瑞典近海风力发电政策与规划外文翻译资料

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瑞典近海风力发电政策与规划

Patrik Souml;derholm，Maria Pettersson

瑞典吕勒理工大学社会科学系，SE-97187

1. 序言

当前对气候变化的关注与过去的技术发展密切相关，这些技术发展使得新的、成本较低的技术得以推广，从而从根本上改变了能源部门的结构。 20世纪引进的能源生产过程——极大程度上是依靠化石燃料燃烧的过程——导致温室气体排放量大幅度增加，其中二氧化碳最为重要。 不过，所有的证据表明，这些排放对全球气候产生了明显的负面影响(例如，IPCC，2007)。有点自相矛盾的是，全世界的决策者现在都希望未来的技术发展能够解决过去技术变革造成的问题。这就要求能源部门的政策努力高度侧重于创新和技术传播活动，以此作为明确处理减少碳排放的政策的补充(例如，排放交易、碳税等)(Jaffe 等人，2005年)。

欧洲联盟能源政策的一个重要组成部分是在其成员国推广可再生能源，对于电力部门来说，可再生能源指令(2001 / 77 / ec)在这一政策努力中发挥了关键作用。 除了气候变化之外，还有其他一些政治追求的目标，作为日益依赖可再生能源发电的论据。这些措施首先包括改善欧盟的供应安全，但也包括社会凝聚力、地方就业和环境保护被作为主要论点。虽然 RES-E 指令概述了各国在2010年之前发展可再生电力的量化目标，但也为各国政府选择实现这些目标所需的政策工具提供了很大的自由。现有的可再生电力政策支持计划(例如关税方面、绿色证书等)主要成功地促进了相对成熟技术的传播，例如陆上风力发电，但支持开发更不成熟的能源技术也变得越来越重要，以便能够在今后以成本效益高的方式履行更严格的气候政策承诺但是，为了制定有效的政策，需要正确理解管理电力部门技术创新和传播的经济、法律和体制条件。新型无碳电力资源的投资通常面临若干经济、政治和体制障碍，这些障碍往往因国家以及不同的可再生能源电力技术而有所不同。

本文的主要目的是分析政策支持计划和规划系统在促进瑞典海上风电发展中的作用。 具体而言，我们利用经济和法律分析来确定瑞典海上风力发电投资者面临的不同类型的经济、政治和规划相关的不确定性。这意味着我们评估了瑞典不同类型风力发电项目的使用寿命工程成本，然后分析了在不同收益率要求下使用的不同政策工具对这些项目的竞争成本状况的影响。 不过，我们也认识到，投资决策将受到法律框架的影响，这些法律框架制约着风力发电场的许可证、规划和选址。因此，本文还分析了关于评估风力发电厂的环境影响和瑞典海上风力发电厂设施规划程序的重要法律规定和选定的判例法实例。

本文通过对其他三个欧洲国家(丹麦、挪威和英国)的相应投资条件进行了简要的比较。在所有这些国家，今后大规模扩大近海风力发电的潜力都很大，丹麦和英国已经处于全球近海风力发展的前沿(见第2节)。类似的国家间比较已经为陆上电力(例如，Toke 等人，2008年) ，但很少以前的研究突出特殊条件离岸。分析表明，这些国家海上风电开发的政治和法律条件差别很大，在本文中，我们还得出结论，在瑞典，陆上和海上风电设施的条件差别很大。在瑞典建立陆上风力发电场受到关于风力发电厂环境影响评估的法律规定和风力发电厂所在地的规划程序的不利影响(例如，s derholm 等人，2007年)。 相比之下，瑞典的海上设施主要是由于缺乏政策支持，而法律条件似乎总是有利的。

第二部分简要回顾了欧洲近海风力发电的发展历史。第三部分分析了瑞典风力发电的经济性，以及政策对终身发电成本的影响。我们还讨论了瑞典未来技术支持政策选择的一些政治和经济方面的问题。在第四节中，我们讨论了瑞典海上风力发电的环境许可和实际规划程序，并将这些程序与丹麦、挪威和英国各自的法律框架进行了比较。

2. 从欧洲角度看海上能力开发

图1显示了自1998年以来欧洲海上风力发电容量的发展情况。 在此期间，装机容量的增长很快，尽管1990年代末的水平很低。 2009年底，欧洲海上风力发电总装机容量达2056兆瓦，约占欧洲风力发电总装机容量的2% (EWEA，2010)。 在全球范围内，欧洲是近海风力部门和相关涡轮机生产的主要参与者; 直到2007年，欧洲生产商向全世界所有近海风力发电项目供应涡轮机(EWEA，2007年)。

英国和丹麦是欧洲海上风力发电的主要生产国，2009年它们在欧洲海上风力发电总量中所占份额达到74% 。 表1显示，欧洲海上风电场的总容量分布在9个国家的38个风电场，其中21个已经在英国或丹麦安装。 荷兰和瑞典也拥有大量的近海风力资源，2009年，瑞典约占欧洲总装机容量的8% 。 挪威仍然是离岸市场的一个次要参与者，在2009年该国的装机容量只有2.3兆瓦(EWEA，2010)。 尽管如此，挪威在增加近海装机容量方面有着非常有利的风能潜力，但是到目前为止缺乏所需的政策支持来引导额外的扩张。

随着时间的推移，欧洲的海上风力发电场变得越来越大，而且它们通常建在离岸更远的地方，安装在更深的水域。 例如，2009年在丹麦建成的 Horns Rev 2风力发电场，发电能力为209兆瓦。 瑞典目前有5个海上风力发电场在运营，其中大多数发电量相对较小(3-30兆瓦) ，但2007年建立了 Lillgrund 风力发电场，包括48个涡轮机，总发电量为110兆瓦。 该农场距离海岸约7-10公里，水深3-6米(Meyer，2007)。

不过，海上的恶劣环境意味着，与陆上设施相比，开采成本要高得多。 例如，陆上风力发电的投资成本通常估计为每兆瓦0.8-120万欧元，而海上装置的相应成本通常为每兆瓦170-230万欧元(Lemming 等人，2007年)。 造成这种成本差异的主要原因是海上风电场的基础和电网连接成本较高。 对于一个典型的陆上风力发电站，基础的成本通常占总投资成本的4-6% ，而海上设施的相应份额可能超过20% (Lemming 等人，2007年)。 成本较高的另一个原因是，迄今为止，海上安装工作还没有发展完善的供应行业，近年来，海上风力发电行业被迫与更成熟的矿物燃料行业竞争这些安装服务(例如，Sovacool 等人，2008年)。

海上风力发电的较高投资成本至少部分地被更有利的海上风力条件所抵消。 陆上风电场通常每年可利用约2000-3000小时，而海上风电场通常每年可利用约3000-4000小时。 此外，海上设施的环境成本总体上低于陆上农场的典型环境成本(Ek，2006; Danish Energy Authority，2005)。 由此可见，未来增加离岸能力的计划总体上是非常乐观的。

许多国家——尤其是丹麦和英国——已经提出了雄心勃勃的扩张计划，并且部分地重新设计了它们的支持系统和立法以实现这些计划。 例如，2007年，丹麦政府宣布了一项政策目标，规定到2025年，可再生能源在全国电力生产总量中所占的份额应占60% 。 有人认为，这需要将丹麦的风力发电机容量增加一倍，实际上可能意味着在近海安装多达1000-2000个风力涡轮机(Sovacool 等人，2008年)。 此外，英国政府已经宣布到2020年将海上风力发电量增加到33gw。

本文的其余部分讨论了瑞典增加近海风力发电的前景。 在这方面，我们特别关注经济和法律投资环境，并与丹麦、挪威和英国的相应条件进行简要对比。.

3. 瑞典近海风力发电的经济和政策

3.1. 发电成本与政策影响

在瑞典，有两套政策工具可以支持建立近海风力发电: 绿色证书制度和对试点项目的投资补贴。 首先，在2003年推出了绿色可再生能源电力证书制度。 其目的是确保预先确定的可再生电力资源的市场份额，并促进不同类型的可再生能源之间具有成本效益的竞争。 新制度取代了以前的补贴方案(例如，所谓的环境奖金) ，除了正常电价之外，还为可再生电力提供了大约每兆瓦时2030欧元的体面财政支持。 证书的价格随时间而变化，自2006年以来，可再生电力生产商可在15年的期限内发放新的证书。 其次，2003年，瑞典能源署启动了一个投资项目，旨在支持大规模风力发电的技术开发。 只向有助于这种发展的选定项目提供投资支助，而且投资支助不仅仅针对离岸外包企业。 不过，上述 Lillgrund 海上风电场是通过大约2000万欧元的投资支持才得以建成的，除其他外，该项目增进了对海上设施的环境影响以及所谓的重力基础结构的了解。

表2显示了在没有现有证书制度的情况下以及在现有证书制度存在的情况下使不同风力发电项目经济所需的批发电价水平。 这些数字基于生命周期(平衡)成本，即所有发电成本(资本、运营和燃料成本)折现为现值，然后除以电厂经济生命周期内的总体折现产出(Bemis 和 DeAngelis，1990年) ，用于一组不同的陆上和海上风力发电项目。 这些成本估算是基于经济寿命为20年的假设，其中包括电网连接的成本。 后者的费用假定为陆上风电每兆瓦10万欧元，海上设施每兆瓦25万欧元(Hansson 等人，2007年)。 这意味着，有时与电网连接的离岸成本(即，包括内部电力连接、离岸变压器和与现有陆上电网连接的电缆)可能占离岸项目总投资成本的20% 左右。

表2的结果表明，使用较高的贴现率对风力发电的经济性有很大的影响。 这是因为风电开发所涉及的资本成本占整个生命周期成本的很大一部分，而且投资未来回报率的不确定性越大，风电的竞争力就越低。 通过绿色证书制度向风电项目提供的政策支持也对风电的寿命周期成本产生了很大影响，表2中的价格是建立在假设投资者在15年期间获得相当于每兆瓦时20欧元的额外收入(即减少成本)的基础上的。 由于对试点项目的支持仅限于选定的项目，因此不包括在经济评估中。

这些结果与瑞典风能公司(2008年)提出的结果非常一致，它们证实，在北欧电力市场上，瑞典的总体风力发电需要公众的支持才能经济。 具体而言，在过去几年中，电力的长期价格至少在每兆瓦时40瑞典克朗左右，绿色证书制度带来的额外收入意味着，这一计划自2006年以来一直是瑞典陆上风力发电扩张的关键因素(另见 Pettersson 和 Soderholm，2009年)。 在合理的低折现率下，陆上风力发电的净成本通常低于这个价格水平。 然而，研究结果还表明，证书制度目前提供的支持远远不足以使海上风力发电成为瑞典具有经济吸引力的投资选择。

海上风力发电需要额外的财政支持，这一结论适用于所有国家，但我们确实看到各国在这种支持的设计和规模方面存在巨大差异。 自2008年以来，为挪威风力发电开发商提供了15年期间每兆瓦时约10欧元的固定上网电价。 但是，如果电价高于(大约)每兆瓦时50欧元，这种财政支助就会降低。 总体而言，挪威公众对风力发电的支持太低，不足以刺激该国甚至陆上风力发电的大幅扩张，而且如表1所示，海上设施的现有容量接近于零。 相比之下，丹麦的能源政策非常重视近海风力发电的开发，自2004年以来，近海风力发电设施实行了竞标制度(丹麦能源管理局，2005年)。 赢得开标的公司将获得相当于50000个满负荷小时(实际上是12年期间的支持失效)的未来产品的固定数额——实际上是上网电价(Nielsen，2007)。 丹麦离岸投标制度的一个重要特点是，选址是由该国政府事先选定的。

在英国，有一个类似于瑞典使用的支持系统，尽管英国的系统通常对证书的价值更加确定(例如，有一个保证价格下限)。 所谓的可再生能源义务(RO)计划于2002年推出; 它要求电力公司增加其可再生能源的份额，并且已经导致了英国风力发电的显著增加(Toke 等人，2008年; Markard 和 Petersen，2009年)。 近海风力发电部门也受益于投资补贴，因为经同意的项目获得资本赠款(在第一轮中) ，但这些在目前的联合王国系统中是没有的。 此外，来自离岸装置的可再生责任证书的转让价值是其他责任证书价值的1.5倍。 虽然英国的政策支持总体上对离岸投资者(至少是大规模的)有利，但是许可和规划程序往往不那么有利(见第4.2节)。

与丹麦和英国的情况不同，目前瑞典对近海风力发电的政策立场模棱两可。 2010年3月，瑞典政府宣布计划延长绿色证书制度的有效期(到2035年) ，并引入一个更加雄心勃勃的目标。 目前的目标指出，2016年可再生电力的产量应总共增加17个 TWh (相对于2002年的水平)(瑞典能源机构，2007年) ，目前的提案意味着在2020年之前增加25个 TWh。 这将意味着证书价格的上涨，但大多数研究表明，海上风力发电的成本太高，即使有更高的可再生能源电力目标(例如，ECON，2007年) ，这项技术也无法实施。 相反，我们更有可能看到该国偏远地区(例如瑞典北部)陆上风力发电的扩张，那里目前正在规划大型森林风力发电场。 这表明，未来在瑞典扩大海上风力发电需要额

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