多重利空叠加 风电投资将进入低潮期

　　「导语」多重利空叠加之下，风电开发即将进入低潮期。未来风电运营商的竞争优势在于，谁能以更快的速度盘活存量资产，增加发电量，而非盲目追求装机规模。

　　过去几年内，风电以其清洁、经济的独有特性，在政策的助力下在我国获得了高速增长。2010-2016年，我国风电装机容量从4470万千瓦迅速上升到1.5亿千瓦，短短6年时间，装机容量增长了2.5倍。

　　然而，高速发展的风电即将迎来增长瓶颈。由于弃风增加，消纳困难，国家能源局将严控新增投资审批；与此同时，政策多变，电价下调预期强烈，又会大幅影响企业收益；而补贴缺口越来越大，补贴发放越拖越久，新推出的绿证制度亦不被看好，企业的投资动能深受影响；而部分地方政府也在有意识地限制或放缓风电开发速度，上述因素都对风电发展造成了不同程度的影响。

　　可以判断，未来几年内，风电投资可能进入一个低谷期，风电增长速度将有所下降，只有待存量机组逐步消化，新的输送通道建成，弃风大幅减少之后，风电行业才能再次进入新的增长周期。 

　　>>>>1、“三北”地区划政策红线，风电投资将大幅下滑

　　2月22日，国家能源局一则《关于2017年度风电投资监测预警结果的通知》令业界震惊，该通知为全国30多个省市的风电投资市场划分了红绿等级，内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆等六省被报以红色预警区域，规定2017年在上述区域内停批新的风电项目，这一红线让众多风电开发企业乱了阵脚，因为在他们的投资规划中，上述区域仍是其开发重点之一。

　　国家能源局公布的数据显示，2016年上述六省新增装机容量481万千瓦，占该年中国风电装机总量的25%。很显然，上述区域被突击叫停，将大幅影响今年的风电装机量。

　　事实上，2016年国家能源局曾发过一次风电投资的监测预警，当时仅是告知开发企业，红色预警区域投资风险较高，应谨慎投资，而最新发布的《通知》则直接给上述地区判了死刑——2017年，红色预警的省（区）不得核准建设新的风电项目，电网企业不得受理红色预警的省（区）风电项目的新增并网申请，派出机构不再对红色预警的省（区）新建风电项目发放新的发电业务许可。政策力度之大，前所未有。

　　>>>>2、中东部增长潜力有限，僧多粥少的局面将现

　　在“三北”地区弃风严重，开发受限的背景下，各风电开发商纷纷将重点转移到中东部地区，我们看看五大发电的做法，在2017年工作报告中，有关风电的部分他们是如何表述的。

　　国电集团：要优化风电布局，在坚持质量效益的前提下，优化布局结构，严格控制限电严重的“三北”地区风电发展，重点在中东部和南方地区、海上发展。

　　大唐集团：风电要积极抢占中东部和南方陆上优质资源，加快推进“三北”地区就地消纳利用，积极有序推进优质海上风电开发。

　　华电集团：有序发展新能源，适当放缓风光电发展节奏，重点抓好中东部和南方区域项目发展，做好“三北”地区项目资源储备。

　　上述三家对中东部地区的关注几乎一模一样，然而，我国中东部地区风资源毕竟有限，据专家介绍，在中东部地区，我国陆上可开发的风资源量约为7000万千瓦，截至目前，已经开发了约3000万千瓦，即便2020年前全部开发，也不过4000万，加上东部地区土地价格昂贵，与土地、生态相关的问题错综复杂，未来的开发难度不可谓不大。

　　例如，2016年5月，浙江省停止了对所有风电项目的审批，至今未有重启的迹象。起因在于广东一家风电开发商在浙江台州地区施工时，破坏了当地的生态环境，导致了省政府直接叫停了所有风电项目的审批。

　　南部部分省份也对风电开发进行了限制，2017年2月，江西省发布通知称，为保证风电的有序发展，“消化存量、控制增量”，该省原则上不再吸纳新的风电开发企业入赣开发风电项目，这就意味着之前没有入赣的风电运营商，近期内将无缘对江西省风电进行开发。而在云南省、广东省也都出台了限制风电开发的措施，致使一些地区处于半停滞状态。

　　此外，在中东部地区，风电项目的抗风险能力相对较差，一是因为这些地区开发成本较高，业内人士提供的数据显示，在“三北”地区每千瓦风电投资在6500元左右，而中东部地区则超过了8000元。另一方面，中东部地区多为低风速地区，满发情况下每年仅能利用2200-2300小时，尽管目前暂时没有弃风现象，但若未来由于消纳或电价问题而稍有弃风，这些地区的项目将很快陷入被动。可以说，相比“三北”地区，中东部地区的风电投资更加脆弱。从这个角度看，风电开发商纷纷把开发重点向中东部地区转移，与其说是一种趋势，不如说是被逼无奈。

　　>>>>3、电价下调预期强烈，补贴减少直接影响未来投资

　　除上述两个原因之外，电价下调预期强烈，政策的变数也加大了风电开发的风险。

　　按照国家计划，2018年，我国火电将取消计划电量，全部实现市场化，届时，风电上网电价将受到影响。目前我国风电上网电价由火电标杆电价+补贴构成，火电全部放开之后，标杆电价的概念将不复存在，那么风电上网电价的形成机制将出现变化，如何给风电定价，正成为政策制定者争议的话题，也会最终影响到未来几年风电行业的发展。

　　长期来看，风电走向市场和电价下调是大势所趋。我国计划2020年实现风电平价上网，从当前风电企业业绩看，全国范围内，风电的平均度电收益约为0.14元，而目前的度电补贴则在0.2元以上，也就是说，若目前取消补贴，风电开发企业将陷入全面亏损，即便未来几年度电成本有所下降，可以想象，其下降空间也相对有限。

　　从欧美经验看，电价补贴出现大幅下滑之后，新能源的新增装机都出现了断崖式下跌，比如德国，2014年光伏上网电价补贴下调之后，年新增装机由原来的800万千瓦左右，下降到不足200万千瓦。

　　>>>>4、风电开发商应从追求“千瓦”向追求“千瓦时”转变，盘活存量才是王道

　　在政策预警、消纳困难和电价下降的背景下，风电开发商应积极调整开发思路，放弃跑马圈地的思维，把片面追求新增装机量向盘活存量资产转变，正如国家能源局电力司司长黄学农所言，目前我国对可再生能源能源的提升重点应当由“千瓦”转移到“千瓦时”，企业只有深度挖潜，盘活存量装机，才能够确保收益，持续健康发展。

　　国电电力宁波风电公司就是典型之一，这家只有17.1万装机的企业，2016年的利润却高达1亿元以上，其根本原因是该公司在发电量上做文章，去年设备利用小时数超过了2500小时，在风电企业中可谓首屈一指。

　　目前我国风电装机总量超过了1.5亿千瓦，去年平均利用小时数仅为1742小时，全年弃风电量超过500亿千瓦时，这一数字几乎与2016年全年新增装机的发电量相当，从这个角度看，2016年我国实际的新增风电装机为零。

　　巨量的存量资产不能充分利用，不仅造成大量浪费，也给风电开发企业带来巨大负担，因此，未来风电企业的竞争，更多的是拼发电量而不仅仅是装机，而只有盘活存量资产，才能发出更多的电量。当然，这需要发电企业、电网企业和政府部门的协调、配合和共同努力。（王高峰　作者为《能源》杂志副总编辑，北京领航智库总裁）