风电狂欢下的隐忧
2021年1月19日，国家能源局公布2020年风电新增装机数字为71.67GW，这个数字远超预期。就在此前不久，中电联统计的2020年1-11月风电新增装机才只有24.6GW。这意味着在2020年12月，我们用了1个月的时间完成47.1GW的新增装机！
受风电抢装的影响，一批上市公司披露了业绩大幅度增长的业绩预告。
新强联1月21日公告，公司预计2020年度归属于上市公司股东的净利润为4.05亿元至4.45亿元，比上年同期上升305.69%至345.76%。作为我国风电主轴轴承核心供应商，公司提前投入募投产能以应对风电抢装。
泰胜风能1月22日公告，预计2020年全年净利润为3.23亿-3.69亿元，同比增长110%-140%。公司预计报告期内海上风电业务板块收入较上年度有超过85%的增长，同时预计毛利率较上年度有较大改善。该业务板块盈利能力提升是公司本期业绩增长的驱动因素之一。
1月28日，时代新材发布2020年度业绩预增公告，实现归属于上市公司股东的净利润预计3.20亿元左右，与上年同期（法定披露数据）相比，将增加2.66亿元左右，同比增长494%左右。受节点并网政策的影响，2020年公司风电板块销售收入较上年同期大幅增长。同时，公司推进风电板块产品结构升级，优化产能布局与客户结构，2020年公司风电板块经营利润较上年同期大幅增长。
1月28日，明阳智能预计2020年年度实现归属于上市公司股东的净利润为11.8亿元到13.8亿元，同比增加65.60%到93.67%。业绩预增原因是，受国家发展和改革委员会发布的《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号）政策影响，2020年1-12月风电行业整体保持快速发展态势，公司在手订单增加及公司风机交付规模上升导致公司营业收入增加。
到这里我们就注意到风电抢装的来源还是政策因素，亦即发改委2019年882号文。
发改委882号文的相关内容
文件全称：《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号）
该文件2019年5月21日发布，2019年7月1日起执行
关于陆上风电上网电价
将陆上风电标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。
2019年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价，下同）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。
参与分布式市场化交易的分散式风电上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴。不参与分布式市场化交易的分散式风电项目，执行项目所在资源区指导价。
2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。
关于海上风电上网电价
将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。
2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。
新核准潮间带风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。
对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。
其他事项：
风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。
风电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存相关发电项目上网交易电量、上网电价和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查，并于每月10日前将相关数据报送至国家可再生能源信息管理中心。
历史上的风电上网电价的记录如下图所示：
上面的文件简单说，就是陆风2020年底是时间节点，之前并网有补贴，之后并网没有补贴；海风要晚一年，2021年底前并网有补贴，到2022年海风按2022年的并网指导价执行。陆风停止补贴已经没有争议，现在的问题就是2022年海风的并网指导价是什么，有没有提供操作的空间？
这个问题实际上在2020年1月3日财政部可再生能源领域的通气会上已经有了答案。2020年1月3日，财政部组织召开了一次可再生能源领域的通气会，宣布2021年之后将取消海上风电国家补贴。
国家补贴退出已成定局，而地方的省级补贴又是杯水车薪。2021年，广东省出台省补方案。我把省补方案的具体内容和相关的测算列在下面：
广东省补方案内容：
对省管海域内风电项目补贴，2022年和2023年继续补贴两年，2024年不再补贴。
2022年每千瓦补贴1500元，2023年每千瓦补贴1000元
补贴项目总装机容量不超过4.5GW，其中2022年补贴容量不超过2.1GW。
十四五期间安排6GW海风厂址，如期并网则每GW奖励1亿。
省补方案的相关测算：
补贴最大金额测算为55.5亿元，加上奖励金合计为61.5亿元财政支出
按广东省的利用小时数3500小时计算，20年经营期折合度电补贴0.02元+
广东省标杆燃煤电价0.453元/kwh，补贴后折合为0.48元/kwh
实际的风电成本测算：
假定容量40万kw，平均风速8.2米/秒，离岸距离28km，水深45米，年等效小时3300小时，投资成本为18000元/kw，运营成本含大部件约397元/kw。在项目全回报率为8%的条件下，测算支撑电价为0.72元/小时。这意味着广东补贴杯水车薪。
目前近海风电项目成本1.4-1.9万元/千瓦，比2010年降低20%。通过大量应用8MW、10MW机型，有望继续降本，预期降本40%+。0.72*（1-40%）=0.432元，接近燃煤标杆电价。
政策梳理的看法：
中央财政停止补贴，鼓励地方企业补贴，但地方企业补贴金额很少，必然倒逼企业转向大容量机组，中小容量机组在未来必然逐步退出。
8MW和10MW以上机组在未来需要继续降本，使得海风装机成本在目前继续下降40%以上，才能实现海风平价上网。
到这里，我们已经意识到，海风如果想实现平价上网，需要通过转型为大功率机组等方式降低成本，而且要比当前的成本降低40%以上，才有可能实现平价上网。
这无疑给现在的海上风电供应商提出了极高的挑战。风电能否复制光伏的路径，在补贴退出后，通过降本增效的方式，实现平价上网，是决定了未来风电是否有新机会的关键。
从我目前搜集到的资料显示，风电行业的降本难度远大于光伏，原因有以下几条，愿与方家商榷：
1、风电机组定制化程度高，需要根据风电场的风力特性，地形，季节，气候等因素进行定制，难以大批量生产标准化产品，定制属性强导致降本困难。
2、风电机组、叶片运输困难，主力风电供应商采取多地建设生产基地的方式，贴近风电场需求方建设生产基地，这也导致风电建设成本被推升。
3、此前风电抢装明显，为应对突发的超额需求，各个风电主机厂都超额准备生产能力，这导致当前的产能利用率偏低。抢装正在发生的时候，产能可以满足需求，那么当强壮退潮进入常态化发展的时候，富裕产能导致利用率偏低，这同样不利于降低成本。
风电行业现在面临的主要矛盾是，中央补贴退出态度坚决，地方补贴态度暧昧，风电机组降本困难，难以大批量生产导致成本推升。在风电降本困难的情形下，如何应对即将到来的平价上网的挑战，这是一个很费思量的问题。
