风电抢装“红与黑”

　　瓦轴集团轴承生产线上机器轰鸣，产线长吕宝正带领工人加紧生产西门子歌美飒定制的3兆瓦变桨轴承。受疫情影响，产线工人复工延5期，让瓦轴集团交付压力倍增。在风电“抢装”潮下，风机制造企业的订单纷至沓来，2019年瓦轴集团变桨轴承订单1800台套，同比增长35%。

　　

　　在风电上网电价调整、竞价配置资源政策影响下，2019年新能源行业呈现保电价、保收益、抢开工、抢并网的发展态势。陆上风电产业链持续处于紧平衡状态，零部件紧缺、风机价格高涨。同时，海上风电开发建设进程加快，成为风电产业规模化发展的重要接续资源。

　　

　　“抢装”并非风电产业的常态，风电产业链各方一面积极开工、交货、吊装、并网，一面担心“抢装”的负面效应在行业内集聚。行业内的担忧的是，风机、吊装等价格上涨，风电投资成本大幅增加，“抢装”项目的经济性将受挫；“抢装”下风机质量、施工质量存在隐患，影响风电安全稳定运 行；风电并网规模短时间快速增加，加剧财政补贴和并网消纳压力；产业链企业在行业高峰期普遍具有产能扩张冲动，“抢装”后产能过剩不可避免。

　　

　　从风电产业发展趋势看，短期内风电“抢装”在2020年和2021年仍将持续。但受风电设备供应不足影响，仍然会有大量项目在并网截止日期无法并网。从中长期来看，国内风电市场仍有大量接续项目，预计2021年后每年新增风电装机仍会维持20GW左右高位。新增风电主要包括，存量核准未并网的接续项目、平价风电项目、分散式风电、海上风电。

　　

　　本轮风电“抢装”主要驱动力是政策调整，政策变化如魔术手一般改变了风电产业的发展秩序和格局。对于风电产业链各方而言，政策的连续性和稳定性至关重要，产业内最大的诉求是适当放宽并网时间窗口，以改善当前紧绷的产业链供需关系。同时，风电开发企业需要创新商业模式，统筹源网荷储产业关系，提高风电项目经济价值；设备制造商需要不断推动技术创新，提高风机发电效率，降低风电全生命周期的度电成本，提高风电产业竞争力。

　　

　　

　　在补贴退坡的政策刺激下，2019年国内风电装机大幅增加。根据彭博新能源财经统计，2019年中国新增吊装容量高达28.9GW，同比增长37%。其中，陆上风电新增装机26.2GW，同比增长36%；海上风电新增装机2.7GW，同比增长57%。2019年中国风场新增吊装规模仅次于2015年30.75GW的最高水平。

　　从行业招标规模看，风能协会统计2019年风电招标量7000万千瓦左右。其中，陆上风电招标量达6000万千瓦左右，海上风电招标量为1000多万千瓦。2019年风电招标总规模同比增长一倍以上，招标规模大幅增加是行业进入高景气阶段的先行指标。

　　

　　推动风电行业进入高成长阶段的重要推手是2019年5月国家发改委下发《关于完善风电上网电价政策的通知》。该通知正式明确风电行业的平价时间表：2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

　　

　　在行业政策的“扰动”下，2019年风电行业呈现保电价、保收益、抢开工、抢并网的发展态势。现阶段，国内风电开发企业数百家，肩负着“火电去产能”和“国家能源转型”使命的五大发电集团和华润电力、中广核、三峡集团是风电投资建设的主力军。

　　

　　行业统计显示，2019年国家电投风电招标量位列首位，其风电招标规模在1000万千瓦以上，占据全国招标规模的15%以上，全年新增风电、光伏装机合计超过600万千瓦；华能集团在“大力发展新能源”的战略指引下，招标规模在800万千瓦左右，位列全国第二，新增新能源装机502万千瓦，是上年的四倍；中广核以超过700万千瓦的风电招标量位列第三，新增新能源装机300万千瓦。

　　

　　海上风电在政策调整下，正在进入招标建设的高峰期。《能源》杂志不完全统计，2018年底前国内核准海上风电项目超过40GW，按照政策要求这些项目只有在2021年底前全部并网，才可以享有0.85元/千瓦时的上网电价。

　　

　　相比之下，海上风电施工难度大、工程技术要求高，海装船、打桩锤等设备短板愈加明显。海上风电施工分为基础施工、吊装、和海缆敷设等环节，对船只的要求各有不同。《能源》杂志统计，目前中国境内共有32艘左右安装船，可以用于海上风电吊装和基础施工；用于敷设220KV海缆的施工船仅有8艘，并且一半以上施工船装载量低于5000 吨，如海恩302号、基建002号和凯波6号装载量在3000吨左右，很快将不适应中国海上风电海缆施工要求。

　　施工能力不足正在制约海上风电的并网进程。以江苏海域为例，按一艘安装船每年吊装风机40台计算32艘船一年可吊装1280台风机。以每台风机5兆瓦容量测算，所有安装船全年最大吊装容量仅为6.4GW，难以在2020年底满足40GW以上的并网需求。

　　

　　与此同时，海上风电各类施工成本不断上涨。华电重工王小合对《能源》杂志表示：“2019年前，江苏地区吊装一台4兆瓦风机的价格不到300万元。如今，这一价格已经上涨至400万左右，价格上浮30%以上。且疫情拖延，在施工时间更为紧迫的情况下，施工价格预计还在上涨。”

　　

　　

　　在“抢装”潮下，风电市场由买方转为卖方主导，2019年整机制造企业订单规模大增。

　　

　　根据彭博新能源财经统计，2019年金风科技、远景能源、明阳智能出货量位列国内前三。金风科技以8.01GW的出货量位居国内第一，出货量同比增加1.31GW，国内市场占有率下降4个点至28%；远景能源出 货量5.42GW，出货量同比增加1.72GW，国内市场占有率提升2个点至19%；明阳智能出货量4.5GW，出货量同比增加2GW，国内市场占有率提升4个点至16%。

　　

　　位列之后的运达风电、上海电气、东方电气、中国海装2019年出货量同比分别增加1.16、0.81、0.72、0.66GW，市场占有率均有2个点以上的增幅。在装机需求大幅增加的背景下，中车风电风机出货量也由2018年的29.95万千瓦（风能协会统计径），提高至2019年的77万千瓦。

　　

　　从风机龙头企业的在手订单分析，截至2019年第三季度，金风科技在手订单超过15.5GW，明阳智能在手订单超过12GW，均创下历史新高；运达风电、三一重能、东方风电、湘电风能等二三线整机商在手订单亦饱满。

　　

　　与此同时，风机价格水涨船高。不过，整机制造商要将大批量的高价订单转化为收益，保交付成为第一要务。但在风机需求暴增的背景下，风机制造企业面临供应链管理的危机，一方面核心零部件供应紧张，另一方面零部件价格高涨。

　　

　　从产业链各个环节的供需情况看，目前叶片、主轴等是制约风机交付的主要因素。其中，制约叶片生产的短板是芯材——巴沙木。

　　

　　巴沙木主产于厄瓜多尔，生长期通常为4-5年，此前由于风电行业装备价格整体低迷，产地居民减少了巴沙木的种植，以至于巴沙木产量锐减。当风电行业景气度提升时，巴沙木供应变得局促，价格随之上涨。

　　

　　一位驻守在厄瓜多尔的贸易商介绍，“2019年5月后，巴沙木价格从550-600美元/立方，原地涨价至当前的1350美元/立方及以上。”为了购得足额、价格适宜的巴沙木，国内某叶片厂家已经将采购团队派驻南美。

　　

　　除原材料供应紧张外，钳制着整机商的另一要素是核心零部件产能不足。瓦轴集团风电轴承公司副总经理赵铭在回应《能源》杂志时，亦表示风电轴承生产设备投资大，在市场不确定的情况下企业不会贸然扩产。尤其是，在疫情下物流受控、人员隔离将加剧供应链的紧张状态。

　　

　　以风机铸件龙头公司日月股份为例，受益于风电行业需求增加，2019年前三季度公司营业收入24.41亿元，同比增长47.27%；净利润3.45亿元，同比增长73.03%。其中，三季度实现收入9.05亿元，同比增长42.08%，净利润1.30亿元，同比增长60.31%。三季度铸件均价约为10521元/吨， 环比增加250元/吨。在铸件产能紧张的背景下，下游客户为锁定铸件供货大幅增加预付款，2019年三季度日月股份预收款5321万元，同比增长3866.21%。

　　

　　

　　风电“抢装”的多米诺骨牌效应在产业内快速传导。行业内专家警示，产业链内必须高度重视“抢装”为风电行业带来的影响，不能只求一时之快，为产业发展的未来留下隐患。

　　

　　从目前看，在“抢装”模式下，风电行业面临五个方面的主要问题。

　　

　　

　　为锁定高电价，开发商不惜重金“抢并网”。电力行业统计数据显示，2019年全国主要发电企业电源工程完成投资 3139亿元，同比提高12.6%。其中，水电814亿元，同比增长16.3%；火电630亿元，同比下降20.0%；核电335亿元，同比下降25.0%；风电1171亿元，同比增长82.4%。在各主要能源类型中，风电投资增幅最大。

　　然而，高额风电投资对应的却未必是高经济回报。在风电“抢装”的同时，风电项目投资成本、发电量、上网电价等核心因素均发生变化，风电项目收益水平随之动态调整。中央企业风电开发人士表示，在成本上升、电力市场交易等因素影响下，风电项目利润空间已经收窄，开发商对项目投资决策慎之又慎。

　　

　　在风电“抢装”的模式下，国内风电零部件价格上涨，整机价格与2018年底相比已经有30%以上的涨幅。除风电设备价格上涨外，风电施工成本也出现增长，受此影响“抢装”风电项目的收益水平将不可避免出现下修。“如果工程造价不断上涨，风电项目收益下降，那么‘抢装’相当于是赢了面子，输了里子。开发企业对于‘抢装’项目需要审慎测算经济收益。”上述中央企业风电开发人士说。

　　

　　

　　当前，国内新能源补贴的难题未解。随着新增风电项目并网，新能源补贴拖欠的规模随之增加，投资企业的现金流面临考验。有开发商坦言，“未来三到五年，新能源企业最大困扰是补贴问题。国内风电开发企业以大型国有企业为主，抵御财务风险的能力强，但各家财务报表中的应收账款规模已经非常庞大。”

　　

　　截止2019年底，纳入前7批补贴目录的风电、光伏装机分别约109GW和50GW左右，尚未进入补贴目录的装机分别约100GW和150GW。目前，国内新能源补贴需求每年1500亿元左右，补贴缺口从2012年起逐年增加，2017年补贴缺口为1127亿元，2018年补贴缺口在2000亿元以上，预计2030年补贴缺口超过1万亿元。同时，第八批补贴目录尚无定论，新能源补贴需求若滚雪球一样越滚越大。

　　

　　新能源上市企业2019年中报显示，龙源电力包括应收可再生能源补贴在内的应收账款和应收票据已超过180亿元，同比增长71.47%，这一规模是同期营业收入的1.28倍；华能新能源应收账款及票据也在逐年攀升，2019年上半年应收账款规模是137.5亿元，是同期营业收入的1.92倍。

　　

　　风电产业链各个环节均在承受补贴拖欠的压力，风电行业三角债的风险在加剧，“抢装”则相当于火上浇油。

　　

　　2019年12月，全国人大通报可再生能源法执法检查报告，报告显示目前可再生能源附加征收总额仅能满足2015年底前并网项目的补贴需求，“十三五”期间90%以上新增可再生能源发电项目补贴资金来源尚未落实。部分可再生能源企业追求高投资回报，非理性投资，抢装机、抢上网问题突 出。一些地方未按照国家规划有效控制本地区发展规模，加剧了补贴缺口。

　　

　　

　　风电“抢装”并不可持续，行业内对于“抢装”最大的担忧是风电行业发展质量，尤其是风机质量。

　　

　　风机质量是风电企业发展的生命线。目前，一线风机厂商排产饱满，开发商为抢开工、抢并网退而求其次，不得不选择二三线厂商供货。与此同时，在主流零部件供应商无法满足市场需求的前提下，二线企业开始向市场供货，留下安全隐患。

　　

　　与此同时，国内大型化风机的验证还需要时间，以减少新机型投运的风险。目前一些地方政府盲目要求风电项目，尤其是一些地方政府要求海上风电项目配置8MW以上大风机，给制造环节的技术验证带来很大压力，增加了潜在质量风险。

　　

　　在补贴退坡、竞价、平价的政策引导下，国内海上风电开工建设时间紧、施工资源不足，对于海上风电高质量发展提出挑战，项目仓促上马带来安全隐患。

　　

　　多家海上风电施工企业负责人介绍，在一些在建项目中，投资商、施工方对海洋工程的施工难度预计不足，导致项目建设进程低于预期。广东、福建是海上风电的活跃区域，但这些地区海域岩层埋藏较浅、地质条件复杂、岩层硬度大，施工压力远远大于江苏海域。嵌岩技术是海上风电发展的关键，也增加了海上风电的建设成本和建设风险，施工企业利润差，不少施工企业出现亏损，施工保障有很大难度。

　　

　　

　　在风电行业高景气度下，产业链多家公司选择顺势扩产。风机塔筒制造企业天顺风能先后对太仓、包头、珠海生产中心进行改扩建，塔筒产能大幅提升至55万吨。2019年在山东鄄城投资建设年产10万吨塔筒产能，项目已于2019年底投产；天顺风能在常熟叶片工厂(2018年全年交付叶片266片)基础上，2019年与河南濮阳县人民政府签署投资建设风电叶片项目协议，规划建设年产能600套的叶片工厂。

　　

　　2020年1月，以风机铸件为主营业务的日月重工股份有限公司公告称，拟公开发行12亿元可转债向全资子公司日星铸业提供借款，用于年产12万吨大型海上风电关键部件精加工生产线建设项目。

　　

　　2019年中船重工所属洛阳双瑞风电叶片先后在乌兰察布、江苏大丰规划投资风电叶片生产基地，叶片产能分别为350套（规划投资5亿元）、600套（规划投资12亿元）。

　　

　　北京领航智库研究中心专家认为，“在行业高景气度发展阶段，产业链公司普遍具有扩产能的冲动。但需要明确两点，一是新扩张产能可否搭上行业成长的快车，如叶片生产线需要经过爬坡阶段，产能利用率的释放需要时间；二是‘抢装’潮退去后，行业发展回归理性，新增产能是否加剧产能过剩。产业链产能扩张既要着眼当下，又要分析研究产业中长期发展趋势。”

　　

　　

　　并网消纳是风电经济价值实现的最后一公里，风电集中“抢装”对于并网带来挑战。尤其是在电网投资下行的格局下，外送通道资源变得尤为稀缺。

　　2019年底，国家电网发布《关于进一步严格控制电网投资的通知》，在社会用电量增速放缓、工商业用电价格下降、输配电价监管等背景下，电网企业资本开支能力受到影响，以产出定投入，严控电网投资规模并加强投资管理，并明确亏损单位不再新増投资。中国电力企业联合会数据显示，2019年电网工程建设投资完成4856亿元，较2018年的5374亿元下降9.6%，2020年的投资或将进一步减少。

　　

　　

　　本轮“抢装”与2015年风电“抢装”具有不同的外部环境。2015年“抢装”透支了未来两年的市场需求，导致2016、2017风电新增装机连续下行；本轮“抢装”项目除2018年底核准项目外，2019年新核准项目、大基地项目、平价项目等资源依然支撑产业发展，北京领航智库预计2020、2021年风电“抢装”将延续。

　　

　　从风电行业中期发展角度看，北京领航智库研究认为，2020-2021年风电增长的主要动力来自：

　　

　　

　　综合行业内统计，截止2019年底国内已经核准未并网的风电项目规模为50-70GW，海上风电项目储备规模40GW以上，风电开发空间充足，可以支撑未来行业增长。考虑风机交付、施工等因素影响，预计已经核准未并网陆上风电在2020-2021年落地35-50GW，海上风电受工期、施工条件影响，预计落地10-12GW。

　　

　　同期，各个主要新能源企业正在积极开发内蒙古、甘肃、青海、吉林等地风电大基地，基地项目储备丰富。根据现有风电基地核准情况统计，风电大基地项目总规模超过27GW，未来几年内的陆续开工将加快“三北”地区装机量复苏。

　　

　　2021年风电行业进入平价阶段，平价风电示范项目将率先并网。是2019年5月，国家发改委公布2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目，其中风电平价上网项目共计56个，总容量4.51GW，预计这些项目将在2020年前后落地。“十三五”各省规划的分散式风电项目已经超过20GW，国内主流的开发商、风机制造商已经开始储备油田炼厂、高速公路以及社区等分散式的项目。

　　

　　综合上述各类风电资源类型，北京领航智库测算2020-2021年国内累计并网风电项目规模为65-95GW。

　　2022-2025年，国内风电行业进入平价上网新时代，产业发展的驱动力是风电资产价值本身。按照政策规划预期，在全额并网消纳的前提下，风电资产仍能满足风电开发企业的投资要求。当前，国内主要新能源投资企业已经下调了平价和竞价风电项目的投资收益率，项目全额投资税前内部收益率由8%下修至6.5%，资本金收益率也相应下调。

　　

　　在6.5%的收益基准下，国内风电基地项目、特高压项目预计仍能满足投资需求。但与2019-2021年的“抢装”行情相比，风电装机增速预计有所回调。风电行业也从第三个上升周期，步入下行的发展轨道。但是，在平价上网时代，基于资源费、项目开发费等非技术成本的下降，风机招投标价格的下行，以及电力市场交易规模的增加、储能技术的发展，2022-2025年风电行业年均新增装机预计在25-26GW左右。

　　

　　政策调整是本轮风电“抢装”的核心驱动力。在风电竞价、平价政策驱动下，我国风电发展节奏发生变化，包括海上风电在内风电行业从稳定增长转向以“抢并网保电价”为主的“集体抢装”。

　　

　　在《能源》杂志的调研中发现，行业内最大的诉求是：建议国家有关部门研究调整风电管理政策，将风电并网时间节点适当推迟，给风电并网留出缓冲期，以缓冲政策调整对产业发展的“扰动”；建议国家补贴取消后，地方政府出台补贴政策支持在建、投运项目。建议国家能源管理部门保持能源政策是连续性、稳定性，增强企业对投资新能源行业的信心。

　　

　　从产业健康发展的维度看，“抢装”下的风电产业链关系处于紧平衡状态，涨价、违约、合同诉讼频有发生。“中国新能源电力圆桌”专家成员建议，风电产业链需要协同理性发展，共同促进风电行业健康稳定；风机设备制造和零部件供应商负责质量管理，推动技术进步，提升风电国产设备可靠性，做好产品交付、售后服务，保证产品运行30年，提高风机发电效率，降低全生命周期度电成本；风电投资商需做好资源分析和投资风险管控，严格守住投资收益率底线，确保项目投资收益水平。

　　

　　可以预见的是，储能将是新能源企业避不开的领域。《能源》记者了解，一些省份电网企业已经明确风电项目并网必须配套储能解决方案，否则项目将不予并网，或延迟并网。这意味着，在电网投资放缓的、能源生态不断变化的背景下，新能源调峰的成本将成为投资企业的显性成本。在这种变化下，风电投资企业需要创新商业模式，提前统筹源网荷储产业关系，以提高风电项目的价值创造能力。

　　

　　对于海上风电而言，由于海上风电工程施工难度大，地质勘察、工程设计、风机吊装、基础施工、线缆敷设等均与陆上风电项目不同。尤其是在海上风电“抢装”的背景下，风电施工船、打桩锤等成为发展瓶颈。

　　

　　多位风电专家向《能源》杂志表示，建议由国家层面主导海上风电开发，推动成规模连片资源开发管理，提高海上施工船、工程队伍的工作效率，降低工程造价；建议海上风电开发商、供应商、施工单位形成协同机制，推动海况、海洋地质资源、风资源数据库共享共建；推动全产业链加大海缆、柔性直流等核心技术装备研发合作；重视海缆敷设、施工质量管理；推动海上变电站规模化、模块化，降低海上风电项目接网成本。（行业资深人士倪磊磊对此文亦有贡献）◆