朝陽之暉, 與時并明
——2020年中國風電行業回顧與展望

文 | 王秀強

作者系領航智庫研究員

一、2020年風電行業回顧：搶裝驅動高增長

2020年是陸上風電補貼最后時點，新增并網裝機創下新高。在并網期限限制和電價調整影響下，國內風電率先復工復產。根據國家能源局公布數據，2020年新增并網裝機7167萬千瓦，創下歷史新高，陸上風電新增裝機6861萬千瓦、海上風電新增裝機306萬千瓦。其中，1-11月新增并網2462萬千瓦，12月單月新增并網4705萬千瓦，占全年比例為66%。

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

（一）棄風限電率下降，發電量占比提升

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

2020年全國平均棄風率3%，較去年同比下降1個百分點；全國棄風電量約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，棄風率同比顯著下降，新疆棄風率10.3%、甘肅棄風率6.4%、蒙西棄風率7%，同比分別下降3.7、1.3、1.9個百分點。

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

（二）搶裝是裝機大增的驅動力

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

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

盡管2 0 2 0 年新增并網裝機7167萬千瓦，考慮產業鏈交付能力，以及既往累計吊裝容量大于累計并網容量的狀況（風能協會統計2019年底累計吊裝容量高于累計并網規模2632萬千瓦），預計2020年風電新增吊裝規模在45GW 左右。

（三）主要投資企業新能源投資規模大增

與此同時，2020年包括五大電力在內的主要風電投資企業加大資源開發、開工建設力度，調整內部管理機制，新能源新增并網裝機規模5264萬千瓦，占2020年風光新增裝機的比例超過40%。其中，國家電投新增新能源并網裝機2180萬千瓦（風電1158萬千瓦，光伏1028萬千瓦），領先主要新能源投資企業；華能集團次之，新增并網容量超過1000萬千瓦，新增容量是“十三五”前四年的總和。

（四）風電產業鏈上市公司業績創新高

受益于風電產業鏈搶裝，2020年風電產業鏈主要企業訂單飽滿，盈利能力提高，業績大幅增長。根據相關上市公司業績預告，2020年風機制造、塔筒、主軸等零部件、電纜等企業的業績均創新高，毛利率、凈資產收益率等財務指標也大幅增長。

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

二、碳中和吹響號角，風電打破周期發展“魔咒”

在國家能源安全新戰略和“3060”碳目標下，我國將加速推動產業結構轉型和能源結構調整。

（一）提高非化石能源占比是碳中和實現主要路徑

2020年9月22日，習近平總書記在第七十五屆聯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年前實現碳中和。2020年12月12日，國家主席習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，風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上。

實現“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，減少化石能源生產與消費，提高風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。

根據國網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%；清潔能源發電裝機占比由2030年的65%左右升至2050年的90%。

（二）風電將步入弱周期、平穩發展階段

風電、光伏等非化石能源在“碳中和”的戰略目標下進入快速發展的新階段。風電行業也將打破周期“魔咒”，進入平穩增長區間。

過去15年風電行業受政策調整影響較大，呈現周期發展的特點。如圖1所示，2010年以來風電行業每5年一個周期。2011年行業新增裝機首次下滑，2012年觸底反彈；2013-2015年在政策調整影響下，迎來第一輪搶裝（2015年電價下調2分）；2016-2017年新增裝機連續兩年下滑；2018-2020年“搶裝機、搶電價、搶施工”推動行業發展，但對行業發展的擾動較大。

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”期間每年新增風光裝機規模在1億千瓦以上。風電也將進入平穩增長區間，2030年前風電新增裝機有望達3500-4000萬千瓦/年；產業發展的軌跡同步改變，呈現弱周期、平穩發展的態勢。

三、風電產業發展趨勢研判

（一）平價大基地是風電主戰場，機組呈大型化

不完全統計，目前國內平價風電基地儲備規模超過100GW，資源競爭激烈，由資源省份自行規劃，聯合投資企業開發建設。平價風電具有經濟性，是開發企業、設備制造企業必爭之地。2020年下半年開始，部分平價基地進入建設階段，國電投烏蘭察布、華能甘肅隴東、廣核內蒙古興安盟等基地項目均取得了實質性的進展，部分項目已有機組并網發電。

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

當前，3MW及以上風電機組為國內陸上風電招標的主流機型。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，金風科技、遠景能源等各風機制造商均發布大容量新機型，以適應產業發展需要。在主流風機制造企業出貨量構成中，大型機組占比不斷提升。以金風科技為例，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%。

國內主要平價風電基地儲備風電大基地 容量（萬千瓦) 項目投資方1 錫盟特高壓配套風電基地 700 華潤、華電等2 烏蘭察布風電基地 600 國電投3 甘肅酒泉風電基地二期 500 中節能等4 上海廟-山東特高壓配套風電基地 380 華能新能源、大唐等5 興安盟風電基地 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風電平價基地 200 中廣核8 白城風電基地 100 大唐、華能9 扎魯特-青州特高壓輸電通道配套外送風電基地 100 國電投、華能10 呼和浩特風電基地 60 大唐、華能

（二）風電投資對成本敏感，風機投標價格大幅回落

平價時代風機價格正從高位回落。

基于平價風電基地經濟收益下行，風電投資企業對工程造價、全生命周期度電成本更為敏感，對風電設備穩定性、發電效率要求提高。風機制造企業為獲得訂單，主流機型風機報價大幅下挫。近期，中車風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。風機價格報低推進風電投資項目工程造價下降，預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，風電產業鏈企業的盈利能力也將同步下修。

（三）風電投資企業：調增目標，布局綜合能源

為完成中央提出的“碳中和”發展目標，五大電力等電力開發企業均提高新能源開發規劃，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、投產各“1500萬+”新能源，新增裝機7000-8000萬千瓦；華能集團規劃“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。

根據各家新能源投資企業的規劃，預計“十四五”期間主要新能源投資企業累計新增新能源裝機2.45億千瓦左右。

在新能源項目開發方式上，新能源投資企業將加大與儲能、風機制造企業、EPC開發企業的合作深度；擴大與地方政府合作水平，將企業規劃與地方規劃融合；簡化內部審批流程，加大項目收并購力度；部分投資企業組建產業基金，以基金為主體撬動新能源項目開發。

同時，新能源投資企業均在謀劃轉型，改變單一發電的傳統商業模式，向“風光火儲氫一體化”的產業模式轉型，打造綜合智慧能源新業態，以新能源為翹板跑馬圈地。依托傳統發電資產，向滿足工商業用戶冷熱等能源產品需求延伸，提供能源規劃設計、配售電、節能改造、能效管理、設備托管、投資咨詢、金融服務、綠電交易、儲能等服務，打通“發輸配售、源網荷儲充”產業鏈。

（四）新能源配儲能是產業發展的新命題

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

目前，平價風電配儲能成新趨勢，在“兩個一體化”政策的指引下，新能源投資企業正在主動配置儲能，以完善新能源產業鏈、提高新能源資產稟賦，降低對電力系統影響。近期國內已有通遼火風光儲制研一體化項目、烏蘭察布源網荷儲示范項目等多個一體化項目進入實質性建設階段。

在競價配置項目強制配置儲能之后，預計2021年風電平價后，風電配儲能項目將逐年增加。但困擾行業發展的核心問題依然是儲能商業模式不明，以及補貼政策缺位等問題。

從現有商業模式看，儲能項目價值創造的路徑包括：（1）參與調峰、調頻等輔助服務，獲得輔助服務補償，（2）減少棄風、棄光電量，增加電費收入，（3）減少電網費用考核，（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，輔助服務收益＞棄風棄光電量收益＞減少電網費用考核＞其他。

近期，青海省發改委、科技廳、工信廳、能源局聯合下發《關于印發支持儲能 產業發展若干措施（試行）的通知》，提出對新能源發電配置 10%+容量、2小時以上時長的電化學儲能項目，提供0.1元/kWh地方儲能補貼，補貼時限暫定兩年。

（五）風電行業面臨的其他問題

伴隨新能源裝機規模增長，平價時代的風電將面臨來自火電、光伏的市場競爭，在全社會用電量保持穩定增長的前提下，市場份額之爭必不可少；電力系統對新能源要求越來越高，風電等新能源需要為輔助服務支付成本；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，新能源政策的連續性和穩定性是支持行業穩定發展的關鍵因素。諸如并網接入、土地、環保、存量項目補貼等政策的波動，均將對行業發展帶來不確定性。