风电抢装“红与黑”

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。

其四，风电产业链产能扩张，产能过剩隐现。

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。”

其五，在电网投资增速放缓的背景下，“抢装”使并网消纳矛盾突出。

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。

04狂欢后，风电何去何从？

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：

·已经核准未并网陆上风电项目；

·已核准未并网海上风电项目；

·特高压配套风电大基地项目；

·平价风电项目；

·分散式风电项目。

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。

05放宽并网时点，缓冲政策扰动

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。