风电企业经营调查与建议

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一、存在的突出问题

1.风机单机容量小，较兆瓦机组的发电能力低的较多，发电竞争能力较差。2.随着地区风电装机容量的增加，受地方负荷及送出条件限制，电网限电弃风的情况更加严重，年发电量逐年下降。3.随着风电场投运年限的增加，设备故障率渐次提高，维护量逐年加大，加之原型号备品配件生产厂家、产量日益减少，备品配件供应渠道日益狭窄，供应量不足，采购成本成级数增加，导致运行维护成本大幅度上升。4.为满足电网运行要求进行的技术改造成本加大，特别是完成风机低电压穿越技术改造的费用需要1300万元左右，一个已经运营多年的小型风电企业难以承担。

二、风电企业现状调查

（一）吉林省风电并网情况调查

单机容量为850kW及以下的风机占总装机容量的21.12%，单机容量为850kW以上的风机占总装机容量的78.88%（其中1240kW机组为2.24%，1500kW机组为74.38%，2000kW机组为2.26%）。扣除特许权风电场（特许权风电场执行特殊政策不限电），单机容量为850kW及以下的风机仅占总装机容量的11.37%，单机容量为850kW以上的风机占总装机容量的88.63%（其中1240kW机组为2.59%，1500kW机组为83.43%，2000kW机组为2.61%），如图1所示。

（二）850kW机组与1500kW机组发电能力比较调查

从吉林省风电发展情况来看，新建风电场单机容量均为1500kW到2000kW之间，风机叶片扫略面积越来越大，风机塔筒越来越高，其发电能力远远高于850kW机组。大通风电场与洮南风电场毗邻，风资源相同，风电场安装有33台德国NORDEXS77-1500风机，单机容量1500kW。通过两年逐日发电情况对比，850kW风机比1500风机年综合发电量按不限负荷核算同比低18.41%，如果按大通风电场年发电1亿kWh计算，少发电量1841万kWh，满负荷可利用小时差373小时。如果发生电网限电，因单机容量较小的机组低风速性能不好，而限电大都发生在大风时，单机容量较小的风电机组与单机容量较大的风电机组相比，发电能力差距更大。按2012年限负荷情况统计，如果两风场同等限负荷，洮南风电场850kW风机比大通1500kW风机年综合发电能力低23.3%，如果按大通风电场年发电1亿kWh计算，少发电量2330万kWh，满负荷可利用小时差473小时。根据洮南风电场与大通风电场2011年1月1日—2012年12月31日发电量统计，不同平均风速下，S77风机多发电量占G58风机发电量的百分比如图2所示。综合分析，G58-850风机与S77-1500风机在不同平均风速下的发电差异如下：平均风速为4m/s及以下时，S77风机多发电力占G58风机发电量的64.85%；平均风速为5-7m/s时，S77风机多发电量占G58风机发电量的20.6%；平均风速为8m/s及以上时，S77风机多发电量占G58风机发电量的6.46%；综合比较结果为S77风机多发电量占G58风机发电量的18.41%。

（三）风电场发电指标对比

在不考虑风机故障停机影响的前提下，选择一些典型风电场进行2011、2012年发电指标比较如下表1。

三、调查结论

1.单机容量为1500kW的风机已成为风电系统的主力机组，850kW的风机只占风电系统一小部分，1500kW的风机的发电能力远远高于850kW的风机，年综合发电量按不限负荷核算同比低18.41%，按同等限负荷核算，同比低23.3%。2.全省所有风电场的发电量均呈下降趋势，装机容量较小的风电场的发电量下降的趋势尤为明显。3.大唐洮南风电场虽然在吉林省同类风电场中各项指标较好，但是随着电网限负荷的逐年增加，其发电量也在大幅度的下降，2013年将更加严重。4.由于历史原因企业人员较多，设备运行年限较长，已进入故障高发期，设备维护工作加重，设备维护备件材料价格大幅度的上涨，再加上电网要求的技术改造项目增多，生产成本也在逐年加大。该企业发电上网电价为0.63元/kWh，CDM收益折算为0.05元/kWh，按常规计算企业零利润点为完成发电利用小时1750小时（发电量为8627万kWh），由于受到电网限电的直接影响，企业将步入逐年亏损期。5.上网电量发生改变致使投产时的边界条件发生变化，投资回收期被迫延长，形成了机组面临淘汰但投资成本尚未收回的状况，投资商的利益得不到根本保障。而且，随着风电技术的进步，更大规模的机组将陆续投入运行，现在的先进即是明天的落后，这种局面很快会衍生到新投产的风电领域，对风电产业形成波次冲击。

四、对策建议

1.发挥行业行协作用。通过行业系统调研，形成科学的行业运营报告，为政府对风电的决策提供有利依据，使国家能够制定和出台更加有力的风电政策。特别是在产业政策方面对老风电场进行政策倾斜，如对进口配件实行减免税、鼓励国内相关风机设备制造商生产小型风机零部件、地方政府继续在税费上予以倾斜等，尽力给小型风电企业留出盈亏平衡的生存空间。2.争取电网部门支持。一方面是对小型风电场限电应适当照顾，保证其在大风季节的最低运行小时数，使年有效运行小时不低于可研报告小时数。另一方面是电网要求的技术改进项目，对小型风电场采用比较宽松的政策，可以分期、分批实现以解决其经营成本短期过大、无法承受的问题。3.技术改造优化资产结构。在维持其正常经营的前提下，通过技改谋求逐步实行以大代小的可行性，即重新按大容量机组规划现有风场面积风机分布，尽力利用现有的基础设施，考虑配重、扭矩、高度、强度等诸多因素，对现有基础及塔架逐年进行改造，安装大容量、高效率风电机组，使低效高耗机组逐步退出淘汰，增加单机容量1500kW及以上机组的比例，最大限度开发利用好现有风资源，提高发电能力和生存能力。4.企业整合资源共享提升竞争能力。积极推进风电企业向集团化、节约化一体化管理的发展进程，实现风电企业人力、财力、物力等资源共享，有效降低经营成本，提高市场竞争能力。5.加强协调保证发电。加强与电网调度的协调与沟通，抢占发电先机和扩大发电空间，为提高企业发电量和利润提供利好条件。6.节约挖潜，力求效益最大化。以“两全管理”、“双增双节”、“创先争优”、“绩效考核”等为手段，进一步进行企业内部经营挖潜；加强企业员工培训工作，提高员工综合素质和工作能力；加强设备维护管理，加大设备监测、监控技术改造，提高安全可靠性，有效降低设备故障停机影响发电；进一步压缩备品备件库存，推进国产化替代等工作，努力降低生产成本；开发节能降耗项目，争取边缘效益最大化，为提高企业生产经营能力和盈利能力创造有利条件。7.积极参与弃风供热、小水电抽水蓄能、高耗能冶炼及其他耗电项目开发与应用，寻求新的解决弃风限电的办法和提高利润增长点。

本文作者：魏硕岐王群锋工作单位：东北电力大学经济管理学院