2018年風電市場：新增裝機量實現溫和增長

文 | 彭澎

作者供職于中國新能源電力投資聯盟

過去的2018年是中國改革開放之后非常特殊的年份，一方面是改革開放40年后改革進入深水區，另一方面全球經濟也進入到調整的大周期，中國面對的形勢更加復雜。可再生能源在這一年也受到國內金融去杠桿的影響，導致大量民營企業出售電站，同時可再生能源政策也出現重大變化。

在這些綜合因素的影響下，風電不僅結束了連續三年新增裝機下滑，還維持了溫和的增長，制造業進一步集中，開發企業通過調整之后，陸續轉移到中東部市場。2018年，我國風電新增并網容量2033萬千瓦，累計并網1.84億千瓦。全年上網電量3570億千瓦時，全年風電利用小時數2103小時，同比增加153小時。我國風電繼續保持全球第一風電裝機、第一風機制造大國的身位。

政策

2018年風電出現重大政策調整，經過了特許權招標電價、標桿上網電價，2018年風電步入一個新的發展階段，即競價時代，同時部分地區開始嘗試無補貼的平價項目。國家能源局發布《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》（國能發新能〔2018〕47號），標志著風電正式、全面進入競價時代，通過競價為無補貼時代做好準備。

此次國家能源局競價政策將消納工作作為首要條件。要求各省向國家能源局報送2018年可再生能源電力消納工作方案，如果不報送就停止新增規模，以此來推動地方政府發揮主動性來解決限電問題。對新列入年度建設方案的風電項目，必須以電網企業承諾投資建設電力送出工程并確保達到最低保障收購年利用小時數（或棄風率不超過5%）為前提條件。

由于競價政策允許地方政府自己制定本省的競價規則，所以各省能源主管部門有更多的主動權，陸續發布本省自己的競價規則。如果投資企業已與當地政府簽署風電開發協議并完成測風評價、場址勘察等前期工作的項目。各省采用競爭方式對已確定投資主體的項目進行新增建設規模配置，綜合評分高的項目應優先納入本地區年度建設方案。截止到現在，陸續有省份發布本省的評分標準和方案，國家能源局要求電價占比40%，但是部分省份在制定政策時，還是通過不同的限定條件，盡可能的保住電價。這也真實的反映出中央和地方在補貼退坡問題上不同的考慮。

平價

可再生能源補貼入不敷出是困擾整個可再生能源行業的瓶頸，在補貼資金缺口不斷擴大的現實面前，無論光伏還是風電都在積極尋找擺脫補貼的平價之路。風電的特點是發電量高和單瓦裝機成本高于光伏，受資源分布的限制比光伏要大，注定這個平價之路更加艱難。上述三個特點決定了風電的平價首要問題就是：不能限電，要應發盡發。由于投資大、發電量高，一旦限電，損失也成比例的擴大。

目前平價的思路有兩條。第一，大基地模式，類似光伏領跑者，地方政府完成土地整理、協調電網等一系列配套工作，風電發電企業在綜合測算當地風電資源等條件下，如果能做到火電標桿電價那么就可以進行投資開發。2018年，內蒙古烏蘭察布的600萬風電平價基地就是典型的案例。通常這種開發企業均為大型央企或地方國企，地方政府承擔降低非技術成本中并網、土地、保障發電量等部分，企業承擔降低非技術成本中電站融資等部分，只有這兩者結合起來，才能保住風電電站的收益率滿足投資需求。

第二種模式，市場化售電，國家能源局已經有明確的文件，50MW以下的可以在試點地區進行市場化售電來實現售電側平價，進而擺脫補貼。但2018年分布式市場化售電的試點工作一直遲遲沒有進展，主要的阻力還是在如何核定輸配電價，如何厘清與電網之間的商業關系。隨著改革的深化，預計未來在中東部肯定會出現一批配合增量配網等資產布局的風電項目。

分散式風電

2018年一季度國家能源局下發《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》，明確分散式風電可用選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”兩種模式；分散式風電并網最高電壓等級提高至110KV；簡化審批流程，首次嘗試“核準承諾制”，電網限時接入。由于分散式風電的核準流程更加簡單，即不需要很多前置文件即可備案，所以備案量很大。

2018年部分省份公示了分散式風電的備案，由于可以不用競價上網，分散式風電在未來核準開發節奏將進一步加快，但真正能落地的項目數量要遠小于備案數量，主要原因在于分散式風電面臨比普通陸上風電更多的挑戰，包括裝機成本、土地生態紅線問題、后期運維等問題。隨著無補貼時代的逼近，未來分散式風電最好的出路還是結合市場化交易實現自由售電。

海上風電

2018年是海上風電發力的一年，海上風電新增裝機容量116萬千瓦，累計達到363萬千瓦。大功率風機已成為海上風電未來的發展方向，目前國內發布的單機容量最大的海上風電機組功率達到8兆瓦，并將很快進入10兆瓦時代。同時，為了搶競價政策的時間點，沿海各省迅速完成了大量海上風電的備案，根據水電水利規劃設計總院的統計，達到了創紀錄的1700萬千瓦。

遠海的海上風電標桿上網電價為0.85元／千瓦時，度電的補貼強度平均在0.45元／千瓦時左右，海上風電發電小時數至少也要超過3000小時，按照這個電價和發電小時數，需要的補貼總額非常驚人。在可再生能源基金如此緊張的情況下，如何解決海上風電的補貼問題將成為海上風電能否如期開發的關鍵因素。

風電融資

由于風電配套服務的市場成熟，路條方越來越希望自己把風電場建設起來再出售，賺取溢價部分。其他所有的服務可以通過市場來解決，但是融資是最大的難題。現在的解決模式只能項目業主靠將項目先抵押給一家具備融資能力的大型企業，這家企業用自身擔保來融資，選擇大型EPC，如果項目業主想做EPC，可以從這家大型EPC中分包一塊出來。等待項目建成，項目業主可選擇回購（建成項目的融資相對更好解決一點）或者共同將項目出售給另一個買方來實現退出。

這是市場僅存的，無資金實力的項目業主能選擇的模式。部分業主認為，自己已經找到最終買方并且簽好收購協議，項目風險極低，為何不能獲得融資？這個問題主要是資金方和項目方考慮問題的角度不同，資金方不能完全依靠這個接盤方來實現退出。類似的思路在基金架構中體現更充分，開發基金很多都有兩個劣后方，就是為了建立3道防火墻，來實現項目退出。因此，對于資金方來說，他貸款給大型EPC是風險可控的，一旦最終接盤方撤退，項目依然具備流動性。

風電市場未來維持溫和增長

風電作為非常成熟的可再生能源電源已經逐步成為新增電源中的主力。國家能源局和電網企業就限電問題已經多措并舉，政策反應到限電地區，明顯看到消納的改善，這將進一步促進投資企業的投資熱情。以五大電力集團為代表的電力投資企業均面臨轉型，無論是配額制、還是火電的退出壓力都在推動電力企業在可再生能源市場加快布局。

在可再生能源資產類別中，風電是大型企業的首選，再配合上地方政府最近公布的競價政策，有理由相信未來風電資產市場將進一步集中，在電價不斷下調的預期中，也會盡量早開工，以保住上網電價。因此，未來風電市場將長期保持溫和增長。