基于LCOE的風(fēng)力發(fā)電項目設(shè)計優(yōu)化應(yīng)用研究

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引言

近年來，新能源發(fā)電項目快速發(fā)展取得顯著成就。數(shù)據(jù)顯示，至2018年底，國內(nèi)新能源發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)3.6億kW，占全國總裝機(jī)比重達(dá)到19%，首次超越水電。其中年度新增裝機(jī)6622萬kW，占全國電源新增裝機(jī)的54%，已連續(xù)兩年超過火電。目前，新能源項目建設(shè)成本不斷降低，已基本具備平價上網(wǎng)條件。

2019年國家發(fā)展改革委、能源局陸續(xù)發(fā)布幾項促進(jìn)平價上網(wǎng)政策，競爭性配置資源拉開帷幕，平價上網(wǎng)已然來臨。本文將LCOE分析方法運用于風(fēng)電項目設(shè)計，通過設(shè)計優(yōu)化與評審，驗證了該方法對提高項目投資收益水平和抗風(fēng)險能力、應(yīng)對平價上網(wǎng)挑戰(zhàn)是可行的。

1 陸上風(fēng)電新政策

2019年1-5月，國家發(fā)改委、能源局陸續(xù)發(fā)布《關(guān)于積極推進(jìn)風(fēng)電光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》要求在具備條件的地區(qū)建立一批平價上網(wǎng)新能源項目、《關(guān)于2019年風(fēng)電光伏發(fā)電項目建設(shè)有關(guān)亊項的通知》明確采取競爭方式配置需國家補貼的風(fēng)電光伏發(fā)電項目、《關(guān)于公布2019年第一批風(fēng)電光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目的通知》共有16個省區(qū)市報送了平價項目名單，總裝機(jī)規(guī)模2076萬千瓦。

面對新形勢，如何抓住發(fā)展機(jī)遇、提高發(fā)展質(zhì)量，是風(fēng)電行業(yè)面臨新的巨大挑戰(zhàn)。對于業(yè)內(nèi)企業(yè)，降低成本和實施創(chuàng)新發(fā)展是必由之路。

2 項目評估指標(biāo)選擇

(1)內(nèi)部收益率(IRR)。內(nèi)部收益率(IRR)是指項目投資實際期望達(dá)到的收益率。它實質(zhì)上是使項目全壽命周期內(nèi)凈現(xiàn)值等于零時的折現(xiàn)率。計算IRR輸入條件：建設(shè)期投資、運營成本、發(fā)電量與給定的電價等。

(2)平準(zhǔn)化度電成本(LCOE)。平準(zhǔn)化度電成本(LCOE)，就是對項目生命周期內(nèi)的成本和發(fā)電量進(jìn)行平準(zhǔn)化后計算得到的發(fā)電成本。LCOE表示了項目生命周期內(nèi)貼現(xiàn)收入總和現(xiàn)值與貼現(xiàn)成本總和現(xiàn)值相等時的電價，也表示項目在支付債務(wù)投資者和權(quán)益投資者期望回報之后的保本電價。

計算LCOE輸入條件：建設(shè)期投資、運營成本、稅費、發(fā)電量與給定的折現(xiàn)率等。

(3)項目評價指標(biāo)的選擇。LCOE和IRR的差別：給定上網(wǎng)電價時可以計算IRR，而未給出/無法給出上網(wǎng)電價時則只能計算LCOE。

在指導(dǎo)價時期，上網(wǎng)電價由政府主管部門制定，且以投產(chǎn)/審批時間為節(jié)點核定，通常20年不變。這種情況，更適宜采用IRR計算收益率指標(biāo)進(jìn)行投資分析與評價。

采用競價上網(wǎng)的國外風(fēng)電項目，最終電價為市場電價，在前期對項目經(jīng)濟(jì)性評價時無法計算IRR，只可采用LCOE。隨著我國平價上網(wǎng)時代的到來，IRR必將被LCOE所取代。

3 基于LCOE的項目設(shè)計優(yōu)化

3.1 鎖定收益率條件下的LCOE測算 山東省燃煤標(biāo)桿電價為0.3949元/kWh。以該區(qū)域單位靜態(tài)投資0.5～0.9萬元/kW和年利用1700～2900小時為區(qū)間，鎖定12%資本金內(nèi)部收益率來測算各區(qū)間LCOE。

(1)設(shè)定邊界條件。以目前風(fēng)機(jī)主流機(jī)型及某平均運維成本和當(dāng)前財稅政策為基礎(chǔ)，設(shè)定以下基準(zhǔn)參數(shù)。

裝機(jī)容量：50MW，單機(jī)2MW，共25臺；建設(shè)工期12個月；生產(chǎn)期20年；定員10人，8萬元/人/年，福利費60%；材料費：20元/kW(質(zhì)保期)；40元/kW(質(zhì)保期外)；其他費用30元/kW；修理費5.24元/kW(質(zhì)保期)；40元/kW(質(zhì)保期外)；折舊年限15年(殘值5%)；資金籌措：資本金20%，銀行貸款80%，貸款利率按現(xiàn)行五年期以上基準(zhǔn)貸款利率4.9%。

增值稅適應(yīng)稅率為13%，根據(jù)財稅[2008]156號，享受“增值稅即征即退50%”優(yōu)惠政策；銷售稅金附加分別按增值稅5%計征。所得稅稅率為25%，根據(jù)《企業(yè)所得稅法實施條例》“三免三減半”優(yōu)惠政策，運營期前3年稅率為0，后3年12.5%，其余年份25%。

(2)測算結(jié)果

(LCOE分析表)

測算結(jié)果為，在不同靜態(tài)投資和發(fā)電利用小時數(shù)組合的LCOE數(shù)據(jù)。測算方式可作為在給定期望收益條件下，結(jié)合企業(yè)實際成本與項目實際資源情況，參與地區(qū)競價配置資源計算保本電價與投標(biāo)定價的參考。

3.2 實例分析與應(yīng)用 以山東濱州地區(qū)某風(fēng)電項目運用以上結(jié)果進(jìn)行設(shè)計優(yōu)化分析。

(1)項目基本情況分析。按照可研階段設(shè)計方案，項目建設(shè)24臺2.0MW直驅(qū)機(jī)組，概算靜態(tài)投資6864元/kW，動態(tài)7055元/kW，年平均利用小時1980h，核準(zhǔn)電價0.6元/k Wh，20年總經(jīng)營成本15074萬元，稅金及附加18702萬元，年均上網(wǎng)電量95059MWh，發(fā)電利潤總額55672萬元，總投資收益率8.63%。

考慮到國內(nèi)新能源產(chǎn)業(yè)政策性強(qiáng)、政府發(fā)電補貼不到位、補貼退坡、電價市場化改革等風(fēng)險，經(jīng)分年迭代計算的LCOE為0.419元/kWh。測算LCOE雖低于項目核準(zhǔn)電價，但仍高于山東省上網(wǎng)標(biāo)桿電價(0.3949元/kWh)，面對平價上網(wǎng)，項目未來競爭優(yōu)勢顯然不足。查表分析，要降低LCOE值，需要降低投資或提高發(fā)電利用小時數(shù)，以優(yōu)化設(shè)計降本或增效等措施進(jìn)一步提高項目平價競爭力。

(2)設(shè)計優(yōu)化措施。以當(dāng)期設(shè)備、項目所在地機(jī)物料及用工價格水平，降低造價空間有限。比較而言，通過設(shè)計優(yōu)化提高裝備效率和資源利用率是較優(yōu)選擇。

2019年4月，組織金風(fēng)、明陽、湘電等主流廠家及北京院、山東院、西勘院等電力設(shè)計院分別對項目風(fēng)資源與設(shè)備選型進(jìn)行了多方案優(yōu)化設(shè)計，并委托專家組進(jìn)行評審。主要措施：①按中尺度模型對各機(jī)位點風(fēng)資源進(jìn)行重新細(xì)化計算；②根據(jù)各機(jī)位點風(fēng)功率密度、風(fēng)切變、湍流等參數(shù)校核各優(yōu)化主機(jī)方案經(jīng)濟(jì)性、安全性；③根據(jù)確定方案及節(jié)約用地原則分別開展風(fēng)基礎(chǔ)、平臺、道路、集電線等優(yōu)化設(shè)計；④按“遠(yuǎn)程集控、少人值守”模式展開升壓站廠區(qū)布置、建筑結(jié)構(gòu)、控制系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計；⑤對優(yōu)化后方案組織專家組逐一評審再優(yōu)化；⑥根據(jù)技術(shù)先進(jìn)、LCOE最優(yōu)確定最終方案，并交業(yè)主審定后作為投資決策依據(jù)。

(3)效果評估。經(jīng)設(shè)計優(yōu)化，①原方案中10臺選用2.2MW/131m的大功率、較大葉輪直徑機(jī)型，提高了捕風(fēng)能力和發(fā)電功率，總裝機(jī)增加2MW；②鑒于場區(qū)地勢平坦、高聳障礙物較少特點，在利用大件設(shè)備舉升倒運措施下，道路寬度由5m優(yōu)化為3.5-4m，吊裝平臺由45X50減少為40X40，節(jié)約征地費用；③采用鋼管塔替代角鋼塔減少農(nóng)地占用，優(yōu)化集電線路徑降低線路長度，綜合降低了線路投資；④SVG、配電裝置等設(shè)備采用集裝箱式，優(yōu)化場內(nèi)布置，減少了混凝土工程量，節(jié)約了征地面積和投資費用。

經(jīng)設(shè)計優(yōu)化，建設(shè)容量增加2MW，概算投資下降了225元/kW；年平均發(fā)電利用小時提高了250小時；20年總經(jīng)營成本下降了1303萬元；稅金及附加下降了4286萬元；年平均上網(wǎng)電量提高了16441MWh；發(fā)電利潤總額提高了11819萬元；總投資收益率(ROI)11.41%，盈利能力大幅提高。

經(jīng)計算LCOE為0.37元/kWh，較山東省燃煤電站標(biāo)桿電價降低了0.049元/kWh，項目抗風(fēng)險能力和平價競爭力有較大提高。

(4)推廣應(yīng)用。按照以上方式，對山西、山東、湖南區(qū)域10個風(fēng)電項目進(jìn)行設(shè)計優(yōu)化。通過深化微觀選址、主機(jī)選型、工藝流程比選，采用新設(shè)備、新技術(shù)等提高了設(shè)備先進(jìn)性、運維方便性，節(jié)余機(jī)位47臺，降低了項目總投資和全壽命期運維成本，提高了發(fā)電能力。10個項目投資較原概算節(jié)4億元，LCOE平均下降0.05元/kWh，年發(fā)電利用小時數(shù)提高259h，裝機(jī)容量增加5.5MW，提高年發(fā)電量1.42億kWh，增加年收益8500余萬元。

4 結(jié)語

基于LCOE的風(fēng)電成本評價模式必將成為國內(nèi)平價上網(wǎng)投資風(fēng)電項目的重要手段。測算與成果的實例應(yīng)用，驗證了通過項目優(yōu)化設(shè)計達(dá)到LCOE最優(yōu)化，滿足平價上網(wǎng)條件，提高了項目贏利能力和競價能力，促進(jìn)了投資項目全壽命周期收益最大化，取得了很好經(jīng)濟(jì)技術(shù)效果。