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2021年1月19日，國家能源局公布2020年風電新增裝機數字為71.67GW，這個數字遠超預期。就在此前不久，中電聯統計的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績大幅度增長的業績預告。
新強聯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%。公司預計報告期內海上風電業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。該業務板塊盈利能力提升是公司本期業績增長的驅動因素之一。
1月28日，時代新材發布2020年度業績預增公告，實現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（法定披露數據）相比，將增加2.66億元左右，同比增長494%左右。受節點并網政策的影響，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品結構升級，優化產能布局與客戶結構，2020年公司風電板塊經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%。業績預增原因是，受國家發展和改革委員會發布的《國家發展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號）政策影響，2020年1-12月風電行業整體保持快速發展態勢，公司在手訂單增加及公司風機交付規模上升導致公司營業收入增加。
到這里我們就注意到風電搶裝的來源還是政策因素，亦即發改委2019年882號文。
發改委882號文的相關內容
文件全稱：《國家發展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號）
該文件2019年5月21日發布，2019年7月1日起執行
關于陸上風電上網電價
將陸上風電標桿上網電價改為指導價。新核準的集中式陸上風電項目上網電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區指導價。
2019年I～Ⅳ類資源區符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核準陸上風電指導價分別調整為每千瓦時0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含稅、下同）；2020年指導價分別調整為每千瓦時0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指導價低于當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫銷、除塵電價，下同）的地區，以燃煤機組標桿上網電價作為指導價。
參與分布式市場化交易的分散式風電上網電價由發電企業與電力用戶直接協商形成，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，執行項目所在資源區指導價。
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。
關于海上風電上網電價
將海上風電標桿上網電價改為指導價，新核準海上風電項目全部通過競爭方式確定上網電價。
2019年符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核準近海風電指導價調整為每千瓦時0.8元，2020年調整為每千瓦時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電價，不得高于項目所在資源區陸上風電指導價。
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的，執行核準時的上網電價；2022年及以后全部機組完成并網的，執行并網年份的指導價。
其他事項：
風電上網電價在當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵電價）以內的部分，由當地省級電網結算；高出部分由國家可再生能源發展基金予以補貼。
風電企業和電網企業必須真實、完整地記載和保存相關發電項目上網交易電量、上網電價和補貼金額等資料，接受有關部門監督檢查，并于每月10日前將相關數據報送至國家可再生能源信息管理中心。
歷史上的風電上網電價的記錄如下圖所示：
上面的文件簡單說，就是陸風2020年底是時間節點，之前并網有補貼，之后并網沒有補貼；海風要晚一年，2021年底前并網有補貼，到2022年海風按2022年的并網指導價執行。陸風停止補貼已經沒有爭議，現在的問題就是2022年海風的并網指導價是什么，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容和相關的測算列在下面：
廣東省補方案內容：
對省管海域內風電項目補貼，2022年和2023年繼續補貼兩年，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3500小時計算，20年經營期折合度電補貼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，鼓勵地方企業補貼，但地方企業補貼金額很少，必然倒逼企業轉向大容量機組，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降本，使得海風裝機成本在目前繼續下降40%以上，才能實現海風平價上網。
到這里，我們已經意識到，海風如果想實現平價上網，需要通過轉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，才有可能實現平價上網。
這無疑給現在的海上風電供應商提出了極高的挑戰。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，實現平價上網，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，需要根據風電場的風力特性，地形，季節，氣候等因素進行定制，難以大批量生產標準化產品，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基地的方式，貼近風電場需求方建設生產基地，這也導致風電建設成本被推升。
3、此前風電搶裝明顯，為應對突發的超額需求，各個風電主機廠都超額準備生產能力，這導致當前的產能利用率偏低。搶裝正在發生的時候，產能可以滿足需求，那么當強壯退潮進入常態化發展的時候，富裕產能導致利用率偏低，這同樣不利于降低成本。
風電行業現在面臨的主要矛盾是，中央補貼退出態度堅決，地方補貼態度曖昧，風電機組降本困難，難以大批量生產導致成本推升。在風電降本困難的情形下，如何應對即將到來的平價上網的挑戰，這是一個很費思量的問題。
受風電搶裝的影響，一批上市公司披露了業績大幅度增長的業績預告。
新強聯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%。公司預計報告期內海上風電業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。該業務板塊盈利能力提升是公司本期業績增長的驅動因素之一。
1月28日，時代新材發布2020年度業績預增公告，實現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（法定披露數據）相比，將增加2.66億元左右，同比增長494%左右。受節點并網政策的影響，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品結構升級，優化產能布局與客戶結構，2020年公司風電板塊經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%。業績預增原因是，受國家發展和改革委員會發布的《國家發展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號）政策影響，2020年1-12月風電行業整體保持快速發展態勢，公司在手訂單增加及公司風機交付規模上升導致公司營業收入增加。
到這里我們就注意到風電搶裝的來源還是政策因素，亦即發改委2019年882號文。
發改委882號文的相關內容
文件全稱：《國家發展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號）
該文件2019年5月21日發布，2019年7月1日起執行
關于陸上風電上網電價
將陸上風電標桿上網電價改為指導價。新核準的集中式陸上風電項目上網電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區指導價。
2019年I～Ⅳ類資源區符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核準陸上風電指導價分別調整為每千瓦時0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含稅、下同）；2020年指導價分別調整為每千瓦時0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指導價低于當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫銷、除塵電價，下同）的地區，以燃煤機組標桿上網電價作為指導價。
參與分布式市場化交易的分散式風電上網電價由發電企業與電力用戶直接協商形成，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，執行項目所在資源區指導價。
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。
關于海上風電上網電價
將海上風電標桿上網電價改為指導價，新核準海上風電項目全部通過競爭方式確定上網電價。
2019年符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核準近海風電指導價調整為每千瓦時0.8元，2020年調整為每千瓦時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電價，不得高于項目所在資源區陸上風電指導價。
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的，執行核準時的上網電價；2022年及以后全部機組完成并網的，執行并網年份的指導價。
其他事項：
風電上網電價在當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵電價）以內的部分，由當地省級電網結算；高出部分由國家可再生能源發展基金予以補貼。
風電企業和電網企業必須真實、完整地記載和保存相關發電項目上網交易電量、上網電價和補貼金額等資料，接受有關部門監督檢查，并于每月10日前將相關數據報送至國家可再生能源信息管理中心。
歷史上的風電上網電價的記錄如下圖所示：
上面的文件簡單說，就是陸風2020年底是時間節點，之前并網有補貼，之后并網沒有補貼；海風要晚一年，2021年底前并網有補貼，到2022年海風按2022年的并網指導價執行。陸風停止補貼已經沒有爭議，現在的問題就是2022年海風的并網指導價是什么，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容和相關的測算列在下面：
廣東省補方案內容：
對省管海域內風電項目補貼，2022年和2023年繼續補貼兩年，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3500小時計算，20年經營期折合度電補貼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，鼓勵地方企業補貼，但地方企業補貼金額很少，必然倒逼企業轉向大容量機組，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降本，使得海風裝機成本在目前繼續下降40%以上，才能實現海風平價上網。
到這里，我們已經意識到，海風如果想實現平價上網，需要通過轉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，才有可能實現平價上網。
這無疑給現在的海上風電供應商提出了極高的挑戰。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，實現平價上網，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，需要根據風電場的風力特性，地形，季節，氣候等因素進行定制，難以大批量生產標準化產品，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基地的方式，貼近風電場需求方建設生產基地，這也導致風電建設成本被推升。
3、此前風電搶裝明顯，為應對突發的超額需求，各個風電主機廠都超額準備生產能力，這導致當前的產能利用率偏低。搶裝正在發生的時候，產能可以滿足需求，那么當強壯退潮進入常態化發展的時候，富裕產能導致利用率偏低，這同樣不利于降低成本。
風電行業現在面臨的主要矛盾是，中央補貼退出態度堅決，地方補貼態度曖昧，風電機組降本困難，難以大批量生產導致成本推升。在風電降本困難的情形下，如何應對即將到來的平價上網的挑戰，這是一個很費思量的問題。
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