2021年12月国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》征求意见。为老旧机组的技改升级提供了明确可循的政策支撑。

由于早期风电机组的技术水平限制，风资源的利用率并没有发挥到最大水平，随着风电平价的全面铺开，风电叶片技术迭代速度加快，针对老旧风电机组的叶片技改升级进入行业视线，衍生出包括气动性能改造、叶片延长等多个类型的性能提升服务，成为当前风电领域研究的热门课题。

近年来，陆上风电兆瓦级叶片长度从50-60米增长至80-90米。有专业机构测算显示，早期70米的叶片延长至80米左右，对应的发电量提升数据可达4-5%。但从切实执行过的项目经验来看，叶片延长还存在非常多的问题和漏洞，涉及知识产权、安全性风险、施工安全以及评估效果等多个方面。

展开来讲，一些非孤儿机组的产权、早期国外品牌的叶片设计资料，这些图纸、文件包括后期的改造设计均需正规授权才可以使用，当前市场上的多数技改服务，在叶片改授权方面还存在很大的不确定性。

安全性上，叶片的改动涉及到载荷安全性、主控程序更新、叶片主体强度安全、对变桨系统和传动系统的影响也要考虑在内。尤其是叶片主体以及粘接部分的安全性问题，保证延长节固定不脱落，还没有完美的解决方案。

叶片技改牵一发而动全身

“叶片技改可谓牵一发而动全身。所以业主方要具备一定的甄别能力，形成对叶片技改的供应商筛选、前期设计评估、中期安全监督，以及后期效果评估的能力。”业内专业人士提醒指出。

不过，与以上问题隐患相比，叶片延长效果并非行业预估的那么显著，才是这个行当最致命的。

不只一位从事风电运维的专家表示：“叶片技改对于提升风电机组发电量来说比较有限，相对于机组本身的低效原因来说只是锦上添花。”

单就延长一项来说，曾有技改从业人士向笔者透露：“针对发电量提升需求而言，叶片延长处理效果并不显著，但相较于更换叶片的重大投资而言，延长确实是‘两利相权取其重’的一种方式。”他表示，更换叶片对于提升发电量的效果在10-20%之间，因机组个体差异以及风资源情况，实际发电量的提升空间差距很大。

同时，资本回收期也是横在叶片技改面前的一道坎。一般而言，叶片技改投资回收期约为4-5年，长的甚至7-8年。

据CWEA数据，截至2020年底我国风电装机1.0MW以下机组占3.1%、1.5-1.9MW（几乎全部为1.5MW机组）占31.1%。也就是说，1.5MW及以下机组占比接近35%，且大部分集中在2010年装机。对于已经运行超过10年左右的1.5MW及以下机组而言，是否还有延长或更换的必要？

宁夏发布的《关于开展宁夏老旧风电场“以大代小”更新试点的通知》中，1.5MW及以下、连续多年利用小时数低下的机组，被鼓励作为优先开展试点的对象。

一旦1.5MW以下机组的以大代小形成趋势，针对叶片延长类的业务无论从可行性还是经济性上来说都不是特别占优势。有专家表示，在当前这个空档期内，机组叶片延长等技改服务可能还有2-3年的市场时间。

不如先聚焦这个世界性难题

如果数说叶片延长不是提升发电量提升的必选项，那么叶片覆冰绝对是造成发电量损失的关键，而且是困扰业界的一个“世界性难题”。

风电机组在零下以及零度运行时，遇到潮湿的寒冷空气、冰雪、雨水、盐雾，特别是遇到过冷却水滴时，就会发生冻冰现象。叶片覆冰后会产生很大的危害，对于年发电量的损失少则达1%-10%，恶劣地区达到20%-50% 。

“目前业内防除冰技术的研究大致为加热除冰、机械除冰和涂层除冰三个技术方向。但当前无论是电力开发企业、叶片生产企业、科研等第三方企业均无综合效果较好的方案，也无相关标准规范。”有专业人士说到。

空气加热和电加热两种方案的除冰效果较好，但是前期资金投入较大、施工复杂且时间较长，还需要解决防雷的问题；机械除冰无非也就是人工除冰，应用比较广泛但人工操作费时费力，需停机承担发电量损失。

相比较下来，涂层除冰多为疏水型涂层，是目前施工最简单、成本也最低的风电叶片防除冰方案。目前国内已经有一些小批量的应用项目。

“但在一些项目的应用上，疏水涂层也存在一定的弊端，最显著的是无法完全杜绝表面的结冰现象，无法持久防覆冰，特别是经过几轮结冰、融冰循环后，其抗结冰能力明显下降。”上述专业人士指出。如何解决风电叶片的结冰问题是一项全球性技术难题，也缺乏相应的技术标准和验证手段，是风电叶片技改、提升发电量水平需要重点攻克的难题。

当前，风电后市场潜力巨大，但针对叶片的运维技改及技术创新远非行业感受到的那么乐观，这也是该行当未形成具有竞争力企业的原因之一。尤其是在目前提前退役、上大压小的发展趋势下，叶片技改正面临着相对尴尬的发展局面。