陸上風電工程造價和運行成本的分析與探討

（中國華能集團有限公司浙江分公司，杭州 310014）

0 引言

隨著風電技術日趨成熟，其成本不斷下降，是目前應用規(guī)模最大的新能源發(fā)電方式。發(fā)展風電已成為許多國家推進能源轉型的核心內容和應對氣候變化的重要途徑，也是我國深入推進能源生產和消費革命、促進大氣污染防治的重要手段。“十二五”期間，全國風電裝機規(guī)模快速增長，開發(fā)布局不斷優(yōu)化，技術水平顯著提升，政策體系逐步完善，風電已經從補充能源進入到替代能源的發(fā)展階段。

“十三五”期間，為全面貫徹落實黨的創(chuàng)新、協(xié)調、綠色、開放、共享的發(fā)展理念，國家能源局印發(fā)了《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，規(guī)劃指出到2020 年底，風電累計并網裝機容量確保達到2.1億kW 以上，年發(fā)電量確保達到4 200 億kWh，約占全國總發(fā)電量的6%。這為推動能源結構轉型升級，促進風電產業(yè)持續(xù)健康發(fā)展指明了方向。

陸上風電作為風電開發(fā)的主力軍，當前面臨著嚴峻形勢，國家已發(fā)文對陸上風電標桿上網電價逐步下調，陸上風電涉及生態(tài)保護紅線，“三北”地區(qū)棄風問題短期內難以得到有效解決，配額考核和綠證交易機制也將逐步建立，這就要求今后需更加注重提高陸上風電場的發(fā)展質量和效益，深入推進精益管理，著力降本增效，不斷提升競爭力。

1 陸上風電工程造價水平

設計概算和竣工決算的工程動態(tài)投資主要由設備購置費、安裝工程費、建筑工程費、其他費用、基本預備費和建設期貸款利息等部分組成。近年來，陸上風電項目征地工作難度逐漸加大，征地費用呈上升趨勢，因此本文在其他費用中包含征地費用（又稱“建設用地費”）的同時也將征地費用單獨列出。本次分析所收集的樣本為某公司2010—2016 年期間投產并采用1 500 kW 和2 000 kW 主流機型合計150 個陸上風電項目的可研設計概算和竣工決算數據，通過對數據進行挖掘，提取關鍵影響因素，運用高維度數據聚類技術，對陸上風電總體造價及規(guī)模、地形對造價水平的影響進行分析對比。

1.1 陸上風電工程造價水平總體情況

陸上風電項目概算、決算單位造價和所占比例見表1。

表1 陸上風電項目概算、決算單位造價

如表1 所示，150 個已投產陸上風電項目的平均概算單位造價為9 558 元/kW，平均決算單位造價為8 176 元/kW，決算各部分單位造價與概算相比均有所下降，動態(tài)投資平均下降1 382元/kW，變化率14.5%。其中，設備購置費變化率較小，為9.3%，主要原因為在可研報告中，陸上風電機組、塔筒、箱變等主要設備的概算價格一般參考其他項目的近期合同價格或者詢價確定，因此設備購置費的概算、決算數據較為接近。但由于設備購置費所占比重較大，占動態(tài)投資70%左右，因此，其單位造價下降值594 元/kW 占動態(tài)投資下降值的43%。據進一步統(tǒng)計，征地費用超概的項目約占陸上風電項目統(tǒng)計總數的45%，超概項目中，征地費用的決算數據較可研概算平均高出97.4%，達到118 元/kW，反映了目前陸上風電項目征地工作難度較大，征地費用標準也在不斷提高，造成可研階段對項目所需征地費用考慮不足。陸上風電項目概算、決算單位造價的分布曲線見圖1。

圖1 陸上風電項目概算、決算單位造價分布

如圖1 所示，陸上風電項目概算單位造價分布在7 500～12 000 元/kW 的區(qū)間，其中9 500～10 000 元/kW 的陸上風電項目個數最多，達到37個，占比25%。陸上風電項目決算單位造價分布在6 500～10 500 元/kW 的 區(qū)間，其中8 000～8 500元/kW 的陸上風電項目個數最多，達到43 個，占比29%。陸上風電項目概算單位造價整體上明顯高于決算單位造價。

1.2 裝機規(guī)模對陸上風電工程造價水平的影響

由規(guī)模經濟效應理論可知，在一定范圍內，陸上風電項目的裝機規(guī)模越大，其工程單位造價通常越低。本次分析根據裝機規(guī)模大小不同，將2012—2016 年投產的90 個陸上風電項目分為5種類型分別進行統(tǒng)計：1～3 萬kW，3～4.5 萬kW，4.8/4.95/5 萬kW，10～15 萬kW 和15～20 萬kW，由于4.8/4.95/5 萬kW 為陸上風電場的典型裝機規(guī)模，因此單獨列出。不同裝機規(guī)模陸上風電項目決算單位造價見表2。

表2 不同裝機規(guī)模陸上風電項目決算單位造價

如表2 所示，裝機規(guī)模在1～15 萬kW 范圍內，陸上風電項目工程造價水平呈規(guī)模經濟效應，即工程決算單位造價隨著裝機規(guī)模的增加而呈明顯下降趨勢。其中，4.8/4.95/5 萬kW 典型裝機規(guī)模的項目約占樣本總數的80%，其決算單位造價8 099 元/kW 較3～4.5 萬kW 項目平均下降7.7%，10～15 萬kW 項目較4.8/4.95/5 萬kW 項目平均下降6.4%。但是10～15 萬kW 和15～20 萬kW 項目的工程造價基本相近，體現(xiàn)出邊際效應遞減規(guī)律，即超過15 萬kW 后，工程決算單位造價不再隨裝機規(guī)模的增加而呈下降趨勢。以此可以看出，裝機規(guī)模對工程造價影響區(qū)間在1 388元/kW 以內。

1.3 地形條件對陸上風電工程造價水平的影響

為消除不同投產年份設備價格波動、通貨膨脹等因素對工程造價水平的影響，僅針對2014—2016 年投產的44 個平原、灘涂、山區(qū)（海拔2 000 m 以下）、高原（海拔2 000 m 以上）4 類陸上風電項目的決算單位造價進行統(tǒng)計，詳見表3。

表3 不同地形條件陸上風電項目決算單位造價

如表3 所示，高原陸上風電的造價水平顯著高于其他地形條件，主要原因為高原陸上風電一般海拔較高（統(tǒng)計樣本的海拔均在2 000 m 以上），地質條件復雜，施工難度較大，建筑工程費達到1 703 元/kW，占比達20%以上。由于地勢高差大，坡度陡峻，風機、塔筒等大型設備的運輸較為困難，使得安裝工程費也較高。另外，山區(qū)和高原等山地類陸上風電的征地費用普遍高于其他地形條件2～3 倍，占動態(tài)投資比重達3%以上。由此可以看出，地形條件對工程造價影響區(qū)間在75元/kW 以內。

2 陸上風電項目成本費用情況

成本費用主要包括購電費、材料費、維修費、其他費用、職工薪酬（工資和福利費）、折舊費、財務費用等。本次分析的樣本為某公司已投產的170 個陸上風電項目自投產年開始至今的各年度財務會計數據。通過對數據進行深入挖掘，運用高維度數據聚類技術，分析質保期、裝機規(guī)模對成本費用的影響。

2.1 陸上風電項目成本費用總體情況

陸上風電項目成本費用及相關指標的統(tǒng)計情況見表4。

表4 陸上風電項目成本費用總體情況

如表4 所示，材料費和維修費的平均值低于可研定額的主要原因有三方面：一是項目投產初期使用的部分備品備件在基建期采購，不列入當年材料費，使得部分項目投產第1 年材料費為0；二是風機有2～5 年不等的質保期，質保期內材料費較低，而樣本中質保期內風機的比重較大；三是項目投產后，發(fā)電機、變頻器、齒輪箱等零部件的購買更換可能作為資本性支出而計入當年新增固定資產，并在后續(xù)年份的折舊費中體現(xiàn)。

據進一步統(tǒng)計，材料費、維修費隨投產年數增加呈明顯上升趨勢，而各年度購電費、其他費用、職工薪酬、綜合廠用電率的波動則較為平穩(wěn)，隨投產年數增加未出現(xiàn)明顯變化趨勢。陸上風電項目度電指標見表5。

如表5 所示，某公司陸上風電項目平均上網電價（不含稅）531.6 元/MWh，度電成本445.8元/MWh，度電利潤85.8 元/MWh。在度電成本中，折舊費最高，達到215.3 元/MWh，占度電成本的48.3%。由于折舊費由計提折舊的平均固定資產原值和綜合折舊率決定，因此折舊費一般無法通過提升項目運營管理水平來降低。財務費用167.1 元/MWh。折舊費和財務費用2 項約占度電成本的86%，它們均與初始投資有關，因此降低工程造價對于降低度電成本、提高度電利潤有顯著效果。另外，職工薪酬、購電費、材料費、維修費和其他費用等5 項約占度電成本的14%。對于具體項目，隨著投產年數增加，材料費和維修費的度電指標及占比將有所增加，還貸期結束后，財務費用將顯著減少，度電利潤將明顯提高。

表5 陸上風電項目度電指標

2.2 質保期對材料費、維修費的影響

由上述分析可知，陸上風電項目的材料費和維修費在項目投產初期隨投產年數增加而呈上升趨勢，主要原因是風機等主要設備有2～5 年不等的質保期。本次分析將根據風機是否在質保期，重點對陸上風電項目材料費和維修費分別進行統(tǒng)計和研究。

2.2.1 材料費

質保期內和質保期外各年陸上風電項目材料費及其占成本費用總額比例變化趨勢見圖2。

圖2 質保期內/外材料費及其占成本費用總額比例變化趨勢

如圖2 所示，陸上風電項目材料費上升趨勢明顯。質保期內第1—5 年，材料費平均值為4.5元/kW，占成本費用總額比例平均值為0.6%，材料費年均上漲14.1%；出質保期的第1 年，材料費同比上漲82.7%；質保期外第1—5 年，材料費平均值為18.4 元/kW，占成本費用總額比例平均值為2.3%，材料費年均上漲13.3%；質保期外第6 年及以上，材料費達到32.6 元/kW，占成本費用總額比例接近4%。可以看出，質保期對材料費影響在32.6 元/kW 以內。

2.2.2 維修費

質保期內和質保期外各年陸上風電項目維修費及其占成本費用總額比例變化趨勢見圖3。

圖3 質保期內/外維修費及其占成本費用總額比例變化趨勢

如圖3 所示，陸上風電項目維修費上升趨勢同樣明顯。質保期內第1—5 年，維修費平均值為13.0 元/kW，占成本費用總額比例平均值為1.7%，維修費年均上漲14.6%；出質保期的第1 年，維修費同比上漲42.7%；質保期外第1—5 年，維修費平均值為30.5 元/kW，占成本費用總額比例平均值為3.6%，維修費年均上漲14.1%；質保期外第6 年及以上，維修費達到39.9 元/kW，占成本費用總額比例接近5%。可以看出，質保期對維修費影響在39.9 元/kW 以內。

2.3 裝機規(guī)模對陸上風電項目成本費用的影響

由規(guī)模經濟效應理論可知，陸上風電項目的裝機規(guī)模越大，其成本費用單位指標通常越低。本次分析根據裝機規(guī)模大小，將陸上風電項目分為5 萬kW 及以下和5 萬kW 以上兩類進行統(tǒng)計。不同裝機規(guī)模陸上風電項目成本費用情況見表6。

表6 不同裝機規(guī)模陸上風電項目成本費用情況

如表6 所示，陸上風電項目在運營期規(guī)模經濟效應顯著。相較于5 萬kW 及以下的項目，裝機規(guī)模5 萬kW 以上陸上風電場項目在購電費、材料費、維修費、其他費用、人員定額、綜合廠用電率等方面單位指標均有不同程度的下降，但職工薪酬略高。可以看出，相較而言，裝機規(guī)模5萬kW 以上陸上風電場項目的成本費用下降約15.4 元/kW。

3 結語

通過對已投產陸上風電項目的工程造價水平以及運營期的成本費用等歷史數據進行統(tǒng)計，研究裝機規(guī)模、地形條件等因素對工程造價水平的影響，分析材料費、維修費等成本費用的變化趨勢，研判未來陸上風電工程造價，可以預見：隨著通過建設掃風面積更大的大容量風機、提高容量因子和施工成本顯著下降等，陸上風電總體造價有望下降650 元/kW 以上。同時，建議項目單位在開發(fā)建設陸上風電項目時應關注以下幾方面：一是規(guī)模化、基地化開發(fā)，充分發(fā)揮規(guī)模經濟效應。二是重視項目征地問題，深入論證涉及土地方面的各種風險，并對可能發(fā)生的阻工問題提出應對措施。三是深化經營要素對標，進一步提高概算管理精細化水平，做好優(yōu)化設計方案比選評估，充分發(fā)揮設計在投資控制中的龍頭作用。四是提升場站智能化水平，引入智能化管理手段，使陸上風電場運維模式逐步從被動變主動，從現(xiàn)場變移動/遠程，從粗放式變精細化管理。