朝陽之暉, 與時并明
——2020年中國風(fēng)電行業(yè)回顧與展望

文 | 王秀強

作者系領(lǐng)航智庫研究員

一、2020年風(fēng)電行業(yè)回顧：搶裝驅(qū)動高增長

2020年是陸上風(fēng)電補貼最后時點，新增并網(wǎng)裝機創(chuàng)下新高。在并網(wǎng)期限限制和電價調(diào)整影響下，國內(nèi)風(fēng)電率先復(fù)工復(fù)產(chǎn)。根據(jù)國家能源局公布數(shù)據(jù)，2020年新增并網(wǎng)裝機7167萬千瓦，創(chuàng)下歷史新高，陸上風(fēng)電新增裝機6861萬千瓦、海上風(fēng)電新增裝機306萬千瓦。其中，1-11月新增并網(wǎng)2462萬千瓦，12月單月新增并網(wǎng)4705萬千瓦，占全年比例為66%。

到2020年底，全國風(fēng)電累計裝機2.81億千瓦，其中陸上風(fēng)電累計裝機2.71億千瓦、海上風(fēng)電累計裝機約900萬千瓦。

（一）棄風(fēng)限電率下降，發(fā)電量占比提升

從風(fēng)電運行情況看，2020年全國風(fēng)電平均利用小時數(shù)2097小時，同比增加15小時；在風(fēng)電平均利用小時數(shù)較高的省區(qū)中，福建2880小時、云南2837小時、廣西2745小時、四川2537小時。

2020年全國平均棄風(fēng)率3%，較去年同比下降1個百分點；全國棄風(fēng)電量約166億千瓦時，平均利用率97%，較上年同期提高1個百分點。新疆、甘肅、蒙西，棄風(fēng)率同比顯著下降，新疆棄風(fēng)率10.3%、甘肅棄風(fēng)率6.4%、蒙西棄風(fēng)率7%，同比分別下降3.7、1.3、1.9個百分點。

從發(fā)電量變化看，2020年全國可再生能源發(fā)電量達22148億千瓦時，同比增長約8.4%。風(fēng)電4665億千瓦時，同比增長約15%；風(fēng)電占全國發(fā)電量比重繼續(xù)提高，2020年占比為6.29%。

（二）搶裝是裝機大增的驅(qū)動力

搶裝是2020年風(fēng)電裝機大增的主要驅(qū)動力。根據(jù)2019年5月國家發(fā)改委《關(guān)于完善風(fēng)電上網(wǎng)電價政策的通知》，2018年底之前核準的陸上風(fēng)電項目，2020年底前仍未完成并網(wǎng)的，國家不再補貼；2019年1月1日至2020年底前核準的陸上風(fēng)電項目，2021年底前仍未完成并網(wǎng)的，國家不再補貼。自2021年1月1日開始，新核準的陸上風(fēng)電項目全面實現(xiàn)平價上網(wǎng)，國家不再補貼。

這意味著“2020年12月31日”是2018年底前核準陸上風(fēng)電獲得補貼最后時間窗口，強烈的搶裝訴求推動新增并網(wǎng)裝機大幅增加。受此影響，2019年風(fēng)電招標規(guī)模創(chuàng)新高，2020年風(fēng)機及零部件供應(yīng)緊張，風(fēng)機價格大幅增長，風(fēng)機吊裝成本大幅攀升，風(fēng)機吊裝安全事故頻發(fā)。

盡管2 0 2 0 年新增并網(wǎng)裝機7167萬千瓦，考慮產(chǎn)業(yè)鏈交付能力，以及既往累計吊裝容量大于累計并網(wǎng)容量的狀況（風(fēng)能協(xié)會統(tǒng)計2019年底累計吊裝容量高于累計并網(wǎng)規(guī)模2632萬千瓦），預(yù)計2020年風(fēng)電新增吊裝規(guī)模在45GW 左右。

（三）主要投資企業(yè)新能源投資規(guī)模大增

與此同時，2020年包括五大電力在內(nèi)的主要風(fēng)電投資企業(yè)加大資源開發(fā)、開工建設(shè)力度，調(diào)整內(nèi)部管理機制，新能源新增并網(wǎng)裝機規(guī)模5264萬千瓦，占2020年風(fēng)光新增裝機的比例超過40%。其中，國家電投新增新能源并網(wǎng)裝機2180萬千瓦（風(fēng)電1158萬千瓦，光伏1028萬千瓦），領(lǐng)先主要新能源投資企業(yè)；華能集團次之，新增并網(wǎng)容量超過1000萬千瓦，新增容量是“十三五”前四年的總和。

（四）風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈上市公司業(yè)績創(chuàng)新高

受益于風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈搶裝，2020年風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈主要企業(yè)訂單飽滿，盈利能力提高，業(yè)績大幅增長。根據(jù)相關(guān)上市公司業(yè)績預(yù)告，2020年風(fēng)機制造、塔筒、主軸等零部件、電纜等企業(yè)的業(yè)績均創(chuàng)新高，毛利率、凈資產(chǎn)收益率等財務(wù)指標也大幅增長。

其中，吉鑫科技、泰勝風(fēng)能、金雷股份等風(fēng)機主軸、塔筒企業(yè)凈利潤增長超過100%，東方電纜、日月股份、金雷股份2020年三季度凈資產(chǎn)收益率均超過15%，具備較好的業(yè)績增長能力。

二、碳中和吹響號角，風(fēng)電打破周期發(fā)展“魔咒”

在國家能源安全新戰(zhàn)略和“3060”碳目標下，我國將加速推動產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和能源結(jié)構(gòu)調(diào)整。

（一）提高非化石能源占比是碳中和實現(xiàn)主要路徑

2020年9月22日，習(xí)近平總書記在第七十五屆聯(lián)合國大會一般性辯論上的講話指出：中國將采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取于2060年前實現(xiàn)碳中和。2020年12月12日，國家主席習(xí)近平在氣候雄心峰會上鄭重宣布：到2030年非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。

實現(xiàn)“碳中和”的目標，需要在能源消費總量 、碳排放上做減法，在增加碳匯、碳捕獲封存等方面做加法。最為核心的措施是，減少化石能源生產(chǎn)與消費，提高風(fēng)光水等非化石能源在一次能源中的比重，提高電能在終端能源消費中的比重。

根據(jù)國網(wǎng)能源研究院等部門測算，2025年、2035年非化石能源消費占比有望達到22%、40%，2050年、2060年分別有望達到約69%、81%；清潔能源發(fā)電裝機占比由2030年的65%左右升至2050年的90%。

（二）風(fēng)電將步入弱周期、平穩(wěn)發(fā)展階段

風(fēng)電、光伏等非化石能源在“碳中和”的戰(zhàn)略目標下進入快速發(fā)展的新階段。風(fēng)電行業(yè)也將打破周期“魔咒”，進入平穩(wěn)增長區(qū)間。

過去15年風(fēng)電行業(yè)受政策調(diào)整影響較大，呈現(xiàn)周期發(fā)展的特點。如圖1所示，2010年以來風(fēng)電行業(yè)每5年一個周期。2011年行業(yè)新增裝機首次下滑，2012年觸底反彈；2013-2015年在政策調(diào)整影響下，迎來第一輪搶裝（2015年電價下調(diào)2分）；2016-2017年新增裝機連續(xù)兩年下滑；2018-2020年“搶裝機、搶電價、搶施工”推動行業(yè)發(fā)展，但對行業(yè)發(fā)展的擾動較大。

在“碳中和”的目標下，非化石能源占比有望在2025年達20%，“十四五”“十五五”期間每年新增風(fēng)光裝機規(guī)模在1億千瓦以上。風(fēng)電也將進入平穩(wěn)增長區(qū)間，2030年前風(fēng)電新增裝機有望達3500-4000萬千瓦/年；產(chǎn)業(yè)發(fā)展的軌跡同步改變，呈現(xiàn)弱周期、平穩(wěn)發(fā)展的態(tài)勢。

三、風(fēng)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展趨勢研判

（一）平價大基地是風(fēng)電主戰(zhàn)場，機組呈大型化

不完全統(tǒng)計，目前國內(nèi)平價風(fēng)電基地儲備規(guī)模超過100GW，資源競爭激烈，由資源省份自行規(guī)劃，聯(lián)合投資企業(yè)開發(fā)建設(shè)。平價風(fēng)電具有經(jīng)濟性，是開發(fā)企業(yè)、設(shè)備制造企業(yè)必爭之地。2020年下半年開始，部分平價基地進入建設(shè)階段，國電投烏蘭察布、華能甘肅隴東、廣核內(nèi)蒙古興安盟等基地項目均取得了實質(zhì)性的進展，部分項目已有機組并網(wǎng)發(fā)電。

從平價風(fēng)電基地的招標情況看，機組大型化是風(fēng)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的趨勢，高塔筒、長葉片風(fēng)機出貨量占比也不斷增加。根據(jù)全球風(fēng)能理事會(GWEC)數(shù)據(jù)，從2010年到2020年十年間，全球陸上風(fēng)電機組平均容量從2MW提升至超過4MW,海上風(fēng)電機組平均容量從5MW提升至12MW。

當前，3MW及以上風(fēng)電機組為國內(nèi)陸上風(fēng)電招標的主流機型。以烏蘭察布一期6GW項目招標情況為例，中標機型平均容量4.16MW。

2020年，金風(fēng)科技、遠景能源等各風(fēng)機制造商均發(fā)布大容量新機型，以適應(yīng)產(chǎn)業(yè)發(fā)展需要。在主流風(fēng)機制造企業(yè)出貨量構(gòu)成中，大型機組占比不斷提升。以金風(fēng)科技為例，2020年前三季度其3S/4S機型銷量774MW，同比增長53%，占比9.3%；6S/8S機型銷量344MW，同比增長179.7%，占比4.1%。

國內(nèi)主要平價風(fēng)電基地儲備風(fēng)電大基地 容量（萬千瓦) 項目投資方1 錫盟特高壓配套風(fēng)電基地 700 華潤、華電等2 烏蘭察布風(fēng)電基地 600 國電投3 甘肅酒泉風(fēng)電基地二期 500 中節(jié)能等4 上海廟-山東特高壓配套風(fēng)電基地 380 華能新能源、大唐等5 興安盟風(fēng)電基地 300 中廣核6 青海省海南州特高壓外送基地電源配置工程 200 國電投（165萬）、大唐、華電等7 烏蘭察布化德縣建設(shè)風(fēng)電平價基地 200 中廣核8 白城風(fēng)電基地 100 大唐、華能9 扎魯特-青州特高壓輸電通道配套外送風(fēng)電基地 100 國電投、華能10 呼和浩特風(fēng)電基地 60 大唐、華能

（二）風(fēng)電投資對成本敏感，風(fēng)機投標價格大幅回落

平價時代風(fēng)機價格正從高位回落。

基于平價風(fēng)電基地經(jīng)濟收益下行，風(fēng)電投資企業(yè)對工程造價、全生命周期度電成本更為敏感，對風(fēng)電設(shè)備穩(wěn)定性、發(fā)電效率要求提高。風(fēng)機制造企業(yè)為獲得訂單，主流機型風(fēng)機報價大幅下挫。近期，中車風(fēng)電在山東能源阿拉善項目的投標中率先報出2798元/千瓦的低價。

2020年12月15日，在華能集團北方上都600MW風(fēng)電項目投標中，三一重能5兆瓦投標機組報出了3101元/KW含塔筒錨栓的低價。風(fēng)機價格報低推進風(fēng)電投資項目工程造價下降，預(yù)計平價基地項目單位千瓦造價將從7000-8000元下降至6000元水平，風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)的盈利能力也將同步下修。

（三）風(fēng)電投資企業(yè)：調(diào)增目標，布局綜合能源

為完成中央提出的“碳中和”發(fā)展目標，五大電力等電力開發(fā)企業(yè)均提高新能源開發(fā)規(guī)劃，提高清潔能源占比。其中，國家能源集團提出“十四五”期間年均開工、投產(chǎn)各“1500萬+”新能源，新增裝機7000-8000萬千瓦；華能集團規(guī)劃“十四五”累計新增新能源裝機80-100GW；三峽集團提出“十四五”年均新增裝機1500萬千瓦（含水電）清潔能源裝機。

根據(jù)各家新能源投資企業(yè)的規(guī)劃，預(yù)計“十四五”期間主要新能源投資企業(yè)累計新增新能源裝機2.45億千瓦左右。

在新能源項目開發(fā)方式上，新能源投資企業(yè)將加大與儲能、風(fēng)機制造企業(yè)、EPC開發(fā)企業(yè)的合作深度；擴大與地方政府合作水平，將企業(yè)規(guī)劃與地方規(guī)劃融合；簡化內(nèi)部審批流程，加大項目收并購力度；部分投資企業(yè)組建產(chǎn)業(yè)基金，以基金為主體撬動新能源項目開發(fā)。

同時，新能源投資企業(yè)均在謀劃轉(zhuǎn)型，改變單一發(fā)電的傳統(tǒng)商業(yè)模式，向“風(fēng)光火儲氫一體化”的產(chǎn)業(yè)模式轉(zhuǎn)型，打造綜合智慧能源新業(yè)態(tài)，以新能源為翹板跑馬圈地。依托傳統(tǒng)發(fā)電資產(chǎn)，向滿足工商業(yè)用戶冷熱等能源產(chǎn)品需求延伸，提供能源規(guī)劃設(shè)計、配售電、節(jié)能改造、能效管理、設(shè)備托管、投資咨詢、金融服務(wù)、綠電交易、儲能等服務(wù)，打通“發(fā)輸配售、源網(wǎng)荷儲充”產(chǎn)業(yè)鏈。

（四）新能源配儲能是產(chǎn)業(yè)發(fā)展的新命題

2020年8月27日，國家發(fā)改委公布《關(guān)于開展“風(fēng)光水火儲一體化”“源網(wǎng)荷儲一體化”的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》，將儲能作為新能源、水電、火電開發(fā)配置的主要元素。

目前，平價風(fēng)電配儲能成新趨勢，在“兩個一體化”政策的指引下，新能源投資企業(yè)正在主動配置儲能，以完善新能源產(chǎn)業(yè)鏈、提高新能源資產(chǎn)稟賦，降低對電力系統(tǒng)影響。近期國內(nèi)已有通遼火風(fēng)光儲制研一體化項目、烏蘭察布源網(wǎng)荷儲示范項目等多個一體化項目進入實質(zhì)性建設(shè)階段。

在競價配置項目強制配置儲能之后，預(yù)計2021年風(fēng)電平價后，風(fēng)電配儲能項目將逐年增加。但困擾行業(yè)發(fā)展的核心問題依然是儲能商業(yè)模式不明，以及補貼政策缺位等問題。

從現(xiàn)有商業(yè)模式看，儲能項目價值創(chuàng)造的路徑包括：（1）參與調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)，獲得輔助服務(wù)補償，（2）減少棄風(fēng)、棄光電量，增加電費收入，（3）減少電網(wǎng)費用考核，（4）參與電力市場交易獲得電價收益，（5）峰谷價差收益。從盈利模式的確定性排序，輔助服務(wù)收益＞棄風(fēng)棄光電量收益＞減少電網(wǎng)費用考核＞其他。

近期，青海省發(fā)改委、科技廳、工信廳、能源局聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于印發(fā)支持儲能 產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試行）的通知》，提出對新能源發(fā)電配置 10%+容量、2小時以上時長的電化學(xué)儲能項目，提供0.1元/kWh地方儲能補貼，補貼時限暫定兩年。

（五）風(fēng)電行業(yè)面臨的其他問題

伴隨新能源裝機規(guī)模增長，平價時代的風(fēng)電將面臨來自火電、光伏的市場競爭，在全社會用電量保持穩(wěn)定增長的前提下，市場份額之爭必不可少；電力系統(tǒng)對新能源要求越來越高，風(fēng)電等新能源需要為輔助服務(wù)支付成本；在電力市場化改革的推進下，新能源電力市場交易比例不斷擴大，而市場交易往往是“以價換量”，項目收益有所減少。

此外，新能源政策的連續(xù)性和穩(wěn)定性是支持行業(yè)穩(wěn)定發(fā)展的關(guān)鍵因素。諸如并網(wǎng)接入、土地、環(huán)保、存量項目補貼等政策的波動，均將對行業(yè)發(fā)展帶來不確定性。