退舊上新：千萬裝機老舊風電“續(xù)命”路徑

       隨著風電機組技術更新?lián)Q代，最新機組性能越來越好。如何利用風電技術進步成果，解決早期風電場面臨的困境，以達到提質增效的目的，已成為行業(yè)關注的話題。

      根據(jù)統(tǒng)計，我國在運兆瓦級以下風電機組有11000余臺，分別在1989年至2013年間投運，分布于22個省（市、自治區(qū)），總裝機約8700MW。此外，還有部分投運超過10年、單機容量在1～1.3MW的非主流機組近千臺，裝機容量超1200MW。

      這些機組普遍存在發(fā)電能力差、故障率高、安全隱患多等問題，且部分備件為定制件或進口件，造成運維成本較高，電量損失嚴重。早期風電場風資源一般較好，隨著風電機組技術更新?lián)Q代，最新機組性能越來越好。如何利用風電技術進步成果，解決早期風電場面臨的困境，以達到提質增效的目的，已成為行業(yè)關注的話題。

      老舊機組三大癥結：發(fā)電能力差、安全可靠性低、經(jīng)濟性差

      國內老舊風電機組普遍存在發(fā)電能力差、安全可靠性低、經(jīng)濟性差等三方面問題。

       其一，早期投運場站風資源相對較好，但由于機組額定風速高、單位千瓦掃風面積較小、風能利用率較低的定槳距失速型機組占比高等因素，風電機組容量系數(shù)、年利用小時數(shù)均偏低。相比最新機型，在同等風資源條件下，早期機組利用小時低1000小時甚至更多。

       其二，由于早期風機設計制造技術及經(jīng)驗不足，配套產(chǎn)業(yè)鏈不成熟，機組環(huán)境適應性不強，老舊機組可靠性較低，故障頻發(fā)，安全隱患較多，葉片斷裂、飛車倒塔、機艙著火等重大設備事故時有發(fā)生。近年來國內發(fā)生的風電事故多集中在這批機組。

        其三，部分備品備件因停產(chǎn)或進口供應斷檔，機組檢修工作量大、停機時間長、運維成本較高。盡管項目核準電價較高，但受此影響項目經(jīng)濟性較差，甚至出現(xiàn)虧損。

有鑒于此，老舊機組改造迫在眉睫。此外，對老舊機組分批改造也是妥善處置退役機組、減少風資源浪費的有效方法。數(shù)據(jù)顯示，通過新舊機組置換，增量機組的利用小時數(shù)可達3000小時左右，可有效扭轉企業(yè)經(jīng)營困難局面，提高清潔低碳電量規(guī)模。

        老舊機組改造模式優(yōu)選：有保有退、新舊置換

        面對老舊機組安全風險和經(jīng)營壓力，新能源項目業(yè)主方可能采取的對策不外乎以下三種模式。

        模式一：檢修+局部改造

機組發(fā)生故障后，為盡快恢復機組運行，企業(yè)多通過修理處理相關問題；無法修理或備件無法保障時，開展局部替代性改造。這一模式的優(yōu)點是投入較小、實施容易；缺點是治標不治本，機組出力低、故障率高、安全性差等問題不能根治。

       模式二：提前（含到期）退役并拆除

對于安全風險較大、無法維修改造、臨近退役期的項目，新能源企業(yè)對全場機組統(tǒng)一拆除。這一模式的優(yōu)點是一次性核銷資產(chǎn)、計提損失，解除了安全風險；缺點是部分高性能機組價值不能繼續(xù)發(fā)揮，項目預期收益降低，配套輸配電和公用設施也將廢棄，項目殘值損失較大，風能資源也將閑置。此外，舊址新建需要履行與新建項目一樣的手續(xù)。

       模式三：有保有退、新舊置換的升級改造

在這一模式下，對機組性能和技術經(jīng)濟性進行分析論證，將故障嚴重的機組退役，在置換出來的土地和容量空間下，安裝性價比最優(yōu)的主流機型。同時，借助已有配套設施（集電線路、升壓站等）降低機組改造成本，縮短項目投資回收年限。

       這一模式的缺點是涉及新增裝機投資，缺乏政策支持，電價補貼在剩余運營期內有被取消的風險。另外，原項目運營期結束后，新裝機組能否繼續(xù)發(fā)電運營也缺乏保障。

       模式三兼容模式一、二的優(yōu)勢，多措并舉，有保有退，并通過新舊置換實現(xiàn)升級。這種模式既利用了現(xiàn)存有效資產(chǎn)，又引入了性價比高的先進機組；在控制投資同時又提升了電量。如果政策和監(jiān)管層面釋放明確的預期，業(yè)主就可以把這個模式納入技術經(jīng)濟比選的方案庫。

       老舊機組改造樣本分析：六年收回改造投資

       以某風電場為例，對其機組置換改造方案進行模擬測算。

       所選風電場于2006年投運發(fā)電，安裝58臺G52/850kW風電機組，風電場總裝機容量49.3MW，場站100米高度年平均風速6.8m/s,風功率密度為335.0W/m2，上網(wǎng)電價0.61元/kWh,近三年平均年利用小時1350小時，機組可利用率95.2%，風電場并網(wǎng)點近年來的最大出力約40MW。

       按照機組置換方案，拆除10臺舊機組，安裝5臺3MW新機組，改造后場站總裝機容量55.8MW，總占地面積相對改造前降低，同時集電線路和公用設施無需改變。項目改造總投資約8255萬元，包括10臺舊機組拆除，5臺新機組基礎、塔筒、主機、箱變、吊裝、征地、道路施工、其他施工及配件等費用。

       項目改造完成后，新機組利用小時可達2800小時，剩余性能較好舊機組經(jīng)治理后利用小時可達到1400小時，預計并網(wǎng)點可能達到的最大出力為52MW，通過短時限4%的負荷，保證并網(wǎng)點不超出力。

風場利用小時約2107小時，假設1400小時之內電價0.61元/kWh，1400小時-1850小時交易電價為0.36元/kWh，其余257小時送外省電價為0.3元/kWh，測算一年增加發(fā)電收入1406萬元，不計資金成本的投資回收年限約為6年。若在2021年前實施本方案，可以在電價有效期內收回改造投資。與新建平價風電項目相比，投資回收期也有一定優(yōu)勢。

       退舊上新的模式可以在國內風場復制推廣。2012年前，我國風電累計裝機75GW，業(yè)主可根據(jù)機組運行狀態(tài)，按照“漸進式退役、動態(tài)改造”的原則，分階段開展改造工作。若上述75GW機組中有改造需求的項目占1/3，2020-2030年將有25GW項目得以改造，每年改造裝機2.5GW。

       按照老舊項目拆除15%的舊機、新增30%新機組的方案測算，全國每年用于技改的新機組75萬千瓦，每年新增風電發(fā)電量10億千瓦時以上，其中平價電量達5億千瓦時左右。十年內累計釋放超過750萬千瓦的整機市場需求，按照5000元/千瓦的投資造價測算，帶動投資375億元左右。

       建議簡化審批，給予企業(yè)延期經(jīng)營優(yōu)先權

       老舊機組在“退舊上新”的改造模式下，經(jīng)濟性較好，可實現(xiàn)存量風資源、土地資產(chǎn)效用最大化，符合政府和企業(yè)的利益訴求，可操作性強，改造后全場機組安全性和可靠性進一步提升，電網(wǎng)友好性、發(fā)電量和輔助服務能力一并得到提高。

       有鑒于此，建議能源監(jiān)管部門對風電機組退役和風電場改造管理政策做出合理調整，給予企業(yè)延期經(jīng)營的優(yōu)先選擇權，引導新能源發(fā)電企業(yè)積極采用新技術改造早期項目，提升風電場站安全性、電網(wǎng)友好性、發(fā)電能力和項目盈利水平。

       風電場利用的一次能源是可再生的風能，且發(fā)電過程沒有污染物和二氧化碳的排放。所以風電場運營期滿后，業(yè)主有延期運營申請的，在不再享受補貼的前提下，只要其安全、環(huán)保、土地利用等方面合規(guī)，就應準予延期運營。延長運營期的行政許可宜采用備案制。延期退役的風電場，如其發(fā)電能力退化，當下降到一定水平（比如1500小時以下）時，政府監(jiān)管部門可以強制其退役。

       針對業(yè)主經(jīng)營期對風電機組的增效、增容及延壽改造以及停用、退役、拆除、拆舊換新和“以大代小”等處置和改造行為，建議政府部門在企業(yè)不觸及以下三條紅線的前提下，簡化甚至免除審批程序。

一是安裝新機組不得擴大建設用地面積，否則重新審批；二是并網(wǎng)容量不得突破原并網(wǎng)協(xié)議，允許改造后機組額定容量之和可適當高于原審批容量，但風電場必須通過AGC等技術手段，確保上網(wǎng)容量控制在原項目核準容量的范圍內；三是補貼總額不超過改造前控制的水平，風電場改造所增發(fā)的電量，實行平價上網(wǎng)，不再享受補貼。

       如此一來，既可以最大限度利用風能資源，又可以提供更加優(yōu)質的電能，同時還實現(xiàn)了風電場主動限負荷的歷史性轉變，政府部門、發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)和電力用戶等的利益均得到了保障。

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