1月11日，一年一度的中国风能新春茶话会在京如期举行。
会上，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩不仅回望了2024年的来时路，同时展望了2025年的新征程。
回望2024年，中国风电新增并网装机容量约8800万千瓦，截至2024年底，累计并网装机容量约为5.3亿千瓦，在电源结构中占比超15%。
展望更远的未来，中国风电或将进入年增装机1亿千瓦的新时代。据预测，2025年，中国风电年新增装机规模约为10500万千瓦—11500万千瓦，其中，陆上新增规模约9500—10000万千瓦；2030年，中国风电年新增装机规模或可超15000万千瓦。
01
“内卷式”竞争：“价格战”何时休？
秦海岩表示，行业内卷不是风电行业所特有的。回顾中国所有的行业产业发展史，从家电到汽车再到光伏，没有一个不是靠价格战的血腥厮杀拼出来的。
风电机组价格从2019年抢装之后大幅下降。到2024年为止，中国风电机组陆上价格降至1400元/kW，海上机组价格降至3000元/kW以下。
值得高兴的是，最近两个月，陆上机组价格出现回升。这可能有风能展签订的自律公约在起作用。也可能是因为，整机商的利润在大幅下降倒逼所致。从数据来看，2024年三季度整机商的毛利率都在10%以下。
通过研究我国的法律（价格法、招标投标法）可以看到，都明文规定低于成本价格投标是违法行为。如果想制止低价恶性竞争，需要依靠法律解决。
02
严守质量生命线
03
国际化：不出海就出局
秦海岩表示，在出海方面，我们克服了很多的困难，取得了很多的成绩。根据统计，2023年整机出口3.6GW，出口国家有18个，累计出口至54个国家；2024年，整机出口5.5GW，出口国家有24个，累计出口至56个国家。
中国风电全球化的征程已经起步，在出海的过程中，不要着急，还有很多问题需要解决。行稳才能致远。
秦海岩认为，全球风电市场的发展与供需关系，决定了谁走出去，去哪里。
根据预测，2028年，在中国以外的市场，有望新增陆上风电70GW，海上风电20GW。开发风电已经成为全球各国实现能源安全、应对气候变化的共识与行动。
目前，中国风电产业链各环节产值均占全球市场的60%以上。到2030年，亚太地区除中国外，陆上风电产业链只有印度可基本满足建设需求，海上风电产业链均不满足本地与区域建设需求。离开中国的产业链供应链，全球其他地区基本不能实现规划目标。该背景下，中国风电迎来了国际化的巨大机遇。我们有底气、有能力走出去。
尽管风电出海迎新机遇，但仍需考虑复杂的国际环境。
美国主导推进“近岸制造”“友岸制造”和制造业回流。全球化进入2.0时代，区域化加速，建设平行供应链成为趋势。国际化从产品销售，转为技术、生产制造、投资的全链条“外迁”的新形态。
对于“国际化新形态下的全链条‘外迁’，会不会导致国内产业的空心化”疑问，秦海岩表示，制造业的外迁，并不意味着制造能力的外迁。中国发达的制造体系是长期培育的结果，很多产业能力是不可复制的。产业链盘根错节交织渗透，难以撼动。更确切地说，这是一种“溢出”。
以前中国是世界的工厂，今后要让世界成为中国的工厂。
秦海岩认为，我们的格局要高一点，利用我们的产业经验，建立我们的标准。
借用吴晓波书中的话，中国企业出海不仅是工厂的新建，更是工业园区的整体开发。中国企业出海不仅是产能的单向输出，更是供应链的整体联动。中国企业出海不仅是产能的梯级转移，更是市场的梯级开发。
本轮中国企业出海，大概率是工业革命以来史上规模最大的制造业大迁徙。中国企业正在把1990年独具中国特色开发区模式复制到全球。
04
现货时代的风电如何进行投资决策？
目前电力现货市场已经多省全面铺开。
在现货环境下，风光电价普遍较低。以下是山西、山东、甘肃3省去年现货交易综合月均价，和蓝色的火电标杆电价比，风、光价格出现不同程度的下降，风电比光伏价格稍高。
2025年，新能源参与电力市场交易的电量比例进一步提高，保障小时数相应降低。我们可以看到黑龙江2024年保障小时数是1950，2025年已经调整成700小时，四川也从800小时减半成400小时。新能源报价保量越来越少，未来还将全部进市场。
对于如何应对这种情况，我们可以从先行者德国身上学到很多经验。
最近德国电价暴涨的新闻沸沸扬扬，很多新闻将德国电价的高涨归因于其电力系统中新能源高占比，认为“电网支撑不住大风光，并且成本会很高”，还会出现负电价的问题。但是风光占比的提高一定会增加全社会的用电成本吗？为什么会出现负电价？全面进入现货时代的风电如何进行投资决策？
实际上，对于德国新能源的争议，2024年的数据就不能支撑，因为风光比例上去了，但是电价下来了，交易价格从去年的0.1欧元/kWh降到0.068欧元/kWh。德国这个“活生生”的例子也证明了超过40%的风光渗透率是可以和稳定电网兼容的，德国加速转型的二十多年中也没有大规模停电的事件。工厂，超市，面包房都是照样开，居民和用电工厂没有感觉到受能源转型的影响。最神奇的是“43% 风光”的德国几乎没有储能，德国是如何到轻轻松松接纳“风光”的呢？这依靠的是现货市场。
由于德国电力市场的设计和可再生能源发电量的预测，从2009年到2022年，德国平衡发电和用电的调频功率非但没有增加反而有所下降。
此外，导致德国电价高涨的罪魁祸首也并非是高比例的风、光。
德国满足需求的边界机组是天然气，天然气的边际成本决定了该时段电价，从德国过去20年电价情况看，在2020年出现一个比较大的峰值，这是因为俄乌战争，出现能源危机，天然气作为边界导致的价格升高。所以，不是因为风光导致电价升高，反而是因为风光的缺少，是因为天然气传统化学能源的不稳定，导致了价格的飞涨。
同时，对于负电价的解决，德国同样是很好参照样本。从2023年德国电力日前现货市场价格数据可以看出，在全年风、光比例大于45%的情况下，一整年出现超过300小时负电价。2024年，德国风、光全年电量占比 47.4%，每月负电价时长累积不超过80小时，全年负电价小时数457小时。
2024年，山东省风、光全年电量占比13%左右，全年负电价小时数却达到973小时。
我国在风、光电量占比远不及德国的情况下，出现了严重的负电价现象。为什么出现这种情况，夏清教授的一篇文章或可疑惑。
我国的电力现货市场出现了一个尴尬的问题：参与现货市场宽价的电量只占近10%，因此这体现出的现货价格、分时电价，不能代表金都电价和电量与此同时，有超过90%的电量的价格在中长期交易时就已经锁定了。这就会出现两个不对称的情况，一是中长期交易电量过大，现货交易电量过少，对用户的结算价格不能反映由于新能源波动(超过10%)引起的供求关系的变化；二是限价严重不对称，中长期电价仅可以上下浮动 20%，而现货市场电价有的地方甚至可以出现负电价。例如，此前山东出现了负电价，但是负电价不等于负电费，因为在最后对用户结算的时候，将中长期的90%与现货市场的10%加在一起来结算的。这就是我们常常说到的“中长期的合同已经锁定了现货市场90%电量的价格”。火电最容易在现货市场上报负电价，因为在最终结算的过程中有“价差合约”，如果现货市场的价格低于中长期合约价格，那么结算的时候需要按照中长期价格减去现货价格对火电企业予以补偿，这样一来，火电就在负电价中套利了。这种情况实际上是市场规则的设计出了问题。
所以我们要有信心，他山之石可以攻玉，我们期待中国的电力市场向好发展，风、光的大发展是不可阻挡的趋势。
更重要的是，未来电力的发展已经不能仅从电力角度思考了。绿色电力有更多的发展空间。云南依托绿色电力引入绿色铝、硅、新能源电池工业新三样，培育绿色动能，2024产值实现两千亿。只要找到合适的应用场景，绿色电力有望融入更多产业新业态，绿色氢氨醇就是Power to X的重要场景。
来源：风芒能源
