佛得角圣文森特岛能源发展概况、问题与建议

徐丛春

（国家海洋信息中心，天津 300171）

引 言

佛得角共和国是大西洋的一个群岛国家，国土面积4 033平方公里，海岸线长1 020千米，专属经济区面积734 265平方公里。圣文森特岛是佛得角共和国向风群岛的重要岛屿，面积约227平方公里，占北部四岛（圣安唐岛、圣文森特岛、圣尼古拉岛和圣卢西亚岛）的16.8%，2016年经济总量和人口分别占北部四岛的67.7%和61.0%[1]，在北部四岛中占据着重要的位置。

佛得角本国能矿资源缺乏，国内能源主要是风能、太阳能、生物质能（木炭），没有石油和天然气资源，电力生产主要依赖进口化石能源进行热力发电，国内活动中消耗最多的燃料是柴油，约占化石燃料总量的41%。为大大减少对进口化石燃料的依赖、促进可再生能源的生产和使用，佛得角政府2012年制定出台了《可再生能源产业战略计划》（PESER），计划旨在划定可再生能源开发区，促进本国可再生能源的发展。

本文通过对佛得角能源和电力市场的全面考察，统筹考虑圣文森特岛现有电力装机规模、电力生产与消费形势、可再生能源发展潜力，提出了圣文森特岛能源发展的总体思路、目标与战略方向，为推动圣文森特岛可再生能源的利用、降低化石能源消耗和能源利用成本提供了借鉴思路。

1 佛得角能源和电力市场概况

佛得角本国能源矿产资源缺乏，电力生产主要依赖进口化石能源进行热力发电，尽管可再生能源较为丰富，但尚未充分开发利用。2015年，佛得角总能源供应量为1 981 ktep（千吨石油当量），其中石油占79.8%，生物质能与固废燃烧占16.5%，太阳能和风能占3.7%。

佛得角电力公司（ELECTRA），亦称佛得角水电公司，其在佛得角境内垄断发电（电厂建造运营）、输电（电网建设管理）、配电（电力采购调配）、海水淡化处理、市政用水配售、污水处理等水、电有关所有业务，是佛得角电力市场的主导者。其在2000年与政府签订协议，被授予在佛得角全境执行电力输送和电力调配的垄断许可，有效期为36年。受其垄断支配地位影响，在佛得角电力方面的投资项目都需要与该公司协商达成共识。

佛得角电力公司按照地域，分为三家独立的公司，分别是南方电力公司、北方电力公司和萨尔岛电力公司。三家电力公司分别有各自的董事会，股份比例相似，一般是佛得角政府控股75%以上，佛得角社保基金控股20%左右，佛得角市级政府控股剩下的5%左右。

佛得角的水电价格由佛得角政府经济监管办事处制定电价标准，但是佛得角电力公司执行电价会高于经济监管办事处的电价。近年来佛得角电力公司执行居民电价从2014年起逐年下调，从0.30欧元/千瓦时降到2017年0.22欧元/千瓦时。尽管电价持续下降，但仍远高于欧盟电价，造成高电价的因素主要包括：一是能源结构。受自然条件制约，佛得角基础电源以油气发电为主，油气完全依赖于进口，电力成本受制于国际油价的变动，本国油气的物流、仓储技术落后，效率低，也增加了电力成本。二是电力基础设施发展滞后。虽然全国有92%的电力接入率，但是电网基础设施不完善、部分电路设备老旧、电力调配管理不合理，电网输电损耗严重。三是电力市场市场化和开放程度低。电力公司垄断运营，效率低下，经营状况不良，长期处于亏损状态，缺乏资金投资发电、输电设备和技术改造。受限于市场体量、公共职能部门组织效率、市场透明度和开放度等因素制约，佛得角发电投资主要依赖于政府控制的电力公司直接投资和国外政府、国际机构援助投资，其国内并未形成吸引IPP电力投资的政策框架，因此国内电源点装机扩张受到限制，从而增加市场供需矛盾。

2 圣文森特岛电力发展现状

2.1 电力装机现状

圣文森特岛位于佛得角向风群岛，是佛得角北部重要岛屿。岛上自然资源较为匮乏，可再生能源较为丰富，主要包括太阳能和风能。目前，圣文森特全岛有效电力装机容量约为28.7兆瓦，其中22.2兆瓦为热力发电（柴油和重油），6.5兆瓦为风力发电。目前，该岛尚没有光伏发电。

圣文森特有3个发电厂区（见图1）：1号发电厂区位于明德卢市中心，集柴油发电—海水淡化于一体，柴油发电机组装机容量为11兆瓦，日常并不运营发电，仅作为岛上备用电源。2号发电厂区位于明德卢工业区附近，是佛得角水电公司在岛上运营的基础电源，装机容量18兆瓦，岛上电力调配中心坐落在此。3号发电厂区风电机组总装机容量6.5兆瓦，上网利用率为70%，风电场机组发电全部通过埋地20千伏电缆接入电网。目前圣文森特岛电网覆盖率为95.4%[2]。

2.2 电力生产情况

2014-2017年，圣文森特岛发电量稳步增长，年均增速9.8%。其中，可再生能源发电量总体保持稳定，2014-2017年可再生能源发电占全部发电量平均比重为27.1%（见图2）。近两年受国际市场化石燃料价格波动影响，可再生能源发电量及占比略有下降，2017年发电量19 659兆瓦时，发电占比24.9%，均较2014年有所下降。

图1 圣文森特岛现有装机容量分布图

图2 2014-2017年圣文森特岛发电量

2.3 电力消费情况

2015-2017年，社会总用电量逐年增加，年均增长速度5.4%，岛上峰值负荷同期增长，年均增长速度5.9%。其中，2015年、2017年增长迅猛，社会总用电量增速分别达到12.7%和11.9%。2017年，圣文森特岛全年电力销量5.4万兆瓦时。

从各部门耗电量及占比来看，商业、工业、农业用电和居民用电一直占据主导地位。2017年，商业、工业、农业用电26903兆瓦时，同比增长16.0%，占全社会耗电量49.5%，用电量及增长幅度均居首位；居民用电21 725兆瓦时，同比增长6.4%，占全社会耗电量40.0%，两者合计占全社会耗电量的89.5%。公共照明、政府部门、社会机构等耗电占比较小，其用电量变化相对稳定。

表1 2014-2017年圣文森特岛用电情况

2.4 当前存在的主要问题

一是电力能源供应安全性较弱。受自然资源与条件制约，岛内主要以火力发电为主，柴油、重油全部来自进口，受国际政治经济形势及石油价格波动影响较大。同时，每个岛的电力设施相互独立，只能提供本岛能源供应，在电力调剂方面的空间受限。

二是用电成本和电网损耗率较高。受电网基础设施不完善、部分电路设备老旧、电力调配管理不合理等因素影响，电网输电损耗严重。同时，每度发电成本约20欧分，远高于欧盟电价。

三是可再生能源利用不足。受储能技术与微电网发展滞后等因素影响，风电设备利用率不足70%，丰富的太阳能资源尚未开发利用。

四是电力市场化和开放程度低。佛得角发电投资主要依赖于政府控制的电力公司直接投资，缺乏资金投资发电、输电设备和技术改造，尚未形成吸引独立电力开发商（简称IPP）电力投资的政策框架，因此国内电源装机容量扩张受到限制。

图3 2017年圣文森特岛各部门用电量占比情况

3 圣文森特岛可再生能源发展潜力与激励政策

3.1 可再生能源发展潜力

圣文森特岛风能、太阳能等可再生能源丰富。根据佛得角发布的《关于可再生能源的分析和可再生能源开发区（ZDER）的报告》，圣文森特岛风力资源突出，平均风速在8 m/s以上，部分地区平均速度高于8.5 m/s。主风力来自东北部，季节性明显，全年有两个不同时期，最强风力通常在1-6月。根据圣文森特岛现有风电场数据，该岛年风资源利用小时数在3 361小时左右。同时，圣文森特岛拥有丰富的太阳能资源，年太阳辐射水平在1 800～2 000 kWh/m2/年，年日照小时数在3 750小时左右[3]。

3.2 可再生能源产业战略计划

为大大减少对进口化石燃料的依赖、促进可再生能源的生产和使用，佛得角政府2012年制定出台了《可再生能源产业战略计划》（PESER），计划旨在确定可再生能源开发区（ZDER），并为实施风能、太阳能、热能以及固体城市垃圾能源项目预留发展区。该行动计划包括可再生能源基础设施建设、可再生能源项目投资计划、允许私营部门参与投资、启动可再生能源集群等方面内容。特别是可再生能源集群的提出，将不仅使得佛得角消费者，也包括该地区的生产商，和整个西非地区的示范国家，具有出口技术和专业知识的能力。《可再生能源产业战略计划》（PESER）将圣文森特岛划定出6处可再生能源开发区块。同时，该行动提出计划到2020年将通过2.4亿欧元的投资计划，产出超过100兆瓦的可再生能源，创造超过1 000个直接就业机会，并将能源生产成本降低至少20%[2]。这也将减少超过3 000万欧元的能源进口，这相当于6 000多万升燃料油或柴油燃料，以及超过20万吨的二氧化碳排放量。该计划有望使佛得角在2020年前进入可再生能源普及率最高的“十强”国家。

4 圣文森特岛能源发展总体思路与方向建议

4.1总体思路

立足佛得角圣文森特岛能源发展基础和可再生能源发展潜力，综合考虑圣文森特岛经济发展、产业构成和人口增长潜力，圣文森特岛能源发展总体思路：调整优化能源结构，逐步减少对化石能源的依赖程度，提高可再生能源在能源供给中的比例；加快电网改造升级建设，构建现代配电网，推进发展智能电网，提高可再生能源并网接入率；鼓励私营业主与企业参与电力设施投资，逐步建立适应IPP电力投资的政策框架。

4.2 战略目标

立足佛得角能源政策致力于建立安全、高效、可持续的能源供应体系，提出以下发展目标：

（1）显著提高可再生能源在一次能源供应的比例

以风能、太阳能为重点，构建绿色、低碳的可再生能源开发体系，力争到2025年可再生能源装机在总能源结构中的比例达到50%以上，到2035年进一步提高可再生能源在能源供应的比例，大幅降低对进口化石能源的依赖。

（2）提升能源供应、分配和使用效率

通过改造升级配电网，逐步降低电力生产运营成本与电网损耗率，力争到2020年全岛电网覆盖率100%，到2025年电力供电成本降低至少20%，到2035年通过推动电力市场化进程，放开市场准入，形成多元投资主体参与的能源开发格局，实现电力生产成本进一步降低。

4.3 发展方向与建议

大力发展新能源，逐步推进分布式发电。有序开发风电和光电，合理规划风电场建设规模，有序推进风能资源的开发利用。按照分散开发、就近消纳为主的原则布局光伏电站，有序推进分布式光伏和“光伏+”综合利用工程，重点发展屋顶分布式光伏发电系统，有序实施光伏建筑一体化工程。逐步放开用户侧分布式电源建设，推广“自发自用、电网调节、余量上网产水相结合”的运营模式。鼓励在有条件的产业聚集区、工业园区、商业中心、机场、交通枢纽等推广建设水电结合的分布式能源项目，通过合理电力调度加大可再生能源发电比例，建立储水设施利用富余电量开展海水淡化。加强波浪能等海洋能研究，引进海洋能开发先进技术，积极开展海洋能开发应用示范。

升级改造配电网，推进智能电网建设。加快构建现代配电网，促进智能互联，建立风能、太阳能、柴油发电与蓄电池储能相结合的新能源微电网工程，提高新能源消纳能力。有序放开增量配电网业务，鼓励社会资本有序投资、运营增量配电网，促进配电网建设平稳健康发展。

逐步建立适应IPP电力投资的政策框架。为确保可再生能源战略规划目标的实现着重吸引IPP建立适应IPP电力投资的政策框架。项目开发前期，制定实施土地使用优惠政策并确保土地持有年限的长期性，对可再生能源发电设备（含蓄电池） 进口予以税收减免优惠政策；在项目审批手续、环评等环节建立快速处理通道，并对管理与运营人员的签证和工作居住证申请提供便利通道。项目运营期，电力管理部门对IPP审核认证后，对项目电网接入审批给予简化程序，并在电费支付方面提供当地融资银行认可的担保。