风电场风电机组延寿经济性分析

　　我国风电产业从 20 世纪 90 年代 发展至今，历经二十余载，已经从当 初的零星试点成长为装机规模全球第 一。但是风电在经历了高速发展后， 风速高、开发条件好的优质资源区大 部分利用殆尽。此外，北方地区存在 弃风限电等问题，南方地区则受到风 速低、开发成本高等因素限制。在行 业平价上网的大背景下，如何满足项 目的基准收益率已经是开发企业和整 机厂商需要迫切解决的问题。为了在 “抢装潮”过后实现企业的可持续发展， 行业已经提前将目光锁定在保障平价 项目盈利的风电机组新产品研发及盈 利模式上。

 

　　伴随行业的快速发展，风电机组 制造、研发领域的新技术、新理念层 出不穷，各整机厂商不断推出大容量、 长叶片、高塔架的产品。但是由于技 术难度指数级上升，尤其是叶轮尺寸 的不断加大，带来了加工、运输、安 装和维护等方面的种种问题。

 

　　因此，业界需要针对未来市场环 境探索更具竞争力的方法及途径。通 过分析发现，风电项目延寿可以有效 提升收益率，对实现平价上网具有重 要意义，本文将就项目延寿做经济性 分析。

 

 

　　风电项目延寿主要分为技改延寿 及设计延寿。技改延寿是针对已建风 电场，设计运营期到期后，如果机组 继续运行，就需要对其进行延寿评估 并通过正常的技改实现风电场延寿， 属于整机的被动延寿。设计延寿是指 通过研发阶段设计，使机组超过目前 的 20 年设计寿命，实现更长的运行周 期，属于整机的主动延寿。

 

　　目前，机组延寿主要面临政策及 技术因素限制。政策方面，当前能够 明确执行标杆上网电价的有效期为 20 年，对于项目运营期满后资源如何重 新配置，尚无明确政策。

 

　　技术方面，国内整机通常的设计 寿命为 20 年，但风电项目永久征地年 限为 50 年。另外，在风电场设计中， 风电机组基础、塔架、升压站等均按 20 年以上寿命设计，整机运行寿命限 制造成许多设计上的浪费。

 

　　从国际经验来看，在大部分项目 中，整机运行期达到 25 年已经是常规 要求，部分项目已在探索 30 年运营期， 基本都取得了较好收益。例如，2016 年，英国有 18 个风电场的运营期超过 20 年，其中，11 个被延寿，2 个退役， 5 个被重新安装机组。因此，本文以某 风电场为参考案例，从经济性角度对 项目延寿后不同运营期年限进行分析， 研究运营期年限对项目经济指标，尤 其是收益率及平准化度电成本（LCOE） 的影响。

 

 

　　案例风电场位于河南省，装机容 量为 100MW，所在地风电基准标杆电 价为 0.57 元 / 千瓦时，脱硫燃煤电价 为 0.3779 元 / 千瓦时，年利用小时数为 2500 小时，静态投资为 7000 元 / 千瓦。

 

　　延寿成本主要由部件维护产生。 假设在不考虑初始投资增加的情况下， 延寿项目的整机及其他设备可以通过 后续运维实现正常运行，在 20 年运营 期满后，对其按平价上网模式下每年 增加 500 万元运维成本进行测算。

 

　　一、延寿项目经济性测算

 

　　按照案例风电场的基本参数测算 不同延寿年限情况下项目的经济性， 根据 20 年运营期采取两种不同电价方 式分别研究：

 

 

　　（1）前 20 年运营期按标杆电价测算，延寿 1 —— 10 年按脱硫 燃煤电价测算。

 

　　（2）前 20 年运营期 及延寿 1 —— 10 年均按平价（脱硫燃煤 电价）测算。

 

　　（一）标杆电价 + 脱硫燃煤电价 模式下的项目经济性测算 考虑基础场景，并按照下述边界 条件测算的 20 —— 30 年不同运营期项 目经济性如表 2 所示。

 

　　（1）运营期延长暂不考虑初始投 资增加。

 

　　（2）运营期上网电价为 0.57 元 / 千瓦时，延长期上网电价（脱硫燃煤 电价）为 0.3779 元 / 千瓦时 。

 

　　（3）20 年运营期后的运维费以 每 5 年增加固定资产的 0.5% 考虑。 从上述分析来看，若项目在 20 年 运营期结束后继续运营，前 20 年的上网电价按风电标杆电价计算，增寿部 分按脱硫电价计算，可以发现：项目 全投资收益率（所得税后）由 14.79% 提高到 15.14%，资本金收益率由 42.15% 增加到 42.17%。增寿年限每增 加 1 年：销售收入（不含税）年平均 增加约 8360 万元，利润年平均增加约 7030 万元，净现值年平均增加约 595 万元。

 

　　由此可知，延寿年限越长，项目 整体经济指标越好。但是年限越长， 收益率、销售收入、净现值等对增寿 年限的敏感性越小。

 

　　（二）平价上网（脱硫燃煤电价） 模式下的项目经济性测算 考虑基础场景，并按照下述边界 条件测算的项目经济性如表 3 所示。

 

　　（1）运营期延长暂不考虑初始投 资增加。

 

　　（2）运营期及延长期电价均为脱 硫燃煤电价⸺0.3779 元 / 千瓦时。

 

　　（3）20 年运营期后的运维费以 每 5 年增加固定资产的 0.5% 考虑。

 

　　从上述分析来看，整个运营期均 按脱硫燃煤电价计算的平价项目，若 在 20 年运营期结束后继续运营，可以 发现：项目全投资收益率（所得税后） 由 7.54% 提高到 8.67%，资本金收益 率由 12.77% 增加到 14.22%。增寿年 限每增加 1 年：销售收入（不含税） 年平均增加约 8360 万元，利润年平均 增加约 6063 万元，净现值年平均增加 约 595 万元。

 

　　由此可知，延寿年限越长，项目 整体经济指标越好。但是年限越长， 收益率、销售收入、净现值等对增寿 年限的敏感性越小。

 

　　在平价上网的大趋势下，一些资 源较差、投资成本高的地区，在原有 20 年运营期情况下实现不了平价的收益要求，通过延长项目运营期，收益 率可以达到甚至超过 8%，从而具有一 定的开发价值。

 

　　二、延寿方案对项目上网电价及 投资影响的测算

 

　　从测算结果来看，无论是标杆电 价项目延寿，还是平价项目延寿，经 济性都有一定程度提高。在平价上网 且保证最低收益率 8% 的情况下，电价 和工程造价的波动对项目竞争力至关 重要。下面就电价和总成本及机组的 经济性做测算分析。

 

 

 

　　（一）延寿方案对基准收益率下 上网电价的影响 考虑基础场景，并按照下述边界 条件测算的项目上网电价如表4所示。

 

　　（1）运营期延长暂不考虑初始投 资增加。

 

　　（2）20 年运营期后的运维费以 每 5 年增加 0.5% 考虑。

 

　　（3）按项目全投资收益率（税后） 为 8% 反推上网电价。 国家发展改革委发布的《关于深 化燃煤发电上网电价形成机制改革的 指导意见》，将现行燃煤发电标杆上 网电价机制改为“基准价 + 上下浮动” 的市场化价格机制。基准价按当地现 行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动 幅度为上浮不超过 10%、下浮原则上 不超过 15%。

 

　　由上述分析可以看出：不同延寿 年限在保证 8% 收益率的情况下，延寿 时间越长，上网电价越低。延寿至 30年时，上网电价可降低 0.0295 元 / 千 瓦时，降幅比例为 7.8%，接近指导意 见的下限。 从平准化度电成本（LCOE）来看， 延寿 1 —— 10 年时，其由 0.3566 元 / 千 瓦时降低到 0.3259 元 / 千瓦时。但运 营年限越长，上网电价及平准化度电 成本（LCOE）的敏感性越小。

 

　　（二）延寿方案对总成本及机组 价格的影响 考虑基础场景并按照下述边界条 件测算的项目上网电价如表 5 所示。

 

　　（1）20 年运营期后运维费以每 5 年增加 0.5% 考虑。

 

　　（2）按项目全投资收益率（税后） 8% 反算初始投资。 可以看出，不同延寿年限按 8% 的收益率反推，延寿时间越长，可接 受的投资水平越高。本案例中，在投 资基准值为 7000 元 / 千瓦的条件下， 必须优化投资才能满足 8% 的收益率， 在其他价格因素不变的情况下，整机 须降价 225 元 / 千瓦才可满足条件。目 前，在因供需关系导致风电机组零部件不断涨价的情况下，降本对项目业 主及整机厂商来说都是一个巨大的挑 战，而从本案例可以看出，延寿 3 年 左右即可达到基准收益率水平。 在保证项目收益率不变的情况下， 增寿年限每增加 1 年，影响投资或机 组价格约 56 元 / 千瓦。延寿时间越长， 项目投资空间越大，每延寿一年可增 加 56 元 / 千瓦左右的成本空间。
 

 

 

　　面对即将全面实现平价的市场状 况，开展延寿方案的经济性研究对风 能资源较差或建设成本较高地区实现 平价具有重要的现实意义。 通过本文的分析可以看出，无论 是执行标杆上网电价的项目，还是执 行脱硫燃煤电价的平价项目，延寿年 限越长，项目的主要经济指标，如收 益率、资本金收益率、利润总额、资 金净现值等就越高。延寿时间越长， 对保持同样收益率的上网电价要求越 低，平价竞争力越强。但延寿时间越长， 收益指标对延寿年限的敏感性越小， 效果会减弱。 （作者单位：新疆金风科技股份有限 公司）