2019年前三季度新能源发电市场格局分析：预计2020年光伏国内需求上扬[图]

    一、政策驱动风电2020年抢装大周期，陆风2021年全面迈向平价

    2019年5月30日国家能源局出台的“关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知”明确提出了2021年之后国内陆上风电项目开始走向平价；同时文件对于2018年之前的批复的存量项目以及2019-2020年批复的竞价项目退补方式进行了明确。在此背景下，国内风电行业迎来抢装大周期。

风电场开发简易流程图

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    相关报告：智研咨询发布的《2019-2025年中国新能源发电行业市场发展模式调研及投资趋势分析研究报告》

    根据发改委《关于完善风电上网电价政策的通知》：“2018年底前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前未并网的，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国家不再补贴”。基于以上政策，预计2021年开始陆上风电将迎来平价上网，抢装背景下，2021年前装机需求确定。2018年全年招标量33.5GW，2019前三季度招标量达到49.9GW

风机季度公开招标容量（GW）

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陆上风电上网电价（元/kwh）

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    截至2018年末，国内海上风电累计并网容量4445MW，根据国家能源局“十三五”规划，到2020年国内海上风电实现并网5GW，开工10GW以上。2015年-2018年国内累计新增吊装容量4.8GW，平价每年新增吊装容量1.2GW左右。

国内各省核准海上风电项目容量

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    随着2015年第一波由于补贴退坡引发的风电抢装对需求端的透支，以及随后国内“红六省”限制装机，国内风电装机容量从2016-2018年呈现需求震荡回落。需求的回落造成了风电行业整体供应偏宽松，终端产品价格从2016-2018年呈现不断下行。而2018年由于行业内领头公司纷纷启动上市进程，引发了比较大的价格战，产业链价格自年初一直到9月底出现了一轮快速的下行。

    而随着抢装预期的确立，以及各大运营商大力增加资本开支计划，积极启动招标计划，风机价格今年以来呈现加速回暖，且产业链各环节呈现供应偏紧的局面，部分业主为了锁定批复的高电价，持续报出了较高的风机价格，以锁定明年的产品供应。

2018年-2019年9月逐月招标价格（元/kW）

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    风电并网属于风电开发的最后环节，整体节奏晚于风机发货及吊装量，但随着今年以来整机厂商的出货增长，风电吊装数据也开始呈现逐月震荡上行，验证行业回暖趋势。

风电月度新增并网量（GW）

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    二、2020年光伏国内需求上扬，海外需求进入爆发期

    随着2018年“531”政策触发的光伏产业链价格的一轮快速调整，海外光伏需求今年以来进入到一轮显著的爆发期。2019年前三季度，我国光伏组件出口量达49.94GW，同比增长80%；预计19年全年组件出口将超65GW，海外光伏需求将达90GW。

中国光伏组件出口数据（MW）

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    截至2019年三季度末国内累计并网容量仅15.99GW。三季度国内新增装机量4.59GW，其中分布式光伏3.68GW（占比80.17%），地面电站0.91GW（占比19.83%），分布式占据了装机量的绝大多数。而新增的分布式光伏中，户用光伏新增装机量2.067GW，占据了分布式光伏的主要部分。因此三季度国内竞价项目实际并网量非常少。主要因为指标下发较晚，业主三季度处于开工前的准备工作，实际并网量较少，预计四季度装机量环比将出现明显的增长。

2018年以来光伏国内月度新增并网量（GW）

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    2018年“531”政策的出台导致国内光伏产业链价格自6月份起出现了一轮显著的调整，但因此也导致了海外成熟市场不少项目投资回报率有了明显的提升，项目吸引力大增。

光伏组件价格变动情况（元/W）

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    自欧洲主要光伏装机大国：德国、西班牙、意大利启动光伏退补以来，由于产业链价格下降与补贴退坡存在一些时差，导致欧洲整体装机从2011-2016年起呈现震荡下行的趋势。而随着不少区域陆续进入到无需补贴阶段，政策端对于装机量的影响逐步减弱，组件价格的下降导致项目回报率符合投资要求，直接刺激了需求端的爆发。

欧洲2006-2018年新增装机量（MW）

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2015年5月-2019年9月欧洲出口量（GW）

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