2018年中国风电行业发展现状及行业发展趋势分析【图】

    一、风电行业发展现状分析

    （一）、上网电价：补贴逐步退坡 2020 年实现无补贴上网

    2009 年前，我国实行风电特许权招标政策，特许权项目通过上网电价的招标竞争选择开发商，上网电价区间集中在0.43 元/kWh~0.56 元/ kWh；2009 年7 月，发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国分为四类风能资源区，风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51 元、0.54 元、0.58 元和0.61 元；2016 年12 月，发改委提出下调陆上风电上网电价、海上风电电价不变，同时触发条件由原来的并网节点变更为开工节点。

风电标杆上网电价及触发条件（元/kWh）

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    相关报告：智研咨询网发布的《2018-2024年中国小型风电行业竞争现状及投资前景分析报告》

    1、利用小时数：弃风率不断升高 成为限制行业发展主要制约

    2011~2012 年，随着风电装机快速增长开始出现弃风限电情况；2013 年冬季气温同比偏高，全国电力负荷同比增速提升，弃风率呈现一定好转；2014 年整体来风偏小、特高压投运，缓解了弃风限电现象。但由于2015 风电抢装，弃风限电情况更加严重，2016 年我国风电平均利用小时数1742 小时，弃风率高达17%。

    弃风限电自2010 年后成为制约行业发展的主要障碍，主要原因是：1）我国风能资源与电力需求存在区域错配，三北地区风能资源丰富，但远离电力负荷中心，资源地本身的工业基础较为欠缺，用电增速低、消纳能力弱；2）风电本身具有波动性和间歇行等特点，并网需要配套建设调峰电源，但三北地区电源结构单一，基本没有调峰能力；3）跨区域的电力输送通道建设不足，导致了弃风限电的问题产生。

    2017 弃风限电情况得到好转，前三季度全国风电发电量2128 亿千瓦时，同比增长26%；平均利用小时数1386 小时，同比增加135 小时；全国弃风电量295.5 亿千瓦时，同比减少103 亿千瓦时，弃风率同比下降6.7%。

我国弃风电量与弃风率情况

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    2、度电成本：成本降低叠加效率提升 实现无补贴下的经济性

    风电场装机成本主要由设备及安装工程费用、建筑工程费用、施工辅助工程费用等组成，机组的成本约占整个风电场工程成本的47%。自2007 年以来，由于制造进步、效率提升、行业激烈竞争使得风电机组的价格持续降低。国际上风电机组的成本从2007 年的1.78美元/瓦降至2015 年的0.93 美元/瓦，风机成本的降低也带动了度电成本的降低，陆上风电的度电成本目前约0.06 美元/瓦，相较于2010 年分别下降25%。

风电场初始投资成本构成

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设备及安装工程成本构成

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发电设备及安装工程成本构成

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    从发电效率来看，风电技术水平在持续进步：1）通过提高叶轮直径、增加响应等方式，使发电效率以5%-10%增速提升；2）国内风机机型持续丰富，机型功率持续上升，带动风电发电效率提升。近两年风电主流机型从1.7-103（额定功率 1.7MW，风轮直径103m）升级为2.3-116（额定功率2.3MW，风轮直径116m），年发电量提升26.44%，度电成本降低8.51%，风轮直径、输出功率及容量因子的升级将持续提升机组发电能力。

    2016 年我国新增装机的风电机组平均功率 1955kW，与2015 年的 1837kW 相比，增长6.4%；累计装机的风电机组平均功率为1608kW，同比增长2.9%。我国新增风电机组中，2MW 风电机组装机占全国新增装机容量的 60.9%，同比市场份额上升11 % ; 1.5MW 机组的市场份额下降16%，1.5MW 机组和2.0MW 机组的合计市场份额达到78.7%。机组功率的平均功率的提升有利于提高发电效率降低度电成本。

    财务费用：补贴延迟应收账款增加 企业现金流压力增大

    风电上网电价包含两部分：基数电价和补贴电价，基数电价部分结算由当地电网公司结算，而补贴电价部分来源于可再生能源补贴，补贴来源于向除居民生活和农业生产以外的其他电力消费者征收电力附加费，用途是补贴风电、光伏等新能源行业。2013 年、2016分别将可再生能源电价附加标准从每千瓦时0.8 分钱、1.5 分钱和1.9 分钱，虽然征收标准在提升，但我国新能源产业增速更高， 2016 年底我国补贴缺口已超过700 亿元。

    （二 ）、不同边际因素对需求的影响情况分析

    我国风电终端需求受到电价补贴调整、弃风率变化、度电成本及财务压力等因素影响，行业从发展初期到成熟期，各影响因素在周期中呈现出阶段性切换的特征，根据研究框架复盘了风电行业的发展历史。

风机新增吊装量及增长率（GW）

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    1、2013~2015：弃风率小幅改善 标杆电价下调刺激抢装

    2013~2015 年，国内新增装机出现持续增长，主要原因是：1）弃风率在2013 和2014 年均下滑，2013 年冬季气温同比偏高，供暖期电网调峰压力较小，风电消纳较好的夏秋季来风增加，同时全国电力负荷同比增速提升，弃风率呈现一定好转，2014 年整体来风偏小，同时哈密-郑州特高压、新疆与西北主网联网750 千伏特高压通道等输电工程的投运，都对弃风率的迚一步下降起到推动作用；2）受2015 年以后的网风电标杆电价下调影响，2015 年出现较为强烈的抢装潮，推动2015 年新增装机达30.75GW。

    2、2016~2017Q3：弃风率较高叠加高基数效应，装机下滑严重

    2016 年国内风电新增吊装23.37GW，同比下降24%，新增并网容量19.3GW，同比下降41.46%。主要原因是：1）2015 年抢装透支了2016 年的装机需求；2）弃风限电进一步恶化，抑制了风电运营商投资热情，进而降低了装机需求。2017 年前三季度国内风电并网容量为9.7GW，同比下降3%，但弃风率从同比下降6.7%。通过复盘风电装机周期的波动，：1）风电上网标杆电价下调前一年，通常会面临抢装；2）风电装机增速远高于电网投资及电力需求增速，弃风限电成为制约行业主要发展因素；3）设备制造技术不断升级，2010~2012 年风电安全问题将不会再现，同时度电成本不断降低，2020 年有望实现平价上网；4）补贴收入回款延迟，对融资能力和偿债能力不足的企业带来较大的现金流压力，影响部分企业的投资热情。

    二、风电行业发展趋势分析

    （一）、对风电行业需求复苏

    从风电核准来看：1）2016 年，我国风电机组累计核准容量共计252.98GW，而风电累计装机容量共计169.04GW，说明83.94GW 项目核准未建；2）国家能源局下发《2017-2020年风电新增建设规模方案》，提出2017-2020 年新增建设规模分别为30.65GW、28.84GW、26.60GW、24.31GW；2017 年底核准未建设项目达114.59GW。从风电招标量来看：1）2016 年全年招标28.3GW，创下历史新高，2017 年1-9 月招标累计容量达到22GW，而我国前三季度并网容量仅为10GW；2）对比15 年的抢装现象，14年同期的招标量仅为17.3GW，而14 年全年的招标量也仅为27.5GW。核准、招标、吊装及并网的差额最终将会收敛，核准量逐步转换成并网量。

我国风电装机招标规模（GW）

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我国核准未建风机数量及分布（GW）

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    1、边际的变化：弃风限电改善明显 抢电价推动装机复苏

    从电价调整的角度来看，根据最新的电价下调触发条件，上述114.59GW 的项目需要在2019 年底前开工建设，才能获得0.47~0.60 元/千瓦时的上网电价，否则上网电价将被调整为0.40-0.57 元/千瓦时，鉴于锁定老电价的要求，2018~2019 年是确定性的开工大年。从度电成本角度来看，风电行业的度电成本仍处于下降通道，2020 年有望实现平价上网。部分企业仍在等待成本下降至预期范围再进行招标。但由于目前装机呈现出向中东部和南方地区转型的趋势，施工周期比北方项目长6~9 个月，因此若要2019 年抢开工的背景下，2018 年企业大概率会进行招标。从弃风限电的角度来看，行业最坏的时间点已经过去，2017 年前三季度弃风率已经有了明显的好转，同比下降6.7%，且部分区域有望明年移出红色预警区域。

    （二）、 弃风限电边际改善的驱动及趋势？

    2017 年10 月能源局发布2017 年前三季度风电并网运行情况：1~9 月全国风电发电量2128亿千瓦时，同比增长26%；平均利用小时数1386 小时，同比增加135 小时；弃风电量295.5亿千瓦时，同比减少103 亿千瓦时，弃风率同比下降6.7%，实现弃风电量和弃风率双双降低，弃风限电改善的拐点已经初步呈现。

    1、三北地区消纳问题明显改善，红色预警地区有望解除装机禁令

    2016 年7 月能源局发布《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，希望通过政策类指标、资源和运行类指标、经济类指标评定的综合分数评判该地区是否可以开工建设风机场。红色不下达年度开发建设规模，同时也不办理戒网手续；黄色不下达年度开发建设规模；绿色可以推进风电项目投资。

    2017 年2 月，能源局发布了《关于发布2017 年度风电投资检测预警结果的通知》，将内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆等六省纳入红色预警区域，同时规定红色预警地区不得核准建设新的风电项目，电网企业不得受理红色预警区域风电项目的新增并网申请（含在建、已核准和纳入规划的项目）。

    红色预警文件每年出具一次，红六省中除了新疆、甘肃外，宁夏、内蒙古、吉林和黑龙江弃风率均降至20%以下，根据红色预警机制，部分省份明年有望被移出红色预警名单，装机限制有望解禁。目前，红色预警地区内蒙古、新疆已经核准新增风电项目。未来假如红六省装机禁令解除，传统风电装机地区有望释放需求增量。

2014-2017 年我国半年度弃风量和弃风率变化情况

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红六省中四省弃风率已将至20%以下

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    2、特高压投运高峰 国网致力解决弃风问题

    在2014 年初，受到环保压力与西部新能源发电并网的双重压力，国务院印发了《大气污染防治行动计划》，能源局则配套发布了跨区送电通道的规划。以特高压为主的跨区输电通道是解决负用电侧和发电侧错配的有效方式之一。国家能源局规划了十二条跨区“治霾”专用输电线路和国家电网“十三五”期间的5 条特高压线路计划将从2017 年起集中投运。通过电源与优化通道结合将助力弃风率进一步下降。

    我国目前在运行、在建和已核准待建的特高压工程共21 项，其中特高压交流工程7 项，特高压直流工程14 项。根据国家电网规划，“十三五”期间，在“四交五直”工程基础上，后续特高压工程分三批建设，首先是加快建设“五交八直”特高压工程，其次在2018 年以前开工建设“四交两直”特高压工程，加快统一同步电网建设。最后，2020 年以前开工建设“十三五”规划的特高压网架加强和完善工程。

特高压规划

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    未来几年依旧是我国特高压投运及建设的高峰，相关线路的投运将促进限电严重的西北地区电力外输，进而带动限电问题改善。而国家电网也提出，到2020 年根本解决新能源消纳问题，弃风弃光率控制在5%以内。

    3、装机结构东移 供需错配有望缓解

    我国风力资源主要分布在三北地区和沿海地带，然而我国用电地区主要在南方和中东地区，地理位置错配严重，用电侧与发电侧地理位置错配。随着三北地区弃风限电现象严重，为解决风电电力消纳问题，匹配用电端和发电端电力供求，目前我国正在逐步将风电场建立在南方等地区。2013 年至2016 年，中南和西南地区吊装数量由3.06GW（占比19%）上升到6.31GW（占比27%），年复合增长率达到27.33%。

我国风力资源分布情况

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我国各省用电量分布图

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    南方和中东地处中低风速地区，风速在5-6m/s 之间。过去普遍认为，该等风速的风力资源不具备经济价值，但是随着技术创新开发专用机组，目前大多数中低速风电项目内部收益率已经可以达到8%以上。国家气象局测算，风速在5m/s 以上的风力资源目前可达10 亿千瓦，资源潜力巨大。而且风力该类地区也恰好是电力消耗的重要区域，具备良好的消纳条件，随着风轮直径加大，翼型效率提升，控制机制的智能化等先进技术应用，收益率将会不断提升，风电将在南方地区逐渐成为重要可再生能源生产方式。弃风限电改善的主要驱动在于政策层面。无论是从十三五规划还是能源工作报告来看，弃风限电问题已被提升至重要高度，上层的重视有利于利益的梳理及问题的解决。目前我国已出台多项解决弃风限电的政策，从控制增量、增量结构变化、消化存量、增加电力外送通道等多个维度解决弃风问题。相信到2020 年我国的弃风问题会得到非常大的改善，而2017 年是弃风限电反转的拐点，

    （三）、运营商现金流情况分析

    目前对于运营商的压力来自于资产负债结构和偿债能力，由于风电投资金额较大，多数企业会采用银行贷款和融资租赁的方式进行前期筹资。但由于可再生能源补贴缺口较大，补贴延迟到账的情况较为严重，企业应收账款压力较大，财务费用也比较高（尤其是融资租赁方式，不仅需要偿还利息，还要支付较高的手续费）。目前企业的补贴已延迟两年后才到账。即使第七批补贴目录下发，由于可再生能源补贴缺口仍在扩大，补贴回流情况的压力依然非常大。鉴于财务上的压力，运营商正在采用创新的方式优化资产负债和现金流，通过将风电收费收益权或可再生能源补贴进行资产证券化，缓解资金压力，优化资产负债表和现金流量表。例如：1）金风科技在2016 年7 月以装机容量合计247.5MW 风电场的电费收益权作为基础资产发行了12.75 亿元的ABS 产品；2）华能2017 年11 月发行首单可再生能源电费补贴 ABS 产品，项目注册金额 50 亿元，首期发行规模为5.3 亿元，期限36 个月，联合资信给予项目AAA 评级。ABS 产品实现了无次级结构、无第三方增信的情况下的全额出表，有利于降杠杆、盘活资产、压降两金占用。同时，募集资金用于补充新能源企业现金流，有效缓解了新能源企业的资金压力。

    发改委、财政部和能源局2017 年2 月联合发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，拟在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购制度。根据市场认购情况，自2018 年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。自2017 年7 月1 日起正式开展绿色电力证书认购工作，将依托可再生能源发电项目信息管理系统，试行为陆上风电、光伏发电企业（不含分布式光伏发电）所生产的可再生能源发电量发放绿色电力证书。风电企业出售绿色电力交易证书后，相应电量将不再享受补贴。绿色电力证书交易有望减轻运营企业现金流压力。

    （四）、分散式风电会出现分布式光伏爆发

    分散式接入风电项目是指靠近负荷中心，不以大规模远距离输送电力为目的，所产生的电力就近接入当地电网进行消纳的风电项目。分散式风电应符合接入电压等级在35 千伏以下、利用现有变电配电系统，就近接入当地电网进行消纳的风电项目，有利于风电消纳，降低弃风率，在中东南部低风速地区具有广阔的发展空间。

    2009 年我国开始提出分散式风电的概念，2011 年出台了相关产业政策，但之后几年分散式放电的发展低于预期，主要原因是：1）政策支持力度不够尤其未能得到地方政府支持，同时审批环节较为繁琐；2）分散式接入风电项目容量较小，单位开发成本较高；3）没有完善的分散式风电技术标准体系和管理规范来指导分散式风电的整体开发工作；4）早期国内风电投资主体多为国企，对投资少、规模小的分散式接入风电投资积极性不足。

    2017 年以来，政府对分散式风电的扶持进一步升级，提出分散式接入风电项目不受年度指导规模的限制、规划建设标准及加强规划管理、推进分散式风电市场化交易试点等。同时地方政府也纷纷响应，目前河南、新疆、内蒙等地均出台相关文件，加快分散式风电的 开发建设。例如，河南省稳健《关于下达“十三五”分散式风电开发方案的通知》，公示了124 个项目共计210.7 万千瓦的开发规模。

    从政策的支持的角度，分散式风电将迎来快速的发展，主要原因是：1）分散式风电靠近负荷中心，易于就近消纳，对缓解目前严峻的弃风限电问题；2）三北地区弃风严重，中东部和南方地区负荷集中，消纳能力较强，有利于分散式风电发展；3）相较于集中式风电，分散式风电具备不占核准指标、不用新建升压站、占地面积小、建设周期短等优点，有助于吸引民间资本参与风电项目开发，2017 年分布式光伏迎来爆发式的发展，主要原因是：1）市场存在分布式补贴下降的预期，年底出台的退坡政策将补贴由0.42 元/度降至0.37 元/度；2）分布式靠近用电侧，可以及时消纳电力，相对于集中式电站弃光率严重，分布式得到政策的大力支持；3）自发自用分布式收益率高，全额上网分布式不受规模限制；4）商业模式逐步受到投资者的认可。相较于分布式光伏，分散式风电也适用于同样的逻辑：1）2019 年后补贴仍将退坡，开工时间锁定退坡前电价；2）靠近用电侧，有助于降低弃风率；3）装机容量低于集中式风电，初始投资金额门槛低，有利于投资者进入；4）分散式不受年度建设指标限制。因此2018~2019 年也将是分散式风电的快速发展期。

    （五）、海上风电现投资引力情况分析

    相较于陆上风电，海上风电具有以下特点：

    1、风能资源丰富、利用小时数高；

    我国海上风电资源丰富，海岸线长达1.8 万公里，可利用海域面积超300 万平方公里。我国5-25 米水深、50 米高度海上风电开发潜力约2 亿千瓦，5~50米水深、70 米高度海上风电开发潜力约5 亿千瓦。同时，海上风力资源相对于陆上更好，我国大部分近海90 米高度海域平均风速6.5~8.5m/s，尤其是东南沿海及其岛屿，沿海岛屿的风能密度在300W/m2 以上，有效风力出现时间百分率达80-90%。以江苏为例，平均风速从东部沿海向西部内陆逐步减小，近海区域70m 高度风速超过了7m/s，内陆地区70m 高度风速基本低于6.5m/s，西部区域风速在6.0m/s 以下。从利用小时角度来看，江苏沿海海上风电项目发电利用小时数基本在2400 小时以上，而2016 年陆上的平均发电利用小时为1900 小时。

    2、建设成本高、运维费用高，2017 年全球范围内投运的陆上风电和海上风电的加权平准发电成本（LCOE）分别为0.06 美元/千瓦时和0.14 美元/千瓦时，相较于2010 年分别下降25%和17%。LCOE 的计算考虑全生命周期内的投资、运营成本和收益（由于海上风电在后期运维费用上占比较高，因此选取LCOE 进行成本分析）。

陆上风电和海上风电投资成本比较

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    3、不占用土地、消纳方便

    海上风电不占用土地资源，适用于大规模开发。欧美地区海上风电场规模多集中于200MW~300MW，最高的开发规模已超过500MW。同时，沿海地区经济发展较好，也是中国的主要电力负荷中心，例如江苏、上海、浙江、福建和广东，电网结构坚强，海上风电的消较为顺畅。从我国风电发展来看，当前风资源较为丰富的三北地区弃风限电较为严重，中东部和南部地区风电发展面临风资源相对较差、用地紧张和环保等问题，海上风电则避免了这些劣势，极具发展潜力。

陆上风电和海上风电特点比较

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    前几年国内海上风电的发展相对滞后，主要原因在于：1）技术与产业配套不成熟，我国企业不具备与海上风电需求相匹配的核心技术能力，包括机组技术、施工技术、输电技术、运维技术；2）建设与运维成本高，海上风电相较于陆上风电高出近一倍的电网成本、建造成本等使得海上风电项目，开发成本高昂；3）并网送出机制并不完善；4）多头管理协调不易，核准至并网其涉及海洋、渔业、交通航运、环保和军事等多个部门。但近两年海上风电需求发生了较大的变化。

    2016 年我国海上风电新增装机154 台，容量达到590MW，较上年同期增长64%；总装机规模上，由2010 年 150MW 增长至2016 年的 1630MW，远高于陆上风电新增装机量。随着海上风电的发展，各地也都相应的调整了海上风电布局。预计到 2020 年，江苏将开工建设16GW，广东预计开工建设12GW，投产 2GW，到2030 年投产3GW，经调整，目前确定的规划总容量超过78GW。海上风电快速发展的原因是：1）经过多年的发展，海上风电开发的可行性和经济性已有明显的提升：2）根据 2016 年发改委发布的电价调整方案，海上风电电价维持平稳，随着成本的持续下降，海上风电投资回报率持续上升；3）此外，国内风电制造业加大对海上风的布局，当前国内风机、风塔甚至风能变流器等技术均达到了满足海上大功率风电的要求，进一步支撑海上风电的发展。

海上风电标杆电价未调整（元/kWh）

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    从总量的角度来看，《风电发展“十三五”规划》指出，到2020 年全国海上风电开工建设规模达到10GW，力争累计并网容量达到5GW 以上，重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设。而2016 年底海上风电累计装机仅1.63GW，2017 年上半年，国内海上风电项目招标达2.9GW，海上风电装机开始进入快速正常通道。

陆上风电装机情况（GW）

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海上风电装机情况（GW）

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海上风电占比

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海上风电装机情况（GW）

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    从边际变化的角度来看，海上风电的成本下降空间更大，利用小时数高于陆上风电，补贴优势远高于陆上风电，并且距离负荷中心较近，具备改善弃风率的作用，内部收益率边际增长的空间更大，也会吸引更多的能源投资者的青睐。