2019年一季度中國風電行業(yè)市場需求現(xiàn)狀分析及2019-2023年風電裝機容量預測[圖]

風電李玲玲 2019-08-19 06:18 來源：智研咨詢

一、需求：復蘇延續(xù)下半年搶裝

1、訂單創(chuàng)新高電價搶并網(wǎng)

2015年我國風電裝機29.61GW，創(chuàng)裝機量最高，主要是標桿電價下降引發(fā)的搶裝。2016年國內風電新增裝機18.73GW，同比下降36.74%，主要原因是：1）2015年搶裝透支了2016年的裝機需求；2）棄風限電進一步惡化，抑制了風電運營商投資熱情，進而降低了裝機需求。2017年~2018年新增裝機量為19.52GW和21GW，裝機量逐步復蘇。2019年1~5月份風電新增裝機為6.88GW，同比增加9.21%，可以看出復蘇的趨勢有所延續(xù)。

風電裝機規(guī)模及同比增速

數(shù)據(jù)來源：公開資料整理

從月度數(shù)據(jù)來看，2015~2017年底前均發(fā)生大規(guī)模的搶裝，尤其是12月份。2015~2018年12月份裝機量分別為13.72GW、6.72GW、7GW和3.8GW，占當年總裝機量比例分比為46.33%、35.87%、35.87%和18.1%。2018年12月裝機量大幅下滑，部分原因是不用搶2018年電價，2019年底前開工即可鎖定。

風電月度裝機數(shù)據(jù)

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2018年全國風電新增公開招標33.5GW，同比增長22.7%。2019年一季度，國內公開招標量已達14.9GW，同比增長101%，創(chuàng)單季最高招標量歷史紀錄。其中，海上風電招標3.0GW，同比增長61.2%，占比20.3%。分區(qū)域看，南方市場招標3.7GW，占比25.0%，北方項目11.1GW，占比74.3%，集中采購招標量0.1GW，占比0.7%。

季度公開招標容量（GW）

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目前符合固定上網(wǎng)電價的項目容量總計88GW，包括已核準未建設及在建項目，其中已開工項目為46GW，也就意味著還有42GW的項目還未開工。項目未開工原因眾多，比如環(huán)保紅線、融資利率等。主管部門也在梳理核準未開工項目原因，擬對部分項目予以作廢投入競價市場。同時企業(yè)若要鎖定較高的電價等級，也必須于2019年年底前開工。

非競價風電存量項目分析（GW）

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風電建設順序是招標、進場、吊裝、并網(wǎng)，招標為實際并網(wǎng)裝機的現(xiàn)行指標，制造端的業(yè)績釋放領先于風電并網(wǎng)裝機數(shù)據(jù)，一般招標數(shù)據(jù)領先并網(wǎng)數(shù)據(jù)一年左右。設備從招標到進場也需要時間周期，因此若要年底前開工則必須盡快完成招標。因此我們認為今年一季度招標量攀升主要原因是由于存量項目搶電價影響。

風電標桿上網(wǎng)電價及觸發(fā)條件（元/kWh）

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我們預計未來兩年風電并網(wǎng)裝機將呈現(xiàn)高增長趨勢：1）存量核準為開工項目由于搶電價，將在未來一年半左右的時間內加速吊裝并網(wǎng)；2）伴隨風電度電，競價、平價、基地化項目將會逐步增長，今年開始平價項目和基地化項目呈現(xiàn)出放量趨勢，如烏蘭察布6GW風電基地項目，將引領打開競價時代的市場空間。

2、限電持續(xù)改善三北陸續(xù)解禁

2011~2012年，隨著風電裝機快速增長開始出現(xiàn)棄風限電情況；2013年冬季氣溫同比偏高，全國電力負荷同比增速提升，棄風率呈現(xiàn)一定好轉；2014年整體來風偏小、特高壓投運，緩解了棄風限電現(xiàn)象。但由于2015風電搶裝，棄風限電情況更加嚴重，2016年我國風電平均利用小時數(shù)1742小時，棄風率高達17%。2017棄風限電情況得到好轉，前三季度全國風電發(fā)電量2128億千瓦時，同比增長26%；平均利用小時數(shù)1386小時，同比增加135小時；全國棄風電量295.5億千瓦時，同比減少103億千瓦時，棄風率同比下降6.7%。2018年棄風率持續(xù)改善，全年棄風率為，

國內風電棄風率及棄風電量

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2016年7月能源局發(fā)布《關于建立監(jiān)測預警機制促進風電產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的通知》，希望通過政策類指標、資源和運行類指標、經(jīng)濟類指標評定的綜合分數(shù)評判該地區(qū)是否可以開工建設風機場。紅色不下達年度開發(fā)建設規(guī)模，同時也不辦接網(wǎng)手續(xù)；黃色不下達年度開發(fā)建設規(guī)模；綠色可以推進風電項目投資，預警文件每年出具一次。

2018年棄風改善，內蒙、黑龍江和寧夏從紅色預警區(qū)域中解除；2019年吉林從紅色預警區(qū)域中接觸，目前紅色預警區(qū)域僅包含新疆和吉林。而從2018年裝機數(shù)據(jù)來看，甘肅、新疆、吉林、內蒙古、黑龍江和寧夏六省合計裝機4.2GW，同比增長168%，其中于2018年解除預警的內蒙古、黑龍江和寧夏合計裝機2.96GW，同比增長143%。

紅六省裝機變化（萬千瓦）

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我們認為三北地區(qū)風電裝機增速將會持續(xù)高增長：1）隨著棄風限電情況改善，吉林和新疆有望從紅色預警區(qū)域中摘除，繼續(xù)貢獻新增裝機；2）錫盟特高壓、準東特高壓等大型基地項目進入投建期，進一步貢獻三北地區(qū)風電裝機增量。

配套特高壓基地項目進入建設期

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3、海上風電優(yōu)勢顯著投資規(guī)模繼續(xù)增長

相較于陸上風電，海上風電具有以下特點：1）風能資源豐富、利用小時數(shù)高；2）建設成本高、運維費用高；3）不占用土地、消納方便。前幾年國內海上風電的發(fā)展相對滯后，主要原因在于：1）技術與產(chǎn)業(yè)配套不成熟，我國企業(yè)不具備與海上風電需求相匹配的核心技術能力，包括機組技術、施工技術、輸電技術、運維技術；2）建設與運維成本高，海上風電相較于陸上風電高出近一倍的電網(wǎng)成本、建造成本等使得海上風電項目，開發(fā)成本高昂；3）并網(wǎng)送出機制并不完善；4）多頭管理協(xié)調不易，核準至并網(wǎng)其涉及海洋、漁業(yè)、交通航運、環(huán)保和軍事等多個部門。

陸上風電和海上風電特點比較

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在風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃，2020年底確保累計吊裝容量達到210GW，其中海上風電項目開工10GW，并網(wǎng)裝機達到5GW以上。2018年，我國海上風電取得明顯進展，新增裝機容量達165.5萬千瓦，同比增長42.7%，累計裝機444.25萬千瓦。

海上風電并網(wǎng)數(shù)量地理分布圖

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海上風電裝機數(shù)量與增速（GW）

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為了保障海上風電能夠順利進入產(chǎn)業(yè)化狀態(tài)，國家一直未進行降補，一直保持“十二五”規(guī)劃的補貼計劃：2017年以前（不含2017年）投運的近海風電項目上網(wǎng)電價為0.85元/kWh，潮間帶風電項目上網(wǎng)電價為0.75元/kWh。在技術不斷推進和政府大力支持下，我國海上風電有望快速進入產(chǎn)業(yè)化狀態(tài)，與其他創(chuàng)新式新能源模式一同高速發(fā)展。

海上風電標桿電價未調整（元/kWh）

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海上風電快速發(fā)展的原因是：1）經(jīng)過多年的發(fā)展，海上風電開發(fā)的可行性和經(jīng)濟性已有明顯的提升；2）根據(jù)2016年發(fā)改委發(fā)布的電價調整方案，海上風電電價維持平穩(wěn)，隨著成本的持續(xù)下降，海上風電投資回報率持續(xù)上升；3）此外，國內風電制造業(yè)加大對海上風電的布局，當前國內風機、風塔甚至風能變流器等技術均達到了滿足海上大功率風電的要求，進一步支撐海上風電的發(fā)展從邊際變化的角度來看，海上風電的成本下降空間更大，利用小時數(shù)高于陸上風電，補貼優(yōu)勢遠高于陸上風電，并且距離負荷中心較近，具備改善棄風率的作用，內部收益率邊際增長的空間更大，也會吸引更多的能源投資者的青睞。

二、全球風電裝機穩(wěn)健增長，需求集中在亞洲及歐美地區(qū)。

2018年全球風電新增裝機容量為51.3GW，同比微降2.3％。隨著全球風電產(chǎn)業(yè)蓬勃發(fā)展，風電新增裝機穩(wěn)健增長，我們預計2019-2021年全球新增風電裝機分別約62.6GW、70.1GW、70.2GW。

2016-2023E全球風電新增裝機及同比增速（單位：GW、%）