2019年前三季度中國風電行業(yè)市場現(xiàn)狀分析及2019年中國風電行業(yè)發(fā)展前景分析[圖]

風電李玲玲 2019-11-26 05:38 來源：智研咨詢

一、多重手段保障新能源消納

（一）國家保障新能源消納奏效，棄風率逐年下降

近兩年來，我國棄風、棄光率逐步下降。2019年月3月，國家能源局發(fā)布《國家能源局關于發(fā)布2019年度風電投資監(jiān)測預警結果的通知》，通知指出：新疆（含兵團）、甘肅為紅色預警區(qū)域。內(nèi)蒙古為橙色預警區(qū)域，山西北部忻州、朔州、大同，陜西北部榆林以及河北省張家口和承德按照橙色預警管理。其他省（區(qū)、市）和地區(qū)為綠色預警區(qū)域。2019年5月15日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知，對各省級行政區(qū)域設定可再生能源電力消納責任權重。2019年前三季度，全國風電發(fā)電量2914億kWh，全國風電平均利用小時1519小時。前三季度全國棄風電量為128億kWh，平均棄風率為4.2%，較去年同期有大幅度改善，同比下降3.5個百分點，尤其是新疆、甘肅和內(nèi)蒙古，棄風率同比顯著下降，新疆棄風率15.4%、甘肅棄風率8.9%、內(nèi)蒙古棄風率6.6%、同比分別下降9.8、10.1、6.7個百分點。

全國風電平均利用小時數(shù)及棄風率

數(shù)據(jù)來源：公開資料整理

全國及三北地區(qū)棄風率

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我國風電歷年紅色、橙色預警區(qū)域逐年改善

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（二）加快特高壓建設，打造新能源輸出高速公路

2018年9月，能源局下發(fā)《關于加快推進一批輸變電重點工程規(guī)劃建設工作的通知》，為加大基礎設施領域補短板力度，發(fā)揮重點電網(wǎng)工程在優(yōu)化投資結構、清潔能源消納、電力精準扶貧等方面的重要作用，加快推進白鶴灘至江蘇、白鶴灘至浙江特高壓直流等9項重點輸變電工程建設。擬規(guī)劃建設的工程包括了12條特高壓工程，合計輸電能力5700萬千瓦，其中多條項目和新能源消納直接相關。

從2018年數(shù)據(jù)來看，20條特高壓線路年輸送電量3983億千瓦時，其中輸送可再生能源電量2084億千瓦時（同比+9.7%），占全部年輸送電量的52%。其中，國網(wǎng)覆蓋范圍內(nèi)的17條特高壓線路輸送電量3295億千瓦時，其中可再生能源電量1396億千瓦時，占輸送電量的42%；南網(wǎng)覆蓋范圍內(nèi)的3條特高壓線路輸送電量688億千瓦時，全部為可再生能源電量。

2018年特高壓線路輸送電量情況

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近年特高壓線路輸送電量增長情況

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（三）特高壓改善風電消納——內(nèi)蒙古

2019年1-9月內(nèi)蒙古風電實現(xiàn)利用小時數(shù)1627小時，同比增加55小時；而內(nèi)蒙I類區(qū)最低保障性收購小時數(shù)為2000小時（2018年實際利用小時數(shù)2204小時已完成），按當前趨勢，內(nèi)蒙2019年利用小時數(shù)和棄風率均能達到要求。而內(nèi)蒙古能夠?qū)崿F(xiàn)從2017年的紅色預警退出，并在去年轉(zhuǎn)為橙色，主要得益于特高壓的投運。從2019年已啟動的七個風電大基地項目中來看，有三個為特高壓點對點配套外送項目（興安盟3GW、阿拉善盟-上海廟1.6GW、杭錦旗0.6GW）；三個為500Kv/750Kv線路短距離外送項目；一個則為在當?shù)刈詡潆姀S負荷消納項目。此外，錫盟-泰州特直工程已于2018年7月投運，輸送容量達10GW，將再次帶動蒙東地區(qū)的風光消納。因此2020年內(nèi)蒙古地區(qū)有望轉(zhuǎn)綠，并在未來兩年保持較高的裝機增速。

內(nèi)蒙古風光消納受益于特高壓外送通道建設

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（四）特高壓改善風電消納——吉林

吉林2019年實現(xiàn)了從風電紅色預警直接轉(zhuǎn)為綠色，扎青特直工程是重要原因。扎魯特—青州±800千伏特高壓直流工程起點位于內(nèi)蒙古通遼，終點位于山東濰坊，途經(jīng)內(nèi)蒙古、河北、天津、山東4?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市），線路全長1234千米。實際上，扎青項目是東北電網(wǎng)的第一條跨區(qū)特高壓直流工程，于2017年底建成投產(chǎn)。作為我國首條電力匯集型直流，定位于送出東北全網(wǎng)清潔能源。吉林風電預警由紅轉(zhuǎn)綠受益顯著。東北電網(wǎng)風力資源豐富，風電已成為東北電網(wǎng)第二大電源，從2017年底風電裝機容量達到約2650萬kW來看，約七成風電裝機位于扎魯特換流站近區(qū)。根據(jù)文獻《扎魯特-青州特高壓直流輸電工程投運后東北電網(wǎng)的穩(wěn)定特性及控制措施研究》（《電網(wǎng)技術》中國電力科學研究院于強等，2018年7月），東北電網(wǎng)500kV主網(wǎng)架已覆蓋東北地區(qū)的絕大部分電源基地和負荷中心，扎青直流工程建成投運后，東北電網(wǎng)成為繼西南電網(wǎng)和西北電網(wǎng)后擁有跨區(qū)直流的又一個大型送端電網(wǎng)。扎魯特換流站通過10回500kV線路與東北電網(wǎng)相連，其中3回至蒙東科爾沁變電站，3回至蒙東烏蘭浩特(興安)變電站，2回至吉林向陽變電站，2回至吉林通榆開關站。風電通過特高壓輸送到山東青州，電場同比去年多發(fā)電58％，棄風窩電的問題得到有效緩解。

扎魯特投運后東北電網(wǎng)網(wǎng)架結構圖

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扎魯特換流站近區(qū)風電裝機情況

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（五）特高壓改善風電消納——甘肅

甘肅省外送電量快速提高，2017與2018年外送電量分別為203、324億千瓦時，同比增長30%、60%。酒泉-湖南±800kV特直工程已于2017年6月投運，輸送容量8GW，有效緩解了甘肅風光窩電現(xiàn)象，此外，目前河西750千伏一、二通道已建成，河西走廊750千伏第三回線加強工程正在建設中。需要指出的是，此前由于配套電源滯后，導致部分特高壓直流輸電效率、特高壓交流聯(lián)網(wǎng)能力沒有完全發(fā)揮。酒泉-湖南特直工程因配套常樂電廠火電電源未投運，使得該工程最大輸電能力僅為450萬千瓦，低于設計能力800萬千瓦。實際上，國網(wǎng)已開始嚴格執(zhí)行先落實配套電源再啟動開工要求，積極推動特高壓配套電源全部移出緩建名單，2019年上半年在運9回特高壓直流通道平均利用小時同比增加201小時?？紤]到常樂電廠1、2號機組有望于2019年11月、2020年2月建成投產(chǎn)，此項工程輸電能力有望逐漸恢復，而其配套7GW新能源基地有望得到釋放。

2019年甘肅風電利用小時數(shù)逐步改善

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（六）特高壓改善風電消納——新疆

新疆方面，2019年1-9月新疆風電實現(xiàn)利用小時數(shù)1662小時，同比增加131小時。實際上，利用小時數(shù)2018年已達成最低保障性收購小時數(shù)要求，而棄風率方面，1-9月累計棄風電量57.9億千瓦時，同比減少35.9%，棄風率15.4%，同比下降10pct（分區(qū)域看，阿勒泰地區(qū)、昌吉州棄風率仍較高，分別為25.1%、23.6%），9月份的棄風率14.9%，同比下降5pct（分區(qū)域看，本月昌吉州風電消納情況最優(yōu)，棄風率為2%）。因此按照當前趨勢，新疆2019年利用小時數(shù)可滿足要求，同時棄風率可降至20%以下，有望退出紅色區(qū)域，釋放新增裝機需求。

2019年新疆風電利用小時數(shù)逐步改善

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新疆外送電量也在穩(wěn)步增長，2017、2018年新疆外送電量分別達441、503億千瓦時，同比增加21%、14%。當前，除哈密南—鄭州±800千伏特直工程（2014年1月投運，輸送功率8GW）外，2019年9月底正式投運的“昌吉-古泉”特直工程輸送功率高達12GW，將進一步提升昌吉地區(qū)的新能源消納能力。因此，新疆有望退出紅色預警，考慮到2017年以來新疆被列為紅色預警區(qū)域，準東、吐魯番百里等風電基地暫緩建設，因此2020年已核準的特高壓新能源配套項目有望重啟。

特高壓配套及相關新能源項目豐富

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二、補貼退坡，搶裝潮來襲

（一）平價上網(wǎng)擺脫補貼依賴

風電行業(yè)一直以來最大的影響因素在于政策，而電價政策便是行業(yè)發(fā)展的指揮棒。我國風電上網(wǎng)電價已經(jīng)歷了六個階段，從審批制到標桿電價，再到競價以及平價。隨著補貼電價的逐步降低，直到2021年平價，補貼的影響將逐漸減弱，未來對風電項目收益率影響最大的將是上網(wǎng)電價和消納水平。當前國內(nèi)陸上風電項目的上網(wǎng)電價具體規(guī)則如下：2018年底前核準的陸上風電項目，并于2020年底前完成并網(wǎng)的，執(zhí)行當年的核準電價；2019年1月1日至2020年底期間核準的陸上項目，須在2021年底前并網(wǎng)，并執(zhí)行當年核準電價；2021年起，新核準的陸上風電項目全面實行平價，不再給予補貼。

風電電價發(fā)展歷史

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在行業(yè)發(fā)展從初期逐漸走向成熟的過程中，固定標桿電價政策起到了極為重要的促進作用，因為承諾發(fā)電后補貼電價將持續(xù)20年不變，風電成為收益率非常具有競爭力的投資項目，吸引了大量資本進入，使得行業(yè)能夠蓬勃發(fā)展，競爭力不斷增強。但固定標桿電價政策的缺點也在行業(yè)規(guī)模快速增長中不斷放大，主要是可再生能源附加基金收入已經(jīng)跟不上補貼需求的增長，補貼缺口不斷放大，導致了存量已并網(wǎng)項目收入變成應收賬款，現(xiàn)金流不斷惡化。行業(yè)進一步發(fā)展必須要擺脫補貼依賴，平價上網(wǎng)讓行業(yè)看到了曙光。

我國陸上風電標桿電價/指導電價（元/kWh）變化情況

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相對陸上風電，海上風電由于發(fā)展較晚且空間巨大，仍享有較強的政策支持。根據(jù)國家發(fā)改委2019年5月發(fā)布的《關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》，國內(nèi)海上風電項目的上網(wǎng)電價具體規(guī)則如下：2018年底前已核準的海上風電項目，2021年底前并網(wǎng)執(zhí)行核準時的上網(wǎng)電價，2022年及以后并網(wǎng)執(zhí)行并網(wǎng)年份的指導價。2019年新核準近海風電指導價調(diào)整為0.8元/kWh，2020年調(diào)整為0.75元/kWh。新核準近海風電項目全部通過競價確定上網(wǎng)電價，不得高于上述指導價?？稍偕茉囱a貼資金缺口是不可忽視的問題，有關部門準備將采取以收定支的方式，確立今后需要補貼的可再生能源建設規(guī)模。可能從2022年起，中央將停止對新建海上風電項目發(fā)放補貼，轉(zhuǎn)而鼓勵地方政府自行補貼，支持本地海上風電項目的建設。

我國海上風電上網(wǎng)電價（元/kwh）變化情況

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（二）存量項目巨大，新增裝機量有望創(chuàng)新高

搶裝預期明顯，風電處于景氣度上升周期。2019年以來我國風電裝機容量繼續(xù)平穩(wěn)增長，前三季度全國新增風電并網(wǎng)容量1308萬千瓦，同比增長3.7%，累計并網(wǎng)裝機容量達到1.98億千瓦。其中海上風電新增并網(wǎng)容量為106萬千瓦，于去年同期相比基本持平。在新增并網(wǎng)容量中，中、東、南部地區(qū)占58.7%，布局進一步優(yōu)化。截至目前，國內(nèi)已核準尚未開工項目58GW，開發(fā)商已宣布開發(fā)計劃的項目59GW，存量項目開發(fā)空間充足。同時，我國風電大基地項目儲備豐富，預計總規(guī)模超過25GW，未來幾年內(nèi)的陸續(xù)開工將加快三北地區(qū)裝機量復蘇。根據(jù)最新政策，2020年是陸上風電補貼的最后一年，存量項目搶裝意愿濃厚。我們預計2019年的全年吊裝量在25-27GW左右，2020年全年吊裝量在35GW左右，行業(yè)具有明顯的增速。

風電存量項目GW

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風電大基地項目

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（三）風機招標量創(chuàng)歷史新高，投標價格持續(xù)回升

2019年1-9月，國內(nèi)公開招標量達49.9GW，同比增長108.5%，超過以往年份的年度招標總量。分區(qū)域看，南方市場招標19.8GW，占比39.7%，北方市場招標30.1GW，占比60.3%。2019年以來，各機組投標均價持續(xù)回升，且增幅不斷擴大。2019年9月，2.5MW級別機組的投標均價為3,898元/千瓦，比去年8月份的價格低點回升17%。2019年第三季度，3.0MW級別機組的投標均價均在3,700元以上，9月達3,900元/千瓦。

季度公開招標量

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月度風機投標價格

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（四）制造端基本滿產(chǎn)，供應鏈供給偏緊

2019年以來，由于下游業(yè)主強烈的搶裝意愿，上游制造端開足馬力，滿產(chǎn)供應，特別是葉片、鑄件、機艙罩等核心零部件。由于目前整體產(chǎn)能不足，再加上擴產(chǎn)周期和擴產(chǎn)難度的限制，供應鏈短期內(nèi)還不能滿足下游旺盛的需求，風電供應鏈呈現(xiàn)偏緊的局面。

三、海上風電快速增長，前景廣闊

（一）我國海上風電資源豐富，發(fā)展迅速

我國可開發(fā)利用的風能資源十分豐富，陸地面積約為960萬平方千米，海岸線(包括島嶼)達32,000千米，擁有豐富的風能資源。我國5m到25m水深線以內(nèi)近海區(qū)域、海平面以上50m高度可裝機容量約2億千瓦，5m到50m水深、海平面以上70m高度可裝機容量約5億千瓦。2018年中國海上風電發(fā)展提速，新增裝機436臺，裝機容量165.5萬千瓦，同比增長42.7%。2019年1-9月，我國海上風電新增并網(wǎng)容量為106萬千瓦，累計裝機達到550.5萬千瓦，提前完成國家“十三五”規(guī)劃目標。

2018年中國海上新增裝機容量

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中國風電整機企業(yè)海上累計裝機容量

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中國風電海上不同機組累計裝機容量MW

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（二）海上風電項目吸引力日益顯現(xiàn)

根據(jù)最新的政策，2018年前核準項目，在2021年前實現(xiàn)并網(wǎng)將按核準時的電價0.85元/kwh核算，近海2019年和2020年新增核準的項目按0.8元/kwh和0.75元/kwh換算。根據(jù)我們的測算，在有補貼的情況下，海上風電的項目收益率是非常具有吸引力的。未來隨著陸上風電的補貼取消，海上風電項目的超額收益將會日益凸顯，更具競爭力。在現(xiàn)有的投資成本下，新核準的項目年利用小時數(shù)達到3000小時以上時，就可獲得超過12%的收益率。

海上風電收益率測算

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（三）海上風電開工核準創(chuàng)新高，廣東、江蘇、福建領先

據(jù)統(tǒng)計，截止到2019年一季度，我國海上風電開工、核準（含擬核準項目）已逾50GW，其中核準未開工項目21.6GW。海上風電建設力度及進度最快的省份為廣東、江蘇及福建，其中，廣東省項目總量占國內(nèi)總?cè)萘康慕?2%。這些項目將在未來幾年開工，我國海上風電將呈現(xiàn)爆發(fā)式增長。

國內(nèi)海上風電核準情況(截至2019Q1)

數(shù)據(jù)來源：公開資料整理

國內(nèi)海上風電核準占比(截至2019Q1)

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（四）海上風電平準化電力成本下降潛力大

伴隨海上風電規(guī)模化發(fā)展，海上風電建設成本已由2010年的2.1-2.4萬元/kW下降至目前的1.3-1.7萬元/kW。以全生命周期的平準化電力成本（LCOE）測算，目前海上風電LCOE范圍在675-856元/MWh之間，各省差異較大，廣東和福建較好風資源地區(qū)，其度電成本目前是最低的。考慮到施工、運維成本進一步降低，以及機組等設備的合理降價，2020年后并網(wǎng)的海上風電項目LCOE或?qū)⑦M一步降低，目前來看將有20-35%的降幅空間。

各省海上風電項目平準化電力成本范圍預測元/MWH