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摘要：近年来，在国家新能源政策的推动下，随着风电技术不断升级，单机容量不断增加，发电成本大幅降低。我国风电行业发展迅速，国内风电装机容量以年均近100%的速度增长。目前国家宏观管理部门对风电行业强化了调控与监管，出台了一系列政策法规，这对风电发展及项目投资的经济性产生一定的影响。本文对我国不同区域2012年风电项目造价进行了分析测算，对陆上风电项目在现行标杆电价机制下投资效益进行了评价，分析了陆上风电投资成本、发电设备年利用小时数、资金成本等因素变化对投资收益的影响，提出了加强投资管理，规避资源风险、市场风险以及政策风险，确保投资收益的建议。
关键词：风电；陆上风电；投资效益；工程造价
1、引言
风能资源是清洁的可再生能源，风力发电是新能源领域中技术成熟、最具规模开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。近年来，世界风电装机容量以年均30%以上的速度快速增长，风电技术不断升级，单机容量不断增加，发电成本大幅降低。在国家新能源政策的推动下，我国风电行业发展迅速，国内风电装机容量以年均近100%的速度增长，远超过世界水平。
随着风电装机规模的快速发展，风电设备价格也不断下降，目前国家宏观管理部门对风电行业强化了调控与监管，出台了一系列政策法规，这对风电发展及项目投资的经济性产生一定的影响。基于公开数据，本文估算了2013年我国陆上风电项目造价情况，对现行陆上风电标杆电价机制下的风电投资收益及其主要影响因素进行了简单分析。
2、标杆电价下陆上风电项目投资收益测算及分析
近两年我国新核准的风电项目按容量加权平均单位动态投资约9700元/kw，粗略统计新疆、甘肃、蒙东、蒙西、河北、吉林、辽宁、黑龙江、宁夏等“三北”地区及山东和江苏等沿海11个地区约200余个风电场项目单位动态投资得出， 2012年风电场项目按容量加权平均单位动态投资为8900～10367元/kW，其他省份平均单位动态投资约为10100元/kW。
国家可再生能源信息管理中心《2013年度中国风电建设统计评价报告》显示：我国风电场造价呈逐年下降趋势，2012年概算单位造价9036元/千瓦，决算单位造价7958元/千瓦。
2.1测算基本假设及主要参数假定
基本假设：假设风电装机容量5 MW，项目计算期26年，其中建设期1年，运营期25年。
主要参数假定：
（1）项目资本金比例取25%，剩余部分通过国内商业银行贷款融资。银行长期贷款名义年利率选取7%，按半年结息，借款期20年（含宽限期2年），等额本金还款方式。短期贷款利率取6%。
（2）采用直线折旧法，折旧年限20年，固定资产残值率7%。
（3）运营成本，修理费率按固定资产价值的2%、保险费率按固定资产价值的0.2%计算；风电场职工人数取20人，职工平均工资15万元/（人？年），社保统筹费率系数取60%；材料费按0.03元/（kw？h）、其他费用按0.03元/（kw？h）考虑假定。
（4）利息支出，按国家相关规定分别计入固定资产投资和财务费用。
（5）所得税税率25%，增值税税率17%、即征即返50%，城市维护建设税与教育费附加分别按增值税的5%和3%计征。
（6）发电量与售电量，等效发电设备年利用小时数取2000～2500h，风电场综合厂用电率假定2%。
（7）固定资产进项税抵扣，根据国家相关规定允许抵扣进项税的固定资产包括设备、机械、运输工具以及其他与生产经营有关的材料、工具，为简化计算，本文按风场静态投资的70%进行增值税额抵扣。
（8）上网电价按照国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号）分资源区确定的标杆电价取值。
2.2风电场投资收益测算结果及结论
经测算各区域风电项目投资资本金财务内部收益率为7.35%～13.85%，风电项目若折算成发电设备年利用小时数为1600～2000 h，一般5～10年可回收全部投资。
由此可见，在现行标杆电价及投资估算水平下，主要区域2012年新建风电项目投资大多可获得行业基准收益率以上的收益水平。
3、陆上风电项目投资收益的主要影响因素浅析
在目前现行标杆电价机制下，影响风电项目投资收益的主要因素包括：风电场单位投资造价、风场发电设备年利用小时数、资金成本、运营成本等，政策法规变化对风电项目投资收益也将产生较大影响。
3.1风电场单位投资造价
风电场项目工程总投资由建筑工程费、机电设备及安装费、其他费用、预备费和建设期利息构成。
机电设备及安装费一般占风电场总投资的75%左右，其中风电发电机组和塔筒的设备购置费约占风电场项目总投资的70%。近年来，国内风电装备制造能力不断提高，风电机组装备价格不断下降，风电机组装备价格的下降将大幅度带动风电场项目投资的降低，提高风电项目投资收益。
3.2风场发电设备年利用小时数
风资源是影响风电机组发电设备年利用小时数的关键因素。目前国内风能资源划分为丰富区、较丰富区及一般地区。投资区域选定后，机组选型及风电场的微观选址等对风电发电机组的利用率有一定影响，国内风电项目标杆电价所对应的4类风资源区理论年等效发电设备年利用小时数为1840～3250 h，其中一类地区高于2500 h，二类地区为2301～2500 h，三类地区为2101～2300h，四类地区一般低于2100h。
影响风电机组发电设备年利用小时数的另一重要因素是市场因素。随着风电项目的大规模快速发展，系统面临的调峰能力不足问题日益严重，加上跨省、跨区联网规模小，消纳风电能力不足，“三北”地区风电弃风问题较为严重。 此外，风电发电机组选型、风电场运行管理水平也在一定程度上影响发电设备年利用小时数。
3.3项目融资成本
风电项目投资一般自有资金占20%以上，其余资金通过商业银行贷款获得，因此银行贷款利率对风电项目融资成本有较大的影响。经测算，长期贷款利率下降0.5个百分点，风电项目资本金财务内部收益率平均上升约2个百分点。
4、加强投资风险管理，提高陆上风电投资收益的研究
4.1根据国家有关政策调整投资策略。我国“十二五”可再生能源规划，预计2015年风电装机容量将达到1亿kW。可再生能源配额制、分散式风电上网电价、调峰电源发展等国家政策将相继出台，此会对风电投资经济性产生影响。投资单位应结合国家及地方规划，综合评估政策影响，优化项目投资组合，实现风电基地项目和分散项目投资合理布局，统筹风电与其他电源项目投资协调发展，确保投资效益。
4.2提高风资源评估准确性。风资源有一定的不可预测性和间歇性，资源风险是风电投资商面临的最大风险。考虑到观测数据的精度与准确性可能存在的偏差，设计数据的可靠性将会进一步降低，导致风电场建成后实际发电量达不到设计值。
4.3关注风电接入和市场消纳问题。投资单位在进行风电项目投资时，需进一步关注项目所在地电网规划与社会经济发展情况。选择经济发展快、市场消纳能力强、电网送出条件好的地方投资。
4.4有效控制风电项目工程造价和风电场运营成本。进一步优化设计方案，选择与风资源、基础、场址条件相适应的技术成熟、可靠的风电机组，从全寿命周期的角度评价机组性能与价格。合理规避设备质量和供货不及时的风险，可有效降低风电项目投资和运营成本。加强风电项目建设管理，强化安全、质量、进度和造价控制；加强运营风险预控，提高设备使用寿命，可减少设备修理费及管理费用，降低风电场运营成本。
此外，还可通过优化融资结构，争取优惠贷款利率，统一招标采购等措施，降低造价。
5、结语
风电项目的开发受到许多因素影响，如风资源、电网接入、设备质量、场址条件、环境的协调、财税价格政策等。风电项目投资单位应密切关注国家有关政策，重视风电投资的有关技术经济问题，加强风电项目的建设运营管理，理性对待投资风险，实现风电项目投资由规模向效益的转变，推动我国风电可持续发展。
关键词：风电；陆上风电；投资效益；工程造价
1、引言
风能资源是清洁的可再生能源，风力发电是新能源领域中技术成熟、最具规模开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。近年来，世界风电装机容量以年均30%以上的速度快速增长，风电技术不断升级，单机容量不断增加，发电成本大幅降低。在国家新能源政策的推动下，我国风电行业发展迅速，国内风电装机容量以年均近100%的速度增长，远超过世界水平。
随着风电装机规模的快速发展，风电设备价格也不断下降，目前国家宏观管理部门对风电行业强化了调控与监管，出台了一系列政策法规，这对风电发展及项目投资的经济性产生一定的影响。基于公开数据，本文估算了2013年我国陆上风电项目造价情况，对现行陆上风电标杆电价机制下的风电投资收益及其主要影响因素进行了简单分析。
2、标杆电价下陆上风电项目投资收益测算及分析
近两年我国新核准的风电项目按容量加权平均单位动态投资约9700元/kw，粗略统计新疆、甘肃、蒙东、蒙西、河北、吉林、辽宁、黑龙江、宁夏等“三北”地区及山东和江苏等沿海11个地区约200余个风电场项目单位动态投资得出， 2012年风电场项目按容量加权平均单位动态投资为8900～10367元/kW，其他省份平均单位动态投资约为10100元/kW。
国家可再生能源信息管理中心《2013年度中国风电建设统计评价报告》显示：我国风电场造价呈逐年下降趋势，2012年概算单位造价9036元/千瓦，决算单位造价7958元/千瓦。
2.1测算基本假设及主要参数假定
基本假设：假设风电装机容量5 MW，项目计算期26年，其中建设期1年，运营期25年。
主要参数假定：
（1）项目资本金比例取25%，剩余部分通过国内商业银行贷款融资。银行长期贷款名义年利率选取7%，按半年结息，借款期20年（含宽限期2年），等额本金还款方式。短期贷款利率取6%。
（2）采用直线折旧法，折旧年限20年，固定资产残值率7%。
（3）运营成本，修理费率按固定资产价值的2%、保险费率按固定资产价值的0.2%计算；风电场职工人数取20人，职工平均工资15万元/（人？年），社保统筹费率系数取60%；材料费按0.03元/（kw？h）、其他费用按0.03元/（kw？h）考虑假定。
（4）利息支出，按国家相关规定分别计入固定资产投资和财务费用。
（5）所得税税率25%，增值税税率17%、即征即返50%，城市维护建设税与教育费附加分别按增值税的5%和3%计征。
（6）发电量与售电量，等效发电设备年利用小时数取2000～2500h，风电场综合厂用电率假定2%。
（7）固定资产进项税抵扣，根据国家相关规定允许抵扣进项税的固定资产包括设备、机械、运输工具以及其他与生产经营有关的材料、工具，为简化计算，本文按风场静态投资的70%进行增值税额抵扣。
（8）上网电价按照国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号）分资源区确定的标杆电价取值。
2.2风电场投资收益测算结果及结论
经测算各区域风电项目投资资本金财务内部收益率为7.35%～13.85%，风电项目若折算成发电设备年利用小时数为1600～2000 h，一般5～10年可回收全部投资。
由此可见，在现行标杆电价及投资估算水平下，主要区域2012年新建风电项目投资大多可获得行业基准收益率以上的收益水平。
3、陆上风电项目投资收益的主要影响因素浅析
在目前现行标杆电价机制下，影响风电项目投资收益的主要因素包括：风电场单位投资造价、风场发电设备年利用小时数、资金成本、运营成本等，政策法规变化对风电项目投资收益也将产生较大影响。
3.1风电场单位投资造价
风电场项目工程总投资由建筑工程费、机电设备及安装费、其他费用、预备费和建设期利息构成。
机电设备及安装费一般占风电场总投资的75%左右，其中风电发电机组和塔筒的设备购置费约占风电场项目总投资的70%。近年来，国内风电装备制造能力不断提高，风电机组装备价格不断下降，风电机组装备价格的下降将大幅度带动风电场项目投资的降低，提高风电项目投资收益。
3.2风场发电设备年利用小时数
风资源是影响风电机组发电设备年利用小时数的关键因素。目前国内风能资源划分为丰富区、较丰富区及一般地区。投资区域选定后，机组选型及风电场的微观选址等对风电发电机组的利用率有一定影响，国内风电项目标杆电价所对应的4类风资源区理论年等效发电设备年利用小时数为1840～3250 h，其中一类地区高于2500 h，二类地区为2301～2500 h，三类地区为2101～2300h，四类地区一般低于2100h。
影响风电机组发电设备年利用小时数的另一重要因素是市场因素。随着风电项目的大规模快速发展，系统面临的调峰能力不足问题日益严重，加上跨省、跨区联网规模小，消纳风电能力不足，“三北”地区风电弃风问题较为严重。 此外，风电发电机组选型、风电场运行管理水平也在一定程度上影响发电设备年利用小时数。
3.3项目融资成本
风电项目投资一般自有资金占20%以上，其余资金通过商业银行贷款获得，因此银行贷款利率对风电项目融资成本有较大的影响。经测算，长期贷款利率下降0.5个百分点，风电项目资本金财务内部收益率平均上升约2个百分点。
4、加强投资风险管理，提高陆上风电投资收益的研究
4.1根据国家有关政策调整投资策略。我国“十二五”可再生能源规划，预计2015年风电装机容量将达到1亿kW。可再生能源配额制、分散式风电上网电价、调峰电源发展等国家政策将相继出台，此会对风电投资经济性产生影响。投资单位应结合国家及地方规划，综合评估政策影响，优化项目投资组合，实现风电基地项目和分散项目投资合理布局，统筹风电与其他电源项目投资协调发展，确保投资效益。
4.2提高风资源评估准确性。风资源有一定的不可预测性和间歇性，资源风险是风电投资商面临的最大风险。考虑到观测数据的精度与准确性可能存在的偏差，设计数据的可靠性将会进一步降低，导致风电场建成后实际发电量达不到设计值。
4.3关注风电接入和市场消纳问题。投资单位在进行风电项目投资时，需进一步关注项目所在地电网规划与社会经济发展情况。选择经济发展快、市场消纳能力强、电网送出条件好的地方投资。
4.4有效控制风电项目工程造价和风电场运营成本。进一步优化设计方案，选择与风资源、基础、场址条件相适应的技术成熟、可靠的风电机组，从全寿命周期的角度评价机组性能与价格。合理规避设备质量和供货不及时的风险，可有效降低风电项目投资和运营成本。加强风电项目建设管理，强化安全、质量、进度和造价控制；加强运营风险预控，提高设备使用寿命，可减少设备修理费及管理费用，降低风电场运营成本。
此外，还可通过优化融资结构，争取优惠贷款利率，统一招标采购等措施，降低造价。
5、结语
风电项目的开发受到许多因素影响，如风资源、电网接入、设备质量、场址条件、环境的协调、财税价格政策等。风电项目投资单位应密切关注国家有关政策，重视风电投资的有关技术经济问题，加强风电项目的建设运营管理，理性对待投资风险，实现风电项目投资由规模向效益的转变，推动我国风电可持续发展。