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2019-2023年全球陆地风电迎来抢装,海上风电加快发展,存量市场替代空间打开,中国风电行业未来发展空间巨大[图]

2020年04月26日 14:21:52字号:T|T

    一、我国风电行业发展历程

    我国风力发电始于20世纪50年代后期,用于解决海岛及偏远地区供电难问题,主要是非并网小型风电机组的建设。70年代末期,我国开始研究并网风电,主要通过引入国外风电机组建设示范电场,1986年5月,首个示范性风电场马兰风力发电场在山东荣成建成并网发电。

    从第一个风电场建成至今,我国风电产业发展大致可以分为以下6个阶段:

1 早期示范阶段(1986
1993) 主要利用国外捐赠及丹麦、德国、西班牙政府贷款建设小型示范风电场,国家“七五”“八五”投入扶持资金,设立了国产风电机组攻关项目,支持风电场建设及风电机组研制。这期间相继建成福建平潭岛、新疆达坂城、内蒙古朱日和等并网风电场,在风电场选址与设计、风电设备维护等方面积累了一些经验。
2 产业化探索阶段(1994
2003) 通过引入、消化、吸收国外技术进行风电装备产业化研究。从1996年开始,启动了“乘风工程”、“双加工程”、“国债风电项目”、科技支撑计划等一系列的支持项目推动了风电的发展。期间首次探索建立了强制性收购、还本付息电价和成本分摊制度,保障了投资者权益,促使贷款建设风电场开始发展。该阶段国产风电设备实现了商业化销售,国内风电年新增装机容量不断扩大,新的发电场也不断涌现。
3 快速成长阶段(2004
2007) 国家不断出台一系列的鼓励风电开发的政策和法律法规,如2005年颁布的《可再生能源法》和2007年实施的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》,以解决风电产业发展中存在的障碍,迅速提升风电的开发规模和本土设备制造能力。同时,2005年出台的《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》中有关“风电设备国产化率要达到70%以上”(2010年已被取消)等一系列政策的推动下,开启了装备国产化进程。2007年新增装机容量达3,311MW,同比增长157.1%,内资企业产品市场占有率达55.9%,新增市场份额首次超过外资企业。
4 高速发展阶段(2008
2010) 我国风电相关的政策和法律法规进一步完善,风电整机制造能力大幅提升。该期间,我国提出建设8个千万千瓦级风电基地,启动建设海上风电示范项目,是前所未有的高速发展期。2010年,我国风电新增装机容量超过18.9GW,以占全球新增装机48%的态势领跑全球风电市场,累计装机量超过美国,跃居世界第一。但快速发展的同时,也出现了电网建设滞后、国产风电机组质量难以保障、风电设备产能过剩等问题。
5 调整阶段(2011
2013) 经过几年的高速发展后,我国风电行业问题开始凸显,一是行业恶性竞争加剧,设备制造产能过剩,越来越多的企业出现亏损;二是我国“三北”地区风力资源丰富,装机容量大,但地区消纳能力有限,外送通道不足,使得弃风现象严重;三是风电机组质量无法有效保障。期间,不少企业退出风电行业,市场也逐渐意识到风电设备制造不能简单追求“低价优势”,更不能盲目上项目,应充分重视产品质量,并提高服务能力。
6 稳步增长阶段(2014
至今)经过前期的洗牌,风电产业过热的现象得到一定的遏制,发展模式从重规模、重速度到重效益、重质量。“十三五”期间,我国风电产业将逐步实行配额制与绿色证书政策,并发布了国家五年风电发展的方向和基本目标,明确了风电发展规模将进入持续稳定的发展模式。

数据来源:公开资料整理

    二、全球快速发展,中国装机第一

    (一)2001-2018年全球风电装机发展三个阶段

第一阶段
(2001-2009年)
全球风电高速增长期。新增风电装机CAGR达到22%;海上风电市场开始起步,荷兰、英国、德国、比利时等欧洲国家陆续开拓海上风电市场,受制于海上风电技术积累不足、度电成本较高,新增海上风电装机仅占新增风电装机的1%左右。
第二阶段
(2010-2013年)
全球风电调整期。装机增速放缓,新增风电装机CAGR回落到-3%;欧洲国家持续发展海上风电,中国开始进入海上风电市场,新增海上风电份额提升至2%左右。
第三阶段
(2014至今)
全球风电重回发展期。风电技术提升加速,度电成本优势凸显,新增风电装机CAGR达到7%;欧洲海上风电技术逐步完善,中国海上风电快速发展,新增海上风电份额提升至4%-8%。

数据来源:公开资料整理

    智研咨询发布的《2020-2026年中国风能风电行业市场全景调研及发展前景分析报告》显示:2018年全球新增装机51.3GW,其中陆上风电新增装机46.8GW,海上风电新增装机4.5GW。截至2018年,全球风电累计装机591GW,其中海上风电累计装机23GW,在全球风电装机占比4%。

    历年全球风电累计装机容量变化情况(GW)

数据来源:公开资料整理

    历年全球风电新增装机容量变化情况(GW)

数据来源:公开资料整理

    (二)中、美、德、印度和巴西为全球前五大陆上风电增量市场

    中国:2008-2018年陆上风电新增装机连续十年全球第一。2018年中国陆上风电新增装机21.2GW,全球占比45%,继续保持2008年以来全球第一大陆上风电增量市场。截至2018年,中国陆上风电累计装机206GW,陆上和海上累计装机210.6GW,成为世界首个陆上风电总装机超过200GW的国家,提前两年完成了风电“十三五”规划目标(2020年风电并网210GW)。

    美国:世界第二大陆上风电市场。2018年美国陆上风电新增装机7.6GW,累计装机96GW,是世界第二大陆上风电市场。预计到2020/21年,生产税抵免政策(ProductionTaxCredit)仍然是美国新增装机主要驱动力。

    其它三大陆上风电市场:2018年其它三大陆上风电市场新增装机分别为德国2.4GW、印度2.2GW和巴西1.9GW。

    2018年全球陆上风电累计装机占比(国别维度)

数据来源:公开资料整理

    2018年全球陆上风电新增装机占比(国别维度)

数据来源:公开资料整理

2017-2018年全球陆上风电风电新增及累计装机容量(GW)

国家(GW)
2017新增装机容量
2017总装机容量
2018新增装机容量
2018总装机容量
陆上风电
 
 
 
 
美洲
10.6
123.1
12.0
135.0
美国
7.0
89.0
7.6
96.7
加拿大
0.3
12.2
0.6
12.9
巴西
2.0
12.8
2.0
15.0
墨西哥
0.5
4.0
0.9
5.0
阿根廷
0
0.2
0.5
0.7
智利
0.3
1.4
0.2
1.6
美洲其他
0.4
3.4
0.2
3.6
非洲、中东
0.6
4.8
1.0
5.7
埃及
0
0.8
0.38
1.2
肯尼亚
0
0
0.3
2.1
南非
0.6
2.1
0
2.1
非洲其他
0
1.9
0.3
2.1
亚太
23.9
231.4
24.9
256.3
中国
18.5
185.6
21.2
206.8
印度
4.1
32.9
2.2
35.1
澳大利亚
0.5
4.8
0.5
5.4
巴基斯坦
0.2
0.8
0.4
1.2
日本
0.2
3.4
0.3
3.7
韩国
0.1
1.1
0.1
1.2
越南
0
0.2
0
0.2
菲律宾
0
0.4
0
0.4
泰国
0.2
0.6
0
0.6
亚洲其他
0
1.5
0.1
1.6
欧洲
13.9
162.5
9.0
171.3
德国
5.3
50.8
2.4
53.1
法国
1.7
13.8
1.6
15.3
瑞典
0.2
6.5
0.7
7.2
英国
2.6
12.4
0.6
13.0
土耳其
0.8
6.9
0.5
7.4
欧洲其他
3.2
72.2
3.2
75.4
陆上风电总装机
49.0
521.8
46.9
568.4

数据来源:公开资料整理

    2017-2018年全球海上风电风电新增及累计装机容量(GW)

国家(GW)
2017新增装机容量
2017总装机容量
2018新增装机容量
2018总装机容量
欧洲
3.2
15.6
2.7
18.3
英国
1.7
6.7
1.3
8.0
德国
1.3
5.4
1.0
6.4
比利时
0.2
0.9
0.3
1.2
丹麦
0
1.3
0
1.3
荷兰
0
1.1
0
1.1
欧洲其他
0
0.3
0
0.3
亚太
1.3
3.0
1.8
4.8
中国
1.2
2.8
1.8
4.6
韩国
0
0
0
0
亚洲其他
0.1
0.2
0
0.2
美洲
0
0
0
0
美国
0
0
0
0
海上风电总装机
4.5
18.7
4.5
23.1

数据来源:公开资料整理

    (三)预计2019-2023年全球风电新增装机317GW

    据预测,2019-2023年全球新增风电装机总计近317GW,CAGR为2.7%;其中亚太、欧洲、北美洲及拉美、非洲新增装机分别为145GW、63GW、63GW、7GW。2019-2023年中国始终是全球风电第一大市场。2018年全球风电新增装机中国占比41%,至2023年,中国在全球新增风电装机占比将达36%,始终是全球第一大风电市场。

    2019-2023年全球风电年新增装机容量预测(GW)

数据来源:公开资料整理

    2019-2023年全球风电年新增装机占比预测(%)

数据来源:公开资料整理

    2019-2023年美洲风电年新增装机容量预测(GW)

数据来源:公开资料整理

    2019-2023年欧洲风电年新增装机容量预测(GW)

数据来源:公开资料整理

    2019-2023年非洲风电年新增装机容量预测(GW)

数据来源:公开资料整理

    2019-2023年亚洲风电年新增装机容量预测(GW)

数据来源:公开资料整理

    三、陆风抢装持续,海风蓬勃发展,市场空间广阔

    (一)、陆风抢装持续,产业供需紧张

    “补贴退坡前的冲刺”——2019-2020年风电行业抢装。风电抢装需求旺盛,产业链供应紧张。2019年新增风电并网25.79GW,同比增长25%,累计并网装机容量210GW,同比增长14%。非限电区域占比加大,装机结构更为合理:2019年Q1-3中、东、南部地区新增并网占比58.7%。另外此轮抢装的部分项目建设有望延续2021年H1,同时叠加平价大基地项目推进,后续风电可以保持平稳有序发展。

    2013-2019风电新增和累计并网容量

数据来源:公开资料整理

    2013-2018年风电新增和累计装机容量

数据来源:公开资料整理

    国内风机招标量激增,投标价格持续回升。2019年Q1-Q3国内公开招标量达49.9GW,同比增长108.5%,超过以往年度招标总量。从投标价格来看,2019年9月2.5MW风机投标均价为3,898元/千瓦,比2018年8月价格低点回升17%。可以看出部分机组的当前价格已回升至2017年水平,预计风电整机龙头将迎来“量价齐升”。

    风电行业季度公开招标量情况

数据来源:公开资料整理

    风电行业月度公开招标价格情况(截止2019Q4)

数据来源:公开资料整理

    “2014-2015年抢装再现”——重点强调并网节点,开发项目储备充足。(1)2019年5月国家发改委发布风电平价政策,重点关注并网节点:2018年底之前核准的陆上风电项目,2020年底前仍未完成并网的,国家不再补贴;2019-2020年前核准的陆上风电项目,2021年底前仍未完成并网的,国家不再补贴;自2021年1月1日开始,新核准的陆上风电项目全面实现平价上网,国家不再补贴。(2)数据显示,带补贴的陆上风电存量项目共计67.0GW,海上风电项目共计39.8GW,开发空间充足,足以支撑未来几年国内装机量。

    风电上网电价调整方案(元/kWh)

数据来源:公开资料整理

    存量项目及海上风电项目开发空间充足

数据来源:公开资料整理

    “抢装”不改竞争格局演变趋势:。风机整机行业集中度提升:18年行业新增装机CR5占75%,新增装机CR10占90%。

    风电整机制造企业的市场集中度上升明显

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    (二)全球海上风电持续高速发展,装机集中在英、德、中三国,市场空间广阔

    2010-2018年全球海上风电累计装机CAGR达到28%。2018年全球海上风电新增装机4.5GW,与2017年持平,占全球风电新增装机8%。截至2018年全球海上风电累计装机达23GW,同比增长23%,占全球风电累计装机4%。

    历年全球海上风电新增装机容量及累计装机容量

数据来源:公开资料整理

    2018年英国、中国、德国三国占据全球海上风电累计装机份额82%,全球海上风电装机高度集中。

    1.中国:2018年海上风电新增装机全球第一。中国2018年海上风电新增装机1.8GW,全球占比41%(全球第一)。截至2018年,中国海上风电累计装机

    4.6GW,全球占比20%(全球第三)。

    2.英国:2018年海上风电累计装机全球第一。英国2018年海上风电新增装机1.3GW,全球占比29%(全球第二);截至2018年,英国海上风电累计装机7.8GW,全球占比34%(全球第一)。

    3.德国:2018年海上风电累计装机全球第二。德国2018年海上风电新增装机1.0GW,全球占比22%(全球第三)截至2018年,德国海上风电累计装机6.44GW,全球占比28%(全球第二)。

    2018年全球海上风电累计装机占比

数据来源:公开资料整理

    2018年全球海上风电新增装

数据来源:公开资料整理

    (三)国家和各省“十三五”期间积极布局海上风电

    2016年11月,国家能源局发布《风电发展“十三五”规划》,提出到2020年底,国内风电累计并网容量达到210GW以上,其中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。根据国家能源局截止至2019年10月,我国海上风电累计并网5.1GW,已完成“十三五”规划目标的77%。

    《风电发展“十三五”规划》2020年全国海上风电开发布局

数据来源:公开资料整理

    至2020年底,各省规划海上风电装机规模累计达27GW以上。各地方政府也积极响应国家能源局号召,制定了本省的海上风电发展计划以及相应的扶持方案。目前已出台省内规划方案的省份有:江苏、浙江、福建、广东、海南、山东、上海、河北、辽宁合计9个省份,2020年底各省规划海上风电装机规模达到27GW以上。

各省海上风电“十三五”规划方案

江苏省
《江苏省能源发展“十三五”规划》
2017年4月
到2020年,海上风电累计并网350万千瓦(3.5GW)
浙江省
《浙江省电力发展“十三五”规划》
2016年8月
“十三五”期间新增海上风电300万千瓦(3GW)左右
福建省
《福建省海上风电场工程规划报告》
2017年3月
规划总规模1330万千瓦(13.3GW),到2020年底、2030年底装机分别达到200万千瓦(2GW)、300万千瓦(3GW)以上
广东省
《广东省海上风电发展规划(2017-2030年)(修编)》
2018年4
月到2020年底,开工建设海上风电装机容量1200万千瓦(12GW)以上,其中建成投产200万千瓦(2GW)以上;到2030年底,建成投产海上风电装机容量约3000万千瓦(30GW)
海南省
《海南省“十三五”能源发展规划》
2017年4月
到2020年,争取投产东方近海风电装机共35万千瓦(0.35GW)
山东省
《山东省电力发展“十三五”规划》
2017年5月
规划6个百万千瓦级海上风电场,总装机规模1275万千瓦(12.75GW)
上海市
《上海市能源发展“十三五”规划》
2017年4月
“十三五”期间,全市新增风电装机80~100万千瓦(0.8GW~1GW),总装机达到140万千瓦(1.4GW)
河北省
《河北省“十三五”能源发展规划》
2017年9月
到2020年海上风电装机争取达到80万千瓦(0.8GW)
辽宁省
《国家能源局关于大连市海上风电场工程规划的复函》
2013年7月
大连海上风电规划总装机容量190万千瓦(1.9GW),到2020年将累计建成190万千瓦(1.9GW)海上风电各省市规划合计截至2020年底,累计并网27GW以上

数据来源:公开资料整理

    四、我国是全球最大的海上风电增量市场,海上风电机组大功率化趋势明显

    2013-2018年我国海上风电累计装机CAGR达117%,已成为全球增速最快、潜力最大的海上风电市场。2018年实现新增并网装机容量180万千瓦,同比增幅达55.2%,新增装机容量首超英国,排名全球第一;累计海上风电并网容量达459万千瓦,排名全球前3,成为仅次于英国和德国的第三大海上风电国家。

    2013-2018年我国海上风电累计装机CAGR达117%

数据来源:公开资料整理

    截至2019年9月底,中国海上风电已开工8.5GW,已核准40.2GW,预计2019年可超额完成海上风电“十三五”规划目标,其中广东项目总量占国内总容量62%。

    国内海上风电项目建设及核准容量(截止2019年9月30日,单位:GW)

数据来源:公开资料整理

    2018年4MW机组占海上总装机容量的52.8%。截至2018年底,4MW机组累计装机234.8万千瓦,同比增长53.66%,占海上总装机容量的52.8%;3.2MW、4.2MW、6MW机组累计装机为27万千瓦、35.2万千瓦、4.2万千瓦,同比大幅增长8910%、604.8%、133.33%;较2017年,新增了单机容量为5.5MW、6.45MW、6.7MW的机组。

    2017-2018年我国海上风电各功率机组累计装机量(万千瓦)

数据来源:公开资料整理

    五、2020风电行业市场发展趋势分析,中国陆上风电三北平价崛起央企开发商挑大梁

    2020年是陆上风电补贴项目最后的抢装盛宴但供给能力有限2019年5月《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》,明确2018年底前核准的补贴风电项目,必须在2020年底前完成并网才能保留已核定的补贴电价。以2016-2018年期间核准的电价区间在0.47-0.60元/千瓦时的项目为例,如果未能在2020年底前并网,将降为燃煤标杆电价,区间降至0.265-0.45元/千瓦时。

    国内风电电价退坡机制

数据来源:公开资料整理

    1、2020年需要抢装的陆上享受补贴的风电项目大概在35-41GW

    考虑到风电项目从核准到吊装需要2年左右的准备期和建设期,开发商每年核准一批、开工一批、建设一批,滚动开发。因此以2014年为起点,2014-2018年陆上风电累计核准容量183GW,对应2016-2018年的吊装容量为118GW,截至2018年底,国内需要在2020年底前抢装的陆上风电补贴路条超过65GW。据统计,国内已核准尚未开工项目58GW,开发商已宣布开发计划的项目59GW,存量项目开发空间巨大。

    估计2019年国内陆上风电吊装容量约为24-25GW,海上装机2GW左右,因此2020年需要抢装的陆上享受补贴的风电项目大概在35-41GW。

    由于装机需求的自2019年初,行业内即出现主轴承和铸件的短期供应瓶颈,进入下半年,叶片的缺货再次进一步制约行业出货量增长。由于产能的匮乏,国内份额较为领先的整机厂商如金风科技、运达股份等,已经基本停止参与2020年内的供货项目,这也导致业主的焦虑和恐慌,招标量继续放大,单季度招标17.6GW,前三季度合计已达到49.9GW(包含海上11GW),同比增长108.5%,超过2018年全年水平。风机价格继续快速上涨

    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。

风电度电成本测算

假设条件资源区
结论
1类度电成本(元/KWH)
0.22
电价(元/KWH)
0.38回收期
7
发电小时数
2800资本金irr
14.50%
建设规模(MW)
50
-
单位建设成本(元/W)
75
-
利率
6%
-
贷款比例
80%
-
年运维费用(万元)
150
-

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。

    2、三北平价大基地启动建设

    我国不同地区的自然条件不同,我国大型能源基地与能源消费地之间的输送距离将达到2500公里以上。以风电为例,风能储量差异很大,“三北”(西北、华北和东北)地区和沿海一带是风能资源最丰富的区域。而且“三北”地区风功率密度和风能密度远大于东南沿海地区,且盛行风向稳定,破坏性风速少,地势平坦,交通方便,工程地质条件好,施工便利,是大型风电场的最佳风能资源区。因此,2006至2015年我国风电开发主要集中在“三北”地区,截至
2017年,“三北”地区风电累计装机容量占全国比例达67%。由于我国能源资源与需求逆向分布的基本国情,以及能源转型发展的需要,决定了必须依赖大电网、构建大市场,在更大范围优化能源资源配置。

    我国能源资源与用电区域分布

数据来源:公开资料整理

    但是由于电网的建设速度长期跟不上新能源发展的需求,因此中国风电发展历史始终与并网消纳的瓶颈问题高度相关。2013年国内弃风情况有明显好转,弃风率同比下滑5个百分点,随后开启为期三年的装机快速增长阶段。

    3、特高压集中建设和柔性输电技术推广,配套新能源送出需求

    随着能源输送距离和规模越来越大,为满足大型可再生能源基地的集约化开发和利用,2020年我国特高压及跨区、跨国电网输送容量将达到4.1亿千瓦。“十三五”期间,我国重点优化西部(西北+川渝)、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,2016-2020年我国新投运、在建和已规划的还有20条特高压线路,且有13条线路是在限电区域。

    2006-2019年中国核准/开工特高压数量及类型(条)

数据来源:公开资料整理

    国家能源局在2018年9月7日印发的《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》,要求在今明两年核准开工九项重点输变电工程,合计输电能力5700万千瓦。

    随着三北特高压输电外送通道持续建设投运,以及消纳情况的好转,近期超过7个三北风电大基地项目陆续启动前期工作,其中内蒙地区需求最为集中。国家规划的多条特高压输电通道也均以内蒙为起点,充分挖掘利空当地丰富的清洁能源资源;目前其他位于风电基地或新能源示范区例如青海(海南州)、陕西(榆林)、甘肃(陇东)、黑龙江(大庆)、吉林(白城)也在积极推进开发。

三北近期启动前期工作的平价风电项目汇总

项目简称
容量:GW
配套外送输电通道
最瓣进展
国电投乌兰察布
6
张北柔性直流输电工程
2019.9开工
中广核兴安盟扶贫平价基地
3
扎鲁特-青州特高压输电通道
2020年初开工
阿拉善盟上海庙至山东
1.6
上海庙至山东特高压输电通道
2019年底具备开工条件
兴安盟配套扎鲁特-青州
1
扎鲁特-青州特高压输电通道
2019.4获得能源局批复
通辽扎鲁特-青州
1
扎鲁特-青州特高压输电通道
2019.4获得能源局批复
吉林白城配套扎鲁特-青州
1
扎鲁特-青州特高压输电通道
2019.4获得能源局批复
青海海南州
3
青海至河南直流特高压输电通道
2019.8月投资主体招标,2020年9月30日前全部并网
吉林第一批风电平价示范项目
1.2
-
2019.5月获能源局公未
黑龙江第一批风电平价示范项目
1
-
2019.5月获能源局公未
吉林2019年底批复平价项目
1.2
-
2019.11月吉林发改委批复
合计
20
-
-

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    六、我国风电行业未来发展空间

    尽管过去的十多年时间里,我国风电装机量呈爆发式增长,但风电在整个电力结构中的占比仍然偏小,低于丹麦(44.4%)、德国(20.8%)、英国(13.5%)9等国家,发展潜力巨大。

    随着开发布局的不断优化,配套政策的有效执行,以及风电技术水平的显著提升,未来我国风电行业的增长来源如下:

    1、短期内中东部和南方地区风电投资需求不断增加

    我国中东部和南方的大部分地区由于风速低于6米/秒,过去一直被认为不具备经济开发价值,但是,随着行业的技术进步,风电机组的利用效率提升,该区域低风速风电场的开发价值逐渐显现。由于我国中东部及南方地区负荷需求大、并网条件好,产生的风电大多可就近、就地消纳,因此在“三北”地区出现弃风限电现象后,政策引导风电投资向中东部及南部地区转移。风电“十三五”规划要求,加快中东部和南方地区陆上风能资源的规模化开发,到2020年,新增风电并网装机容量42GW,累计并网容量达到70GW,较“十二五”期间同比增长150%。

    2、未来“三北”地区的发展空间仍然十分巨大

    我国不同地区的自然条件不同,风能储量差异很大。从地理位置上来看,“三北”(西北、华北和东北)地区和沿海一带是风能资源最丰富的区域。其中,“三北”地区风功率密度和风能密度远大于东南沿海地区,且盛行风向稳定,破坏性风速少,地势平坦,交通方便,工程地质条件好,施工便利,是大型风电场的最佳风能资源区。

    西北地区风能资源:由于地处高原,加上地表起伏较小,风能资源相当丰富,是我国风能资源最丰富的区域。据统计和预测,高达3亿千瓦的庞大可开发的风能资源量蕴含在这一区域,全国陆地风能资源基本有1/3左右分布在这一带。

    东北地区风能资源:黑龙江省风能资源较丰富的地区占到该省2/3以上的区域,以年平均风能密度而论,居全国中上等水平,且风资源在白天非常丰富,符合工业和商业的工作时间,能有效利用;吉林省风能资源相对较少,风能较丰富区处于北到松原、南到双辽等地一线;辽宁省风能较丰富区主要在辽河平原、辽东半岛。受经济发展、地形地貌等得影响,东北地区风资源的开发利用率较低。

    华北地区风能资源:华北地区是北方经济发展的重要地区,包括北京、天津两个直辖市,河北、山西两个经济大省以及内蒙古自治区。河北省风能资源丰富,主要分布在张家口、承德坝上地区和沿海秦皇岛、唐山、沧州地区,大片区域交通便利,内蒙古地区风能资源丰富、视野开阔,均非常适宜建设大型风电场。

    3、早期风电机组临近退役,存量市场替代空间打开

    国内风电产业大规模发展已超过十年,随着风电机组20年使用寿命的临近,国内将会出现大批的退役机组。在我国风电发展早期,大多数风电整机制造商缺乏自主研发实力,普遍从国外引进技术或者通过许可证方式生产,消化吸收并不彻底,导致很多早期安装的风电机组设备质量不高。因此,尽管风电机组设计寿命通常为20年,但运行到中后期阶段,老化的风电机组出现坠落、折断等重大事故的几率大大增加,发电量亦开始回落,设备技术性能也无法满足电网的要求,维护及保养成本显著增加,其经济性已大大降低。因此,为了高效利用原有的优质风区,提前退役技术过时的旧机组,代之以目前技术先进的大功率机组,经济效益更好。过去十余年我国风电市场经历了爆发式的增长,目前累计装机容量占全球的1/3以上,旧机组退役更新的市场庞大。

    4、分散式风电崛起,助力行业增长

    分散式风电项目是指所产生电力可自用,也可上网且在配电系统平衡调节的风电项目,其最明显的优点是就近接入电网,并于当地消纳,限电风险较低。早在2009年我国就提出了分散式风电的概念,但一直推进缓慢,主要原因在于:政策支持力度不够;项目容量较小,单位开发成本较高;以及国内风电投资主体单一,绝大部分是国有资本,对投资少、规模小的分散式接入风电投资积极性不足。

    随着国家层面的政策落地,地方政府纷纷响应,目前新疆、内蒙、河南、河北等地均出台相关文件加快分散式风电的开发建设,我国分散式风电建设将快速发展,助力风电行业整体复苏。

    5、绿证认购启动,保障风电渗透率持续提升

    我国现阶段对于风电、光电上网仍实行标杆电价模式,对上网标杆电价和脱硫燃煤机组上网标杆电价之间的差额部分,使用可再生能源发展基金进行补贴。

    该基金主要来源于向电力用户征收的可再生能源电价附加收入。具体操作流程为:由电网代财政部向用户征收可再生能源电价附加,财政部门向电网企业拨付可再生能源补贴,再由电网企业根据可再生能源上网电价和实际收购的可再生能源发电上网电量,按月与可再生能源发电企业结算电费。在该模式下,可再生能源发电企业资金回收周期冗长、资金压力大。此外,自备电厂大量拖欠可再生能源电价附加,财政部实际征收的再生能源电价附加额远小于理论上的征收额,导致我国可再生能源发展基金一直面临着较大的缺口,且随着新能源并网容量的逐年扩大,可再生能源基金的缺口将越来越大,成为限制着我国新能源发展的重要因素。

    而在绿证运行模式下,可再生能源发电企业将绿证直接出售给消费者,实现现金流的快速回收,缩短新能源发电企业资金回收周期,缓解电站投资商的现金流压力,进一步促进可再生能源发电企业成本下降,激发风电等新能源的投资热情。同时,通过绿证机制与现行补贴制度的有机结合,拓展新能源发电企业获取补贴的途径,除选择从可再生能源发展基金获取补贴外,新能源发电企业亦可选择销售绿证从购买者处获得收入,有助于减轻可再生能源补贴压力,降低新能源行业对政府补贴的依赖程度,促进我国风电等新能源行业进一步发展。

    此外,《通知》中提到,将根据市场认购情况,自2018年起适时启动绿色电力配额考核和证书强制约束交易。2018年11月,国家能源局综合司发布《关于实行可再生能源电力配额制的通知》,配额制考核自2019年1月1日正式实施。配额制及配套的绿证交易是国际上普遍采用的可再生能源产业扶持政策,目前英国、澳大利亚、瑞典、挪威、意大利、法国和日本等20多个国家以及美国29个州和华盛顿特区等均实施了配额制及绿证交易政策。

    随着我国绿电配额制和证书强制交易政策的实施,可再生能源支持性政策将从价格推动转向需求拉动,用市场化手段代替政府管制对资源进行配置,效率大为提高。并且,绿证与配额制的结合将鼓励绿色电力消费,使得能源结构转型由生产侧向消费侧推进,将加速风电等可再生能源的发展。 

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