新能源項目運營技術經濟分析及其對發展的影響

夏 暉，張 敏，劉志強，張國珍，王 博，李云凝

（1.龍源電力集團股份有限公司，北京市 1000032；2.中國電力企業聯合會，北京市 100761）

1 引言

截至2022 年底，中國發電裝機達到25.68 億kW［1］，其中風電3.66 億kW、太陽能發電3.93 億kW，合計裝機占比達到近30%。2022 年，新增裝機2.03億kW，其中風電3 861 萬kW、太陽能發電8 821 萬kW，合計新增占比達到62.5%，成為增量主體。隨著新能源裝機規模的快速提升、補貼逐步退坡至平價、技術水平的逐步提高、參與電力市場的程度逐步深化、考核要求的提升等形勢的變化，新能源項目的運營能力呈現高度不確定性。

新能源項目的運營能力受內外部多重因素影響，劉萍等［2-6］研究了新能源補貼與新能源項目利潤的關系；崔和瑞等［7-9］分析了技術因素、經濟因素、管理因素等對風電項目經濟性的影響；婁奇鶴等［10-19］分析了標桿上網電價、新能源項目發電成本等因素對新能源發電經濟性的影響；邱辰［20］研究了靈活性資源配置、設備價格波動等對項目經濟性的影響。上述研究對各類因素對新能源項目運營水平的影響做了分析，但考慮因素多受實際條件限制，總體上缺乏考慮全部內外部因素的全角度分析?；诖?，本文從風電、光伏運營能力的主要內外部影響因素角度，分析各類因素對運營能力的影響，探討各類影響因素變化對新能源行業的影響，并針對主要影響因素提出提升運營能力的意見。

2 研究方法

2.1 模型參數

由于各地區新能源上網電價、年利用小時、參與電力市場程度等方面均不同，本文以甘肅地區某位于太陽能I類資源區集中式地面光伏電站、蒙西地區某位于風能I類資源區陸上風電場為例，具體參數見表1，分析不同邊界條件對于運營能力的影響。

表1 集中式光伏項目及風電項目經濟性測算模型參數設定Tab.1 Parameters setting of economic calculation model for centralized PV projects and wind power projects

表2 老舊風場等容量替代經濟測算情況Tab.2 Economic calculations for equal capacity substitution of old wind farms

2.2 影響因素

新能源項目的運營能力既受外部市場環境的約束（如電價、配儲政策等）影響，又受企業自身對生產資料內部控制因素（如投資成本、技術能力等）影響。公式表示為：盈利能力=電量×電價+環境價值（如有）-考核成本-運營成本。在上網電價明確（保量保價）的情況下，運營往往聚焦于發電量的最大化；在新能源全面參與電力市場背景下，電價、電量均成為可變因素，發電收入受到發電量和電價共同影響。本文綜合考慮新能源發電項目的內部影響因素與外部影響因素，其中內部因素包括成本控制、技術能力、項目管理等，外部因素包括政策因素、電力消納、市場交易等，分析各因素對新能源發電項目運營能力的影響。

圖1 影響因素分類Fig.1 Classification of influencing factors

2.3 評估方法

本文通過設定新能源發電項目定量條件、調整變量，同時結合敏感性分析，對內部收益率（internal rate of return，IRR）、投資回收期、總投資收益率（return on investment，ROI）、資本金凈利潤率（rate of return on common stock holders'equity，ROE）等指標進行定量分析。其中，IRR是評判項目收益能力、是否可行的核心因素之一。IRR為資金流入現值總額與資金流出現值總額相等時（即凈現值（net present value，NPV）等于零時）的折現率，分為全投資IRR和資本金IRR（本文以資本金30%、貸款70%考慮）。IRR可通過下式計算：

式中：CIt、COt分別為第t年的現金流入和現金流出。

3 結果與討論

3.1 外部影響因素分析

3.1.1 電價政策

新能源項目標桿上網電價（feed-in tariffs，FIT）是在前期新能源發電成本高于煤電基準價（標桿電價）背景下，支撐新能源快速發展的核心因素。隨著新能源發電技術的提升，新能源發電成本持續下降，對應的新能源標桿電價亦持續下降至當前的平價。在補貼時代，依據當年行業新能源平均造價水平，測算不同年份在標桿電價下的資本金收益率情況。對于集中式光伏項目，單位投資造價由2010年左右的8.5 元/W 降至2022 年的4 元/W 左右，標桿電價0.85 元/（kW·h）降至平價（該項目所在省份的煤電基準價為0.3078 元/（kW·h）），在保量保價的前提下，總體上項目資本金內部收益率呈逐步下降情況，降至2022年的9.83%。對于陸上風電項目，單位投資造價由2010年左右的8.5元/W 降至2022年的6元/W 左右，標桿電價由0.51 元/（kW·h）降至當前的平價（該項目所在省份的煤電基準價為0.282 9 元/（kW·h）），在保量保價的前提下，總體上項目資本金內部收益率呈逐步下降情況（個別年份有波動），降至2022年的6.46%。

圖2 典型地面光伏電站不同標桿電價下資本金收益率情況Fig.2 he IRR of capital under different benchmark electricity prices for typical ground-mounted PV power stations

隨著標桿電價的持續下降，項目投資回收期逐步延長，如地面光伏電站回收期由2011 年的5.1 年延長至2021 年的11.2 年；陸上風電電價每下降0.01元/（kW·h），項目資本金IRR 平均下降0.736 個百分點。對于有補貼的新能源項目，由于其上網標桿電價由煤電基準價和補貼兩部分構成，其中煤電基準價部分能夠及時支付，但補貼多數2 年以上或更長周期才能發放。

圖3 典型陸上風電項目不同標桿電價下資本金收益率情況Fig.3 The IRR of capital under different benchmark tariffs for typical onshore wind power projects

3.1.2 配儲政策

2020 年以來，全國大部分省區要求新能源配置儲能，對儲能配置規模、時長等要求不斷趨高，儲能配置比例主要集中在10%～20%，儲能時長以2 h為主，部分地區開始要求配置4 h儲能［21-26］。本文以儲能項目1 250 元/（W·h）單位造價，不考慮其參與其他輔助服務市場進行測算。在配儲時長一定的情況下，IRR隨著配儲比例的提高而下降；在配儲比例一定的情況下，IRR會隨著配儲時長的增加而下降。當儲能時長為2 h 時，配儲比例每增加5 個百分點，光伏、風電項目IRR 平均分別下降0.81、0.70 個百分點；當儲能時長為4 h 時，配儲比例每增加5 個百分點，光伏、風電項目IRR均下降1.35個百分點。

圖4 平價新能源項目配置不同比例及時長儲能下資本金IRR變化情況Fig.4 Changes in the IRR of capital under different proportions and durations of energy storage for grid parity new energy projects

3.1.3 電力消納

新能源發電出力具有較強的隨機性、間歇性、波動性，“十三五”前中期棄風棄光相對較高，通過多項措施，近年來風電、光伏利用率持續向好，2022年風電利用率96.8%，太陽能發電利用率98.3%。國際上，一般新能源占比（滲透率）越大、地域面積越廣，棄風棄光壓力越大，如德國2015 年以來棄風率保持在4%～5%之間，美國各獨立運營商均有不同程度棄風棄光。隨著新能源滲透率越來越高，新能源利用率有可能將成下降態勢，同時棄電實際上降低了新能源項目的收入，對于項目收益將產生較大影響。以典型項目為例，在各自基準價水平下，資本金IRR 隨棄電率的增加呈快速下降趨勢。其中，在棄電率由0 提高至10%時，典型光伏項目資本金IRR 由9.83%降至6.16%，棄光率每增加1 個百分點，資本金IRR 下降0.42 個百分點。典型風電項目資本金IRR 由8.30%降至5.58%，棄風率每增加1 個百分點，資本金IRR 下降0.28 個百分點。當棄風棄光率達到13%時，風光資本金IRR均不足6%。

圖5 平價新能源項目不同棄電率下資本金IRR變化情況Fig.5 Changes in the IRR of capital under different curtailment rates for grid parity new energy projects

3.1.4 參與市場

新能源項目參與的市場包括：電力市場、綠電綠證市場、CCER 等。其中，新能源參與市場下的電量分為保障性電量、中長期電量、日前電量、日內電量等，這些電量下對應的價格不同，除保障性電量對應的電價是固定外，其他電量對應電價均為變動的。環境價值收入主要為綠電、綠證下的溢價；由于當前絕大部分新能源項目不參與碳市場，現有深遠海風電及光熱發電將納入CCER市場，但具體價格未定。

1）參與電力市場

近年來，新能源積極參與電力直接交易、發電權交易、合同轉讓交易、電力現貨等。2022 年，新能源項目市場化電量平均占比已達到35%左右，從各省份實際參與電力市場看，絕大部分新能源項目均為在現有電價基礎上降電價參與電力市場。市場化電量占比逐步提高、市場化電價持續走低，會對新能源項目IRR產生較大影響。以典型光伏項目為例，當市場化電量及電價均浮動20%時，項目資本金IRR 下降0.76 個百分點，降至9.07%；當市場化電量與電價均浮動50%，項目資本金IRR 僅能高于1%。風電項目由于其本身IRR 較低，其對于參與電力市場的電量、電價敏感度均高于光伏。

圖6 平價光伏項目不同電力市場參與程度及報價下的資本金IRR變化情況Fig.6 Changes in the IRR of capital under different levels of market participation and different quotes for grid parity PV projects

圖7 平價風電項目不同電力市場參與程度及報價下的資本金IRR變化情況Fig.7 Changes in the IRR of capital under different levels of market participation and different quotes for grid parity wind power projects

2）參與綠證與綠電交易

中國從2017 年起實行綠證自愿認購制度，于2021 年9 月啟動綠電交易試點。2023 年7 月，國家發展改革委等部門印發《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》，將綠證覆蓋范圍擴大到所有可再生能源發電項目。在其他條件不變的情況下，資本金IRR 隨著綠證價格的增加而增長，如綠證價格由0.02 元/（kW·h）增至0.05 元/（kW·h），光伏項目IRR 由7.07%升至8.09%，投資回收期由10.07 年降至9.26年；風電項目IRR 由7.79%升至10.57%。平均綠證價格每增加0.01 元，光伏項目IRR 上升0.98 個百分點，風電項目IRR上升0.93個百分點。

圖8 平價新能源項目不同綠證下資本金IRR變化情況Fig.8 Changes in the IRR of capital of grid parity new energy projects under different green certificate prices

除綠證外，綠色電力交易規模逐步擴大，2022年，北京電力交易中心全年累計組織綠電交易約152 億kW·h，廣州電力交易中心全年累計組織綠電交易約38.3 億kW·h。綠電交易價格一般在新能源項目所在省煤電基準價基礎上額外溢價以體現新能源項目綠色價值，假設該溢價為0.02 分/（kW·h），當新能源項目綠電交易比例（電量比）由20%增至80%，光伏項目IRR 由6.64%升至7.42%，投資回收期由10.44 年降至9.78 年；風電項目IRR 由7.16%升至8.73%。平均綠電交易比例每增加20 個百分點，光伏項目IRR 隨之增加0.26 個百分點，風電項目IRR隨之增加0.5個百分點。

圖9 價新能源項目不同綠電比重下資本金IRR變化情況Fig.9 Changes in the IRR of capital under different green power ratios for grid parity new energy projects

3.2 內部影響因素分析

3.2.1 成本控制

隨著新能源技術進步，新能源發電工程造價成本總體上處于下降趨勢（受搶裝、產業鏈影響個別年份有增長），2022 年陸上風電、海上風電、集中式光伏發電、分布式光伏發電工程單位造價分別降至5 217、13 245、4 239、3 975 元/（kW·h）。由于風光項目邊際成本相對較低，項目初始投資造價成本的高低決定了新能源項目全生命周期運行成本的高低。新能源項目IRR 與投資成本呈反比趨勢，其隨著投資成本的增加而降低，即初始單位投資成本的下降將對新能源項目經濟性產生積極影響。光伏項目初始投資成本每減少0.1 元/W，其IRR 提高約0.29個百分點；風電項目單位投資成本每增加500 元/kW，其IRR平均降低1.85個百分點。

圖10 初始投資成本變化與風電項目IRR變化對比Fig.10 Comparison of the change in the initial investment cost of a wind power project with the change in its IRR

3.2.2 融資成本

不同時期、不同區域、不同性質單位融資稅率相差較大。此外，考慮受政策影響的各地銀行對貸款利率調整力度不同，貸款利率可能上下浮動約5%或10%。如當建設成本、電價條件一定時，融資成本對項目內部收益率與利潤率均產生較大影響，IRR隨項目貸款利率的增加而呈下降趨勢。以典型地面光伏項目為例，融資成本每減少1個百分點，其IRR可提高1.44個百分點。

3.2.3 技術水平

在新能源全面參與電力市場下，風光技術水平的高低直接影響新能源項目的經營能力。衡量新建新能源項目技術水平的指標較多，如光伏組件效率、衰減率、系統效率等；風電單機容量、葉片長度、掃風面積等；在風光共性方面，新能源發電功率預測準確度直接影響新能源項目參與電力市場、接受兩個細則考核的程度。鑒于很多技術指標通過電力市場、輔助服務市場反饋對運營能力影響程度，如光伏項目對于跟蹤支架和固定支架的選擇本身是經濟性問題，本文僅從光伏的組件衰減、系統效率，風電的改造升級分析技術水平對資本金IRR 的影響。

圖11 融資成本變化與光伏項目IRR變化對比Fig.11 Comparison of the change in the financing cost of a PV project with the change in its IRR1

1）光伏

光伏組件效率及其衰減程度與收益率密切相關，組件功率衰減包括組件初始光致衰減、組件材料老化衰減及外界環境或破壞性因素導致的組件功率衰減。通常情況下，晶硅組件一般第一年最大衰減值為3%，此后每年為0.7%。組件正常老化衰減情況下，組件次年起的衰減率呈線性變化，在25年質保期內每年衰減率基本與第二年衰減率持平。組件衰減率變化會對光伏項目的盈利產生一定影響，光伏組件首年衰減率每下降0.25 個百分點、此后逐年衰減率每下降0.05 個百分點，項目的IRR 呈增長趨勢；組件衰減率每下降0.05 個百分點，項目資本金IRR可提高0.215個百分點。

圖12 組件衰減率變化與光伏項目IRR變化對比Fig.12 Comparison of the change in module attenuation rate and IRR change in PV projects

光伏系統效率（PR）是電站實際輸出功率與理論輸出功率的比值，是太陽能電池衰減效率、交直流低壓系統損耗、逆變器效率、變壓器、效率及其他設備老化效率的綜合體現，當前光伏系統綜合效率在85%～90%之間，還有一定的提升空間。如以光伏系統效率85%為基準，系統效率每增長1 個百分點，資本金IRR增長0.44個百分點左右。

圖13 光伏項目系統效率變化下資本金IRR變化情況Fig.13 Changes in the IRR of capital of PV projects under changes in system efficiency

2）風電

以單機容量不斷增大為特征的風電技術水平快速提升，部分十多年前的老舊風機由于技術落后、效率低、可靠性差、維修費用高等因素，迫切需要通過“以大代小”的方式改善效益。由于“以大代小”的方式較多，本文按等容替換模式（改造前后項目裝機容量不變）進行測算。以蒙西地區為例，假設被替代機組已運行10 年，老舊風機按100%替換和風機50%替換、運營期10+10 年（替代已運營10年的風電機組，且不申請新增并網容量指標，總體運營年限為20 年）和運營期10+20 年（替換50%已運營10 年機組，新機組重新申請并網指標，運營期限按20 年計算）兩種場景考慮；替代風機年利用小時由原來的2 200 h 提高至2 565 h。被替代機組并網標桿電價按照0.51 元/（kW·h）計算，替換機組若運營期限為10 年，則按照原機組并網標桿電價0.51元/（kW·h）計算；替換機組若運營期限為20年，則按照當前燃煤脫硫標桿電價0.282 9元/（kW·h）計算。

在保量保價的前提下，根據測算，運營期限為10+10 年，風機50%替換情景由于改造部分投資金額相對較低，且上網電價保持了較高水平，改造后資本金IRR 為18.38%，較原項目資本金IRR 提高了3.92 個百分點；運營期限為10+20 年，50%等容替代情景由于改造后資本金IRR 為15.46%，較原項目資本金IRR 提高了1 個百分點；由此可見，項目運營期限增長對于項目IRR 會產生積極影響，爭取延長項目運營期對于改造項目的經濟性十分重要。運行10+20 年，100%等容替代情景改造后資本金IRR 為16.12%，較原項目資本金IRR 提高了1.66 個百分點。

3.2.4 項目管理

新能源項目管理涉及設計、施工建設、運維、退役全生命周期，涉及采購、財務、生產、營銷、智能化等全方面，項目管理過程中的任意環節出現問題均對項目運營產生影響。運維目標是在保障機組各設備/系統可靠性的基礎上提高效率并降低成本，高運維水平有利于項目運營能力的提升，低運維水平將增高運營成本。

3.3 對新能源發展的影響

新形勢下新能源項目需系統加強參與市場運營能力建設。在保量保價下，新能源電價及補貼政策是決定新能源項目運營能力的先天決定性因素，不同階段的電價水平和對應階段的建設成本基本上決定了項目的運營能力水平。隨著新能源參與電力市場的程度逐步深化，新能源項目將逐步全面參與電力市場，原有的追求風光資源最大時應發盡發的發電策略已經不適用于電力市場改革方向。新能源項目應結合當地電力市場建設情況制定交易策略，合理調整合約電量和確定年度、月度等各個交易周期的交易電量比例，制定價格風險、偏差風險的對沖策略，發電計劃逐步改為在保障基本出力的基礎上，形成以營收為核心的參與電力策略，以及配套的運維策略。

新形勢下加大科技創新水平仍是提升新能源項目競爭力的核心因素。在新能源本體技術開發方面，中國新能源電力技術創新水平持續提升，風電機組單機容量不斷增大，高塔筒、超長葉片技術持續突破，單機容量16 MW 全系列風電機組成功下線；自主研發的硅異質結電池轉換效率達到26.81%［27］，n 型TOPCon 電池達到26.7%，均達到國際領先水平。隨著技術水平的持續提升，為降低新能源成本奠定了堅實的基礎。在新能源運維方面，依托信息化技術和人工智能技術實現新能源企業場站通信、電能質量管理、設備監測、遠程控制、智慧巡檢、無人機巡檢等建設，提升數據傳輸效率及設備狀態監控水平［28-31］；持續提升新能源功率預測和監測水平，優化新能源項目功率曲線，為新能源更好消納奠定基礎。

新形勢下以集約化管理為手段提升新能源項目競爭力。新能源項目量大面廣，原有的火電運維模式已經不適用于新能源項目，不利于運營成本的下降，應逐步建立集約化的新能源區域運營為中心，實現區域新能源項目一體化專業管理、統一調度、統一檢修、現場少人或無人值守的生產管理模式。通過區域級乃至大區級的資源重整，實現人力靈活調配、檢修統一協調、物資聯儲聯備、費用統籌管理達到新能源運維水平的整體提升。

4 結論

1）新能源項目運營能力受內外部影響因素共同影響，其中，標桿電價、綠證、綠電、技術水平等因素與項目經濟性呈正相關，項目收益率隨正相關因素的升高而提升；配儲、棄電率、參與電力市場等因素等呈負相關趨勢，項目收益率隨負相關因素的升高而降低。

2）新能源項目上網電價、參與電力市場程度與深度、技術水平是影響運營水平的核心因素。按照新能源造價動態均值測算，當陸上風電電價每下降0.1元/（kW·h），典型項目資本金IRR 平均下降0.736個百分點；當集中式光伏市場化電量及電價均浮動由20%升至50%，典型項目資本金IRR 由9.07%降至約1%。

3）為提升新能源項目運營能力，新能源企業需系統加強參與市場運營能力建設，結合當地電力市場建設情況制定交易策略，形成以營收為核心的參與電力市場策略；持續加大科技創新水平，提升風光利用水平，加大數智化在新能源項目中的應用，持續提升新能源功率預測和監測水平，持續降低新能源項目造價以提升新能源競爭力；以集約化管理為手段，通過一體化專業管理、統一調度、統一檢修、現場少人或無人值守等生產管理模式，提升新能源項目競爭力。