《英国海上风电政策技术创新和成本下降》

  • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
  • 编译者: guokm
  • 发布时间:2020-10-15
  • 2020年10月14日,在2020北京国际风能大会暨展览会(CWP 2020)国际风电市场投资机会分论坛上,Carbon Trust项目与创新总监Tom Jennings发表了《英国海上风电政策技术创新和成本下降》的主题演讲。以下为发言实录:

    Tom Jennings:大家好,我是来自于Carbon Trust的Tom Jennings,今天我给大家介绍一下,英国的海上风电的成功范例以及政策对于带动创新,同时降低风能发展成本上发挥的重要作用。
    英国的海上风能发电是非常成功的,英国是全球海上风能发电的领导者,装机容量多于任何国家,现在的海上风能相比于10年前,增长了很多,大家可以从右边的图上看到,成本价格降低了三分之一,而现在财政部提供的海上风能的补贴甚至是负的,也就是说我们的成本效益提高了很多。此外也有研究表明政策是我们成功的一个重要因素,具体来说这需求驱动因素是最主要的因素,然后创新所带来的优势,是新技术的成熟。一些激励政策,补贴政策也至关重要。研究表明,英国的需求驱动可能是我们过去10年成功的最主要因素。
    成本降低的主要因素都有什么?当然有和政府的合作,在研究当中我们也请这些相关企业给我们阐释他们成本降低的原因,非常重要的一点就是风机的规模扩大,那除此以外,还有几个重要的因素降低成本,随着行业的发展,所以这里几个蓝色的方块就代表了重要的因素,他们相互之间也是相辅相成的,在研发方面更大型的风机主要是通过商业支持来发展的,包括有设计、测试来实现行业的规模经济,更大的风机当然要求更好的对于其他相关产业的研发,包括安装还有运维技术。那么这些仍然是行业所带动的,也是得到了更多研发上的资金支持。
    然后在右上角就是,可以给我们带来持续迭代的新技术,而且可以减少宕机的情况,同时可以带来成本的降低,另外还有规模经济,规模经济主要是来自于风机尺度的扩大。这样我们可以实现更低的成本,最终还有融资成本的降低,这也促使企业可以进行一代又一代的技术迭新,不断的完成创新。
    政策是如何帮助进一步带动创新的成本呢?主要是总结了五个方面,也就是政策如何可以推动创新的发展,包括设定目标,创造合法性,还有资源动员以及知识开发和知识交流,创新的义务要求相关的企业要能够对新能源的发展做出承诺,并且也给他们合法性和合理性,让行业能够不断创新,积累相关的知识和技术。同时也能够促进在整个行业当中的开放的知识交流。而差价和约可以扩大市场的规模,通过竞价的拍卖来提供非常明确的目标的设定机制,来带动成本。
    对于知识的交流而言,竞争可能会产生一些负面的影响,但同时还是可以促进合作的,尤其是通过像我们Carbon Trust这样的机构协调和努力,在这个过程当中,可以通过一些和约的制定,还有规范的制定来支持研发还有促进相关新技术的部署。

     

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  • 《英国海上风电市场项目融资模式创新实践》

    • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2020-08-29
    • 随着全球越来越重视发展可再生能源,海上风电以资源广阔、产业链条长、经济效益高等优势,成为各国争相发展的可再生能源。目前,我国不少优质项目仍然面临融资难、融资贵问题,而英国作为全球最大的海上风电市场,在投融资模式上进行了卓有成效的创新。本文在概述英国海上风电市场发展的基础上,提出了相关建议。 在全球海上风电市场中,英国起步较早,其成熟的海上油气行业积累了众多海上风电发展所需的专业技术、设备和人员。英国拥有丰富优良的海风资源、高度开放的电力市场、长期稳定的能源政策,以及成熟发达的金融市场,有力推动了海风电力市场的发展和成熟。英国目前已是全球最大的海上风电市场,拥有全球最大的海上风电场和最先进的海风发电技术,而且在投融资模式上进行了卓有成效的创新。 海上风电单机容量大,适宜大规模开发,且靠近电力负荷中心便于电网消纳,因此也是中国可再生能源发展的重要方向。国家能源局预测“十三五”期间中国将超过德国成为全球第二大海上风电市场,并有望在“十四五”期间超过英国成为全球最大海上风电市场(2019年末运营装机总量达9.7GW,占全球运营装机总量的35.6%)。本文分析了英国海上风电项目的融资实践,以期对国内金融机构的海上风电融资业务起到借鉴作用。 英国海上风电场项目成本分析 一个典型的海上风电场由五个主要部分组成:风机、风机间海底电缆、离岸变电站、外输海底电缆以及在岸变电站。由于海上风场结构较复杂,加上海上施工受海床地质条件和天气影响较大,相对其他可再生能源项目,海上风场的建设难度较高、建设风险要大得多。 海上风电场的生命周期包括开发准备 (1?3年)、申请获取规划许可 (1?2年)、设备和服务采购(1?2年)、融资(1?2年)、项目建设(1?2年)、项目运行(设计寿命25?45年)、停运拆除(1年)。根据英国《能源法案(2004年)》,英国工商业、能源和产业战略部(BEIS)规定海上风电场在运行期结束后要被安全拆卸,以重新恢复海域环境。因此,项目股东需要提前准备电站拆卸计划和相应的资金安排。 英国海上风电相较其他发电技术正变得越来越有竞争性。如图1所示,海风电场的执行电价(strike price)逐年降低,预计在2022年左右会低于燃气发电的平准化度电成本(the levelized cost of electricity,LCOE),甚至在2023年左右接近市场批发电价(wholesale price),所需的政府补贴将大幅降低,使得海风发电平价上网成为可能。实际上,Strike Price要高于LCOE,因为Strike Price的计算基于15年运行,LCOE则基于海风电场整个运行寿命周期,通常按20?25年计。因此,海上风电平价上网可能会更早实现。 英国海上风电成本快速降低的因素是多方面的,主要包括政府补贴方式的有效改善、海风发电技术的快速进步、海上风电产业链的不断成熟以及融资成本的持续降低等。英国在2017年摒弃了可再生能源义务(renewable obligation,RO)模式,改用差价合同(Contract for Difference,CfD)模式提供政府可再生能源补贴。这主要是因为RO模式的竞争传导性不够,而CfD模式为政府提供了Strike Price这一个重要抓手,通过市场手段不断降低Strike Price的价格倒逼海风发电整体经济性的提升。 高效风机技术的快速升级是海风发电成本降低最重要的因素。其单机容量由2000年的2MW快速增大到目前主流的8M?9MW,同时13M?15MW的海上风机也处于积极研发阶段。大风机不仅有效降低了单位MW的Capex,并且发电效率更高。此外,整体风场的集成控制系统的进步也提高了海风发电的稳定性。 在政府补贴政策扶持下,英国海风市场迅猛发展产生了规模效应,带动了海风行业本土化程度的快速提高。以London Array和East Angelia风场为例,两个风场竣工时间相差4年,项目建设中由英国本土完成的部分则从10%增加到了50%。海风电场建设本土化的提升不仅有效降低了建设和运营成本,而且增加了英国本土就业机会,创造了良好的社会经济效益。鉴于海上风电长生的良好经济效益,英国政府与英国海上风电行业于2019年3月联手建立了一个政企联盟(the Sector Deal),致力于将英国海风产业培育成全球最领先的可再生能源基地。该联盟的目标涉及提升海风产业链的各个方面,其中包括海风电场建设的英国本土化程度将于2030年提升到60%,并实现对外出口5倍增长至260亿英镑。 海上风电是资本密集型项目,融资成本对项目成本影响很大。英国可再生能源咨询公司BVG Associates研究发现,当融资成本(以WACC表示)由10%降至5%,项目LCOE下降将超过30%,且LCOE中的WACC占比将从1/2降至1/3。随着海上风电产业逐渐成熟,技术风险不断降低,资本市场对这一类资产的信心越来越高,无论是股权融资成本还是债权融资成本都在明显降低,近期公开的项目融资数据显示,其WACC已处于5%?6%的水平。 英国海上风电项目融资结构特点 英国海上风电市场的繁荣离不开金融的支持。随着越来越多的金融机构开始重视海上风电项目,竞争的加剧直接导致了融资成本的下降。融资资金来源也由最初依靠大能源企业的自有资金和部分政府补贴,逐渐变成主要依靠项目融资模式进行开发。 项目融资特指一种融资结构,在此结构中信贷资金的唯一保障(security)是项目本身。这意味着项目公司的股东并不提供任何担保,若发生贷款逾期未偿,债权人有权取得项目的所有权,代替原有股东运行或变卖项目获得资金收回本息。 典型的英国海风发电项目融资的借款主体是项目公司(ProjectCo SPV),如图2中的Wind Farm SPV所示。通常为了股权转让的便利,项目股东会设立一个控股法人主体HoldCo控制项目公司SPV。ProjectCo也是与海上风电项目建设运营的各相关方签订合同的法人主体。英国海上风电项目装机规模大、融资金额高,因此大多通过组建银团的方式募集资金。资金方主要是银行,但近年来基建基金和保险资金也开始进入。 随着英国海上风电项目规模越来越大,对融资成本控制要求越来越高,项目融资的结构和涉及的品种也更为复杂。图3列出了英国海上风项目的典型融资结构,包括股权融资和项目贷款。 股权资金注入项目公司的时间点可以是贷款到位前(upfront)、与贷款成比例同时注入(pro rata)甚至在某些情况下可在贷款到位之后注入,项目股东也可采用资本金过桥贷款(Equity Bridge Loan)延迟自有资金的注入。由于海风电场的建设是模块化的,在整个风场全部完工前,前期已安装联网的风机能够发电产生电费收入,称作完工前营收(pre-completion revenue,PCR)。在英国市场上,债权人一般接受基于P90风力假设而计算的PCR作为资本金,这点与中国市场不同。 视资金来源,项目贷款可分商业银行提供的贷款、出口增信机构(ECA)提供的贷款或是多边金融机构(如欧洲投资银行)提供的贷款。视资金用途,融资结构中贷款会分成不同的档(tranche)。例如,英国海风电场的海上输电设施一般由风电开发商先建设后转让,因此会将用于建设发电设施的贷款和用于建设海上输电设施(OFTO)的贷款分开,分别进行融资。后者一般采用高杠杆率,还款来源是转让海上输电设施时中标的OFTO运营商支付的转让费。又如,海上风电项目涉及大量退税,因此可以相应设立一档低息的VAT贷款,用于支付项目建设过程中的增值税。 此外,不同的贷款品种,如定期贷款(term loan facility)和循环贷款(revolving facility),通常会搭配起来使用。定期贷款主要用于支持设备采购和工程建设,循环贷款则满足建设工程涉及的交易支付需求。海风项目融资结构中也会包含备用贷款(standby facility),在成本超标或是施工延迟的时候提供额外的资金。 除了用于项目建设的贷款,融资结构中还会配置其它类型的贷款,通常包括流动资金贷款、信用证和偿债储备贷款(debt service reserve facility, DSRF)。 英国海风项目其他融资模式 英国早期的小型海风电场通常由资金雄厚的能源公司使用自有资金或从银行获得的普通公司信贷资金进行开发建设。政府会对合格的项目提供补助资金,以激励海风发电技术的发展和产业的成长。随着金融市场对海上风电资产的认知不断深入,融资模式也逐渐变得多元化。根据英国致同会计师事务所(Grant Thorton)2018年发布的研究报告,英国海风发电以项目融资和无/有限追索权融资为主,其次是企业融资,再者是资本市场和债券融资。 债券融资以及资本市场融资通常用于海风发电项目的再融资。当海风项目竣工后进入稳定运营期,建设风险不再存在,项目风险大大降低,融资成本往往也随之降低。项目股东通常会选择再融资用以偿还之前的高息负债。由于债券流动性远高于贷款,其融资成本通常也较低,因此海风项目的再融资通常通过在债券市场发行项目债券进行。除了标准化债券,private placement等资本市场工具也常被用于海风项目的再融资。 英国海风融资模式对我国的启示 目前,我国的可再生能源项目融资很大程度上仍依赖于项目股东的强担保,实际上没有脱离资产负债表融资模式,导致不少优质项目仍然面临融资难、 融资贵的问题。对比英国海风发电融资模式,笔者提出以下三点建议。 一是完善项目的结构性风险缓释和转移机制。英国的海风发电项目充分考虑到了项目建设和运营期间的主要风险,在建设和运营合同中设置了liquidate damages、performance bond、直接协议等结构性风险缓释或转移机制,保障了投资者的资金安全。为确保这些机制的有效实施,往往需要第三方保险公司和购电方的参与和配合。目前,国内银行与其他金融机构对这方面还不够了解和重视。同时,除了涉及海外业务的大型国企和民营企业,很多工程公司也没有形成规范的建设施工保险操作。海上风电行业的主管部门和行业协会需要共同努力,加快推进项目施工的规范化和标准化。 二是强化项目的定量融资分析。英国的海风发电项目融资会为金融机构提供一份项目现金流金融模型,并基于模型计算各档贷款的额度、各储备账户的额度、风险缓释机制的比例等,进行敏感度分析,测试项目融资结构是否稳健。该模型会定期(通常每年)更新,反映项目建设和运营的实际情况,所有关于项目的临时变动都会及时体现在模型当中,并提供给金融机构。而国内的很多金融机构在尽调海风项目时,往往忽略了模型的重要性,定量分析不够深入,主要依靠项目股东能否提供强担保衡量项目的风险是否可控。此外,国内海风项目的业主通常是央企和大型国企,很多情况下业主不愿意提供或是定期更新模型,给金融机构准确评估项目风险带来困难。 三是提高融资模式的多元性。一方面,政府背景的资金应继续发挥“定锚”作用,有效降低项目的融资风险,激发更多的金融机构参与海风项目的投资。受资管新规影响,政府产业基金的支持渠道较之前有所收窄,如何有效、可持续地支持新能源项目需要各方更为广泛地探讨。英国的绿色投资银行模式或许可提供有益的参考。另外,国家应明确政策性银行和商业银行参与海风发电项目的界限,避免政策性资金排挤市场资金的现象。另一方面,国内目前海上风电融资和再融资仍局限于银行贷款市场,资本市场尚未发挥作用,应成为未来扩充融资渠道的重要方向。
  • 《海上风电“省补”来了!》

    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2022-07-21
    • “省补”的出台势必会对本省的海上风电发展有正向的刺激作用,尤其是广东和山东出台的“省补”都按项目容量进行一次性补贴,更可以直接帮助项目降低成本。 近日,浙江省舟山市人民政府发布《2022年风电、光伏项目开发建设有关事项的通知》(以下简称《通知》),给予海上风电项目一定的省级财政补贴,2022年和2023年全省享受海上风电省级补贴标准分别为0.03元/千瓦时和0.015元/千瓦时。浙江由此成为继广东、山东后,第三个明确海上风电省级补贴支持政策的省份。省级补贴的陆续出台一时提振了海上风电市场,业界普遍认为,“省补”将有力推动海上风电向全面平价过渡。 “先建先得”,逐年退坡 去年11月,浙江省首次透露将为海上风电提供金融、财政支持,但并未公布补贴标准细则,时至目前,浙江省成为了全国第三个为海上风电提供省级财政支持的省份。 按照《通知》,2022年舟山市海上风电发展目标为开工30万千瓦,核准容量100万千瓦,2022年和2023年全省享受海上风电省级财政补贴规模分别按照60万千瓦和150万千瓦控制,以项目全容量并网年份确定相应的补贴标准,按照“先建先得”的原则确定享受省级补贴的项目,直至补贴规模用完。项目补贴期限为10年,从项目全容量并网的第二年开始,按等效年利用小时数2600小时进行补贴。 与广东和山东提供“省补”的方式类似,浙江海上风电补贴同样是逐年退坡,但从舟山市此次公布的补贴标准来看,其不同点在于,浙江是为海上风电项目按照度电补贴,而另两省则直接按照项目容量补贴。 根据广东省人民政府发布的《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》,2022年起,广东省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴,补贴标准为2022年、2023年、2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500元、1000元、500元,对2025年起并网的项目不再补贴。山东省能源局副局长邓召军在今年4月公开表示,对2022-2024年建成并网的“十四五”海上风电项目,山东省财政将分别按照每千瓦800元、500元、300元的标准给予补贴,补贴规模分别不超过200万千瓦、340万千瓦、160万千瓦。 助力改善海上风电经济性 厦门大学经济学院中国能源经济研究中心教授孙传旺指出,补贴是推动可再生能源市场化发展的重要方式,但现阶段海上风电成本仍然较高,为直面海上风电平价压力,仍需政府提供一定的资金支持,保障稳定的装机规模增长。在此背景下,“省补”出台接替“国补”,能够防止“国补”退出导致的资金流断裂情况出现,在一定程度上延续了行业增长态势,稳定了市场预期,有利于推动技术进步与成本下降。 “‘省补’的出台势必会对本省的海上风电发展有正向的刺激作用,尤其是广东和山东出台的‘省补’都按项目容量进行一次性补贴,更可以直接地帮助项目降低成本。”睿咨得能源可再生能源分析师朱祎聪告诉记者。 从补贴力度上看,目前三省“省补”力度实际上远低于此前的“国补”,但在业内看来,这一补贴力度已足够提振市场,并吸引投资者。朱祎聪指出:“目前的补贴力度虽然总体上不如之前‘国补’的力度大,但可以使投资方更快回收资金,对投资者同样具有吸引力。三省的补贴也都以不同形式进行阶梯式退补,既能在现阶段帮助提升海上风电项目的经济性,又可以持续刺激产业链各个环节进一步降本增效,早日实现平价上网。相较于没有补贴的省份,出台‘省补’的几个省份也能够吸引更多投资方,选择更为优质的企业,对本省的产业发展也会有很好的促进作用。” 风电设备供应商大金重工指出,政策支持与电价补贴有效地促进了我国风电产业投入提高、产量提升、技术进步、成本下降,为最终实现平价上网奠定了发展基础。虽然海上风电2022年起不再享受国家补贴,但是鼓励地方继续补贴建设海上风电,风电行业政策趋势整体向好。据预计,未来10年,中国海上风电市场的年复合增长率将达到27%,累计并网装机将达到1亿千瓦。 海上风电平价仍需多方着力 密集的支持政策出台催热了海上风电市场,近几个月来海上风电项目招标也持续火热。据不完全统计,今年第二季度新增海上风电启动项目招标规模可达330万千瓦,增速超出业界预期。更为值得关注的是,近期海上风电项目风机中标价格也呈现大幅下降趋势,据浙商证券数据,目前,海上风机平均招标价格已下行至约3680元/千瓦,与2020年海上风机7003元/千瓦的平均招标价格相比,降幅达到一半。 朱祎聪认为,前两年的海上风电装机潮推动了风机价格的下降,在海上风电进入无“国补”时代后,进一步降本增效的需求更为强烈,风机价格的持续下降不仅能够使得海上风电项目尽早实现平价,也能推动产业链的持续创新。 海上风电的平价却不仅依赖于设备。有测算显示,2020年,海上风电投资成本结构中,风电机组占比仅约为35%,其余为电力设施、安装工程、海上桩基等。 对此,孙传旺指出,除削减风机成本外,海上风电项目还需协同产业链各个环节降本,比如,静态投资占比高的基础和海缆领域,也是未来降成本的主要着力点,与此同时,还需在安装环节与风电场规模化两个环节降本。“江苏、广东、福建等地的海上风电完全成本约在1.5万元/千瓦—1.8万元/千瓦之间,如果要实现7%的收益率,海上风电完全成本需降至1万元/千瓦左右,最终能否实现项目平价,仍需结合当地基准电价和‘省补’额度进行测算。”