风电开发在经历了高速发展后，风速高、开发条件好的优质风资源地区大部分已开发殆尽。在平价上网的大背景下，如何满足项目基准收益率要求已经迫切的摆在了开发企业和主机厂商的面前，且北方地区面临限电等送出问题，南方地区因风资源较差，开发成本高等限制性因素。为应对抢风电标杆电价导致的2020年抢装潮过后公司的可持续发展，大家已经把目光提前放在如何寻找保障平价项目盈利的风机新产品及盈利模式上。
图：全国累计装机图
在风机研发方面，伴随风电行业的快速发展，风电制造、研发领域的新技术、新理念、各种创新层出不穷，各主机厂商不断推出大容量、长叶片、高塔架的机组。目前国外已生产下线的最长叶片在已经达到107m，但是受技术及运输等因素制约，单机容量及叶片也不能无限扩大，技术难度指数级上升，尤其叶轮尺寸的不断加大带来加工、运输、安装和维护等方面的种种问题，同时从流体力学的角度看，高大叶轮产生的湍流尾迹影响也很大，这将降低大型风力发电场的总发电量。
图：海上风机叶轮直径变化
因此我们需要重点探索在未来市场环境下如何达到平价甚至更具有竞争力的方法及途径。通过分析发现，风电项目延寿可以有效提升项目收益率，对迎接平价项目具有重要意义，下面我们就项目延寿做经济性分析。
风电项目延寿主要分为技改延寿及设计延寿。技改延寿主要针对已建风场设计运营期到期后，机组超过设计寿命后继续运行，需要对其进行延寿评估，通过正常的运维技改实现风电场延寿，属于主机被动延寿。设计延寿主要是主机指通过研发阶段设计，主动满足设计寿命超过20年，达到运行期25年甚至30年的寿命，是一种主动延寿。
图：风机延寿评估
延寿主要面临政策因素及技术因素限制。政策方面，针对项目运营期满后资源如何重新配置尚无明确政策，目前仅对标杆上网电价做了20年有效期的规定，但在风电发展史上的有特许权运营25年的政策经验。
技术方面，目前国内主机通常设计寿命为20年，但风电项目永久征地年限为50年，另外在风电场设计中，风机基础、升压站等均按20年以上寿命设计，主机运行寿命限制及退役造成许多设计上的浪费。
从国际经验来看，大部分项目已经常规要求主机25年运营，部分项目已在探索30年运营期，项目基本都取得了较好收益，英国2016年18个风电场超过20年，11个延寿，两个退役，5个重新安装。因此，本文从一个案例出发，从项目延寿后不同运营期年限进行经济性角度分析，研究项目运营期年限对项目经济指标，尤其是项目收益率及LCOE的影响。
案例风电场项目位于河南省，以100MW项目为例，项目所在地风电基准标杆电价0.57元/kwh，脱硫燃煤电价0.3779元/kwh,发电量2500小时，静态投资7000元/kw。
图：风电场项目所在地
项目延寿成本主要发生在一些部件加强，故暂不考虑初始投资增加，主机及其他设备的正常维护如等零部件设计寿命可以通过后续正常运维实现，在20年运营期后，我们按平价每年增加500万运维成本，满足风机正常运行。
图：项目基本参数汇总表
1.标杆电价+脱硫燃煤模式电价项目经济性分析测算
①运营期延长暂不考虑初始投资增加
②运营期上网电价0.57元/kWh，延长年限以脱硫燃煤电价0.3779元/kWh
③20年运营期后运维费以每5年增加固定资产的0.5%考虑
按照上述边界条件测算20-30年不同运营期的项目经济性如下表：
图：财务指标汇总表（标杆电价+脱硫燃煤电价）
从上述分析来看，若在20年项目运营期结束后继续运营，上网电价前20年按风电标杆电价计算，增寿部分按脱硫电价计算，可以发现：项目全投资收益率（所得税后）由14.79%提高到15.14%，资本金收益率由42.15%增加到42.17%，增寿年限每增加1年：销售收入（不含税）年增加8360万元，利润平均年增加约7030万元，净现值年平均增加约595万元。
延寿年限越长，项目整体经济指标越好，但从趋势上看，年限越长，收益率、销售收入、净现值等对增寿年限的敏感性越小。
2.平价上网（脱硫燃煤电价）模式电价项目经济性分析测算
①运营期延长暂不考虑初始投资增加。
②运营期年限均以脱硫燃煤电价0.3778元/kWh
③20年运营期后运维费以每5年增加固定资产的0.5%考虑
按照上述边界条件测算的项目经济性如下表：
图：财务指标汇总表（脱硫燃煤电价）
从上述分析来看，整个运营期均按脱硫燃煤电价计算的平价项目，若在20年项目运营期结束后继续运营，可以发现：项目全投资收益率（所得税后）由7.54%提高到8.67%，资本金收益率由12.77%增加到14.22%，增寿年限每增加1年：销售收入（不含税）年增加8360万元，利润平均年增加约6063万元，净现值年平均增加约595万元。
延寿年限越长，项目整体经济指标越好，但从趋势上看，年限越长，收益率、销售收入、净现值等对增寿年限的敏感性越小。
对现实的意义的指导意义是，在实现平价上网的大趋势下，原本一些资源较差，投资成本高的的地区，在原有20年运营期情况下实现不了平价的收益要求，通过延长项目运营期，使项目收益率达到甚至超过8%，对这些低风速区域开发具有借鉴意义。
3.延寿方案对基准收益率下上网电价分析测算
①运营期延长暂不考虑初始投资增加
②20年运营期后运维费以每5年增加0.5%考虑
③按项目全投资收益率（税后）8%反算上网电价
按照上述边界条件测算的项目上网电价如下表：
图：全投资收益率8%情况下上网电价影响
图：全投资收益率8%情况下上网电价趋势
根据国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。
由上述分析可以看出：按不同延寿年限按保证8%收益率的情况下，延寿时间越长，上网电价越低，运营期后延寿后，上网电价可降低0.0295元/kwh，降幅比例7.8%，接近《指导意见》的下限。
从平准化度电成本LCOE来看，延寿1-10年由0.3566元/kwh降低到0.3259元/kwh。但运营年限越长，上网电价及平准化度电成本（LCOE）的敏感性越小。
从上述分析可以看出，延寿年限越长，无论现在是按标杆上网电价执行的项目，还是执行脱硫燃煤电价的平价项目，延寿年限越长，项目的主要经济指标如项目收益率、资本金收益率、利润总额、资金净现值等就越高。延寿时间越长，保持同样收益率的上网电价要求越低，平价竞争力越强。
但延寿时间越长，收益指标对延寿寿年限的敏感性越小，效果会减弱。
在应对全面实现平价的市场状况，延寿方案的研究对风资源较弱或建设成本高的地区，实现平价具有重要的现实意义。
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