中国能源资讯网2006年《可再生能源法》出台至今，风电行业已经进入将笄之年。
如果将历年新增装机按照时间轴反转，可以得出截止2020年底存量项目的已运行年限。根据所处生命周期阶段不同，风电项目资产管理的主题也会存在显著差异。无论是业主还是后市场服务商，都应该结合当前的电改形势，运用业财联动的思维，对项目痛点做更进一步的研究，才是后市场的资管之道。
图1 截止2020年底存量并网项目已运行年限（万千瓦）
表1 截止2020年底存量并网项目分类及资管重点
从生命周期来看，目前的2亿千瓦存量项目可以分成4个阶段，降本、提效、退役、重置将轮流成为各阶段的重点任务。
质保期阶段
截止2020年底，已运行1-4年的项目合计装机超过80GW。这一阶段的项目处于风机质保期内，由于设备性能整体良好，且业主无需负担风机运维费用，OPEX主要来自升压站运维及其他，在电改因素导致月结电价打折、补贴电价存在拖欠的情况下，收入不及投资决策时点预期，资产管理重点应为OPEX降本，如通过招投标方式选择外部运维服务提供商，或通过数字化、集控等手段实现减员增效。
出质保阶段
虽然今年风电行业的重头戏是存量路条抢装，但由于上一轮并网保电价的抢装潮发生在2015年，以平均5年的质保期来看，2020年不仅是抢装之年，也将是出质保大年。根据能源局公布的并网数据推算，将有33GW装机拟出保，规模甚至可能高于2020年陆上潜在吊装量，出质保的评估不仅是第三方服务机构的业务机遇，也是对主机厂家风机销售实际毛利率的最终检阅，这一点在各大主机厂家2020年年报的预计负债和制造费用科目将获得验证。
保外第一阶段
从经营期收益分布来看，风电项目具有收入不变而成本持续增加的特征：
收入方面，由于发电能力上限确定，在电价不变的情况下，发电收入也就因此确定，含补贴电价的典型项目年收入一般在4000-6000万元之间；
由于风电项目在建设期存在4000-5000万左右的增值税进项税，投运后根据发电量不同，前3-5年无需缴纳增值税，实际缴纳时，由于50%即征即退的优惠政策，会产生300万元/年左右的固定增值税返还收益；
成本费用方面，折旧摊销采用直线法，经营期内没有年际变化；但运维费方面，由于质保期内无需支付风机运维费，出保后需要考虑，为此经营期第6年费用会有显著的一次性提升；鉴于保外运维费一般按照CPI考虑累计影响，后期运营成本也会呈持续上升趋势；
所得税方面，由于行业具有“三免三减半”的所得税优惠政策，税率上升时点也卡在了第4年和第7年的档口。
由于收入不变、运维费和所得税增加，风电项目在进入经营期第6年到第10年的阶段，息前税后利润（EBIAT，Earnings Before Interest After Taxes）会受到明显的挤压。从风机性能表现来看，这一时期也会开始出现性能下降、故障率和备件消耗上升的趋势。为此，通过技改和集控等手段实现降本、提效（至少让发电能力不下降）应该成为资产管理的主题词。
对于发电资产来说，最适宜的评价标准是基于现金流的项目IRR和股权IRR，而非利润表口径下的毛利率和净利率。但是，毛利率指标是评估上市公司各业务板块盈利能力的常用指标。由于地方能源企业、上市公司和财务投资人投资新能源还是十三五中后期的事情，持有的项目大多数还处于质保期内，在项目陆续出保后，以风电资产为主营业务的公司也会面临毛利率的自然下降。风电项目这一特征将在未来几年更加突显。
图2 典型5万千瓦风电项目历年收入分解（单位：万元）
（假设发电小时2000，电价0.6元/kwh，保内运维费300万元，保外600万元+CPI3%）
经营期后10年
如果说经营期前10年的资产管理关键点是在机组性能良好的情况下尽量降本，那么经营期后10年的核心关注则是在发电能力、运营成本和寿命之间寻求最佳平衡。如果说经营期前10年的主要资产管理工作是运营维护，那么经营期后10年，技改大修出现得频率将会更高。
截止2020年末，处于经营期后10年的项目约为18.66GW，占比接近9%。从目前的情况来看，行业内对于技改大修的周期、假设还缺少统一认识，相关支出的账务处理也没有统一规则，不利于技改大修业务的持续开展。
在高速公路、物业等行业，存在明确的小修、中修、大修定义，不同类型的维修工程在工程性质、规模大小、技术性繁简性、施工周期、影响期间上存在明显差异。电力行业内部，火电、水电、核电等大型发电项目也同样存在大修概念。
将大修支出明确定义并进行资本化，不仅可以专项筹措中长期债权资金、逐年还本付息，也可以将相关费用在两次大修理间隔期内平均摊销，伴随大修效果在较长的时间内温和反应变化，而不是作为一次性费用影响当期损益和现金。
规范技改大修分类、科学预测技改大修影响期限，并因此设定资本化和费用化的标准，是行业监管者、业主和后市场服务机构应该考虑的事情，也是早期项目为后来者趟出的前车之鉴。
