“我們對中國風電市場的發展情況持樂觀態度。短期來看，今年開始進入‘調整期’，市場重心南移。”MAKE市場分析師孫文軒在接受記者采訪時表示，預計2016年我國風電新增并網容量同比將減少23%，主要由于部分吊裝及在建項目已經包含在了2015年的并網數據當中。隨著風電利好政策的落地以及電網投資的推進，新增并網容量將在2016年以后穩中有進，并于2018年超過當年新增吊裝容量。
長期發展重心將回歸“三北”地區
《報告》預計，未來10年我國風電將保持年均新增吊裝容量2550萬千瓦，并在2025年達到累計吊裝容量3.937億千瓦。受到2014到2015年搶裝的影響，2016年新增吊裝容量將同比下降8%。在2016年第一輪和2018年第二輪陸上風電 上網電價下調全面貫徹實施以后，2019~2021年的新增吊裝容量相比2016~2018年將有一定下降。
根據國家能源局下達的《2016年全國風電開發建設方案的通知》，2016年全國風電開發建設總規模為3083萬千瓦。從今年一季度的情況來看，要完成該指標難度較大。來自國家能源局的統計顯示，今年一季度全國新增并網裝機容量533萬千瓦，同比增長13%。
對此，孫文軒告訴記者，指標和實際并網量是兩個概念，過去幾年風電指標的發放和實際的并網量之間就存在著一些差距?？紤]到目前行業限電、補貼拖延等因素，預計今年我國風電新增市場將有所回落。
此外，考慮到去年吉林、黑龍江、內蒙古、甘肅、寧夏、新疆（含兵團）等省（區）棄風限電情況，暫不安排新增項目建設規模。這意味著，今年指標發放量較多的地區為中東部省份。孫文軒分析，指標發向這些地區將導致其最終的完成概率可能較為有限。
《報告》指出，我國風電市場在2016年進入“調整期”，短期內市場重心南移，但后期的發展重心或將重新回到 “三北”地區。
記者了解到，第一輪陸上風電上網電價下調于今年1月1日起全面實施，一、二、三類風區的平均風電項目收益率急劇下降，而未受新電價影響的部分四類風區擁有了更大的吸引力。
不難看出，除了成本下降等客觀因素，此次陸上風電電價調整還傳達出另外一層深意，即合理引導風電投資。具體來說就是，控制風電大基地裝機節奏，支持風能資源不太豐富的中東部地區發展低風速風電場，倡導分散式開發。
“預計今明兩年的新增裝機將會向四類風區轉移，且四類風區的新增裝機占比將會從往年的25%~35%增至近50%。”孫文軒說。
對此，《報告》分析，考慮到2018年第二輪電價下調涉及所有風區，而多數四類風區地區的風資源有限，平均項目收益率因此將跌至5%以下，從而失去投資吸引力。而“三北”地區的棄風限電現象在經過了3年的市場調整以及電網建設投資后將有所緩解，發展重心或將重新回到“三北”地區。
2020年前我國海上風電發展緩慢
由于缺乏海上風電開發經驗、相對陸上風電開發的高成本和風險，近年來我國海上風電發展緩慢。目前，即使在全球范圍內，海上風電都仍然是有難度的投資選擇。然而，在陸上風機日趨飽和的情況下，進軍海上風電市場成為整機企業不得不考慮的新選擇，開拓新興市場的重要性已開始顯現。
據悉，“十三五”期間，我國海上裝機容量的目標初步定為1000萬千瓦。“我們預計2020年1000萬千瓦的累積并網目標對于國內行業來說仍為艱巨目標。”孫文軒說。
《報告》指出，目前海上風電項目的資本性支出（CAPEX）是陸上風電項目的兩倍以上。我國風機制造商試圖通過將高成本的零部件本土化來降低成本，但海上風機的質量和可靠性對于開發商降低開發風險至關重要，尤其是在海上風場運維成本遠遠高于陸上的情況下。考慮到質量差、可靠性低的風機給項目收益率帶來的風險更大，開發商對海上風電機組的價格敏感度遠低于陸上風電。與此同時，風機吊裝、基礎施工和海底電纜敷設也占據海 上風電項目資本性支出的很大一部分。因此，有限的海上風電開發技術和開發經驗已經成為了制約我國海上風電增長的最大障礙之一。
孫文軒告訴記者，2019年前，我國海上風電市場將保持低迷的態勢。2019年，海上風電容量較前3年出現大幅度增長。預計2019～2024年，我國海上風電新增容量是2015～2018年新增量的9倍。
與風電迅疾成長的腳步相挾而來的還有棄風限電問題?！秷蟾妗分赋?，火電項目的贏利能力遠強于風電項目，考慮到電網公司將會支付所有的電價，火電在現金流方面更有優勢。有限的電網容量和地方政府對火電的偏向性支持，導致可再生能源將面對一個發電空間非常有限且停滯的電力消費市場。
在此種情況下，最低保障性收購小時數政策或將難以達成。該報告指出，“三北”地區受到嚴重棄風限電影響的省份，例如內蒙古、新疆、甘肅、吉林和黑龍江等，由于嚴重的電源過剩，在短期內或將無法完成最低保障性收購小時數的目標。且風電利用小時數超過最低保障數的風電項目，很可能被限電。電源之間的博弈和利益沖突仍將持續。 來源：中國電力報
