风电项目投资经济效益分析

　　摘要：福建省陆上风电项目进行投资经济效益分析，目的是从项目的投入成本与产出效益的角度，分析投资项目各项经济效益指标。结合福建省陆上风电项目的实际情况，以50MW风电项目为例，分析风能资源、项目总投资、运营成本和上网电价等风电项目投资经济效益的影响；并设定10%、8%的资本金内部收益率，对陆上风电项目投资和发电量双因素进行敏感性分析，对项目实施及效益保障提出建议。

　　关键词：陆上风电;投资效益;影响因素。

　　1风电投资项目经济效益主要影响因素

　　1.1风能资源

　　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。我国风能资源划分为丰富区、较丰富区及一般地区。通过风资源的分析论证，进行项目的微观选址和发电量的计算。投资区域确定后，机组选型及风电场的微观选址也对风电机组的利用率有一定影响，但弃风限电减少了风力发电设备年利用小时数，也相应影响到风电的投资效益。以50MW风电场为例，福建省现行标杆电价0.3932元/kWh，2019年福建省山地风电场单位造价7600元/kW，计算发电小时对项目收益率的影响。当风电场发电年利用小时数每减少100h，相应项目资金内部收益率平均约降低2个百分点，如表1。

　　1.2总投资

　　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。影响风电投资的主要因素：风机选型及设备价格的差异（主要影响主设备价格）；场址状况不同，并网条件不同（影响道路，线路，土地征用等）；项目建设规模及单机容量的差异、建设工期及贷款利率。以福建省陆上风电场动态单位造价指标7600元/kW为例，陆上风电场投资结构统计如图1所示。风电场设备费约占风电场总投资的65%左右（其中风电机组和塔筒的设备购置费约占风电场总投资的60%），建筑工程费占18%左右。如果按2100发电小时数和福建省现行标杆电价进行测算，当风电场单位投资下降200元/kW，相应项目资金内部收。

　　1.3运营成本

　　运营成本主要包括折旧摊销、电厂人员工资福利费、维修费、保险费、材料费、管理费用及利息支出等［1-2］。运营成本直接关系到项目的盈利能力。依然以50MW规模陆上风电场为例，按照总投资每千瓦7600元，发电小时数2100h测算，度电成本约0.3元/kWh。其中折旧占比51.77%，运维成本占比27.97%，运营期利息支出占比20.25%。折旧费在发电成本中所占比例最大，电力工程目前一般折旧年限前期评估按15年，如果按照集团固定资产折旧20年来计算，项目资本金内部收益率会提高0.5个百分点；如果加速折旧，折旧率提高，发电成本增加，前期利润率会降低，影响股东初期收益，但是会降低前期所得税额。运营期的利息支出也是主要成本之一。通常风电项目投资的资本金占比不少于20%，其余资金通过银行贷款获得，银行贷款利率对风电融资成本有较大的影响。2014年至今我国先后6次调整了银行贷款利率，目前5年以上长期贷款年利率为4.9%（为历年最低）。经测算，长期贷款利率下降0.5%，项目资本金财务内部收益率平均上升1%。

　　1.4上网电价

　　《可再生能源法》规定风力发电项目实施电价补贴模式，根据不同资源地区设置不同标杆电价。2017年5月17日，国家能源局印发《关于开展风电平价上网示范工作的通知》，提出政府保证不限电，上网电价按照项目所在地的火电标杆电价执行，鼓励有条件、有能力的企业开展示范。国家发改委《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号文），将陆上风电标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价，2020年核准的指导价同比2019年每度电下降0.05元。2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。见表3。综上所述，在可开发的风资源基础上，降低建设投资和运营成本，在合理的上网电价下，将会增加投资项目的经济收益。

　　2风电场建设项目的财务评价分析

　　2.1主要财务指标

　　风电项目的财务评价分析包括盈利能力分析和清偿能力分析［1-2］。盈利能力分析的主要评价指标为财务内部收益率、投资回收期、财务净现值、投资利润率、资本金净利润率等。清偿能力分析的主要评价指标为资产负债率、利息备付率、偿债备付率等。

　　2.2主要因素的敏感性分析

　　以项目资本金收益率分别为10%、8%为目标收益率，对陆上风电项目进行投资和发电量的双因素敏感性分析，如表4和表5，可以显示平电价和投资及发电量的对应关系。从中可以看出，在目前陆上风电运维水平下，按照福建省现行煤电标杆电价，若要达到资本金内部收益率10%的目标，工程造价7600元/kW，相应电场等效满负荷发电小时需要提高到2400h以上；若要达到资本金内部收益率8%的目标，工程造价7600元/kW，相应电场等效满负荷发电小时需要提高到2300h以上。

　　3结论

　　综上所述，风能资源、项目总投资、运营成本和上网电价等是影响福建陆上风电项目投资效益的主要因素。为了保障项目实施和投资效益，应进行风机大型化比选、场址优选；争取优惠贷款利率，提高资金的使用效率；加强施工进度管理，在确保质量及安全的前提下，尽可能合理缩短建设工期，及时投产，体现成本效益；加强运营期管理，降低风电运营成本；争取合理的上网电价。

　　参考文献

　　1国家能源局.风电场项目经济评价规范：NB/T31085-2016［S］.北京：中国电力出版社，2016.

　　2国家发展改革委，建设部.建设项目经济评价方法与参数（第三版）［M］.北京：中国计划出版社，2006

　　作者：王素娟 周遵凯 肖宣炜 单位：中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司