鄧 子 謙

(中國電建集團成都勘測設計研究院有限公司， 四川 成都 610072)

0 前 言

隨著我國風電工程的大規(guī)模建設，風電裝機規(guī)模得到迅速發(fā)展，自2010年以來，全國年均新增裝機規(guī)模超過2 000萬kW，占全球新增裝機的1/3以上[1]。截至2016年底，我國風電總裝機容量達到1.69億kW。從分區(qū)域裝機容量統(tǒng)計來看，風電裝機區(qū)域差異較大，風電裝機大多集中在“三北”地區(qū)，其中華北地區(qū)累計并網(wǎng)裝機量占全國總量的30.70%，裝機容量居全國首位。西北、東北、華東、西南、華中、華南依次占全國裝機總量的29.01%、11.84%、13.32%、8.43%、4.24%和2.46%。

然而，在風電裝機高速增長的同時，我國的風電發(fā)展卻面臨著嚴重的棄風限電問題。據(jù)國家能源局公布的2016年風電并網(wǎng)運行情況，2016年全國風電平均利用小時數(shù)1 742 h，與2015年全國風電平均利用小時數(shù)基本持平。但2016年全年棄風電量達497億kW·h，較2015年同比增加158億kW·h；平均棄風率17.10%，較2015年同比增加2.1%，棄風限電向常態(tài)化發(fā)展。棄風問題特別存在于風電裝機規(guī)模較大的“三北”地區(qū)，較為嚴重的甘肅、新疆、吉林三省區(qū)棄風率均超過30%，甘肅省2016年全年棄風率更是達到43%。近7年全國風電裝機容量變化與棄風率對比如圖1所示。

圖1 近7年全國風電裝機容量變化與棄風率對比

在國家發(fā)改委公布的《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》和國家能源局公布的《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中均提出，到2020年底，全國風電并網(wǎng)裝機容量確保達到2.1億kW以上。在目前全國大面積棄風限電的背景下，我國風電發(fā)展是否還延續(xù)大基地建設思路值得反思。風電項目投資是繼續(xù)向“三北”這樣的Ⅰ、Ⅱ類資源區(qū)集中，還是向棄風率低、利用小時數(shù)高的Ⅲ、Ⅳ類資源區(qū)分散，成為有效解決棄風限電問題的關(guān)鍵。同時中東部地區(qū)雖然利用小時數(shù)高，但近期國家發(fā)改委陸續(xù)頒布了可再生能源調(diào)價讓利政策，也使得中東部地區(qū)風電項目未來的收益受到嚴重影響。因此，風電收益不能保底是否會發(fā)展成為全國性問題，如何給風電項目保底以保障“十三五”規(guī)劃目標完成，是我國當前風電發(fā)展亟需解決的關(guān)鍵問題。

本文通過工程項目財務評價方法對“三北”地區(qū)和中東部地區(qū)的風電項目進行經(jīng)濟性情景分析，同時結(jié)合對國家主管部門近期主要政策走向的趨勢分析，為風電項目投資收益保障與收益模式提出對策及建議。

1 不同情境下風電項目的經(jīng)濟性分析

1.1 關(guān)鍵變量和基本參數(shù)的設置

風電項目財務評價中的參數(shù)及變量按照類型可以分為技術(shù)經(jīng)濟參數(shù)、財務參數(shù)、運維成本參數(shù)以及稅費參數(shù)4大類。以一個100 MW的風電場為例，風電項目財務評價的主要參數(shù)設定如下：

(1)技術(shù)經(jīng)濟參數(shù)。包括：風力發(fā)電場的年利用小時數(shù)，發(fā)電場裝機容量，發(fā)電場所占用的總土地面積以及廠用電率。通常一個100 MW的風電場，其廠用電率為2%，占用的土地面積為5 km2。

(2)財務參數(shù)。主要包括：資本金比例、借款償還期、長期借款利率、運營壽命、折舊年限、資產(chǎn)殘值率、折現(xiàn)率及資本金和全投資貼現(xiàn)率。風電項目資本金比例一般是20%，貸款為80%，借款償還期為15年，還款方式為等額本息還款，長期借款利率近年來穩(wěn)定在4.9%。設定機組壽命為20年，折舊年限20年。項目殘值即資產(chǎn)殘值率采用的是5%的行業(yè)慣例，資本金及全投資貼現(xiàn)率分別為8%和6%。

(3)運維成本參數(shù)。包括：保險費率、大修費率、職工工資、職工福利費及“三金”、材料和其他費用、職工工資上漲率以及其他可變成本增長率。本文基于行業(yè)慣例，設定保險費率為總投資的0.25%。大修費率按過程分段取值：正常運行年份前5年質(zhì)保期內(nèi)取值為0，第6～10年取值為0.5%，第11～15年取值為1%，第16～20年取值為1.5%。人員配備方面，根據(jù)風電設計標準，100 MW的風電場標配15名員工，假定員工平均年薪為80 000元/a，職工福利費及三金合計為60%?；陔娏π袠I(yè)的平均工資增長情況，工資年均增長率為6%，材料及其他費用按裝機規(guī)模通常取45元/kW。

(4)稅費參數(shù)。主要包括：企業(yè)所得稅、增值稅、土地使用稅、城市維護建設稅、教育費附加及地方教育費附加。我國風電項目享受所得稅“三免三減半”的優(yōu)惠(自項目取得生產(chǎn)經(jīng)營收入的第1個納稅年度起，前3年免征企業(yè)所得稅，第4年至第6年減半征收企業(yè)所得稅)，另有15%的所得稅稅率優(yōu)惠是有效的。增值稅的稅率為17%，風電項目享受“即征即退”、免除一半(8.5%)稅率的優(yōu)惠。風電場的有效土地使用稅是非耕地2元/m2，一個典型的100 MW風電場占用土地面積約5 km2，則土地使用稅總額應是1 000萬元。此外，城市維護建設稅率為5%，教育費附加費率為3%，地方教育費附加費率為2%。

本文根據(jù)我國風電的分布特點分別選取了集中在“三北”地區(qū)和中東部地區(qū)的6個典型省區(qū)(新疆、甘肅、吉林、福建、廣西、四川)的100 MW風電場作為代表性風電場進行分析。在參數(shù)設定部分，單位投資成本按照國家可再生能源信息管理中心發(fā)布的《2015中國風電建設統(tǒng)計評價報告》，西北、東北、華東、華南、西南地區(qū)風電場單位千瓦造價分別為8 080元、8 430元、8 368元、8 529元和8 311元；利用小時數(shù)方面，參考2017年1月國家能源局公布的《2016年風電并網(wǎng)運行情況》中各省利用小時數(shù)。具體參數(shù)設置如表1和表2所示。

表1 100 MW風電項目公共參數(shù)設置

表2 100 MW風電項目分省區(qū)參數(shù)設置

1.2 基準情景下的經(jīng)濟性分析

各地風電標桿上網(wǎng)電價是預測當?shù)仫L電項目收益的重要指標。為了便于預測典型省區(qū)風電項目的未來收益，本文假設的基準情景以國家發(fā)展改革委員會發(fā)布的2016年風電標桿上網(wǎng)電價為基準，即：新疆0.47元/kW·h，甘肅0.50元/kW·h，吉林0.54元/kW·h，福建、廣西和四川0.60元/kW·h。根據(jù)工程項目財務評價方法，分別編制風電項目在基準情景下的全投資與資本金現(xiàn)金流量表，計算典型省區(qū)風電項目的關(guān)鍵經(jīng)濟技術(shù)指標，即項目投資回收期與內(nèi)部收益率(IRR)，結(jié)果如圖2所示。

圖2 基準情景下風電項目的內(nèi)部收益率與投資回收期

從圖2可以看出，基準情景下，投資在中東部地區(qū)的風電項目的整體收益明顯優(yōu)于投資在“三北”地區(qū)的風電項目，這與“三北”地區(qū)棄風現(xiàn)象嚴重有直接關(guān)系。財務評價結(jié)果顯示，“三北”地區(qū)典型省區(qū)風電項目的內(nèi)部收益率均低于中東部地區(qū)風電項目，且低于行業(yè)基準收益率(全投資基準收益率6%、資本金基準收益率8%)。尤其是甘肅和吉林兩省，全投資和資本金內(nèi)部收益率都為負值，說明這兩個省風電項目在高“棄風”下毫無經(jīng)濟性可言，這意味著繼續(xù)大規(guī)模向“三北”地區(qū)投資風電項目將無法保證正常收益。另外，“三北”地區(qū)風電項目除新疆外，其他典型省區(qū)的投資回收期均長于機組運營壽命期(20年)，且“三北”地區(qū)風電項目靜態(tài)投資回收期都比中東部地區(qū)延長10年甚至超過25年，這表明“三北”地區(qū)的風電項目在機組壽命期內(nèi)無法收回資本，項目投資風險比較大；與之形成鮮明對比的中東部地區(qū)，投資回收期短，項目投資盈利的空間遠遠大于“三北”地區(qū)，且在機組運營壽命期內(nèi)可以收回資本，投資較有保障。

1.3 政策情景下的經(jīng)濟性分析

政策情景的設定是在基準情景的基礎上按照國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布的《關(guān)于調(diào)整光伏發(fā)電陸上風電標桿上網(wǎng)電價的通知》(發(fā)改價格〔2016〕2729號)基礎上，改變各類資源區(qū)標桿上網(wǎng)電價后做出的對風電項目經(jīng)濟性分析。調(diào)整幅度為：2018年陸上風電I～IV類資源區(qū)較2016年標桿上網(wǎng)電價分別下調(diào)0.07元/kW·h、0.05元/kW·h、0.05元/kW·h和0.03元/kW·h。2018年前三類資源區(qū)電價分別下調(diào)0.03元/kW·h，Ⅳ類地區(qū)下調(diào)0.02元/kW·h，2018年陸上風電標桿上網(wǎng)電價執(zhí)行情況見表3。

表3 2018年陸上風電標桿上網(wǎng)電價執(zhí)行情況(元/kW·h)

相較于基準情景，6個典型省區(qū)在標桿上網(wǎng)電價下調(diào)后內(nèi)部收益率分別下降5%～15%，且投資回收期分別增長1～5年，說明風電項目的經(jīng)濟性不斷降低，在資本回收方面越來越困難，從而大大增加了投資風險。尤其是“三北”地區(qū)，內(nèi)部收益率仍顯著低于基準收益率，回收期明顯長于中東部地區(qū)，在機組壽命期內(nèi)無法收回資本。而中東部地區(qū)風電項目在上網(wǎng)電價下調(diào)后經(jīng)濟性雖然受到影響，但在內(nèi)部收益率及資本回收期這兩項指標中具有顯而易見的優(yōu)勢，只要保證足夠的年利用小時數(shù)，中東部風電場仍具備很好的經(jīng)濟性。政策情景下風電項目的內(nèi)部收益率與投資回收期如圖3所示。

圖3 政策情景下風電項目的內(nèi)部收益率與投資回收期

2 基準情景下風電項目經(jīng)濟敏感性分析

在影響風電項目經(jīng)濟性的諸多因素中，單位投資成本和年利用小時數(shù)的變動影響最大。針對經(jīng)濟性較差的“三北”地區(qū)風電項目，擬通過敏感性分析研究單位投資成本及年利用小時數(shù)的變動對風電項目經(jīng)濟性的影響程度。

2.1 單位投資成本變動分析

目前中國的風電技術(shù)相對成熟度較高，根據(jù)相關(guān)文獻與行業(yè)權(quán)威報告分析，風電在當前發(fā)展階段的技術(shù)學習率保持在2%～8%，即當風電裝機規(guī)模增加1倍時，風電的單位投資成本因技術(shù)創(chuàng)新引發(fā)的下降率為2%～8%。因此，在基準情景下，如果風電項目單位投資成本按照現(xiàn)階段學習率下降2%～8%，各地區(qū)風電項目收益率則會得到提升。從2016年基準情景下全投資風電項目的內(nèi)部收益率變動曲線(見圖4)可以看出：雖然單位投資成本下降提升了“三北”地區(qū)風電項目的內(nèi)部收益率，但距基準收益率仍較遠。因此，投資成本降低對提升預期收益率的影響并不顯著。

2.2 年利用小時數(shù)變動分析

將年利用小時數(shù)在3%～15%之間變動(見圖4)可以得知，其與三地項目的內(nèi)部收益率變動曲線的變動趨勢較為相似。在基準情景下， 隨著年利用小時數(shù)變動比例的增長，各地風電項目收益率顯著提升，說明年利用小時數(shù)對收益的影響大于單位投資成本的影響。然而即便利用小時數(shù)向上增加15% 時，“三北”地區(qū)典型省區(qū)的全投資及資本金的內(nèi)部收益率仍無法達到基準收益率。這說明當前高棄風對于“三北”地區(qū)風電項目的經(jīng)濟性影響巨大，國家應出臺相應政策保障其收益率。

圖4 2016年基準情景下全投資風電項目的內(nèi)部收益率變動曲線

3 風電項目投資收益優(yōu)化對策

3.1 全額保障收購模式

一個發(fā)電項目的收益，是由上網(wǎng)電價和上網(wǎng)電量共同決定的，按價保量收購，才能確保投資收益。實際上，當前的可再生能源電價政策就是根據(jù)各地區(qū)的資源水平以及投資成本，按照8%的資本金內(nèi)部收益率確定的。因此，保障性收購電量也應該按此方法予以確定。

以新疆為例，新疆屬于Ⅰ類風資源區(qū)，我國Ⅰ類風資源區(qū)自2016年1月1日開始執(zhí)行風電標桿上網(wǎng)電價0.47元/kW·h，其它基本測算指標包括：資本金內(nèi)部收益率8%、Ⅰ類風資源區(qū)平均建設成本8 080元/kW、設備折舊以及運行維護等其他指標。通過以上指標計算得出新疆的風電項目年利用小時數(shù)至少要在2 534 h才能保證8%的基本收益。低于2 534 h，資本金收益率就將低于8%，項目的投資收益就得不到保障，因此應該按2 534 h來確定保障小時數(shù)，并乘以項目裝機容量得出保障性收購電量。按照這種方法測算出“三北”地區(qū)3個典型省區(qū)風電項目內(nèi)部收益率在4.5%、4.9%和8%時的理論保障小時數(shù)(見表4)。與2016年5月國家能源局公布的“三北”地區(qū)保障小時數(shù)對比后，不難發(fā)現(xiàn)國家核定的保障小時數(shù)遠低于理論保障小時數(shù)，盡管國家規(guī)定的保障小時數(shù)可以使甘肅、吉林這些地區(qū)的風電項目收益率有所上升，但仍不足以達到基準收益率。

表4 “三北”地區(qū)典型省區(qū)風電項目理論與實際保障小時數(shù) 單位：h

3.2 風電保底收益模式

要使風電項目獲得保底收益，首先需要明確各因素之間是如何相互影響和作用的。正如圖5所示，棄風率高低直接影響著風電年利用小時數(shù)，而年利用小時數(shù)又直接影響著風電項目內(nèi)部收益率。內(nèi)部收益率直接決定風電項目的投資可行性，而項目投資又進一步影響著風電整體規(guī)劃目標的實現(xiàn)。以“三北”地區(qū)為例，由于高棄風率所導致的風電年利用小時數(shù)低使風電項目的內(nèi)部收益率遠低于基準收益率，而此時風電項目經(jīng)濟性欠佳導致風電項目投資前景黯淡，從而使得全國規(guī)劃目標難以完成。因此，有必要分階段、分步驟設計托底機制，逐步提升風電項目經(jīng)濟性預期。

以新疆為例，如圖6所示，可按三階段設計逐步保障“十三五”期間的風電收益。

圖6 “十三五”期間風電發(fā)展目標及收益模式

第一階段：2017年風電項目的收益率應不低于國債利率(4.5%)，此時對應的利用小時數(shù)為2 298 h(見表4)，隨之棄風率降至20%，此時風電項目的收益模式為：標桿上網(wǎng)電價×保障電量+市場交易電量×市場交易電價。

第二階段：到2018年，風電項目的收益率應不低于銀行長期貸款利率(4.9%)，此時對應的利用小時數(shù)為2 376 h，棄風率降至17%，收益模式調(diào)整為：市場交易電量×(市場交易電價+浮動補貼)。

第三階段：“十三五”末期風電項目收益能達到基準收益率(8%)，此時利用小時數(shù)2 534 h，棄風率應降至5%甚至更低，收益模式為：市場交易電量×(市場交易電價+固定補貼)。風電補貼水平在市場電價趨穩(wěn)后可逐步固定，并隨風電經(jīng)濟性的提升設立退出機制。

4 結(jié)論及建議

4.1 結(jié) 論

通過對“三北”地區(qū)和中東部地區(qū)典型省份的風電項目經(jīng)濟性分析表明，“十三五”期間，風電發(fā)展的區(qū)域差異將加大，特別是“三北”地區(qū)風電項目經(jīng)濟性將會進一步下降。以8%為資本金基準收益率，2016年新疆、甘肅、吉林三省的內(nèi)部收益率分別為-5.23%、-9.14%和-9.20%。再考慮到未來標桿上網(wǎng)電價降低以及實際電價會低于標桿上網(wǎng)電價，“三北”地區(qū)風電項目投資前景黯淡。相反，中東部地區(qū)由于棄風率低、利用小時數(shù)高及標桿上網(wǎng)電價高等因素，2016年福建、廣西、四川三省的內(nèi)部收益率分別為21.80%、14.87%和15.45%，項目收益率皆高于基準水平；未來收益率雖會有所下降，但仍具有較好的投資前景。

4.2 建 議

(1)統(tǒng)籌規(guī)劃風電項目建設，及時調(diào)整和優(yōu)化風電企業(yè)投資方向及產(chǎn)業(yè)布局?！叭薄钡貐^(qū)風電項目目前及未來都會面臨內(nèi)部收益率低，無法收回投資成本的問題，所以統(tǒng)籌規(guī)劃尤為重要。應結(jié)合區(qū)域資源情況和市場消納能力，控制“三北”地區(qū)風電項目的核準和審批，優(yōu)化風電產(chǎn)業(yè)布局、調(diào)整投資方向，引導投資向中東部地區(qū)轉(zhuǎn)移和分散，促進風電分散式發(fā)展。建議優(yōu)先考慮發(fā)展福建、廣西、四川等投資收益保障高、投資前景較好地區(qū)的風電項目。

(2)控制煤電發(fā)展規(guī)模，使煤電為風電發(fā)展讓道。限批建設風電項目對于緩解本地棄風問題有一定成效，但并非治本之策。國家能源主管部門應當轉(zhuǎn)換思維方式，不能讓煤電項目進一步擠壓風電發(fā)展空間。如不能有效調(diào)控煤電規(guī)模，煤電機組不能及時向電力型機組轉(zhuǎn)型，風電行業(yè)乃至整個可再生能源行業(yè)的發(fā)展都將面臨巨大挑戰(zhàn)。建議高棄風地區(qū)收緊煤電項目核準，強力督促現(xiàn)役煤電機組逐漸向電力型機組轉(zhuǎn)型，提供電力系統(tǒng)靈活性，促進風電并網(wǎng)消納。

(3)建立風電項目投資收益“保底”機制，逐步實現(xiàn)風電項目的高效利用。對于“三北”地區(qū)而言，要在風電項目保障性收購的基礎上建立市場交易補償機制保障其基本收益。與此同時，國家應考慮按照行業(yè)基準收益率對年度保障利用小時數(shù)進行修正，當實際利用小時數(shù)低于該保障標準時，首先應當充分挖掘就地消納和外送能力，其次鼓勵風電企業(yè)通過市場競爭方式獲得發(fā)電合同，按照標桿上網(wǎng)電價與合同電價的差額執(zhí)行補貼政策。建議分三階段提升風電項目投資收益保障。第一階段，2017年風電項目的投資收益保障模式為：標桿上網(wǎng)電價×保障電量+市場交易電量×市場交易電價；第二階段，到2018年收益模式調(diào)整為：市場交易電量×(市場交易電價+浮動補貼)；第三階段，“十三五”末期收益模式最終變?yōu)椋菏袌鼋灰纂娏俊?市場交易電價+固定補貼)。風電補貼水平在市場電價趨穩(wěn)后可逐步固定，并隨風電經(jīng)濟性的提升設立退出機制。爭取在“十三五”末逐步實現(xiàn)全國現(xiàn)役風電項目的高效利用，從根本上解決其虧損運行問題。