一、风电有望成为可再生能源利用增量主力军 

1.可再生能源将延续未来发展方向地位 

可再生能源是自然界可以循环再生、用之不竭的能源，例如水能、风能、太阳能、生物质能等等，由于全球气候变暖，碳排放量屡创新高，温室效应正悄然影响着人们的生存环境，已引起世界各国的重视。 

我国一直秉持人类命运共同体理念，积极推动中国为达成应对气候变化《巴黎协定》做出重要贡献，今年12月份刚刚举办的气候雄心峰会上提出我国的一系列新举措，“非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”，再加上单位国内生产总值二氧化碳排放下降和森林蓄积量约束性要求协同发挥作用。因此，从能源安全或可持续发展的角度来看，大力发展可再生能源将成为未来我国能源领域一项不可忽视的举措。 

2.电源结构优化，风电潜力较大 

受政策导向影响，“十三五”期间，我国可再生能源发电占比稳步提升。根据国家统计局数据，2019年全国规模以上电厂发电量7.14万亿千瓦时，其中火电占比72%，水能、风能、核能和太阳能等可再生能源发电占比分别为16%、5%、5%和2%，同比增长分别为4.8%、7.0%、18.3%、13.3%。 

在上述可再生能源中，水电作为传统可再生能源已相对成熟，且受基本固定的水源地影响，兼具经济性的开发空间有限；核电考虑到核废料处理安全性，暂未开展大规模应用；风电和太阳能发电潜力较大，太阳能发电在过去十年虽然成本下降达89%，但集中式地面电站已基本无地可用，分布式光伏电站管理不便，预计增速可能趋缓；相比之下，风电抢装潮接近尾声，行业市场趋于成熟，并从“三北”地区延伸至中东南部、从陆上风电延伸至海上风电，呈现出稳定发展的态势，有望成为近年最有增长潜力的电源。 

3.风电市场经济性持续提升 

经过多年的发展，风电行业在经济性上有了明显的提升。从全球范围来看，根据竞拍和购电协议(PPA) 数据，近十年，陆上和海上风电成本分别下降了40%和29%，2019年分别降至0.053美元/千瓦时和0.115美元/千瓦时。国际可再生能源署还预测，2030年新投运的风电加权平均度电成本约为0.03-0.05美元/千瓦时，2050年进一步降至0.02-0.03美元/千瓦时，下降比例非常可观。 

基于近年设备国产化率提高、经验提升等因素影响，我国“十三五”期间风电场造价成本也呈现出快速下降的特征。据统计，2019年我国陆上风电单位造价成本较2011年下降了27%，达到6500元/千瓦时，“三北”地区度电成本已经从1元以上/千瓦时下降到0.2元/千瓦时左右，中东南部也下降到0.3-0.35元/千瓦时左右。甚至市场有信心到2023年，“三北”高风速地区的度电成本可以实现0.1元/千瓦时。未来依托资源和市场，可能产生更多具备平价条件的地区。 

4.风电市场待开发空间较大 

从往期的发展情况看，截至2019年底，我国风电累计装机规模已连续九年位居全球第一，全国新增并网装机2574万千瓦（其中陆上风电新增装机2376万千瓦、海上风电新增装机198万千瓦），当年投资也较上年增长82%；而平均弃风率已从2011年的16.23%下降到4%，全国风电平均利用小时数2082小时,云南（2808小时）、福建（2639小时）、四川（2553小时）等部分地区已达到2500小时以上，上升明显。从后期的开发潜力看，今年10月刚刚签署并发布的《风能北京宣言》倡议“十四五”期间，保证风电年均新增装机5000万千瓦以上，增速将远大于前期发展水平。同时伴随着红六省[1]的逐步放开、海上风电技术的进一步突破，风电市场大规模开发的价值也将逐步显现。 

二、风电政策引导行业进入全面平价时代 

我国风力发电在定价方面大致经历了固定（标杆）电价补贴模式、部分市场化竞价模式和平价（低价）模式等几个阶段，在补贴时代，风电上网电价包含两部分，一部分由当地电网公司结算，高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。 

尽管自2006年开始，国家发改委已将可再生能源发展基金征收标准从0.1分/千瓦时提高了19倍至1.9分/千瓦时，但统计数据显示，到2020年底，基金补贴缺口将突破3000亿元，且暂不具备通过提高基金征收标准来解决缺口的条件，最终仍然需要交给市场进行完善。 

1.明确可再生能源补贴风电产业总量 

保障性政策只能解决新兴产业初期的问题，而良性可持续的发展必然需要逐步从激励与补偿机制过渡到市场主导的调节机制。2019年5月开始，国家发改委等多部委陆续发文要求自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[2]；明确了海上风电的补贴时限，并鼓励存量项目转平价[3]；建立了按项目“全生命周期合理利用小时数”停止补贴机制[4]，即风电项目一旦达到“全生命周期合理利用小时数”或是并网满20年两项条件之一者，就不再享受中央财政补贴资金，同时还对补贴电量计算公式、补贴标准、加强项目核查等细项都作出了细化规定，可再生能源发展基金补贴风电产业的资金将基本收口。 

2.多数项目补贴年限或将提前 

年利用小时数，是指一定时期内一个地区平均发电设备容量在满负荷运行条件下的运行小时数，更能直观反映该地区发电设备利用率和电力供需形势。以2019年并网运行的项目年平均利用小时数测算[5]，仅九个地区全生命周期小时数下的补贴年限高于20年，大部分项目会早于20年达到补贴电量上限，详见图1。因此“全生命周期合理利用小时数”的新政对存量风电项目补贴影响较小，而且可以推动企业提升设备利用效率尽早领完补贴，将未来收益提前变现。

图1：2019年实际利用小时数推算全生命周期小时数下的补贴年限 

3.平价项目指向更稳定、广泛的发展趋势 

早在2017年，国家能源局就公布了国内第一批风电平价上网示范项目清单，涉及五省13个项目，总规模70.7万千瓦，示范项目的上网电价按当地燃煤标杆电价执行，所发电量不核发绿色电力证书，在本地电网范围内消纳。其中由中核汇能有限公司建设的黑崖子50兆瓦风电示范项目已于2019年年中完成并网发电，成为国内首个风电平价上网示范项目中并网发电的项目。 

从2019年和2020年国家发改委、能源局陆续公布的两批风电平价上网项目清单来看，其主要特点表现为：一是电网消纳能力受关注。2020年21省（自治区、直辖市）和新疆生产建设兵团共上报的2664.67万千瓦平价风电项目中，仅公布了已落实电网接网消纳意见的项目1139.67万千瓦，不足申报规模的一半；二是平均装机容量基本保持不变。2019年清单项目共56个，平均单个项目装机容量约8万千瓦；2020年清单项目共158个，平均单个项目装机容量约7万千瓦，基本与上年持平；三是平价项目区域更加广泛，由2019年的10个省市（自治区、直辖市）增加到2020年的18个，且呈现出向我国中东部发展的趋势（详见图2）,主要原因为风机大型化和技术进步，使低风速区域开发的经济性提升。

图2：两批平价上网清单装机容量情况表 

三、平价导向下多方要素支持风电市场运营效率提升 

近两年我国对发展清洁能源的多角度、多层次政策完善，有利于引导行业朝着理性健康的趋势进行发展，尤其是“全生命周期利用小时数”及相关规定，或将正式为风电行业补贴时代画上句号，总体来看，对社会各方均具有深远和积极的影响。 

1.政府端：规划明确并合理统筹 

根据财政部今年6月公布的《2020年中央财政预算》显示，今年可再生能源电价附加收入和支出预算均呈现不同程度增长。其中，风电补助预算356.85亿元，为上年执行数的96.8%。“全生命周期利用小时数”新规出台，标志着可再生能源政策成熟度的进一步提升。通过对补贴总额的控制，明确了可再生能源基金缺口，可在总额范围内进行更合理分配，有效平衡各类可再生能源间的资金支持。 

2.市场端：行业主体集中度更高 

我国风电运营商主要包括大型央企电力集团、国有能源企业以及其他民营和外资企业等。随着补贴退坡的趋势加强，对企业的精细化和专业化管理要求也愈发提高，产业链将面临进一步整合、淘汰，因此相应的头部效应更加明显，2019年国内开发商前十名合计份额已经从2016年的59%提升到75%。2019年风电市场公开招标数据显示，国家电投、华能集团、中广核三家企业总招标量占比已达40%。 

3.企业端：确权改善融资难度 

由于风电项目普遍具有前期投入高、项目回收期长等特点，因此在一定的技术条件下，其核心竞争要素主要体现在资本金的运作、融资能力和成本上，非常考验企业自身运营能力。国家对非水可再生能源补贴总额和期限的控制与确认，将使发电企业相应的应收账款得到明确确权，支持企业更合理的运用各类融资工具进行资金的筹措和安排；也使资本市场看到了风电市场未来的投资空间和投资价值。 

四、多角度协同推动风电行业稳健发展 

1.政府传递即期与中远期兼顾的稳定政策预期 

以往电价政策的调整多数会引发行业抢装热潮，以及抢装后的萎缩，主要原因还是缺乏可持续的发展政策。在“碳中和”的远期目标框架下，“十四五”规划将直接影响行业中期发展态势。风电产业能否平稳良好的运行，需要国家层面统筹协调国土规划、土地成本、税费成本以及并网、消纳、储能等一系列条件，同时权衡用电区域和产电区域分布特点，因地制宜进一步完善水、风、光、核、煤等各类资源协同互补方案，从而形成能源转型的中坚支持力量和重要抓手。 

2.企业将ESG理念纳入风电融资流程管理 

可再生能源的规模化发展是实现能源转型的重要突破，相应的金融支持则是清洁绿色发展不可或缺的重要保障。我国ESG还处于初级阶段，多数投资者盲目追求经济收益，却忽视了环境与社会风险项下的隐性成本。 

在债市风险事件频发的今天，“信用与责任”才是衡量合格被投资者的基础，随着资本市场上市公司环境与社会信息披露从鼓励性到强制性的迈进，ESG作为衡量可持续发展的重要指标，建议全面纳入企业融资综合考评全过程管理，从而引导企业注重环境效益成本，吸引社会各界资本更多的投向可持续绿色低碳领域。 

3.金融机构合理配置金融产品加大产业支持 

资金成本的上升直接关系着企业的内部收益水平，能否利用自身优势获得较低成本的资金可能是未来风电企业淘汰整合的关键。大型能源及电力集团等优质企业可以通过发行绿色债券等途径获取低成本、多渠道资金；民营企业多数是设备制造等厂商，可以进行上下游产业延伸，可充分发挥产业链优势来降低融资成本；各类企业还可利用资产证券化等方式提高资产利用效率，优化报表结构，缓解资金占用压力。 

同时，各地政府应充分发挥绿色金融委员会办公室等相关职能部门优势，推动银企合作交流，在财税等方面给予适当的优惠政策，通过专业化机制撬动更多社会资本投入。 

4.绿证交易市场的常态化交易需进一步激活 

绿证是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的凭证。我国自2017年开始在全国范围内试行绿证交易，2018年调整为可再生能源电力消纳责任权重，2019年基本形成了可再生能源“消纳责任权重”和“绿证”相结合的体系，但由于市场仍未脱离补贴、价格偏高等机制问题，交易规模的情况却不甚理想，多数认购动因只是出于对绿色电力的荣誉和责任。 

今年国家部委下发的多份文件再次强调了绿证的作用，以后对于超过全生命周期补贴电量部分，将完全通过绿证进行交易，从而为企业提供更多的利润。与此同时，市场也需要更多的配套激励机制将其真正的形成常态化交易结构，并促进以绿证价值评估为基础资产的绿色权益融资，进一步激发市场活力。 

总体来看，风电平价上网是可再生能源发展样本中的先行代表和必经过程，市场化低价上网才是终极目标。在补贴退坡的趋势下，企业需要运用自身优势，准确把握政策方向，选择金融工具努力提升项目运营经济性，从而在能源转型的浪潮中行稳致远。

[1] 红六省是指2017年国家能源局将内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兵团）等弃风限电较为严重的六省（区）列为风电开发建设红色预警区域。 

[2] 《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号） 

[3] 2020年1月财政部、发展改革委、国家能源局印发的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号） 

[4] 2020年10月以上三部委又发布了《<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号） 

[5] 为便于统计，部分省市资源区分类不同的，按照较高的类别计算；全生命周期合理利用小时数全部用陆上风电计算。

（ 本文作者：兴业银行总行绿色金融部 杨晓曦 程锋）