我国现有政策条件下风电项目投资收益保障与收益模式研究

邓 子 谦

(中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司， 四川 成都 610072)

0 前 言

随着我国风电工程的大规模建设，风电装机规模得到迅速发展，自2010年以来，全国年均新增装机规模超过2 000万kW，占全球新增装机的1/3以上[1]。截至2016年底，我国风电总装机容量达到1.69亿kW。从分区域装机容量统计来看，风电装机区域差异较大，风电装机大多集中在“三北”地区，其中华北地区累计并网装机量占全国总量的30.70%，装机容量居全国首位。西北、东北、华东、西南、华中、华南依次占全国装机总量的29.01%、11.84%、13.32%、8.43%、4.24%和2.46%。

然而，在风电装机高速增长的同时，我国的风电发展却面临着严重的弃风限电问题。据国家能源局公布的2016年风电并网运行情况，2016年全国风电平均利用小时数1 742 h，与2015年全国风电平均利用小时数基本持平。但2016年全年弃风电量达497亿kW·h，较2015年同比增加158亿kW·h；平均弃风率17.10%，较2015年同比增加2.1%，弃风限电向常态化发展。弃风问题特别存在于风电装机规模较大的“三北”地区，较为严重的甘肃、新疆、吉林三省区弃风率均超过30%，甘肃省2016年全年弃风率更是达到43%。近7年全国风电装机容量变化与弃风率对比如图1所示。

图1 近7年全国风电装机容量变化与弃风率对比

在国家发改委公布的《可再生能源发展“十三五”规划》和国家能源局公布的《风电发展“十三五”规划》中均提出，到2020年底，全国风电并网装机容量确保达到2.1亿kW以上。在目前全国大面积弃风限电的背景下，我国风电发展是否还延续大基地建设思路值得反思。风电项目投资是继续向“三北”这样的Ⅰ、Ⅱ类资源区集中，还是向弃风率低、利用小时数高的Ⅲ、Ⅳ类资源区分散，成为有效解决弃风限电问题的关键。同时中东部地区虽然利用小时数高，但近期国家发改委陆续颁布了可再生能源调价让利政策，也使得中东部地区风电项目未来的收益受到严重影响。因此，风电收益不能保底是否会发展成为全国性问题，如何给风电项目保底以保障“十三五”规划目标完成，是我国当前风电发展亟需解决的关键问题。

本文通过工程项目财务评价方法对“三北”地区和中东部地区的风电项目进行经济性情景分析，同时结合对国家主管部门近期主要政策走向的趋势分析，为风电项目投资收益保障与收益模式提出对策及建议。

1 不同情境下风电项目的经济性分析

1.1 关键变量和基本参数的设置

风电项目财务评价中的参数及变量按照类型可以分为技术经济参数、财务参数、运维成本参数以及税费参数4大类。以一个100 MW的风电场为例，风电项目财务评价的主要参数设定如下：

(1)技术经济参数。包括：风力发电场的年利用小时数，发电场装机容量，发电场所占用的总土地面积以及厂用电率。通常一个100 MW的风电场，其厂用电率为2%，占用的土地面积为5 km2。

(2)财务参数。主要包括：资本金比例、借款偿还期、长期借款利率、运营寿命、折旧年限、资产残值率、折现率及资本金和全投资贴现率。风电项目资本金比例一般是20%，贷款为80%，借款偿还期为15年，还款方式为等额本息还款，长期借款利率近年来稳定在4.9%。设定机组寿命为20年，折旧年限20年。项目残值即资产残值率采用的是5%的行业惯例，资本金及全投资贴现率分别为8%和6%。

(3)运维成本参数。包括：保险费率、大修费率、职工工资、职工福利费及“三金”、材料和其他费用、职工工资上涨率以及其他可变成本增长率。本文基于行业惯例，设定保险费率为总投资的0.25%。大修费率按过程分段取值：正常运行年份前5年质保期内取值为0，第6～10年取值为0.5%，第11～15年取值为1%，第16～20年取值为1.5%。人员配备方面，根据风电设计标准，100 MW的风电场标配15名员工，假定员工平均年薪为80 000元/a，职工福利费及三金合计为60%。基于电力行业的平均工资增长情况，工资年均增长率为6%，材料及其他费用按装机规模通常取45元/kW。

(4)税费参数。主要包括：企业所得税、增值税、土地使用税、城市维护建设税、教育费附加及地方教育费附加。我国风电项目享受所得税“三免三减半”的优惠(自项目取得生产经营收入的第1个纳税年度起，前3年免征企业所得税，第4年至第6年减半征收企业所得税)，另有15%的所得税税率优惠是有效的。增值税的税率为17%，风电项目享受“即征即退”、免除一半(8.5%)税率的优惠。风电场的有效土地使用税是非耕地2元/m2，一个典型的100 MW风电场占用土地面积约5 km2，则土地使用税总额应是1 000万元。此外，城市维护建设税率为5%，教育费附加费率为3%，地方教育费附加费率为2%。

本文根据我国风电的分布特点分别选取了集中在“三北”地区和中东部地区的6个典型省区(新疆、甘肃、吉林、福建、广西、四川)的100 MW风电场作为代表性风电场进行分析。在参数设定部分，单位投资成本按照国家可再生能源信息管理中心发布的《2015中国风电建设统计评价报告》，西北、东北、华东、华南、西南地区风电场单位千瓦造价分别为8 080元、8 430元、8 368元、8 529元和8 311元；利用小时数方面，参考2017年1月国家能源局公布的《2016年风电并网运行情况》中各省利用小时数。具体参数设置如表1和表2所示。

表1 100 MW风电项目公共参数设置

表2 100 MW风电项目分省区参数设置

1.2 基准情景下的经济性分析

各地风电标杆上网电价是预测当地风电项目收益的重要指标。为了便于预测典型省区风电项目的未来收益，本文假设的基准情景以国家发展改革委员会发布的2016年风电标杆上网电价为基准，即：新疆0.47元/kW·h，甘肃0.50元/kW·h，吉林0.54元/kW·h，福建、广西和四川0.60元/kW·h。根据工程项目财务评价方法，分别编制风电项目在基准情景下的全投资与资本金现金流量表，计算典型省区风电项目的关键经济技术指标，即项目投资回收期与内部收益率(IRR)，结果如图2所示。

图2 基准情景下风电项目的内部收益率与投资回收期

从图2可以看出，基准情景下，投资在中东部地区的风电项目的整体收益明显优于投资在“三北”地区的风电项目，这与“三北”地区弃风现象严重有直接关系。财务评价结果显示，“三北”地区典型省区风电项目的内部收益率均低于中东部地区风电项目，且低于行业基准收益率(全投资基准收益率6%、资本金基准收益率8%)。尤其是甘肃和吉林两省，全投资和资本金内部收益率都为负值，说明这两个省风电项目在高“弃风”下毫无经济性可言，这意味着继续大规模向“三北”地区投资风电项目将无法保证正常收益。另外，“三北”地区风电项目除新疆外，其他典型省区的投资回收期均长于机组运营寿命期(20年)，且“三北”地区风电项目静态投资回收期都比中东部地区延长10年甚至超过25年，这表明“三北”地区的风电项目在机组寿命期内无法收回资本，项目投资风险比较大；与之形成鲜明对比的中东部地区，投资回收期短，项目投资盈利的空间远远大于“三北”地区，且在机组运营寿命期内可以收回资本，投资较有保障。

1.3 政策情景下的经济性分析

政策情景的设定是在基准情景的基础上按照国家发展和改革委员会发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格〔2016〕2729号)基础上，改变各类资源区标杆上网电价后做出的对风电项目经济性分析。调整幅度为：2018年陆上风电I～IV类资源区较2016年标杆上网电价分别下调0.07元/kW·h、0.05元/kW·h、0.05元/kW·h和0.03元/kW·h。2018年前三类资源区电价分别下调0.03元/kW·h，Ⅳ类地区下调0.02元/kW·h，2018年陆上风电标杆上网电价执行情况见表3。

表3 2018年陆上风电标杆上网电价执行情况(元/kW·h)

相较于基准情景，6个典型省区在标杆上网电价下调后内部收益率分别下降5%～15%，且投资回收期分别增长1～5年，说明风电项目的经济性不断降低，在资本回收方面越来越困难，从而大大增加了投资风险。尤其是“三北”地区，内部收益率仍显著低于基准收益率，回收期明显长于中东部地区，在机组寿命期内无法收回资本。而中东部地区风电项目在上网电价下调后经济性虽然受到影响，但在内部收益率及资本回收期这两项指标中具有显而易见的优势，只要保证足够的年利用小时数，中东部风电场仍具备很好的经济性。政策情景下风电项目的内部收益率与投资回收期如图3所示。

图3 政策情景下风电项目的内部收益率与投资回收期

2 基准情景下风电项目经济敏感性分析

在影响风电项目经济性的诸多因素中，单位投资成本和年利用小时数的变动影响最大。针对经济性较差的“三北”地区风电项目，拟通过敏感性分析研究单位投资成本及年利用小时数的变动对风电项目经济性的影响程度。

2.1 单位投资成本变动分析

目前中国的风电技术相对成熟度较高，根据相关文献与行业权威报告分析，风电在当前发展阶段的技术学习率保持在2%～8%，即当风电装机规模增加1倍时，风电的单位投资成本因技术创新引发的下降率为2%～8%。因此，在基准情景下，如果风电项目单位投资成本按照现阶段学习率下降2%～8%，各地区风电项目收益率则会得到提升。从2016年基准情景下全投资风电项目的内部收益率变动曲线(见图4)可以看出：虽然单位投资成本下降提升了“三北”地区风电项目的内部收益率，但距基准收益率仍较远。因此，投资成本降低对提升预期收益率的影响并不显著。

2.2 年利用小时数变动分析

将年利用小时数在3%～15%之间变动(见图4)可以得知，其与三地项目的内部收益率变动曲线的变动趋势较为相似。在基准情景下， 随着年利用小时数变动比例的增长，各地风电项目收益率显著提升，说明年利用小时数对收益的影响大于单位投资成本的影响。然而即便利用小时数向上增加15% 时，“三北”地区典型省区的全投资及资本金的内部收益率仍无法达到基准收益率。这说明当前高弃风对于“三北”地区风电项目的经济性影响巨大，国家应出台相应政策保障其收益率。

图4 2016年基准情景下全投资风电项目的内部收益率变动曲线

3 风电项目投资收益优化对策

3.1 全额保障收购模式

一个发电项目的收益，是由上网电价和上网电量共同决定的，按价保量收购，才能确保投资收益。实际上，当前的可再生能源电价政策就是根据各地区的资源水平以及投资成本，按照8%的资本金内部收益率确定的。因此，保障性收购电量也应该按此方法予以确定。

以新疆为例，新疆属于Ⅰ类风资源区，我国Ⅰ类风资源区自2016年1月1日开始执行风电标杆上网电价0.47元/kW·h，其它基本测算指标包括：资本金内部收益率8%、Ⅰ类风资源区平均建设成本8 080元/kW、设备折旧以及运行维护等其他指标。通过以上指标计算得出新疆的风电项目年利用小时数至少要在2 534 h才能保证8%的基本收益。低于2 534 h，资本金收益率就将低于8%，项目的投资收益就得不到保障，因此应该按2 534 h来确定保障小时数，并乘以项目装机容量得出保障性收购电量。按照这种方法测算出“三北”地区3个典型省区风电项目内部收益率在4.5%、4.9%和8%时的理论保障小时数(见表4)。与2016年5月国家能源局公布的“三北”地区保障小时数对比后，不难发现国家核定的保障小时数远低于理论保障小时数，尽管国家规定的保障小时数可以使甘肃、吉林这些地区的风电项目收益率有所上升，但仍不足以达到基准收益率。

表4 “三北”地区典型省区风电项目理论与实际保障小时数 单位：h

3.2 风电保底收益模式

要使风电项目获得保底收益，首先需要明确各因素之间是如何相互影响和作用的。正如图5所示，弃风率高低直接影响着风电年利用小时数，而年利用小时数又直接影响着风电项目内部收益率。内部收益率直接决定风电项目的投资可行性，而项目投资又进一步影响着风电整体规划目标的实现。以“三北”地区为例，由于高弃风率所导致的风电年利用小时数低使风电项目的内部收益率远低于基准收益率，而此时风电项目经济性欠佳导致风电项目投资前景黯淡，从而使得全国规划目标难以完成。因此，有必要分阶段、分步骤设计托底机制，逐步提升风电项目经济性预期。

以新疆为例，如图6所示，可按三阶段设计逐步保障“十三五”期间的风电收益。

图6 “十三五”期间风电发展目标及收益模式

第一阶段：2017年风电项目的收益率应不低于国债利率(4.5%)，此时对应的利用小时数为2 298 h(见表4)，随之弃风率降至20%，此时风电项目的收益模式为：标杆上网电价×保障电量+市场交易电量×市场交易电价。

第二阶段：到2018年，风电项目的收益率应不低于银行长期贷款利率(4.9%)，此时对应的利用小时数为2 376 h，弃风率降至17%，收益模式调整为：市场交易电量×(市场交易电价+浮动补贴)。

第三阶段：“十三五”末期风电项目收益能达到基准收益率(8%)，此时利用小时数2 534 h，弃风率应降至5%甚至更低，收益模式为：市场交易电量×(市场交易电价+固定补贴)。风电补贴水平在市场电价趋稳后可逐步固定，并随风电经济性的提升设立退出机制。

4 结论及建议

4.1 结 论

通过对“三北”地区和中东部地区典型省份的风电项目经济性分析表明，“十三五”期间，风电发展的区域差异将加大，特别是“三北”地区风电项目经济性将会进一步下降。以8%为资本金基准收益率，2016年新疆、甘肃、吉林三省的内部收益率分别为-5.23%、-9.14%和-9.20%。再考虑到未来标杆上网电价降低以及实际电价会低于标杆上网电价，“三北”地区风电项目投资前景黯淡。相反，中东部地区由于弃风率低、利用小时数高及标杆上网电价高等因素，2016年福建、广西、四川三省的内部收益率分别为21.80%、14.87%和15.45%，项目收益率皆高于基准水平；未来收益率虽会有所下降，但仍具有较好的投资前景。

4.2 建 议

(1)统筹规划风电项目建设，及时调整和优化风电企业投资方向及产业布局。“三北”地区风电项目目前及未来都会面临内部收益率低，无法收回投资成本的问题，所以统筹规划尤为重要。应结合区域资源情况和市场消纳能力，控制“三北”地区风电项目的核准和审批，优化风电产业布局、调整投资方向，引导投资向中东部地区转移和分散，促进风电分散式发展。建议优先考虑发展福建、广西、四川等投资收益保障高、投资前景较好地区的风电项目。

(2)控制煤电发展规模，使煤电为风电发展让道。限批建设风电项目对于缓解本地弃风问题有一定成效，但并非治本之策。国家能源主管部门应当转换思维方式，不能让煤电项目进一步挤压风电发展空间。如不能有效调控煤电规模，煤电机组不能及时向电力型机组转型，风电行业乃至整个可再生能源行业的发展都将面临巨大挑战。建议高弃风地区收紧煤电项目核准，强力督促现役煤电机组逐渐向电力型机组转型，提供电力系统灵活性，促进风电并网消纳。

(3)建立风电项目投资收益“保底”机制，逐步实现风电项目的高效利用。对于“三北”地区而言，要在风电项目保障性收购的基础上建立市场交易补偿机制保障其基本收益。与此同时，国家应考虑按照行业基准收益率对年度保障利用小时数进行修正，当实际利用小时数低于该保障标准时，首先应当充分挖掘就地消纳和外送能力，其次鼓励风电企业通过市场竞争方式获得发电合同，按照标杆上网电价与合同电价的差额执行补贴政策。建议分三阶段提升风电项目投资收益保障。第一阶段，2017年风电项目的投资收益保障模式为：标杆上网电价×保障电量+市场交易电量×市场交易电价；第二阶段，到2018年收益模式调整为：市场交易电量×(市场交易电价+浮动补贴)；第三阶段，“十三五”末期收益模式最终变为：市场交易电量×(市场交易电价+固定补贴)。风电补贴水平在市场电价趋稳后可逐步固定，并随风电经济性的提升设立退出机制。争取在“十三五”末逐步实现全国现役风电项目的高效利用，从根本上解决其亏损运行问题。