1 600 MW 典型风场为例，装机规模及单机容量暂定为160 台10 MW 风力发电机组，风电场整体采用直流方案送出，风机价格水平按5 600 元/kW 考虑，风机安装450 万元/台，风机基础综合按照2 500 万元/座（综合平均水深），新能源储能系统配置暂按装机容量的10%、连续储能时长2 h 计列相应投资。经初步测算，典型场址1 600 MW 规模海上风电项目静态单位造价约14 500 元/kW～15 000 元/kW；动态单位造价约15 500 元/kW～16 500 元/kW，其中风电机组设备及安装占比约43.97%、风机基础占比16.53%、海上送出工程（包括海上换流站、直流输送线路及陆上换流站）投资占比达到21.32%。主要投资构成如图2 所示。

图2 海上风电场预期投资构成比例

随着对海上风电认识的加深，大容量海上风电机组的国产化、批量化，施工设备以及安装工艺的提高，国内海上风电电价的去补贴压力和国内海上风电场建设投资成本必将会进一步下降。

2 效益分析基础数据

根据国家发展改革委和建设部颁发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）［1］、《风电场项目经济评价规范》（NB/T 31085—2016）［2］以及国家现行财税制度，进行费用和效益计算，以判断项目在财务上的可行性。

2.1 建设规模

以福建省海上风电项目总装机容量1 600 MW 为例，施工工期4 a，项目运营期25 a。

2.2 资金计划

项目资本金占比按20%，其余为国内贷款，还贷期按15 a计算，即在正常运行期第15 年基本还清贷款本息，贷款年利率按五年期LPR 利率4.65%（中国人民银行2021-02-20 发布）估算。

2.3 成本估算

本项目发电成本主要包括折旧费、摊销费、维修费、职工工资及福利费、保险费、材料费、其他费用、海域使用费和利息支出等。

维修费＝固定资产价值×修理费率

职工工资及福利费＝职工人均年工资×定员×（1＋福利费提取率）

保险费＝固定资产价值×保险费率

材料费＝装机容量×材料费定额

其他费用＝装机容量×其他费用定额

本项目按照20 a 折旧，残值按5%考虑；修理费建设期不计取，正常投运1 a～5 a 取0.5%，以后每5 年递增0.5%；风电场职工人数按60 人计，人均年工资按12 万元估算，福利劳保系数按60%；固定资产保险费率3.5‰；材料费定额按30 元/kW；其他费用定额按30 元/kW 计算。运营期末拆除费按固定资产投资的2%估算。

2.4 税金

（1）增值税。根据《关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》（财税〔2008〕156 号）有关规定，风电项目增值税率为13%，执行即征即退50%的政策。依据财税〔2008〕170 号文，固定资产增值税运营期间可以从销项税中抵扣。

（2）销售税金附加。销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加（含地方教育费附加），分别按增值税的5%、5%计征；所得税率按25%，享受“三免三减半”优惠政策。

（3）利润和所得税。

发电利润＝发电收入-总成本费用-销售税金附加

所得税＝发电利润×所得税率

净利润＝发电利润－所得税

净利润提取10%的法定盈余公积金后，剩余部分为可分配利润，再扣除支付给投资者的应付利润，即为未分配利润。

2.5 我国海上风电电价政策

2019 年5 月21 日，国家发展改革委印发《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），明确将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价；新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价；2022 年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。2020 年1 月20 日，财政部、国家发展改革委和国家能源局联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4 号），明确新增海上风电不再纳入中央财政补贴范围。以上国家政策的出台，标志着我国海上风电竞价上网时代的来临，海上风电参与市场化竞争性配置最终实现无补贴平价甚至低价竞价上网是未来的必然趋势。

3 平价上网效益分析

根据财建〔2020〕4 号文精神，以海上风电项目装机容量1 600 MW 为例，按照福建省现行燃煤电厂含税标杆电价0.393 2 元/kWh，分析计算不同发电量与投资水平下的项目投资（税后）内部收益率（如表1）及项目资本金内部收益（如表2）指标如下。

表1 含税上网电价为0.393 2 元／kWh 时项目投资内部收益率（税后）统计表（%）

表2 含税上网电价为0.393 2 元／kWh 时项目资本金内部收益率统计表（%）

由表1 和表2 可以看出，当静态单位千瓦投资15 000 元，年等效满负荷小时数3 800 h 时，项目投资税后内部收益率约为4.66%，项目资本金内部收益率约为5.55%。预期“十四五”期间，部分海上风电场项目可以逐步实现平价上网且具有一定的经济性，大规模实现商业化开发，具有较强的经济效益仍需一定的时间。另外，现状标杆上网电价为火电上网电价的0.393 2 元/kWh，不排除未来行业平价上网的电价参考市场电价进行浮动的情况以及其他补贴政策。