2021年1月19日，國家能源局公布2020年風電新增裝機數(shù)字為71.67GW，這個數(shù)字遠超預期。就在此前不久，中電聯(lián)統(tǒng)計的2020年1-11月風電新增裝機才只有24.6GW。這意味著在2020年12月，我們用了1個月的時間完成47.1GW的新增裝機！
受風電搶裝的影響，一批上市公司披露了業(yè)績大幅度增長的業(yè)績預告。
新強聯(lián)1月21日公告，公司預計2020年度歸屬于上市公司股東的凈利潤為4.05億元至4.45億元，比上年同期上升305.69%至345.76%。作為我國風電主軸軸承核心供應商，公司提前投入募投產(chǎn)能以應對風電搶裝。
泰勝風能1月22日公告，預計2020年全年凈利潤為3.23億-3.69億元，同比增長110%-140%。公司預計報告期內(nèi)海上風電業(yè)務板塊收入較上年度有超過85%的增長，同時預計毛利率較上年度有較大改善。該業(yè)務板塊盈利能力提升是公司本期業(yè)績增長的驅(qū)動因素之一。
1月28日，時代新材發(fā)布2020年度業(yè)績預增公告，實現(xiàn)歸屬于上市公司股東的凈利潤預計3.20億元左右，與上年同期（法定披露數(shù)據(jù)）相比，將增加2.66億元左右，同比增長494%左右。受節(jié)點并網(wǎng)政策的影響，2020年公司風電板塊銷售收入較上年同期大幅增長。同時，公司推進風電板塊產(chǎn)品結構升級，優(yōu)化產(chǎn)能布局與客戶結構，2020年公司風電板塊經(jīng)營利潤較上年同期大幅增長。
1月28日，明陽智能預計2020年年度實現(xiàn)歸屬于上市公司股東的凈利潤為11.8億元到13.8億元，同比增加65.60%到93.67%。業(yè)績預增原因是，受國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布的《國家發(fā)展改革委關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》（發(fā)改價格〔2019〕882號）政策影響，2020年1-12月風電行業(yè)整體保持快速發(fā)展態(tài)勢，公司在手訂單增加及公司風機交付規(guī)模上升導致公司營業(yè)收入增加。
到這里我們就注意到風電搶裝的來源還是政策因素，亦即發(fā)改委2019年882號文。
發(fā)改委882號文的相關內(nèi)容
文件全稱：《國家發(fā)展改革委關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》（發(fā)改價格〔2019〕882號）
該文件2019年5月21日發(fā)布，2019年7月1日起執(zhí)行
關于陸上風電上網(wǎng)電價
將陸上風電標桿上網(wǎng)電價改為指導價。新核準的集中式陸上風電項目上網(wǎng)電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區(qū)指導價。
2019年I～Ⅳ類資源區(qū)符合規(guī)劃、納入財政補貼年度規(guī)模管理的新核準陸上風電指導價分別調(diào)整為每千瓦時0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含稅、下同）；2020年指導價分別調(diào)整為每千瓦時0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指導價低于當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價（含脫硫、脫銷、除塵電價，下同）的地區(qū)，以燃煤機組標桿上網(wǎng)電價作為指導價。
參與分布式市場化交易的分散式風電上網(wǎng)電價由發(fā)電企業(yè)與電力用戶直接協(xié)商形成，不享受國家補貼。不參與分布式市場化交易的分散式風電項目，執(zhí)行項目所在資源區(qū)指導價。
2018年底之前核準的陸上風電項目，2020年底前仍未完成并網(wǎng)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(wǎng)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(xiàn)平價上網(wǎng)，國家不再補貼。
關于海上風電上網(wǎng)電價
將海上風電標桿上網(wǎng)電價改為指導價，新核準海上風電項目全部通過競爭方式確定上網(wǎng)電價。
2019年符合規(guī)劃、納入財政補貼年度規(guī)模管理的新核準近海風電指導價調(diào)整為每千瓦時0.8元，2020年調(diào)整為每千瓦時0.75元。新核準近海風電項目通過競爭方式確定的上網(wǎng)電價，不得高于上述指導價。
新核準潮間帶風電項目通過競爭方式確定的上網(wǎng)電價，不得高于項目所在資源區(qū)陸上風電指導價。
對2018年底前已核準的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行核準時的上網(wǎng)電價；2022年及以后全部機組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行并網(wǎng)年份的指導價。
其他事項：
風電上網(wǎng)電價在當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價（含脫硫、脫硝、除塵電價）以內(nèi)的部分，由當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)結算；高出部分由國家可再生能源發(fā)展基金予以補貼。
風電企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)必須真實、完整地記載和保存相關發(fā)電項目上網(wǎng)交易電量、上網(wǎng)電價和補貼金額等資料，接受有關部門監(jiān)督檢查，并于每月10日前將相關數(shù)據(jù)報送至國家可再生能源信息管理中心。
歷史上的風電上網(wǎng)電價的記錄如下圖所示：
上面的文件簡單說，就是陸風2020年底是時間節(jié)點，之前并網(wǎng)有補貼，之后并網(wǎng)沒有補貼；海風要晚一年，2021年底前并網(wǎng)有補貼，到2022年海風按2022年的并網(wǎng)指導價執(zhí)行。陸風停止補貼已經(jīng)沒有爭議，現(xiàn)在的問題就是2022年海風的并網(wǎng)指導價是什么，有沒有提供操作的空間？
這個問題實際上在2020年1月3日財政部可再生能源領域的通氣會上已經(jīng)有了答案。2020年1月3日，財政部組織召開了一次可再生能源領域的通氣會，宣布2021年之后將取消海上風電國家補貼。
國家補貼退出已成定局，而地方的省級補貼又是杯水車薪。2021年，廣東省出臺省補方案。我把省補方案的具體內(nèi)容和相關的測算列在下面：
廣東省補方案內(nèi)容：
對省管海域內(nèi)風電項目補貼，2022年和2023年繼續(xù)補貼兩年，2024年不再補貼。
2022年每千瓦補貼1500元，2023年每千瓦補貼1000元
補貼項目總裝機容量不超過4.5GW，其中2022年補貼容量不超過2.1GW。
十四五期間安排6GW海風廠址，如期并網(wǎng)則每GW獎勵1億。
省補方案的相關測算：
補貼最大金額測算為55.5億元，加上獎勵金合計為61.5億元財政支出
按廣東省的利用小時數(shù)3500小時計算，20年經(jīng)營期折合度電補貼0.02元+
廣東省標桿燃煤電價0.453元/kwh，補貼后折合為0.48元/kwh
實際的風電成本測算：
假定容量40萬kw，平均風速8.2米/秒，離岸距離28km，水深45米，年等效小時3300小時，投資成本為18000元/kw，運營成本含大部件約397元/kw。在項目全回報率為8%的條件下，測算支撐電價為0.72元/小時。這意味著廣東補貼杯水車薪。
目前近海風電項目成本1.4-1.9萬元/千瓦，比2010年降低20%。通過大量應用8MW、10MW機型，有望繼續(xù)降本，預期降本40%+。0.72*（1-40%）=0.432元，接近燃煤標桿電價。
政策梳理的看法：
中央財政停止補貼，鼓勵地方企業(yè)補貼，但地方企業(yè)補貼金額很少，必然倒逼企業(yè)轉(zhuǎn)向大容量機組，中小容量機組在未來必然逐步退出。
8MW和10MW以上機組在未來需要繼續(xù)降本，使得海風裝機成本在目前繼續(xù)下降40%以上，才能實現(xiàn)海風平價上網(wǎng)。
到這里，我們已經(jīng)意識到，海風如果想實現(xiàn)平價上網(wǎng)，需要通過轉(zhuǎn)型為大功率機組等方式降低成本，而且要比當前的成本降低40%以上，才有可能實現(xiàn)平價上網(wǎng)。
這無疑給現(xiàn)在的海上風電供應商提出了極高的挑戰(zhàn)。風電能否復制光伏的路徑，在補貼退出后，通過降本增效的方式，實現(xiàn)平價上網(wǎng)，是決定了未來風電是否有新機會的關鍵。
從我目前搜集到的資料顯示，風電行業(yè)的降本難度遠大于光伏，原因有以下幾條，愿與方家商榷：
1、風電機組定制化程度高，需要根據(jù)風電場的風力特性，地形，季節(jié)，氣候等因素進行定制，難以大批量生產(chǎn)標準化產(chǎn)品，定制屬性強導致降本困難。
2、風電機組、葉片運輸困難，主力風電供應商采取多地建設生產(chǎn)基地的方式，貼近風電場需求方建設生產(chǎn)基地，這也導致風電建設成本被推升。
3、此前風電搶裝明顯，為應對突發(fā)的超額需求，各個風電主機廠都超額準備生產(chǎn)能力，這導致當前的產(chǎn)能利用率偏低。搶裝正在發(fā)生的時候，產(chǎn)能可以滿足需求，那么當強壯退潮進入常態(tài)化發(fā)展的時候，富裕產(chǎn)能導致利用率偏低，這同樣不利于降低成本。
風電行業(yè)現(xiàn)在面臨的主要矛盾是，中央補貼退出態(tài)度堅決，地方補貼態(tài)度曖昧，風電機組降本困難，難以大批量生產(chǎn)導致成本推升。在風電降本困難的情形下，如何應對即將到來的平價上網(wǎng)的挑戰(zhàn)，這是一個很費思量的問題。
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