对于投资者来说，平价时代风电项目价值评估体系需重构。针对发电量假设，至少应该在明确代表年发电量的基础上，进一步明确经营期各年或分阶段发电量，并在投运后持续评估和修正风场发电性能。可以有效分辨由于发电量均值过低而错杀项目，以及没有上涨空间却有下行空间的误投项目，提高投资安全性。对于主机厂家来说，从明确代表年发电量到每一年发电量，会更有利于开展技改大修服务，使之更加事出有因、物有所值。
发电量评估的长短板
发电量的评估过程主要可以分为三部分：
一是基于风资源和微观选址确认的代表年理论发电量；
二是基于风场内外部环境、风机品牌、管理等因素而进行的折减，由此得出实际上网电量；
三是基于数据质量、评估方法等因素而评估的不确定性，以反应实际上网电量的代表性和潜在波动。
过去几年，各大主机厂家纷纷通过数字化手段加强了风资源评估能力，但更多关注点是在如何更快速、更精准的确定代表年发电量上，没有延展到如何更清晰的刻画经营期20年内的发电量的动态变化，可谓做足了长板却始终忽视了短板。
在数据应用方面，目前行业普遍存在的问题包括：
以代表年发电量作为20年的均一假设，而不是明确每一年或分阶段的发电量；
忽视发电量后评估和动态调整；
没有将运维技改大修费用与发电量挂钩，使之事出有因、物有所值；
没有有效应用不确定性结果。
为什么要将发电量假设从代表年做到每一年？因为进入经营期后，项目理论发电量和折减确实存在变化的可能。
从理论发电量来说，姚兴佳等人编著的《风力发电机组原理与应用》中曾提到，伴随风机运行，叶片磨损加大，叶片一般每年会有0.5mm左右的磨损缩短，使得理论发电量存在下降可能；虽然通过叶片前缘加固可以延缓和减少侵蚀，但并未完全消灭理论发电量下降的可能性，经营期后十年仍然存在挑战。
从折减要素来看，如叶片污染、设备老化、风机可利用率等常规的折减要素，也会伴随项目生命周期演进而改变，在项目并网前几年，客观上不应考虑老化折减却考虑了；而在大部件更换和清洁后应重估折减率却未重估。
国内风资源从业者对上述问题其实也存在普遍认同，但由于一些客观障碍和主观懒惰，至今没有主体愿意打出理论发电量会存在下降、并需要逐年评估发电量的第一枪，而且这一瞻前不顾后的做法也不利于风机技改提效业务的开展。
国际经验借鉴
风资源从业者不愿意做发电量逐年评估的最大借口是无法预测风资源年际变化及其影响。但是在扣除波动影响的情况下，可以通过对应风速下风机表现，确认风机性能是否出现下降。英国和美国学者分别对这一问题做了长期数据的研究。
2013年，英国帝国理工大学Iain Staffell、Richard Green等人在《Renewable Energy》杂志发表了《How does wind farm performance decline with age?》，通过对英国282个风电场的理论和实际发电能力的分析，认为风场发电性能确实随着年龄的增长而下降，平均降幅为1.6%0.2%。被观测的风场平均容量因子从经营期初的28.5%下降到19年末的21%，将折减后各年发电量加总的结果与期初容量因子*20年相比，累计发电量减少了12%，并导致LCOE上升9%。
图1 英国282个风电场风机性能随时间下降情况
（横轴为时间，纵轴为容量因子）
2020年5月，美国能源部（DOE）的劳伦斯·伯克利国家实验室（LBNL）发布《How Does Wind Project Performance Change with Age in the United States?》，这也是美国本土第一份关于美国风电场性能如何随着时间变化的综合评估报告。
与英国分析结果类似，美国风电场数据也显示了随运行年限d增长而下降的特征，但更为细化的是，美国数据分析发现，2008年以后并网新机组性能下降（0.17%/年）普遍好于老机组（0.53%/年）。
另外，美国风机表现会与PTC政策执行期限高度相关，在税收抵免期间，风场投资人会更关注发电表现，更及时进行维修保障，因此风机性能表现相对平稳，而在税收抵免期结束后，风场表现会出现显著下滑（3.6%左右），体现了人为主观因素对风机客观表现的影响。反观国内，虽然PTC力度高于三免三减半，但我国主机厂家和业主尚未有意提高税收优惠期间经营表现的意识，也没有制定有针对性的发电计划和维护策略，是对税收优惠政策的浪费，也是国内主体没有将运维费和发电量联动的表现之一。
图2 美国917个风电场表现随时间和TPC政策下降情况
发电量：越靠前越值钱
风资源从业主不愿做发电量逐年评估的第二大借口是代表年发电量已经将各类折减影响平摊，因此并未低估，或者说已经对长期发电能力做了相对保守的测算。
但是，在平价时代，去补贴的过程必然伴随着收益率的下降，在造价和理论发电量没有显著变化的情况下，会有更多项目处于预期收益率边缘。只有更精准的评估，才能准确描述项目投资回报并合理制定运行计划，扩大可开发范围，防止错杀和误投。
以一个典型平价项目为例，假设电价为0.37元/kwh，造价为7元/w，理论发电小时数为2500小时。如果认为2500代表了20年发电能力均值，考虑期初并不存在叶片污染、线路老化等影响，同时各项设备可利用率达到最佳状态，期初理论发电小时提升3%/75小时，达到2575小时，在20年发电量总额一致的前提下，不同性能下降模式下，会有三种发电性能表现，由下表可知，前期发电量高的测算方式下，项目回报率可以有显著提升。
表1 典型风场经营期不同发电量变化及回报率
图3 典型风场不同发电小时变化（左右）及项目累计现金流（万元，右轴）
总结建议
经过了10余年的发展和数字化普及后，我国已经积累了足够的风电场运行数据和经验，可以开展相关研究，即使不能百分百的确定，也至少应该明确正确的区间和趋势。发电量评估也需要从做足长板，变成补足短板，实现质变。
对于平价时代风电项目价值评估的发电量假设，至少应该在明确代表年发电量的基础上，明确经营期各年或分阶段发电量；并在投运后持续评估和修正风场发电性能；如有可能，应该将风机销售合同、经营期运维技改大修费用与发电量的保障挂钩，明确和量化为保障发电性能而需开展工作。
