我國風電產業從 20 世紀 90 年代 發展至今，歷經二十余載，已經從當 初的零星試點成長為裝機規模全球第 一。但是風電在經歷了高速發展后， 風速高、開發條件好的優質資源區大 部分利用殆盡。此外，北方地區存在 棄風限電等問題，南方地區則受到風 速低、開發成本高等因素限制。在行 業平價上網的大背景下，如何滿足項 目的基準收益率已經是開發企業和整 機廠商需要迫切解決的問題。為了在 “搶裝潮”過后實現企業的可持續發展， 行業已經提前將目光鎖定在保障平價 項目盈利的風電機組新產品研發及盈 利模式上。
　　
　　伴隨行業的快速發展，風電機組 制造、研發領域的新技術、新理念層 出不窮，各整機廠商不斷推出大容量、 長葉片、高塔架的產品。但是由于技 術難度指數級上升，尤其是葉輪尺寸 的不斷加大，帶來了加工、運輸、安 裝和維護等方面的種種問題。
　　
　　因此，業界需要針對未來市場環 境探索更具競爭力的方法及途徑。通 過分析發現，風電項目延壽可以有效 提升收益率，對實現平價上網具有重 要意義，本文將就項目延壽做經濟性 分析。
　　
　　風電項目延壽方案
　　
　　風電項目延壽主要分為技改延壽 及設計延壽。技改延壽是針對已建風 電場，設計運營期到期后，如果機組 繼續運行，就需要對其進行延壽評估 并通過正常的技改實現風電場延壽，屬于整機的被動延壽。設計延壽是指 通過研發階段設計，使機組超過目前 的 20 年設計壽命，實現更長的運行周 期，屬于整機的主動延壽。
　　
　　目前，機組延壽主要面臨政策及 技術因素限制。政策方面，當前能夠 明確執行標桿上網電價的有效期為 20 年，對于項目運營期滿后資源如何重 新配置，尚無明確政策。
　　
　　技術方面，國內整機通常的設計 壽命為 20 年，但風電項目永久征地年 限為 50 年。另外，在風電場設計中， 風電機組基礎、塔架、升壓站等均按 20 年以上壽命設計，整機運行壽命限 制造成許多設計上的浪費。
　　
　　從國際經驗來看，在大部分項目 中，整機運行期達到 25 年已經是常規 要求，部分項目已在探索 30 年運營期， 基本都取得了較好收益。例如，2016 年，英國有 18 個風電場的運營期超過 20 年，其中，11 個被延壽，2 個退役， 5 個被重新安裝機組。因此，本文以某 風電場為參考案例，從經濟性角度對 項目延壽后不同運營期年限進行分析， 研究運營期年限對項目經濟指標，尤 其是收益率及平準化度電成本（LCOE） 的影響。
　　
　　測算案例
　　
　　案例風電場位于河南省，裝機容 量為 100MW，所在地風電基準標桿電 價為 0.57 元 / 千瓦時，脫硫燃煤電價 為 0.3779 元 / 千瓦時，年利用小時數為 2500 小時，靜態投資為 7000 元 / 千瓦。
　　
　　延壽成本主要由部件維護產生。假設在不考慮初始投資增加的情況下， 延壽項目的整機及其他設備可以通過 后續運維實現正常運行，在 20 年運營 期滿后，對其按平價上網模式下每年 增加 500 萬元運維成本進行測算。
　　
　　一、延壽項目經濟性測算
　　
　　按照案例風電場的基本參數測算 不同延壽年限情況下項目的經濟性， 根據 20 年運營期采取兩種不同電價方 式分別研究：
　　
　　（1）前 20 年運營期按標桿電價測算，延壽 1 ～ 10 年按脫硫 燃煤電價測算。
　　
　　（2）前 20 年運營期 及延壽 1 ～ 10 年均按平價（脫硫燃煤 電價）測算。
　　
　　（一）標桿電價 + 脫硫燃煤電價 模式下的項目經濟性測算 考慮基礎場景，并按照下述邊界 條件測算的 20 ～ 30 年不同運營期項 目經濟性如表 2 所示。
　　
　　（1）運營期延長暫不考慮初始投 資增加。
　　
　　（2）運營期上網電價為 0.57 元 / 千瓦時，延長期上網電價（脫硫燃煤 電價）為 0.3779 元 / 千瓦時 。
　　
　　（3）20 年運營期后的運維費以 每 5 年增加固定資產的 0.5% 考慮。從上述分析來看，若項目在 20 年 運營期結束后繼續運營，前 20 年的上網電價按風電標桿電價計算，增壽部 分按脫硫電價計算，可以發現：項目 全投資收益率（所得稅后）由 14.79% 提高到 15.14%，資本金收益率由 42.15% 增加到 42.17%。增壽年限每增 加 1 年：銷售收入（不含稅）年平均 增加約 8360 萬元，利潤年平均增加約 7030 萬元，凈現值年平均增加約 595 萬元。
　　
　　由此可知，延壽年限越長，項目 整體經濟指標越好。但是年限越長， 收益率、銷售收入、凈現值等對增壽 年限的敏感性越小。
　　
　　（二）平價上網（脫硫燃煤電價） 模式下的項目經濟性測算 考慮基礎場景，并按照下述邊界 條件測算的項目經濟性如表 3 所示。
　　
　　（1）運營期延長暫不考慮初始投 資增加。
　　
　　（2）運營期及延長期電價均為脫 硫燃煤電價?0.3779 元 / 千瓦時。
　　
　　（3）20 年運營期后的運維費以 每 5 年增加固定資產的 0.5% 考慮。
　　
　　從上述分析來看，整個運營期均 按脫硫燃煤電價計算的平價項目，若 在 20 年運營期結束后繼續運營，可以 發現：項目全投資收益率（所得稅后） 由 7.54% 提高到 8.67%，資本金收益 率由 12.77% 增加到 14.22%。增壽年 限每增加 1 年：銷售收入（不含稅） 年平均增加約 8360 萬元，利潤年平均 增加約 6063 萬元，凈現值年平均增加 約 595 萬元。
　　
　　由此可知，延壽年限越長，項目 整體經濟指標越好。但是年限越長， 收益率、銷售收入、凈現值等對增壽 年限的敏感性越小。
　　
　　在平價上網的大趨勢下，一些資 源較差、投資成本高的地區，在原有 20 年運營期情況下實現不了平價的收益要求，通過延長項目運營期，收益 率可以達到甚至超過 8%，從而具有一 定的開發價值。
　　
　　二、延壽方案對項目上網電價及 投資影響的測算
　　
　　從測算結果來看，無論是標桿電 價項目延壽，還是平價項目延壽，經 濟性都有一定程度提高。在平價上網 且保證最低收益率 8% 的情況下，電價 和工程造價的波動對項目競爭力至關 重要。下面就電價和總成本及機組的 經濟性做測算分析。
　　
　　（一）延壽方案對基準收益率下 上網電價的影響 考慮基礎場景，并按照下述邊界 條件測算的項目上網電價如表4所示。
　　
　　（1）運營期延長暫不考慮初始投 資增加。
　　
　　（2）20 年運營期后的運維費以 每 5 年增加 0.5% 考慮。
　　
　　（3）按項目全投資收益率（稅后） 為 8% 反推上網電價。國家發展改革委發布的《關于深 化燃煤發電上網電價形成機制改革的 指導意見》，將現行燃煤發電標桿上 網電價機制改為“基準價 + 上下浮動” 的市場化價格機制。基準價按當地現 行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動 幅度為上浮不超過 10%、下浮原則上 不超過 15%。
　　
　　由上述分析可以看出：不同延壽 年限在保證 8% 收益率的情況下，延壽 時間越長，上網電價越低。延壽至 30年時，上網電價可降低 0.0295 元 / 千 瓦時，降幅比例為 7.8%，接近指導意 見的下限。從平準化度電成本（LCOE）來看， 延壽 1 ～ 10 年時，其由 0.3566 元 / 千 瓦時降低到 0.3259 元 / 千瓦時。但運 營年限越長，上網電價及平準化度電 成本（LCOE）的敏感性越小。
　　
　　（二）延壽方案對總成本及機組 價格的影響 考慮基礎場景并按照下述邊界條 件測算的項目上網電價如表 5 所示。
　　
　　（1）20 年運營期后運維費以每 5 年增加 0.5% 考慮。
　　
　　（2）按項目全投資收益率（稅后） 8% 反算初始投資。可以看出，不同延壽年限按 8% 的收益率反推，延壽時間越長，可接 受的投資水平越高。本案例中，在投 資基準值為 7000 元 / 千瓦的條件下， 必須優化投資才能滿足 8% 的收益率， 在其他價格因素不變的情況下，整機 須降價 225 元 / 千瓦才可滿足條件。目 前，在因供需關系導致風電機組零部件不斷漲價的情況下，降本對項目業 主及整機廠商來說都是一個巨大的挑 戰，而從本案例可以看出，延壽 3 年 左右即可達到基準收益率水平。在保證項目收益率不變的情況下， 增壽年限每增加 1 年，影響投資或機 組價格約 56 元 / 千瓦。延壽時間越長， 項目投資空間越大，每延壽一年可增 加 56 元 / 千瓦左右的成本空間。
　　
　　結論
　　
　　面對即將全面實現平價的市場狀 況，開展延壽方案的經濟性研究對風 能資源較差或建設成本較高地區實現 平價具有重要的現實意義。通過本文的分析可以看出，無論 是執行標桿上網電價的項目，還是執 行脫硫燃煤電價的平價項目，延壽年 限越長，項目的主要經濟指標，如收 益率、資本金收益率、利潤總額、資 金凈現值等就越高。延壽時間越長， 對保持同樣收益率的上網電價要求越 低，平價競爭力越強。但延壽時間越長， 收益指標對延壽年限的敏感性越小， 效果會減弱。