福建省海上风电开发的经济性影响因素分析与产业发展对.doc

福建省海上风电开发的经济性影响因素分析与产业发展对策研究(征求意见稿)能源基金会（EF）支持项目福 建 省 能 源 研 究 会 课题组福建省水利水电勘测设计研究院二一一年六月1. 课题单位课题承担单位：福建省能源研究会课题合作单位：福建省水电水利勘测设计研究院 2指导机构课题主持单位：福建省发改委总指导：许炜华 福建省能源研究会理事长、高级工程师指 导：黄书林 福建省发改委能源处处长顾 问：郭其朝 福建省能源研究会常务副理事长、高级经济师3课题组成员组 长：郑宗明 福建省能源研究会副理事长、教授级高工副组长：林 琳 福建省水利水电勘测设计研究院副院长、教授级高工郭祥冰 福建省能源研究会秘书长、教授级高工成 员：朱光华 福建省水利水电勘测设计研究院规划室副主任工程师、高级工程师李祖发：福建省水利水电勘测设计研究院副总工程师、教授级高工 赖福良：福建省水利水电勘测设计研究院施工室副主任工程师、高级工程师 朱学敏：福建省水利水电勘测设计研究院机务室副主任工程师、高级工程师郭力群 福建省农业区划研究所高级工程师张 军：福建省发改委核电办副主任张直东：福建省发改委能源处主任科员工作人员：唐幼钦、林剑云4. 聘请咨询单位国外咨询单位：资源解答中心国内咨询单位：国家发改委能源研究所目 录一、开发海上风电面临的形势1二、海上风电的经济性影响因素分析4（一） 海上风电项目建设条件基本概况4（二）海上风电技术分析8（三）典型海上风电场投资分析9（四）风能资源与上网电量的关系14（五）投资、上网电量与上网电价的关系分析19（六）投资、上网电量与项目收益关系分析27（七）政策对投资项目经济效益的影响32三、风险评估34（一）台风引发的破坏性风险34（二)）海上施工风险36（三)）技术风险38（四）各种风险对项目经济性影响分析39（五）福建海上风电项目经济性分析45四、产业发展对策与建议47（一）海上风电场与电网接入系统的协调发展47（二）研究适合本省风机装备制造产业的发展思路49（三）制定鼓励海上风电产业发展的激励政策52（四）实施多元化的投融资保障机制55五、结论56为了贯彻落实国务院关于加快海峡西岸经济区建设的意见，福建省“十二五”的经济发展将迈出更快的步伐，要求构筑稳定、经济、清洁、安全能源供应保障体系。风电是洁净的可再生能源，是继水电资源之后可大宗替代化石能源的资源。而风电发展的前景又寄希望于海上风能资源的开发。据福建省水利水电勘测设计研究院测算：全省海上风能理论蕴藏量为：水深20m以内近海风能总量约为27.4GW；按等效负荷3000h计，理论年发电量约为822亿kWh。估计福建省沿海陆上风电到2020年前后可开发的资源将大部分开发。所以开发海上风电是拓宽风电资源领域、保证资源接替、扩大风电开发规模的重要举措。海上风电以风速大、风资源持续稳定、发电量大、不占用宝贵的土地资源等特点，成为国内外风电发展的新动向。开发海上风电是新近兴起的产业，全国可借鉴的经验不多。为了提高对开发海上风电投资经济性风险的认识，我们先对开发海上风电的基础工作，如风能资源评价和开发条件、投资构成和成本、风机设备特殊要求、联网条件、上网电价、当地市场的消纳能力、以及台风影响等自然灾害进行分析，客观评价各种因素变化对海上风电项目投资经济性的影响与风险，提出适合本省发展海上风电的对策，研究扶持壮大风机设备制造业对策，使之形成有效的风电产业链，发展新的经济增长点，为有关部门提供咨询依据。一、开发海上风电面临的形势1海上风电将成为风电发展的重要方向自丹麦90年代初建成世界上第一座海上风电场以来，经过近20年的实践，2008年开始加快发展，当年全球新增装机350MW，增速达到30%；2009年累计装机容量达2110 MW；2010年，在全球风电装机增长率首次出现下降的情况下，海上风电装机却取得大幅度增长。欧洲是海上风电发展最快的地区，据欧洲风能协会（EWEA）统计，2009年欧洲新建8个海上风电场，安装了199台机组，新增装机达577 MW，并实现了并网；2010年，新增883MW，同比增长50%，累计达到2.931GW；预计2015年可以达到37.4GW。美国海上风电技术可开发量约为127GW。2010年3月6日，美国能源部和内政部联合发布国家海上风电战略：创建美国海上风电产业，五年内投资5050万美元用于技术开发和消除市场障碍；计划到2020年海上风电装机容量将达到10GW；到2030年达到54GW。2国内大规模海上风电开发已经启动我国海上风能资源丰富。根据中央气象台在2010年初完成的风能资源详查和评价，测得我国525m水深线以内近海区域、海平面以上50m高度可装机容量约200GW。我国2008年以来对海上风电进行规划。沿海各省（市）规划初步成果汇总，规划装机2015年为15.7GW，2020年为33.7GW。详见表1.1-1。20152020年各省（市）海上风电规划初步成果汇总表1.1-1 省（市）规划装机/MW2015年2020年上海7001500江苏46009450浙江15003700山东30007000福建5002000其它500010000合计1570033700资料来源：2010年9月20日中国能源报说明：随着各省规划的审定，上述数量会有变化。2010年6月28日，我国自行设计建成的首座大型海上风电场上海东海大桥海上风力电场34台3MW机组全部安装调试成功，投入电网运行，标志着我国海上风电产业已稳步起航。2010年初，国家能源局布署：“要继续推进大型风电基地建设，特别是海上风电要开展起来”。风电产业已正式列入我国战略性新兴产业，并给予大力扶持。2010年1月22日，国家能源局与国家海洋局联合颁布海上风电开发建设管理暂行办法，规范海上风电建设。国家能源局启动4个项目共1000MW的首轮海上风电特许权招标，海上风电开始由示范工程阶段转入规模化商业性开发阶段。我国首台自主制造的5MW风电机组已于2010年10月12日试产下线。在2011年1月6日召开的全国能源工作会议上，部署2011年海上风电发展的任务是：启动江苏新的1000MW海上项目，推动河北、山东、浙江、福建等地海上风电发展。3我省加快海上风电的有利条件根据中国气象局风能太阳能资源评估中心对中国近海风能资源初步评估，认为中国近海海平面70m高度的年平均风速最大为福建省，在57级之间。据福建省水利水电勘测设计研究院规划测算：全省海上风能理论蕴藏量为：水深05m海域有6220MW；水深520m海域有21400MW；水深2050m海域有95320MW。其中水深20m以内近海风能总量约为27.4GW。按等效负荷3000h计，理论年发电量约为822亿kWh，发展前景广阔。最近，福建省发改委组织审查通过了由省水利水电勘测设计研究院编修的福建省海上风电工程规划，已向国家申报。规划首批12个场址，装机规模为4950MW。规划发展目标：2015年500 MW；2020年2000 MW；2030年5000 MW；20162020年年均投产300MW；20212030年年均投产600 MW。到2030年风电总装机占电网装机容量达到10%左右。福建省能源对外依存度在70%以上，大力开发海上风电资源，是增加能源供应、优化能源结构、推动低碳经济发展、保障能源安全的重大举措。然而海上风电是新兴战略性产业，发展历史短，技术经济成熟度比较低，福建省台风频率高，近海水文地质条件相对差一些，加大了投资风险，面临着风能资源评估、投资与成本、设备制造、并网与市场消纳，上网电价、台风等多种因素的挑战。因此，认真地对其经济性影响因素进行深入分析，结合福建省海上风电发展的特点，通过海上风电发展条件和现状研究分析，提出适合本省海上风电发展思路，供有关部门制订开发实施计划参考。二、海上风电的经济性影响因素分析（一） 海上风电项目建设条件基本概况1风能资源特点福建省沿海地区地形地貌复杂，北部以山地为主，海拔高度较高；中南部为狭窄的平原，地面粗糙度比山区为小；近海岛屿、半岛众多，半岛地区和大部分海岛充分暴露于海面，下垫面粗糙度小，加上大气环流、台湾海峡地形狭管效应的共同影响，常年风速较大。沿海受季风气候影响，年平均风速较大，秋冬季以东北风为主，风向稳定。其中闽江口以南至厦门湾之间位于台湾海峡西岸中部，受台湾海峡“狭管效应”的影响，年平均风速大，风向稳定，是全国风资源最丰富的地区之一；厦门湾以南近海风能资源次之；但也较为丰富；再次为闽江口以北近海。闽江口以南到厦门湾以北之间的广大海域，包括海坛海峡、兴化湾、湄洲湾、泉州湾等海湾海峡及区域内的半岛和岛屿，年平均风速（离地70m，下同）8.5m/s，风功率密度大部在600700W/m2，近海部分区域超过700 W/m2。闽东沿海海域，包括沙埕湾、三都澳、东冲半岛附近年平均风速在6.58.0m/s之间，由北往南风速逐渐增大；闽江口到黄岐半岛之间的海域年平均风速在7.08.5m/s；闽江口以北海域风功率密度在400600W/m2之间，由北往南逐渐增大，其中近海大多在500 W/m2左右。厦门湾及南部漳州沿海年平均风速在7.08.0m/s之间，风功率密度400600W/m2之间，由北往南逐渐减小，近海大多在500 W/m2左右。风资源随着季节变化而较明显的变化。初春（34月），受蒙古高压的影响，南北气压梯度较大，随着冷空气的入侵，沿海地区常出现大风天气，风能资源较为丰富；4月下旬以后，中低纬地区环流形势开始进行大规模调整，风力减弱；夏季平均风力为一年中最小的时期，但台风、热带或强热带风暴影响期间，风能资源也是相当可观的；秋季由于南北气压梯度大，海岸带地区往往会出现持续性东北大风，使得秋季成为沿海地区风速最大、大风日数最多的季节，也是降水最少的季节；冬季南北气压梯度较秋季为小，大风在强度和频数方面都稍逊于秋季。2台风福建省是台风多发地区,且强台风和超强台风时有发生。据19592009年资料统计：多年平均正面登陆我省的台风每年为2.2次，平均每7年正面登陆一场超强台风，极大风速可达60m/s以上，多发生在台风登陆或过境时段。2006年受桑美台风影响，福鼎台山站实测极大风速达75.8m/s。中部由于受台湾岛的阻隔，50年一遇的最大风速小于闽东地区和厦门以南地区。据福建省海上风电场工程规划报告分析，霞浦近海50年一遇最大风速(10 s平均)为53m/s；莆田平海湾50年一遇最大风速为44m/s；东山50年一遇最大风速为46m/s。3. 海洋水文福建省沿海海域从福鼎沙埕至漳浦的将军沃属于正规半日潮，从将军沃以南的漳浦六鳌至诏安湾属不正规半日潮。中部沿海的兴化湾罗源湾形成我国潮位高、潮差大的大潮区之一，平均潮差5m以上，总趋势向南、北递减。沿海一带经常有风暴潮发生，有时潮高达3m。波型分为风浪和涌浪两种。全年以风浪和涌浪同时存在的混合浪最多，其次为风浪。秋、冬、春三季均以风浪为主，夏季以涌浪为主。沿海波浪波高普遍较大，平潭站记录的最大波高达16.0m。50年一遇累计频率1波高；闽东开敞海区可达10m以上，莆田平海湾达6.7m，东山沿海约为7.5m。湾内的设计波高普遍小于外海，一般在35m。台湾海峡潮流受海流、季节风、地形影响和作用，显得比较复杂。潮流在大陆沿岸，港湾、水道附近均为往复流。沿岸潮流一般为13节，但在三都澳口及一些狭窄水道的流速可达45节。4.地形地质近海属于浅海陆架区，在中国近海的二级地貌单元上，除北端属于浙江近海台地，其余属于台湾海峡。在地质构造单元属于闽东火山断坳带。闽江口以北和以南场址区域构造均属相对稳定区。闽江口以北，以基岩海岸为主，地形相对陡峻；覆盖层以软土为主，局部为砂土及粘土，下部为残积粘性土，覆盖层埋深2050m。闽江口以南沿岸地形较为低缓，丘陵、台地和平原交错，岬湾相间；闽江口以南至厦门海域覆盖层以软土和砂土层为主，下部为残积粘性土，覆盖层埋深1540m，海底表层多分布松散或软弱的海积地层；厦门海域至东山海域覆盖层以砂土为主，局部为软土和粘土，下部为残积粘性土，覆盖层埋深2540m。与海上风电关系密切的地震构造带是泉州汕头地震构造带。地震活动分布总的趋势是南强北弱。东部沿海地区地震基本烈度为至度，北低南高，闽江口以北为度；闽江口以南至泉州湾为度；泉州湾以南为度和度。地震动反应谱特征周期（中硬场地）为0.35s至0.45s，同样北低南高。闽江口以北为0.35s；闽江口以南为0.40s和0.45s为主。5.接入系统条件全省电网各等级电压网络比较完善，目前500kV电网形成沿海24回较为坚强的主干网架，由宁德变至浙江双龙变的2回500kV线路并入华东电网。各地市220kV受端主网均已形成环网结构，覆盖全省。2010年全省用电量1315亿kWh，省电网最高负荷22180 MW。电网负荷主要集中在东南沿海地区，与海上风电场的距离较近，具有就近接入、就近消纳的优势。6. 施工条件海上风电场目前采用的风电机组单机容量达2MW5MW，大件超长超重，对陆上和海上运输条件要求都很高。陆上运输机舱需采用120t平板车运输，叶片、塔筒运输需用特制专用车辆运输，一般要2级以上公路方可满足要求。机组海上运输、吊装方案：若采用陆上装配、整体吊装方案则要求采用4000t以上的驳船运输；若采用海上分节吊装方案则要求采用2000t以上的驳船运输。因此对于码头的要求一般应有20004000t泊位。海上风电基础大部分采用钢管桩，目前国内最大的打桩船为1220型柴油打桩锤，可施工3.0m的钢管桩。大型起重船起吊条件是：风速6级以下、波高1m、流速3m/s。福建沿海一带，每年夏、秋两季频遭台风侵袭，冬、春两季又常受大风袭击，因此具有大风天数多，潮差大的气候水文特点，海上可施工作业时间较短。（二）海上风电技术分析1. 海上风力发电装备技术发展自20世纪80年代开始，海上风力发电装备技术发展经历了千瓦级、兆瓦级和数兆瓦级机组三个阶段。目前世界海上风力发电机组的设计和制造有四个主要的发展趋势：一是机组趋向大型化；二是可靠性要求更高；三是采用高压风电机组，以减少线路损耗及故障；四是机组结构呈现轻质高强趋势。我国海上风力发电机组起步晚，首台海上3MW机组于2008年12月由华锐风电研制成功， 2010年10月，中国第一台具有自主知识产权单机容量5MW的样机又在华锐风电诞生； 2010年10月，5MW直驱永磁样机在湘电股份下线。据有关资料介绍，目前国外风机厂家生产的海上风电机组有Vestas的V90、V112系列、西门子的SWT-3.6-107海上风机、GE的3.6MW海上风机、德国REpower的5.0MW海上风机等。欧洲已建设的两个海上风电场示范项目，是采用GE的3.6MW海上专用风电机组。国内现有生产海上风电机组的有华锐科技风电有限公司，计划生产海上风电机组的厂家有金风科技、湘电股份、广东明阳和东方电气等。2. 海上施工技术海上风电施工技术主要包括基础施工、运输吊装和海缆铺设等技术，是海上风电的技术难点。（1）基础施工技术基础施工主要包括钢管桩施打、嵌岩桩施工。福建海域大部分基础覆盖层较浅，钢管桩应嵌岩，方可满足风机基础稳定要求。（2）运输吊装技术 目前国内外海上风力发电机组采用整体吊装或分体吊装。整体吊装施工方案是先在码头完成风电机组的安装和调试，然后将风机整体运输至吊装点，再吊装至风机平台上。上海东海大桥海上风电场采用该方案。分体吊装施工顺序为下部塔筒、上部塔筒、机舱、轮毂和叶片。安装设备一类是带自升支腿系统的吊装船和移动吊装平台；另一类是采用钢管桩安装固定式施工平台，将起重车运至施工平台后起吊风机。分体安装是目前最为常见的海上风电安装方式，国外大部分采用该方案。（3）海上电缆铺设技术目前海上电缆铺设主要有铺缆船方案和挖泥船开沟铺缆方案。铺缆船方案适合水深430m的海底电缆铺设。挖泥船开沟铺缆方案适合水深在20m以内的海底电缆铺设。（三）典型海上风电场投资分析1.投资编制依据与投资额（1）投资概算编制的主要依据和办法目前海上风电项目的预算或概算编制主要依据文件有：水电水利规划设计总院发布的近海风电场工程预可行性研究报告编制办法（试行）、风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准、风电场机电设备安装工海上工程部分执行沿海港口建设工程概算预算编制规定，陆上工程部分执行风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准。根据有关规定，基本预备费按海上部分（不含风机）8%，陆上部分及风机按3%取值。（2）典型海上风电场投资分析某海上风电场位于莆田海湾。风电场分A、B两块区域：A区中心距离岸线3km，水深510m，面积约24.3km2；B区位于A区东侧，中心距离岸线约9.6km，面积18.1km2。 装机总容量201MW，安装67台单机容量为3 MW风力发电机组，在陆上配套建造一座220kV升压变电站，设置2台SFZ10-100000/220型变压器。主要工程量包括：风力发电机组67台、塔筒253.1t/台、Q345钢材38996t、Q235钢材2299 t、钢筋15892 t、35kV海底电缆 100 km。施工期36个月。工程主要特征表见表2.3-1。3MW风力发电机组（含机头、机组升压变及远程控制系统等）按1800万元/台（6000元/kW）、风机塔筒按11000元/t、SFZ10-100000/220型主变压器按600万元/台计算。以上三者均含运输到工地码头的费用。按2010年5月的价格水平计算，本工程预可阶段的投资估算见下表2.3-2。在工程投资中，资本金占20%，银行贷款占80%，长期贷款利率6.80，经计算建设期利息为30617万元。工程静态总投资为34.36亿元（不含配套送出工程），单位千瓦静态投资约17100元；工程动态总投资为 37.42亿元（不含配套送出工程），单位千瓦动态投资约 18600元。上海东海大桥风电场装机容量102MW，总投资23.65亿元，单位kW动态投资为23186元。 在该项目各项投资构成中，设备及安装工程19.73亿元，约占总投资的52.73%，其中设备购置费占40.38%，安装工程费占12.35%；建筑工程10.20亿元，约占27.25%；其它项目2.76亿元，约占7.4%；建设期利息3.06亿元，占8.2%。主要设备安装费和建筑工程费合计占39.6%，可降低造价的潜力巨大。工程主要特性表表 2.3-1项 目单 位数 据装机规模MW201单机容量MW3年上网电量亿kWh6.432年利用小时数h3200静态总投资万元343594建设期利息万元30617动态总投资万元374211单位kW静态投资元/kW17094单位kW动态投资元/kW18617单位电量投资元/kWh5.82 风电机组单位造价（主机设备）元/kW6000 塔筒（架）单位造价（制作费）元/t11000 风电机组基础单价万元/座1730 变电所单位造价元/m22500主要工程量钢材Q345t38996钢材Q235t2299钢筋t1589235kV海底海缆km100塔筒（架）t16957.7建设用地面积用地(永久、临时)亩19.03/82.5用海(风机、海缆)亩1137/1587计划施工时间第一台机组发电工期月24总工期月3661福建某200MW海上风电项目投资估算表表2.3-2 单位：万元序号工程或费用名称设备购置费安装工程费建筑工程费其他费用合计占投资额（%）一设备及安装工程151100.70 46239.23 197339.93 52.73 (一)发电设备及安装工程146027.74 45745.44 191773.18 (二)升压变电设备及安装工程3421.45 112.763534.21 (三)通信和控制设备及安装工程531.51 100.03 631.54 (四)其他设备及安装工程1120.00 281.00 1401.00 二建筑工程101990.59 101990.59 27.25 (一)发电设备基础工程91273.48 91273.48 (二)变配电工程241.42 241.42 (三)房屋建筑工程2097.68 2097.68 (四)交通工程18.00 18.00 (五)施工辅助工程4116.00 4116.00 (六)其他4244.01 4244.01 三其他项目27639.63 27639.63 7.39 (一)建设用地费4572.92 4572.92 (二)建设管理费11804.84 11804.84 (三)生产准备费2645.91 2645.91 (四)勘察设计费6315.95 6315.95 (五)其他2300.00 2300.00 四一至三部分投资合计326970.15 87.38 五基本预备费16623.84 4.44 六静态投资343593.99 91.82 七涨价预备费八建设投资343593.99 九建设期利息30616.77 8.18 十总投资374210.77 100十一单位kW静态投资(元/ kW)17094 十二单位kW动态投资(元/ kW)18617 2. 降低投资的可能性分析（1）机组制造技术进步及行业激烈竞争因素未来风电装备总体技术的发展趋势：一是大容量。单机容量越大，目前国际主流机组已达到25MW，单位kW的造价越低，经济效益越高；二是直驱式。永磁直驱式风机具有传动链能量损失小、维护费用低、可靠性好等优点，将替代部分传统双馈异步式风机；三是变桨变速。实现不同风速下高效发电从而使得系统的机械应力和装置成本都大大降低，能在风速变化的情况下实时调节风机转速；四是监控优化。包括先进控制规律的应用、快速无冲击并网技术、远程监控技术、独立桨叶控制技术、孤立风机或弱电网运行技术以及风电与光伏混合控制技术等；五是上游零部件的配套稳定供应，保证风机主体稳定生产。国内有大小风力发电机组制造企业80余家，经过近年来激烈竞争，华锐风电、金风科技等成为行业龙头，风机单位价格逐步降低。（2）风机基础技术进步因素我国海上风电发展历史短，建设项目少，风机基础技术缺乏经验。江苏道达海上风电工程科技有限公司在吸力筒式基础技术上，研发了复合筒型负压基础（CBFI），并研发出基础与风机整体安装调试解决方案，实施风机与基础一步式整体安装。首台容量为2.5MW的风机吊装成功。复合筒基础目前单位kW造价约3700元，而据表2.3-2中典型例子的桩基础加风机吊装的单位千瓦造价约5740元，高出2040元/kW。复合筒型基础如能适应于福建近海的海洋水文气象条件及地质条件，则有望大幅度降低工程造价，单位千瓦静态投资水平可能降到15000元左右。（3）施工技术提升因素施工技术对投资的影响主要是运输吊装、基础施工技术。目前国内缺乏专用吊装船只，大多采用桥梁、港口工程起重船，起吊能力能满足要求。但起吊高度不够，需要选择1500t以上的起重船方可满足。但其船只数量少，受风况、海况影响较大，吊装时间长，导致安装费用居高不下。今后风电专用安装船有望出现，安装效率将会提高，安装费用有望降低。目前大型打桩船仅可以满足直径3.0m以内的钢管桩施工，还无法满足单桩基础施工要求，若拥有大型打桩船，采用单桩基础将降低风机基础费用。（四）风能资源与上网电量的关系根据我省近海风能资源情况，选择合适的风力发电机组和风速范围进行上网电量测算。近海风能资源绝大多数区域年平均风速在7.010.0 m/s之间，本次按7.0、7.5、8.0、8.5、9.0、9.5、10.0共7个档次，选取近海场址一年的实测完整测风资料，并按划定风速档次进行修正。理论发电量计算采用WaSP软件，风电场规模按200MW，多排布置尾流损失按6考虑。上网电量的折减因素：（1）空气密度修正：沿海空气密度约为1.184kg/m3。在WAsP软件计算中，风电机组的功率曲线为空气密度1.225 kg/m3工况下输入，空气密度修正系数为97.5%。（2）功率曲线折减：考虑风电机组的差异性、风电机组厂家对功率曲线的保证率，国外成熟机型的功率曲线折减系数为97%，国内机型的功率曲线折减系数取95%。 （3）风电机组利用率：海上风电机组维修受诸多因素制约，国外成熟机型取90%，国内机型为85%87%。（4）叶片污染折减：海上风电场为高盐雾、多台风地区，雨量较多，易造成叶片腐蚀，故叶片污染折减系数取2%，即叶片污染修正系数为98%。（5）控制湍流折减系数：本项目计算上网电量时的控制湍流折减系数取3%，控制湍流修正系数97%。（6）电网频率波动与限电折减。为保障电网安全，可能限制风电场发电，修正系数为98%。（7）气候影响停机。气候影响因素主要是气温和台风，气候影响停机系数为98%。（8）场用电、线损等能量损耗：初步估算风电场场用电、输电线路、箱式变电站、升压变电所内损耗及本风电场的其它用电，约占总发电量的5%，损耗修正系数为95%。上网电量各种折减因素估算见下表2.4-1。上网电量折减因素估算表表 2.4-1序号折减系数国外成熟机型国内成熟机型国内样机1空气密度0.9750.9750.9752机组功率曲线0.970.950.953机组可利用率0.900.870.854叶片污染0.980.980.985控制湍流0.970.970.976电网频率波动与限电0.980.980.987气候影响停机0.980.980.988场用电和线损0.950.950.959测风及软件计算偏差11110综合修正系数0.740.700.68单机容量按3.0MW5.0MW之间、技术上较为成熟的机组进行发电量估算。风电机组机型采用WT1WT6进行编号。各种机型等效满负荷小时数汇总和比较见表2.4.2-5，年平均风速与等效满负荷小时数关系见图2.4-1。各种机型等效满负荷小时数汇总表表2.4-2项目各机型等效满负荷小时数WT1WT2WT3WT4WT5WT6平均较优较差单机容量（MW）5.05.03.03.03.63.6轮毂高度（m）11710080809080风轮直径（m）1261159091.6105107上网电量综合折减系数取值0.740.680.740.700.680.74海平面90m高年平均风速（m/s）7.02180164316881684186819131829218016437.52545194219941989218722382149254519428.02877221822862277247925392446287722188.53218250225922577277928482753321825029.03490273328542829301831053005349027339.537442949310730713246334932443744294910.0396231373332328134393561345239623137备注国外成熟机型国内机型国外成熟机型国内机型国内机型国外成熟机型各种机型等效满负荷小时表2.4-390m高年平均风速（m/s）各种机型综合等效满负荷小时平均较优较差较优比平均较差比平均较优比较差7.01829218016431.190.901.337.52149254519421.180.901.318.02446287722181.180.911.308.52753321825021.170.911.299.03005349027331.160.911.289.53244374429491.150.911.2710.03452396231371.150.911.26图2.4-1 年平均风速与等效满负荷小时数关系图一规划近海风电场年平均风速范围约为7.59.5m/s,其中福清、莆田海域的场址年平均风速为9.5m/s左右。如采用国产机组，等效满负荷小时约29503250h,平均3100h；如采用国外机组，等效满负荷小时约31003750h，平均3400h。如果考虑到国内海上风电机组的技术进步，国内外机组的各种修正系数同一值考虑，得出各机型的等效满负荷小时见下表2.4-4和表2.4-5。各种机型等效满负荷小时数汇总表二表2.4-4 单位：小时90m高年平均风速（m/s）各机组等效满负荷小时数WT1WT2WT3WT4WT5WT6平均较优较差7.02180178816881781203319131897218016887.52545211319942103238022382229254519948.02877241422862407269725392537287722868.53218272325922724302428482855321825929.03490297428542991328531053117349028549.537443209310732463532334933653744310710.0396234143332346937433561358039623332注: 上表等效满负荷小时由同一折减修正系数得出。各种机型综合等效满负荷小时比较表二表2.4-5 单位：小时90m高年平均风速m/s平均较优较差较优比平均较差比平均较优比较差7.01897218016881.150.891.297.52229254519941.140.891.288.02537287722861.130.901.268.52855321825921.130.911.249.03117349028541.120.921.229.53365374431071.110.921.2110.03580396233321.110.931.19从表2.4-3说明，风速710m/s之间，等效满负荷运行时间，较优机组的运行时间是平均运行数1.191.15倍，随着风速加大，呈微量递减之势；较差机组的运行时数为平均运行时数的0.900.91，随着风速加大，比值呈微量递增之势；较优机组的运行效率是较差机组约1.3倍, 随着风速加大,效率呈微量递减之势。所以选好机组十分重要。以装机总容量200MW，平均风速为9.5m/s的典型海上风电场为例，选择WT1（5MW国外成熟机型）与WT4（3MW国内机型）综合等效满负荷小时数分别为3744与3071，相差673，则年上网电量相差1.35亿kWh，上网电量提高20%以上。随着技术进步，国内外机组的等效满负荷小时相差将逐步缩小，以年平均风速9.0m/s为例，等效满负荷小时从27333490小时提高到28543490小时，平均从3005小时提高到3117小时。由于上网电量受诸多因素共同作用影响，设计计算的上网电量与实际发电量往往会有差距，目前国内许多风电项目实际销售电量小于可行性研究测算的数值，这是值得注意的问题。（五）投资、上网电量与上网电价的关系分析1海上风电项目的财务测算依据建设项目经济评价方法与参数(第三版)，发改投资【2006】1325号；近海风电场工程预可行性研究报告编制办法（试行）；中华人民共和国城市维护建设税暂行条例；国务院关于修改的决定；中华人民共和国增值税暂行条例（2008年修订）；关于资源综合利用及其他产品总增值税政策的通知财税【2008】156号；中华人民共和国企业所得税法；现行商业银行长期贷款利率；目前国家尚未正式出台海上风电项目上网电价确定办法，本阶段上网电价暂按资本金财务内部收益率推算。2. 财务测算基础数据本次以某装机200MW项目进行财务指标测算。（1）项目建设期 4 年，运行期为26年，计算期为30年。（2）项目资本金占总投资的20%，银行贷款占80%，长期贷款利率6.14%。（3）项目发电成本主要包括折旧费、修理费、职工工资及福利费、材料费、保险费、拆除费、海域使用费、其它费用及利息支出等，各项成本计算如下： 折旧费：项目固定资产残值按固定资产价值的5%计，综合折旧率为6.0%；维修费：考虑到设备可靠性随使用年限的变化，本项目的维修费率在建设期及之后的两年质保期为 1.0%，之后的每年为4.0%。 职工工资及福利费：定员按 30 人计，职工年平均工资为6万元。职工福利费估列为职工工资总额的56%，职工工资及福利费从计算期第三年开始计算；保险费率按固定资产价值的0.4%计算；海域使用费，正常运行期年海域使用费370万元； 摊消费：本项目暂不考虑无形和递延资产，因此无摊消费；材料费按20元/kW计，其它费用取60元/kW。（4）税金电力企业缴纳的税金包括增值税、销售税金附加、所得税。增值税：风电增值税税率为17%，执行即征即退50%的政策。增值税一般纳税人购进（包括接受捐赠、实物投资）或者自制（包括改扩建、安装）固定资产发生的进项税额， 可从销项税额中抵扣。本项目可抵扣固定资产进项税额为17080万元。销售税金附加：有城市维护建设税5%、教育附加费4%，以上附加税以增值税为基础征收。对随增值税、营业税、消费税附征的城市维护建设税和教育费附加，一律不予退（返）还。所得税：按应纳税所得额的25%征收。3. 投资、上网电量与上网电价的关系根据上述基础数据，项目投资、上网电量分别由静态单位千瓦投资、装机等效满负荷小时表示，资本金财务内部收益率按8、9、10三个档次分别测算各种组合情况下的上网电价水平，成果见下表2.5-18和图2.5-12。按资本金内部收益率8测算的上网电价(不含增值税)表2.5-1装机等效满负荷小时静态单位kW投资（元/kW）12000140001600017000180001900020000210002200020000.7750.8961.0161.0761.1361.1961.2561.3161.37622000.7050.8140.9240.9781.0331.0871.1421.1961.25124000.6460.7470.8470.8970.9470.9971.0471.0971.14726000.5970.6890.7810.8280.8740.9200.9661.0131.05928000.5540.6400.7260.7690.8120.8550.8980.9410.98430000.5170.5970.6770.7170.7570.7970.8370.8780.91832000.4850.5600.6350.6730.7100.7480.7850.8230.86034000.4560.5270.5980.6330.6680.7040.7390.7750.81036000.4310.4980.5640.5980.6310.6650.6980.7320.76538000.4080.4720.5350.5670.5980.6300.6610.6930.72540000.3880.4480.5080.5380.5680.5980.6280.6580.688按资本金内部收益率8测算的上网电价(含增值税)表2.5-2装机等效满负荷小时静态单位kW投资（元/kW）12000140001600017000180001900020000210002200020000.9071.0481.1891.2591.3291.3991.4701.5401.61022000.8250.9521.0811.1441.2091.2721.3361.3991.46424000.7560.8730.9911.0491.1081.1661.2251.2831.34226000.6980.8060.9140.9681.0231.0761.1301.1851.23928000.6480.7490.8490.9000.9501.0001.0511.1011.15130000.6050.6980.7920.8390.8860.9320.9791.0271.07432000.5670.6550.7430.7870.8310.8750.9180.9621.00634000.5340.6170.7000.7410.7820.8230.8650.9060.94836000.5040.5820.6600.6990.7380.7770.8170.8560.89538000.4770.5520.6260.6630.7000.7370.7730.8110.84840000.4540.5240.5940.6290.6650.7000.7350.7700.805从表2.5