风电机组选型技术经济比选的简化比选探讨
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中图分类号：T；文献标识码：A
摘要：风电机组选择是诸种因素、多指标综合优化的结果，本文依托大量各地区风电可行性研究项目成果，结合国家现有政策，在现行四类风电电价区以已成熟的新建5万kW风电场项目为模板，统计计算出上网电量（满发小时）、机组价格（静态投资）、收益率的定量关系，建立了一组较为简便的机组选型技术经济比选模型，以便投资者能在前期工作中更快更好地选择最优机型。
关键词：机组选型技术经济比选满发小时机组价格
中图分类号：F062.4文献标识码： A 文章编号：
一、前言
风电发展已跨越初期示范阶段，进入大规模产业化时代，选择最优机型，追求利润最大化成为投资的主要目的。机组选型主要影响因素为两方面：风电机组发电量和项目投资。本文对发电量计算不进行讨论，仅从各因素的关系展开探讨。
机组选择的不同方案，会导致大量投资指标的变化，如风电机组价格、配套箱变数量、配电设备价格、集电线路长度、场内道路长度、征地面积等指标。结合大量实际工程，发现对项目投资而言，最重要莫过于机组的供货价格变化。
二、风电机组价格的市场趋势
2010年，风电机组价格被全面压缩至5000元/kW以内，当时，基于综合技术进步、机组单机容量的加大和风机企业利润率等因素，业内普遍判断风电机组价格的下降仍存在较大空间。这种判断带着一定程度的乐观情绪——从产业成长的角度来看，风电机组价格的良性有序下降，最直接的利好，是挤压了热钱投机的空间。市场规律下的价格杠杆，也正是这个朝阳产业走向成熟的关键动力。
2011年10月，在张家口与哈密两个项目的1.5MW风机招标中，金风科技以3850元/千瓦击穿了业界4000元的安全底线。不久，某风机企业在一次招标中，爆出了3400元/千瓦的“白菜价”，从而彻底搅乱了业界的防御阵地。
经过近两年的价格站，从当前市场上脱颖而出的佼佼者，整机商加上关键零部件制造商，大约有六到七家。它们的共同特征异常鲜明——拥有在中国甚至世界上较大的市场份额，规模化设计与制造能力得到初步保障，关键在于，它们已经基本完成了与资本市场的对接，从而完成行业格局的最终定型，风电机组价格逐步稳定在一个相对合理的价格区间中。根据风电机组技术性能和工艺，目前1.5MW～2.0MW级风机价格一般在3650～4250元/kW间波动，2.5MW～3.0MW级风机价格一般在4250～4650元/kW间波动。
三、机组选型技术经济比选的前提
1、电价
我国风电电价发展历程。我国风电并网电价的形成大体经历了四个不同的历史阶段：一是发展初期，机组多由国外资金援助，竞争上网，电价很低，每千瓦时约0.3元；二是1994年起，电力部全额收购风电上网电量，差价全网均摊，各地由价格主管部门审批，致使风电价格参差不齐，低的与火电相当，高的每千瓦时超过1元；三是2002年开始，招标电价和审批电价并存，特许权招标项目的招标由国家发改委牵头组织，电价区间趋于稳定；四是2009年，国家发改委下发《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，《通知》按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，并制定相应的风电标杆上网电价，见表1，新建陆上风电项目统一执行。这对风电的投资预期起到很好的引导作用，消除了不确定性，增强了可持续性，有利于竞争格局的稳定，标志着我国风电上网电价机制基本成熟。
表1：四类风电标杆电价区
2、风机机型
2012年，中国风电新增装机容量排名前20的企业几乎占据了国内98%的市场份额，其中金风新增风电装机容量最多，达到2521.5MW，占据19.5%的市场份额。2012年，我国风电新增装机容量排名前3的企业分别为金风、联合动力和华锐。
目前我国1.5～2MW级的机组已经成为主流成熟机型，3MW级机组实现了批量生产，业绩增长迅速，金风等厂家在加紧推出5MW、6MW机型的步伐，华锐、明阳、国电联合动力6MW机型已经安装样机，华锐、湘电、海装并已安装5MW样机，将逐步积累实际经验，步入批量化生产阶段。
根据目前国内外风力发电机组的发展趋势及当前国内装机的类型、制造水平、技术成熟度，并结合国内风电政策的核准政策，本模型选择装机容量5万kW的新建风电场为模版，并选择四种不同功率等级的风力发电机组进行比较。
等级一：单机容量为1500kW，共布置33台风力发电机组，总装机容量为49.5MW。
等级二：单机容量为2000kW，共布置24台风力发电机组，总装机容量为48MW。
等级三：单机容量为2500kW，共布置19台风力发电机组，总装机容量为47.5MW。
等级四：单机容量为3000kW，共布置16台风力发电机组，总装机容量为48MW。
四、风机价格与静态投资关系模型、风机价格与满发小时关系模型
1、Ⅳ类资源区标杆上网电价0.61元/kW•h
装机容量5万kW风电场项目按照Ⅳ类风能资源区的风电标杆上网电价0.61元/kW•h计算，对四种功率风机按照不同价格水平，项目资本金财务内部基准收益率为8%，对风电场静态投资、上网电量及满发小时进行推算，结果如下表所示。
上网电价为0.61元/kW•h，基准收益率为8%时，装机容量5万kW风电场项目机组价格与静态投资的关系模型，机组价格与满发小时的关系模型如下图所示。
图1：Ⅳ类资源区机组价格与静态投资曲线和机组价格与满发小时曲线
2、Ⅲ类资源区标杆上网电价0.58元/kW•h
装机容量5万kW风电场项目按照Ⅲ类风能资源区的风电标杆上网电价0.58元/kW•h计算，对四种功率风机按照不同价格水平，项目资本金财务内部基准收益率为8%，对风电场静态投资、上网电量及满发小时进行推算，结果如下表所示。
上网电价为0.58元/kW•h，基准收益率为8%时，装机容量5万kW风电场项目机组价格与静态投资的关系模型，机组价格与满发小时的关系模型如下图所示。
图2：Ⅲ类资源区机组价格与静态投资曲线和机组价格与满发小时曲线
3、Ⅱ类资源区标杆上网电价0.54元/kW•h
装机容量5万kW风电场项目按照Ⅱ类风能资源区的风电标杆上网电价0.54元/kW•h计算，对四种功率风机按照不同价格水平，项目资本金财务内部基准收益率为8%，对风电场静态投资、上网电量及满发小时进行推算，结果如表所示。
上网电价为0.54元/kW•h，基准收益率为8%时，装机容量5万kW风电场项目机组价格与静态投资的关系模型，机组价格与满发小时的关系模型如下图所示。
:图3：Ⅱ类资源区机组价格与静态投资曲线和机组价格与满发小时曲线
4、Ⅰ类资源区标杆上网电价0.51元/kW•h
装机容量5万kW风电场项目按照Ⅰ类风能资源区的风电标杆上网电价0.51元/kW•h计算，对四种功率风机按照不同价格水平，项目资本金财务内部基准收益率为8%，对风电场静态投资、上网电量及满发小时进行推算，结果如表所示。
上网电价为0.51元/kW•h，基准收益率为8%时，装机容量5万kW风电场项目机组价格与静态投资的关系模型，机组价格与满发小时的关系模型如下图所示。
图4：Ⅰ类资源区机组价格与静态投资曲线和机组价格与满发小时曲线
5、四类电价区风机价格与满发小时关系模型汇总
图5：四类电价区风机价格与满发小时曲线
五、结论
（1）曲线上方，代表在当地的资源和机组价格水平下，实际满发小时高于获得基准收益率时的满发小时数，投资者可以获得较好的收益；曲线下方，代表在当地的资源和机组价格水平下，实际满发小时低于获得基准收益率时的满发小时数，投资者的投资收益较差。
（2）在目前国内风机价格水平下，新建陆上风电场静态投资一般在4亿～4.3亿之间，采用1.5～2MW级主流成熟机型更容易获得较高的投资收益。
（3）风机价格为4250～4650元/kW时，风电场静态投资比之前发生较明显降低。经分析认为，国内1.5MW～2MW风机价格约为3650～4250元/kW，2.5MW～3MW风机价格约为4250～4650元/kW，大容量机组价格虽然有较大幅度提高，但风机数量发生大幅度下降，导致塔筒数量、箱变数量、集电线路长度、场内道路长度等投资大幅度降低，项目总投资有所降低。在风电机组单机容量不断增大的趋势下，尽可能采用较大容量的风力发电机组，以便更好地利用风能资源，获取较好的投资效益成为可能。
参考文献：
1、范子超，风电经济性分析工具及其应用研究，风力发电，2009年第一期。
2、国家发改委，《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），2009年。
3、中国风能协会，《2012年中国风电装机容量统计》，2013年3月。