陆上风电工程造价和运行成本的分析与探讨

（中国华能集团有限公司浙江分公司，杭州 310014）

0 引言

随着风电技术日趋成熟，其成本不断下降，是目前应用规模最大的新能源发电方式。发展风电已成为许多国家推进能源转型的核心内容和应对气候变化的重要途径，也是我国深入推进能源生产和消费革命、促进大气污染防治的重要手段。“十二五”期间，全国风电装机规模快速增长，开发布局不断优化，技术水平显著提升，政策体系逐步完善，风电已经从补充能源进入到替代能源的发展阶段。

“十三五”期间，为全面贯彻落实党的创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，国家能源局印发了《风电发展“十三五”规划》，规划指出到2020 年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿kW 以上，年发电量确保达到4 200 亿kWh，约占全国总发电量的6%。这为推动能源结构转型升级，促进风电产业持续健康发展指明了方向。

陆上风电作为风电开发的主力军，当前面临着严峻形势，国家已发文对陆上风电标杆上网电价逐步下调，陆上风电涉及生态保护红线，“三北”地区弃风问题短期内难以得到有效解决，配额考核和绿证交易机制也将逐步建立，这就要求今后需更加注重提高陆上风电场的发展质量和效益，深入推进精益管理，着力降本增效，不断提升竞争力。

1 陆上风电工程造价水平

设计概算和竣工决算的工程动态投资主要由设备购置费、安装工程费、建筑工程费、其他费用、基本预备费和建设期贷款利息等部分组成。近年来，陆上风电项目征地工作难度逐渐加大，征地费用呈上升趋势，因此本文在其他费用中包含征地费用（又称“建设用地费”）的同时也将征地费用单独列出。本次分析所收集的样本为某公司2010—2016 年期间投产并采用1 500 kW 和2 000 kW 主流机型合计150 个陆上风电项目的可研设计概算和竣工决算数据，通过对数据进行挖掘，提取关键影响因素，运用高维度数据聚类技术，对陆上风电总体造价及规模、地形对造价水平的影响进行分析对比。

1.1 陆上风电工程造价水平总体情况

陆上风电项目概算、决算单位造价和所占比例见表1。

表1 陆上风电项目概算、决算单位造价

如表1 所示，150 个已投产陆上风电项目的平均概算单位造价为9 558 元/kW，平均决算单位造价为8 176 元/kW，决算各部分单位造价与概算相比均有所下降，动态投资平均下降1 382元/kW，变化率14.5%。其中，设备购置费变化率较小，为9.3%，主要原因为在可研报告中，陆上风电机组、塔筒、箱变等主要设备的概算价格一般参考其他项目的近期合同价格或者询价确定，因此设备购置费的概算、决算数据较为接近。但由于设备购置费所占比重较大，占动态投资70%左右，因此，其单位造价下降值594 元/kW 占动态投资下降值的43%。据进一步统计，征地费用超概的项目约占陆上风电项目统计总数的45%，超概项目中，征地费用的决算数据较可研概算平均高出97.4%，达到118 元/kW，反映了目前陆上风电项目征地工作难度较大，征地费用标准也在不断提高，造成可研阶段对项目所需征地费用考虑不足。陆上风电项目概算、决算单位造价的分布曲线见图1。

图1 陆上风电项目概算、决算单位造价分布

如图1 所示，陆上风电项目概算单位造价分布在7 500～12 000 元/kW 的区间，其中9 500～10 000 元/kW 的陆上风电项目个数最多，达到37个，占比25%。陆上风电项目决算单位造价分布在6 500～10 500 元/kW 的 区间，其中8 000～8 500元/kW 的陆上风电项目个数最多，达到43 个，占比29%。陆上风电项目概算单位造价整体上明显高于决算单位造价。

1.2 装机规模对陆上风电工程造价水平的影响

由规模经济效应理论可知，在一定范围内，陆上风电项目的装机规模越大，其工程单位造价通常越低。本次分析根据装机规模大小不同，将2012—2016 年投产的90 个陆上风电项目分为5种类型分别进行统计：1～3 万kW，3～4.5 万kW，4.8/4.95/5 万kW，10～15 万kW 和15～20 万kW，由于4.8/4.95/5 万kW 为陆上风电场的典型装机规模，因此单独列出。不同装机规模陆上风电项目决算单位造价见表2。

表2 不同装机规模陆上风电项目决算单位造价

如表2 所示，装机规模在1～15 万kW 范围内，陆上风电项目工程造价水平呈规模经济效应，即工程决算单位造价随着装机规模的增加而呈明显下降趋势。其中，4.8/4.95/5 万kW 典型装机规模的项目约占样本总数的80%，其决算单位造价8 099 元/kW 较3～4.5 万kW 项目平均下降7.7%，10～15 万kW 项目较4.8/4.95/5 万kW 项目平均下降6.4%。但是10～15 万kW 和15～20 万kW 项目的工程造价基本相近，体现出边际效应递减规律，即超过15 万kW 后，工程决算单位造价不再随装机规模的增加而呈下降趋势。以此可以看出，装机规模对工程造价影响区间在1 388元/kW 以内。

1.3 地形条件对陆上风电工程造价水平的影响

为消除不同投产年份设备价格波动、通货膨胀等因素对工程造价水平的影响，仅针对2014—2016 年投产的44 个平原、滩涂、山区（海拔2 000 m 以下）、高原（海拔2 000 m 以上）4 类陆上风电项目的决算单位造价进行统计，详见表3。

表3 不同地形条件陆上风电项目决算单位造价

如表3 所示，高原陆上风电的造价水平显著高于其他地形条件，主要原因为高原陆上风电一般海拔较高（统计样本的海拔均在2 000 m 以上），地质条件复杂，施工难度较大，建筑工程费达到1 703 元/kW，占比达20%以上。由于地势高差大，坡度陡峻，风机、塔筒等大型设备的运输较为困难，使得安装工程费也较高。另外，山区和高原等山地类陆上风电的征地费用普遍高于其他地形条件2～3 倍，占动态投资比重达3%以上。由此可以看出，地形条件对工程造价影响区间在75元/kW 以内。

2 陆上风电项目成本费用情况

成本费用主要包括购电费、材料费、维修费、其他费用、职工薪酬（工资和福利费）、折旧费、财务费用等。本次分析的样本为某公司已投产的170 个陆上风电项目自投产年开始至今的各年度财务会计数据。通过对数据进行深入挖掘，运用高维度数据聚类技术，分析质保期、装机规模对成本费用的影响。

2.1 陆上风电项目成本费用总体情况

陆上风电项目成本费用及相关指标的统计情况见表4。

表4 陆上风电项目成本费用总体情况

如表4 所示，材料费和维修费的平均值低于可研定额的主要原因有三方面：一是项目投产初期使用的部分备品备件在基建期采购，不列入当年材料费，使得部分项目投产第1 年材料费为0；二是风机有2～5 年不等的质保期，质保期内材料费较低，而样本中质保期内风机的比重较大；三是项目投产后，发电机、变频器、齿轮箱等零部件的购买更换可能作为资本性支出而计入当年新增固定资产，并在后续年份的折旧费中体现。

据进一步统计，材料费、维修费随投产年数增加呈明显上升趋势，而各年度购电费、其他费用、职工薪酬、综合厂用电率的波动则较为平稳，随投产年数增加未出现明显变化趋势。陆上风电项目度电指标见表5。

如表5 所示，某公司陆上风电项目平均上网电价（不含税）531.6 元/MWh，度电成本445.8元/MWh，度电利润85.8 元/MWh。在度电成本中，折旧费最高，达到215.3 元/MWh，占度电成本的48.3%。由于折旧费由计提折旧的平均固定资产原值和综合折旧率决定，因此折旧费一般无法通过提升项目运营管理水平来降低。财务费用167.1 元/MWh。折旧费和财务费用2 项约占度电成本的86%，它们均与初始投资有关，因此降低工程造价对于降低度电成本、提高度电利润有显著效果。另外，职工薪酬、购电费、材料费、维修费和其他费用等5 项约占度电成本的14%。对于具体项目，随着投产年数增加，材料费和维修费的度电指标及占比将有所增加，还贷期结束后，财务费用将显著减少，度电利润将明显提高。

表5 陆上风电项目度电指标

2.2 质保期对材料费、维修费的影响

由上述分析可知，陆上风电项目的材料费和维修费在项目投产初期随投产年数增加而呈上升趋势，主要原因是风机等主要设备有2～5 年不等的质保期。本次分析将根据风机是否在质保期，重点对陆上风电项目材料费和维修费分别进行统计和研究。

2.2.1 材料费

质保期内和质保期外各年陆上风电项目材料费及其占成本费用总额比例变化趋势见图2。

图2 质保期内/外材料费及其占成本费用总额比例变化趋势

如图2 所示，陆上风电项目材料费上升趋势明显。质保期内第1—5 年，材料费平均值为4.5元/kW，占成本费用总额比例平均值为0.6%，材料费年均上涨14.1%；出质保期的第1 年，材料费同比上涨82.7%；质保期外第1—5 年，材料费平均值为18.4 元/kW，占成本费用总额比例平均值为2.3%，材料费年均上涨13.3%；质保期外第6 年及以上，材料费达到32.6 元/kW，占成本费用总额比例接近4%。可以看出，质保期对材料费影响在32.6 元/kW 以内。

2.2.2 维修费

质保期内和质保期外各年陆上风电项目维修费及其占成本费用总额比例变化趋势见图3。

图3 质保期内/外维修费及其占成本费用总额比例变化趋势

如图3 所示，陆上风电项目维修费上升趋势同样明显。质保期内第1—5 年，维修费平均值为13.0 元/kW，占成本费用总额比例平均值为1.7%，维修费年均上涨14.6%；出质保期的第1 年，维修费同比上涨42.7%；质保期外第1—5 年，维修费平均值为30.5 元/kW，占成本费用总额比例平均值为3.6%，维修费年均上涨14.1%；质保期外第6 年及以上，维修费达到39.9 元/kW，占成本费用总额比例接近5%。可以看出，质保期对维修费影响在39.9 元/kW 以内。

2.3 装机规模对陆上风电项目成本费用的影响

由规模经济效应理论可知，陆上风电项目的装机规模越大，其成本费用单位指标通常越低。本次分析根据装机规模大小，将陆上风电项目分为5 万kW 及以下和5 万kW 以上两类进行统计。不同装机规模陆上风电项目成本费用情况见表6。

表6 不同装机规模陆上风电项目成本费用情况

如表6 所示，陆上风电项目在运营期规模经济效应显著。相较于5 万kW 及以下的项目，装机规模5 万kW 以上陆上风电场项目在购电费、材料费、维修费、其他费用、人员定额、综合厂用电率等方面单位指标均有不同程度的下降，但职工薪酬略高。可以看出，相较而言，装机规模5万kW 以上陆上风电场项目的成本费用下降约15.4 元/kW。

3 结语

通过对已投产陆上风电项目的工程造价水平以及运营期的成本费用等历史数据进行统计，研究装机规模、地形条件等因素对工程造价水平的影响，分析材料费、维修费等成本费用的变化趋势，研判未来陆上风电工程造价，可以预见：随着通过建设扫风面积更大的大容量风机、提高容量因子和施工成本显著下降等，陆上风电总体造价有望下降650 元/kW 以上。同时，建议项目单位在开发建设陆上风电项目时应关注以下几方面：一是规模化、基地化开发，充分发挥规模经济效应。二是重视项目征地问题，深入论证涉及土地方面的各种风险，并对可能发生的阻工问题提出应对措施。三是深化经营要素对标，进一步提高概算管理精细化水平，做好优化设计方案比选评估，充分发挥设计在投资控制中的龙头作用。四是提升场站智能化水平，引入智能化管理手段，使陆上风电场运维模式逐步从被动变主动，从现场变移动/远程，从粗放式变精细化管理。