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风电行业深度分析:势起风至 未来已来

放大字体  缩小字体 发布日期:2018-01-24  浏览次数:1398
1. 风电行业分析框架再思考及结论

1.1. 思考:风电行业进入发展新周期

与光伏等其他新能源一样,风电也是靠补贴驱动发展起来的。过去每次调整电价均会引发行业抢装,抢装过后行业需求往往就会萎缩,因此,过去的分析框架只需紧盯电价调整政策即可。但随着抢装效应的逐渐弱化,以前的这套分析框架已经不适用,对此,我们针对风电行业发展现状重新提出一套全新的分析框架,我们认为,首先,电价调整政策依然会影响行业抢装需求,只是模式相比以前出现了变化;其次,影响行业需求的核心要素是限电问题的改善带来利用小时数提升,从而改善企业存量电站的盈利能力,继而增强原业主投资动力,同时吸引新业主投资风电场;最后,分散式风电与海上风电也是推动行业需求增长的重要力量。

1.2. 结论:2018-2020 行业装机复合增速有望达35%

先说结论,基于以上分析框架及以下核心假设条件:1)“红六省”逐步有序放开;2)弃风率不会反弹且稳步下降;3)在电价下调的约束条件下,当前核准未建的项目在 2018-2020 年陆续开工并网;4)分散式风电在政策的推动下,开始贡献可观增量,我们预计 2018-2020 年行业装机分别为 28GW、35GW、44GW,逐年增速预计分别为 56%,26%,25%。

2. 沉寂两年,蓄势待发

2.1. 连续萎缩两年,风电行业需求有望迎来反转

抢装与电价调整新机制使得 2016/2017 年新增装机持续下滑。当前风电采取的是标杆上网电价的补贴模式,由于度电成本短时间内难以快速降低,因此,标杆上网电价的下调对风电运营商来说至关重要,运营商往往会赶在并网节点前抢装,打乱原有装机节奏,比如,2015 年受标杆上网电价下调影响,全年新增吊装 32.97GW,同比增长 66.41%。

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%,吊装与并网同比均大幅下滑,主要有以下三个原因:1)15 年抢装打乱了业主原有装机节奏,透支了 16 年的装机需求;2)15 年抢装带来了弃风限电的进一步恶化,16 年全年弃风率高达 17.1%,利用小时数仅 1,742 小时,抑制了风电运营商投资热情,进而降低了装机需求;3)16 年是我国风电开发建设向中东部和南方转移的突破之年,受中东部和南方地形复杂及南方夏季雨季汛期影响,项目施工难度大。

新增装机已经连续萎缩两年。2016 年底,基于招标量大幅上升以及标杆上网电价在 18 年 1 月 1 日后将再次下调,市场普遍对 2017 年比较乐观。但根据国家能源局数据,2017 年前三季度国内风电并网容量仅 9.7GW,同比下降 3%,大幅低于此前市场预期,尤其是 2017 年 Q1,风电并网容量仅 3.52GW,同比大幅下滑 33.96%。

17 年风电复苏低于预期,我们认为主要是以下三个原因:

1、受 15 年抢装影响,16 年 1 季度存在“补装”,导致 16 年 Q1 基数较高;

2、为着力解决弃风问题,2017 年 2 月,国家能源局发布了《关于发布 2017 年度风电投资检测预警结果的通知》,将内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆等弃风限电较为严重的六省划为风电开发建设红色预警区域,同时规定红色预警地区不得核准建设新的风电项目,电网企业不得受理红色预警区域风电项目的新增并网申请(含在建、已核准和纳入规划的项目)。“红六省”是我国传统风电装机大省,受红色预警机制影响,2017 年前三季度,“红六省”仅新增并网 0.8GW,全国占比仅 8.25%,是 17 年风电复苏进程低于预期主要原因之一。

3、受西北地区弃风限电影响,国内风电开发建设逐渐向中东部和南方转移,而中东部和南方地区由于地形更加复杂,环评更加严格,土地性质变更更加繁琐,导致中东部和南方地区项目施工周期拉长,普遍比北方项目长 6-9 个月,进一步阻碍了国内风电行业的复苏。


 

风电行业装机需求基本见底,且复苏趋势明确。虽然 2017 年装机数据进一步下滑,但站在当前时点,我们认为,风电行业装机需求基本见底,且复苏趋势明确,主要基于:1)弃风限电持续改善趋势明确,红六省解禁有望逐步放开,从而贡献可观装机增量;2)弃风限电持续改善,改善运营商盈利能力增强投资动力,从而进一步吸引民营资本参与风电投资;3)环保督查及施工周期影响弱化,中东部及南方市场有望快速增长;4)当前核准未建规模庞大,在电价下调的触发条件下将保障行业需求。

事实上,当前行业需求已连续两季复苏。根据能源局数据,2017 年 Q1-Q3,风电并网装机分别为 3.52GW、2.49GW、3.69GW,分别同比增长-33.96%,3.32%、63.27%,风电并网数据已连续两个季度转正,且三季度大幅增长。

2.2. 弃风限电持续改善趋势明确,红六省解禁有望逐步放开

2.2.1. 四大措施助力弃风限电进入改善通道,未来仍将继续改善

分季度来看,弃风率在持续环比改善。虽然从全年来看,2016 年弃风限电问题相比 2015 年进一步恶化,但是分季度来看,我们发现,弃风率在持续环比改善,2016 年 1-4 季度弃风率分别为 25.81%、16.82%、12.70%、12.49%,环比改善的趋势明确。根据国家能源局数据, 2017 年 1 季度弃风率为 16.42%,出现环比季节性小幅上升,但同比仍大幅下滑,2 季度和 3 季度弃风率分别为 11.07%和 8.66%,延续下滑势头。

同时,主要限电地区弃风率也显著下降。2017 年前三季度,新疆、甘肃、内蒙、吉林、黑龙江、宁夏弃风率分别为 29.3%、33%、14%、19%、12%、3%,同比均大幅改善,且目前红六省中仅有新疆和甘肃两地弃风率高于 20%。我们认为弃风限电仍有较大改善空间,随着 2018 年限电问题进一步改善,红六省解禁有望逐步有序放开。

我们认为,弃风限电问题已进入改善通道,未来仍将继续改善。

1)首先是政策频出,多途径整顿弃风。为了解决弃风限电问题,2016 年以来,国家发改委和国家能源局频频出台相应政策,通过开展风电跨省区市场化交易、替代燃煤自备电厂发电、合理安排火电机组深度调峰、开展电力辅助服务市场试点等工作,积极促进风电等新能源消纳。在风电上网方面,明确了各地区保障性风电上网数量以及优先上网政策。在风电机组装机方面,限制了弃风率过高地区新增装机容量的建设。在风电调度方面,提出了发挥特高压跨区消纳的要求。

其中,2016 年 3 月 24 日,国家发改委发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》,规定在限电地区应执行保障性年利用小时数政策,超出部分可参与市场交易。火电挤占消纳空间导致的可再生能源未达到保障小时数的部分,将由火电企业进行补偿。

2016 年 5 月 27 日,发改委和能源局印发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》,对可再生能源发电受限地区,根据电网输送和系统消纳能力,核定各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数,确保最低保障收购年利用小时数以内的电量以最高优先等级优先发电,严禁对保障范围内的电量采取由可再生能源发电项目向煤电等其他电源支付费用的方式来获取发电权。

对于已设定保障收购年利用小时数的省份,除资源条件影响外,未达到最低保障收购年利用小时数要求则不得再新开工建设风电电站项目(含已纳入规划或完成核准的项目)。对于未制定保障性收购要求的地区,全额收购风电发电项目发电量。

2)其次是电力整体供需改善。供给方面,为缓解西北地区限电问题,国家能源局限制西北地区风电和火电新增装机建设;需求方面,2017 年以来,国内用电增速明显回升,2017 年 1-11 月,全国用电量增速 6.59%。电力供需改善进一步促进了风电等新能源的消纳。

3)再次是跨区输电线路陆续投运。弃风限电的根本原因在于能源的供给和需求不匹配以及外送通道建设的滞后。因此,加快特高压输电线路的建设是解决弃风限电问题的重要因素。2006 年我国第一条特高压交流输电线路和第一条特高压直流输电线路开工,十年来我国共建成投运 11 条特高压输电线路。2016 年,全国 11 条特高压线路输送可再生能源电量 1725 亿千瓦时,占全部输送电量的 74%。国家电网公司覆盖区的 9 条特高压线路输送电量 1808亿千瓦时,其中可再生能源电量1198亿千瓦时,占全部输送电量的 66%;南方电网公司覆盖区的2条特高压线路输送电量526亿千瓦时,全部为可再生能源电量。

11 条特高压线路中,三条特高压线路针对风电消纳问题配备了专门供电的风电场。其中,天中直流于 2014 年正式投运,主要针对新疆哈密地区风电消纳问题,2016 年共运输风电 73.4 亿千瓦时,新疆地区全年风电发电量为 220 亿千瓦时,特高压输电占新疆地区风电消纳比例达到 33.36%;灵绍直流对接宁夏风电基地,于 2016 年正式投运,2016 年共运输风电 20.8 亿千瓦时,宁夏地区全年风电发电量为 129 亿千瓦时,特高压输电占宁夏地区风电消纳比例为 16.12%。锡盟-山东线于 2016 年投运,主要对接锡盟南部风电基地,目前还未进行风电输送。

根据此前特高压线路建设相关规划,2016 年还有两条特高压线路已竣工投产,2017 年更是新增 8 条特高压线路竣工投产,这 8 条线路中有 4 条对接了限电地区风电场,投运后将对内蒙古、山西、甘肃的风电消纳问题产生积极影响。

4)最后是风电建设向中东部和南部等消纳能力强的地区转移。风电“十三五”规划提出, “十三五”期间“三北”地区在基本解决弃风问题的基础上,通过促进就地消纳和利用现有通道外送,新增风电并网装机容量 35GW,累计并网容量达到 135GW,相比“十二五”同比增长 35%;中东部及南部地区新增并网容量 42GW,累计并网装机容量达到 70GW,同比增长 150%。从 2017 年前三季度各省市新增并网容量来看,弃风限电严重的新疆(0.3GW)、甘肃(0)、宁夏(0)等地势头得到有效遏制,风电新增并网容量较多的地区为青海、山东、河南、河北等消纳能力较强的省份。

另外,2017 年新增核准规划更是体现出装机重心南移的趋势,华东和中南地区将是开发建设的重点。规划华东地区新增装机 8.23GW,占总体规划比例 26.85%,中南地区新增装机 11.98GW,占总体规划比例达到 39.09%,也就是说超过一半的新增装机集中在消纳能力强的中东部和南方地区。

2.2.2. 融资能力和偿债能力增强,提升运营商投资动力

根据我们产业链调研了解到,限制风电运营商投资的主要还是融资能力(资产负债结构)和偿债能力(利息偿还能力)。

目前风电运营商补贴到位情况良好,一般在两年内都会拿到补贴,另外我们预计第七批补贴目录有望年内下发从而进一步改善补贴回流情况;

其次,运营商可利用风电收费收益权或可再生能源补贴进行资产证券化,缓解资金压力,优化资产负债表和现金流量表,比如金风科技在 2016 年 7 月以装机容量合计 247.5MW 风电场的电费收益权作为基础资产发行了 12.75 亿元的 ABS 产品;2017 年 11 月,中国华能发行了我国首单以可再生能源电费补贴款为基础资产的 ABS 产品,项目注册金额 50 亿元,首期发行规模为 5.3 亿元。

此外,随着弃风限电的持续改善,运营商存量电站的盈利能力增强,将进一步降低资产负债率,优化现金流,从而提高运营商的投资动力。

2.2.3. 投资主体多元化,民营资本市场份额持续增长

行业集中度下滑,投资主体多元化。由于风电一般单个项目规模较大,对资金规模及融资能力要求较高,国内风电开发主体为以五大发电集团(国电、华电、华能、大唐、国电投)为主的央企。2016 年,中国风电有新增装机的开发商企业超过 100 家,前十家装机容量超过 1300 万千瓦,占比达到 58.8%,累计装机前十家的开发企业装机容量超过 1 亿千瓦,占比达到 69.4%。但随着风电行业的快速发展以及风电运营具备较好的经济性,参与风电投资的企业越来越多,2016 年前十大开发企业市场份额同比下降 6.6%,且在 2016 年新增装机容量的前十名中,民营企业数量从 2015 年的 1 家(天润)增长至 2 家(天润、新天绿色)。

另外,从历年新增装机的市场占有率来看,从 2008 年到 2016 年,国企的市场占有率持续下降,而民企的市场占有率持续提升,从 4%增长到 20%左右。

可以预见的是,随着限电问题的持续改善,风电运营的高收益水平将吸引越来越多的民营资本参与风电市场投资,从而给市场注入新的活力。
 

2.3. 施工周期影响弱化,中东部及南方市场有望快速增长

由于行业没有施工周期相关的统计数据,我们很难通过量化角度来分析,但据我们产业链调研了解到,17 年施工周期拉长除了地形更加复杂、环评更加严格、土地性质变更更加繁琐等客观因素外,也有项目施工经验不足的影响。实际上,国内风电开发建设从 2016 年起就逐步向中东部和南方地区转移,经过两年的开工建设,施工经验相比之前也更加成熟。另外,对中东部和南方地区 2016 年以来的并网数据进行统计,我们发现,除 2016Q1 补装基数较高导致 2017Q1 并网数据大幅下滑,2017 年二季度以来,中东部和南方地区的风电并网稳步向上,进度明显加快,其实,这也从另外一个角度验证了我们对施工周期影响弱化的判断。随着施工周期影响的弱化,我们预计中东部和南方地区将迎来快速增长。

2.4. “价”保障装机动力,“量”保障装机空间

2016 年 12 月底国家发改委提出下调陆上风电上网电价,2018 年 1 月 1 日之后,一类至四类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价分别调整为每千瓦时 0.40 元、0.45 元、0.49 元、 0.57 元,较当前上网电价下调幅度分别为 14.89%,10%,9.26%,5%。另外,此次电价下调的触发条件由原来的并网变更为核准+两年内开工。

另外,截至 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,这意味着仍有 83.94GW 项目核准未建,叠加 2017 年 7 月 28 日国家能源局公布 2017 年新增核准的项目 30.65GW,核准未建项目合计达 114.59GW,且均位于非限电地区。根据最新的电价下调触发条件,上述 114.59GW 的项目需要在 2019 年底前开工建设,以获得 0.47-0.60 元/千瓦时的上网电价,否则上网电价将被调整为 0.40-0.57 元/千瓦时。若扣除 2017 年新增装机 18GW,则有 96.59GW 项目将集中在 2018-2019 两年内开工,按照目前项目政策施工进度,这些项目有望在 2020 年底前全部完成并网。

2016 年,全国风电新增公开招标 28.3GW,同比增长 51.34%,招标量创历史纪录;2017 年前三季度,全国风电新增公开招标 21.3GW,同比下降 11.7%,招标量维持在高位水平。从历史数据来看,招标通常领先实际并网数据一年左右,12/15 年招标下滑对应 13/16 年并网容量下滑,13/14 年招标增长对应 14/15 年并网容量增长。然而,16 年招标大幅上升却对应 17 年并网容量同比下滑,其中主要原因在于风电开发建设区域结构的改变及标杆电价下调触发条件的改变。

较高的风电运营收益率是推动行业发展的核心驱动因素,同时也是风电招标量维持高位的根本原因。影响风电运营内部收益率的核心因素是利用小时数和标杆上网电价。我们以三类资源区为例,按照我们的假设,在风电利用小时数为 1900 小时,标杆上网电价为 0.54 元/kwh 的情况下,风电运营收益率在 15%左右。

另外,通过敏感性分析,我们发现 IRR 与利用小时数和标杆上网电价均呈现正相关关系,且利用小时数提升和标杆电价下调对 IRR 影响均较大。

综上,无论是从投资回报的吸引力,还是从限电改善带来利用小时数提升叠加电价下调政策的驱动力来看,上述 96.59GW 核准未建的项目均可支撑 2018-2020 年的并网增量。
 

3. 大有可为,分散式风电有望加速推进

3.1. 进入“十三五”,国家加大了对分散式风电的支持和引导力度

分散式接入风电项目是指位于负荷中心附近,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。同时应满足接入电压等级为 35kv 及以下电压等级、充分利用电网现有变电站和配电系统设施、在单个电网接入点接入的风电容量上限要不影响电网安全运行等要求。

分散式风电并不新鲜,其实早在 2009 年,我国就提出了分散式风电的概念。2010 年开始着手进行相关研究,2011 年出台了相关产业政策,分散式风电市场由此启动。但由于种种原因,此后分散式风电并未发展起来:

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单一,绝大部分是国有资本,对投资少、规模小的分散式接入风电投资积极性不足。进入“十三五”以来,国家明显加大了对分散式风电的支持和引导力度。2016 年底出台的《电力发展“十三五”规划》、《风电发展“十三五”规划》以及《可再生能源发展“十三五” 规划》中均提出要扶持并加快分散式风电的开发建设。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。其中,河南省更是下发了《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。

国家大力发展分散式风电同时地方政府积极响应,我们认为背后的原因在于: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具有重要作用;2)三北地区由于弃风限电严重,目前基本上已不再下发核准计划和新建风电项目,部分区域为获取建设指标,采用分散式风电的名义新建风电项目,如新疆和内蒙;3)风电开发建设转向中东部和南方地区,这些地区消纳能力较强,但相对于三北地区的建设和资源条件还有较大差、距,在这种情况下,分散式风电就成了重要选择。

3.2. 分散式风电优势明显,未来大有可为

相对于集中式风电,分散式风电有诸多明显优势:1)分散式风电项目不占用国家核准计划指标,由各省自行建设;2)分散式风电项目一般不新建升压站,距离接入站较近,能节省输配电设备费用;3)可以有效降低电能损耗,改善电网末端的电能质量;4)分散式风电项目装机容量较小,占地面积小,建设周期短,选址灵活。

我们认为,作为国家能源规划的重要一环,十三五期间,分散式风电将大有可为,发展空间广阔,在政策的扶持与引导下有望加速推进。

首先,分散式风电靠近负荷中心,易于就近消纳,符合国家十三五期间以就近消纳为主的风电布局原则。可以预见的是,国家层面对于支持分散式风电开发建设的政策以及地方政府对分散式风电的规划将会陆续推出,分散式风电将迎来黄金发展期。

其次,我国低风速区开发潜力巨大,为分散式风电发展提供了广阔的发展空间。根据国家气候中心 2017 年最新数据,80m 高度全国风能资源可利用面积从 173 万 km2增加到 234 万 km2,技术开发量从 3500GW 增加到 4200GW;中东南部 19 省(区、市)可开发利用面积从 27 万 km2增加到 87 万 km2,低风速资源技术开发量由 300GW 增长到 1000GW。

 
 

再次,随着技术进步,我国风电机组单机功率在不断增大,2016 年我国新增装机的风电机组平均功率达到 1955kW,与 2015 年相比,增长 6.4%。我国陆上风电场的主流机型由 1.5MW 向 2~2.5MW 风电机组发展。

与此同时,风轮直径也出现加大的趋势,轮毂高度也在不断增加。1.5MW 的风轮直径从 66m 增长到 121m,2.0MW 的风轮直径从 72m 增长到 122 米。在全国吊装的风电机组中,轮毂中心高度范围在 65m~120m,2016 年最大值 120m 比 2015 年增长 20m,2017 年已经出现 140m。虽然分散式风电单位开发成本更高,但技术的进步带来发电效率的提升使得位于低风速区的分散式项目目前也具备较好的经济性。

最后,风电项目具备较好的经济性,吸引越来越多的民营资本参与到风电项目的开发。从历年新增装机的市场占有率来看,从 2008 年到 2016 年,国企的市场占有率持续下降,而民企的市场占有率明显提升,从 4%增长到 20%左右。由于单个项目体量小,投资少,分散式风电成为民营资本投资风电项目的首选。另外,据我们产业链调研了解到,目前由于弃风限电较为严峻,国有资本对消纳能力强的分散式风电项目也表现出极大地兴趣。

 
 
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