2018年风电行业市场调研分析报告

2018年风电行业市场调研分析报告
目录
投资概要 (5)
风电运营商运营图现对比 (7)
国有企业在中国风电发展领域起主导作用 (13)
“十三五”期间：新增装机放缓 (16)
从可再生能源消纳角度看装机潜力 (22)
电网能力在特高压传输和灵活性改造支持下逐步增强 (26)
长期增长潜力将自 2021 年开始释放 (27)
可再生能源补贴缺口逐年增加 (34)
绿色电力证书 (绿证): 是对新能源的支持而非威胁 (42)
海上风电：发展起速 (47)
风电平价上网：实现有赖于边际条件 (55)
图目录
图 1：累计风电装机 (7)
图 2：年风电新增装机 (7)
图 3：风电发电量 (8)
图 4：风电发电量同比增长率 (8)
图 5：总发电量 (9)
图 6：总发电量同比增长率 (9)
图 7：风电利用小时数 (10)
图 8：风电电价(包括增值税) (10)
图 9：经营利润率 (11)
图 10：净负债率 (11)
图 11：净利润率 (12)
图 12：净利润率同比增长率 (12)
图 13：2017 上半年实际发电量图现vs.我们的预测 (13)
图 14：2016 年国内风电运营商累计风电装机分布 (14)
图 15：国内风电运营商市场份额（以累计装机计算） (14)
图 16：2016 年国内风电运营商新增风电装机分布 (15)
图 17：国内风电运营商市场份额（以2016新增装机计算） (15)
图 18：全国年度新增风电装机 (16)
图 19：全国累计风电装机 (17)
图 20：“十三五”期间国家能源局对可再生能源发展的指导意见 (兆瓦) (18)
图 21：风电电价调整节奏 (19)
图 22：风电投资红色预警地区及红色预警措施摘要 (20)
图 23：2016 年全国海上风机销售情况 (22)
图 24：基于非水可再生能源发电量达 9%的目标计算得出的装机潜力 (23)
图 25：基于各省估算的风电输送供求分析 (24)
图 26：特高压线路风电输送分析 (24)
图 27：“十三五”期间陆上风电装机潜力 (25)
图 28：与风电相关的特高压线路汇总 (27)
图 29：针对不同时期我们的情景分析预测假设 (28)
图 30：不同场景下年度风电装机容量 (29)
图 31：不同场景下累计风电装机容量 (30)
图32：火电调峰市场发展对于净火电装机容量影响 (30)
图 33：不同场景下火电机组利用小时数趋势 (31)
图 34：不同场景下非化石能源发电量占比 (31)
图 35：不同场景下风电发电量占比 (32)
图 36：能源局摘选的火电机组灵活性改造试点项目清单 (33)
图 37：可再生能源附加补贴缺口测算 (34)
图 38：上网电价补贴机制 (36)
图 39：发改委自 2012 年起两次提高可再生能源电力附加征收标准 (36)
图 40：前 7 批可再生能源补贴名录摘要 (37)
图 41：可再生能源附加资金对应 1-6 批补贴名录需求的年度覆盖状态 (37)
图 42：可再生能源附加对应 1-6 批补贴名录需求的累计滚动覆盖状态 (38)
图 43：如将未纳入名录装机涵盖在内，补贴资金的年度覆盖状态 (39)
图 44：可在生能源附加对于全部并网装容量的累计滚动覆盖状态 (39)
图 45：如将可再生能源附加自 2018 年起增加至人民币 3.1 分/千瓦时，年补贴亏空状态即可得到扭转（含未纳入名录的新能源补贴需求） (41)
图 46：如将可再生能源附加自 2018 年起增加至人民币 3.1 分/千瓦时，滚动补贴资金缺口(含未纳入名录的新能源补贴需求) 将得到明显改善 (41)
图 47：绿证认购平台: 截止2017年7月31日，绿证交易量为6820张 (43)
图 48：绿证资源交易目前采用买家固定定价 (43)
图 49：在不同标杆电价下的风电补贴强度 (45)
图 50：海上风电的历史发展及我们对于十三五期间的发展预测 (47)
图 51：十三五期间各沿海省份的海上风电发展计划 (47)
图 52：海上风电专业化海洋工程船只数量统计 (49)
图 53：海上风电场要求专业化工程船只的支持 (49)
图 54：海上风电桩基，是海上风电项目其中一项核心 (49)
图 55：海上项目的水深越深，项目的技术要求越高 (50)
图 56：自升式安装平台将加速海上风电的发展 (图中为福船三峡号) (50)
图 57：海上风电项目测算的主要假设条件 (51)
图 58：海上风电的度电成本测算结果 (52)
图 59：项目股权内部收益率敏感度分析-风电利用小时数对比单位资本性支出 (52)
图 60：项目股权内部收益率敏感度分析-贷款期限对比贷款利率 (53)
图 61：度电成本敏感度分析-风电利用小时数对比单位资本性支出 (53)
图 62：度电成本敏感度分析-单位维修成本对比贷款利率 (53)
图 63：龙源电力海上风电截止至 2016 年末为止的项目储备 (54)
图 64：中国 2016 年海上风机销售 (55)
图 65：风机发展趋势–更高的塔架, 更大的叶片以及更大型化的风机 (55)
图 66：风电平价上网项目主要条件假设 (57)
图 67：风电平价上网项目平准化度电成本分析 (57)
图 68：平准化度电成本敏感度分析-利用小时数对比单位资本开支 (58)
图 69：项目股权内部回报率敏感度分析-利用小时数对比单位资本开支 (58)
图 70：平准化度电成本敏感度分析-项目贷款利率对比项目贷款期限 (58)
图 71：杠杆后内部股权回报率敏感性分析-利用小时数对比单位资本开支 (59)
投资概要
风电发展趋势不可逆转
中国风电行业在中国经历了十多年的快速发展，形成了以国有企业主导下游风电场的开发和运营，多家股份制和民营企业主导风机制造领域的市场结构。

在2017 至 2018 年，我们认为风电行业受到以下几项因素制约：1）短期限电影响；2）可再生能源补贴资金缺口不断扩大；3）绿色证书潜在的政策影响；以及 4）风电项目。

然而，基于我们对于中国能源结构低碳化改革的理解，以及风电将对中国未来新增电力需求扮演重要角色的认识，我们认为风电行业的发展趋势不可逆转。

为了剖析风电行业的短期和长期发展潜力，我们对 8 个关键方面进行了深入研究，将政策指导，短期装机潜力，长期规划，电网能力，可再生能源补贴，绿色证书机制，海上风电场开发和风电平价上网各项相互结合进行探讨。

风电行业虽然在短期内面临不确定因素，但目前风能发电仅占全国发电总量的比例为 4.1％，我们认为风电仍具有广阔的发展空间。

“十三五”期间新增装机放缓
受限电项目审批及并网收紧以及风电上网电价下调影响导致风电项目回报降低，我们预计风电运营商对新建风电场的兴趣将有所减弱。

我们预计新增装机在2017 - 2019 年间较为平均分布，并保持每年 20GW 以上的相对稳定的规模。

我们预测 2017/2018/2019 年新建风力发电量分别为 23.0 / 23.0 / 22.0 吉瓦，与往年相比，没有新增装机增长。

风机制造商近年来迅速发展成熟，已达到较显著的产业规模。

我们的预测暗含中国政府希望风电装机需求保持稳定的预期，而稳定的新增装机需求将有助于维持中国风电制造产业链的稳定发展。

从可再生能源发展的角度来看，到 2020 年，能源局计划实现 9％的非水电可再生能源消费和 15％的非化石一次能源消费结构目标。

根据我们测算，实现这些目标所需的风电规模仅为 213 吉瓦，同时以来跨区域电力输送来解决电力消纳问题。

对于跨区域风电消纳，我们的分析发现西北地区高度依赖跨区域输电设施支持；而东南沿海地区则是主要的跨区域可再生能源消费市场；我们并不认为中部地区具备很高的新能源电力消纳潜力。

综合上述理解，我们对内蒙古、陕西、宁夏、云南省的限电情况改善持乐观态度，并对甘肃特高压输送的效果持谨慎意见。

我们同时也预计特高压设施将需要更长的时间以发挥新能源输送及消。