2019-2023年全球陸地風電迎來搶裝，海上風電加快發(fā)展,存量市場替代空間打開，中國風電行業(yè)未來發(fā)展空間巨大[圖]

    一、我國風電行業(yè)發(fā)展歷程

    我國風力發(fā)電始于20世紀50年代后期，用于解決海島及偏遠地區(qū)供電難問題，主要是非并網小型風電機組的建設。70年代末期，我國開始研究并網風電，主要通過引入國外風電機組建設示范電場，1986年5月，首個示范性風電場馬蘭風力發(fā)電場在山東榮成建成并網發(fā)電。

    從第一個風電場建成至今，我國風電產業(yè)發(fā)展大致可以分為以下6個階段：

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    二、全球快速發(fā)展，中國裝機第一

    （一）2001-2018年全球風電裝機發(fā)展三個階段

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    智研咨詢發(fā)布的《2020-2026年中國風能風電行業(yè)市場全景調研及發(fā)展前景分析報告》顯示：2018年全球新增裝機51.3GW，其中陸上風電新增裝機46.8GW,海上風電新增裝機4.5GW。截至2018年，全球風電累計裝機591GW，其中海上風電累計裝機23GW，在全球風電裝機占比4%。

    歷年全球風電累計裝機容量變化情況（GW）

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    歷年全球風電新增裝機容量變化情況（GW）

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    （二）中、美、德、印度和巴西為全球前五大陸上風電增量市場

    中國：2008-2018年陸上風電新增裝機連續(xù)十年全球第一。2018年中國陸上風電新增裝機21.2GW，全球占比45%，繼續(xù)保持2008年以來全球第一大陸上風電增量市場。截至2018年，中國陸上風電累計裝機206GW，陸上和海上累計裝機210.6GW，成為世界首個陸上風電總裝機超過200GW的國家，提前兩年完成了風電“十三五”規(guī)劃目標（2020年風電并網210GW）。

    美國：世界第二大陸上風電市場。2018年美國陸上風電新增裝機7.6GW，累計裝機96GW，是世界第二大陸上風電市場。預計到2020/21年，生產稅抵免政策（ProductionTaxCredit）仍然是美國新增裝機主要驅動力。

    其它三大陸上風電市場：2018年其它三大陸上風電市場新增裝機分別為德國2.4GW、印度2.2GW和巴西1.9GW。

    2018年全球陸上風電累計裝機占比（國別維度）

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    2018年全球陸上風電新增裝機占比（國別維度）

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2017-2018年全球陸上風電風電新增及累計裝機容量（GW）

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    2017-2018年全球海上風電風電新增及累計裝機容量（GW）

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    （三）預計2019-2023年全球風電新增裝機317GW

    據預測，2019-2023年全球新增風電裝機總計近317GW，CAGR為2.7%；其中亞太、歐洲、北美洲及拉美、非洲新增裝機分別為145GW、63GW、63GW、7GW。2019-2023年中國始終是全球風電第一大市場。2018年全球風電新增裝機中國占比41%，至2023年，中國在全球新增風電裝機占比將達36%，始終是全球第一大風電市場。

    2019-2023年全球風電年新增裝機容量預測（GW）

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    2019-2023年全球風電年新增裝機占比預測（%）

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    2019-2023年美洲風電年新增裝機容量預測（GW）

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    2019-2023年歐洲風電年新增裝機容量預測（GW）

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    2019-2023年非洲風電年新增裝機容量預測（GW）

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    2019-2023年亞洲風電年新增裝機容量預測（GW）

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    三、陸風搶裝持續(xù)，海風蓬勃發(fā)展，市場空間廣闊

    (一)、陸風搶裝持續(xù)，產業(yè)供需緊張

    “補貼退坡前的沖刺”——2019-2020年風電行業(yè)搶裝。風電搶裝需求旺盛，產業(yè)鏈供應緊張。2019年新增風電并網25.79GW，同比增長25%，累計并網裝機容量210GW，同比增長14%。非限電區(qū)域占比加大，裝機結構更為合理：2019年Q1-3中、東、南部地區(qū)新增并網占比58.7%。另外此輪搶裝的部分項目建設有望延續(xù)2021年H1，同時疊加平價大基地項目推進，后續(xù)風電可以保持平穩(wěn)有序發(fā)展。

    2013-2019風電新增和累計并網容量

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    2013-2018年風電新增和累計裝機容量

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    國內風機招標量激增，投標價格持續(xù)回升。2019年Q1-Q3國內公開招標量達49.9GW，同比增長108.5%，超過以往年度招標總量。從投標價格來看，2019年9月2.5MW風機投標均價為3,898元/千瓦，比2018年8月價格低點回升17%。可以看出部分機組的當前價格已回升至2017年水平，預計風電整機龍頭將迎來“量價齊升”。

    風電行業(yè)季度公開招標量情況

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    風電行業(yè)月度公開招標價格情況（截止2019Q4）

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    “2014-2015年搶裝再現(xiàn)”——重點強調并網節(jié)點，開發(fā)項目儲備充足。（1）2019年5月國家發(fā)改委發(fā)布風電平價政策，重點關注并網節(jié)點：2018年底之前核準的陸上風電項目，2020年底前仍未完成并網的，國家不再補貼；2019-2020年前核準的陸上風電項目，2021年底前仍未完成并網的，國家不再補貼；自2021年1月1日開始，新核準的陸上風電項目全面實現(xiàn)平價上網，國家不再補貼。（2）數(shù)據顯示，帶補貼的陸上風電存量項目共計67.0GW，海上風電項目共計39.8GW，開發(fā)空間充足，足以支撐未來幾年國內裝機量。

    風電上網電價調整方案（元/kWh）

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    存量項目及海上風電項目開發(fā)空間充足

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    “搶裝”不改競爭格局演變趨勢：。風機整機行業(yè)集中度提升：18年行業(yè)新增裝機CR5占75%，新增裝機CR10占90%。

    風電整機制造企業(yè)的市場集中度上升明顯

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    （二）全球海上風電持續(xù)高速發(fā)展，裝機集中在英、德、中三國，市場空間廣闊

    2010-2018年全球海上風電累計裝機CAGR達到28%。2018年全球海上風電新增裝機4.5GW，與2017年持平，占全球風電新增裝機8%。截至2018年全球海上風電累計裝機達23GW，同比增長23%，占全球風電累計裝機4%。

    歷年全球海上風電新增裝機容量及累計裝機容量

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    2018年英國、中國、德國三國占據全球海上風電累計裝機份額82%，全球海上風電裝機高度集中。

    1.中國：2018年海上風電新增裝機全球第一。中國2018年海上風電新增裝機1.8GW，全球占比41%（全球第一）。截至2018年，中國海上風電累計裝機

    4.6GW，全球占比20%（全球第三）。

    2.英國：2018年海上風電累計裝機全球第一。英國2018年海上風電新增裝機1.3GW，全球占比29%（全球第二）；截至2018年，英國海上風電累計裝機7.8GW，全球占比34%（全球第一）。

    3.德國：2018年海上風電累計裝機全球第二。德國2018年海上風電新增裝機1.0GW，全球占比22%（全球第三）截至2018年，德國海上風電累計裝機6.44GW，全球占比28%（全球第二）。

    2018年全球海上風電累計裝機占比

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    2018年全球海上風電新增裝

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    （三）國家和各省“十三五”期間積極布局海上風電

    2016年11月，國家能源局發(fā)布《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，提出到2020年底，國內風電累計并網容量達到210GW以上，其中全國海上風電開工建設規(guī)模達到10GW，力爭累計并網容量達到5GW以上。根據國家能源局截止至2019年10月，我國海上風電累計并網5.1GW，已完成“十三五”規(guī)劃目標的77%。

    《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》2020年全國海上風電開發(fā)布局

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    至2020年底，各省規(guī)劃海上風電裝機規(guī)模累計達27GW以上。各地方政府也積極響應國家能源局號召，制定了本省的海上風電發(fā)展計劃以及相應的扶持方案。目前已出臺省內規(guī)劃方案的省份有：江蘇、浙江、福建、廣東、海南、山東、上海、河北、遼寧合計9個省份，2020年底各省規(guī)劃海上風電裝機規(guī)模達到27GW以上。

各省海上風電“十三五”規(guī)劃方案

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    四、我國是全球最大的海上風電增量市場，海上風電機組大功率化趨勢明顯

    2013-2018年我國海上風電累計裝機CAGR達117%，已成為全球增速最快、潛力最大的海上風電市場。2018年實現(xiàn)新增并網裝機容量180萬千瓦，同比增幅達55.2%，新增裝機容量首超英國，排名全球第一；累計海上風電并網容量達459萬千瓦，排名全球前3，成為僅次于英國和德國的第三大海上風電國家。

    2013-2018年我國海上風電累計裝機CAGR達117%

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    截至2019年9月底，中國海上風電已開工8.5GW，已核準40.2GW，預計2019年可超額完成海上風電“十三五”規(guī)劃目標，其中廣東項目總量占國內總容量62%。

    國內海上風電項目建設及核準容量（截止2019年9月30日，單位：GW）

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    2018年4MW機組占海上總裝機容量的52.8%。截至2018年底，4MW機組累計裝機234.8萬千瓦，同比增長53.66%，占海上總裝機容量的52.8%；3.2MW、4.2MW、6MW機組累計裝機為27萬千瓦、35.2萬千瓦、4.2萬千瓦，同比大幅增長8910%、604.8%、133.33%；較2017年，新增了單機容量為5.5MW、6.45MW、6.7MW的機組。

    2017-2018年我國海上風電各功率機組累計裝機量（萬千瓦）

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    五、2020風電行業(yè)市場發(fā)展趨勢分析，中國陸上風電三北平價崛起央企開發(fā)商挑大梁

    2020年是陸上風電補貼項目最后的搶裝盛宴但供給能力有限2019年5月《國家發(fā)展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》，明確2018年底前核準的補貼風電項目，必須在2020年底前完成并網才能保留已核定的補貼電價。以2016-2018年期間核準的電價區(qū)間在0.47-0.60元/千瓦時的項目為例，如果未能在2020年底前并網，將降為燃煤標桿電價，區(qū)間降至0.265-0.45元/千瓦時。

    國內風電電價退坡機制

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    1、2020年需要搶裝的陸上享受補貼的風電項目大概在35-41GW

    考慮到風電項目從核準到吊裝需要2年左右的準備期和建設期，開發(fā)商每年核準一批、開工一批、建設一批，滾動開發(fā)。因此以2014年為起點，2014-2018年陸上風電累計核準容量183GW，對應2016-2018年的吊裝容量為118GW，截至2018年底，國內需要在2020年底前搶裝的陸上風電補貼路條超過65GW。據統(tǒng)計，國內已核準尚未開工項目58GW，開發(fā)商已宣布開發(fā)計劃的項目59GW，存量項目開發(fā)空間巨大。

    估計2019年國內陸上風電吊裝容量約為24-25GW，海上裝機2GW左右，因此2020年需要搶裝的陸上享受補貼的風電項目大概在35-41GW。

    由于裝機需求的自2019年初，行業(yè)內即出現(xiàn)主軸承和鑄件的短期供應瓶頸，進入下半年，葉片的缺貨再次進一步制約行業(yè)出貨量增長。由于產能的匱乏，國內份額較為領先的整機廠商如金風科技、運達股份等，已經基本停止參與2020年內的供貨項目，這也導致業(yè)主的焦慮和恐慌，招標量繼續(xù)放大，單季度招標17.6GW，前三季度合計已達到49.9GW（包含海上11GW），同比增長108.5%，超過2018年全年水平。風機價格繼續(xù)快速上漲

    從經濟性來看，以新建設項目的成本造價為依據，中國部分資源稟賦較好的地區(qū)，在消除限電的情況下已經具備平價上網的經濟性。根據測算，目前在1類風區(qū)按年利用小時數(shù)2800計算，風電的度電成本已達到0.22元/千瓦時。我國國內風電新增項目在2019年就正式邁入平價項目逐步接軌的時代。

風電度電成本測算

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    以美國風電市場做橫向比較我國風電項目系統(tǒng)性造價僅相當于美國的70%以下，限電改善形成的“三北”地區(qū)度電成本下降空間至少在15-25%。2019年我國北方地區(qū)新建風電項電成本有望降至0.15元/千瓦時，中東部地區(qū)降至0.3元/千瓦時以下，可與當?shù)孛弘姌藯U電價形成明顯差距。

    2、三北平價大基地啟動建設

    我國不同地區(qū)的自然條件不同，我國大型能源基地與能源消費地之間的輸送距離將達到2500公里以上。以風電為例，風能儲量差異很大，“三北”（西北、華北和東北）地區(qū)和沿海一帶是風能資源最豐富的區(qū)域。而且“三北”地區(qū)風功率密度和風能密度遠大于東南沿海地區(qū)，且盛行風向穩(wěn)定，破壞性風速少，地勢平坦，交通方便，工程地質條件好，施工便利，是大型風電場的最佳風能資源區(qū)。因此，2006至2015年我國風電開發(fā)主要集中在“三北”地區(qū)，截至
2017年，“三北”地區(qū)風電累計裝機容量占全國比例達67%。由于我國能源資源與需求逆向分布的基本國情，以及能源轉型發(fā)展的需要，決定了必須依賴大電網、構建大市場，在更大范圍優(yōu)化能源資源配置。

    我國能源資源與用電區(qū)域分布

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    但是由于電網的建設速度長期跟不上新能源發(fā)展的需求，因此中國風電發(fā)展歷史始終與并網消納的瓶頸問題高度相關。2013年國內棄風情況有明顯好轉，棄風率同比下滑5個百分點，隨后開啟為期三年的裝機快速增長階段。

    3、特高壓集中建設和柔性輸電技術推廣，配套新能源送出需求

    隨著能源輸送距離和規(guī)模越來越大，為滿足大型可再生能源基地的集約化開發(fā)和利用，2020年我國特高壓及跨區(qū)、跨國電網輸送容量將達到4.1億千瓦。“十三五”期間，我國重點優(yōu)化西部（西北+川渝）、東部（“三華”+東北三省+內蒙古）兩個特高壓同步電網，形成送、受端結構清晰的“五橫五縱”29條特高壓線路的格局，2016-2020年我國新投運、在建和已規(guī)劃的還有20條特高壓線路，且有13條線路是在限電區(qū)域。

    2006-2019年中國核準/開工特高壓數(shù)量及類型（條）

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    國家能源局在2018年9月7日印發(fā)的《關于加快推進一批輸變電重點工程規(guī)劃建設工作的通知》，要求在今明兩年核準開工九項重點輸變電工程，合計輸電能力5700萬千瓦。

    隨著三北特高壓輸電外送通道持續(xù)建設投運，以及消納情況的好轉，近期超過7個三北風電大基地項目陸續(xù)啟動前期工作，其中內蒙地區(qū)需求最為集中。國家規(guī)劃的多條特高壓輸電通道也均以內蒙為起點，充分挖掘利空當?shù)刎S富的清潔能源資源；目前其他位于風電基地或新能源示范區(qū)例如青海(海南州)、陜西（榆林）、甘肅（隴東）、黑龍江（大慶）、吉林（白城）也在積極推進開發(fā)。

三北近期啟動前期工作的平價風電項目匯總

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    六、我國風電行業(yè)未來發(fā)展空間

    盡管過去的十多年時間里，我國風電裝機量呈爆發(fā)式增長，但風電在整個電力結構中的占比仍然偏小，低于丹麥（44.4%）、德國（20.8%）、英國（13.5%）9等國家，發(fā)展?jié)摿薮蟆?/p>

    隨著開發(fā)布局的不斷優(yōu)化，配套政策的有效執(zhí)行，以及風電技術水平的顯著提升，未來我國風電行業(yè)的增長來源如下：

    1、短期內中東部和南方地區(qū)風電投資需求不斷增加

    我國中東部和南方的大部分地區(qū)由于風速低于6米/秒，過去一直被認為不具備經濟開發(fā)價值，但是，隨著行業(yè)的技術進步，風電機組的利用效率提升，該區(qū)域低風速風電場的開發(fā)價值逐漸顯現(xiàn)。由于我國中東部及南方地區(qū)負荷需求大、并網條件好，產生的風電大多可就近、就地消納，因此在“三北”地區(qū)出現(xiàn)棄風限電現(xiàn)象后，政策引導風電投資向中東部及南部地區(qū)轉移。風電“十三五”規(guī)劃要求，加快中東部和南方地區(qū)陸上風能資源的規(guī)?；_發(fā)，到2020年，新增風電并網裝機容量42GW，累計并網容量達到70GW，較“十二五”期間同比增長150%。

    2、未來“三北”地區(qū)的發(fā)展空間仍然十分巨大

    我國不同地區(qū)的自然條件不同，風能儲量差異很大。從地理位置上來看，“三北”（西北、華北和東北）地區(qū)和沿海一帶是風能資源最豐富的區(qū)域。其中，“三北”地區(qū)風功率密度和風能密度遠大于東南沿海地區(qū)，且盛行風向穩(wěn)定，破壞性風速少，地勢平坦，交通方便，工程地質條件好，施工便利，是大型風電場的最佳風能資源區(qū)。

    西北地區(qū)風能資源：由于地處高原，加上地表起伏較小，風能資源相當豐富，是我國風能資源最豐富的區(qū)域。據統(tǒng)計和預測，高達3億千瓦的龐大可開發(fā)的風能資源量蘊含在這一區(qū)域，全國陸地風能資源基本有1/3左右分布在這一帶。

    東北地區(qū)風能資源：黑龍江省風能資源較豐富的地區(qū)占到該省2/3以上的區(qū)域，以年平均風能密度而論，居全國中上等水平，且風資源在白天非常豐富，符合工業(yè)和商業(yè)的工作時間，能有效利用；吉林省風能資源相對較少，風能較豐富區(qū)處于北到松原、南到雙遼等地一線；遼寧省風能較豐富區(qū)主要在遼河平原、遼東半島。受經濟發(fā)展、地形地貌等得影響，東北地區(qū)風資源的開發(fā)利用率較低。

    華北地區(qū)風能資源：華北地區(qū)是北方經濟發(fā)展的重要地區(qū)，包括北京、天津兩個直轄市，河北、山西兩個經濟大省以及內蒙古自治區(qū)。河北省風能資源豐富，主要分布在張家口、承德壩上地區(qū)和沿海秦皇島、唐山、滄州地區(qū)，大片區(qū)域交通便利，內蒙古地區(qū)風能資源豐富、視野開闊，均非常適宜建設大型風電場。

    3、早期風電機組臨近退役，存量市場替代空間打開

    國內風電產業(yè)大規(guī)模發(fā)展已超過十年，隨著風電機組20年使用壽命的臨近，國內將會出現(xiàn)大批的退役機組。在我國風電發(fā)展早期，大多數(shù)風電整機制造商缺乏自主研發(fā)實力，普遍從國外引進技術或者通過許可證方式生產，消化吸收并不徹底，導致很多早期安裝的風電機組設備質量不高。因此，盡管風電機組設計壽命通常為20年，但運行到中后期階段，老化的風電機組出現(xiàn)墜落、折斷等重大事故的幾率大大增加，發(fā)電量亦開始回落，設備技術性能也無法滿足電網的要求，維護及保養(yǎng)成本顯著增加，其經濟性已大大降低。因此，為了高效利用原有的優(yōu)質風區(qū)，提前退役技術過時的舊機組，代之以目前技術先進的大功率機組，經濟效益更好。過去十余年我國風電市場經歷了爆發(fā)式的增長，目前累計裝機容量占全球的1/3以上，舊機組退役更新的市場龐大。

    4、分散式風電崛起，助力行業(yè)增長

    分散式風電項目是指所產生電力可自用，也可上網且在配電系統(tǒng)平衡調節(jié)的風電項目，其最明顯的優(yōu)點是就近接入電網，并于當?shù)叵{，限電風險較低。早在2009年我國就提出了分散式風電的概念，但一直推進緩慢，主要原因在于：政策支持力度不夠；項目容量較小，單位開發(fā)成本較高；以及國內風電投資主體單一，絕大部分是國有資本，對投資少、規(guī)模小的分散式接入風電投資積極性不足。

    隨著國家層面的政策落地，地方政府紛紛響應，目前新疆、內蒙、河南、河北等地均出臺相關文件加快分散式風電的開發(fā)建設，我國分散式風電建設將快速發(fā)展，助力風電行業(yè)整體復蘇。

    5、綠證認購啟動，保障風電滲透率持續(xù)提升

    我國現(xiàn)階段對于風電、光電上網仍實行標桿電價模式，對上網標桿電價和脫硫燃煤機組上網標桿電價之間的差額部分，使用可再生能源發(fā)展基金進行補貼。

    該基金主要來源于向電力用戶征收的可再生能源電價附加收入。具體操作流程為：由電網代財政部向用戶征收可再生能源電價附加，財政部門向電網企業(yè)撥付可再生能源補貼，再由電網企業(yè)根據可再生能源上網電價和實際收購的可再生能源發(fā)電上網電量，按月與可再生能源發(fā)電企業(yè)結算電費。在該模式下，可再生能源發(fā)電企業(yè)資金回收周期冗長、資金壓力大。此外，自備電廠大量拖欠可再生能源電價附加，財政部實際征收的再生能源電價附加額遠小于理論上的征收額，導致我國可再生能源發(fā)展基金一直面臨著較大的缺口，且隨著新能源并網容量的逐年擴大，可再生能源基金的缺口將越來越大，成為限制著我國新能源發(fā)展的重要因素。

    而在綠證運行模式下，可再生能源發(fā)電企業(yè)將綠證直接出售給消費者，實現(xiàn)現(xiàn)金流的快速回收，縮短新能源發(fā)電企業(yè)資金回收周期，緩解電站投資商的現(xiàn)金流壓力，進一步促進可再生能源發(fā)電企業(yè)成本下降，激發(fā)風電等新能源的投資熱情。同時，通過綠證機制與現(xiàn)行補貼制度的有機結合，拓展新能源發(fā)電企業(yè)獲取補貼的途徑，除選擇從可再生能源發(fā)展基金獲取補貼外，新能源發(fā)電企業(yè)亦可選擇銷售綠證從購買者處獲得收入，有助于減輕可再生能源補貼壓力，降低新能源行業(yè)對政府補貼的依賴程度，促進我國風電等新能源行業(yè)進一步發(fā)展。

    此外，《通知》中提到，將根據市場認購情況，自2018年起適時啟動綠色電力配額考核和證書強制約束交易。2018年11月，國家能源局綜合司發(fā)布《關于實行可再生能源電力配額制的通知》，配額制考核自2019年1月1日正式實施。配額制及配套的綠證交易是國際上普遍采用的可再生能源產業(yè)扶持政策，目前英國、澳大利亞、瑞典、挪威、意大利、法國和日本等20多個國家以及美國29個州和華盛頓特區(qū)等均實施了配額制及綠證交易政策。

    隨著我國綠電配額制和證書強制交易政策的實施，可再生能源支持性政策將從價格推動轉向需求拉動，用市場化手段代替政府管制對資源進行配置，效率大為提高。并且，綠證與配額制的結合將鼓勵綠色電力消費，使得能源結構轉型由生產側向消費側推進，將加速風電等可再生能源的發(fā)展。