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中年|退旧上新：千万装机老旧风电“续命”路径( 二 )


老旧机组改造样本分析：六年收回改造投资
本文以某风电场为例 ， 对其机组置换改造方案进行模拟测算 。
所选风电场于2006年投运发电 ， 安装58台G52/850kW风电机组 ， 风电场总装机容量49.3MW ， 场站100米高度年平均风速6.8m/s,风功率密度为335.0W/m2 ， 上网电价0.61元/kWh,近三年平均年利用小时1350小时 ， 机组可利用率95.2% ， 风电场并网点近年来的最大出力约40MW 。
按照机组置换方案 ， 拆除10台旧机组 ， 安装5台3MW新机组 ， 改造后场站总装机容量55.8MW ， 总占地面积相对改造前降低 ， 同时集电线路和公用设施无需改变 。 项目改造总投资约8255万元 ， 包括10台旧机组拆除 ， 5台新机组基础、塔筒、主机、箱变、吊装、征地、道路施工、其他施工及配件等费用 。

项目改造完成后 ， 新机组利用小时可达2800小时 ， 剩余性能较好旧机组经治理后利用小时可达到1400小时 ， 预计并网点可能达到的最大出力为52MW ， 通过短时限4%的负荷 ， 保证并网点不超出力 。
风场利用小时约2107小时 ， 假设1400小时之内电价0.61元/kWh ， 1400小时-1850小时交易电价为0.36元/kWh ， 其余257小时送外省电价为0.3元/kWh ， 测算一年增加发电收入1406万元 ， 不计资金成本的投资回收年限约为6年 。 若在2021年前实施本方案 ， 可以在电价有效期内收回改造投资 。 与新建平价风电项目相比 ， 投资回收期也有一定优势 。
退旧上新的模式可以在国内风场复制推广 。 2012年前 ， 我国风电累计装机75GW ， 业主可根据机组运行状态 ， 按照“渐进式退役、动态改造”的原则 ， 分阶段开展改造工作 。 若上述75GW机组中有改造需求的项目占1/3 ， 2020-2030年将有25GW项目得以改造 ， 每年改造装机2.5GW 。
按照老旧项目拆除15%的旧机、新增30%新机组的方案测算 ， 全国每年用于技改的新机组75万千瓦 ， 每年新增风电发电量10亿千瓦时以上 ， 其中平价电量达5亿千瓦时左右 。 十年内累计释放超过750万千瓦的整机市场需求 ， 按照5000元/千瓦的投资造价测算 ， 带动投资375亿元左右 。
建议简化审批 ， 给予企业延期经营优先权

老旧机组在“退旧上新”的改造模式下 ， 经济性较好 ， 可实现存量风资源、土地资产效用最大化 ， 符合政府和企业的利益诉求 ， 可操作性强 ， 改造后全场机组安全性和可靠性进一步提升 ， 电网友好性、发电量和辅助服务能力一并得到提高 。
有鉴于此 ， 建议能源监管部门对风电机组退役和风电场改造管理政策做出合理调整 ， 给予企业延期经营的优先选择权 ， 引导新能源发电企业积极采用新技术改造早期项目 ， 提升风电场站安全性、电网友好性、发电能力和项目盈利水平 。
风电场利用的一次能源是可再生的风能 ， 且发电过程没有污染物和二氧化碳的排放 。 所以风电场运营期满后 ， 业主有延期运营申请的 ， 在不再享受补贴的前提下 ， 只要其安全、环保、土地利用等方面合规 ， 就应准予延期运营 。 延长运营期的行政许可宜采用备案制 。 延期退役的风电场 ， 如其发电能力退化 ， 当下降到一定水平（比如1500小时以下）时 ， 政府监管部门可以强制其退役 。
针对业主经营期对风电机组的增效、增容及延寿改造以及停用、退役、拆除、拆旧换新和“以大代小”等处置和改造行为 ， 建议政府部门在企业不触及以下三条红线的前提下 ， 简化甚至免除审批程序 。
一是安装新机组不得扩大建设用地面积 ， 否则重新审批；二是并网容量不得突破原并网协议 ， 允许改造后机组额定容量之和可适当高于原审批容量 ， 但风电场必须通过AGC等技术手段 ， 确保上网容量控制在原项目核准容量的范围内；三是补贴总额不超过改造前控制的水平 ， 风电场改造所增发的电量 ， 实行平价上网 ， 不再享受补贴 。
如此一来 ， 既可以最大限度利用风能资源 ， 又可以提供更加优质的电能 ， 同时还实现了风电场主动限负荷的历史性转变 ， 政府部门、发电企业、电网企业和电力用户等的利益均得到了保障 。


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