2018年风电市场：新增装机量实现温和增长

文 | 彭澎

作者供职于中国新能源电力投资联盟

过去的2018年是中国改革开放之后非常特殊的年份，一方面是改革开放40年后改革进入深水区，另一方面全球经济也进入到调整的大周期，中国面对的形势更加复杂。可再生能源在这一年也受到国内金融去杠杆的影响，导致大量民营企业出售电站，同时可再生能源政策也出现重大变化。

在这些综合因素的影响下，风电不仅结束了连续三年新增装机下滑，还维持了温和的增长，制造业进一步集中，开发企业通过调整之后，陆续转移到中东部市场。2018年，我国风电新增并网容量2033万千瓦，累计并网1.84亿千瓦。全年上网电量3570亿千瓦时，全年风电利用小时数2103小时，同比增加153小时。我国风电继续保持全球第一风电装机、第一风机制造大国的身位。

政策

2018年风电出现重大政策调整，经过了特许权招标电价、标杆上网电价，2018年风电步入一个新的发展阶段，即竞价时代，同时部分地区开始尝试无补贴的平价项目。国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能〔2018〕47号），标志着风电正式、全面进入竞价时代，通过竞价为无补贴时代做好准备。

此次国家能源局竞价政策将消纳工作作为首要条件。要求各省向国家能源局报送2018年可再生能源电力消纳工作方案，如果不报送就停止新增规模，以此来推动地方政府发挥主动性来解决限电问题。对新列入年度建设方案的风电项目，必须以电网企业承诺投资建设电力送出工程并确保达到最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%）为前提条件。

由于竞价政策允许地方政府自己制定本省的竞价规则，所以各省能源主管部门有更多的主动权，陆续发布本省自己的竞价规则。如果投资企业已与当地政府签署风电开发协议并完成测风评价、场址勘察等前期工作的项目。各省采用竞争方式对已确定投资主体的项目进行新增建设规模配置，综合评分高的项目应优先纳入本地区年度建设方案。截止到现在，陆续有省份发布本省的评分标准和方案，国家能源局要求电价占比40%，但是部分省份在制定政策时，还是通过不同的限定条件，尽可能的保住电价。这也真实的反映出中央和地方在补贴退坡问题上不同的考虑。

平价

可再生能源补贴入不敷出是困扰整个可再生能源行业的瓶颈，在补贴资金缺口不断扩大的现实面前，无论光伏还是风电都在积极寻找摆脱补贴的平价之路。风电的特点是发电量高和单瓦装机成本高于光伏，受资源分布的限制比光伏要大，注定这个平价之路更加艰难。上述三个特点决定了风电的平价首要问题就是：不能限电，要应发尽发。由于投资大、发电量高，一旦限电，损失也成比例的扩大。

目前平价的思路有两条。第一，大基地模式，类似光伏领跑者，地方政府完成土地整理、协调电网等一系列配套工作，风电发电企业在综合测算当地风电资源等条件下，如果能做到火电标杆电价那么就可以进行投资开发。2018年，内蒙古乌兰察布的600万风电平价基地就是典型的案例。通常这种开发企业均为大型央企或地方国企，地方政府承担降低非技术成本中并网、土地、保障发电量等部分，企业承担降低非技术成本中电站融资等部分，只有这两者结合起来，才能保住风电电站的收益率满足投资需求。

第二种模式，市场化售电，国家能源局已经有明确的文件，50MW以下的可以在试点地区进行市场化售电来实现售电侧平价，进而摆脱补贴。但2018年分布式市场化售电的试点工作一直迟迟没有进展，主要的阻力还是在如何核定输配电价，如何厘清与电网之间的商业关系。随着改革的深化，预计未来在中东部肯定会出现一批配合增量配网等资产布局的风电项目。

分散式风电

2018年一季度国家能源局下发《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》，明确分散式风电可用选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”两种模式；分散式风电并网最高电压等级提高至110KV；简化审批流程，首次尝试“核准承诺制”，电网限时接入。由于分散式风电的核准流程更加简单，即不需要很多前置文件即可备案，所以备案量很大。

2018年部分省份公示了分散式风电的备案，由于可以不用竞价上网，分散式风电在未来核准开发节奏将进一步加快，但真正能落地的项目数量要远小于备案数量，主要原因在于分散式风电面临比普通陆上风电更多的挑战，包括装机成本、土地生态红线问题、后期运维等问题。随着无补贴时代的逼近，未来分散式风电最好的出路还是结合市场化交易实现自由售电。

海上风电

2018年是海上风电发力的一年，海上风电新增装机容量116万千瓦，累计达到363万千瓦。大功率风机已成为海上风电未来的发展方向，目前国内发布的单机容量最大的海上风电机组功率达到8兆瓦，并将很快进入10兆瓦时代。同时，为了抢竞价政策的时间点，沿海各省迅速完成了大量海上风电的备案，根据水电水利规划设计总院的统计，达到了创纪录的1700万千瓦。

远海的海上风电标杆上网电价为0.85元／千瓦时，度电的补贴强度平均在0.45元／千瓦时左右，海上风电发电小时数至少也要超过3000小时，按照这个电价和发电小时数，需要的补贴总额非常惊人。在可再生能源基金如此紧张的情况下，如何解决海上风电的补贴问题将成为海上风电能否如期开发的关键因素。

风电融资

由于风电配套服务的市场成熟，路条方越来越希望自己把风电场建设起来再出售，赚取溢价部分。其他所有的服务可以通过市场来解决，但是融资是最大的难题。现在的解决模式只能项目业主靠将项目先抵押给一家具备融资能力的大型企业，这家企业用自身担保来融资，选择大型EPC，如果项目业主想做EPC，可以从这家大型EPC中分包一块出来。等待项目建成，项目业主可选择回购（建成项目的融资相对更好解决一点）或者共同将项目出售给另一个买方来实现退出。

这是市场仅存的，无资金实力的项目业主能选择的模式。部分业主认为，自己已经找到最终买方并且签好收购协议，项目风险极低，为何不能获得融资？这个问题主要是资金方和项目方考虑问题的角度不同，资金方不能完全依靠这个接盘方来实现退出。类似的思路在基金架构中体现更充分，开发基金很多都有两个劣后方，就是为了建立3道防火墙，来实现项目退出。因此，对于资金方来说，他贷款给大型EPC是风险可控的，一旦最终接盘方撤退，项目依然具备流动性。

风电市场未来维持温和增长

风电作为非常成熟的可再生能源电源已经逐步成为新增电源中的主力。国家能源局和电网企业就限电问题已经多措并举，政策反应到限电地区，明显看到消纳的改善，这将进一步促进投资企业的投资热情。以五大电力集团为代表的电力投资企业均面临转型，无论是配额制、还是火电的退出压力都在推动电力企业在可再生能源市场加快布局。

在可再生能源资产类别中，风电是大型企业的首选，再配合上地方政府最近公布的竞价政策，有理由相信未来风电资产市场将进一步集中，在电价不断下调的预期中，也会尽量早开工，以保住上网电价。因此，未来风电市场将长期保持温和增长。