海上风电场延长运营年限经济评价分析

戴璐 张文平

2020年年初，《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》的发布，让海上风电“国补”取消的传闻最终变为现实。“国补”取消、“省补”未知，中国海上风电很可能会从高电价一步迈入平价上网，其与陆上风电一样，将面临降本的巨大压力。为保证风电健康稳定发展，行业需要积极探寻降本增效的有效途径。

事实上，除了政策环境的驱动，风电行业要提升竞争力，推动可再生能源完成由替代能源向主力能源的转变，降本更是其内在的必然要求。目前，除了通过技术手段实现降本增效的传统方案，延长风电场的运营年限也被认为可以为业主带来可观收益预期、提高项目收益水平，其可细分为作用于新增风电场的增寿方案及作用于已投运风电场的延寿方案两类。随着越来越多的陆上风电场临近运营终点，低效问题已经突显，许多标准和规范陆续出台；而对于暂未直面大批量机组退役危机的海上风电场而言，受自然环境条件、施工复杂程度等多种因素影响，增寿和延寿的经济性尚未得到系统评估。为给海上风电项目延长运营年限的可行性提供依据，本文选取两种典型场景，对海上风电场增寿和延寿的经济性进行评估。

延长海上风电场运营年限场景

一座完整的海上风电场一般由一定数量的风电机组和输电系统构成。简单来说，当前典型的海上风电场主要由6个部分构成：风电机组、机组支撑结构（含塔架和基础）、集电海缆、海上升压站、送出海缆、陆上集控中心。

根据现行的《海上风力发电场设计标准》（GB/T 51308―2019）、《海上风电场工程风电机组基础设计规范》（NB/T 10105―2018）、《海上风力发电机组防腐规范》（GB/T 33630―2017）等标准及机组说明书中的规定，海上风电机组设计寿命不应少于25年；风电机组基础设计使用年限应与风电机组设计使用寿命相匹配，如无特殊规定，不应少于25年（极端环境载荷应采用50年设计基准期）；海上升压站钢结构平台设计使用年限应为50年（极端环境载荷应采用100年设计基准期）；防腐设计年限应不少于25年；海底电缆的设计年限通常在30年左右。

一、海上风电场增寿

海上风电场增寿，即在设计初期增加海上风电场的设计寿命。考虑到增寿海上风电场的评估和开发流程与传统风电场相同，只是在设备选型时，所选取风电机组和输电系统设备的设计年限需确保至少超过增寿后海上风电场的运营年限。根据以上提到的海上风电场主要构成及现有设计年限评估，海上风电机组及其支撑结构、海上升压站基础的设计及防腐寿命等部分需要在设计初期加强或后续加固，故初始投资会存在一定上浮，但幅度可控。

二、海上风电场延寿

海上风电场延寿，即评估达标后，允许部分或全部机组在超过设计寿命后继续运营有效年份。随着风电场运营时间的推移，尽管风电机组在长期载荷作用下会存在疲劳损伤的问题，但一般情况下，项目实际运行时的空气密度、湍流强度等与标准设计工况有所不同，早年的风电场设计往往偏保守，因此，预计目前这些设计寿命为25年的风电机组在经过25年的运营周期后，仍会存留可观的寿命和价值，存在延寿的可能性。海上风电场延寿可以被进一步区分为两类场景：（1）风电场相关设施设备在设计时较为保守，安全余量较多，经过重新检测评估后可以继续服役指定年限；（2）风电场主要设施设备经评估无安全隐患且具备服役能力，只需对部分部件进行更换或技改，即可通过延寿评估，继续服役指定年限。本文主要讨论第一种场景。

海上风电场延寿评估，除需要满足国家对延寿的规范要求外，还应满足现行的相关标准规范。具体步骤是通过对风电机组及其支撑结构（含塔架和基础）、海上升压站结构和基础、海底电缆、陆上集控中心结构和基础以及相关电气设备等海上风电场主要构成进行延寿检查，并对结果进行分析，评估其是否具备继续服役的能力。设备设施的寿命是多变量耦合的结果，如对其进行评估，需要依据最新的标准规范，对整机各大小部件进行延寿检查，结合项目所在地的外部条件、机组原始设计资料、运行阶段测量数据，通过建模仿真和有限元分析、等级分析等，确定当前风电机组的健康状况，评估机组的损耗寿命和剩余寿命，为延寿提供数据支撑。若可直接延寿，则结合项目工况，计算其剩余使用寿命，并进一步制定延寿期间的检修维护项及其方法和间隔；若不可直接延寿，则判断是否可以通过更换和技改实现延寿，如更换阳极块、加强结构等。

除了需对设备设施本身的性能进行系统性评估外，还要评估延寿成本以及延寿后可为业主带来的效益。尽管评估非常复杂和困难，但对于施工难度大、周期长、成本高的海上风电项目来说，还是具有非常重大的意义。

海上风电场增寿和延寿经济评价

风电场经济评价包括财务评价和国民经济评价，遵循“有无对比”的原则，本文的测算主要为财务评价部分。2019年，《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》和《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》先后印发，分别定义了平价“不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价”的概念和“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%”。本文以我国东部沿海省份综合平价水平作为测算依据，暂不考虑燃煤标杆电价的上、下浮动情况。此外，为确保可参考性，本文选取同类型近海风电场作为测算案例，考虑到增寿与延寿分别代表新增投资和追加投资两种情况，测算时分别采用当今及早年的投资水平，即14000元/千瓦与16000元/千瓦。

一、海上風电场增寿经济评价

海上风电场增寿的经济评价与传统风电场的经济评价无异，只需要在评价时调整测算入参（如运营年限、融资年限、折旧年限、摊销年限、发电能力、工程造价、运维费用等），综合评估增寿后的投入产出，并进行经济性的定量测算和关键指标（平准化度电成本、项目全部投资内部收益率、项目自有资金内部收益率等）分析。

（一）测算假设

以我国东部海域某300MW典型近海风电场为例，测算假设如下：（1）上网电价选取东部沿海省份燃煤标杆电价中间水平0.4000元/千瓦时；（2）运营年限从25年逐年增至30年；（3）年等效利用小时数维持3300h不变；（4）考虑增寿可能会引起的初始投资增加，单位千瓦动态投资从25年的14000元/千瓦逐年以250元/千瓦等额递增；（5）折旧年限等于运营年限；（6）还款年限（含建设期）为18年；（7）经济评价参数参照《风电场项目经济评价规范》（NB/T 31085―2016）中海上风电场的取值要求，并将增寿5年内的修理费率提高至4%；（8）银行贷款比例为70%，长期贷款利率为4.9%，分别测算增寿前和增寿后的项目经济性。

（二）增寿建议

上述案例的测算结果如表1所示。由表可知，海上风电场增寿方案会直接影响项目的收益水平，但在文中假设的前提下，增寿年份与收益水平并不是正相关关系，存在拐点，即并不是增寿时间越长，收益水平就越高，这主要是因为增寿会带来一定程度的初始投资上涨，且经营年限拉长会等比拉长故障的浴盆曲线，导致后续高额运维费用持续周期较长。在本案例中，增寿至27 年的经济性最优，继续增寿的收益率反呈下降趋势。

在同等假设条件下反算单位千瓦动态投资，若希望维持与25年经营年度时同样的收益水平5.08%，增寿至26～30年的单位千瓦动态投资分别不得高于14307元/千瓦、14595元/千瓦、14699元/千瓦、14791元/千瓦、14891元/千瓦（图1），若超过该值，则增寿方案不具有经济性。可以看出，增寿年限越长，可以接受的初始投资水平越高。本案例中，在收益水平相同的情况下，30年运营期的单位千瓦动态投资限值相较于25年，可为已经面临重重压力的海上风电场工程造价争取额外891元/千瓦的释压空间。

若希望全部投资财务内部收益率达到8%的水平，且在其他假设条件不变的情况下，运营年限在25～30年的单位千瓦动态初始投资需要分别控制在11297元/千瓦、11443元/千瓦、11573元/千瓦、11635元/千瓦、11693元/千瓦、11751元/千瓦（图2）。相较于25年，增寿至30年可以争取额外454元/千瓦的释压空间。同样可以看出，当前水平与收益预期水平下的单位千瓦动态投资仍存在约3000元的差距，降本任务道阻且长。

二、海上风电场延寿经济评价

进行海上风电场延寿经济评价时，需在该风电场已有经济评价的基础上，增加测算入参（如延寿前的检查费用、延寿年内的修理费率等），并进行经济性的定量测算和关键指标（平准化度电成本、项目全部投资内部收益率、项目自有资金内部收益率等）分析。

（一）测算假设

以我國东部海域某300MW典型近海风电场为例，测算假设如下：（1）前25年的上网电价为0.8500元/千瓦时，延寿5年的上网电价选取东部沿海省份燃煤标杆电价中间水平0.4000元/千瓦时；（2）运营年限从25年逐年增至30年；（3）前25年的年等效利用小时数维持3300h不变，后5年按3000h取值；（4）初始投资选取早年近海沿岸的造价水平16000元/千瓦；（5）考虑直接延寿，但在第21～25年年均发生延寿检查费用50元/千瓦；（6）折旧年限等于运营年限；（7）还款年限（含建设期）为18年；（8）经济评价参数参照《风电场项目经济评价规范》（NB/T 31085―2016）中海上风电场的取值要求，并将延寿5年内的修理费率提高至4%；（9）银行贷款比例为70%，长期贷款利率为4.9%，分别测算延寿前和延寿后的项目经济性。

（二）延寿建议

上述案例的测算结果如表2和图3所示。由图表可知，海上风电场延寿方案会直接影响项目的收益水平，且在文中假设的前提下，延寿年份与收益水平为正相关关系，即在其他条件相同的前提下，风电场的可运营年限越长，收益水平越高。这主要是由于收益水平对发电能力更为敏感，延寿所产生的费用足以被增发的电量收益覆盖。

结论

经论证可知，延长运营年限是海上风电场增值的有效手段。但截至目前，运营年限的延长仍旧受到多重因素限制。在政策方面，虽然行业已出台数项机组、设备的增寿和延寿规范，但尚无明确的政策支撑；在技术方面，海上升压站结构平台等海上风电场主要构成的设计寿命远超过海上风电场的运营年限，从理论上来说，如果可以延长风电场的运营年限将更有利于对原有设备设施的再利用，但在技术方面有待论证；在成本方面，不论是在设计时就参考更长的设计寿命进行设计，还是对海上风电场原有的设施设备进行大修或更换，都需要详细评估设备成本和施工费用，是否具有经济优势，必须经系统性评估后才能得出结论。

当前的海上风电，仅靠技术手段进行降本增效远不足以应对行业所面临的严峻挑战，需要引入更多的思路和模式才有可能盘活当前的局面。不论是规模化的开发、运营年限的延长、弃风限电的规避，还是融资成本的降低、收益预期的下调等，都需要国家从政策方面给予大力的支持。

（作者单位：北京金风科创风电设备有限公司）