風電大基地市場的火熱正帶動中國風電產業步入又一個鼎盛發展期。

2022年，內蒙古、吉林、新疆、甘肅等重點風資源省區市場復蘇，裝機規模持續走高。據CWEA數據統計，當年三北地區以66%的風電新增吊裝容量占比居主導地位，較2018年提高23個百分點。

巨量的基地規劃目標使三北地區成為陸上風電的主力和投資主線，點燃地方政府和發電企業的開發熱情。開發商爭相圈占資源，整機商全力布局。2023年，三北地區招標熱度持續并預計在短期內落地轉化為裝機量。

大基地項目集約化開發取決于消納和電網接入送出條件，高度依賴煤電配套資源和特高壓建設進度。外送通道不足之下，棄風限電隱憂再度浮現。

全國新能源消納監測預警中心數據顯示，2022年，棄風最嚴重的蒙東地區風電利用率僅為90%，較上年下滑7.6個百分點。青海、蒙西、甘肅的風電利用率均低于95%。內蒙古、青海、甘肅、吉林、新疆的棄風較嚴重，棄風率分別為8.6%、7.3%、6.2%、4.8%、4.6%。

因外送線路不暢，內蒙古烏蘭察布600萬千瓦風電項目至今只有一臺風機并網發電。該項目是國內首個平價上網大基地項目，于2018年12月核準，2019年9月開工，計劃2020年底前并網發電，但目前項目后續已畫問號。

此外，國內首個千瓦千萬級“風光火儲輸”多能互補綜合能源基地——華能隴東大基地項目也因送出問題推進緩慢。青海、陜西均有大基地項目因外送問題停擺。

特高壓困局難解

輸電通道建設已成為風電大發展的剛性制約因素，但疏通面臨三大難題。

一是外送能力難以覆蓋高速增長的風光裝機規模。2022年4月，中國電力科學研究院新能源中心總工程師遲永寧在“新型電力系統下風光大基地規劃建設研討會”上表示，目前國內特高壓直流外送能力大概4.5億千瓦左右，但2030年前，僅風光大基地新增的裝機規模就達到約5.5億千瓦。

二是網源不協調，通道建設和電源建設節奏不匹配。電源建設先行，電網投資滯后，疊加特高壓線路規劃審批及建設周期長，風電基地項目建成時，外送通道未同步打開。

據中電聯數據統計，2019至2021年，全國電網投資額增速明顯滯后于電源投資。國家電網雖追加了電網投資，但特高壓從規劃到建成需要3-5年，而風電大基地周期約1-2年，速度難以平衡。

對于存量通道而言，一方面需解決運行層面技術難題，在保障電網架構安全之下，提高外送線路新能源輸送占比。另一方面需滿足送端和受端兩方意愿訴求，雙方省政府和電網公司達成一致，重新簽訂協議，置換出電量空間，但利益主體之間的彌合存在重重難度。

對于新建通道而言，輸電線路投資額巨大，內蒙古等三北地區風電項目距離負荷中心遠，電網企業需增加廊道和建設成本，且需滿足電網安全、斷面穩定的技術要求，對增建特高壓輸送新能源的積極性不高。還有部分新建特高壓是為解決歷史遺留問題，送出早已建成，等待通道落地。

三是利益博弈問題未解決。外送線路走向及落地點博弈，送受兩端的利益協調，目前并沒有有效解決辦法，也未有支持性機制。

對于送端開發企業來說，受端市場因有更多選擇余地形成“買方市場”，要考慮輸電和線損成本，落地電價不僅不能超過受端燃煤基準價，還要考慮售電側競價因素，只能低價上網，同時承擔調峰煤電、儲能等靈活調節成本。

對于受端來說，外省發電稅收歸外省。當地政府傾向于投建本土可再生能源項目，將本土資源變現，采購外省電力意愿有限。

巨量裝機短期難兌現

特高壓與配套電源的建設同步投運，項目才能投產發電。調峰電源能否同步建成也是一大問題。因近年電煤價格飆漲，部分大基地配套煤電建設進度滯后于新能源項目。此外，“源網荷儲”一體化項目去哪里尋找負荷需求等具體問題，隨著開發量的增加逐漸變得突出。

收益保障難度增大也成為大基地開發的難題。為提高電網系統對新能源的消納能力，政策層面倡導采用“新能源+煤電”的開發模式，高成本的煤電配套對開發主體帶來了經濟性挑戰。配套儲能也增加了風電大基地的開發成本。

為搶抓資源，履行電力系統低碳轉型責任，完成新能源開發任務，風電開發企業風風火火跑項目。可利用現有外送線路、擁有配套電源、開發條件優越的存量項目成為最搶手的香餑餑。部分開發企業為占領市場，獲取的源網荷儲大基地項目在未解決負荷問題的情況下已進行了設備招標。

當消納問題顯現，效益算不過賬時，開發企業或將放緩建設腳步。目前已有大基地項目因此暫緩招標。對于開發企業而言，開工節點并無強制性要求，并網時間存在裕度，可依據線路送出和消納情況調整節奏，并希冀龐大的招標規模能倒逼電網公司解決并網問題。

直至2022年4月，烏蘭察布600萬千瓦風電大基地項目首批120萬千瓦就地消納工程建設啟動，預計今年建成投產。后續480萬千瓦外送工程計劃“十四五”期間全部投產。

華能隴東基地項目于2019年規劃，2021年12月調峰煤電項目開工，2022年11月首臺風機吊裝。今年2月，配套送電特高壓工程±800kV隴東-山東特高壓直流輸電工程獲核準。根據建設周期估算，該基地項目全部投運將在2025年。

打了一場空的價格戰

大量訂單釋放引起市場價快速下滑，拐點頻繁在三北地區出現。早在2020年11月的華能上都60萬千瓦項目中，3,100元/kW(含塔筒)的報價成為新一輪價格戰的“導火索”，也影響了此后大基地風機報價的走勢。

內蒙古是近年三北地區最炙手可熱的市場，招標、并網規模巨大，成為價格競爭最兇猛的低價洼地。據銳軒咨詢數據統計，今年1-2月，華北地區風機均價低至1,195元/kW，其中，1,100元/kW以下的項目均位于內蒙古，其整體投標價較2022年的降幅超300元/kW。

大基地整機價格俯沖主要出于三點原因。

一是優越的風資源條件，大兆瓦風機以及規?；ㄔO帶動成本快速下滑。

二是風電項目開發成本增加，上網電價不確定性、消納風險，增長的非技術成本，以及規模化發展下的資金壓力，使得央、國企開發商的風機招標規則以低價中標為導向，將成本壓力傳導至整個風電產業鏈。

三是大基地訂單釋放將使產業集中度提升，斬獲基地訂單不僅能擴大市場規模，還能鞏固市場地位，而丟單將面臨出局危機。

這其中，最受傷的是整機企業。低價奪取大基地訂單，把價格打了下來，但并沒有交付，沒有收到貨款也沒有轉化為裝機量，形成實實在在的市場份額。整機商在內蒙、新疆、吉林等重點區域布局廠房以此換取訂單，但項目建設遲滯，廠房資源浪費，打亂投資節奏。

此外，未來三年，國內風電市場預計每年將新增6,000-8,000萬千瓦并網規模，長葉片、大兆瓦軸承和齒輪箱將面臨緊缺。整機商在供需關系不明時低價投標，或將面臨交付前供應鏈格局轉變的風險。

開發商也將蒙受損失。提前招標，在沒定具體項目時進行框架集采，價格壓低了，但錯失了最新機型。2019年，烏蘭察布600萬千瓦項目帶動陸上風機從2MW邁向4MW時代。如今，陸上風機最大單機容量已達11MW。而當前產業鏈中上游利潤壓得太薄，提高機組質量隱患，開發企業需承擔更高的質量風險。

外送困局難解，消納問題嚴峻，開發企業和整機商都心知肚明。開發企業圈占資源，通過壓低風機價格對沖未來風險，換取PPT風機和不疾不徐的開工。整機商毛利水平已承壓，但希冀用低價沖鋒贏未來。時間換空間的打法成為行業標配。

行業似乎已陷入旋渦之中，明知其中癥結和風險但難以自拔，殺出血路蜂擁而入。這真的健康嗎?如何走出怪圈?