澳大利亞風電投資的機遇與風險分析

孫建淼

（國華能源投資有限公司，北京 100007）

0 引言

近年來，隨著風電行業的快速發展，我國主要風電開發企業積極實施“走出去”戰略，加快海外風電項目布局。澳大利亞擁有豐富的風能資源和穩定的政策環境，成為我國風電企業“走出去”的重要目標國。為更好地挖掘澳大利亞風電投資機會，非常有必要了解澳大利亞風電發展現狀和趨勢，并深入分析投資澳大利亞風電市場的機遇和風險。

1 澳大利亞可再生能源發展的政策環境

為降低對化石燃料的嚴重依賴，自2001年起，澳大利亞政府引入立法機制，制定可再生能源目標計劃（RET），實施可再生能源發展配額制[1]，鼓勵可再生能源在發電領域的發展，并制定了到2020年末，可再生能源發電量占到全國總發電量20%的發展目標。

1.1 強制可再生能源目標時期

2001年4月，澳大利亞出臺了《強制性可再生能源目標》[2]，旨在到2010年，在每年總發電量中，可再生能源電力應達到9500GWh，占全國總發電量的12%。在這一政策下，《可再生能源法案》和《可再生能源條例》定法并建立了可再生能源證書（RECs）交易機制和交易市場，以確保實現目標。2001年4月1日，澳大利亞可再生能源證書系統在全國范圍內正式運行，根據規定，所有向電網購電超過100MW的電力批發和零售商應按適當比例完成義務。可再生能源發電商每額外生產1MWh可再生能源電力即可獲得1單位證書（RECs）。RECs可以在義務方或第三方質檢，在國家電力市場上進行交易。每年年末，負有義務的電力批發、零售商必須向管理部門上交足夠的RECs，以證實完成了目標義務。不達標者，差額以40澳元/RECs處以罰款。澳大利亞可再生能源管理辦公室負責對可再生能源發電商進行認證，監管可再生能源證書的執行情況，進行年度評估，并對違反法案的行為進行處罰。這一時期的證書交易為風能、生物質能等相對低成本的可再生能源發電系統的安裝、發展提供了大量金融支撐。

1.2 擴展可再生能源目標時期

2009年，澳大利亞再次通過立法，自2010年起執行新的可再生能源目標計劃，確立了到2020年年增45000GWh（包括強制可再生能源目標時期的9500GWh）、20%的電力供應來自可再生能源的目標。2010年6月，對可再生能源目標進行了修正，2010年《可再生能源法修正案》將目標分為大規模可再生能源目標和小規模可再生能源計劃兩部分。從2001年到2010年年底，市場上交易的證書商品統一叫做可再生能源證書（RECs）。從2011年1月1日起，證書被分為大規模發電證書（LGCs）和小規模技術證書（STCs）。義務主體有每年分別購買和提交一定數量這些證書（包括LGCs和STCs）的法定義務。通過REC注冊器創造和交易這些證書，由可再生能源管理辦公室管理。多樣化的證書交易保證了澳大利亞可再生能源技術的多元化發展，為風電、光伏發電、太陽能熱水器、熱泵等的安裝提供了更大的支持。

1.3 澳大利亞可再生能源證書運行機制

根據國際上已有的政策經驗，沒有證書交易系統支持的情況下，可再生能源配額政策也能有效運行。但是采用可再生能源證書市場交易機制，為可再生能源產業提供激勵資金，以更低的成本提供更靈活的義務完成方式，才是配額制運行的關鍵。《強制性可再生能源發展》及其主要配套法律《可再生能源（電力）法》以可再生能源證書制度為核心內容。《可再生能源（電力）法》開宗明義地規定了三大發展目標，即鼓勵額外的可再生能源電力生產、減少電力部門溫室氣體排放及確保可再生能源的生態可持續發展。三大目標通過簽發可再生能源證書和要求電力的特定購買者提交法定數量的證書以獲得年度電力來實現。

可再生能源證書的運行依賴于可再生能源證書注冊系統。該系統負責證書創制、注冊、轉讓與證書提交。實質上，可再生能源證書注冊系統就是可再生能源證書市場。合格主體（即可再生能源發電單位）通過證書注冊系統出售證書以獲取經濟利益。責任實體通過證書注冊系統購買并提交證書以履行其法定責任。如果責任實體不能完成年度可再生能源電力目標，則將被要求支付每份證書65澳元的大規模 生產虧空費或小規模技術虧空費。

1.4 可再生能源發展計劃的效益分析

實施可再生能源發展計劃，為澳大利亞可再生能源產業發展提供了良好的政策環境，激發了產業發展活力。澳大利亞可再生能源產業裝機規模從2000年的7540MW增長到2012年的13340MW。在可再生能源領域的投資超過185億澳元，其中，大型系統和小型系統分別投資75億澳元和110億澳元。可再生能源產業規模的增長進一步擴大了發電企業的供給，在供求關系的影響下，批發電價有所下降。根據清潔能源委員會的報告顯示，在這期間，澳大利亞平均批發電價每兆瓦時下降了10澳元。同時，通過發展可再生能源，相當于減排22.5MtCO2e，很好地完成了東京議定書規定的減排任務。

2 澳大利亞可再生能源發展現狀

在過去十年間，澳大利亞可再生能源產業特別是風電和太陽能光熱得到了有史以來的最快發展，2012年可再生能源共發電29.7TWh，占全國總發電量的13.14%，同比增長3.5個百分點，這也是可再生能源發電量占比首次超過全國總發電量的10%，這和20%的發展目標還有一定差距[3-4]。

圖1 澳大利亞可再生能源發電結構

從可再生能源結構上來看，水電所占比重最高，2012年，水電共發電17.1TWh，占可再生能源發電總量的58%，占全國總發電量的7.6%；風電規模居第二位，發電量為7.73TWh，同比增長20%，風電發電量占可再生能源發電總量的26%，占全國總發電量的3.4%。

第一，由正常生長狀態下溫度突然大幅下降到0℃以上的低溫，不但會降低葡萄的生長速度，其細胞內原生質也會變成像果凍一樣的凝膠狀態，此時給我們的感覺是芽、花蕾和葉片等器官變得僵硬了，這就是通常所說的“冷害”。如果氣溫很快回升到正常水平，葡萄的芽和葉片等也會恢復到正常狀態，但對花器的發育可能會造成輕微的不可逆轉的傷害，進而在一定程度上降低開花結實率。

3 澳大利亞風電行業發展前景分析

3.1 風電市場規模

2005年開始，澳大利亞風電開始快速發展。在近六年內，裝機容量以年均41%的速度增長。受金融危機影響，2009年以來，風電發展速度明顯放緩，2012年新增裝機容量408MW，同比增長19%。截至2012年年底，澳大利亞風電裝機容量達到2584MW。

盡管發展速度較快，但澳大利亞風電規模并不大，根據世界風能協會的資料，2012年澳大利亞的裝機容量全球排名第14位。截至2012年底，澳大利亞共有62個風電場，1397臺風電機組，裝機容量為2584MW。澳大利亞風電裝機規模尚不及我國風電裝機規模的4%。從單個風電場規模來看，澳大利亞單個風電場的規模較小，平均每個風電場裝機容量僅為42MW。目前運營規模最大的風電場是位于維多利亞州的Waubra風電場，裝機容量也僅為192MW。但澳大利亞風能資源較為豐富，根據發電量和裝機容量可以估算出，2012年澳大利亞風電機組平均可利用時間達到2990h。澳大利亞風電平均可利用小時數比我國高58%。

3.2 在建風電場

圖2 澳大利亞風電裝機容量

圖3 澳大利亞風電場布局結構

從在建風電場來看，截至2012年年底，澳大利亞共有在建風電場11個，合計1636.5MW。其中，位于維多利亞州的Macarthur風電場裝機容量達到420MW。如果在建工程均能按時完工，到2013年年底，澳大利亞風電裝機容量將有望達到3267MW。

3.3 項目分布情況

從布局上來看，澳大利亞的風電場主要分布在南部沿海地區。南澳大利亞、維多利亞和新南威爾士三個州的風電裝機容量合計2150MW，占總容量的83%。從裝機容量增長速度來看，增長最快的主要集中在新南威爾士、西澳大利亞和維多利亞州。

表1 澳大利亞在建風電場清單

3.4 風電場開發指導性成本

根據澳大利亞清潔能源委員會發布的資料顯示，澳大利亞開發風電場的平均成本是每千瓦1700澳元至3400澳元。按2013年8月的匯率折算，為每千瓦1.05萬元至2.1萬元人民幣。其中，風電機組成本占到全部成本的60%–75%。而我國風電行業平均開發成本現在已下降到每千瓦8000元左右，遠低于澳大利亞。澳大利亞風電場開發成本的具體結構如表3所示[5]。

3.5 風電市場結構

按公司主營業務來分，澳大利亞的風電開發商和運營商主要可以分為四類，分別是大型能源一體化公司、投資銀行、專業風電開發商和小型開發商。最近出現一個明顯的趨勢是，以AGL為代表的大型電力零售商正在通過并購或自建的方式大規模進入風電開發領域。

表2 澳大利亞風電場布局

表3 澳大利亞風電場開發成本結構

圖4 澳大利亞風電開發商裝機容量份額（包含在建）

圖5 澳大利亞風電機組市場份額

澳大利亞的風電開發市場集中度較高，前三家的裝機容量已占到了全國裝機總量（CR3）的49%。我國風電行業前三甲企業裝機規模比重（CR3）僅為29%，比澳大利亞低了20個百分點。其中，作為澳大利亞三大電力批發商之一的AGL，通過并購和自建等方式，已發展成為澳大利亞最大的風電開發商，其裝機容量的市場份額達到21%。

3.6 風電機組市場結構

在澳大利亞風電開發規模快速發展的驅動下，包括GE、保定天威、金風科技等一大批風電機組廠商先后進入澳大利亞市場。但是，從目前澳大利亞機組市場份額來看，澳大利亞所使用的機組主要來自Vestas/NEG Micon，Suzlon/REpower，Acciona能源公司（西班牙)和Enercon（德國）公司等四家公司。其中，排在前兩位的Vestas/NEG Micon和Suzlon/REpower公 司的機組已占到總裝機的85%。

4 澳大利亞電力市場

4.1 電力市場結構

澳大利亞共有兩個電力批發市場，分別是覆蓋澳大利亞東部地區的全國電力市場 (NEM) 和涵蓋西澳大利亞州西南地區的西澳大利亞電力批發市場(WEM)[6]。

NEM成立于1998年，是一個發電公司和零售商進行電力交易的批發市場。塔斯馬尼亞州于2005年加入NEM。如今，NEM的業務遍及五個相互連接的地區，這些地區大致上依澳大利亞各州界劃分。NEM每年電力需求量超出200TWh，約相當于澳大利亞整體電力需求量的87%。

NEM是一個競爭性的批發市場，市場上的發電商根據供求變化確定電價，零售商從NEM購買電力，再銷售給居民、商業和工業用戶。

作為發電商，風電場一般向零售商出售 電 力。AGL Energy、Origin Energy 和TRUenergy三家公司占NEM零售市場的份額超過85%。

4.2 電價機制

澳大利亞能源市場運營機構（AEMO）擔任全國電力市場的運營商。為確保NEM運作暢順，AEMO對NEM各地區的電力需求進行預測。每一注冊發電商必須每五分鐘向AEMO提供他們愿意提供的電量和電價，由AEMO對供給和需求進行匹配，優先調度報價最便宜的供給，直至滿足全部需求為止。因此，注冊發電商必須考慮到因出價太高導致生產的電力無法銷售的風險。

根據報價階段發電商提交的報價，AEMO在全天內每隔5分鐘向發電商發送一次指令。每天共有288個調度區間。調度價格定為五分鐘區間內最高的支付價，并適用于排入生產計劃的所有發電機，不論原始報價水平如何。

NEM的交易區間為半個小時。因此，每天市場上共有48個交易區間。每半個小時計算該區間內六個調度價格的平均值，定為現貨價。現貨價就是在半小時內，所有發電商得到的發電價格，也是批發商就所消耗電力支付的價格。在NEM的五個區域內，每個交易區間均有單獨的現貨價格。

造成不同地區現貨價格差異的因素包括聯網線路的容量限制以及不同地區發電對不同類型燃料的依賴。

圖6 澳大利亞電力市場

圖7 澳大利亞電力市場結構

攝影：王科

4.3 電價控制

澳大利亞對所有地區的參考價格設有最高價格上限。該限制被稱為市場價格上限，為每兆瓦時125 澳元（約合人民幣每千瓦時0.84元）。這是發電商可以向市場提供的最高價格。

澳大利亞對最低市場價格設定了下限，被稱為市場價格下限，目前設定在每兆瓦時10 澳元（約合人民幣每千瓦時0.07元）。每兩年評估一次市場最低價格和市場價格上限。

5 總結

在澳大利亞開發風電產業機遇與挑戰并存。機遇主要體現在以下幾點：一是有良好的政策環境，澳大利亞政府出臺有關政策致力于扶持可再生能源產業，并鼓勵其發展，可再生能源產業仍將保持快速發展。二是風電仍有廣闊的發展空間。風電產業經歷了近十年的快速發展期，但目前規模仍然有限，其發電量占全國總發電量的比例僅為3%左右，仍有較大的發展空間。三是澳大利亞風能資源豐富，平均可利用小時數比我國高50%以上。面臨的挑戰主要體現在以下幾點：一是投資成本高，澳大利亞風電場的開發成本比國內高出40%左右；二是澳大利亞上網電價較低，且定價機制較為靈活，不易鎖定收益。三是大型電力零售商走向一體化趨勢明顯，且市場集中度較高，將面臨激烈競爭，發電企業在電價的博弈過程中處于弱勢地位。四是澳大利亞對風電機組設備的要求較高，且機組設備的市場集中度較高，開發商在設備選型上受到一定的限制。總之，澳大利亞風電行業仍存在較大的投資機會。

國內企業應抓住目前企業價值估值較低的機會，深入研究澳大利亞風電開發運營模式，培養建立國際化人才隊伍，結合自身優勢，穩扎穩打，循序漸進，爭取在澳大利亞開啟新的篇章。

[1] 周少鵬，謝旭軒，任東明，薛惠鋒. 澳大利亞可再生能源配額制及對我國的啟示[J].中國能源, 2012(2).

[2] 澳大利亞清潔能源委員會.可再生能源目標計劃的效益分析[EB/OL][2011-04-21]. http://news.gasshow.com/News_2622.html

[3] 澳大利亞清潔能源委員會.澳大利亞2012年清潔能源發展報告[EB/OL][2013-03-30].http://wenku.baidu.com/view/97ef644e3c1ec5da50e270f8.html

[4] 澳大利亞清潔能源委員會.澳大利亞風電產業2011年回顧[EB/OL][2012-10-22]. http://www.docin.com/p-504440749.html

[5] 澳大利亞能源市場運營機構.2012年電力開發機遇綜述[EB/OL][2013-06-08]. http://www.mce.gov.au/emr/aemo/default.html

[6] 澳大利亞能源市場運營機構.2012年澳大利亞國家電力市場介紹[EB/OL] [2013-08-01].http://www.mce.gov.au/emr/aemo/default.html