组有11000余台，分别在1989年至2013年间投运，分布于22个省（市、自治区），总装机约8700MW。此外，还有部分投运超过10年、单机容量在1～1.3MW的非主流机组近千台，装机容量超1200MW。

  这些机组普遍存在发电能力差、故障率高、安全隐患多等问题，且部分备件为定制件或进口件，造成运维成本较高，电量损失严重。早期风电场风资源一般较好，随着风电机组技术更新换代，最新机组性能越来越好。如何利用风电技术进步成果，解决早期风电场面临的困境，以达到提质增效的目的，已成为行业关注的话题。

  老旧机组三大症结：发电能力差、安全可靠性低、经济性差国内老旧风电机组普遍存在发电能力差、安全可靠性低、经济性差等三方面问题。

  其一，早期投运场站风资源相对较好，但由于机组额定风速高、单位千瓦扫风面积较小、风能利用率较低的定桨距失速型机组占比高等因素，风电机组容量系数、年利用小时数均偏低。相比最新机型，在同等风资源条件下，早期机组利用小时低1000小时甚至更多。

  其二，由于早期风机设计制造技术及经验不足，配套产业链不成熟，机组环境适应性不强，老旧机组可靠性较低，故障频发，安全隐患较多，叶片断裂、飞车倒塔、机舱着火等重大设备事故时有发生。近年来国内发生的风电事故多集中在这批机组。

  其三，部分备品备件因停产或进口供应断档，机组检修工作量大、停机时间长、运维成本较高。尽管项目核准电价较高，但受此影响项目经济性较差，甚至出现亏损。

  有鉴于此，老旧机组改造迫在眉睫。此外，对老旧机组分批改造也是妥善处置退役机组、减少风资源浪费的有效方法。数据显示，通过新旧机组置换，增量机组的利用小时数可达3000小时左右，可有效扭转企业经营困难局面，提高清洁低碳电量规模。

  面对老旧机组安全风险和经营压力，新能源项目业主方可能采取的对策不外乎以下三种模式。

  机组发生故障后，为尽快恢复机组运行，企业多通过修理处理相关问题；无法修理或备件无法保障时，开展局部替代性改造。这一模式的优点是投入较小、实施容易；缺点是治标不治本，机组出力低、故障率高、安全性差等问题不能根治。

  对于安全风险较大、无法维修改造、临近退役期的项目，新能源企业对全场机组统一拆除。这一模式的优点是一次性核销资产、计提损失，解除了安全风险；缺点是部分高性能机组价值不能继续发挥，项目预期收益降低，配套输配电和公用设施也将废弃，项目残值损失较大，风能资源也将闲置。此外，旧址新建需要履行与新建项目一样的手续。

  在这一模式下，对机组性能和技术经济性进行分析论证，将故障严重的机组退役，在置换出来的土地和容量空间下，安装性价比最优的主流机型。同时，借助已有配套设施（集电线路、升压站等）降低机组改造成本，缩短项目投资回收年限。

  这一模式的缺点是涉及新增装机投资，缺乏政策支持，电价补贴在剩余运营期内有被取消的风险。另外，原项目运营期结束后，新装机组能否继续发电运营也缺乏保障。

  模式三兼容模式一、二的优势，多措并举，有保有退，并通过新旧置换实现升级。这种模式既利用了现存有效资产，又引入了性价比高的先进机组；在控制投资同时又提升了电量。如果政策和监管层面释放明确的预期，业主就可以把这个模式纳入技术经济比选的方案库。

  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。

  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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