海上風電場延長運營年限經濟評價分析

戴璐 張文平

2020年年初，《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》的發布，讓海上風電“國補”取消的傳聞最終變為現實?！皣a”取消、“省補”未知，中國海上風電很可能會從高電價一步邁入平價上網，其與陸上風電一樣，將面臨降本的巨大壓力。為保證風電健康穩定發展，行業需要積極探尋降本增效的有效途徑。

事實上，除了政策環境的驅動，風電行業要提升競爭力，推動可再生能源完成由替代能源向主力能源的轉變，降本更是其內在的必然要求。目前，除了通過技術手段實現降本增效的傳統方案，延長風電場的運營年限也被認為可以為業主帶來可觀收益預期、提高項目收益水平，其可細分為作用于新增風電場的增壽方案及作用于已投運風電場的延壽方案兩類。隨著越來越多的陸上風電場臨近運營終點，低效問題已經突顯，許多標準和規范陸續出臺；而對于暫未直面大批量機組退役危機的海上風電場而言，受自然環境條件、施工復雜程度等多種因素影響，增壽和延壽的經濟性尚未得到系統評估。為給海上風電項目延長運營年限的可行性提供依據，本文選取兩種典型場景，對海上風電場增壽和延壽的經濟性進行評估。

延長海上風電場運營年限場景

一座完整的海上風電場一般由一定數量的風電機組和輸電系統構成。簡單來說，當前典型的海上風電場主要由6個部分構成：風電機組、機組支撐結構（含塔架和基礎）、集電海纜、海上升壓站、送出海纜、陸上集控中心。

根據現行的《海上風力發電場設計標準》（GB/T 51308―2019）、《海上風電場工程風電機組基礎設計規范》（NB/T 10105―2018）、《海上風力發電機組防腐規范》（GB/T 33630―2017）等標準及機組說明書中的規定，海上風電機組設計壽命不應少于25年；風電機組基礎設計使用年限應與風電機組設計使用壽命相匹配，如無特殊規定，不應少于25年（極端環境載荷應采用50年設計基準期）；海上升壓站鋼結構平臺設計使用年限應為50年（極端環境載荷應采用100年設計基準期）；防腐設計年限應不少于25年；海底電纜的設計年限通常在30年左右。

一、海上風電場增壽

海上風電場增壽，即在設計初期增加海上風電場的設計壽命?？紤]到增壽海上風電場的評估和開發流程與傳統風電場相同，只是在設備選型時，所選取風電機組和輸電系統設備的設計年限需確保至少超過增壽后海上風電場的運營年限。根據以上提到的海上風電場主要構成及現有設計年限評估，海上風電機組及其支撐結構、海上升壓站基礎的設計及防腐壽命等部分需要在設計初期加強或后續加固，故初始投資會存在一定上浮，但幅度可控。

二、海上風電場延壽

海上風電場延壽，即評估達標后，允許部分或全部機組在超過設計壽命后繼續運營有效年份。隨著風電場運營時間的推移，盡管風電機組在長期載荷作用下會存在疲勞損傷的問題，但一般情況下，項目實際運行時的空氣密度、湍流強度等與標準設計工況有所不同，早年的風電場設計往往偏保守，因此，預計目前這些設計壽命為25年的風電機組在經過25年的運營周期后，仍會存留可觀的壽命和價值，存在延壽的可能性。海上風電場延壽可以被進一步區分為兩類場景：（1）風電場相關設施設備在設計時較為保守，安全余量較多，經過重新檢測評估后可以繼續服役指定年限；（2）風電場主要設施設備經評估無安全隱患且具備服役能力，只需對部分部件進行更換或技改，即可通過延壽評估，繼續服役指定年限。本文主要討論第一種場景。

海上風電場延壽評估，除需要滿足國家對延壽的規范要求外，還應滿足現行的相關標準規范。具體步驟是通過對風電機組及其支撐結構（含塔架和基礎）、海上升壓站結構和基礎、海底電纜、陸上集控中心結構和基礎以及相關電氣設備等海上風電場主要構成進行延壽檢查，并對結果進行分析，評估其是否具備繼續服役的能力。設備設施的壽命是多變量耦合的結果，如對其進行評估，需要依據最新的標準規范，對整機各大小部件進行延壽檢查，結合項目所在地的外部條件、機組原始設計資料、運行階段測量數據，通過建模仿真和有限元分析、等級分析等，確定當前風電機組的健康狀況，評估機組的損耗壽命和剩余壽命，為延壽提供數據支撐。若可直接延壽，則結合項目工況，計算其剩余使用壽命，并進一步制定延壽期間的檢修維護項及其方法和間隔；若不可直接延壽，則判斷是否可以通過更換和技改實現延壽，如更換陽極塊、加強結構等。

除了需對設備設施本身的性能進行系統性評估外，還要評估延壽成本以及延壽后可為業主帶來的效益。盡管評估非常復雜和困難，但對于施工難度大、周期長、成本高的海上風電項目來說，還是具有非常重大的意義。

海上風電場增壽和延壽經濟評價

風電場經濟評價包括財務評價和國民經濟評價，遵循“有無對比”的原則，本文的測算主要為財務評價部分。2019年，《國家發展改革委 國家能源局關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》和《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》先后印發，分別定義了平價“不需要國家補貼執行燃煤標桿上網電價”的概念和“將現行燃煤發電標桿上網電價機制改為‘基準價+上下浮動的市場化價格機制?；鶞蕛r按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動幅度為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%”。本文以我國東部沿海省份綜合平價水平作為測算依據，暫不考慮燃煤標桿電價的上、下浮動情況。此外，為確?？蓞⒖夹?，本文選取同類型近海風電場作為測算案例，考慮到增壽與延壽分別代表新增投資和追加投資兩種情況，測算時分別采用當今及早年的投資水平，即14000元/千瓦與16000元/千瓦。

一、海上風電場增壽經濟評價

海上風電場增壽的經濟評價與傳統風電場的經濟評價無異，只需要在評價時調整測算入參（如運營年限、融資年限、折舊年限、攤銷年限、發電能力、工程造價、運維費用等），綜合評估增壽后的投入產出，并進行經濟性的定量測算和關鍵指標（平準化度電成本、項目全部投資內部收益率、項目自有資金內部收益率等）分析。

（一）測算假設

以我國東部海域某300MW典型近海風電場為例，測算假設如下：（1）上網電價選取東部沿海省份燃煤標桿電價中間水平0.4000元/千瓦時；（2）運營年限從25年逐年增至30年；（3）年等效利用小時數維持3300h不變；（4）考慮增壽可能會引起的初始投資增加，單位千瓦動態投資從25年的14000元/千瓦逐年以250元/千瓦等額遞增；（5）折舊年限等于運營年限；（6）還款年限（含建設期）為18年；（7）經濟評價參數參照《風電場項目經濟評價規范》（NB/T 31085―2016）中海上風電場的取值要求，并將增壽5年內的修理費率提高至4%；（8）銀行貸款比例為70%，長期貸款利率為4.9%，分別測算增壽前和增壽后的項目經濟性。

（二）增壽建議

上述案例的測算結果如表1所示。由表可知，海上風電場增壽方案會直接影響項目的收益水平，但在文中假設的前提下，增壽年份與收益水平并不是正相關關系，存在拐點，即并不是增壽時間越長，收益水平就越高，這主要是因為增壽會帶來一定程度的初始投資上漲，且經營年限拉長會等比拉長故障的浴盆曲線，導致后續高額運維費用持續周期較長。在本案例中，增壽至27 年的經濟性最優，繼續增壽的收益率反呈下降趨勢。

在同等假設條件下反算單位千瓦動態投資，若希望維持與25年經營年度時同樣的收益水平5.08%，增壽至26～30年的單位千瓦動態投資分別不得高于14307元/千瓦、14595元/千瓦、14699元/千瓦、14791元/千瓦、14891元/千瓦（圖1），若超過該值，則增壽方案不具有經濟性?？梢钥闯?，增壽年限越長，可以接受的初始投資水平越高。本案例中，在收益水平相同的情況下，30年運營期的單位千瓦動態投資限值相較于25年，可為已經面臨重重壓力的海上風電場工程造價爭取額外891元/千瓦的釋壓空間。

若希望全部投資財務內部收益率達到8%的水平，且在其他假設條件不變的情況下，運營年限在25～30年的單位千瓦動態初始投資需要分別控制在11297元/千瓦、11443元/千瓦、11573元/千瓦、11635元/千瓦、11693元/千瓦、11751元/千瓦（圖2）。相較于25年，增壽至30年可以爭取額外454元/千瓦的釋壓空間。同樣可以看出，當前水平與收益預期水平下的單位千瓦動態投資仍存在約3000元的差距，降本任務道阻且長。

二、海上風電場延壽經濟評價

進行海上風電場延壽經濟評價時，需在該風電場已有經濟評價的基礎上，增加測算入參（如延壽前的檢查費用、延壽年內的修理費率等），并進行經濟性的定量測算和關鍵指標（平準化度電成本、項目全部投資內部收益率、項目自有資金內部收益率等）分析。

（一）測算假設

以我國東部海域某300MW典型近海風電場為例，測算假設如下：（1）前25年的上網電價為0.8500元/千瓦時，延壽5年的上網電價選取東部沿海省份燃煤標桿電價中間水平0.4000元/千瓦時；（2）運營年限從25年逐年增至30年；（3）前25年的年等效利用小時數維持3300h不變，后5年按3000h取值；（4）初始投資選取早年近海沿岸的造價水平16000元/千瓦；（5）考慮直接延壽，但在第21～25年年均發生延壽檢查費用50元/千瓦；（6）折舊年限等于運營年限；（7）還款年限（含建設期）為18年；（8）經濟評價參數參照《風電場項目經濟評價規范》（NB/T 31085―2016）中海上風電場的取值要求，并將延壽5年內的修理費率提高至4%；（9）銀行貸款比例為70%，長期貸款利率為4.9%，分別測算延壽前和延壽后的項目經濟性。

（二）延壽建議

上述案例的測算結果如表2和圖3所示。由圖表可知，海上風電場延壽方案會直接影響項目的收益水平，且在文中假設的前提下，延壽年份與收益水平為正相關關系，即在其他條件相同的前提下，風電場的可運營年限越長，收益水平越高。這主要是由于收益水平對發電能力更為敏感，延壽所產生的費用足以被增發的電量收益覆蓋。

結論

經論證可知，延長運營年限是海上風電場增值的有效手段。但截至目前，運營年限的延長仍舊受到多重因素限制。在政策方面，雖然行業已出臺數項機組、設備的增壽和延壽規范，但尚無明確的政策支撐；在技術方面，海上升壓站結構平臺等海上風電場主要構成的設計壽命遠超過海上風電場的運營年限，從理論上來說，如果可以延長風電場的運營年限將更有利于對原有設備設施的再利用，但在技術方面有待論證；在成本方面，不論是在設計時就參考更長的設計壽命進行設計，還是對海上風電場原有的設施設備進行大修或更換，都需要詳細評估設備成本和施工費用，是否具有經濟優勢，必須經系統性評估后才能得出結論。

當前的海上風電，僅靠技術手段進行降本增效遠不足以應對行業所面臨的嚴峻挑戰，需要引入更多的思路和模式才有可能盤活當前的局面。不論是規?；拈_發、運營年限的延長、棄風限電的規避，還是融資成本的降低、收益預期的下調等，都需要國家從政策方面給予大力的支持。

（作者單位：北京金風科創風電設備有限公司）