瓦軸集團軸承生產線上機器轟鳴，產線長呂寶正帶領工人加緊生產西門子歌美颯定制的3兆瓦變槳軸承。受疫情影響，產線工人復工延5期，讓瓦軸集團交付壓力倍增。在風電“搶裝”潮下，風機制造企業的訂單紛至沓來，2019年瓦軸集團變槳軸承訂單1800臺套，同比增長35%。

　　

　　在風電上網電價調整、競價配置資源政策影響下，2019年新能源行業呈現保電價、保收益、搶開工、搶并網的發展態勢。陸上風電產業鏈持續處于緊平衡狀態，零部件緊缺、風機價格高漲。同時，海上風電開發建設進程加快，成為風電產業規模化發展的重要接續資源。

　　

　　“搶裝”并非風電產業的常態，風電產業鏈各方一面積極開工、交貨、吊裝、并網，一面擔心“搶裝”的負面效應在行業內集聚。行業內的擔憂的是，風機、吊裝等價格上漲，風電投資成本大幅增加，“搶裝”項目的經濟性將受挫；“搶裝”下風機質量、施工質量存在隱患，影響風電安全穩定運 行；風電并網規模短時間快速增加，加劇財政補貼和并網消納壓力；產業鏈企業在行業高峰期普遍具有產能擴張沖動，“搶裝”后產能過剩不可避免。

　　

　　從風電產業發展趨勢看，短期內風電“搶裝”在2020年和2021年仍將持續。但受風電設備供應不足影響，仍然會有大量項目在并網截止日期無法并網。從中長期來看，國內風電市場仍有大量接續項目，預計2021年后每年新增風電裝機仍會維持20GW左右高位。新增風電主要包括，存量核準未并網的接續項目、平價風電項目、分散式風電、海上風電。

　　

　　本輪風電“搶裝”主要驅動力是政策調整，政策變化如魔術手一般改變了風電產業的發展秩序和格局。對于風電產業鏈各方而言，政策的連續性和穩定性至關重要，產業內最大的訴求是適當放寬并網時間窗口，以改善當前緊繃的產業鏈供需關系。同時，風電開發企業需要創新商業模式，統籌源網荷儲產業關系，提高風電項目經濟價值；設備制造商需要不斷推動技術創新，提高風機發電效率，降低風電全生命周期的度電成本，提高風電產業競爭力。

　　

　　

　　在補貼退坡的政策刺激下，2019年國內風電裝機大幅增加。根據彭博新能源財經統計，2019年中國新增吊裝容量高達28.9GW，同比增長37%。其中，陸上風電新增裝機26.2GW，同比增長36%；海上風電新增裝機2.7GW，同比增長57%。2019年中國風場新增吊裝規模僅次于2015年30.75GW的最高水平。

　　從行業招標規模看，風能協會統計2019年風電招標量7000萬千瓦左右。其中，陸上風電招標量達6000萬千瓦左右，海上風電招標量為1000多萬千瓦。2019年風電招標總規模同比增長一倍以上，招標規模大幅增加是行業進入高景氣階段的先行指標。

　　

　　推動風電行業進入高成長階段的重要推手是2019年5月國家發改委下發《關于完善風電上網電價政策的通知》。該通知正式明確風電行業的平價時間表：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。

　　

　　在行業政策的“擾動”下，2019年風電行業呈現保電價、保收益、搶開工、搶并網的發展態勢。現階段，國內風電開發企業數百家，肩負著“火電去產能”和“國家能源轉型”使命的五大發電集團和華潤電力、中廣核、三峽集團是風電投資建設的主力軍。

　　

　　行業統計顯示，2019年國家電投風電招標量位列首位，其風電招標規模在1000萬千瓦以上，占據全國招標規模的15%以上，全年新增風電、光伏裝機合計超過600萬千瓦；華能集團在“大力發展新能源”的戰略指引下，招標規模在800萬千瓦左右，位列全國第二，新增新能源裝機502萬千瓦，是上年的四倍；中廣核以超過700萬千瓦的風電招標量位列第三，新增新能源裝機300萬千瓦。

　　

　　海上風電在政策調整下，正在進入招標建設的高峰期。《能源》雜志不完全統計，2018年底前國內核準海上風電項目超過40GW，按照政策要求這些項目只有在2021年底前全部并網，才可以享有0.85元/千瓦時的上網電價。

　　

　　相比之下，海上風電施工難度大、工程技術要求高，海裝船、打樁錘等設備短板愈加明顯。海上風電施工分為基礎施工、吊裝、和海纜敷設等環節，對船只的要求各有不同。《能源》雜志統計，目前中國境內共有32艘左右安裝船，可以用于海上風電吊裝和基礎施工；用于敷設220KV海纜的施工船僅有8艘，并且一半以上施工船裝載量低于5000 噸，如海恩302號、基建002號和凱波6號裝載量在3000噸左右，很快將不適應中國海上風電海纜施工要求。

　　施工能力不足正在制約海上風電的并網進程。以江蘇海域為例，按一艘安裝船每年吊裝風機40臺計算32艘船一年可吊裝1280臺風機。以每臺風機5兆瓦容量測算，所有安裝船全年最大吊裝容量僅為6.4GW，難以在2020年底滿足40GW以上的并網需求。

　　

　　與此同時，海上風電各類施工成本不斷上漲。華電重工王小合對《能源》雜志表示：“2019年前，江蘇地區吊裝一臺4兆瓦風機的價格不到300萬元。如今，這一價格已經上漲至400萬左右，價格上浮30%以上。且疫情拖延，在施工時間更為緊迫的情況下，施工價格預計還在上漲。”

　　

　　

　　在“搶裝”潮下，風電市場由買方轉為賣方主導，2019年整機制造企業訂單規模大增。

　　

　　根據彭博新能源財經統計，2019年金風科技、遠景能源、明陽智能出貨量位列國內前三。金風科技以8.01GW的出貨量位居國內第一，出貨量同比增加1.31GW，國內市場占有率下降4個點至28%；遠景能源出 貨量5.42GW，出貨量同比增加1.72GW，國內市場占有率提升2個點至19%；明陽智能出貨量4.5GW，出貨量同比增加2GW，國內市場占有率提升4個點至16%。

　　

　　位列之后的運達風電、上海電氣、東方電氣、中國海裝2019年出貨量同比分別增加1.16、0.81、0.72、0.66GW，市場占有率均有2個點以上的增幅。在裝機需求大幅增加的背景下，中車風電風機出貨量也由2018年的29.95萬千瓦（風能協會統計徑），提高至2019年的77萬千瓦。

　　

　　從風機龍頭企業的在手訂單分析，截至2019年第三季度，金風科技在手訂單超過15.5GW，明陽智能在手訂單超過12GW，均創下歷史新高；運達風電、三一重能、東方風電、湘電風能等二三線整機商在手訂單亦飽滿。

　　

　　與此同時，風機價格水漲船高。不過，整機制造商要將大批量的高價訂單轉化為收益，保交付成為第一要務。但在風機需求暴增的背景下，風機制造企業面臨供應鏈管理的危機，一方面核心零部件供應緊張，另一方面零部件價格高漲。

　　

　　從產業鏈各個環節的供需情況看，目前葉片、主軸等是制約風機交付的主要因素。其中，制約葉片生產的短板是芯材——巴沙木。

　　

　　巴沙木主產于厄瓜多爾，生長期通常為4-5年，此前由于風電行業裝備價格整體低迷，產地居民減少了巴沙木的種植，以至于巴沙木產量銳減。當風電行業景氣度提升時，巴沙木供應變得局促，價格隨之上漲。

　　

　　一位駐守在厄瓜多爾的貿易商介紹，“2019年5月后，巴沙木價格從550-600美元/立方，原地漲價至當前的1350美元/立方及以上。”為了購得足額、價格適宜的巴沙木，國內某葉片廠家已經將采購團隊派駐南美。

　　

　　除原材料供應緊張外，鉗制著整機商的另一要素是核心零部件產能不足。瓦軸集團風電軸承公司副總經理趙銘在回應《能源》雜志時，亦表示風電軸承生產設備投資大，在市場不確定的情況下企業不會貿然擴產。尤其是，在疫情下物流受控、人員隔離將加劇供應鏈的緊張狀態。

　　

　　以風機鑄件龍頭公司日月股份為例，受益于風電行業需求增加，2019年前三季度公司營業收入24.41億元，同比增長47.27%；凈利潤3.45億元，同比增長73.03%。其中，三季度實現收入9.05億元，同比增長42.08%，凈利潤1.30億元，同比增長60.31%。三季度鑄件均價約為10521元/噸， 環比增加250元/噸。在鑄件產能緊張的背景下，下游客戶為鎖定鑄件供貨大幅增加預付款，2019年三季度日月股份預收款5321萬元，同比增長3866.21%。

　　

　　

　　風電“搶裝”的多米諾骨牌效應在產業內快速傳導。行業內專家警示，產業鏈內必須高度重視“搶裝”為風電行業帶來的影響，不能只求一時之快，為產業發展的未來留下隱患。

　　

　　從目前看，在“搶裝”模式下，風電行業面臨五個方面的主要問題。

　　

　　

　　為鎖定高電價，開發商不惜重金“搶并網”。電力行業統計數據顯示，2019年全國主要發電企業電源工程完成投資 3139億元，同比提高12.6%。其中，水電814億元，同比增長16.3%；火電630億元，同比下降20.0%；核電335億元，同比下降25.0%；風電1171億元，同比增長82.4%。在各主要能源類型中，風電投資增幅最大。

　　然而，高額風電投資對應的卻未必是高經濟回報。在風電“搶裝”的同時，風電項目投資成本、發電量、上網電價等核心因素均發生變化，風電項目收益水平隨之動態調整。中央企業風電開發人士表示，在成本上升、電力市場交易等因素影響下，風電項目利潤空間已經收窄，開發商對項目投資決策慎之又慎。

　　

　　在風電“搶裝”的模式下，國內風電零部件價格上漲，整機價格與2018年底相比已經有30%以上的漲幅。除風電設備價格上漲外，風電施工成本也出現增長，受此影響“搶裝”風電項目的收益水平將不可避免出現下修。“如果工程造價不斷上漲，風電項目收益下降，那么‘搶裝’相當于是贏了面子，輸了里子。開發企業對于‘搶裝’項目需要審慎測算經濟收益。”上述中央企業風電開發人士說。

　　

　　

　　當前，國內新能源補貼的難題未解。隨著新增風電項目并網，新能源補貼拖欠的規模隨之增加，投資企業的現金流面臨考驗。有開發商坦言，“未來三到五年，新能源企業最大困擾是補貼問題。國內風電開發企業以大型國有企業為主，抵御財務風險的能力強，但各家財務報表中的應收賬款規模已經非常龐大。”

　　

　　截止2019年底，納入前7批補貼目錄的風電、光伏裝機分別約109GW和50GW左右，尚未進入補貼目錄的裝機分別約100GW和150GW。目前，國內新能源補貼需求每年1500億元左右，補貼缺口從2012年起逐年增加，2017年補貼缺口為1127億元，2018年補貼缺口在2000億元以上，預計2030年補貼缺口超過1萬億元。同時，第八批補貼目錄尚無定論，新能源補貼需求若滾雪球一樣越滾越大。

　　

　　新能源上市企業2019年中報顯示，龍源電力包括應收可再生能源補貼在內的應收賬款和應收票據已超過180億元，同比增長71.47%，這一規模是同期營業收入的1.28倍；華能新能源應收賬款及票據也在逐年攀升，2019年上半年應收賬款規模是137.5億元，是同期營業收入的1.92倍。

　　

　　風電產業鏈各個環節均在承受補貼拖欠的壓力，風電行業三角債的風險在加劇，“搶裝”則相當于火上澆油。

　　

　　2019年12月，全國人大通報可再生能源法執法檢查報告，報告顯示目前可再生能源附加征收總額僅能滿足2015年底前并網項目的補貼需求，“十三五”期間90%以上新增可再生能源發電項目補貼資金來源尚未落實。部分可再生能源企業追求高投資回報，非理性投資，搶裝機、搶上網問題突 出。一些地方未按照國家規劃有效控制本地區發展規模，加劇了補貼缺口。

　　

　　

　　風電“搶裝”并不可持續，行業內對于“搶裝”最大的擔憂是風電行業發展質量，尤其是風機質量。

　　

　　風機質量是風電企業發展的生命線。目前，一線風機廠商排產飽滿，開發商為搶開工、搶并網退而求其次，不得不選擇二三線廠商供貨。與此同時，在主流零部件供應商無法滿足市場需求的前提下，二線企業開始向市場供貨，留下安全隱患。

　　

　　與此同時，國內大型化風機的驗證還需要時間，以減少新機型投運的風險。目前一些地方政府盲目要求風電項目，尤其是一些地方政府要求海上風電項目配置8MW以上大風機，給制造環節的技術驗證帶來很大壓力，增加了潛在質量風險。

　　

　　在補貼退坡、競價、平價的政策引導下，國內海上風電開工建設時間緊、施工資源不足，對于海上風電高質量發展提出挑戰，項目倉促上馬帶來安全隱患。

　　

　　多家海上風電施工企業負責人介紹，在一些在建項目中，投資商、施工方對海洋工程的施工難度預計不足，導致項目建設進程低于預期。廣東、福建是海上風電的活躍區域，但這些地區海域巖層埋藏較淺、地質條件復雜、巖層硬度大，施工壓力遠遠大于江蘇海域。嵌巖技術是海上風電發展的關鍵，也增加了海上風電的建設成本和建設風險，施工企業利潤差，不少施工企業出現虧損，施工保障有很大難度。

　　

　　

　　在風電行業高景氣度下，產業鏈多家公司選擇順勢擴產。風機塔筒制造企業天順風能先后對太倉、包頭、珠海生產中心進行改擴建，塔筒產能大幅提升至55萬噸。2019年在山東鄄城投資建設年產10萬噸塔筒產能，項目已于2019年底投產；天順風能在常熟葉片工廠(2018年全年交付葉片266片)基礎上，2019年與河南濮陽縣人民政府簽署投資建設風電葉片項目協議，規劃建設年產能600套的葉片工廠。

　　

　　2020年1月，以風機鑄件為主營業務的日月重工股份有限公司公告稱，擬公開發行12億元可轉債向全資子公司日星鑄業提供借款，用于年產12萬噸大型海上風電關鍵部件精加工生產線建設項目。

　　

　　2019年中船重工所屬洛陽雙瑞風電葉片先后在烏蘭察布、江蘇大豐規劃投資風電葉片生產基地，葉片產能分別為350套（規劃投資5億元）、600套（規劃投資12億元）。

　　

　　北京領航智庫研究中心專家認為，“在行業高景氣度發展階段，產業鏈公司普遍具有擴產能的沖動。但需要明確兩點，一是新擴張產能可否搭上行業成長的快車，如葉片生產線需要經過爬坡階段，產能利用率的釋放需要時間；二是‘搶裝’潮退去后，行業發展回歸理性，新增產能是否加劇產能過剩。產業鏈產能擴張既要著眼當下，又要分析研究產業中長期發展趨勢。”

　　

　　

　　并網消納是風電經濟價值實現的最后一公里，風電集中“搶裝”對于并網帶來挑戰。尤其是在電網投資下行的格局下，外送通道資源變得尤為稀缺。

　　2019年底，國家電網發布《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》，在社會用電量增速放緩、工商業用電價格下降、輸配電價監管等背景下，電網企業資本開支能力受到影響，以產出定投入，嚴控電網投資規模并加強投資管理，并明確虧損單位不再新増投資。中國電力企業聯合會數據顯示，2019年電網工程建設投資完成4856億元，較2018年的5374億元下降9.6%，2020年的投資或將進一步減少。

　　

　　

　　本輪“搶裝”與2015年風電“搶裝”具有不同的外部環境。2015年“搶裝”透支了未來兩年的市場需求，導致2016、2017風電新增裝機連續下行；本輪“搶裝”項目除2018年底核準項目外，2019年新核準項目、大基地項目、平價項目等資源依然支撐產業發展，北京領航智庫預計2020、2021年風電“搶裝”將延續。

　　

　　從風電行業中期發展角度看，北京領航智庫研究認為，2020-2021年風電增長的主要動力來自：

　　

　　

　　綜合行業內統計，截止2019年底國內已經核準未并網的風電項目規模為50-70GW，海上風電項目儲備規模40GW以上，風電開發空間充足，可以支撐未來行業增長。考慮風機交付、施工等因素影響，預計已經核準未并網陸上風電在2020-2021年落地35-50GW，海上風電受工期、施工條件影響，預計落地10-12GW。

　　

　　同期，各個主要新能源企業正在積極開發內蒙古、甘肅、青海、吉林等地風電大基地，基地項目儲備豐富。根據現有風電基地核準情況統計，風電大基地項目總規模超過27GW，未來幾年內的陸續開工將加快“三北”地區裝機量復蘇。

　　

　　2021年風電行業進入平價階段，平價風電示范項目將率先并網。是2019年5月，國家發改委公布2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目，其中風電平價上網項目共計56個，總容量4.51GW，預計這些項目將在2020年前后落地。“十三五”各省規劃的分散式風電項目已經超過20GW，國內主流的開發商、風機制造商已經開始儲備油田煉廠、高速公路以及社區等分散式的項目。

　　

　　綜合上述各類風電資源類型，北京領航智庫測算2020-2021年國內累計并網風電項目規模為65-95GW。

　　2022-2025年，國內風電行業進入平價上網新時代，產業發展的驅動力是風電資產價值本身。按照政策規劃預期，在全額并網消納的前提下，風電資產仍能滿足風電開發企業的投資要求。當前，國內主要新能源投資企業已經下調了平價和競價風電項目的投資收益率，項目全額投資稅前內部收益率由8%下修至6.5%，資本金收益率也相應下調。

　　

　　在6.5%的收益基準下，國內風電基地項目、特高壓項目預計仍能滿足投資需求。但與2019-2021年的“搶裝”行情相比，風電裝機增速預計有所回調。風電行業也從第三個上升周期，步入下行的發展軌道。但是，在平價上網時代，基于資源費、項目開發費等非技術成本的下降，風機招投標價格的下行，以及電力市場交易規模的增加、儲能技術的發展，2022-2025年風電行業年均新增裝機預計在25-26GW左右。

　　

　　政策調整是本輪風電“搶裝”的核心驅動力。在風電競價、平價政策驅動下，我國風電發展節奏發生變化，包括海上風電在內風電行業從穩定增長轉向以“搶并網保電價”為主的“集體搶裝”。

　　

　　在《能源》雜志的調研中發現，行業內最大的訴求是：建議國家有關部門研究調整風電管理政策，將風電并網時間節點適當推遲，給風電并網留出緩沖期，以緩沖政策調整對產業發展的“擾動”；建議國家補貼取消后，地方政府出臺補貼政策支持在建、投運項目。建議國家能源管理部門保持能源政策是連續性、穩定性，增強企業對投資新能源行業的信心。

　　

　　從產業健康發展的維度看，“搶裝”下的風電產業鏈關系處于緊平衡狀態，漲價、違約、合同訴訟頻有發生。“中國新能源電力圓桌”專家成員建議，風電產業鏈需要協同理性發展，共同促進風電行業健康穩定；風機設備制造和零部件供應商負責質量管理，推動技術進步，提升風電國產設備可靠性，做好產品交付、售后服務，保證產品運行30年，提高風機發電效率，降低全生命周期度電成本；風電投資商需做好資源分析和投資風險管控，嚴格守住投資收益率底線，確保項目投資收益水平。

　　

　　可以預見的是，儲能將是新能源企業避不開的領域。《能源》記者了解，一些省份電網企業已經明確風電項目并網必須配套儲能解決方案，否則項目將不予并網，或延遲并網。這意味著，在電網投資放緩的、能源生態不斷變化的背景下，新能源調峰的成本將成為投資企業的顯性成本。在這種變化下，風電投資企業需要創新商業模式，提前統籌源網荷儲產業關系，以提高風電項目的價值創造能力。

　　

　　對于海上風電而言，由于海上風電工程施工難度大，地質勘察、工程設計、風機吊裝、基礎施工、線纜敷設等均與陸上風電項目不同。尤其是在海上風電“搶裝”的背景下，風電施工船、打樁錘等成為發展瓶頸。

　　

　　多位風電專家向《能源》雜志表示，建議由國家層面主導海上風電開發，推動成規模連片資源開發管理，提高海上施工船、工程隊伍的工作效率，降低工程造價；建議海上風電開發商、供應商、施工單位形成協同機制，推動海況、海洋地質資源、風資源數據庫共享共建；推動全產業鏈加大海纜、柔性直流等核心技術裝備研發合作；重視海纜敷設、施工質量管理；推動海上變電站規模化、模塊化，降低海上風電項目接網成本。（行業資深人士倪磊磊對此文亦有貢獻）◆