山地风电场机组选型及边际成本测算探讨

2018-05-02吉伟

机电信息 2018年12期

吉伟

（舟山华电风力发电有限公司，浙江杭州310000）

0 引言

2017年，我国风电行业保持健康发展势头，全年新增风电装机1503万kW，占全部发电装机容量的9.2%。陆上风电建设重心正由消纳不足、限电现象比较集中的“三北”地区，过渡到人口及商业密集、电力缺口较大的中东部和南方低风速区域。从过去诸多建成后在运行的风电场来看，由于环境复杂，各机位风资源差异较大。

南方风电场在微观选址过程中要较北方谨慎，主要需考虑以下两点：

（1）精细选址。需充分考虑山地的复杂地形、对复杂地形条件下的资源评估要做到精细化，在选址和机位布置上必须达到更精准的程度。

（2）合理选型。选择风机时需充分考虑塔筒运输、风机价格、风机功率曲线以及风机尾流影响等因素，选择合理的机型。

本文选取浙江省北部某山地风电场作为案例，重点开展山地风电场边际成本测算以及机组选型分析，综合发电量、造价、经济效益以及施工难度等方面因素，测算某风电场的边际成本，为单台风机的投资可行性判断提供依据。

1 风电场概况

某风电场位于浙江省北部，山体自然地形坡度一般为45°～60°，山脊瘦窄，拟布置单机容量2.2MW的风电机组12台和2MW的风电机组10台，主要排布于一条U字形山脊上，拟布置风机区域海拔在200～500m之间，图1中圆圈范围内为拟布置风机位置。

图1 拟布置风机位置图

2 风机选型

本风电场拟选用三种类型的风电机组，分别为2.0MW（φ110）/2.2MW（φ110）/2.2MW（φ121），三种机型风力发电机组标准功率曲线如图2所示。

图2 风功率曲线图

3 造价测算

鉴于风电已建成，各项主体工程已落实，以下费用如升压站建设及电气设备、进场道路主路径、勘察设计费、评审费、项目法人管理费、集电线路主线、前期费等均已完成投入，无需再次投入。边际成本是建设过程中最后增加的那个单位发电能力所耗费的成本，称之为风电场的边际成本[1]。现根据风电场现有风机机型进行边际成本测算，各项成本如表1所示。

表1 各方案的建设成本

4 发电量测算

根据风电场风资源情况以及各风电机组的风功率曲线测算各方案下风机的发电量以及年利用小时，具体结果如表2所示。

表2 三种布机方案发电量以及造价比较表

5 财务评价

5.1 基本原则

（1）长期贷款年利率为6.51%，按照等额本金方式进行还款，还款期15年。

（2）折旧年限为20年，采用直线折旧法，残值率为5%；运行成本：修理费率1～4年为0，5～6年1.2%，7～11年1.5%，剩余年份2.0%；材料费定额取为7元/kW；其他费用定额取为100元/kW；暂不考虑职工工资及福利费。

（3）本项目增值税实行即征即退50%的政策，增值税税率为17%。第一至三年免企业所得税，第四至六年为12.5%，六年后为25%。

5.2 财务评价

三种布机方案财务评价结果如表3所示。

表3 三种布机方案财务评价结果

5.3 综合比较

根据表3结果，三种方案的经济性均较好，下一步主要通过选择适当的经济评价方法与指标，对各个方案的经济效益进行比较。以下评价主要考虑资本金内部收益率和资本金财务净现值两个指标，三种方案的资本金财务内部收益率（IRR）均高于27%，均具备良好经济效益，其中方案1（31.450%）＞方案2（30.783%）＞方案3（27.817%）；三种方案的资本金NPV均高于540万，具备良好的盈利能力，其中方案2（603.03万元）＞方案3（580.99万元）＞方案1（545.82万元）。

对于投资规模不一样的互斥方案，投资期限相同，考虑采用增量法来解决，也就是通过对方案的现金流进行相减，得出新的增量现金流量图，然后对增量方案利用净现值法或内含报酬率法进行评价[2]。因方案1和方案2的IRR和NPV分别排第一，因此对方案1和方案2进行增量测算，测算结果如表4所示。

经比较，NPV方案2-方案1=57万元＞0，IRR方案2-方案1=25.675%＞8%，故方案2优。

5.4 边际成本测算

在实际选址过程中，部分位置的风机点位可能达不到2080h，故需推算边际成本。根据项目经济评价的基本原则，风机具备可行性需满足两个条件：NPV＞0，且IRR＞i基准收益率。方案2的建设成本和运行成本属于固定值，年发电利用小时属于变量，因此主要推算利用小时。当年利用小时为1427h时，NPV=-0.29万元＜0，IRR=7.991%＜基准收益率i；当年利用小时为1428h时，NPV=0.64万元＞0，IRR=8.020%＞基准收益率i。因此，在方案2的情况下，风电机组的边际利用小时为1428h。