退舊上新：千萬裝機老舊風電“續命”路徑解析

文 | 張文忠 杜文珍

作者分別供職于華電福新能源股份有限公司、中國華電集團有限公司

如何利用風電技術進步成果，解決早期風電場面臨的困境，以達到提質增效的目的，已成為行業關注的話題。

根據統計，我國在運兆瓦級以下風電機組有11000余臺，分別在1989年至2013年間投運，分布于22個省（市、自治區），總裝機約8700MW。此外，還有部分投運超過1 0 年、單機容量在1～1.3MW的非主流機組近千臺，裝機容量超1200MW。

這些機組普遍存在發電能力差、故障率高、安全隱患多等問題，且部分備件為定制件或進口件，造成運維成本較高，電量損失嚴重。早期風電場風資源一般較好，隨著風電機組技術更新換代，最新機組性能越來越好。如何利用風電技術進步成果，解決早期風電場面臨的困境，以達到提質增效的目的，已成為行業關注的話題。

老舊機組三大癥結：發電能力差、安全可靠性低、經濟性差

國內老舊風電機組普遍存在發電能力差、安全可靠性低、經濟性差等三方面問題。

其一，早期投運場站風資源相對較好，但由于機組額定風速高、單位千瓦掃風面積較小、風能利用率較低的定槳距失速型機組占比高等因素，風電機組容量系數、年利用小時數均偏低。相比最新機型，在同等風資源條件下，早期機組利用小時低1000小時甚至更多。

其二，由于早期風機設計制造技術及經驗不足，配套產業鏈不成熟，機組環境適應性不強，老舊機組可靠性較低，故障頻發，安全隱患較多，葉片斷裂、飛車倒塔、機艙著火等重大設備事故時有發生。近年來國內發生的風電事故多集中在這批機組。

其三，部分備品備件因停產或進口供應斷檔，機組檢修工作量大、停機時間長、運維成本較高。盡管項目核準電價較高，但受此影響項目經濟性較差，甚至出現虧損。

有鑒于此，老舊機組改造迫在眉睫。此外，對老舊機組分批改造也是妥善處置退役機組、減少風資源浪費的有效方法。數據顯示，通過新舊機組置換，增量機組的利用小時數可達3000小時左右，可有效扭轉企業經營困難局面，提高清潔低碳電量規模。

老舊機組改造模式優選：有保有退、新舊置換

面對老舊機組安全風險和經營壓力，新能源項目業主方可能采取的對策不外乎以下三種模式。

模式一：檢修+局部改造

機組發生故障后，為盡快恢復機組運行，企業多通過修理處理相關問題；無法修理或備件無法保障時，開展局部替代性改造。這一模式的優點是投入較小、實施容易；缺點是治標不治本，機組出力低、故障率高、安全性差等問題不能根治。

模式二：提前（含到期）退役并拆除

對于安全風險較大、無法維修改造、臨近退役期的項目，新能源企業對全場機組統一拆除。這一模式的優點是一次性核銷資產、計提損失，解除了安全風險；缺點是部分高性能機組價值不能繼續發揮，項目預期收益降低，配套輸配電和公用設施也將廢棄，項目殘值損失較大，風能資源也將閑置。此外，舊址新建需要履行與新建項目一樣的手續。

模式三：有保有退、新舊置換的升級改造

在這一模式下，對機組性能和技術經濟性進行分析論證，將故障嚴重的機組退役，在置換出來的土地和容量空間下，安裝性價比最優的主流機型。同時，借助已有配套設施（集電線路、升壓站等）降低機組改造成本，縮短項目投資回收年限。

這一模式的缺點是涉及新增裝機投資，缺乏政策支持，電價補貼在剩余運營期內有被取消的風險。另外，原項目運營期結束后，新裝機組能否繼續發電運營也缺乏保障。

模式三兼容模式一、二的優勢，多措并舉，有保有退，并通過新舊置換實現升級。這種模式既利用了現存有效資產，又引入了性價比高的先進機組；在控制投資同時又提升了電量。如果政策和監管層面釋放明確的預期，業主就可以把這個模式納入技術經濟比選的方案庫。

老舊機組改造樣本分析：六年收回改造投資

本文以某風電場為例，對其機組置換改造方案進行模擬測算。

所選風電場于20 0 6 年投運發電，安裝5 8臺G52/850kW風電機組，風電場總裝機容量49.3MW，場站100米高度年平均風速6.8m/s，風功率密度為335.0W/m2，上網電價0.61元/kW·h，近三年平均年利用小時1350小時，機組可利用率95.2%，風電場并網點近年來的最大出力約40MW。

按照機組置換方案，拆除10臺舊機組，安裝5 臺3 M W 新機組，改造后場站總裝機容量55.8MW，總占地面積相對改造前降低，同時集電線路和公用設施無需改變。項目改造總投資約8255萬元，包括10臺舊機組拆除，5臺新機組基礎、塔筒、主機、箱變、吊裝、征地、道路施工、其他施工及配件等費用。

項目改造完成后，新機組利用小時可達2800小時，剩余性能較好舊機組經治理后利用小時可達到1400小時，預計并網點可能達到的最大出力為52MW，通過短時限4%的負荷，保證并網點不超出力。

風場利用小時約2107小時，假設1400小時之內電價0.61元/kWh，1400小時-1850小時交易電價為0.36元/kWh，其余257小時送外省電價為0.3元/kWh，測算一年增加發電收入1406萬元，不計資金成本的投資回收年限約為6年。

若在2021年前實施本方案，可以在電價有效期內收回改造投資。與新建平價風電項目相比，投資回收期也有一定優勢。

退舊上新的模式可以在國內風場復制推廣。2012年前，我國風電累計裝機75GW，業主可根據機組運行狀態，按照“漸進式退役、動態改造”的原則，分階段開展改造工作。若上述75GW機組中有改造需求的項目占1/3，2020-2030年將有25GW項目得以改造，每年改造裝機2.5GW。

按照老舊項目拆除15%的舊機、新增30%新機組的方案測算，全國每年用于技改的新機組75萬千瓦，每年新增風電發電量10億千瓦時以上，其中平價電量達5億千瓦時左右。

十年內累計釋放超過750萬千瓦的整機市場需求，按照5000元/千瓦的投資造價測算，帶動投資375億元左右。

建議簡化審批，給予企業延期經營優先權

老舊機組在“退舊上新”的改造模式下，經濟性較好，可實現存量風資源、土地資產效用最大化，符合政府和企業的利益訴求，可操作性強，改造后全場機組安全性和可靠性進一步提升，電網友好性、發電量和輔助服務能力一并得到提高。

有鑒于此，建議能源監管部門對風電機組退役和風電場改造管理政策做出合理調整，給予企業延期經營的優先選擇權，引導新能源發電企業積極采用新技術改造早期項目，提升風電場站安全性、電網友好性、發電能力和項目盈利水平。

由于風電具有清潔性、可持續性，所以風電場運營期滿后，業主有延期運營申請的，在不再享受補貼的前提下，只要其安全、環保、土地利用等方面合規，就應準予延期運營。延長運營期的行政許可宜采用備案制。延期退役的風電場，如其發電能力退化，當下降到一定水平（比如1500小時以下）時，政府監管部門可以強制其退役。

針對業主經營期對風電機組的增效、增容及延壽改造以及停用、退役、拆除、拆舊換新和“以大代小”等處置和改造行為，建議政府部門在企業不觸及以下三條紅線的前提下，簡化甚至免除審批程序。一是安裝新機組不得擴大建設用地面積，否則重新審批；二是并網容量不得突破原并網協議，允許改造后機組額定容量之和可適當高于原審批容量，但風電場必須通過AGC等技術手段，確保上網容量控制在原項目核準容量的范圍內；三是補貼總額不超過改造前控制的水平，風電場改造所增發的電量，實行平價上網，不再享受補貼。

如此一來，既可以最大限度利用風能資源，又可以提供更加優質的電能，同時還實現了風電場主動限負荷的歷史性轉變，政府部門、發電企業、電網企業和電力用戶等的利益均得到了保障。