我國風電產能過剩現象近期仍在持續發酵。截至4月底，在資本市場上市的中國風電企業2011年年報陸續公布完畢。根據20家中國主要風電上市公司財務數據統計，2011年中國主要風電上市公司收入同比增長11.3%，凈利潤同比下降19.4%。從風電零部件及配件生產到風電整機制造再到風電場運營，整個風電產業鏈上六成企業出現利潤滑坡。其中，風電設備龍頭企業華銳風電、金風科技業績領頭“變臉”，利潤縮水逾七成。

　　隨后，市場迅速對上述消息做出反應。1.5兆瓦風機報價再次下挫，降至3800元，整機價格大幅下滑30%。考慮到企業毛利率和銷售收入短期內無法止跌回升，原本對風電行業興趣濃厚的機構投資者熱情迅速冷卻，紛紛停下資金進入的腳步。

　　分析人士表示，風電行業正從廣受追捧的新興行業轉為競爭性行業，由狂熱發展逐漸回歸理性成為2012年風電行業的整體趨勢。

　　新增裝機首現負增長 機構投資熱情下降

　　中國風能協會的統計數據顯示，2011年中國(不包括臺灣地區)新增安裝風電機組11409臺，裝機容量17631兆瓦，較2010年的18928兆瓦有所減少，同比下降6.85%，新增裝機容量近10年來首次出現負增長。

　　業內人士告訴記者，雖然這可以看做是國內風電行業投資熱情降溫的一個信號，但仍無法掩蓋整體上我國風電裝機容量嚴重過剩的事實。該人士表示，自2005年以來，我國風電裝機容量連年翻番，已經從7年前的126萬千瓦快速攀升至2011年的6273萬千瓦，猛增50倍，排名全球第一。然而，在產能大幅提升的同時，下游需求疲軟、風電并網難等問題卻使風電電量無法被有效利用，諸多風場被迫“棄風”。

　　為有效遏止企業裝機熱潮，促進行業科學有序發展，國家能源局此前專門下發文件，要求各省(區市)發改委嚴格執行風電項目核準計劃，不得擅自核準計劃外風電項目。對未列入風電項目核準計劃的項目，電網企業不予接受并網運行，不能享受國家可再生能源發展基金的電價補貼。

　　政府層面對風電裝機緊急“叫停”讓資本市場感受出實實在在的寒意。與此同時，受上下游共同擠壓、市場競爭加劇等因素共同作用，2011年下半年起，我國整個風電產業鏈相關企業業績開始出現回調，重點企業業績受到嚴重沖擊。

　　從主動拿錢追逐企業投資到資金紛紛回撤，在政策和市場業績雙重變調背景下，國內風電投資大潮戛然而止。投中集團行業分析師李玲告訴記者，2011年國內還有4家風電企業獲得累計8733萬美元的融資，同比下降72%。而2012年至今，尚未有風電企業獲得風險投資融資。

　　資本市場方面，根據4月12日中國證監會最新公布的首次公開發行股票申報企業名單，目前僅有中節能、金雷風電2家企業擬A股上市。

　　利潤大幅“跳水” 企業醞釀轉向

　　華銳風電日前發布的2012年一季度財報顯示，其利潤只有5675.8萬元，同比下降87.06%;而金風科技的報表則更加尷尬，凈利潤同比下降97%，回落至610萬元。

　　業內人士透露，目前國內風電有30%-50%的產能處于閑置狀態，80余家風電整機企業以及上游的零部件企業現在都面臨價格不斷走低、貨款拖欠嚴重、質量隱患頻發、政策持續收緊的不利環境。壓力當前，未來要如何發展?部分企業開始選擇“出海”作為扭轉局面的“良方”。一家整機制造企業負責人告訴記者，所謂“出海”有兩層含義：一是發展海上風電，二是進軍海外市場。在傳統陸上風電遇冷、國內市場飽和的情況下，“出海”或成為風電企業未來的發展趨勢。

　　該負責人表示，我國有18000公里長的大陸海岸線，可利用海域面積300多萬平方公里，海上風能資源豐富;海上風電的風力和風速常年可維持在較為恒定的狀態，波動性較小;海上風電場接近人口稠密、用電需求量大的大中型城市，可有效減少電力運輸成本，這都是發展海上風電的優勢所在。

　　李玲對此表示認同。但她同時表示，海上風電較陸上風電對風電設備的可靠性要求更高，而且海上風電的成本較高，為攤低成本，需要更大的風機單機容量。隨著傳統小功率風機利潤的逐年下降，風電企業急需開拓新的利潤增長點，風機大型化時代即將到來。風電企業不能簡單地用陸上風電的發展思路來開發海上風電，只有加強技術創新，注重大功率風機的研發和制造，才能在未來海上風電市場占據一席之地。

　　而在拓展海外市場方面，李玲表示，國內風電設備企業自主創新產品相對匱乏，未來還要不斷加強技術創新生產出質量更可靠的風機，才能更好地打開海外市場并得到認可。

　　據記者了解，國內企業中，目前金風科技的表現較為突出。該企業已經收到來自美國、澳大利亞、古巴、巴基斯坦、塞浦路斯等海外市場的訂單，覆蓋歐洲、南美、北美等重點海外市場。

　　并網問題亟待破解 智能電網或成突破口

　　風力發電同其他可再生能源發電一樣具有間歇性、隨機波動性的缺點，因此，并網難、市場消納難的問題長期困擾著風電行業的發展。

　　中國風能協會統計數據顯示，2011年全國約有100億千瓦時風電電量由于被限制并網而損失，達到歷史最高值。按照供電標準煤耗330 克/千瓦時測算，這些損失的電量折合標準煤超過330萬噸。在風電裝機容量逐年增長的背景下，越來越嚴重的“棄風”現象已經成為影響風電產業健康、可持續發展的主要制約因素之一。

　　此前，為理順風電行業目前的扭曲現狀，國家相關部門曾從供需兩方面著力，發布了一系列政策。

　　在供方面，國家能源局下發了《關于印發“十二五”第二批風電項目核準計劃的通知》，顯示“十二五”第二批擬核準風電項目計劃共計1492萬千瓦，與去年8月發布的“十二五”第一批風電規劃核準2883萬千瓦的規模相比減少了1391千瓦，降幅近五成。由此可見，國家控制風電行業發展節奏、推動其回歸理性的政策意圖十分明顯。

　　在需方面，財政部、國家發改委以及國家能源局印發的《可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法》規定，為可再生能源發電項目接入電網系統而發生的工程投資和運行維護費用，按上網電量給予適當補助，具體標準為50公里以內每千瓦時1分錢，50-100公里每千瓦時2分錢，100公里及以上每千瓦時3分錢。并網補貼的出臺，有利于調動電網企業的積極性，推動可再生能源并網。

　　專家還介紹，由于我國風電產業發展速度過快，行業標準和電網規劃相對滯后，風機不具備低電壓穿越等技術能力，導致風機不能正常并網發電。因此，解決風電并網難題，除國家層面出臺政策扶持外，還需要風電設備制造企業、風電場與電網三方共同努力。

　　“風電企業需從自主創新入手，研發出技術含量更高、質量更好的并網友好型機組;風電場不斷提高運行管理水平，增強風電可控性、抗干擾能力以適應電網需求;電網企業應加快智能電網的建設與應用，從根本上解決風電并網問題。”上述專家建議。