盘点2015年风电行业关键词TOP6

    虽然2015年全年的风电新增装机数据仍未最终公布，但业内预计，突破2000万千瓦应该问题不大。事实上，今年对于风电行业最可喜的变化，并不是风电装机量的高速增长，而是从主管部门到业内企业将更多的精力和着力点放在解决行业顽疾，优化产业发展的问题上。这一从“量”到“质”的产业发展思路的转变，绘就的将是中国从“风电大国”到“风电强国”的演进道路。这一年，风头强劲的风电行业又有哪些关键词，本期带您逐一点击。

    一亿千瓦

    今年4月，国家能源局发布一季度全国风电并网运行情况显示，一季度，全国风电新增并网容量470万千瓦，到3月底，累计并网容量10107万千瓦，这正式标志着我国提前完成风电“十二五”并网装机一亿千瓦的规划目标。

    一亿千瓦对于中国风电来说的确是个里程碑。风电在中国起步于30多年前，但真正进入跨越式发展阶段却是近10来年的事。十年前的2005年，我国全国并网风电装机容量仅为106万千瓦。2009年并网风电装机容量突破1000万千瓦。2012年一举突破5000万千瓦，取代美国成为世界第一风电装机大国。这十年来，我们培育了全球最大规模的风电市场，形成了较为完整的产业体系，诞生出一批初具竞争力的知名企业。

    伴随风电产业高速发展，一系列问题也随之凸显：电网建设与风电产业发展极度不适，“弃风”问题越来越突出；风电布局不合理，分散式风电发展缓慢……伴随着这些问题，中国风电也一度从产业的巅峰坠入谷底，整个行业陷入寒冬。如今，经历十年高速发展，经历过高峰和低谷的中国风电产业又一次站在十字路口，从注重速度和规模向注重质量和效益转变。跨过一亿千瓦门槛的中国风电产业此时此刻更需要理性精神。

    庆幸的是，主管部门与业内企业对产业现状有了较为清醒的认识并形成了普遍的共识。在2015北京国际风能大会上，决策层已经传达出这样的信息：“十三五”期间将淡化风电装机目标，着力稳中求进，保持政策稳定性，帮助风电行业通过技术进步降低成本，提升自身的竞争力。

    弃风限电

    对于2015年来说，弃风限电这一现象既不是起点，也不是终点。但弃风限电给行业和企业带来的致命影响，让我们在这一年无法忽略它的存在。

    我国弃风限电情况从2010年左右开始显现，2012年达到高峰，当年弃风电量达208亿千瓦时，弃风率约17%。2013年开始出现好转，弃风率降至11%，2014年上半年更进一步降至8.5%。而今年上半年弃风率却大幅反弹，下半年在“三北”某些地区甚至有愈演愈烈之势。

    可以说，这些年为了解决弃风限电问题进行了不少探索。比如，建立风电场风电功率预报机制；比如，鼓励多种方式的就近消纳；再比如，加强中南、沿海等地区分散式的风电开发。然而，这一系列举措未能根本改变弃风限电时好时坏的现状。

    弃风限电折射出风电行业自身、风电和其他电源之间、风电和电网之间存在的诸多问题。弃风限电的背后则交织着复杂的各种因素。不可否认，目前导致弃风的一些根本性障碍并没有完全消除。但从更深的层次来看，风电消纳不仅是技术问题，更是利益分配问题。

    在新一轮电改的背景下，如何建立风电等清洁能源优先发电制度；如何建立适应风电等可再生能源大规模发展、促进可再生能源消纳的市场机制值得期待。

    电价下调

    风电上网标杆电价下调贯穿了2015年全年。上一次调价是2014年底，但其效应却是从2015年初显现出来。而这一次调价则是国家发改委12月22日正式发文明确的。

    2014年底下调陆上风电上网标杆电价，将第一类、二类、三类资源区风电标杆上网电价每千瓦时下调2分钱，第四类风资源区价格维持不变。而刚刚明确的新一轮调价方案则决定于2016年、2018年对陆上风电一类、二类、三类资源区分别降低2分钱、3分钱，四类资源区分别降低1分钱、2分钱。

    2009年制定上网标杆电价之初，我国每千瓦风电造价超过1万元，而现在一些企业的装机成本只有6000元左右。除了成本下降等客观因素，陆上风电电价调整传达出更深层的意思是，合理引导风电投资，提升风电产业竞争力，这也体现了电价调整与产业战略调整的密切配合。可以说，下调电价既是风电行业技术进步的结果，反过来也将进一步倒逼风电行业的技术创新。

    然而，上一轮电价下调引发了风电比较明显的“抢装”现象。此轮最新调价，则倾向于未来5年，如何逐步提升整个陆上风电的整体竞争力。明确今后较长时期的调价幅度，对于风电产业发展无疑是有益的。风电开发商包括整机商，这样就能知道每年的成本要降到什么程度，来适应当年的电价水平，从而有一个长远的规划。

    海上风电

    按照规划，到今年底，我国将建成500万千瓦海上风电，但实际上，我们只完成了1/10左右。现实和理想有着不小的差距。海上风电发展的滞后可以说是风电产业发展的痛点之一。

    从技术方面讲，目前我国海上风电仍处于起步阶段，海上风电基本上还没有形成一套独立的设计方法和检测、安装、运行、维护体系，海上风电产业体系有待进一步健全。虽然国内诸多企业都在进行海上风电的技术储备，但并没有建立起与海上风电需求相匹配的核心技术能力和产业竞争实力。我国5兆瓦以上的大容量机组在制造方面还处于少量试运行阶段。

    从管理方面讲，海上风电项目涉及审批部门多，因此界定各部门的权力范围、协调各部门之间的利益关系、规范各部门的审批是推进海上风电发展的一大难题。

    而更重要的方面则在于经济性。陆上风电每千瓦造价约为7000-8000元，海上风电造价达到每千瓦16000元，几乎是陆上风电造价的2倍，但海上风电的标杆电价并没有达到陆上风电电价的2倍，考虑到海上风电的经营风险更大，对于项目投资而言，目前海上风电的标杆电价水平的吸引力还不太大。

    海上风电面临着挑战，也孕育着机遇。随着技术的成熟、相关管理制度和电价政策的完善，海上风电仍被业内看作是充满希望的“蓝海”。

    民企淘金

    “十二五”风电第五批拟核准项目中，民营企业的项目容量占比已达到10.7%，超过地方国有企业和部分央企。这就像是个信号，宣告民营风电在2015年的崛起。

    据预测，未来5年风电投资需求达1.12万亿元。然而，随着民营风电投资商比例上升，在给风电领域带来生机的同时，也遭遇着融资难题的困扰。

    由于风电行业的特殊性，无论是风电设备制造还是风场建设都需要巨大的资金投入，国有电力企业凭借良好的背景而拥有强大的融资能力，形成良性循环。但民营企业由于自身在资金和技术上的不足，未来面临巨大竞争压力，很多风电民营企业目前处境比较尴尬。

    目前，建设一个10万千瓦的风电场，需投资大约7-7.5亿元，设备投入占一半略多，收回全部投资需要8年左右时间。风电虽然属国家鼓励发展的产业，但贷款期相对较短，而且缺乏优惠信贷政策支持，金融机构对风电项目的贷款一般要有第三方进行连带责任担保，使风电企业融资更加困难。

    不可否认，风电融资难与风电行业自身存在的一些问题也密切相关。例如弃风限电、安全生产风险等，使得金融机构提高了对风电借贷的审核标准。与此同时，风电行业在开展第三方认证，以及和保险业务结合方面也都刚刚起步。这使得金融机构难以对风电行业的借贷风险进行把控。在这种状况下，民营风电希望获得融资，难度可想而知。

    民营风电的融资难问题，让我们自然联想到光伏融资问题。作为民营资本活跃的光伏产业多年前就遭遇了融资难题，近年来在各方协作努力下，光伏融资难题正在逐步化解。光伏行业的成功经验能否让风电产业少走弯路？

    运维市场

    从国内的华锐风电筹备建立专业的运维公司，到跨国巨头维斯塔斯收购北美最大风电运维服务公司，这一年，不少风电企业都把运维作为发力点。2015年，也因此成为不少风电企业从单纯制造向制造、运维、服务一体过渡的转型之年。

    伴随我国风电历经多年高速增长，大批的风电机组正逐渐走出质保期，对于风电场投资者而言，如何有效地通过运维手段以提高风电场运营效益正变得越来越重要。风电后市场开始显现出风起云涌之势，有预测认为，到2020年风电服务市场累计总量可高达千亿元。

    纵观国内风电运维服务市场，正呈现三足鼎立之势，一种是业主单位成立、专门负责服务的子公司，如协合运维；一种是隶属于整机制造商，如天源科创；还有一种是独立的第三方服务公司，如优利康达。

    整体而言，目前的风电运维服务市场仍是“救火式”的故障修复，头痛医头、脚痛医脚；谁家配套的谁家修；缺乏规范、没有系统性的故障分析。但可以断言，今后几年，必将过渡到状态检修，即设备的健康管理阶段。通过技术监测系统收集各种参数，对这些参数进行大数据分析，最终诊断出风机的健康状况，并提前预判风机可能出现的问题。在此基础上，制定出有针对性的运维策略。

    从另一方面来看，运维也不再仅仅是简单地维修和排故，而应是以实现单台风机和整个风电场的价值最大化为目标，通过搭建完整的体系，去提升整个风电场的效率。

    目前来看，天源科创、中能联创等一批国内风电服务公司虽然抢占了先机，但或体量较小，或处于制造商的附属。不过，谁又敢说，这些处于襁褓中的运维服务企业，假以时日，不会成长为风电领域的下一个巨头呢？<