标杆电价时代，造价、发电小时数是影响风电项目品质和投资决策的重要因素，运营维护支出的多寡没有决定性影响。平价+电改时代，由于度电收益显著下降，生产方式选择和运营维护支出假设将成为影响项目投资决策的关键因素之一。
目前，新增项目由于平价+电改而红利收窄、存量项目逐步出质保并进入运营管理深水区。加强投资、财务与生产部门的信息联动、全面认识风电项目运营维护成本、刻画全生命周期运营成本的变化趋势、重新定义运维服务评价指标，是投资人进行平价+电改时代项目投资的关键一步。
什么是全生命周期运营成本？
对于风电项目来说，全生命周期运营成本简称OPEX，与CAPEX相对。CAPEX主要指建设期的一次性投入，即动态总投资；OPEX泛指经营期内以运维费为主的各项现金支出。从资金去向上，可以拆分为风机设备、升压站运营维护支出以及其他支出三大去向。从生命周期来看，可以分为质保期内外两大阶段。
目前风机设备常见质保期为5年，由于保内风机运维费已经体现在设备款中，为此对于业主来说，保内OPEX主要指升压站运维及其他支出，目前行业内常用假设是0.04-0.06元/w；由于保外需要增加风机部分运维工作，OPEX一般以0.1-0.12元/w为起点，并通过逐年递增或阶段性上涨（如5年一次）的方式来反应OPEX的趋势变化（常用年均增长率假设为3%-5%）。
图1 典型5万千瓦风电项目常见OPEX假设/万元
为什么OPEX变得更重要？
从过去到未来，在其他假设不变的情况下，任一因素对项目投资回报的边际影响并没有显著变化。平价+电改时代，风电场OPEX假设之所以变得相对重要，是因为失去了补贴的收益安全垫之后，项目预期收益水平普遍下降，处于收益率临界状态的项目数量激增，需要扫清所有假设的提升空间，方可满足投资回报要求。
对于一个特定项目来说，CAPEX、OPEX、发电能力对收益率的影响具有等量交换关系，选择哪种方式提升项目回报，主要看提升难度和对其他假设的影响。过去若干年，以主机厂家为首的创新力量将降低度电成本的发力点集中在机组大型化、高塔筒、长叶片的技术路径上。受到高度和重量的限制，目前这一发展方向已经遇到瓶颈。相比之下，运维费等方面较少着力，还有广阔的挖掘空间。
以一个上网电价为0.36元/kWh、造价为7.5元/w的5万千瓦平价项目为例，假设保外首年OPEX是保内OPEX的2倍，年均增长率为3%，那么风场首年OPEX每下降0.01元/w（比如从250万元/年降到200万元/年），项目IRR可提升约0.3%。
而目前开发商常常纠结决策的，就是在常规OPEX假设下项目回报率比目标收益率低0.3%-0.5%的项目。对于分散式项目来说，由于缺乏集中式项目的规模效应，造价一般偏高，如果OPEX沿用集中式项目的取费标准，也会导致项目失去经济性。无论对于集中式还是分散式项目来说，风电场全生命周期OPEX的价值挖潜都具有重要意义。
图2 典型项目敏感性分析（假设上网电价0.36元/kwh、造价7.5元/w、保外首年OPEX是保内OPEX2倍，此后按照CPI3%上涨）
中外风电项目OPEX学习曲线比较
历史上，我国风电项目OPEX下降潜力没有被充分重视的原因主要有以下三个：
从主机厂家来看，与维斯塔斯卖风机+全生命周期运维服务的模式不同 ，大多数国内厂家更看重设备销售的一次性收益，在风场投资和保外运维服务方面布局较少，对项目整体运营管理和全生命周期OPEX的价值缺乏足够的感知；
从业主侧来看 ，生产部门作为“成本中心”，普遍没有主动通过集控、数字化等手段减少人员配置、降低OPEX的内在动力；部门设置上，开发、投资、财务、生产等部门往往分权而立，联动性较差；而且部分主体存在重开发、轻运营，重投前、轻投后的理念误区，不利于激发项目经营期内持续降本提效的积极性；
从行业整体来看，由于运维服务主体多样化，服务内容并未标准化，行业上也缺少长期、全面的外部对标数据，使得业主无法及时掌握运营管理模式和费用定额的变化轨迹。
从国际经验来看，美国国家可再生能源实验室在2019年发布报告《Benchmarking Wind Power Operating Costs in the United States》，通过向风电开发商、设备厂家、行业顾问等多种类型主体调研，总结过去20年美国风电项目OPEX变化趋势。
调研要求被访问对象提供已并网项目在投运时点对于未来20年的OPEX假设，并以5%折现率折算为并网时点的平准化度电/或单瓦运营成本。通过分析可知，过去30年间，美国本土风电项目运营成本下降趋势显著。以容量计，全生命周期平准化单瓦运营成本从20世纪90年代末的约80美元/千瓦/年下降到目前的约40美元/千瓦/年，累计降幅过半。由于机组大型化带来相同容量机组发电性能的提升，以度电计，全生命周期平准化度电运营成本的下降幅度更大，从1990年代末的约35美元/兆瓦时下降到最近的不足12美元/兆瓦时，降幅近2/3。
报告估计，在1998-2018年期间，全生命周期平准化运营成本学习曲线为9%，即全球累计风电装机容量每翻一倍，美国本土风电单瓦OPEX下降9%。
图3 美国风场全生命周期平准化OPEX下降趋势
运维费下降的驱动因素主要包括：单体项目规模增加导致的规模效应；机组大型化导致的备件和维修费下降；业主在持有项目规模扩大后更倾向于自主运维，或在外部运维中具有更有利的谈判地位；设备性能成熟，导致故障率和运维服务需求下降等。
类似现象在其他国家也有体现。根据IEA等机构分析，2008年至2016年的8年间，欧洲多个国家的全生命周期平准化单瓦OPEX也存在明显的下降趋势（爱尔兰除外）。
图4 欧洲风场全生命周期平准化OPEX下降趋势
从中国实际来看，我国风电行业装机增长的内在影响因素强于外部。对比国内累计装机翻倍的两个时点，2015年我国风电累计装机突破1亿千瓦，2019年底累计装机突破2亿千瓦。2015年，行业对OPEX假设区间大致在保内0.08-0.1元/w，保外0.16-0.2元/w+CPI5%的范围。与当前假设相比，同样以5%折现率折算，在国内装机容量翻倍的5年间，全生命周期单瓦OPEX从年均0.17-0.21元/w下降到目前的0.1-0.13元/w，降幅25%-40%，学习曲线同样可观。
以历史学习曲线看未来，十四五期间，如果年均风电装机增长20GW，2025年前后，我国累计风电装机将突破3亿千瓦，届时风电项目全生命周期单瓦OPEX有望再降10-20%。
图5 2015年至今我国典型风电项目OPEX下降趋势
高估与低估并存的OPEX假设
虽然过去五年间我国风电项目全生命周期OPEX取得了中枢下移的成绩，但打开OPEX的内容来看，变化趋势各异。
从其他支出来看，为促进消纳、提高风场电能质量及调节能力，过去五年内，双细则考核和辅助服务的单瓦/度电费用在东北、西北等传统限电地区从少到多、在中东部地区实现了从无到有。而目前，部分投资人尚未将相关费用纳入模型考虑，容易低估成本、高估收益。
在升压站和风机设备的运营维护成本方面，我国单瓦OPEX下降的主要动力来自两方面，一是运维主体竞争加剧导致的毛利下降；二是通过数字化、集控等模式转变带来的场级人员、车辆配置率降低产生的降本作用。
从全生命周期来看，目前投资假设常用的保外OPEX按照年均3%-5%持续增长的假设，激进而粗放。从实际出发，集控模式通过促进人员、车辆配置下降从而降低OPEX的效果将主要集中在保内和保外前期，因为在这一阶段设备故障率和备件消耗不高，人员车辆等固定支出对OPEX影响更为显著。伴随项目进入经营期后半程，虽然升压站部分各项需求变化不大，但风机部分备件消耗和技改支出将会增大，人员车辆降本影响下降，部分绩差机组甚至需要增加人员配置方可实现安全、及时、有效的运营维护管理。为此，经营后期风机运维费上升会带动OPEX出现阶段性上涨趋势，甚至超过投资时点预期。
由于我国风电行业发展早期，制造端主机厂家曾高达90家，伴随优胜劣汰，行业集中度已经明显上升，也同时产生了大量风机寿命超过主机厂家寿命的孤儿风机。由于批次数量有限、型号多样，经营期后期寻找适宜备件的成本激增。相比，伴随主机和供应链集中度上升，近期新并网项目的后期备件技改支出超预期风险不会太大。
值得注意的是，近年来业主倾向于将备件采购和运维服务采购分离，运维服务提供商的选择往往以低价中标，忽视了服务团队能力和经验不足导致的备件费用和全生命周期OPEX上升、以及设备性能下降的潜在隐患。十四五期间，如果业主能转变运维服务商评价体系，从单独关注价格，转向以单瓦或度电OPEX最低作为考核依据和评价标准，则有望改善资产质量和长期投资回报。
综上所述，平价+电改时代，在电量提升、造价下降遇到瓶颈的背景下，全生命周期OPEX已经成影响项目决策和投资回报的关键因素之一。加强投资、财务与生产部门的信息联动、全面认识风电项目全生命周期运营维护成本、重新定义运维服务评价指标，是投资人进行平价+电改时代项目投资的关键一步。
