风电行业和风电装机市场调研分析报告.docx

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风电行业和风电装机市场调研分析报告

2018年风电行业和风电装机市场调研分析报告

图表目录

图表1：

2003-2016年国内风电新增装机情况4

图表2：

历年弃风率与行业新增装机增速对比6

图表3：

2016年各省风电发电量占全省用电需求的比重，中东部比重小13

图表4：

2017年上半年现弃风率拐点13

图表5：

红六省2017上半年弃风率同比明显改善18

图表6：

国内四类风电资源区分布18

图表7：

我国中东部、南方地区与德国单位面积风电装机对比（千瓦/平方公里）20

图表8：

中东部及南方地区19省2016年风电发电利用小时数21

图表9：

2015年风电项目平均单位千瓦造价（元/千瓦）22

图表10：

红六省以外其他省份陆上新增装机持续增长22

图表11：

红六省以外地区新增核准情况23

图表12：

截至2016年底非限电区域已核准在建规模23

图表13：

部分地区披露的2017年风电核准计划达32GW（单位：

万千瓦）24

图表14：

2014年以来国内海上风电新增装机持续高增长25

图表15：

中国绿证每日成交平均价格26

图表16：

我国2016年各类电源发电量占比27

图表17：

风电标杆电价下调机制28

图表18：

2016年以来国内用电需求增速拐点向上29

图表19：

2017年上半年新增火电装机同比减少1290万千瓦29

表格目录

表格1：

特许权项目推动2003~2010年国内风电行业高增长5

表格2：

能源局公布的第一批和第二批火电机组灵活改造项目清单9

表格3：

东北地区试行辅助服务市场机制9

表格4：

与红色预警六省相关的特高压投运进度10

表格5：

风电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表12

表格6：

红色预警省份新增并网装机大幅减少（万千瓦）12

表格7：

2017年上半年弃风形势明显好转14

表格8：

国家电网出台的20项促进新能源消纳的其体措施14

表格9：

2016年全国各省预警等级及新增风电装机情况16

表格10：

中东部和南部地区19省风电资源利用率不足7%19

表格11：

部分国内低风速风电机组情况21

表格12：

2017年燃煤标杆电价普遍上调（元/度电）27

第一节风电行业发展历程

不考虑2003年之前风电年新增装机低于100MW的发展初期，2003年以来我国风电发展大概可以分为四个阶段：

2003~2010年属于高速发展期，复合增速达115%；

2011~2012年，在经历长期发展阶段后，我国风电新增装机呈现连续两年的下滑；

2013~2015年，我国风电行业重拾增长，三年复合增速达33%；

2016年，国内新增装机再次出现下滑，2017年上半年，国内新增装机进一步下滑。

回顾我国风电发展历程，探究风电行业增长与衰退背后的主因，对于我们站在当

前时点分析未来行业走势其有重要意义。

图表1：

2003-2016年国内风电新增装机情况

资料来源:

CWEA，北京欧立信调研中心

一、第一阶段聚焦政策

2003~2010年国内新增风电装机复合增速达115%，这一期间，政策主导了风电发展规模和速度。

2003年9月，国家发改委出台《风电特许权项目前期工作管理办法》，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，在风电特许权协议框架下，电网公司与项目投资者签订长期购售电合同，保证全部收购项目的可供电量。

特许权项目规模较大，单个项目规模至少100MW，在特许权大项目的直接推动下，我国风电行业呈现连续翻倍增长。

此外，期间出台的《中华人民共和国可再生能源法》

等支持性政策都对本阶段风电行业发展起到促进作用。

表格1：

特许权项目推动2003~2010年国内风电行业高增长

资料来源：

发改委，北京欧立信调研中心

二、第二阶段发展下滑

2010年，当年我国风电新增装机18.9GW，累计装机达44.7GW，超过美国并跃居世界第一。

但是，经过连续多年爆发式发展，我国开始出现明显的弃风限电现象，2010年全年限电量39.43亿千瓦时弃风开始成为制约风电行业发展的重要因素。

2011年，我国风电限电量首次超过100亿千瓦时，弃风率达到16.23%，2012年则进一步攀升至17.12%，成为有史以来弃风限电最为严重的一年。

持续加重的弃风限电影响了开发商的积极性，是这一阶段新增装机下滑的主因。

与此同时，风机产品故障问题也开始显现，国内风电场先后发生多起大面积脱网事故。

为此，政府监管趋严，电监会要求已经并网运行的风电场要进行风电机组低电压穿越能力核查，不其备低电压穿越能力的要尽快制定切实可行的低电压穿越能力改造计划。

由于风电并网检测资源不足，风电整机企业排队等待检测，影响并网进度。

三、第三阶段装机发展

2013~2015年，国内新增风电装机出现持续的增长。

一方面，风电弃风率在2013和2014年出现下滑：

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750千伏第二通道等输电工程的投运，都对弃风率的进一步下降起到推

动作用。

另一方面，受2015年以后并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，为历年最高值。

四、第四阶段监管趋严

2016年，国内新增风电装机23.37GW，同比大幅下滑24%。

一方面，抢装过后，需求有所透支；另一方面，国内弃风率维持高位，政府出台更严格的管控措施应对弃风问题。

2016年7月，国家能源局发布《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》（国能新能[2016]196号），风电投资监测预警机制正式启动，按照该机制，风电平均利用小时数低于地区设定的最低保障性收购小时数的，风险预警结果将直接核定为红色预警。

新疆、甘肃、宁夏、吉林、黑龙江5省被直接核定为红色预警省份，新增装机相对2015年几近腰斩。

2017年，由于2016年度弃风率继续上扬，政策监管依然偏紧，新疆、甘肃、内蒙、宁夏、吉林、黑龙江6省被直接核定为红色预警省份，预计上述6省新增装机仍将呈现较大幅度下滑，对全国新增装机量造成拖累。

五、影响风电装机的核心因素

回顾2003年以来的风电发展历程，可以发现弃风率是影响风电装机的核心因素。

当弃风率处于高位时，开发商的投资积极性较差，且政策的监管力度加强，尤其

是近年出台的红色预警机制，对于新增装机的影响较大，新增装机存在下行压力；相反，弃风率处于低位时，开发商的投资积极性较高，政策监管的约束也会消除，行业有望呈现较好的发展趋势。

此外，风电上网标杆电价下调导致的风电投资收益率变化以及可能的抢装也会对新增装机产生一定影响。

图表2：

历年弃风率与行业新增装机增速对比

资料来源:

国家能源局，北京欧立信调研中心

第二节弃风率发展分析

弃风作为影响风电发展的核心问题，已经得到政府的高度重视。

2016年，弃风弃光问题纳入政府工作报告，能源局、电网公司等正在合力寻找弃风解决方案；同时，政府加强对风电行业运行监管，最低保障收购和红色预警机制能有效规避弃风问题进一步恶化。

站在当前时点，我们认为弃风率拐点显现，未来将逐步下行。

一、运行发展

国家电网公司董事长舒印彪领衔的研究团队认为，当前新能源消纳矛盾的主要原因在于：

我国新能源以集中式开发为主，主要布局在西部北部地区，本地市场消纳空间有限，灵活调峰电源、火电调峰能力均严重不足，电网跨区输送能力不够，市场机制尚不完善。

为此，舒印彪团队提出未来解决我国新能源消纳问题的三项主要措施：

（1）提高电源调节能力，对东北、西北电网火电机组进行灵活性改造，供热机组最小技术出力降低至55%，凝汽机组最小技术出力降低至30%，同时加快推进东北抽蓄电站建设；

（2）推进跨区跨省输电通道建设，加强送受端交流电网建设，保证跨区直流能够满功率运行；（3）推进“电能替代”，挖掘东北、西北地区新增用电需求，加强需求侧管理。

目前来看，有效的应对弃风问题的措施正在逐步落地。

1、火电灵活改造配套辅助服务市场机制，三北地区调峰能力提升

从电源调节性能来看，我国抽蓄、燃机等灵活调节电源比重低，国家电网公司研究表明，“三北”地区灵活调节电源仅为新能源装机的17.9%，其中东北为新能源装机的7%、西北为新能源装机的2.4%，而西班牙、德国、美国的灵活调节电源占总装机的比例分别为31%、19%、47%，东北、西北地区的灵活调节电源比例明显偏低。

挖掘燃煤机组调峰潜力是提升三北地区调峰能力的重要途径。

2016年6月，国家能源局下发《国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，16个项目纳入提升火电灵活性试点项目，7月下发《关于下达第二批火电灵活性改造试点项目的通知》，6个项目被确认为第二批提升火电灵活性改造试点项目。

上述两批试点项目涉及改造的火电机组约1700万千瓦，主要分布在三北地区。

根据能源局官员表述，第一批试点的约1300万千瓦煤电机组改造实施后将向系统提供200万千瓦以上的调峰能力，每年可多消纳风电等清洁能源电量约40亿千瓦时。

根据电力“十三五”规划，十三五期间，“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33

亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦，改造完成后，“三北”地区增加调峰能力4500万千瓦，调峰能力将得到极大提升。

表格2：

能源局公布的第一批和第二批火电机组灵活改造项目清单

资料来源：

国家能源局，北京欧立信调研中心

与此同时，辅助服务试点机制也开始逐步建立。

2016年11月，东北能源监管局发布《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》，拟建立辅助服务分担共享新机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进风电等清洁能源消纳，未来有望在全国范围内推广。

表格3：

东北地区试行辅助服务市场机制

资料来源：

东北能源监管局，北京欧立信调研中心

2、特高压输电通道加快建设

按照国网特高压工程建设进度安排，2017年将有与红色预警省份相关的“一交四直”特高压投运，四条特高压直流总的输送容量3800万千瓦，考虑2016年11月才投运的宁东-浙江特高压直流工程，2017年红色预警6省新增的特高压外送能力达4500万千瓦。

此外，2018年准东-皖南特高压的投运，还将增添1200万千瓦的电力外送能力，跨省输电通道建设将现明显成效。

截至2016年底，红色预警六省总的风电装机8168万千瓦，估计特高压直流工程的投运能极大地提升红色预警六省电力外送能力。

根据能源局要求，未来将对特高压输电通道输送的清洁能源占比进行考核：

对已明确可再生能源电量比重指标的特高压输电通道，按已明确的指标进行考核；对未明确指标的特高压输电通道由有关监管机构对其进行一年为周期的监测，确定可再生能源电量比重指标及通道利用指标；水能、风能、太阳能资源富集地区后续规划新建的特高压输电通道均应明确输送可再生能源电量比重指标。

表格4：

与红色预警六省相关的特高压投运进度

资料来源：

国家电网，北京欧立信调研中心

3、风电供暖等措施促进本地消纳

2015年6月，国家能源局发布《关于开展风电清洁供暖工作的通知》，提出大力发展风电清洁供暖，通过风电清洁供暖缓解北方地区冬季供暖期电力负荷低谷时段风电并网运行困难，提高北方风能资源丰富地区消纳风电能力。

目前来看，北方地区风电供暖已经形成一定规模。

2017年3月，甘肃第一个大型风电供暖试点项目在瓜州县投用，该项目一期工程可实现供暖100万平方米，就地消纳电量1.5亿千瓦时，项目全部建成后，可实现供暖面积300万平方米，年可消纳新能源电量5亿千瓦时，按照每1万千瓦风电配套制热量满足2万平米建筑供暖需求的标准确定参与供暖的装机规模，大概能解决150万千瓦风电项目供暖季的消纳问题，相当于截至2016年底甘肃累计并网风电装机容量的12%。

按照能源局的表述，截至2017年上半年已安排供暖面积500万平方米，大概可解决250万千瓦风电供暖季的消纳问题。

而且风电供暖呈现大规模推广之势，根据国家能源局2017年6月批复的《张家口2017年度风电供暖实施方案》，2017年张家口将启动尚义县、怀来县、崇礼区、经开区509万平方米的风电供暖试点，大概能解决250万千瓦风电项目供暖季的消纳问题，相当于截至2016年底河北累计并网风电装机容量的20%。

河北、吉林等地区风电制氢示范工程也在开展，进一步拓展消纳途径。

二、监管分析

除了通过提升调峰电源比例、增强外送能力、扩大本地消纳等途径应对弃风问题外，政府也明显加强了风电运行管控，严控弃风严重地区新增装机供给。

2016年7月，国家能源局发布《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》（国能新能[2016]196号），风电投资监测预警机制正式启动，按照该机制，风电平均利用小时数低于地区设定的最低保障性收购小时数的，风险预警结果将直接定为红色预警；发布年前一年度弃风率超20%的地区，风险预警结果将为橙色或橙色以上。

对于红色预警省份，要求不得核准建设新的风电项目，电网企业不得受理红色预警的省份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），派出机构不

再对红色预警的省份新建风电项目发放新的发电业务许可。

在红色预警机制的严格管控下，弃风严重地区新增装机将受到严重抑制，从而控制弃风问题的进一步恶化。

表格5：

风电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表

资料来源：

国家能源局，北京欧立信调研中心

2016年，新疆、甘肃、宁夏、吉林、黑龙江等5省被核定为红色预警省份，2017年，新疆、甘肃、宁夏、吉林、黑龙江、内蒙等6省被核定红色预警省份，从结果来看，效果很明显，上述6省在2016年新增并网装机大幅减少，且在2017年呈现继续减少趋势。

表格6：

红色预警省份新增并网装机大幅减少（万千瓦）

资料来源：

国家能源局，北京欧立信调研中心

实际上，红色预警机制的效应已经体现到地级市级别的区域弃风管控上，根据陕

西省2017年风电开发建设方案，由于2017年以来定靖区域的弃风率已超过20%，陕西省未核定定靖区域的风电开发计划，拟待该区域弃风率回落到正常水平后，再择机安排核准计划。

在严控高弃风地区新增装机的情况下，近年新增装机重心呈现向中东部和南方等负荷中心转移的趋势，目前来看，中东部和南方地区风电发电量占全社会用电量的比重普遍偏低，近年发生严重弃风问题的风险较小。

图表3：

2016年各省风电发电量占全省用电需求的比重，中东部比重小

资料来源:

国家能源局，北京欧立信调研中心

三、弃风改善迹象明显，2017年现弃风率拐点

根据能源局公布的数据，2017年上半年，全国风电发电量1490亿千瓦时，同比增长21%；平均利用小时数984小时，同比增加67小时；风电弃风电量235亿千瓦时，同比减少91亿千瓦时；弃风率13.6%，同比下降7.6个百分点，弃风限电形势明显好转。

整体来看，西北、东北弃风严重地区的新增装机供给仍将严控，灵活调峰电源比例不断提高，本地消纳能力不断得到挖掘和提升，特高压直流等输电通道将批量建成，弃风问题将得到持续缓解；而红色预警机制甚至能管控到以地级市为单位的地区的新增装机规模，能有效防范非限电地区出现和西北、东北类似的严重弃风问题。

预计未来全国范围内弃风率将持续走低。

图表4：

2017年上半年现弃风率拐点

资料来源:

国家能源局，北京欧立信调研中心表格7：

2017年上半年弃风形势明显好转

资料来源：

国家能源局，北京欧立信调研中心

2017年1月，国家电网召开发布会并提出20项促进新能源消纳的其体措施，涉及到电网建设，调峰能力建设，统一规划研究，关键技术研究等，提出力争2017-2018年国网范围内弃风弃光矛盾得到有效缓解，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，《电力发展“十三五”规划》也明确地提出要把“三北”地区的弃风弃光率控制在5%以内。

表格8：

国家电网出台的20项促进新能源消纳的其体措施

资料来源：

国家电网，北京欧立信调研中心

第三节新增装机发展

从区域的角度，红色预警省份的新增装机大幅下滑，是2016~2017年国内新增装机调整的主因，展望未来，红色预警六省的新增装机有望探底回升，不再成为拖累因素，中东部及南方地区将延续当前的低风速风电开发的良好发展势头，海上风电仍将快速发展，2018年新增装机有望拐点向上。

一、红色预警六省新增装机有望探底回升

2016年，国内新增风电装机23.37GW，同比下滑24%，很大程度归因于红色预警六省新增装机的大幅下降。

新疆、甘肃、宁夏、吉林、黑龙江等五省在2016年被核定为红色预警省份，内蒙被核定为橙色预警省份，上述六省2016年新增装机7.28GW，同比减少8.08GW，下滑幅度52.6%，而全国新增装机仅下滑7.38GW，上述六省新增装机的腰斩是2016年全国新增装机下滑的主因。

2017年，新疆、甘肃、宁夏、吉林、黑龙江、内蒙等六省被核定为红色预警省份，其他省份预警等级为绿色，从能源局公布的上半年新增并网情况来看，红六省合计新增并网装机仅700MW，同比下滑56%，预计全年红六省的新增装机将同比腰斩，下滑至3GW甚至以下水平。

表格9：

2016年全国各省预警等级及新增风电装机情况

资料来源：

国家能源局，北京欧立信调研中心

我们认为，2017年有望成为红色预警六省新增装机低点，2018年反转向上：

1）根据我们预测，受红色预警管控效应影响，红六省今年新增装机可能腰斩，达

3GW甚至更低水平，后续继续下降的空间很有限。

实际上，红色预警区域虽然受到严格管控，也仍有一定规模的新项目依特定情况投运。

根据宁夏嘉泽新能源股份有限公司招股说明书表述，2017年3月，国家能源局发布了《关于风电投资监测预警结果有关事项说明的函》，规定依法依规取得核准文件，并已取得电网企业统一接入电网的意见，同时已经取得发电业务许可证的项目，可继续并网运行。

此外，能源局明确对于受端市场不在本区域电网的宁夏风电基地项目，可以继续按照印发的规划方案组织建设。

2017年上半年，嘉泽新能位于宁夏的199MW风电项目建成投运，另有150MW项目在建，不受红色预警影响。

2）根据上文分析，2016年将是弃风高点，未来弃风率将持续走低，而随着弃风率的走低，当前的部分红六省将陆续摆脱红色预警等级，陆续调整为橙色或绿色，从而可以继续新上风电项目。

2017年上半年，红六省弃风率大幅下降，宁夏仅4%，内蒙仅16%，预计两省2018年的预警等级有望转为橙色甚至绿色。

图表5：

红六省2017上半年弃风率同比明显改善

资料来源:

国家能源局，北京欧立信调研中心

二、红六省以外地区增长势头强劲

1、中东部和南方地区低风速风电开发成新蓝海

整体来看，红六省以外的区域基本对应为我国风电的Ⅳ类资源区（除了云南和河北的张家口、承德地区以外），风资源相对较差，普遍属于低风速区域。

受益于政策的引导和技术进步，低风速风电资源开发有望成为新的蓝海，成为风电行业的增长极。

图表6：

国内四类风电资源区分布

资料来源:

国家发改委，北京欧立信调研中心

（1）政策积极引导

由于三北地区弃风问题严重，政策在积极引导国内风电装机向中东部和南方地区转移：

1）项目核准方面，根据红色预警机制，红色预警省份不再核准新的项目，项目核准主要集中在中东部及南方地区。

2）电价下调方面，中东部和南方地区所处的Ⅳ类资源区的电价下调幅度明显低于前三类资源区，使得中东部和南方地区风电投资吸引力提升。

3）目标指引方面，风电“十三五”规划明确提出，要加快开发中东部和南方地区风电，到2020年，中东部和南方地区陆上风电新增并网装机容量4200万千瓦以上，累计并网装机容量达到7000万千瓦以上，中东部和南方地区比重明显提升。

（2）开发潜力巨大

据国家气象局评估，中东部和南部地区达到经济开发价值的风资源技术可开发量超过9亿千瓦（风速在5米/秒以上，高度80米），截至2016年中东部和南部地区开发比例不到7%，未来可开发的空间还很大。

表格10：

中东部和南部地区19省风电资源利用率不足7%

资料来源：

GWEA，北京欧立信调研中心

与德国等可比国家相比，我国中东部和南部地区单位面积的风电装机量还很低，中东部和南部19省的平均的单位面积的风电装机量仅18.21千瓦/平方公里，未来其备很大提升空间。

图表7：

我国中东部、南方地区与德国单位面积风电装机对比（千瓦/平方公里）

资料来源:

CWEA，北京欧立信调研中心

（3）技术推动，低风速风机涊现，经济性凸显

技术的进步使得低风速风电开发其备可行性和经济性。

目前，长叶片、高塔筒等是低风速风电开发的通用手段，尤其是增大风轮提升单位千瓦扫风面积极大地推动了低风速风电的发展，目前主流的风机企业包括金风科技、进景能源等均开发出适用于低风速区域的风电机组，低风速风电开发并不存在大的技术上的障碍。

表格11：

部分国内低风速风电机组情况

资料来源：

CWEA，北京欧立信调研中心

尽管中东部和南方地区风资源相对三北较差，受益于技术进步，中东部及南方19省除了重庆以外其他省份发电利用小时数均高于全国的1742小时，其中10个省份超过2000小时。

随着技术的持续进步，未来中东部及南方地区发电利用小时数有望进一步提升。

图表8：

中东部及南方地区19省2016年风电发电利用小时数

资料来源:

国家能源局，北京欧立信调研中心

以湖南为例，2016年湖南省风电发电利用小时数达2125小时，按照每千瓦投资

8500元测算，全部投资收益率达10%。

考虑湖南ft地地形较多，道路修建、施工等成本偏高，即便按每千瓦投资9000元测算，全部投资收益率也达9.2%，经济效益较好。

随着低风速风电开发模式成熟及规模化，以及风机等价格的持续走低，未来中东部及南方地区低风速风电开发将愈加其有投资吸引力。

图表9：

2015年风电项目平均单位千瓦造价（元/千瓦）

资料来源:

《2015中国风电建设统计评价报告》，北京欧立信调研中心

2、新增装机、核准势头强劲，储备项目充足

过去几年，红色预警六省以外地区陆上风电新增装机规模持续增长，即便在抢装之后的2016年，红六省以外地区陆上风电新增装机仍实现3%的增长，与全国新增装机下滑24%形成鲜明对比。

图表10：

红六省以外其他省份陆上新增装机持续增长

资料来源:

CWEA，北京欧立信调研中心

红六省以外的地区弃风问题相对不明显，尤其中东部和南方地区消纳能力强，基本不存在弃风现象，在政策引导以及技术进步推动下