盤點2015年風電行業關鍵詞TOP6

    雖然2015年全年的風電新增裝機數據仍未最終公布，但業內預計，突破2000萬千瓦應該問題不大。事實上，今年對于風電行業最可喜的變化，并不是風電裝機量的高速增長，而是從主管部門到業內企業將更多的精力和著力點放在解決行業頑疾，優化產業發展的問題上。這一從“量”到“質”的產業發展思路的轉變，繪就的將是中國從“風電大國”到“風電強國”的演進道路。這一年，風頭強勁的風電行業又有哪些關鍵詞，本期帶您逐一點擊。

    一億千瓦

    今年4月，國家能源局發布一季度全國風電并網運行情況顯示，一季度，全國風電新增并網容量470萬千瓦，到3月底，累計并網容量10107萬千瓦，這正式標志著我國提前完成風電“十二五”并網裝機一億千瓦的規劃目標。

    一億千瓦對于中國風電來說的確是個里程碑。風電在中國起步于30多年前，但真正進入跨越式發展階段卻是近10來年的事。十年前的2005年，我國全國并網風電裝機容量僅為106萬千瓦。2009年并網風電裝機容量突破1000萬千瓦。2012年一舉突破5000萬千瓦，取代美國成為世界第一風電裝機大國。這十年來，我們培育了全球最大規模的風電市場，形成了較為完整的產業體系，誕生出一批初具競爭力的知名企業。

    伴隨風電產業高速發展，一系列問題也隨之凸顯：電網建設與風電產業發展極度不適，“棄風”問題越來越突出；風電布局不合理，分散式風電發展緩慢……伴隨著這些問題，中國風電也一度從產業的巔峰墜入谷底，整個行業陷入寒冬。如今，經歷十年高速發展，經歷過高峰和低谷的中國風電產業又一次站在十字路口，從注重速度和規模向注重質量和效益轉變。跨過一億千瓦門檻的中國風電產業此時此刻更需要理性精神。

    慶幸的是，主管部門與業內企業對產業現狀有了較為清醒的認識并形成了普遍的共識。在2015北京國際風能大會上，決策層已經傳達出這樣的信息：“十三五”期間將淡化風電裝機目標，著力穩中求進，保持政策穩定性，幫助風電行業通過技術進步降低成本，提升自身的競爭力。

    棄風限電

    對于2015年來說，棄風限電這一現象既不是起點，也不是終點。但棄風限電給行業和企業帶來的致命影響，讓我們在這一年無法忽略它的存在。

    我國棄風限電情況從2010年左右開始顯現，2012年達到高峰，當年棄風電量達208億千瓦時，棄風率約17%。2013年開始出現好轉，棄風率降至11%，2014年上半年更進一步降至8.5%。而今年上半年棄風率卻大幅反彈，下半年在“三北”某些地區甚至有愈演愈烈之勢。

    可以說，這些年為了解決棄風限電問題進行了不少探索。比如，建立風電場風電功率預報機制；比如，鼓勵多種方式的就近消納；再比如，加強中南、沿海等地區分散式的風電開發。然而，這一系列舉措未能根本改變棄風限電時好時壞的現狀。

    棄風限電折射出風電行業自身、風電和其他電源之間、風電和電網之間存在的諸多問題。棄風限電的背后則交織著復雜的各種因素。不可否認，目前導致棄風的一些根本性障礙并沒有完全消除。但從更深的層次來看，風電消納不僅是技術問題，更是利益分配問題。

    在新一輪電改的背景下，如何建立風電等清潔能源優先發電制度；如何建立適應風電等可再生能源大規模發展、促進可再生能源消納的市場機制值得期待。

    電價下調

    風電上網標桿電價下調貫穿了2015年全年。上一次調價是2014年底，但其效應卻是從2015年初顯現出來。而這一次調價則是國家發改委12月22日正式發文明確的。

    2014年底下調陸上風電上網標桿電價，將第一類、二類、三類資源區風電標桿上網電價每千瓦時下調2分錢，第四類風資源區價格維持不變。而剛剛明確的新一輪調價方案則決定于2016年、2018年對陸上風電一類、二類、三類資源區分別降低2分錢、3分錢，四類資源區分別降低1分錢、2分錢。

    2009年制定上網標桿電價之初，我國每千瓦風電造價超過1萬元，而現在一些企業的裝機成本只有6000元左右。除了成本下降等客觀因素，陸上風電電價調整傳達出更深層的意思是，合理引導風電投資，提升風電產業競爭力，這也體現了電價調整與產業戰略調整的密切配合。可以說，下調電價既是風電行業技術進步的結果，反過來也將進一步倒逼風電行業的技術創新。

    然而，上一輪電價下調引發了風電比較明顯的“搶裝”現象。此輪最新調價，則傾向于未來5年，如何逐步提升整個陸上風電的整體競爭力。明確今后較長時期的調價幅度，對于風電產業發展無疑是有益的。風電開發商包括整機商，這樣就能知道每年的成本要降到什么程度，來適應當年的電價水平，從而有一個長遠的規劃。

    海上風電

    按照規劃，到今年底，我國將建成500萬千瓦海上風電，但實際上，我們只完成了1/10左右。現實和理想有著不小的差距。海上風電發展的滯后可以說是風電產業發展的痛點之一。

    從技術方面講，目前我國海上風電仍處于起步階段，海上風電基本上還沒有形成一套獨立的設計方法和檢測、安裝、運行、維護體系，海上風電產業體系有待進一步健全。雖然國內諸多企業都在進行海上風電的技術儲備，但并沒有建立起與海上風電需求相匹配的核心技術能力和產業競爭實力。我國5兆瓦以上的大容量機組在制造方面還處于少量試運行階段。

    從管理方面講，海上風電項目涉及審批部門多，因此界定各部門的權力范圍、協調各部門之間的利益關系、規范各部門的審批是推進海上風電發展的一大難題。

    而更重要的方面則在于經濟性。陸上風電每千瓦造價約為7000-8000元，海上風電造價達到每千瓦16000元，幾乎是陸上風電造價的2倍，但海上風電的標桿電價并沒有達到陸上風電電價的2倍，考慮到海上風電的經營風險更大，對于項目投資而言，目前海上風電的標桿電價水平的吸引力還不太大。

    海上風電面臨著挑戰，也孕育著機遇。隨著技術的成熟、相關管理制度和電價政策的完善，海上風電仍被業內看作是充滿希望的“藍海”。

    民企淘金

    “十二五”風電第五批擬核準項目中，民營企業的項目容量占比已達到10.7%，超過地方國有企業和部分央企。這就像是個信號，宣告民營風電在2015年的崛起。

    據預測，未來5年風電投資需求達1.12萬億元。然而，隨著民營風電投資商比例上升，在給風電領域帶來生機的同時，也遭遇著融資難題的困擾。

    由于風電行業的特殊性，無論是風電設備制造還是風場建設都需要巨大的資金投入，國有電力企業憑借良好的背景而擁有強大的融資能力，形成良性循環。但民營企業由于自身在資金和技術上的不足，未來面臨巨大競爭壓力，很多風電民營企業目前處境比較尷尬。

    目前，建設一個10萬千瓦的風電場，需投資大約7-7.5億元，設備投入占一半略多，收回全部投資需要8年左右時間。風電雖然屬國家鼓勵發展的產業，但貸款期相對較短，而且缺乏優惠信貸政策支持，金融機構對風電項目的貸款一般要有第三方進行連帶責任擔保，使風電企業融資更加困難。

    不可否認，風電融資難與風電行業自身存在的一些問題也密切相關。例如棄風限電、安全生產風險等，使得金融機構提高了對風電借貸的審核標準。與此同時，風電行業在開展第三方認證，以及和保險業務結合方面也都剛剛起步。這使得金融機構難以對風電行業的借貸風險進行把控。在這種狀況下，民營風電希望獲得融資，難度可想而知。

    民營風電的融資難問題，讓我們自然聯想到光伏融資問題。作為民營資本活躍的光伏產業多年前就遭遇了融資難題，近年來在各方協作努力下，光伏融資難題正在逐步化解。光伏行業的成功經驗能否讓風電產業少走彎路？

    運維市場

    從國內的華銳風電籌備建立專業的運維公司，到跨國巨頭維斯塔斯收購北美最大風電運維服務公司，這一年，不少風電企業都把運維作為發力點。2015年，也因此成為不少風電企業從單純制造向制造、運維、服務一體過渡的轉型之年。

    伴隨我國風電歷經多年高速增長，大批的風電機組正逐漸走出質保期，對于風電場投資者而言，如何有效地通過運維手段以提高風電場運營效益正變得越來越重要。風電后市場開始顯現出風起云涌之勢，有預測認為，到2020年風電服務市場累計總量可高達千億元。

    縱觀國內風電運維服務市場，正呈現三足鼎立之勢，一種是業主單位成立、專門負責服務的子公司，如協合運維；一種是隸屬于整機制造商，如天源科創；還有一種是獨立的第三方服務公司，如優利康達。

    整體而言，目前的風電運維服務市場仍是“救火式”的故障修復，頭痛醫頭、腳痛醫腳；誰家配套的誰家修；缺乏規范、沒有系統性的故障分析。但可以斷言，今后幾年，必將過渡到狀態檢修，即設備的健康管理階段。通過技術監測系統收集各種參數，對這些參數進行大數據分析，最終診斷出風機的健康狀況，并提前預判風機可能出現的問題。在此基礎上，制定出有針對性的運維策略。

    從另一方面來看，運維也不再僅僅是簡單地維修和排故，而應是以實現單臺風機和整個風電場的價值最大化為目標，通過搭建完整的體系，去提升整個風電場的效率。

    目前來看，天源科創、中能聯創等一批國內風電服務公司雖然搶占了先機，但或體量較小，或處于制造商的附屬。不過，誰又敢說，這些處于襁褓中的運維服務企業，假以時日，不會成長為風電領域的下一個巨頭呢？<