分散式风电经济效益探讨

文 | 黄冬明，封延松，丁逸枫，杨丽琴，申悦辰，莫海宁

分散式风电的概念自2009年提出以来，国家陆续出台了一系列政策扶持分散式风电发展。依据国家能源局的规定，分散式风电项目是指位于负荷中心附近，不以大规模远距离输送为目的，所产生的电力就近接入当地电网进行消纳的风电项目。2018年补充规定了分散式风电项目是指所产生电力可自用，也可上网且在配电系统平衡调节的风电项目。分散式风电项目开发建设应按照“统筹规划、分步实施、本地平衡、就近消纳”的总体原则推进。

发展分散式风电将有助于解决大规模风电接入电网的安全性问题；分散式风电项目临近负荷中心，利于消纳，因此就能有效地避免“弃风”问题；解决了远距离输送电力带来的能源损耗问题；不占用指标额度，由各省单独审批；一般不新建高压升电站，按就近消纳原则，节省输配线路和设备投资，可减少变压损耗；装机容量较小，占地面积小，建设周期短，选址较灵活等。因此，分散式风电开发正逐渐成为风电产业新的增长点。

本文主要论述了分散式风电场开发流程、约束条件以及关键问题；结合两个分散式风电场，分析了关键技术并进行了经济评价；通过对比分析，提出了分散式风电场开发的七大策略和相关建议。

关键因素

虽然“分散式风电”的概念早在2009年就已提出，并且从2011年开始，国家也陆续出台一系列政策支持分散式风电发展，由于种种因素的阻碍，政策的发布并未带来期待的结果。经过仔细梳理，发现分散式风电开发滞后与多种因素相关。

一、开发流程

按照开发流程，可分为风能资源的前期勘测、接入条件和消纳能力调查、机组选型、成本控制4个关键点。

（一）风能资源的前期勘测

风电开发企业应对拟选区域的风能资源进行评估，可通过测风塔、场外塔、气象站数据、中尺度数据等进行分析，熟悉场区风能资源情况。可以将传统测风塔测风数据与激光雷达多点测风数据建立相关性，减少测风塔数量，从而在保证准确评估风能资源情况的前提下，降低成本；另外，可以发展中尺度仿真模式，对整场风能资源进行降尺度分析。

（二）接入条件的调查

分散式风电接入电压等级应为110千伏及以下，并在110千伏及以下电压等级内消纳，不向110千伏的上一级电压等级电网反送电。因此电网接入条件决定了分散式风电开发规模，项目开发企业应充分对拟开发区域的110kV及以下接入线路、位置及容量进行调查，确定合理的开发容量，最佳的电缆敷设方式。在高耗电企业周边建设分散式电场，以便靠近负荷，就近消纳；靠近集中式风电场，利用现有升压、输配电设施，避免输送线路重复投资，从速并入电网，降低项目投资成本。

（三）机组选型

与集中式风电开发不同，分散式风电装机规模小，机组选型尤为重要。应根据不同地形、资源及建设条件等情况合理选择机型，不仅要考虑机组与电网的协调性、机组的适应性，更需要结合建设条件、施工成本、监测系统及后期运维等进行综合考虑。在保证安全运行和全生命周期可靠性的前提下，通过优化配置，降低机型成本；采用大叶轮、大兆瓦机型，捕捉更多风能，增加收入。

（四）成本控制

项目投资成本是影响分散式风电开发的重要因素。开发企业应从机组选型、道路建设、施工组织等多方面对成本进行控制，合理开发资源的同时，提高项目收益。合理优化配置，降低机型成本。

选用大兆瓦机型，降低单位兆瓦成本；与当地政府和村民合作，简化流程，降低基建、征地成本，以及实际操作中会遇到的额外支出，例如与当地政府和村民协商征地费用，集电线路占地采用“只补不征”模式。

二、约束条件

国家正式发布鼓励分散式风电政策已多年，分散式风电市场一直未见起色，目前多数已建成投运的示范项目，发展成效并不显著。虽然有政策助力，但仍存在征地成本高、并网接入难、投资收益差、定义不明晰等难题。

（一）技术方面

分散式风电项目呈现多样化，对机组的适应性提出了个性化要求，整机厂商对市场研究不足，尤其是在定制化风电机组标准方面比较欠缺，需要企业加大技术创新力度。

（二）观念方面

风电开发思路的转变，不是简单的建设模式的变化，而是风电行业的深层次理念转变。

三、困难来源

笔者认为，限制分散式风电项目开发的关键性因素按照困难来源可以分为企业因素和非企业因素两方面：

（一）企业方面的原因

（1）开发成本相对较高。分散式接入风电项目容量较小，单位开发成本相对较高。另外，分散式风电的开发，主要是利用低风速资源，但适用于低风速地区的风电机组制造成本也相对更高。《城镇土地使用税暂行条例》第四条规定， 土地使用税每平方米年税额如下：大城市1.5元至30元；中等城市1.2元至24元；小城市0.9元至18元；县城、建制镇、工矿区0.6元至12元。

（2）国内风电投资主体单一，绝大部分是国有企业，对投资少、规模小的分散式风电投资积极性不高。

（3）未能形成较为完善的分散式风电技术标准体系和管理规范来指导分散式风电的整体开发工作。

（4）非技术成本高。

土地：农用地转为建设用地，土地成本上涨较快；

开发周期长：土地性质涉及诸如国土、林业、水利、交通等多部门，管理界限存在交叉，对土地性质的界定又存在不同，风电开发企业需与多政府部门协调确认，开发周期拉长。

（二）非企业方面的原因

（1）分散式风电概念定义不明确，目前的定义过于宽泛，容易导致各方认识上出现分歧。相对大型集中风电项目，分散式风电，投入产出比会严重失衡，需要提供更多的公共服务。

（2）部门协调、征地等难题较多，审批环节复杂，项目建设也缺少可借鉴的经验。各省区分散式风电规划编制和电力消纳研究滞后，有关部门引导不够。

（3）分散式风电的推动没有和县域经济的发展结合起来，尤其是和广大农村、农户的利益没有切实结合起来，未得到地方有关部门支持。

（4）环保与水保工作因素。在建设中确实给当地造成了一定的生态破坏，这直接导致部分省份收紧了风电开发政策。

（5）补贴机制不够完善，主要体现为补贴资金缺口持续扩大，补贴拖欠周期长。

案例分析

为了更好的理解分散式风电，下文以案例来进行分析。

如何筛选案例呢？分散式风电相对集中式有较大的不同：（1）找负荷：配电网和用户的消纳是判断项目可行的标准之一，分散式风电在110千伏及以下电压等级消纳，向更高电压等级输送的“分散式”不是分散式。中东部区域有电力负荷稳定的工业园区、产业园区、大型工厂乃至经济技术开发区和高新技术产业开发区，这些区域是分散式风电的理想用户；（2）开发商可用本公司的自有用地或租用其他公司土地，采用“自发自用，余电上网”；（3）快速准确估算风资源，土地紧张，立塔测风成本高，以海量数据和云计算估算风资源：基于中尺度数值与小尺度数值模式，结合邻近测风塔数据进行模拟校核；（4）选择适宜的风电机组：智能风电机组，低风速风电机组；（5）单个打捆项目的规模不超过5万千瓦。

根据以上5条分散式的特点，筛选项目A和项目B进行分析。

A项目：该风电场位于中国东部平原地带，靠近用户，测风塔100米高度年平均风速为5.15 m/s，风功率密度为 131.8W/m2；测风塔50米高度年平均风速为3.88m/s，风功率密度为59.95W/m2。混凝土塔架高120米，单台容量3.0MW机组共3台，年等效满负荷小时数为1739小时。风电机组出口电压690V。上网电价：风电场属于四类资源区，含税电价为0.57元/千瓦时。

B项目：该风电场位于中国东部平原地带，靠近用户，100米高度年平均风速为5.17m/s，平均海拔3～5米。塔筒采用140米柔塔，单台容量3.0MW机组共3台，年等效满负荷小时数为1705小时。风电机组出口电压10kV。自发自用含税电价为0.6元/千瓦时。

一、项目经济评价

结合分散式风电的特点，综合运用项目经济评价理论，构建适用于分散式风电的财务评价模型，计算项目投资的投资回收期、净现值、内部收益率，进行敏感性分析。

（一）财务评价依据

关于概算编制原则及依据，执行国家能源局发布的《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T31011—2011）及配套《陆上风电场工程概算定额》（NB/T31010—2011）。主要系统特征及工程量由各专业设计人员提供，包括：发电量、机组选型、风电机组基础设计、电气系统规格、控制系统规格、消防系统等。主要设备价格、材料价格、施工成本、其他费用等数据，通过询价或参考以往项目案例的数值确定。

依据国家能源局发布的《风电场项目经济评价规范》（NBT 31085—2016），国家发展改革委、建设部发改投资[2006]1325号文《关于印发建设项目经济评价方法与参数（第三版）的通知》以及国家颁发现行的有关财、税规定，进行费用和效益计算，考察项目的获利能力、清偿能力等财务状况，以判断项目在财务上的可行性。

（二）评价基础数据

资金筹措与贷款条件：资本金占项目总投资的20%，其余贷款年利率为4.9%；流动资金按30元/千瓦估算，其中30%为铺底流动资金，70%为贷款，贷款年利率为4.35%。计算期21年，其中建设期半年。折旧年限15年。固定资产残值比例为5%。电场定员5人，人均年工资10万元，福利劳保系数为63%，材料费20元/千瓦,其他费用30元/千瓦。

（三）财务评价结果

项目A：全投资所得税后的内部收益率为6.8%，回收期为11.20年；资本金内部收益率为11.22%；度电成本为0.38元/千瓦时。

项目B：全投资所得税后的内部收益率为6.71%，回收期为11.27年；资本金内部收益率为10.94%；度电成本为0.4元/千瓦时。

表1 项目A敏感性分析表

表2 项目B敏感性分析表

从敏感性分析表中可以看出，对收益影响比较大的因素依次为投资、电价、发电利用小时数、风电机组价格、贷款利率。为了提高收益，在选择项目时，应优先选择用户用电量大且电价高的地方；在前期分析风能资源时，应精准计算，防止误差导致的效益减少；在施工中，应落实资金筹措计划，在建设中加强管理，控制投资的增加，确保工程如期发电。

二、项目A和项目B对比

（一）风能资源情况

A项目，测风塔100米高度年平均风速为5.15 m/s，风能资源具有一定的开发价值。

B项目，该分散式风电场的平均风速在100米高度约为5.17m/s，在140米高度平均风速能够达到5.69m/s，平均海拔3～5米，风能资源有一定的开发价值。

（二）商务模式及收益率

A项目采用全额上网模式，电价为0.57元/千瓦时；B项目采用自发自用模式，电价为0.60元/千瓦时。A项目、B项目资本金内部收益率分别约为11.22%和10.94%。

财务评价主要分析：全部投资财务内部收益率、项目资本金财务内部收益率、全部投资财务净现值、资本金财务净现值、投资回收期等指标。

A和B项目的经济性对比情况如表3所示。

（三）融资模式

新能源项目融资目前主要采取银行信贷、股权融资和融资租赁。银行贷款，使用方便灵活，资金量充足，融资时间短,但信誉要求较高，对一些中小型企业有较大难度。股权融资，占用的是股权资本，还债压力小。

表3 项目A和B经济性对比表

表4 风电机组对比表

A分散式风电项目，由项目业主公司投资建设及运营，独立的主机商提供风电机组；B分散式风电项目，由风电机组主机商投资建设及运营，且采用自己的风电机组。

（四）技术特点

关于分散式风电场的机组选型，需要考虑成本、可靠性、安全性、技术创新、发电小时数等因素。表4对比了项目A和项目B风电机组的部分参数。

大叶轮和高塔筒：在正切变的场合，可采用高塔筒提升发电量，项目A、项目B全部采用高塔筒来提升发电量。A、B项目的塔架高度分别为120m和140m，年等效满负荷小时数分别为1739小时（平均风速5.15m/s）、1705小时（平均风速5.17m/s）。另外，两个风电场皆采用大叶轮，提升发电量；在采用大叶轮和高塔筒的机型时，必须保证技术可靠和成本可控。

中压风电机组：B项目采用10kV中压风电机组，省去箱变，节省电缆，局部成本有所下降，经过产品不断优化，可靠性提高，其经济性有提升的空间。

表5 电价下调和单位千瓦投资对比表

提升经济效益策略

为了保证分散式风电场的经济效益，应从建设投资、机组选型、风电场选址、电价、新商业模式、金融模式等方面着手，降低成本，减小风险。

一、分散式风电重点放在IV类资源区

根据计算分析得，I、II、III、IV类资源区在其他条件不变前提下（以50MW风电场为例，保证收益率为12%），电价降低，年等效满负荷小时数分别需要提高（315、205、195、95）h；单位千瓦造价分别需要降低（1002、760、770、440）元，可以看到电价调整对I、II、III、IV类资源区的影响依次减小。故IV类资源区受电价下调影响最小，I类资源区面临的局势较为艰难。

我国低风速资源非常丰富，可利用的低风速资源面积约占全国风能资源区的68%，且接近电网负荷中心，主要集中在福建、广东、广西、安徽、湖南、湖北、江西、四川和云贵地区，但目前仅开发了不到7%。

二、“大容量”机型可有效降低风电开发成本

在风电场总装机容量一定的条件下，从经济方面考虑，大型的风电机组的综合成本更低一些。小容量风电机组存在产业链不完整、研发成本高等缺陷，分散式初期市场还是会以保有量大、运维成熟的2.0～3MW机组为主流，通过技术升级如风电机组的10kV输出、箱变内置等，降低风电场成本。

三、合理选择风电机组台数（大风电机组的前提下）

5台或5台以下项目单位投资较高、投资风险大，除非发电量等建设条件非常好，否则不建议投资；5～10台项目单位投资相对较低，是分散式风电场重点投资领域；11～16台项目单位投资变化不大，结合电力消纳、接入点等因素，也可考虑分区建设。

对于3MW的机型，研究分析分散式风电场单位千瓦投资趋势图，如图1所示。

图1 分散式项目3MW风电场投资趋势图

四、风切变较大的项目，适当提高塔筒高度

是否采用高塔筒，需综合考虑成本、发电量、技术可靠性及风险：高塔筒会导致塔筒和基础的成本增加，如高塔筒带来的发电量足够高能够抵消成本增加的影响，那么风电场的经济效益会变好。因而对于风切变较大的风电场，在经济性好和可靠性高的情况下，应该适当提高塔筒高度。

五、采取“自发自用、跨网售电、余电上网”模式

由于风电标杆上网电价较低，如IV类地区2018年标杆上网电价为0.57元/千瓦时（含标煤上网电价和财政补贴），采用“自发自用、跨网售电、余电上网”模式，即风电机组产生的电能优先满足周边负荷需求，多余的电能通过中高压线路输送至较远的用户端。如还有多余的电能再上网，那么“自发自用”和“跨网售电”部分电量可以享受约0.6～1.1元/千瓦时的售电电价，还可以享受约0.1～0.2元/千瓦时的财政补贴（补贴额度为该地区风电标杆上网电价与燃煤火电标杆上网电价的差额），可以较大幅度提高分散式风电的投资收益，增加的收益可按比例与用能单位分享，同时也提高了各方对分散式风电的支持力度。

六、吸引民营资本投资

国内风电投资主体单一，绝大部分是国有资本，投资少的分散式风电在效益和规模上无法与集中式风电相较。而对于大型的央企来说，它们的开发成本摊算到单位功率上是增加的，因此会造成其对分散式风电投资积极性不足，而这或许正是民营企业在这个领域的机遇。

分散式风电对并网的负荷水平、短路容量和装机容量要求不高，运行维护成本低，度电成本低，同时其占地面积小、投资规模小、建设周期短、收益稳定，业内人士认为，民营资本可以在分散式风电项目开发上一试拳脚。引导各类社会资本参与到分散式风电建设中来，鼓励以“能源合同管理”模式引进投资方建设和运营，使投资主体更加多元化。

七、简化审批流程、提高政府和电网的支持力度

分散式风电开发涉及能源局、发展改革委、环保局等审批，还有电网公司电力接入批复，目前各部门协调、征地等极其繁琐，审批环节复杂，严重影响项目的开发进度和成本。建议政府与电网公司借鉴国外的成功经验，简化审批手续，规范开发流程。

结论

从本文分析看，分散式风电项目开发是可行的，有较大的市场。通过简化审批流程，采用新的用电模式“自发自用、跨网售电、余电上网”，选择智能型风电机组，建立高效项目管理机制，鼓励民营投资等措施，能保证分散式项目开发顺利进行。

摄影：苏雷