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【行业资讯】行业大复盘,结论:拐点已过 复苏将临

风电行业在经历 2017 年的底部调整,距离 2019 年电价调整越来越近,企业开工动力提升,同时光伏指标受到限制,我们看好下半年及明年全年风电放量行情。原因是:


1)随着成本下降和利用小时数的上升,风电投资的收益率维持稳定;

2)风电招标、核准及在手订单量将会趋于收敛;

3)弃风率有望持续好转。


风电行业:


核准招标双量齐升 电价调整驱动抢装


从装机量来看:


1)2017 年国内风电新增吊装容量18GW,同比下降 21.7%,国内风电累计吊装容量达到 182GW;

2)国内海上风电市场在 2017 年新增吊装容量 1.16GW,同比增长 97%,截至 2017 年底国内海上风电累计容量达到 2.8GW;

3)2017 国内风电新增并网容量15.0GW,累计风电并网容量达到164GW;

4)截止 2017 年底,国内风电装机占电源总装机比例为9.2%;

5)根据中电联数据,2018年1~5月,国内并网风电容量为6.30GW,同比增长 20.79%;其中 5 月并网 0.96GW,同比增长 18.99%.。



从政策面上来看,2018 年 3 月国家能源局发布《2018 年度风电投资监测预警结果的通知》, 2018 年内蒙古、黑龙江、宁夏解除风电红色预警,其中宁夏评级为绿色,吉林、甘肃、新疆 2017 年弃风率在 20%以上维持红色预警。随着内蒙古、黑龙江、宁夏三省从红色预警名单中剔除,三省将直接贡献风电新增装机规模的主要增长。宣布解禁之后,内蒙古乌兰察布风电基地一期 6GW 风电项目(电力交易项目,无补贴)列入内蒙古 2018 年新增风电建设规模管理;锡盟7GW 特高压风电配套项目也正式获批。



2018 年 5 月 24 日,国家能源局官网发布《关于2018 年度风电建设管理有关要求的通知》,同时发布《风电项目竞争配臵指导方案(试行)(2018 年度)》。根据其内容,目前已纳入风电建设方案的项目(约 80GW,建设期主要在 2020 年以前)无需通过竞争方式配臵,另外新兴的分散式风电不参与竞争性配置。我们认为竞争性配置对中短期(2018-2020 年)的装机需求基本不存在影响,其影响主要发生在 2019 年及以后核准的风电项目。


从风电核准来看:1)2016 年,我国风电机组累计核准容量共计 252.98GW,而风电累计装机容量共计 169.04GW,说明 83.94GW 项目核准未建;2)国家能源局下发《2017-2020年风电新增建设规模方案》,提出 2017-2020 年新增建设规模分别为 30.65GW、28.84GW、 26.60GW、24.31GW;2017 年底核准未建设项目达114.59GW;3)2017 年国内风电设备公开招标容量 27.2GW, 2018 年一季度招标 7.4GW。



自 2015 年 12 月 31 日抢装之后,并网不再作为锁定老电价的必要条件;“核准+并网” 均变更为“核准+开工”,2017 年与 2019 年成为“抢开工”之年。一方面,开工的认定尚无统一严格的标准;另一方面,根据电价调整的幅度,2019 年才是“抢开工”动力最充足的年份。我们认为从核准、招标、吊装及并网的差额最终将会收敛,核准量逐步转换成并网量。



限电现象大幅好转 弃风改善仍将延续


从弃风限电情况来看:1)。2017 年我国弃风率为 12%,同比下降 5.2%;2)2018 年一季度,我国风电平均利用小时数为 592 小时,同比增加 124 小时;全国弃风电量 91 亿 kWh,同比减少 44 亿 kWh;弃风率 8.5%,同比下降 8%。



弃风限电是指风机处于正常情况下,电力调度机构要求部分风电场风机降出力或暂停运行的现象,主要以弃风电量或弃风率指标作为衡量弃风水平的参数。产生弃风的原因可以分别从技术、政策、经济发展等多个角度进行解释,比如电力需求不旺盛、电网传输能力不足、风电装机增速过快等,我们认为单纯从一个角度无法解释弃风率波动的原因,因此从弃风率的定义出发,采用如下的分析框架来解释弃风率的年度变化。


根据分析框架,我们认为:1)从分子端来看,电力总需求未来保持低速增长,火电等传统能源发电在总结构占比继续降低,电力外输能力将进一步增强,将成为降低弃风率的主要贡献;2)分母端来看,未来两年风电装机增速将维持高位;风力资源排除气候因素外,由于装机结构向东部转移,因此风力资源相对减弱。因此,我们认为未来弃风限电的改善情况关注点应在电网通道能力以及风电装机增速上。


电力消费总体趋稳 东高西低趋势明显从我国全社会用电量和 GDP 增速曲线来看,两者总体呈现出较强的同步性。自 2002 年中国进入新一轮经济景气周期后,经济增长与电力消费同步快速增长,但由于电力供给不足导致电力短缺,因此这个阶段电力消费增速上限被压制,2002~2007 电力消费弹性系数大于 1,也表明我国在改阶段处于工业化快速发展时期。2008~2010 年全球经济危机爆发,我国经济与电力消费增速同步降低,电力消费弹性系数快速下滑;“四万亿”基建刺激在 2010 年开始呈现结果,当年我国电力消费增速达 14.77%,GDP 增速重回 10%以上。


2011 年后 GDP 增速开始稳步下降,电力消费波动逐步加大,GDP 增速与电力消费的同步 性趋势逐步消失,我们认为主要原因是:1)受全球经济波动影响,电力消费弹性系数小 于 1,我国在这个阶段的工业化进程受到影响;2)产业结构调整,经济增长动力逐步转 换向第三产业,影响电力总需求放缓。2015 年后全球经济开始复苏,我国电力消费增速 开始反弹,主要原因是我国产业结构快速调整,“以电代煤、以电代油”的步伐加快,电气化水平稳步提升。


电力线路投运高峰 效率低提升空间大


自 2009年第一条特高压输电线路山西-晋东南-北荆门 1000千伏特高压交流输电线路投入运行,标志着我国特高压之路的开启。在 2013 年之前,关于特高压建设的必要性处于广泛的讨论之中,核心的分歧在于特高压工程安全性和经济性,因此能源局对于特高压工程的核准相对谨慎。在 2014 年初,受到环保压力与西部新能源发电并网的双重压力,国 务院印发了《大气污染防治行动计划》,能源局则配套发布了跨区送电通道的规划。


可再生能源占比达到 100%的复奉、锦苏、宾金、楚穗和普乔 5 条直流线路都是专输水电的线路,剔除纯水电线路以及输送“火电+水电”的长南线,非水可再生能源输电量占剩余 5 条特高压线路输电量的14.53%,可以看出:1)虽然特高压线路投运较多,但是输送风电、光伏等非水可再生能源的比例比较低;2)“锡盟-山东”、“皖电东送”、“浙福线”三条线路分别经过华北、华中和华南的用电需求较大地区,从输送容量和非水可再生能源输送占比上,均有向上提升的空间。


根据国家电网规划,“十三五”期间,在“四交五直”工程基础上,后续特高压工程分三批建设,首先是加快建设“五交八直”特高压工程,其次在 2018 年以前开工建设“四交两直”特高压工程,加快统一同步电网建设。最后,2020 年以前开工建设“十三五”规划的特高压网架加强和完善工程。


火电等其他发电近几年受到电力需求增速下滑及电力供给侧改革的双重影响,全国总发电装机容量增长趋势出现放缓迹象.2017 年全国总装机增速为 7.6%,但总体增速仍高于 6.6%的用电量增速,其中新增非化石能源发电装机 8988 万千瓦,均创历年新高;新增水电装机 1287 万千瓦;新增煤电装机 3855 万千瓦,同比减少 142 万千瓦。


2017 年全国全口径发电量 6.42 万亿千瓦时、同比增长6.5%;其中,非化石能源发电量同比增长 10.0%,占总发电量比重为30.4%,同比提高 1.0%。火电发电量同比增长 5.2%,增速同比提高 2.9%。我们认为:1)随着非化石能源装机量快速增长,火电发电量比重降逐步降低;2)由于不同类型的电源装机彼此间存在竞争关系,火电发电优先级低于水电、核电、风电及光伏等清洁能源;3)电煤供需偏紧格局短期不会大幅改善。预计火电新增装机规模仍将保持低速,而存量火电装机的利用小时数有望提升,但从总的发电结构来看,火电发电量的占比或将小幅下滑。


风电装机变化趋势 2003 年 9 月,发改委出台《风电特许权项目前期工作管理办法》,实行风电特许权招标政策:1)特许权项目通过上网电价的招标竞争选择开发商,上网电价区间集中在 0.43 元/ 度~0.56 元/度;2)在风电特许权协议框架下,电网公司与项目投资者签订长期购售电合同,保证全部收购项目的可供电量。在较高的投资回报率的背景下,行业在 2003~2009 年实现了高速的增长,国内新增吊装增长率远超全球平均水平。


2009 年 7 月,发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》,将全国分为四类风能资源区,风电标杆电价分别为每千瓦时 0.51 元、0.54 元、0.58 元和 0.61 元。在高电价刺激下,2009 年我国风电装机容量增长了 9GW,同比升幅达到 92%。但当年由于装机增速较高,电网网架及机组所在区域无法完全消纳当地的风力资源,弃风现象初步显现。


2010 年起开始出现明显的弃风限电现象,全年限电量 39.43 亿千瓦时;2011~2012 年弃风率分别达到 16.23%和 17.12%。持续加重的弃风限电影响了开发商的积极性,导致了这三年新增装机下滑的主因。同时风机产品故障问题开始凸显,国内风电场后发生多起大面积脱网亊敀,电监会要求已并网运行风电机组进行低电压穿越能力校验,由于风电电网检测资源不足,风电整机企业排队等待检测,也影响了并网的电量。


2013~2015 年,国内新增装机出现持续增长,主要原因是:1)弃风率在 2013 和 2014 年均下滑,2013 年冬季气温同比偏高,供暖期电网调峰压力较小,风电消纳较好的夏秋季来风增加,同时全国电力负荷同比增速提升,弃风率呈现一定好转,2014 年整体来风偏小,同时哈密-郑州特高压、新疆与西北主网联网 750 千伏特高压通道等输电工程的投运,都对弃风率的迚一步下降起到推动作用;2)受 2015 年以后的网风电标杆电价下调影响, 2015 年出现较为强烈的抢装潮,推动 2015 年新增装机达 30.75GW。


2016 年国内风电新增吊装 23.37GW,同比下降 24%,新增并网容量 19.3GW,同比下降 41.46%。主要原因是:1)2015 年抢装透支了 2016 年的装机需求;2)弃风限电进一步恶化,抑制了风电运营商投资热情,进而降低了装机需求。2017年前三季度国内风电并网容量为9.7GW,同比下降 3%,但弃风率从同比下降 6.7%。


风力资源


风能资源取决于风能密度和可利用的风能年累积小时数。风能资源受地形的影响较大。我国全国平均风速在 5.5m/s,平均风速大于 6m/s 的地区主要分布在东北、华北及西北部地区,内蒙、新疆、甘肃等地平均风速在 7m/s 上。而华东、华南、华中及西南等地区平均风速在 5m/s,风资源富集区域集中在山区,分布相对不连续。例如,内蒙古和甘肃北部地区,风能密度在 200~300W/m2,有效出力时间为 70%左右,大于、等于 6m/s 的风速在 2000h 以上,分布范围较广,是我国连成一片的优质资源区。


不同的风能资源区对应的风电场设计利用小时数不同,2017 年我国风电平均设计利用小时数为 2213 小时。优质风能资源区的设计利用小时数更高,例如内蒙古和新疆的平均设计利用小时数为 2427 小时、2464 小时,部分地区如哈密年设计利用小时数可高达 2600 小时。而风能资源相对较为贫乏的区域,宁夏和陕西的平均设计利用小时数为1736 和1971 小时。随着风机技术的成熟,中东部地区的低风速资源逐步具备开发价值,例如远景 1.8MW 的江苏泗洪风场,虽然年平均风速为 5m/s,但利用小时已可达 2000小时。


海上风电快速增长 产能集中度进一步提升


相较于陆上风电,海上风电具有以下特点:


风能资源丰富、利用小时数高


我国海上风电资源丰富,海岸线长达 1.8 万公里,可利用海域面积超300 万平方公里。根据 CWEA 的数据显示,我国 5-25 米水深、50 米高度海上风电开发潜力约 2 亿千瓦,5~50 米水深、70 米高度海上风电开发潜力约 5 亿千瓦。同时,海上风力资源相对于陆上更好,我国大部分近海 90 米高度海域平均风速 6.5~8.5m/s,尤其是东南沿海及其岛屿,沿海岛屿的风能密度在 300W/m2 以上,有效风力出现时间百分率达 80-90%。


以江苏为例,平均风速从东部沿海向西部内陆逐步减小,近海区域 70m 高度风速超过了 7m/s,内陆地区 70m 高度风速基本低于 6.5m/s,西部区域风速在 6.0m/s 以下。从利用小时角度来看,江苏沿海海上风电项目发电利用小时数基本在2400 小时以上,而 2016 年陆上的平均发电利用小时为 1900 小时。


建设成本高、运维费用高


根据 IRENA 发布《可再生能源发电成本报告》,2017 年全球范围内投运的陆上风电和海上风电的加权平准发电成本(LCOE)分别为 0.06 美元/千瓦时和 0.14 美元/千瓦时,相较于 2010 年分别下降 25%和 17%。LCOE 的计算考虑全生命周期内的投资、运营成本和收益(由于海上风电在后期运维费用上占比较高,因此选取 LCOE 进行成本分析)。


不占用土地、消纳方便


海上风电不占用土地资源,适用于大规模开发。欧美地区海上风电场规模多集中于 200MW~300MW,最高的开发规模已超过 500MW。同时,沿海地区经济发展较好,也是中国的主要电力负荷中心,例如江苏、上海、浙江、福建和广东,电网结构坚强,海上风电的消纳较为顺畅。从我国风电发展来看,当前风资源较为丰富的三北地区弃风限电较为严重,中东部和南部地区风电发展面临风资源相对较差、用地紧张和环保等问题,海上风电则避免了这些劣势,极具发展潜力。


前几年国内海上风电的发展相对滞后,主要原因在于:1)技术与产业配套不成熟,我国企业不具备与海上风电需求相匹配的核心技术能力,包括机组技术、施工技术、输电技术、运维技术;2)建设与运维成本高,海上风电相较于陆上风电高出近一倍的电网成本、建造成本等使得海上风电项目,开发成本高昂;3)并网送出机制并不完善;4)多头管理协调不易,核准至并网其涉及海洋、渔业、交通航运、环保和军事等多个部门。


但近两年海上风电需求发生了较大的变化。2016 年我国海上风电新增装机154 台,容量达到 590MW,较上年同期增长 64%;总装机规模上,由 2010 年 150MW 增长至 2016 年的 1630MW,远高于陆上风电新增装机量。随着海上风电的发展,各地也都相应的调整了海上风电布局。预计到 2020 年,江苏将开工建设 16GW,广东预计开工建设 12GW,投产 2GW,到 2030 年投产 3GW,经调整,目前确定的规划总容量超过 78GW。


海上风电快速发展的原因是:1)经过多年的发展,海上风电开发的可行性和经济性已有明显的提升:2)根据 2016 年发改委发布的电价调整方案,海上风电电价维持平稳,随着成本的持续下降,海上风电投资回报率持续上升;3)此外,国内风电制造业加大对海上风电的布局,当前国内风机、风塔甚至风能变流器等技术均达到了满足海上大功率风电的要求,进一步支撑海上风电的发展。


我们认为,从总量的角度来看,《风电发展“十三五”规划》指出,到 2020 年全国海上风电开工建设规模达到 10GW,力争累计并网容量达到 5GW 以上,重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设。而 2016 年底海上风电累计装机仅 1.63GW,2017 年上半年,国内海上风电项目招标达 2.9GW,我们认为海上风电装机开始进入快速正常通道。


从边际变化的角度来看,海上风电的成本下降空间更大,利用小时数高于陆上风电,补贴优势远高于陆上风电,并且距离负荷中心较近,具备改善弃风率的作用,内部收益率边际增长的空间更大,也会吸引更多的能源投资者的青睐。


分散式风电消纳效果好 政策支持或将需求爆发


分散式接入风电项目是指靠近负荷中心,不以大规模远距离输送电力为目的,所产生的电力就近接入当地电网进行消纳的风电项目。分散式风电应符合接入电压等级在 35 千伏以下、利用现有变电配电系统,就近接入当地电网进行消纳的风电项目,有利于风电消纳,降低弃风率,在中东南部低风速地区具有广阔的发展空间。


2009 年我国开始提出分散式风电的概念,2011 年出台了相关产业政策,但之后几年分散式放电的发展低于预期,主要原因是:1)政策支持力度不够尤其未能得到地方政府支持,同时审批环节较为繁琐;2)分散式接入风电项目容量较小,单位开发成本较高;3)没有完善的分散式风电技术标准体系和管理规范来指导分散式风电的整体开发工作;4)早期国内风电投资主体多为国企,对投资少、规模小的分散式接入风电投资积极性不足。


2017 年以来,政府对分散式风电的扶持进一步升级,提出分散式接入风电项目不受年度指导规模的限制、规划建设标准及加强规划管理、推进分散式风电市场化交易试点等。同时地方政府也纷纷响应,目前河南、新疆、内蒙等地均出台相关文件,加快分散式风电的开发建设。例如,河南省稳健《关于下达“十三五”分散式风电开发方案的通知》,公示了 124 个项目共计 210.7 万千瓦的开发规模。


从政策的支持的角度,我们认为分散式风电将迎来快速的发展,主要原因是:1)分散式风电靠近负荷中心,易于就近消纳,对缓解目前严峻的弃风限电问题;2)三北地区弃风严重,中东部和南方地区负荷集中,消纳能力较强,有利于分散式风电发展;3)相较于集中式风电,分散式风电具备不占核准指标、不用新建升压站、占地面积小、建设周期短等优点,有助于吸引民间资本参与风电项目开发,


2017 年分布式光伏迎来爆发式的发展,主要原因是:1)市场存在分布式补贴下降的预期,年底出台的退坡政策将补贴由 0.42 元/度降至 0.37 元/度;2)分布式靠近用电侧,可以及时消纳电力,相对于集中式电站弃光率严重,分布式得到政策的大力支持;3)自发自用分布式收益率高,全额上网分布式不受规模限制;4)商业模式逐步受到投资者的认可。


相较于分布式光伏,分散式风电也适用于同样的逻辑:1)2019 年后补贴仍将退坡,开工时间锁定退坡前电价;2)靠近用电侧,有助于降低弃风率;3)装机容量低于集中式风电,初始投资金额门槛低,有利于投资者进入;4)分散式不受年度建设指标限制。因此我们认为 2018~2019 年也将是分散式风电的快速发展期。

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