中国风电行业现状及趋势分析：平价前夕三北重启中国风电进入“抢装”2.0时代-未来行业发展潜力巨大图

中国风电行业现状及趋势分析：平价前夕三北重启中国风电进入“抢装”2.0时代_未来行业发展潜力巨大[图]一、平价前夕三北重启中国风电进入“抢装”2.0时代2018年行业装机容量在经历了连续两年的下滑后触底回升。预期2019年随着三北市场升温、风电平价项目试水、海上风电的加速开发，以及低风速地区存量核准项目的抢装，行业吊装量进一步提升至28GW以上。1、风电是我国能源转型进程中的主力增量电源之一我国非化石能源消纳占比自“十二五”以来持续改善，每年约提高1%，截至2017底我国一次能源非化石能源占比13%，但横向对比欧美发达国家普遍在15%以上，法国和丹麦更是达到48%和24%。假设之后几年仍保持相同的提升速度，预计我国和发达国家间的差距还需要2-3年的时间来追赶。2000-2015年中煤炭和石油被推为我国经济发展的主力能源，因有利的调度规则和廉价的成本，燃煤电厂有着“得天独厚”的优势，受到了国有企业以及地方政府的大力支持。工业生产的煤炭消耗量大幅增长，2017年我国煤炭消费占比为60.4%，占比远远高于发达国家；而交通运输的能源消耗增长使得我国三分之二的石油消费来自进口。2016年9月3日,我国加入《巴黎气候变化协定》（以下简称《巴黎协定》）,成为第23个完成了批准协定的缔约方，11月4日该协定正式生效。《巴黎协定》设定全球气温在2100年前平均升幅不得超过2℃，并争取控制在1.5℃内的目标。各国都要提出2050年实现2℃目标的实施路线图，2020年以前要开始对各国的行动进行盘点,重点在于加强力度。2017年1月我国《能源“十三五”规划》提出，“十三五”时期我国非化石能源消费比重提高到15%以上，天然气消费比重力争达到10%，煤炭消费比重降低到58%以下。按照规划相关指标推算，非化石能源和天然气消费增量是煤炭增量的3倍多，约占能源消费总量增量的68%以上。清洁低碳能源将是“十三五”期间能源供应增量的主体。非化石能源中过去我国水电占比较高，而风电和光伏的占比过低，考虑我国水电资源供给趋于平稳，能源结构调整主要依靠平价后的风电、光伏。尽管我国每年风电新增装机容量和累计装机容量均多年保持世界第一的水平，但由于自身经济体量大，全社会用电基数高，2018年我国风电渗透率仅为5.2%，2017年仅为4.8%。而2017全球风电渗透率最高的为丹麦，达到了44%，紧随其后的是葡萄牙、爱尔兰和德国，均超过了20%，西班牙、瑞典和塞浦路斯都达到12%，若以风电渗透率静态提高到15%计算，即不考虑限电改善以及用电需求增长，我国风电装机对应装机缺口约为320GW，是现有存量装机量的两倍。风电发展与消纳高度相关、北方四省摘“红帽”释放装机增长潜力中国风电发展历史自“十二五”期间以来，始终与并网消纳的瓶颈问题高度相关。历年限电率高企之后，国内风电装机均会出现明显回落，而随着限电问题的解决，风电装机增速又会重新起步。2013年国内弃风率较2012年的17%有明显好转，同比下滑5个百分点，随后开启了为期三年的装机快速增长阶段。2016年随着北方抢装过后形成了短暂的严重限电问题，北方风电装机市场被迫暂停，开发商被迫南下开发，行业装机增速也连续两年下滑，从2015年的30.75下滑至2017年的19.66GW。“十三五”期间以来，国家能源局出台风电消纳预警机制，同时大力推动电力体制改革，旨在从根本上解决新能源消纳瓶颈问题，为新能源平价发展，实现能源结构调整的宏伟目标提供现实基础。弃风率在2016年以来明显回落，从2016年的17%改善至2018年的7%。2019年1-3月我国风电消纳持续改善，为未来的三北市场重启和平价项目切入提供前提基础：弃风电量43亿千瓦时，同比减少48亿千瓦时；平均弃风率4.0%，弃风率同比下降4.5个百分点，弃风电量和弃风率持续“双降”。风电预警监测红色、橙色地区的弃风率显著下降，2020年有望“摘帽”：橙色区域弃风率已降至10%以内，其中河北降至5.1%、内蒙降至7.4%，山西下降至1.6%；红色地区仅新疆依然在10%以上，为15.2%；宁夏由于限电改善和风资源波动的原因已降至3.1%。数据来源：公开资料整理

相关报告：智研咨询发布的《2019-2025年中国风电行业市场竞争现状及投资方向研究报告》2018-2019年年内蒙古、黑龙江、宁夏、吉林四省区顺利脱下红色预警地区的“帽子”，重新启动了风电项目核准和开发建设活动。目前风电建设依然停摆的只有新疆、甘肃两省。自2017年下半年，宁夏和内蒙古已启动新增风电项目的核准公示，2017年底宁夏公示的新增风电核准项目容量达1.92GW，内蒙古为4.22GW，陕西为2.18GW，青海3.3GW，三北地区合计新核准容量超过11GW。有些项目甚至开始了前期土建工程，为2018年以后的风电行业吊装需求带来增量。2018年国内新增风机吊装容量为21.14GW，同比增长7.5%，结束了连续两年的同比下滑趋势。2、电价核定增加并网时限硬约束，2021年底之前补贴项目忙抢装根据行业媒体公开报道，2019年4月16日，国家发改委价格司召开“2019年风电上网电价政策讨论会”。根据会议讨论结果，针对陆上风电有两条政策建议：1、陆上风电指导性电价下调，I、II、III类风资源区下调0.06元/kwh，IV类风资源区下调0.05元/kwh；2、2018年底前核准的风电项目，2020年底前要求并网。数据来源：公开资料整理2017年底之前已经核准、并需在2019年底前开工的项目估计超过36GW（2018年公开招标项目为33GW），加上2018年新核准陆上项目超过30GW，特高压配套风电项目、风电平价基地和2017年批复的风电平价示范项目合计25GW，预计2019-2020年需要开工建设的项目总容量高达91GW。即使不考虑2019和2020年的新增核准项目和新申报的平价项目，2019-2021年均新增风电并网容量也已经超过30GW，将对整个风电设备产业链的供应能力带来巨大考验。数据来源：公开资料整理3、2018年新增陆上常规风电项目核准超过30GW，明年或须明年抢装2018年各地积极推进新增风电核准，各地公示的列入2018年度风电开发建设方案的陆上风电容量超过30GW，上述项目同样需要在核准文件生效后两年内（2020年底前）开工。数据来源：公开资料整理4、2019“三北”回归，风电平价及特高压项目待建25GW2018年全国弃风限电率进一步下降到7%左右，同比下降5个百分点。国家能源局和国家电网在过去几年持续优化调度机制，增强新能源消纳能力，增加“三北”地区电力外送通道，风电发展的空间已经被进一步打开。我国能源资源和负荷存在逆向分布的特点，我国主要大型发电产能都位于“三北”和西南地区，远离东部、中部负荷中心，存在大规模跨区送电的需求。“十三五”期间，国家电网跨区输电规模将从1.1亿千瓦提高到3.7亿千瓦，重点优化西部(西北+川渝藏)、东部(“三华”+东北三省+内蒙古)两个特高压同步电网，形成送、受端结构清晰的“五横五纵”29条特高压线路的格局。西项目装机容量（万千瓦）投运时间所在地区锡盟-山东1000千伏特高压交流工程8622016内蒙蒙西-天津南1000千伏特高压交流工程6602016内蒙锡盟-江苏±800千伏特高压直流工程8622017内蒙上海庙-山东±800千伏特高压直流工程800-内蒙扎鲁特-青州±800千伏特高压直流工程480-内蒙灵州-绍兴±800千伏特高压直流输电线路工程9782016宁夏酒泉-湖南±800千伏特高压直流工程9802017甘肃榆横-潍坊1000千伏特高压交流输变电工程2017-陕西哈密-郑州±800千伏特高压直流输电工程7922014新疆准东-皖南±1100千伏特高压直流工程1320-新疆蒙西-湘南-已核准内蒙准东-成都±1100千伏特高压直流工程-已核准新疆胜利-锡盟-长辈-赣州特高压交流-已核准内蒙数据来源：公开资料整理随着平价项目甚至低于火电燃煤标杆项目经济性的凸显，匹配外送能力和优先调度机制等客观条件的落实，2017年以来国家能源局开始集中批复多个特高压配套风电基地、平价风电基地和风电平价试点项目，总容量高达25GW，这些平价或者特高压配套项目有望在2019年启动招标和建设工作。数据来源：公开资料整理5、行业招标量激增，风机价格已累计上涨6.7%2019年一季度国内风机公开招标量已达到14.9GW，同比增长101%，创单季最高纪录。其中海上风电招标3.0GW，同比增长61.2%。北方项目占比74.3%，风机价格全线超过3400元/千瓦，2MW机型累计涨价6.7%；2.5MW机型累计涨价4%。随着新机型量产化和价格提升，2019年第四季度估计风机业务毛利率将有明显回升。数据来源：公开资料整理数据来源：公开资料整理从经济性来看，以新建设项目的成本造价为依据，中国部分资源禀赋较好的地区，在消除限电的情况下已经具备平价上网的经济性。根据测算，目前在1类风区按年利用小时数2800计算，风电的度电成本已达到0.22元/千瓦时。我国国内风电新增项目在2019年就正式迈入平价项目逐步接轨的时代。数据来源：公开资料整理数据来源：公开资料整理以美国风电市场做横向比较我国风电项目系统性造价仅相当于美国的70%以下，限电改善形成的“三北”地区度电成本下降空间至少在15-25%。2019年我国北方地区新建风电项电成本有望降至0.15元/千瓦时，中东部地区降至0.3元/千瓦时以下，可与当地煤电标杆电价形成明显差距。6、中国海上风电未来发展潜力巨大与陆上风电相比，海上风能资源的能量效益要高20%-40%，具有风速高、电量大、运行稳定、适合大规模开发等优势，根据中国气象科学分析院初步探明，我国近海可开发和利用的风能储量有750GW。2014年12月，国家能源局印发《全国海上风电开发建设方案（2014-2016）》，明确列入该建设方案的项目共44个，总核准容量10.5GW。我国《风电发展“十三五”规划》提出2016-2020年将积极稳妥推进海上风电建设，重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，到2020年上述四省海上风电开工建设规模均达到百万千瓦以上；在2020年全国力争达到开工建设规模达到10GW，累计并网容量从2015年的1.03GW提高到5GW以上。相应的适用于海上3MW以上机组的风塔需求正处于快速发展期。我国海上风电起步较晚，2007年首台海上风电机组在渤海湾石油钻井平台吊装，2017年才开始实现年装机超过1GW的规模化发展。但我国凭借海上资源稳定、大发电功率、便于消纳等特点，近年来资源开发迅速，市场前景广阔，装机规模连续5年快速增长。根据行业统计，2018年我国海上风电招标容量约5GW，同比增长60%。数据来源：公开资料整理数据来源：公开资料整理截止到2018年底，中国海上风电累计装机约3.6GW，仅次于英国和德国，位居全球第三位，建成并网项目集中在在江苏、上海地区，同时福建、广东、浙江海上风电开发建设进度明显加快，截至2018年底在建海上风电项目达到6.6GW。我国海上风电已基本具备大规模开发条件，下一阶段须通过技术创新和规模化开发，尽快摆脱补贴依赖，通过市场化方式实现快速发展。参照欧洲发展海上风电的经验，机组的大型化、规模化对于降低海上风电度电成本有显著作用。目前国内2.5-4MW的海上风电机组技术已经成熟，5-6MW机组已经正式在市场中批量应用，新型大功率风力发电机正在逐步取代由陆上机组过渡而来的中小型风力发电机。此外，施工运维、勘测设计方面国内的施工方也在逐步积累相应经验。数据来源：公开资料整理数据来源：公开资料整理7、国际海上风电迎来增长爆发期近年来，海上风电的平均度电成本明显下降，特别是在海上风电发展的重点区域北欧。2017年在英格兰东北海岸的HornseaOne风电场中标电价为57.50英镑/MWh，为2015海上风电新增项目电价的一半。2018年德国也出现了零补贴的海上风电项目，全球风电度电成本的下降除了技术推动以外，与项目开发模式转为竞价上网的机制有很大的关系。在技术方面，单机容量的增加是关键，机组大型化快速降低了非风机部分的建设和运维成本。目前海外8MW机型已经投入商业运营并成为主流，最新机型已经从9.5-12MW方向发展。GE公司的12MW将于2019年进行吊装测试。2011年，由欧盟资助的一项分析表示，目前现有的材料可以支撑高达20MW容量的机组研发生产。未来仍有继续进步的空间。自从2016年墨西哥和西班牙首推风电竞价上网以来，海外新增风电项目全面转向竞价模式。这一趋势在短期内影响了部分市场的装机需求，并且在2017-2018年给风电机组价格带来显著下行压力，但同时也打开了风电的长期发展空间。竞价上网促进风电长期竞争力的提升，彭博新能源预测2025年以前海上风电的电价将降至4欧分/千瓦时。数据来源：公开资料整理数据来源：公开资料整理英国商业、能源和工业战略部（BEIS）计划到2030年英国30%的电力供应来自海上风电，届时英国海上风电装机将从目前的8GW提高到30GW，英国政府还将给予5.57亿英镑的补助促进产业发展。二、2019年风电行业发展趋势分析预计2019年国内风电新增装机约28GW，同增约20%。中长期看，当前我国陆上风电系统成本约为7.0~7.5元/W，考虑到路条费取消以及机组大型化等技术进步，预计我国陆上风电系统成本1~2年内或降低至6.0~6.5元/W，届时全国80%用电量的地区可以实现平价，平价项目将成为需求主要驱动力，政策影响将边际弱化，行业景气持续。数据来源：公开资料整理目前，风电发展“十三五”规划提出总量目标，到2020年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上；风电年发电量确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。同时，消纳利用目标也提出，到2020年，有效解决弃风问题，“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求。弃风限电问题得到改善，风电年利用小时数增加，风电运营企业经济效益提高，政策推动风电行业市场化竞争，对我国风电产业的长远发展是有利的。在风电新增建设规模方案中，2017-2020年累计建设排名前三的地区有湖南省、河南省和河北省。2017-2020年中国风电新增建设规模方案情况地区20172018201920202017-2020年累计2020年规划并网目标北京055102050天津29264028230100河北23935030025011391800山西256240220224940900辽宁0705040160800上海01010103050江苏1101008080370650浙江01009090280300安徽20010010050450350福建50100100100350300江西11316014060473300山东3502402002009901200河南3003003003001200600湖北301150150150751500湖南23232301501502853600广东165150150150615600广西200100100100500350海南000353530重庆301515157550四川228202070500贵州156012044239