摘要
河南省风电发展起步较早，从2012年第一个燕山风电场投产后，以三门峡为起点，南阳、信阳、平顶山等地区陆续跟进，河南地区逐渐形成以豫西、豫南地区为主战场的风电开发市场。进入十三五后，河南风电市场如雨后春笋般进入了高速发展阶段，据统计在2015-2018年期间，年均并网容量增速在80%以上。截止2019年底，河南省风电并网规模达800万千瓦以上，在建项目600万千瓦。
进入2020年后，全国新能源补贴申报的开展，河南省在役风电项目实施辅助调峰服务，在建项目年底并网才能保住补贴电价，以及新开发项目全面进入平价时代等政策接踵而至，影响了整个风电行业，也正式宣告着河南风电2.0时代的到来，存量风电项目如何站稳脚跟也成为急需解决的难题。
关键词：存量风电；新能源补贴；辅助调峰；电价风险。
一.影响存量风电项目的因素
(一)新能源电价补贴问题
众所周知，风电的快速发展离不开国家政策对于风电上网电价的补贴，对于河南省四类风资源地区来说，从最开始0.61元/度的电价，逐步退坡至如今的风火同价。
高额补贴驱动高速发展，但不可否认是的，高速发展的风电项目也给财政补贴造成了很大影响，导致补贴发放不及时，资金缺口大等结果。据北极星风电网站报道，全国风电和光伏的补贴缺口已达3000亿元。
今年6月份财政部下发的2020年可再生能源电价附加资金预算为923.55亿元，缺口仍然巨大，对于存量风电项的影响可见一斑。
(二)辅助调峰服务交易规则
随着河南省用电负荷波动加大、新能源装机增多、供热机组改造增加、外电入豫增多等因素影响，河南电网调峰日趋困难。河南能监办积极推进电力辅助服务市场，于2019年6月下发了《河南电力调峰辅助服务交易规则（试行）》。2020年1月份正式实施本办法。
辅助调峰服务的方法简单来说就是，为弥补火电企业等在调峰时段压负荷运行所造成的损失，按照新能源发电企业在调峰时段的发电量，经过一定方式的计算，得出各新能源发电企业需要分摊的费用。
根据河南能监办2020年1-5月公布的调峰费用，风电企业累计分摊费用1.13亿元。以河南某地一个5万千瓦的风电场为例，1-5月份累计分摊金额接近100万元，由于分摊费用和调峰时段的发电量成正相关关系，本分摊金额只具有参考意义。
(三)应补贴发电量可能“减配”
国家财政部7月3日下发的《关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知》提到，按照《资金管理办法》，电网企业在拨付单个项目补贴资金时，不得超过发展改革委确定的合理利用小时数。这个“合理利用小时数”含义未明确定义，如果按照当时国家相关部门在制定每一类风资源区的标杆电价时，综合考虑当时技术水平、投资、常规利率、合理收益情况，而计算出来的地区合理的满发小时数来衡量的话，部分风电场如果年利用小时数超过该设计值的发电量，有可能得不到电价补贴。
二.存量风电场的困境分析
以上列举的影响因素无一例外影响到了存量风电项目的投资收益率。存量风电场在建设期时，都是在按照足额补贴电价计算收益率的。现在无论是分摊费用，亦或是补贴减少，反映到风电项目来说，就是利润的减少，收益率的降低。
对于一个存量风电场来说，机型的落后，故障维护频率增加，发电效率低下，再加上现在面临的收益率降低，让本就不占优势的存量风电项目，更加举步维艰。
作为一个风电项目的管理者，现在需要审时度势，在最不利的情况下，即按照平价上网的方式，重新测算存量风电场的收益率，能够真实的体现出风电场电价风险承受能力。
三.电价风险承受能力分析
一个风电场的建设周期1-2年，运行周期约20年。期初投资大，后期投资少，每年的总成本相对固定。
以上分析的影响因素直接反映到电价收入上来就是收入的减少，即按照河南地区基本电价0.3779元/度来计算电价收入。每年的总成本分为发电成本和财务费用，发电成本中折旧是主要费用，其次是职工薪酬；折旧、职工薪酬和财务费用基本占总成本的85%左右。也即是说存量风电场每年的成本基本固定不变，其中可控的费用约占15%。
在这种测算模式下，收益率只要大于0，就可以认为这个风电场的电价风险承受能力较强。如果收益率小于0，就可以认为这个风电场的电价风险承受能力一般，如果未来有电价新政策，风电场存在亏本的可能性。那么就要未雨绸缪，可以提前制定技改方案，对风机改造升级，提高发电量，进而提高风电场的电价承受风险能力。
四.存量风电场的竞争力提升方法
(一)制定技改方案，提升风机发电量
风电行业经过高速发展，目前机型的发电效率要远远高出存量风电场的机型。对于存量风电场来说想要站稳脚跟，就要制定技改方案，提升风机发电量。目前国内主流技改方案有以下两种方法。
1.退役旧风机，原址重新吊装新风机
这种方法在国内已有先例。5月13日，辽宁省下发《辽宁省风电项目建设方案》（以下简称《方案》）中，明确指出将“支持现役风电机组更新项目建设”，为部分有更新换代需求的早期风电场提供了重新报备、审批、建设的可能。但是这种方法对收益率的影响最大，二次造价更高，需要详细评估方案的可行性后，才能实施。
2.叶片更换、加长或改造
目前来说最简单有效的方法就是叶片的技改，因为叶片的性能直接影响着捕获风能系数。这里面又分三种。①叶片更换：拆除旧叶片，更换扫风面积更大的长叶片；②叶片加长：在原有叶片尾端加装延长叶片，扫风面积增大；③叶片改造：根据金风科技公司最新的优化方案，在叶片表面加装涡流发生器和襟翼等增功组件的叶片气动优化技术。也能提高叶片的捕获风能系数，提高发电量。这三种方法的造价依次降低，选用哪种方法也需要风电企业管理者谨慎考虑后再制定技改方案。
(二)控制发电成本，减少可控费用
前面提到的除折旧、职工薪酬和财务费用等固定费用，其他可控费用占每年的总成本的15%左右。利润=总成本-总收入，可控费用降低多少，反映到利润上就是增加多少，能够降低电价下行和收入减少带来的风险。
(三)开发新风电项目，平衡整体收益率
对于按照0.3779元/度的电价测算收益率小于0的风电场来说，如果制定技改方案提升风电场发电量的方法仍然不能满足收益率大于0的话，就需要换一种思路，风险转移。通过开发新风电项目，使用现有的先进风机，利用新风电场的盈利能力，弥补旧风电场的可能存在电价风险，提高风电企业整体的电价风险承受能力。