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2.3风力发电成本逐步降低
随着风电产业的形成和规模发展,通过引进技术,加速风电机组本地化进程以及加强风电场建设和运行管理,我国风电场建设和运行的成本逐步降低,初始投资从1994年的约12000元/kW降低到目前的约9000元/kW。同时风电的上网电价也从超过1.0元/kW?h降低到约0.6元/kW?h。
2.42003年国务院电价改革方案规定风电暂不参与市场竞争,电量由电网
企业按政府定价或招标价格优先购买。国家发展改革委从2003年开始推行风电特许权开发方式,通过招投标确定风电开发商和上网电价,并与电网公司签订规范的购电协议,保证风电电量全部上网,风电电价高出常规电源部分在全省范围内分摊,有利于吸引国内外各类投资者开发风电。
2.52005年2月28日通过的《中华人民共和国可再生能源法》中规定了“可再生能源发电项目的上网电价,由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况,按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定”,“电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用,可以计入电网企业输电成本,并从销售电价中回收。”和“电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用,高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额,附加在销售电价中分摊”,将风电特许权项目中的特殊之处已经用法律条文作为通用的规定,今后风电的发展应纳入法制的框架。
三、存在问题
3.1资源
需要进行第二轮风能资源普查,在现有气象台站的观测数据的基础上,按照近年来国际通用的规范进行资源总量评估,进而采用数值模拟技术编制高分辨率的风能资源分布图,评估风能资源技术可开发量。更重要的是应该利用GIS(地理信息系统)技术将电网、道路、场址可利用土地,环境影响、当地社会经济发展规划等因素综合考虑,进行经济可开发储量评估。
3.2风电设备生产本地化
现有制造水平远落后于市场对技术的需求,国内定型风电机组的功率均为兆瓦级以下,最大750千瓦,而市场需要以兆瓦级为主流。国内风电机组制造企业面临着技术路线从定桨定速提升到变桨变速,单机功率从百千瓦级提升到兆瓦级的双重压力,技术路线跨度较大关。
自主研发力量严重不足,由于国家和企业投入的资金较少,缺乏基础研究积累和人才,我国在风力发电机组的研发能力上还有待提高,总体来说还处于跟踪和引进国外的先进技术阶段。目前国内引进的许可证,有的是国外淘汰技术,有的图纸虽然先进,但受限于国内配套厂的技术、工艺、材料等原因,导致国产化的零部件质量、性能需要一定时间才能达到国际水平。购买生产许可证技术的国内厂商要支付昂贵的技术使用费,其机组性能价格比的优势在初期不明显。
在研发风电机组过程中注重于产品本身,而对研发过程中需要配套的工作重视不够。由于试验和测试手段的不完备,有些零部件在实验室要做的工作必须总装后到风电场现场才能做。风电机组的测试和认证体系尚未建立。
风电机组配套零部件的研发和产业化水平较低,这样增加了整机开发的难度和速度。特别是对于变桨变速型风机,国内相关零部件研发、制造方面处于起步阶段,如变桨距系统,低速永磁同步发电机,双馈式发电机、变速型齿轮箱,交直交变流器及电控系统,都需要进行科技攻关和研发。
3.3成本和上网电价比较高
基本条件设定：根据目前国内风电场平均水平,设定基本条件为：风电场装机容量5万千瓦,年上网电量为等效满负荷2000小时,单位千瓦造价8000－10000元,折旧年限12.5年,其他成本条件按经验选取。
财务条件：工程总投资分别取4亿元(8000元/千瓦)、4.5亿元(9000元/千瓦)和5亿元(10000元/千瓦),流动资金150万元。项目资本金占20％,其余采用国内商业银行贷款,贷款期15年,年利率6.12％。增值税税率为8.5％,所得税税率为33％,资本金财务内部收益率10％。
风电成本和上网电价水平测算：按以上条件及现行的风电场上网电价制度,以资本金财务内部收益率为10％为标准,当风电场年上网电量为等效满负荷2000小时,单位千瓦造价8000～10000元时,风电平均成本分别为0.373～0.461元/千瓦时,较为合理的上网电价范围是0.566～0.703元/千瓦时(含增值税)。成本在投产初期较高,主要是受还本付息的影响。当贷款还清后,平均度电成本降至很低。
风电场造价对上网电价有明显的影响,当造价增加时,同等收益率下的上网电价大致按相同比率增加。
我国幅员辽阔,各地风电场资源条件差别很大,甚至同一风电场址内资源分布也有较大差别。为了分析由风能资源引起的发电量变化对成本和平均上网电价影响,分别计算年等效满负荷小时数为1400、1600、1800、2200、2400、2600、2800、3000的情况下发电成本见表1,上网电价见表2。
