风电场风电机组延寿经济性分析

徐燕鹏

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。

风电项目延寿方案

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。

测算案例

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項目经济性如表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。延壽时间越长，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。

结论

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。