一、風電有望成為可再生能源利用增量主力軍
1.可再生能源將延續未來發展方向地位
可再生能源是自然界可以循環再生、用之不竭的能源，例如水能、風能、太陽能、生物質能等等，由於全球氣候變暖，碳排放量屢創新高，溫室效應正悄然影響著人們的生存環境，已引起世界各國的重視。
我國一直秉持人類命運共同體理念，積極推動中國為達成應對氣候變化《巴黎協定》做出重要貢獻，今年12月份剛剛舉辦的氣候雄心峰會上提出我國的一系列新舉措，「非化石能源佔一次能源消費比重將達到25%左右，風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上」，再加上單位國內生產總值二氧化碳排放下降和森林蓄積量約束性要求協同發揮作用。因此，從能源安全或可持續發展的角度來看，大力發展可再生能源將成為未來我國能源領域一項不可忽視的舉措。
2.電源結構優化，風電潛力較大
受政策導向影響，「十三五」期間，我國可再生能源發電佔比穩步提升。根據國家統計局數據，2019年全國規模以上電廠發電量7.14萬億千瓦時，其中火電佔比72%，水能、風能、核能和太陽能等可再生能源發電佔比分別為16%、5%、5%和2%，同比增長分別為4.8%、7.0%、18.3%、13.3%。
在上述可再生能源中，水電作為傳統可再生能源已相對成熟，且受基本固定的水源地影響，兼具經濟性的開發空間有限；核電考慮到核廢料處理安全性，暫未開展大規模應用；風電和太陽能發電潛力較大，太陽能發電在過去十年雖然成本下降達89%，但集中式地面電站已基本無地可用，分布式光伏電站管理不便，預計增速可能趨緩；相比之下，風電搶裝潮接近尾聲，行業市場趨於成熟，並從「三北」地區延伸至中東南部、從陸上風電延伸至海上風電，呈現出穩定發展的態勢，有望成為近年最有增長潛力的電源。
3.風電市場經濟性持續提升
經過多年的發展，風電行業在經濟性上有了明顯的提升。從全球範圍來看，根據競拍和購電協議(PPA) 數據，近十年，陸上和海上風電成本分別下降了40%和29%，2019年分別降至0.053美元/千瓦時和0.115美元/千瓦時。國際可再生能源署還預測，2030年新投運的風電加權平均度電成本約為0.03-0.05美元/千瓦時，2050年進一步降至0.02-0.03美元/千瓦時，下降比例非常可觀。
基於近年設備國產化率提高、經驗提升等因素影響，我國「十三五」期間風電場造價成本也呈現出快速下降的特徵。據統計，2019年我國陸上風電單位造價成本較2011年下降了27%，達到6500元/千瓦時，「三北」地區度電成本已經從1元以上/千瓦時下降到0.2元/千瓦時左右，中東南部也下降到0.3-0.35元/千瓦時左右。甚至市場有信心到2023年，「三北」高風速地區的度電成本可以實現0.1元/千瓦時。未來依託資源和市場，可能產生更多具備平價條件的地區。
4.風電市場待開發空間較大
從往期的發展情況看，截至2019年底，我國風電累計裝機規模已連續九年位居全球第一，全國新增併網裝機2574萬千瓦（其中陸上風電新增裝機2376萬千瓦、海上風電新增裝機198萬千瓦），當年投資也較上年增長82%；而平均棄風率已從2011年的16.23%下降到4%，全國風電平均利用小時數2082小時,雲南（2808小時）、福建（2639小時）、四川（2553小時）等部分地區已達到2500小時以上，上升明顯。從後期的開發潛力看，今年10月剛剛籤署並發布的《風能北京宣言》倡議「十四五」期間，保證風電年均新增裝機5000萬千瓦以上，增速將遠大於前期發展水平。同時伴隨著紅六省[1]的逐步放開、海上風電技術的進一步突破，風電市場大規模開發的價值也將逐步顯現。
二、風電政策引導行業進入全面平價時代
我國風力發電在定價方面大致經歷了固定（標杆）電價補貼模式、部分市場化競價模式和平價（低價）模式等幾個階段，在補貼時代，風電上網電價包含兩部分，一部分由當地電網公司結算，高出部分由國家可再生能源發展基金予以補貼。
儘管自2006年開始，國家發改委已將可再生能源發展基金徵收標準從0.1分/千瓦時提高了19倍至1.9分/千瓦時，但統計數據顯示，到2020年底，基金補貼缺口將突破3000億元，且暫不具備通過提高基金徵收標準來解決缺口的條件，最終仍然需要交給市場進行完善。
1.明確可再生能源補貼風電產業總量
保障性政策只能解決新興產業初期的問題，而良性可持續的發展必然需要逐步從激勵與補償機制過渡到市場主導的調節機制。2019年5月開始，國家發改委等多部委陸續發文要求自2021年1月1日開始，新核准的陸上風電項目全面實現平價上網[2]；明確了海上風電的補貼時限，並鼓勵存量項目轉平價[3]；建立了按項目「全生命周期合理利用小時數」停止補貼機制[4]，即風電項目一旦達到「全生命周期合理利用小時數」或是併網滿20年兩項條件之一者，就不再享受中央財政補貼資金，同時還對補貼電量計算公式、補貼標準、加強項目核查等細項都作出了細化規定，可再生能源發展基金補貼風電產業的資金將基本收口。
2.多數項目補貼年限或將提前
年利用小時數，是指一定時期內一個地區平均發電設備容量在滿負荷運行條件下的運行小時數，更能直觀反映該地區發電設備利用率和電力供需形勢。以2019年併網運行的項目年平均利用小時數測算[5]，僅九個地區全生命周期小時數下的補貼年限高於20年，大部分項目會早於20年達到補貼電量上限，詳見圖1。因此「全生命周期合理利用小時數」的新政對存量風電項目補貼影響較小，而且可以推動企業提升設備利用效率儘早領完補貼，將未來收益提前變現。
圖1：2019年實際利用小時數推算全生命周期小時數下的補貼年限
3.平價項目指向更穩定、廣泛的發展趨勢
早在2017年，國家能源局就公布了國內第一批風電平價上網示範項目清單，涉及五省13個項目，總規模70.7萬千瓦，示範項目的上網電價按當地燃煤標杆電價執行，所發電量不核發綠色電力證書，在本地電網範圍內消納。其中由中核匯能有限公司建設的黑崖子50兆瓦風電示範項目已於2019年年中完成併網發電，成為國內首個風電平價上網示範項目中併網發電的項目。
從2019年和2020年國家發改委、能源局陸續公布的兩批風電平價上網項目清單來看，其主要特點表現為：一是電網消納能力受關注。2020年21省（自治區、直轄市）和新疆生產建設兵團共上報的2664.67萬千瓦平價風電項目中，僅公布了已落實電網接網消納意見的項目1139.67萬千瓦，不足申報規模的一半；二是平均裝機容量基本保持不變。2019年清單項目共56個，平均單個項目裝機容量約8萬千瓦；2020年清單項目共158個，平均單個項目裝機容量約7萬千瓦，基本與上年持平；三是平價項目區域更加廣泛，由2019年的10個省市（自治區、直轄市）增加到2020年的18個，且呈現出向我國中東部發展的趨勢（詳見圖2）,主要原因為風機大型化和技術進步，使低風速區域開發的經濟性提升。
圖2：兩批平價上網清單裝機容量情況表
三、平價導向下多方要素支持風電市場運營效率提升
近兩年我國對發展清潔能源的多角度、多層次政策完善，有利於引導行業朝著理性健康的趨勢進行發展，尤其是「全生命周期利用小時數」及相關規定，或將正式為風電行業補貼時代畫上句號，總體來看，對社會各方均具有深遠和積極的影響。
1.政府端：規劃明確併合理統籌
根據財政部今年6月公布的《2020年中央財政預算》顯示，今年可再生能源電價附加收入和支出預算均呈現不同程度增長。其中，風電補助預算356.85億元，為上年執行數的96.8%。「全生命周期利用小時數」新規出臺，標誌著可再生能源政策成熟度的進一步提升。通過對補貼總額的控制，明確了可再生能源基金缺口，可在總額範圍內進行更合理分配，有效平衡各類可再生能源間的資金支持。
2.市場端：行業主體集中度更高
我國風電運營商主要包括大型央企電力集團、國有能源企業以及其他民營和外資企業等。隨著補貼退坡的趨勢加強，對企業的精細化和專業化管理要求也愈發提高，產業鏈將面臨進一步整合、淘汰，因此相應的頭部效應更加明顯，2019年國內開發商前十名合計份額已經從2016年的59%提升到75%。2019年風電市場公開招標數據顯示，國家電投、華能集團、中廣核三家企業總招標量佔比已達40%。
3.企業端：確權改善融資難度
由於風電項目普遍具有前期投入高、項目回收期長等特點，因此在一定的技術條件下，其核心競爭要素主要體現在資本金的運作、融資能力和成本上，非常考驗企業自身運營能力。國家對非水可再生能源補貼總額和期限的控制與確認，將使發電企業相應的應收帳款得到明確確權，支持企業更合理的運用各類融資工具進行資金的籌措和安排；也使資本市場看到了風電市場未來的投資空間和投資價值。
四、多角度協同推動風電行業穩健發展
1.政府傳遞即期與中遠期兼顧的穩定政策預期
以往電價政策的調整多數會引發行業搶裝熱潮，以及搶裝後的萎縮，主要原因還是缺乏可持續的發展政策。在「碳中和」的遠期目標框架下，「十四五」規劃將直接影響行業中期發展態勢。風電產業能否平穩良好的運行，需要國家層面統籌協調國土規劃、土地成本、稅費成本以及併網、消納、儲能等一系列條件，同時權衡用電區域和產電區域分布特點，因地制宜進一步完善水、風、光、核、煤等各類資源協同互補方案，從而形成能源轉型的中堅支持力量和重要抓手。
2.企業將ESG理念納入風電融資流程管理
可再生能源的規模化發展是實現能源轉型的重要突破，相應的金融支持則是清潔綠色發展不可或缺的重要保障。我國ESG還處於初級階段，多數投資者盲目追求經濟收益，卻忽視了環境與社會風險項下的隱性成本。
在債市風險事件頻發的今天，「信用與責任」才是衡量合格被投資者的基礎，隨著資本市場上市公司環境與社會信息披露從鼓勵性到強制性的邁進，ESG作為衡量可持續發展的重要指標，建議全面納入企業融資綜合考評全過程管理，從而引導企業注重環境效益成本，吸引社會各界資本更多的投向可持續綠色低碳領域。
3.金融機構合理配置金融產品加大產業支持
資金成本的上升直接關係著企業的內部收益水平，能否利用自身優勢獲得較低成本的資金可能是未來風電企業淘汰整合的關鍵。大型能源及電力集團等優質企業可以通過發行綠色債券等途徑獲取低成本、多渠道資金；民營企業多數是設備製造等廠商，可以進行上下遊產業延伸，可充分發揮產業鏈優勢來降低融資成本；各類企業還可利用資產證券化等方式提高資產利用效率，優化報表結構，緩解資金佔用壓力。
同時，各地政府應充分發揮綠色金融委員會辦公室等相關職能部門優勢，推動銀企合作交流，在財稅等方面給予適當的優惠政策，通過專業化機制撬動更多社會資本投入。
4.綠證交易市場的常態化交易需進一步激活
綠證是國家對發電企業每兆瓦時非水可再生能源上網電量頒發的憑證。我國自2017年開始在全國範圍內試行綠證交易，2018年調整為可再生能源電力消納責任權重，2019年基本形成了可再生能源「消納責任權重」和「綠證」相結合的體系，但由於市場仍未脫離補貼、價格偏高等機制問題，交易規模的情況卻不甚理想，多數認購動因只是出於對綠色電力的榮譽和責任。
今年國家部委下發的多份文件再次強調了綠證的作用，以後對於超過全生命周期補貼電量部分，將完全通過綠證進行交易，從而為企業提供更多的利潤。與此同時，市場也需要更多的配套激勵機制將其真正的形成常態化交易結構，並促進以綠證價值評估為基礎資產的綠色權益融資，進一步激發市場活力。
總體來看，風電平價上網是可再生能源發展樣本中的先行代表和必經過程，市場化低價上網才是終極目標。在補貼退坡的趨勢下，企業需要運用自身優勢，準確把握政策方向，選擇金融工具努力提升項目運營經濟性，從而在能源轉型的浪潮中行穩致遠。
[1] 紅六省是指2017年國家能源局將內蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆（含兵團）等棄風限電較為嚴重的六省（區）列為風電開發建設紅色預警區域。
[2] 《關於完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號）
[3] 2020年1月財政部、發展改革委、國家能源局印發的《關於促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》（財建〔2020〕4號）
[4] 2020年10月以上三部委又發布了《<關於促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見>有關事項的補充通知》（財建〔2020〕426號）
[5] 為便於統計，部分省市資源區分類不同的，按照較高的類別計算；全生命周期合理利用小時數全部用陸上風電計算。
（ 本文作者：興業銀行總行綠色金融部 楊曉曦 程鋒）