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1、我国风电行业迅速成长4
2、陆上风电发展有规律可循5
3、政策扶持推动技术创新、成本优化5
4、运营商是最大受益者6
5、补贴退坡引发“抢装风潮”、弃风率上升6
6、设备商成最大赢家7
7、国家出手解决弃风限电问题7
三、海上风电方兴未艾,静待行业催化剂8
1、基数小8
2、发展空间大9
3、政策扶持9
4、技术创新是原动力9
5、静候行业催化剂9
在沉寂两年后,风电行业迎来复苏期。
目前尚有约115GW的项目需要在2020年前开工建设,风电行业迎来“开工潮”,带动风机设备商出货量。
随着弃风限电问题大幅改善,“红色警报”有望在部分省份率先解除。
此外,海上风电将创造行业新的利润增长点。
我们看好陆上风电设备商、海上风电运营商以及开拓海外市场企业的盈利能力及投资机会。
2006至2016年间,我国风电行业以年复合52.14%的速度迅速成长。
2010年装机规模首次超过美国,跃居世界第一。
此后,我国继续保持领先地位,与其他国家逐渐拉开差距。
据中国风能协会统计,2016年底中国累计风电装机已达到168.73GW,占全球比重高达34.48%。
一、海上风电优势凸显
1、风能资源丰富、密度高
据世界风能协会(GWEC)统计,我国5-50米深海区域的风电开发量约为500GW,而且资源密度较大。
台湾海峡是中国近海风能资源最丰富的地区,从福建往北,近海风能资源逐渐减小,渤海湾的风能又有所增加。
2、邻近负荷中心
我国陆上风能资源主要分布于北部地区,当地电能消纳能力及电力外送通道有限,弃风限电问题严重。
而海上风场建设在沿海一百公里处,靠近我国用电负荷中心东部沿海地区,且电网建设基础好,无消纳问题困扰。
3、不占用土地资源
陆上风电占用土地较多。
2005年发改委提出风电场单位面积装机需达5MW/km2,但实际执行时多数风场单位面积装机仅为2-4MW/km2。
与之相比,海上风电不占用耕地资源和城市居住空间,十分适宜在我国进行大规模开发利用。
4、运行稳定
由于不存在障碍物等原因,海上风电机组在风速和风向上相对稳定,风切变(垂直方向风速变化)明显小于陆风,风机运行更稳定。
5、单体容量大
2016年,我国陆上风电机组容量以1.5MW与2MW为主,合计占比82.6%;
海上风电则以4MW机组为主,2.5MW以上占比达80.8%。
6、利用率高
一般而言,海上风电年利用小时数高出陆上风电25%以上。
其中,陆上风电年利用小时数约2000小时;
海上风电视地区资源不同有所差别,例如江苏地区为2500-2700小时,福建地区可达3500-4000小时。
陆上风电发展有规律可循
1、我国风电行业迅速成长
2、陆上风电发展有规律可循
中国风电发展始于1986年,由于国内技术不成熟、依赖进口等因素,行业长时间发展缓慢。
2005年后,国家出台多项扶持政策,吸引企业投资风电,推动了技术创新、成本优化,项目盈利能力提升,行业迎来了井喷式增长。
由于造价下移,补贴政策相继退坡,随后引发“抢装风潮”,导致弃风率显著上升。
国家开始政策调控产能规模,这标着风电行业步入平稳增长阶段。
下面,我们将几个关键环节做逐一梳理。
3、政策扶持推动技术创新、成本优化
2005年《可再生能源法》及《可再生能源中长期发展规划》的颁布,大大鼓舞了国内企业进驻风电领域的信心。
资金涌入推动技术创新,加之国家对于“风电设备国产化率需达70%以上”的要求,中国风电整机价格中枢一路下浮。
国际能源署(IEA)预测,2030年机组价格有望降至约3000元/千瓦。
与此同时,行业集中度明显提升。
4、运营商是最大受益者
2006至2011年风电行业成长速度惊人,带动上下游产业链的爆发式增长。
从设备商的角度看(包括整机厂商和零部件厂商),虽然技术升级推动成本下降,但与此同时招标价格也一路走低。
利润空间收紧加剧了行业竞争、优胜劣汰。
从运营商的角度看,在补贴电价下调前,盈利能力持续提升,此阶段运营商是最大受益者。
5、补贴退坡引发“抢装风潮”、弃风率上升
风电上网电价由两部分构成:
燃煤标杆电价以内的部分由省级电网负担;
高出部分通过可再生能源基金解决。
长远看来,摆脱补贴依赖、实现平价上网是保障风电行业健康发展的必由之路。
2009年发改委首次制定标杆上网电价,2014年后历经三次补贴退坡。
在第一次调价中,由于新电价仅适用于2015年以后投运的机组,直接引发了当年的“抢装风潮”。
2015年新增装机2961万千瓦,创历年最高。
随之弃风率直线上升,2016年一季度弃风率达到历史峰值25.8%,全年平均17.1%。
6、设备商成最大赢家
在“抢装风潮”中,从运营商的角度看,补贴退坡严重削弱了利润空间,投资回报率回归至发电行业普遍水平。
对设备商而言,在订单需求旺盛时,业主对于招标价格敏感度不高,整机的毛利可维持在一定水平,再加上出货量激增,这个阶段设备商成为最大赢家。
7、国家出手解决弃风限电问题
弃风率的上升导致了极大的资源浪费,发改委与能源局随后出台多项政策缓解弃风限电问题。
2017年,内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆六个省份被列为红色预警区域,能源局规定该区域不得核准建设新的风电项目。
此外,发改委核定公布“三北”地区保障性收购年利用小时数。
政策发力,2017年上半年弃风率降至13.6%。
三、海上风电方兴未艾,静待行业催化剂
1、基数小
截止2015年我国海上风电累计装机为1.04GW,仅实现了“十二五”海上风电发展目标5GW的20.8%。
2016年海上风电累计装机增长至1.63GW,仅占我国全部风电装机的0.97%。
2、发展空间大
建设成本的持续优化以及配套产业的日渐成熟,我国海上风电有望在“十三五”期间迎来爆发增长期。
规划目标是到2020年底确保并网5GW,力争开工10GW。
要完成“十三五”目标,2017-2020年海上风电年复合增长率需达到32.34%。
我国东南沿海地区已积极规划长期海上风电发展目标,目前确定的规划总量超过56GW。
3、政策扶持
借鉴陆上风电发展历程,我们认为海上风电尚处于初期阶段,政策扶持对于行业发展具有关键作用。
2016年发改委下调2018年陆上风电标杆电价的同时,维持了海上风电高电价不变,规定近海、潮间带项目标杆电价分别为0.85和0.75元。
此外,国家简化了海上风电项目的多部门审核程序,显示了国家对于扶持海上风电的决心。
4、技术创新是原动力
随着政策明确,海上风电领域资金大量涌入,进入企业逐渐增加,加快推动技术创新。
投资成本高、施工难度大、运维难度大等问题均有望逐渐得到改善。
技术创新带来的成本下降、盈利提升将为海上风电运营商带来丰厚利润。
5、静候行业催化剂
与陆上风电一样,海上风电为了提升竞争力,终将实现平价上网。
在此之前,补贴额度将呈现阶梯式下移。
在陆上风电补贴退坡的实施过程中,已经暴露出风电项目抢装导致弃风率显著上升的问题。
为防止陆上风电装机过快增长,在第二、第三次标杆电价下调中,欲享受调整前的高电价,政策已从某时间点“投运”改为某时间点“开工”,并将缓冲期放宽。
借鉴陆上风电发展经验,未来海上风电或将迎来脉冲式增长,但退坡模式可能发生变化,难以重现陆上风电2015年的抢装热潮。
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