风电行业分析报告.docx

风电行业分析报告.docx

《风电行业分析报告.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《风电行业分析报告.docx（18页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

风电行业分析报告

2020年风电行业分析报告

2020年8月

一、行业主管部门、主要法律法规和政策

1、行业主管部门

风力发电、光伏发电行业涉及国民经济的多个领域，其经营主要接受以下政府部门的直接监督管理：

国家能源局及地方政府投资主管部门负责风电项目的核准。

国家能源局负责国家电力行业的整体监管，并负责制定电力领域法规及电力市场规则、监督电力行业的经营及合规情况、颁授及管理电力业务许可证，以及提供电力市场统计数据及信息。

国家发改委负责起草电价管理的相关法律法规或规章、电价调整政策、制定电价调整的国家计划或确定全国性重大电力项目的电价。

2、行业主要法律、法规和相关政策

目前，行业相关的主要法律法规和相关政策如下表所列：

二、行业发展状况

电力行业是生产和输送电能的行业，可以分为发电、输电、配电和供电四个基本环节，产业链如下图所示：

发电环节，其工作原理是将风能、太阳能等清洁能源转化为电能，通过升压变电站升压后输送至电网，完成发电的过程。

行业为国家重点支持和鼓励发展的行业，符合国家“十三五”规划。

1、行业发展概况

随着能源与环境问题的日益突出，世界各国正在把更多目光投向可再生能源等新能源，发展低碳电力。

风能作为一种无污染、可再生、占地少、分布广、蕴藏量大、开发利用技术成熟的新能源，在世界各国得到了发展和利用。

就世界范围而言，风力发电是新能源领域中技术最成熟、最具规模化开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。

随着全球发展可再生能源的共识不断增强，风电在未来能源电力系统中将发挥更加重要的作用。

（1）全球风电行业发展概况

随着世界各国对环境问题认识的不断深入，可再生能源综合利用的技术也在不断发展，风力发电产业凭借相对成熟的技术方案，在近年来获得了高速发展。

根据全球风能理事会（GlobalWindEnergyCouncil）统计数据，全球风电累计总装机容量从截至2005年12月31日的59GW增至截至2019年12月31日的650GW，年复合增长率达18.70%。

按照截至2019年12月31日的风电累计装机容量计算，全球前五大风电市场依次为中国、美国、英国、印度和西班牙。

全球2005年至2019年风电累计装机容量及增长率变化情况如下：

（2）我国风电行业概况

目前，我国已经成为全球风力发电规模最大、增长最快的市场。

根据中国电力企业联合会与全球风能理事会统计数据：

2019年，我国新增风电装机容量2,574万千瓦，占当年全球新增风电装机容量的42.62%；年末累计风电装机容量21,005万千瓦，占全球风电装机容量的32.32%，年度新增风电装机容量与年末风电装机容量均位居全球第一。

①我国风能资源概况

我国幅员辽阔，海岸线长，风能资源比较丰富，根据气象局《全国风能资源评估成果（2014）》的评估结果，我国陆地70米高度风功率密度达到150W/m2以上的风能资源技术可开发量为72亿千瓦，达到200W/m2以上的风能资源技术可开发量为50亿千瓦，同时，评估组推算出80米高度风功率密度达到150W/m2以上的风能资源技术可开发量为102亿千瓦，达到200W/m2以上的风能资源技术可开发量为75亿千瓦，我国风能资源具有巨大的发展潜力。

我国风能资源丰富的地区主要集中在北部、西北和东北的草原、戈壁滩以及东部、东南部的沿海地带和岛屿上，区域特征明显。

②我国风电产业发展情况

本世纪初，我国风电行业完成了前期产业化探索阶段。

随着2005年国家《可再生能源法》及其细则的实施，建立了稳定的费用分摊制度，从而迅速提高了风电开发规模和本土设备制造能力。

国家有关部门陆续颁布了一系列新能源及风电行业发展规划和指导性文件，引导风电行业的健康发展。

中国2006年新增风电装机容量101万千瓦，风电装机容量比2005年增加95.28%。

国家有关部门陆续颁布了一系列新能源及风电行业发展规划和指导性文件，引导风电行业的健康发展。

自2008年起，在特许权招标的基础上，政府颁布了陆地风电上网标杆电价政策；在风能资源初步详查基础上，提出建设八个千万千瓦风电基地，启动建设海上风电示范项目。

根据规模化发展需要，国家修订了《可再生能源法》，要求制定实施可再生能源发电全额保障性收购制度，以应对大规模风电上网和市场消纳的挑战。

但在风电规模不断扩大的过程中，由于电网建设规划相对滞后以及受供电负荷水平和电网调峰影响造成的弃风限电，新增风电装机容量在2011年达到峰值后开始回落，进入阶段性调整期。

“十二五”期间，为引导风电行业可持续发展，我国政府发布了一系列政策促进行业改革，有效缓解风电并网、弃风限电、无序竞争等问题，2013年我国风电行业开始复苏，新增风电装机容量明显回升，在2015年达到新增风电装机容量高峰。

2016年国家能源局发布《风电发展“十三五”规划》，明确加快开发中东部和南方地区风电，有序建设“三北”大型风电基地，积极稳妥推进海上风电开发，切实提高风电消纳能力。

2017年国家发改委、国家能源局发布《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》，指出到2030年，非化石能源发电量占全部发电量的比重力争达到50%，将大力发展风能、太阳能，不断提高发电效率，降低发电成本，实现与常规电力同等竞争。

2018年国家能源局印发《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》，简化分散式风电项目核准手续，对项目并网条件及补贴予以保障。

2019年国家能源局发布《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，严格规范补贴项目竞争配置，全面落实电力送出和消纳条件，促进风电、光伏发电技术进步和成本降低，实现高质量发展。

全国2005年至2019年历年新增风电装机容量及年增长率情况如下：

2019年国家能源局发布《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，严格规范补贴项目竞争配置，全面落实电力送出和消纳条件，促进风电、光伏发电技术进步和成本降低，实现高质量发展。

全国2005年至2019年全年累计风电装机容量及年增长率情况如下：

③我国风电行业的定价机制

根据《可再生能源法》及《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。

根据国家发改委颁布并于2006年1月1日生效的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号），2005年12月31日后获得国家发改委或者省级发改委核准的风电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定；可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊。

2009年7月，国家发改委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），对风力发电上网电价政策进行了完善。

文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。

四类风电标杆上网电价水平分别为0.51元/kWh、0.54元/kWh、0.58元/kWh和0.61元/kWh，2009年8月1日起新核准的陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的标杆上网电价。

政府针对四类风能资源区发布的指导价格为最低限价，实际执行电价由风力发电企业与电网公司签订购电协议确定后，报国家物价主管部门备案。

2009年8月1日之前核准的陆上风电项目，上网电价仍按原有规定执行，并继续实行风电价格费用分摊制度，风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。

2014年6月，国家发改委发布了《国家发展改革委员会关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格[2014]1216号），明确规定了非招标的海上风电项目上网电价为0.85元/kWh，潮间带风电项目上网电价为0.75元/kWh，通过特许权招标的海上风电项目上网电价按中标价格执行，但不得高于同类项目的上网电价水平。

2014年12月，国家发改委发布了《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2014]3008号），对Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类资源区风电标杆上网电价降低0.02元/kWh，调整后的上网电价分别为0.49元/kWh、0.52元/kWh、0.56元/kWh和0.61元/kWh，新的电价政策适用于2015年1月1日后核准的陆上风电项目及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日后投运的陆上风电项目。

2015年12月，国家发改委公布了《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号），实行陆上风电、光伏发电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。

此次调价将I、II、III类资源区风电标杆电价在2016年下调0.02元/kWh，至2018年继续下调0.03元/kWh，将IV类资源区风电标杆电价在2016年下调0.01元/kWh，至2018年继续下调0.02元/kWh。

调整后的陆上风电各资源区标杆电价2016年分别为0.47元/kWh、0.50元/kWh、0.54元/kWh、0.60元/kWh，2018年分别为0.44元/kWh、0.47元/kWh、0.51元/kWh、0.58元/kWh。

2016年、2018年等年份1月1日以后核准的陆上风电项目分别执行2016年、2018年的上网标杆电价。

2年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价。

2016年前核准的陆上风电项目但于2017年底前仍未开工建设的，执行2016年上网标杆电价。

2016年12月，国家发改委公布了《国家发展改革委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），对2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价进行了进一步调整，调整后I、II、III、IV类资源区风电标杆电价分别为0.40元/kWh、0.45元/kWh、0.49元/kWh、0.57元/kWh。

2019年5月，国家发改委发布《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格[2019]882号），继续完善了风电上网电价政策。

此次调整将陆上风电标杆上网电价改为指导价，新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。

2019年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。

指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价，下同）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。

参与分布式市场化交易的分散式风电上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴。

不参与分布式市场化交易的分散式风电项目，执行项目所在资源区指导价。

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年1月1日至2020年底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。

2020年陆上风电各资源区标杆上网电价情况如下：

2、行业发展趋势

根据《风电发展“十三五”规划》，“十三五”时期具体发展指标为“到2020年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上；风电年发电量确保达到4,200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。

”

“十三五”期间风电发展的重点工作如下：

（1）有效解决风电消纳