中国海上风电行业研究行业发展概况.docx
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中国海上风电行业研究行业发展概况
中国海上风电行业研究-行业发展概况
(一)行业整体发展概况
1、电力行业现状及趋势
(1)全社会发电量和用电量持续增长
电能是现代社会一种十分重要的二次能源,具有转化容易、输送方便、使用
灵活的特点,是当代社会工业、农村、国防、交通等各个领域和日常生活工作中
不可缺少的能源。
电力行业为国民经济各个行业的生产和运行提供动力,是国民
经济发展的基础行业和重要支柱产业。
受国民经济持续增长、工业化进程持续推
进以及城乡居民用电需求增长的驱动,中国中长期电力需求形势乐观,电力行业
将持续保持较高的景气程度。
2018年,中国全社会用电量6.84万亿千瓦时,同比增长8.52%,增长率较
上年提升1.97个百分点,为2012年以来最高增速。
2009年至2018年,受国民
经济持续稳定增长的推动,中国全社会用电量由3.66万亿千瓦时增加到6.84万
亿千瓦时,年化复合增长率6.46%。
(2)全国电力供需形势总体转为平衡
根据中国电力企业联合会发布的年度电力统计数据,2018年度中国发电量
累计值为6.99万亿千瓦时,同比增长8.39%,全国全口径发电装机容量19.0亿
千瓦,同比增长6.47%,发电设备平均利用小时数为3,862小时,较上一年度出
现小幅提升。
近年来,随着全社会用电量增速逐步回升,中国发电设备平均利用
小时数在经历多年下滑后逐步趋稳并出现了小幅回升,电力供需形势整体保持稳
定。
预计2019年全国基建新增发电装机容量1.1亿千瓦左右,其中新增非化石
能源发电装机6,200万千瓦左右;预计2019年底全国发电装机容量约达到20亿千瓦,同比增长5.5%左右。
其中,水电3.6亿千瓦、并网风电2.1亿千瓦、并网
太阳能发电2.0亿千瓦、核电5000万千瓦、生物质发电2100万千瓦左右。
非化
石能源发电装机容量合计8.4亿千瓦左右,占总装机容量的比重为41.8%左右,
比上年底提高1个百分点。
根据中国电力企业联合会发布的《2018-2019年度全国电力供需形势分析预
测报告》,综合考虑国际国内形势、产业运行和地方发展等因素,预计2019年
全社会用电量增速将较2018年出现平稳回落,新能源发电装机将持续增加,第
三产业和居民生活用电比重持续提高,时段性系统调峰能力不足,全年全国电力
供需总体平衡。
(3)发电结构变化情况
尽管目前火力发电仍为中国电能的主要获取方式,但随着环保标准提升以及
对于清洁能源发电产业建设的支持和优先上网销售等政策倾斜,中国能源结构正
逐渐改善。
2018年,中国非火电发电量已提升至20,708亿千瓦时,相比于2009
年增加14,013亿千瓦时,占比由18.19%提升至29.61%。
2018年,中国发电量6.99万亿千瓦时中,火电发电量为4.92万亿千瓦时,
同比增加7.31%,占总发电量的70.39%;水电发电量为1.23万亿千瓦时,同比
增加3.20%,占总发电量的17.63%;风电发电量为0.37万亿千瓦时,同比增加
20.16%,占总发电量的5.23%。
截至2018年末,全国全口径发电装机容量19.0亿千瓦,同比增长6.47%。
其中,火电装机容量11.44亿千瓦,同比增加3.02%;水电装机3.52亿千瓦、风
电装机1.84亿千瓦,太阳能发电装机1.74亿千瓦,核电装机0.45亿千瓦,非火
电合计装机7.56亿千瓦,占总装机容量的比重为39.79%。
根据国家发展改革委、
国家能源局公布的《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》,到2030年非化
石能源发电量占全部发电量的比重将力争达到50%。
2、风电行业发展现状
(1)全球风电行业发展概况
当前世界在能源短缺和环境保护的双重压力下,大力开发和使用清洁能源已
成为实现经济社会可持续发展的必然选择,世界各主要国家已纷纷制定了可再生
能源发展目标并出台了支持政策,甚至多个城市、社区以及企业率先展开迅速壮
大的“100%可再生能源”行动。
自2017年,全球对对新增可再生能源发电的投资已超过对新增化石燃料和
核能发电投资总和的两倍以上。
由于成本竞争力的提高,2017年全球可再生能
源投资占电力行业总投资的比例超过三分之二,未来可再生能源在电力行业的份
额仍将会继续上升。
风能作为一种无污染、可再生的清洁能源,在近年来受到越来越高的关注。
世界风能资源多集中在沿海和开阔大陆的收缩地带从分布来看,主要分布在北美
洲、亚洲、拉丁美洲等地方。
据估算,全世界风能总量约1,300亿千瓦,其中可
利用的风能为200亿千瓦。
随着风力发电技术不断成熟完善,风电产业已迎来快速发展,在过去多年中
成为发展最快的新能源行业之一。
目前,全球风电行业分布主要在美国、欧洲以
及中国等地区,2018年英国陆海风力发电已经占到其总发电量的17%,计划到
2030年时其70%的电力均来自低碳能源,1/3的电力将来自海上风电;美国则提
出到2030年20%电力供应将由风电提供的目标。
2017年全球风电新增装机容量0.52亿千瓦,风电累计装机容量已达到5.39
亿千瓦。
整体来看,过去几年中全球风电装机容量增长态势稳定,2013至2017
年由3.19亿千瓦增长至5.39亿千瓦,年化增长率11.09%。
根据全球风能理事会
(GWEC)对2018-2022年风电市场预测,2019和2020年全年市场将会恢复
增长,到2022年全球累计装机容量将达到840GW,风电市场保持稳定发展势头。
2013年至2018年,中国风电新增装机容量,连续六年保持全球新增装机容
量第一位,新增装机容量的持续提升使得中国在风电累计装机容量上已超越欧
盟,成为全球风电累计装机容量最大的地区。
根据全球风能理事会(GWEC)发
布的《全球风电发展报告》,中国风电累计装机容量以206,804MW陆上风电和
4,588MW海上风电居世界首位,占比超过35%。
(2)中国风电行业发展概况
①装机容量持续增加,但整体增速减缓
近年来,中国有关主管部门先后出台《可再生能源法》、《可再生能源产业
发展指导目录》、《促进风电产业发展实施意见》、《风电开发建设管理暂行办
法》、《可再生能源发展“十一五”规划》、《风电发展“十二五”规划》、《风
电发展“十三五”规划》等一系列法律法规和发展规划,为风电行业发展设定了
明确的目标,提供了全面的法律框架支撑。
根据中国可再生能源学会风能专业委员会的统计数据,2009年至2018年,
中国风电累计总装机容量从1,760万千瓦增至18,426万千瓦,累计装机容量的年
复合增长率为26.47%,2018年全国基建新增风电装机容量2,100万千瓦。
但近
年来中国风电产业增速显著下降,因中国风能资源与电力需求存在区域错配,部
分地区风电产能过剩、本地消纳能力不足、输送通道有限,从而导致弃风限电问
题产生,全国风电行业整体增速减缓。
②弃风限电状况缓解
截至2018年末,中国风电装机容量超过1,000万千瓦的省份共7个,其中
内蒙古累计装机容量最高,达2,869万千瓦;新疆、河北、甘肃分别位列第二至
第四位。
可见,中国风电主要集中在风力资源较好的“三北”地区,但由于当地
消纳能力不足、外送能力有限,导致当地弃风限电情况较为严重。
针对上述情况,《可再生能源发展“十三五”规划》中明确,要在充分挖掘
“三北”本地风电消纳能力的基础上,借助当地已开工建设和明确规划的特高压
跨省区输电通道,在落实消纳市场的前提下,最大限度地输送可再生能源,扩大
风能资源的配置范围,促进风电消纳。
《做好风电、光伏发电全额保障性收购管
理工作的通知》中明确了各地区的风电最低利用小时数,为解决弃风限电问题提
供了政策保障。
根据国家能源局发布的风电并网运行情况,2018年全国风电平均利用小时
数2,095小时,同比增加147小时;全年弃风电量277亿千瓦时,同比减少142
亿千瓦时,平均弃风率7%,同比下降5个百分点,弃风限电状况明显缓解。
2018
年,弃风率最高的地区是新疆、甘肃、内蒙古,三省弃风电量合计233亿千瓦时,
占全国弃风电量的84%,占比依旧较高;风电平均利用小时数较高的地区为福建、
云南、四川和上海。
自2013年起,中国用电需求进入低速增长阶段,全社会用电增速持续下降,
从2013年的7.5%到2015年的0.5%,2015年成为中国过去四十年电力同比增速
最低的一年。
2016年随着中国经济进入新常态、增速企稳,用电需求回升,
2016-2018年用电量同比增速均在6%以上。
随着用电需求逐步回暖,预计弃风
限电现象将得到持续改善。
③风电行业定价机制
根据《可再生能源法》和《可再生能源发电有关管理规定》,可再生能源发
电项目的上网电价,由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点
和不同地区的情况,按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确
定,并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整和公布。
2014年6月5日,国家发改委印发《关于海上风电上网电价政策的通知》
(发改价格〔2014〕1216号),规定对非招标的海上风电项目,区分潮间带风
电和近海风电两种类型确定上网电价;2017年以前(不含2017年)投运的近海
风电项目上网电价为每千瓦时0.85元(含税,下同),潮间带风电项目上网电
价为每千瓦时0.75元。
2016年12月26日,国家发改委印发《关于调整光伏发电陆上风电标杆上
网电价的通知》(发改价格〔2016〕2729号),规定海上风电区分近海风电和
潮间带风电两种类型,近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元,潮间带
风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.75元,自2017年1月1日起执行。
2019年5月21日,国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》
(发改价格〔2019〕882号),海上风电上网电价自2019年7月1日起执行如
下政策:
A.将海上风电标杆上网电价改为指导价,新核准海上风电项目全部通过竞
争方式确定上网电价。
B.2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价
调整为每千瓦时0.8元,2020年调整为每千瓦时0.75元。
新核准近海风电项目
通过竞争方式确定的上网电价,不得高于上述指导价。
C.新核准潮间带风电项目通过竞争方式确定的上网电价,不得高于项目所
在资源区陆上风电指导价。
D.对2018年底前已核准的海上风电项目,如在2021年底前全部机组完成
并网的,执行核准时的上网电价;2022年及以后全部机组完成并网的,执行并
网年份的指导价。
此外,该通知再次明确,风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱
硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分由国家可再
生能源发展基金予以补贴。
对于陆上风电上网电价,上述政策按I~IV类资源区分别确定标杆上网电价
或指导价。