标杆电价下风电项目投资收益分析

标杆电价下风电项目投资收益分析

摘要：简析“十一五”期间我国风电发展现状，对我国不同区域2010年风电工程造价进行分析测算，对现行标杆电价机制下风电项目投资效益进行评价，分析了风电投资成本、发电设备年利用小时数、贷款利率等因素变化对投资收益的影响，提出了加强投资管理，规避资源风险、市场风险以及政策风险，确保投资收益的建议。

关键词：风电，投资效益，工程造价，风险

0 引言

“十一五”期间，在相关政策的推动下，我国风电产业发展迅速，风电可有效地协助满足日益增长的电力需求和节能减排要求，国内风电装机容量以年均近100%的速度增长，远远超过全球风电累计装机容量年均27．4%的增长率。随着风电装机规模的扩大，风电进一步发展面临的制约因素已从“十一五”初期机组设备制造能力的制约转变为风电并网和市场消纳能力的制约，部分地区风电限电现象日趋频繁的同时，风电设备价格也不断下降，二者共同影响风电经济性变化。2011年围家宏观管理部门对风电行业加强了调控与监管，出台了一系列政策法规，也将对风电发展及项目投资的经济性产生一定的影响[1-7]。

基于公开发布的数据，文中估算了2010年我国风电项目造价，重点分析了现行风电标杆电价机制下的风电投资收益及其主要影响因素，提出风电投资应关注资源风险、市场风险以及政策风险等，加强投资管理，提高投资收益[8-11]。

1 “十一五”期间风电发展基本情况

1.1 装机容量与上网电量

截至2010年12月31日，全国（不含港、澳、台地区，下同）共建设802个风电场，累计吊装风电机组32400台，吊装容量达到4146万kW，并网运行容量3131万kW，占全国发电总装机容量的3%，其中近90%的并网风电分布于蒙西、蒙东、河北、辽宁、吉林、黑龙江、甘肃、新疆、宁夏等“三北”地区以及江苏和山东等沿海地区[8，12]。

2010年我国风电上网电量490亿kW·h，约占全国总发电量的1．2%，风电机组平均年利用小时数达到2097h。上述11个地区的风电上网电量453亿kW·h，占全国风电总上网电量的92．5%，风电机组年利用小时数为1911～2356 h。

1.2 主要风力发电投资商情况

截至2010年年底，全国共有80多家风电投资开发企业成立了近900个项目公司。中央企业仍是风电投资的主体，2010年，五大发电集团风电装机容量占全国风电建设总容量的62．2%，其中，国电集团以装机800．1万kW位列国内风电装机排名首位，华能集团

装机487．4万kW位列第2，大唐集团风电装机440．3万kW位居第3，风电装机占本企业2010年发电装机的比例分别为8．4%、4．3%和4．2%。

2 标杆电价下风电项目投资收益测算

2.1 风电场单位造价分析

2009年我国新核准的风电项目按容量加权平均单位动态投资9971元／kw[11]，对上述11个地区180余个风电场项目单位动态投资进行统计得出，2009年风电场项目按容量加权平均单位动态投资为9383～11098元／kW，其他地区平均单位动态投资为10600元／kW。调研表明，2010年风电机组价格较2009年平均下降了1500元／kW，暂不考虑其他因素对投资的影响，估算2010年各区域风电场单位动态投资为7883～9598元／kW，如图1所示。

2.2 测算基本假设及主要参数

2.2.1 基本假设

假定风电装机容量5 MW，项目计算期21年，其中建设期1年，经营期20年。

2.2.2 主要参数

①项目资金按全内资考虑，项目资本金比例取20%，其余部分通过国内贷款融资。长期贷款名义年利率选取6．7%，按季结息，借款期15年（含宽限期1年），等本金偿还方式。短期贷款利率取6．1%。②采用直线折旧法，折旧年限15年，固定资产残值率5%。

③运营成本：修理费率按固定资产价值的1．5%、保险费率按固定资产价值的0．25%计算；风电场职工人数取15人，职工工资5万元／（人·年），社保统筹费率系数取60%；材料费按0．02元／（kw·h）、其他费用按0．03元／（kw·h）考虑。④利息支出，按国家有关规定分别计入固定资产投资和财务费用。⑤所得税税率25%；增值税税率17%，即征即返50%；城市维护建设税与教育费附加，分别按增值税的5%和3%计征。⑥发电量与售电量：等效发电设备年利用小时数取1911～2356 h，风电场综合厂用电率取1．5%。⑦固定资产进项税抵扣：根据国家有关规定，允许抵扣进项税的固定资产包括机器、机械、运输工具以及其他与生产经营有关的设备、工具和随着设备一起形成固定资产的缴纳增值税的安装材料，为简化计算，本研究按风电场静态投资的75%进行增值税额抵扣。⑧上网电价按照现行分资源区确定的标杆电价取值[13]

2.3 投资收益测算结果及基本结论

测算各区域风电项目投资资本金财务内部收益率为7．38%～13．55%，如图2所示。风电项目若折算成发电设备年利用小时数为1616～1930 h，一般6～10年可回收全部投资。

可见，在现行标杆电价及投资估算水平下，各主要区域2010年新建风电项目投资大多可获得行业基准收益率（8%）以上的收益水平。蒙西地区处于一类风资源区，理论上发电设备年利用小时数可达到2500h以上，但2010年其实际值仅为2185h，在一定程度上降低了风电投资收益。

3 风电投资收益的主要影响因素分析

在现行标杆电价机制下，影响风电投资收益的主要因素包括：风电场单位造价、风力发电设备年利用小时数、资金成本等，政策变化对风电投资收益也将产生较大影响。

3.1 风电场单位投资

风电场工程总投资由机电设备及安装费、建筑工程费、其他费用、预备费和建设期利息组成。

机电设备及安装费一般占风电场总投资的80%左右（风电机组和塔筒的设备购置费约占风电场总投资的75%）。近年来，我国风电装备制造能力有了很大提高，风电机组价格不断下降。2004—2005年，我国风电机组的平均价格在6000元／kW以下，“十一五”期间，我国风电机组价格先升后降，2010年下半年，1．5 MW主流风机整机报价已经由2008年最高时的6500元／kW下降到4000元／kW以下。风电机组价格的降低将带动风电场投资的降低，提高风电投资收益。经测算，风电场单位投资下降1000元／kW，风力发电单位成本将下降约0．046元／（kW·h），相应资本金财务内部收益率可提高近5个百分点。

3.2 发电设备年利用小时数

风能资源是影响风电机组发电设备年利用小时数的关键因素。根据风能功率密度，我国风能资源划分为丰富区、较丰富区及一般地区。投资区域确定后，机组选型及风电场的微观选址等也对风电机组的利用率有一定影响，我国风电标杆电价所对应的4类风资源区理论年等效发电设备年利用小时数为1840～3250 h，其中一类地区高于2500 h，二类地区为2301～2500 h，三类地区为2101～2300h，四类地区一般低于2100h。

影响风电机组发电设备年利用小时数的另一重要因素是市场因素。我国已规划的8个千万千瓦级风电基地有6个分布在“三北”地区，这些地区大多电力负荷水平较低、电网规模较小、供热机组比重大、跨省跨区联网交换能力有限。随着风电的大规模快速发展，系统面临的调峰能力不足问题日益严重，加上跨省、跨区联网规模小，消纳风电能力不足，“三北”地区风电弃风问题较为严重，根据国家电监会2011年1月发布的《风电、光伏发电情况监管报告》，2010年仅上半年全国风电限电即达到27．7亿kW·h，占全部风电发电量的5%，其中，蒙西、蒙东地区弃风比例超过20%，黑龙江、吉林、甘肃的弃风比例达10%以上。调研显示，2011年1—4月蒙西与甘肃分别达到12%与4%。弃风减少了风力发电设备年利