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]

    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：

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    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

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    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）

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    历年全球风电新增装机容量变化情况（GW）

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    （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）

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    2018年全球陆上风电新增装机占比（国别维度）

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2017-2018年全球陆上风电风电新增及累计装机容量（GW）

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    2017-2018年全球海上风电风电新增及累计装机容量（GW）

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    （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）

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    2019-2023年全球风电年新增装机占比预测（%）

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    2019-2023年美洲风电年新增装机容量预测（GW）

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    2019-2023年欧洲风电年新增装机容量预测（GW）

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    2019-2023年非洲风电年新增装机容量预测（GW）

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    2019-2023年亚洲风电年新增装机容量预测（GW）

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    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

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    2013-2018年风电新增和累计装机容量

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    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

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    风电行业月度公开招标价格情况（截止2019Q4）

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    “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）

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    存量项目及海上风电项目开发空间充足

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    “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

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    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

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    2018年全球海上风电新增装

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    （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

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    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

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    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%

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    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）

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    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）

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    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

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    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

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    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

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    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）

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    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

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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。