福建省陸上風電項目投資經濟效益分析

王素娟 周遵凱 肖宣煒

（中國電建集團福建省電力勘測設計院有限公司 福建福州 350003）

1 風電投資項目經濟效益主要影響因素

1.1 風能資源

風能資源是影響風電機組發電設備年利用小時數的關鍵因素。我國風能資源劃分為豐富區、較豐富區及一般地區。通過風資源的分析論證，進行項目的微觀選址和發電量的計算。投資區域確定后，機組選型及風電場的微觀選址也對風電機組的利用率有一定影響，但棄風限電減少了風力發電設備年利用小時數，也相應影響到風電的投資效益。

以50 MW 風電場為例，福建省現行標桿電價0.393 2 元/kWh，2019 年福建省山地風電場單位造價7 600 元/kW，計算發電小時對項目收益率的影響。當風電場發電年利用小時數每減少100 h，相應項目資金內部收益率平均約降低2 個百分點，如表1。

表1 50 MW 風電場年發電小時數與內部收益率的關系

1.2 總投資

風電場工程總投資由機電設備及安裝費、建筑工程費、其他費用、預備費和建設期利息組成。影響風電投資的主要因素：風機選型及設備價格的差異（主要影響主設備價格）；場址狀況不同，并網條件不同（影響道路，線路，土地征用等）；項目建設規模及單機容量的差異、建設工期及貸款利率。

以福建省陸上風電場動態單位造價指標7 600 元/kW 為例，陸上風電場投資結構統計如圖1 所示。風電場設備費約占風電場總投資的65%左右（其中風電機組和塔筒的設備購置費約占風電場總投資的60%），建筑工程費占18%左右。

圖1 陸上風電場投資占比

如果按2 100 發電小時數和福建省現行標桿電價進行測算，當風電場單位投資下降200 元/kW，相應項目資金內部收益率可提高近1 個百分點，如表2 所列。

表2 50 MW 風電場投資與內部收益率的關系

1.3 運營成本

運營成本主要包括折舊攤銷、電廠人員工資福利費、維修費、保險費、材料費、管理費用及利息支出等［1-2］。運營成本直接關系到項目的盈利能力。

依然以50 MW 規模陸上風電場為例，按照總投資每千瓦7 600 元，發電小時數2 100 h 測算，度電成本約0.3 元/kWh。其中折舊占比51.77%，運維成本占比27.97%，運營期利息支出占比20.25%。

折舊費在發電成本中所占比例最大，電力工程目前一般折舊年限前期評估按15 年，如果按照集團固定資產折舊20年來計算，項目資本金內部收益率會提高0.5 個百分點；如果加速折舊，折舊率提高，發電成本增加，前期利潤率會降低，影響股東初期收益，但是會降低前期所得稅額。

運營期的利息支出也是主要成本之一。通常風電項目投資的資本金占比不少于20%，其余資金通過銀行貸款獲得，銀行貸款利率對風電融資成本有較大的影響。2014 年至今我國先后6 次調整了銀行貸款利率，目前5 年以上長期貸款年利率為4.9%（為歷年最低）。經測算，長期貸款利率下降0.5%，項目資本金財務內部收益率平均上升1%。

1.4 上網電價

《可再生能源法》規定風力發電項目實施電價補貼模式，根據不同資源地區設置不同標桿電價。2017 年5 月17 日，國家能源局印發 《關于開展風電平價上網示范工作的通知》，提出政府保證不限電，上網電價按照項目所在地的火電標桿電價執行，鼓勵有條件、有能力的企業開展示范。國家發改委《關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格 〔2019〕882 號文），將陸上風電標桿上網電價改為指導價。新核準的集中式陸上風電項目上網電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區指導價，2020 年核準的指導價同比2019 年每度電下降0.05 元。2018 年底之前核準的陸上風電項目，2020 年底前仍未完成并網的，國家不再補貼；2019 年1 月1 日至2020 年底前核準的陸上風電項目，2021 年底前仍未完成并網的，國家不再補貼。自2021 年1 月1 日開始，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。見表3。

表3 我國陸上風電上網電價時序表

綜上所述，在可開發的風資源基礎上，降低建設投資和運營成本，在合理的上網電價下，將會增加投資項目的經濟收益。

2 風電場建設項目的財務評價分析

2.1 主要財務指標

風電項目的財務評價分析包括盈利能力分析和清償能力分析［1-2］。盈利能力分析的主要評價指標為財務內部收益率、投資回收期、財務凈現值、投資利潤率、資本金凈利潤率等。清償能力分析的主要評價指標為資產負債率、利息備付率、償債備付率等。

表4 陸上風電平價趨勢（資本金內部收益率10%） 單位：元／kWh

表5 陸上風電平價趨勢（資本金內部收益率8%） 單位：元／kWh

2.2 主要因素的敏感性分析

以項目資本金收益率分別為10%、8%為目標收益率，對陸上風電項目進行投資和發電量的雙因素敏感性分析，如表4和表5，可以顯示平電價和投資及發電量的對應關系。從中可以看出，在目前陸上風電運維水平下，按照福建省現行煤電標桿電價，若要達到資本金內部收益率10%的目標，工程造價7 600 元/kW，相應電場等效滿負荷發電小時需要提高到2 400 h以上；若要達到資本金內部收益率8%的目標，工程造價7 600元/kW，相應電場等效滿負荷發電小時需要提高到2 300 h 以上。

3 結論

綜上所述，風能資源、項目總投資、運營成本和上網電價等是影響福建陸上風電項目投資效益的主要因素。為了保障項目實施和投資效益，應進行風機大型化比選、場址優選；爭取優惠貸款利率，提高資金的使用效率；加強施工進度管理，在確保質量及安全的前提下，盡可能合理縮短建設工期，及時投產，體現成本效益；加強運營期管理，降低風電運營成本；爭取合理的上網電價。