海上风电行业分析报告.docx

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海上风电行业分析报告

2018年海上风电行业分析报告

一、海上风电优势凸显2

1、风能资源丰富、密度高2

2、邻近负荷中心3

3、不占用土地资源3

4、运行稳定4

5、单体容量大4

6、利用率高4

二、以史为鉴：

陆上风电发展有规律可循4

1、我国风电行业迅速成长4

2、陆上风电发展有规律可循5

3、政策扶持推动技术创新、成本优化5

4、运营商是最大受益者6

5、补贴退坡引发“抢装风潮”、弃风率上升6

6、设备商成最大赢家7

7、国家出手解决弃风限电问题7

三、海上风电方兴未艾，静待行业催化剂8

1、基数小8

2、发展空间大9

3、政策扶持9

4、技术创新是原动力9

5、静候行业催化剂9

在沉寂两年后，风电行业迎来复苏期。

目前尚有约115GW的项目需要在2020年前开工建设，风电行业迎来“开工潮”，带动风机设备商出货量。

随着弃风限电问题大幅改善，“红色警报”有望在部分省份率先解除。

此外，海上风电将创造行业新的利润增长点。

我们看好陆上风电设备商、海上风电运营商以及开拓海外市场企业的盈利能力及投资机会。

2006至2016年间，我国风电行业以年复合52.14%的速度迅速成长。

2010年装机规模首次超过美国，跃居世界第一。

此后，我国继续保持领先地位，与其他国家逐渐拉开差距。

据中国风能协会统计，2016年底中国累计风电装机已达到168.73GW，占全球比重高达34.48%。

一、海上风电优势凸显

1、风能资源丰富、密度高

据世界风能协会（GWEC）统计，我国5-50米深海区域的风电开发量约为500GW，而且资源密度较大。

台湾海峡是中国近海风能资源最丰富的地区，从福建往北，近海风能资源逐渐减小，渤海湾的风能又有所增加。

2、邻近负荷中心

我国陆上风能资源主要分布于北部地区，当地电能消纳能力及电力外送通道有限，弃风限电问题严重。

而海上风场建设在沿海一百公里处，靠近我国用电负荷中心东部沿海地区，且电网建设基础好，无消纳问题困扰。

3、不占用土地资源

陆上风电占用土地较多。

2005年发改委提出风电场单位面积装机需达5MW/km2，但实际执行时多数风场单位面积装机仅为2-4MW/km2。

与之相比，海上风电不占用耕地资源和城市居住空间，十分适宜在我国进行大规模开发利用。

4、运行稳定

由于不存在障碍物等原因，海上风电机组在风速和风向上相对稳定，风切变（垂直方向风速变化）明显小于陆风，风机运行更稳定。

5、单体容量大

2016年，我国陆上风电机组容量以1.5MW与2MW为主，合计占比82.6%；海上风电则以4MW机组为主，2.5MW以上占比达80.8%。

6、利用率高

一般而言，海上风电年利用小时数高出陆上风电25%以上。

其中，陆上风电年利用小时数约2000小时；海上风电视地区资源不同有所差别，例如江苏地区为2500-2700小时，福建地区可达3500-4000小时。

二、以史为鉴：

陆上风电发展有规律可循

1、我国风电行业迅速成长

2006至2016年间，我国风电行业以年复合52.14%的速度迅速成长。

2010年装机规模首次超过美国，跃居世界第一。

据中国风能协会统计，2016年底中国累计风电装机已达到168.73GW，占全球比重高达34.48%。

2、陆上风电发展有规律可循

中国风电发展始于1986年，由于国内技术不成熟、依赖进口等因素，行业长时间发展缓慢。

2005年后，国家出台多项扶持政策，吸引企业投资风电，推动了技术创新、成本优化，项目盈利能力提升，行业迎来了井喷式增长。

由于造价下移，补贴政策相继退坡，随后引发“抢装风潮”，导致弃风率显著上升。

国家开始政策调控产能规模，这标着风电行业步入平稳增长阶段。

下面，我们将几个关键环节做逐一梳理。

3、政策扶持推动技术创新、成本优化

2005年《可再生能源法》及《可再生能源中长期发展规划》的颁布，大大鼓舞了国内企业进驻风电领域的信心。

资金涌入推动技术创新，加之国家对于“风电设备国产化率需达70%以上”的要求，中国风电整机价格中枢一路下浮。

国际能源署（IEA）预测，2030年机组价格有望降至约3000元/千瓦。

与此同时，行业集中度明显提升。

4、运营商是最大受益者

2006至2011年风电行业成长速度惊人，带动上下游产业链的爆发式增长。

从设备商的角度看（包括整机厂商和零部件厂商），虽然技术升级推动成本下降，但与此同时招标价格也一路走低。

利润空间收紧加剧了行业竞争、优胜劣汰。

从运营商的角度看，在补贴电价下调前，盈利能力持续提升，此阶段运营商是最大受益者。

5、补贴退坡引发“抢装风潮”、弃风率上升

风电上网电价由两部分构成：

燃煤标杆电价以内的部分由省级电网负担；高出部分通过可再生能源基金解决。

长远看来，摆脱补贴依赖、实现平价上网是保障风电行业健康发展的必由之路。

2009年发改委首次制定标杆上网电价，2014年后历经三次补贴退坡。

在第一次调价中，由于新电价仅适用于2015年以后投运的机组，直接引发了当年的“抢装风潮”。

2015年新增装机2961万千瓦，创历年最高。

随之弃风率直线上升，2016年一季度弃风率达到历史峰值25.8%，全年平均17.1%。

6、设备商成最大赢家

在“抢装风潮”中，从运营商的角度看，补贴退坡严重削弱了利润空间，投资回报率回归至发电行业普遍水平。

对设备商而言，在订单需求旺盛时，业主对于招标价格敏感度不高，整机的毛利可维持在一定水平，再加上出货量激增，这个阶段设备商成为最大赢家。

7、国家出手解决弃风限电问题

弃风率的上升导致了极大的资源浪费，发改委与能源局随后出台多项政策缓解弃风限电问题。

2017年，内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆六个省份被列为红色预警区域，能源局规定该区域不得核准建设新的风电项目。

此外，发改委核定公布“三北”地区保障性收购年利用小时数。

政策发力，2017年上半年弃风率降至13.6%。

三、海上风电方兴未艾，静待行业催化剂

1、基数小

截止2015年我国海上风电累计装机为1.04GW，仅实现了“十二五”海上风电发展目标5GW的20.8%。

2016年海上风电累计装机增长至1.63GW，仅占我国全部风电装机的0.97%。

2、发展空间大

建设成本的持续优化以及配套产业的日渐成熟，我国海上风电有望在“十三五”期间迎来爆发增长期。

规划目标是到2020年底确保并网5GW，力争开工10GW。

要完成“十三五”目标，2017-2020年海上风电年复合增长率需达到32.34%。

我国东南沿海地区已积极规划长期海上风电发展目标，目前确定的规划总量超过56GW。

3、政策扶持

借鉴陆上风电发展历程，我们认为海上风电尚处于初期阶段，政策扶持对于行业发展具有关键作用。

2016年发改委下调2018年陆上风电标杆电价的同时，维持了海上风电高电价不变，规定近海、潮间带项目标杆电价分别为0.85和0.75元。

此外，国家简化了海上风电项目的多部门审核程序，显示了国家对于扶持海上风电的决心。

4、技术创新是原动力

随着政策明确，海上风电领域资金大量涌入，进入企业逐渐增加，加快推动技术创新。

投资成本高、施工难度大、运维难度大等问题均有望逐渐得到改善。

技术创新带来的成本下降、盈利提升将为海上风电运营商带来丰厚利润。

5、静候行业催化剂

与陆上风电一样，海上风电为了提升竞争力，终将实现平价上网。

在此之前，补贴额度将呈现阶梯式下移。

在陆上风电补贴退坡的实施过程中，已经暴露出风电项目抢装导致弃风率显著上升的问题。

为防止陆上风电装机过快增长，在第二、第三次标杆电价下调中，欲享受调整前的高电价，政策已从某时间点“投运”改为某时间点“开工”，并将缓冲期放宽。

借鉴陆上风电发展经验，未来海上风电或将迎来脉冲式增长，但退坡模式可能发生变化，难以重现陆上风电2015年的抢装热潮。