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来自 福利彩世界 2019-11-08 06:50 的文章
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2018年风电行业迎来反转,2019年中国风电行业分析

电工电气网】讯

核心观点:2018年风机装机迎来反转,从趋势上来看新增核准未建容量出现反弹;从逻辑上看,红六省变红三省,弃风限电得到良好改善,中东部前期建设磨合期已过,过去三大负面因素在今年转为正面因素。同时,2016年招标量回升,整机厂商订单挤压;平价上网示范项目落地;分散式接入风电和海上风电进入高速发展期;绿色奥运加速京津冀地区风电发展,多因素同时推动未来三年风电高速发展,2018年将会是风电恢复正增长的第一年。

2018-2020年,全球新增风电装机将超过200GW。预计2019年全球陆上风电新增装机规模约66GW,同比增长21.6%;海上风电新增装机预计6.3GW,同比增长75%。

1、 行业概况

国内单体容量最大的海上风电项目——中国广核集团阳江南鹏岛40万千瓦海上风电项目首个风机沉桩15日完成,这是该项目自5月10日陆上集控中心开工后迎来的又一个重大工程节点,也标志着该项目海上主体工程建设正式拉开序幕。该海上风电场总容量40万千瓦,是国内目前最大的单体海上风电项目。

    2017年风机装机底部已现。2017年,新增并网1503万千瓦,较2016年低427万千瓦、较2015年低1794万千瓦,连续两年持续下降。主要是因为三北地区风电建设全面放缓,华中、华东、西南区域部分省份,风电装机缓慢。

全球风电年度新增装机容量

风力发电是指把风的动能转为电能。风能是一种清洁无公害的可再生能源能源,很早就被人们利用,利用风力发电非常环保,且风能蕴量巨大,因此日益受到世界各国的重视。

海上风电项目发电小时数长,距离用电负荷较近,适合大规模开发,未来可开发空间广阔。2017年,我国海上风电新增装机容量达到1.16GW,同比增长97%,4年复合增速达到110%。截至2017年底,国内海上风电装机容量达到2.79GW,占国内风电装机1.5%,占比仍然较小。依据《风电发展“十三五”规划》保守计算,今后5年,海上风机并网容量年均投产规模将达到约2.5GW。依据目前统计的已开工未投产项目情况,预计2018年新增海上风电装机将超过200万千瓦,2019、2020年仍将保持增长,3年合计并网将超过800万千瓦。

    红六省三省解禁 弃风限电改善助力2018年装机反弹,预计2018年并网规模为20-25GW。国家能源局发布了《2018年度风电投资监测预警结果的通知》,红六省中内蒙古,宁夏和黑龙江红色预警被解除,三省累计核准未并网容量7.82GW有望加速建设。同时2017年中国的风电限电率为12%,较2016年水平下降了5.2%。弃风限电的改善有望提高风电有效利用小时数,提高业主装机动力。截至2017年年底,已核准未装机容量以达到89.57GW。此类项目须在2019年底前开工才能享受2016年标杆上网电价。2017年吊装待并网项目容量累计至25GW,有望全部在2018年实现并网。

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分类:

近两年来,在政策推动下,我国弃风限电情况大幅改善,2017年全国弃风率为12.0%,较2016年下降了约5个百分点。今年上半年,全国弃风电量182亿千瓦时,同比减少53亿千瓦时,全国平均弃风率8.7%,弃风限电现象进一步持续改善。此外,近期国家发布平价试点项目和竞价上网新政,逐步试水平价上网,通过提高风电项目消纳能力、优化投资环境等途径,可有效对冲上网电价下降造成的收益率下行压力,有利于提升风电产业竞争力,刺激装机复苏。

    新能源消费占比为风电装机提供硬性指标,核准未吊装容量接近90GW,分散式接入风电 海上风电 风火平价推动风电行业反转。根据国家规划,2020年我国非化石能源占比要达到15%,风电最低累计装机目标210GW;到2030年占比达到20%。目前核准未吊装容量接近90GW,保电价需求推动这部分在2019年底前开工。同时国家能源局先后下发了关于分散式接入风电和海上风电的政策。多省份已颁发分散式接入风电计划,表示将全面发展分散式接入风电。海上风电也迎来高速发展。国内海上风电建设技术和风机技术得到突破,目前诸多大型风机已可量产,海上风电场建设有望提速。预计到2020年海上风电预计并网到5GW。绿色冬运有望加速平价上网进程,风火平价让风电成为火电完美替代品。风电装机将得到大幅提升。

2018年1-11月,国内并网风电容量为17.20GW,同比增长37.38%;其中9-11月并网容量分别同比增长112%、86%、50%;预计全年将继续保持较高的同比增速。

按照叶片旋转方式分类,水平轴风力发电和垂直轴风力发电

同时,广东省也大力布局海上风电,近期公布了3.3GW海上风电建设规划,总投资约594亿元。海上风电有望进入快速发展期。建议关注行业龙头金风科技(002202.SZ)、上海电气(601727.SH)、中材科技(002080.SZ)和天顺风能(002531.SZ)等龙头企业。

    关注行业龙头,2018年风电行业有望迎来反转。推荐风机龙头金风科技,风塔龙头天顺风能。

国内风电月度并网容量

按照发电场景分类,陆上风电和海上风电

    风险提示:新能源补贴拖欠未能得到缓解,风电业主流动性出现风险;环保压力加大,分散式风电审核建设周期拉长;分散式风电装机规模小,业主装机动力不强;海上风电建造遇瓶颈,难以突破。

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按照运营模式分类,集中式风电和分布式风电。

2018年中国风电行业反转兑现。2018年1-11月风电新增装机17.20GW,较去年同期增加4.68GW,同比增长37%,行业反转兑现。其中,11月份,风电新增装机容量2.73GW,同比增加50%。

2003年实施的特许权招标政策,推动风电产业快速规模化

风电月度新增装机

2009年出台了四类风电标杆价区标杆电价政策,进一步规范了风电定价机制通过严格控制项目造价和运营成本,获得所属风电标杆价区的上网电价收入。由于风电设备价格趋于稳定且透明,所以风电发电利用小时数成为影响项目收益最关键的指标。同时风电开发企业可享受增值税减半、所得税三免三减半等财政优惠政策,更可通过清洁发展机制,向发达国家卖出减排指标获利,以弥补电量电价不足。

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风电月度新增装机累计

图1 风电行业产业模式图

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I 全产业链模式:以风电开发运营为核心,涵盖风机制造、零部件制造与风电开发等环节。代表企业金风科技

三北复苏、中东部常态化逻辑兑现。2017年底我们看好2018年风电新增装机或将反转,核心逻辑是三北解禁带来的复苏和中东部常态化,目前来看两个逻辑都兑现了:2018年三北红六省解禁三个,2018Q1-3三北地区新增并网容量7.08GW,同增39%;2018Q1-3中东部(不含云南)新增装机5.528GW,同增25%。

II 重资产模式:采取重资产模式的企业更关注产品质量,为了确保风电整机的质量,采取自建零部件供应基地的方式为整机提供配套。代表企业上海电气。

此外,分散式多点开花、海上风电放量,我们2017年底预计2018年风电行业新增装机或达25GW,同增28%。目前来看全年预计新增23-24GW(1-11月新增17.20GW),略低于我们年初25GW的预期,主要原因是全社会去杠杆、中东部极端天气和环保因素超出预期。

III 产研投模式:通过丰富行业知识和专业技术的延伸为风电开发提供前期咨询服务、工程项目管理、运营维护服务等综合解决方案,实现整机销售与风电开发服务有效协同,并有选择的介入风电场投资,获取高额的投资回报。代表企业明阳智造。

三北复苏、中东部常态化趋势明显

VI 资源市场模式,整机制造商通过当地设厂等方式获得地方政府的支持,控制当地优质风场资源,并以风场资源为载体,通过与风电开发商的合作带动风电机组的销售。代表企业华仪电气

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2、发展阶段

积极因素持续,2019年新增装机或达28GW,同增约20%。在三北解禁、中东部常态化、海上和分散式放量等因素趋势下,2018年风电行业迎来反转。展望2019年,除了2018年的好转逻辑之外,行业还有两个积极的因素:三北地区继续解禁以及电价抢开工,预计2019年新增装机约28GW,同增约20%(预计2018年新增装机23GW)。

2.1行业发展阶段

2019年国内风电新增装机预计28GW

2003—2010 年,属于高速发展期,复合增速达115%;第一次建设高峰

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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;

弃风限电改善,三北有望全部解禁。由于弃风限电改善,2018年三北地区的黑龙江、内蒙古、宁夏解除红色预警,红色预警省份仅剩吉林、甘肃和新疆。2018年以来弃风限电持续改善,前三季度全国平均弃风率是7.7%,比去年同期减少了4.7个百分点。

2013—2015 年,我国风电行业重拾增长,三年复合增速达33%;第二次建设高峰

根据风电电价政策,我们预计2019年底抢开工规模约64.51GW。截止2018年6月底,国内有104.77GW的项目不受竞价政策影响。

2016—2017 年,国内新增装机进一步下滑。

根据国家能源局的风电电价调整方案的要求(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),上述项目中除了海上风电、分散式、大型风电基地以及2018年下半年15.47GW的装机(预计2018年新增23GW)之外,其余64.51GW的项目需要在2020年前开工建设,以获得相应核准的标杆电价。虽然开工的条件界定并不苛刻,且开工到并网存在9-18个月的间隔,但是由于抢开工体量较大,还会贡献一定的装机增量。

2018—至今,新增风电装机容量得到改善,重拾升势。目前属于第三次建设高峰。

风电补贴缺口约600亿,平价打开成长瓶颈。与光伏类似,补贴拖欠也是风电行业目前最大的问题。2018年底风电补贴缺口为617亿,且缺口不断扩大。因此维持与光伏行业相同的判断,当风电达到平价之后,将不受补贴问题的限制,新增装机增速将上升一个维度。

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1-2年内系统成本或可降低至6.0-6.5元/W,全国80%用电量的地区有望实现平价。风电项目实现平价测算主要是基于项目系统成本降低到什么程度才可以实现平价来考虑,具体来说,在设定的情况下,求解系统成本的值以使得项目IRR达到8%,并将求解的系统成本与当前系统成本的情况进行对比,来判断与平价的距离。

图2 2008-2017年全国风电新增和累计装机容量

据测算结果显示,当风电系统成本下降至6.0-6.5元/W时,对于集中式(不弃风)、集中式(弃风率5%)、集中式(弃风率10%)、分散式(50%自用)、分散式(100%自用)五类风电项目,全国可以实现平价区域的占比分别为78%、73%、57%、92%、100%,这些区域用电量占全国用电量的比例分别为86%、82%、61%、96%、100%。当前我国陆上风电系统成本约为7.0-7.5元/W,考虑到路条费取消以及机组大型化等技术进步,预计我国陆上风电系统成本1-2年内或可降低至6.0-6.5元/W,届时全国80%用电量的地区有望实现平价。

2.2现阶段发展特点

平价后,2021-2025年风电每年新增装机的均值或达109GW。基于上述测算,我们假设2021年开始,风电全部实现上网侧平价,基于全国电力系统平衡进行测算,2021-2025年我国风电每年新增装机的均值或达到109GW,是2016-2020年均值的4.6倍。

我国风电产业技术水平显著提高,全产业链基本实现国产化,逐步形成了公开透明的行业管理和规范公平的政策体系。风电技术比较成熟,成本不断下降,是可预期范围内应用规模最大的新能源发电方式。

政法补贴开始逐步退出,平价上网时代即将来临,现在属于补贴退坡前的抢装阶段,新增风电装机即将恢复高增长。行业产业链整合的纵向兼并模式朝着横向一体化模式发展,新能源寒冬导致行业大规模洗牌,头部效应越来越明显,集中度进一步提升。

3、发展空间

3.1需求分析:

总量目标: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4200亿千瓦时,约占全国总发电量的6%。根据彭博的统计,国内2018年新增风电装机约21GW,同比增长约16.7%。预计2019-2020年国内新增风电装机将超过25GW和30GW,年均增长超过20%。

其中《“十三五”规划》指出风电消纳利用目标:到2020年,有效解决弃风问题,“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求。风电产业发展目标:风电设备制造水平和研发能力不断提高,3-5家设备制造企业全面达到国际先进水平,市场份额明显提升。

3.2驱动因素分析:

3.2.1技术进步驱动

随着风电开发转向低风速区域,单机高功率、叶片大型化的趋势明显。根据GE的预计,到2025年风机风轮直径将达到160米,相比2015年,扫风面积增加一倍,年发电能力提升一倍,度电成本下降30%,度电成本显著降低。同时风塔由传统的刚性塔架升级为柔性塔架,克服“共振”影响。海上风电机组研发能力明显增强。目前国内已经可以生产制造5mw和6mw等大容量风电机。

3.2.2政策驱动

风电平价上网项目和低价上网试点项目建设,将催进风电行业进入补库存,抢装机的阶段。在补贴退坡的政策驱动下,核准未开工项目的100GW都有望在2019年前开工建设,其中大部分可于2020年底前完工投产。到2020年底,全国风电累计并网容量有望达到260GW。今后三年年均增量约30GW,创历史峰值。国家能源局出台的《风电发展“十三五”规划》提出,要积极稳妥地推进海上风电建设,2018年1月1日实施新上网标杆电价,但维持海上风电上网标杆电价不变,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。此次电价调整逐步引导风电项目开发向非限电地区转移,并鼓励海上风电开发。到2020年,全国海上风电开工建设规模达到1000万千瓦,力争累计并网容量达到500万千瓦以上。

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