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2019年前三季度中國風電行業市場現狀分析及2019年中國風電行業發展前景分析[圖]

2019年11月26日 13:38:04字號:T|T

    一、多重手段保障新能源消納

    (一)國家保障新能源消納奏效,棄風率逐年下降

    近兩年來,我國棄風、棄光率逐步下降。2019年月3月,國家能源局發布《國家能源局關于發布2019年度風電投資監測預警結果的通知》,通知指出:新疆(含兵團)、甘肅為紅色預警區域。內蒙古為橙色預警區域,山西北部忻州、朔州、大同,陜西北部榆林以及河北省張家口和承德按照橙色預警管理。其他省(區、市)和地區為綠色預警區域。2019年5月15日,國家發展改革委、國家能源局發布關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知,對各省級行政區域設定可再生能源電力消納責任權重。2019年前三季度,全國風電發電量2914億kWh,全國風電平均利用小時1519小時。前三季度全國棄風電量為128億kWh,平均棄風率為4.2%,較去年同期有大幅度改善,同比下降3.5個百分點,尤其是新疆、甘肅和內蒙古,棄風率同比顯著下降,新疆棄風率15.4%、甘肅棄風率8.9%、內蒙古棄風率6.6%、同比分別下降9.8、10.1、6.7個百分點。

    全國風電平均利用小時數及棄風率

數據來源:公開資料整理

    全國及三北地區棄風率

數據來源:公開資料整理

    我國風電歷年紅色、橙色預警區域逐年改善

數據來源:公開資料整理

    (二)加快特高壓建設,打造新能源輸出高速公路

    2018年9月,能源局下發《關于加快推進一批輸變電重點工程規劃建設工作的通知》,為加大基礎設施領域補短板力度,發揮重點電網工程在優化投資結構、清潔能源消納、電力精準扶貧等方面的重要作用,加快推進白鶴灘至江蘇、白鶴灘至浙江特高壓直流等9項重點輸變電工程建設。擬規劃建設的工程包括了12條特高壓工程,合計輸電能力5700萬千瓦,其中多條項目和新能源消納直接相關。

    從2018年數據來看,20條特高壓線路年輸送電量3983億千瓦時,其中輸送可再生能源電量2084億千瓦時(同比+9.7%),占全部年輸送電量的52%。其中,國網覆蓋范圍內的17條特高壓線路輸送電量3295億千瓦時,其中可再生能源電量1396億千瓦時,占輸送電量的42%;南網覆蓋范圍內的3條特高壓線路輸送電量688億千瓦時,全部為可再生能源電量。

    2018年特高壓線路輸送電量情況

數據來源:公開資料整理

    近年特高壓線路輸送電量增長情況

數據來源:公開資料整理

    (三)特高壓改善風電消納——內蒙古

    2019年1-9月內蒙古風電實現利用小時數1627小時,同比增加55小時;而內蒙I類區最低保障性收購小時數為2000小時(2018年實際利用小時數2204小時已完成),按當前趨勢,內蒙2019年利用小時數和棄風率均能達到要求。而內蒙古能夠實現從2017年的紅色預警退出,并在去年轉為橙色,主要得益于特高壓的投運。從2019年已啟動的七個風電大基地項目中來看,有三個為特高壓點對點配套外送項目(興安盟3GW、阿拉善盟-上海廟1.6GW、杭錦旗0.6GW);三個為500Kv/750Kv線路短距離外送項目;一個則為在當地自備電廠負荷消納項目。此外,錫盟-泰州特直工程已于2018年7月投運,輸送容量達10GW,將再次帶動蒙東地區的風光消納。因此2020年內蒙古地區有望轉綠,并在未來兩年保持較高的裝機增速。

    內蒙古風光消納受益于特高壓外送通道建設

數據來源:公開資料整理

    (四)特高壓改善風電消納——吉林

    吉林2019年實現了從風電紅色預警直接轉為綠色,扎青特直工程是重要原因。扎魯特—青州±800千伏特高壓直流工程起點位于內蒙古通遼,終點位于山東濰坊,途經內蒙古、河北、天津、山東4省(自治區、直轄市),線路全長1234千米。實際上,扎青項目是東北電網的第一條跨區特高壓直流工程,于2017年底建成投產。作為我國首條電力匯集型直流,定位于送出東北全網清潔能源。吉林風電預警由紅轉綠受益顯著。東北電網風力資源豐富,風電已成為東北電網第二大電源,從2017年底風電裝機容量達到約2650萬kW來看,約七成風電裝機位于扎魯特換流站近區。根據文獻《扎魯特-青州特高壓直流輸電工程投運后東北電網的穩定特性及控制措施研究》(《電網技術》中國電力科學研究院于強等,2018年7月),東北電網500kV主網架已覆蓋東北地區的絕大部分電源基地和負荷中心,扎青直流工程建成投運后,東北電網成為繼西南電網和西北電網后擁有跨區直流的又一個大型送端電網。扎魯特換流站通過10回500kV線路與東北電網相連,其中3回至蒙東科爾沁變電站,3回至蒙東烏蘭浩特(興安)變電站,2回至吉林向陽變電站,2回至吉林通榆開關站。風電通過特高壓輸送到山東青州,電場同比去年多發電58%,棄風窩電的問題得到有效緩解。

    扎魯特投運后東北電網網架結構圖

數據來源:公開資料整理

    扎魯特換流站近區風電裝機情況

數據來源:公開資料整理

    (五)特高壓改善風電消納——甘肅

    甘肅省外送電量快速提高,2017與2018年外送電量分別為203、324億千瓦時,同比增長30%、60%。酒泉-湖南±800kV特直工程已于2017年6月投運,輸送容量8GW,有效緩解了甘肅風光窩電現象,此外,目前河西750千伏一、二通道已建成,河西走廊750千伏第三回線加強工程正在建設中。需要指出的是,此前由于配套電源滯后,導致部分特高壓直流輸電效率、特高壓交流聯網能力沒有完全發揮。酒泉-湖南特直工程因配套常樂電廠火電電源未投運,使得該工程最大輸電能力僅為450萬千瓦,低于設計能力800萬千瓦。實際上,國網已開始嚴格執行先落實配套電源再啟動開工要求,積極推動特高壓配套電源全部移出緩建名單,2019年上半年在運9回特高壓直流通道平均利用小時同比增加201小時。考慮到常樂電廠1、2號機組有望于2019年11月、2020年2月建成投產,此項工程輸電能力有望逐漸恢復,而其配套7GW新能源基地有望得到釋放。

    2019年甘肅風電利用小時數逐步改善

數據來源:公開資料整理

    (六)特高壓改善風電消納——新疆

    新疆方面,2019年1-9月新疆風電實現利用小時數1662小時,同比增加131小時。實際上,利用小時數2018年已達成最低保障性收購小時數要求,而棄風率方面,1-9月累計棄風電量57.9億千瓦時,同比減少35.9%,棄風率15.4%,同比下降10pct(分區域看,阿勒泰地區、昌吉州棄風率仍較高,分別為25.1%、23.6%),9月份的棄風率14.9%,同比下降5pct(分區域看,本月昌吉州風電消納情況最優,棄風率為2%)。因此按照當前趨勢,新疆2019年利用小時數可滿足要求,同時棄風率可降至20%以下,有望退出紅色區域,釋放新增裝機需求。

    2019年新疆風電利用小時數逐步改善

數據來源:公開資料整理

    新疆外送電量也在穩步增長,2017、2018年新疆外送電量分別達441、503億千瓦時,同比增加21%、14%。當前,除哈密南—鄭州±800千伏特直工程(2014年1月投運,輸送功率8GW)外,2019年9月底正式投運的“昌吉-古泉”特直工程輸送功率高達12GW,將進一步提升昌吉地區的新能源消納能力。因此,新疆有望退出紅色預警,考慮到2017年以來新疆被列為紅色預警區域,準東、吐魯番百里等風電基地暫緩建設,因此2020年已核準的特高壓新能源配套項目有望重啟。

    特高壓配套及相關新能源項目豐富

數據來源:公開資料整理

    二、補貼退坡,搶裝潮來襲

    (一)平價上網擺脫補貼依賴

    風電行業一直以來最大的影響因素在于政策,而電價政策便是行業發展的指揮棒。我國風電上網電價已經歷了六個階段,從審批制到標桿電價,再到競價以及平價。隨著補貼電價的逐步降低,直到2021年平價,補貼的影響將逐漸減弱,未來對風電項目收益率影響最大的將是上網電價和消納水平。當前國內陸上風電項目的上網電價具體規則如下:2018年底前核準的陸上風電項目,并于2020年底前完成并網的,執行當年的核準電價;2019年1月1日至2020年底期間核準的陸上項目,須在2021年底前并網,并執行當年核準電價;2021年起,新核準的陸上風電項目全面實行平價,不再給予補貼。

    風電電價發展歷史

數據來源:公開資料整理

    在行業發展從初期逐漸走向成熟的過程中,固定標桿電價政策起到了極為重要的促進作用,因為承諾發電后補貼電價將持續20年不變,風電成為收益率非常具有競爭力的投資項目,吸引了大量資本進入,使得行業能夠蓬勃發展,競爭力不斷增強。但固定標桿電價政策的缺點也在行業規模快速增長中不斷放大,主要是可再生能源附加基金收入已經跟不上補貼需求的增長,補貼缺口不斷放大,導致了存量已并網項目收入變成應收賬款,現金流不斷惡化。行業進一步發展必須要擺脫補貼依賴,平價上網讓行業看到了曙光。

    我國陸上風電標桿電價/指導電價(元/kWh)變化情況

數據來源:公開資料整理

    相對陸上風電,海上風電由于發展較晚且空間巨大,仍享有較強的政策支持。根據國家發改委2019年5月發布的《關于完善風電上網電價政策的通知》,國內海上風電項目的上網電價具體規則如下:2018年底前已核準的海上風電項目,2021年底前并網執行核準時的上網電價,2022年及以后并網執行并網年份的指導價。2019年新核準近海風電指導價調整為0.8元/kWh,2020年調整為0.75元/kWh。新核準近海風電項目全部通過競價確定上網電價,不得高于上述指導價。可再生能源補貼資金缺口是不可忽視的問題,有關部門準備將采取以收定支的方式,確立今后需要補貼的可再生能源建設規模。可能從2022年起,中央將停止對新建海上風電項目發放補貼,轉而鼓勵地方政府自行補貼,支持本地海上風電項目的建設。

    我國海上風電上網電價(元/kwh)變化情況

數據來源:公開資料整理

    (二)存量項目巨大,新增裝機量有望創新高

    搶裝預期明顯,風電處于景氣度上升周期。2019年以來我國風電裝機容量繼續平穩增長,前三季度全國新增風電并網容量1308萬千瓦,同比增長3.7%,累計并網裝機容量達到1.98億千瓦。其中海上風電新增并網容量為106萬千瓦,于去年同期相比基本持平。在新增并網容量中,中、東、南部地區占58.7%,布局進一步優化。截至目前,國內已核準尚未開工項目58GW,開發商已宣布開發計劃的項目59GW,存量項目開發空間充足。同時,我國風電大基地項目儲備豐富,預計總規模超過25GW,未來幾年內的陸續開工將加快三北地區裝機量復蘇。根據最新政策,2020年是陸上風電補貼的最后一年,存量項目搶裝意愿濃厚。我們預計2019年的全年吊裝量在25-27GW左右,2020年全年吊裝量在35GW左右,行業具有明顯的增速。

    風電存量項目GW

數據來源:公開資料整理

    風電大基地項目

數據來源:公開資料整理

    (三)風機招標量創歷史新高,投標價格持續回升

    2019年1-9月,國內公開招標量達49.9GW,同比增長108.5%,超過以往年份的年度招標總量。分區域看,南方市場招標19.8GW,占比39.7%,北方市場招標30.1GW,占比60.3%。2019年以來,各機組投標均價持續回升,且增幅不斷擴大。2019年9月,2.5MW級別機組的投標均價為3,898元/千瓦,比去年8月份的價格低點回升17%。2019年第三季度,3.0MW級別機組的投標均價均在3,700元以上,9月達3,900元/千瓦。

    季度公開招標量

數據來源:公開資料整理

    月度風機投標價格

數據來源:公開資料整理

    (四)制造端基本滿產,供應鏈供給偏緊

    2019年以來,由于下游業主強烈的搶裝意愿,上游制造端開足馬力,滿產供應,特別是葉片、鑄件、機艙罩等核心零部件。由于目前整體產能不足,再加上擴產周期和擴產難度的限制,供應鏈短期內還不能滿足下游旺盛的需求,風電供應鏈呈現偏緊的局面。

    三、海上風電快速增長,前景廣闊

    (一)我國海上風電資源豐富,發展迅速

    我國可開發利用的風能資源十分豐富,陸地面積約為960萬平方千米,海岸線(包括島嶼)達32,000千米,擁有豐富的風能資源。我國5m到25m水深線以內近海區域、海平面以上50m高度可裝機容量約2億千瓦,5m到50m水深、海平面以上70m高度可裝機容量約5億千瓦。2018年中國海上風電發展提速,新增裝機436臺,裝機容量165.5萬千瓦,同比增長42.7%。2019年1-9月,我國海上風電新增并網容量為106萬千瓦,累計裝機達到550.5萬千瓦,提前完成國家“十三五”規劃目標。

    2018年中國海上新增裝機容量

數據來源:公開資料整理

    中國風電整機企業海上累計裝機容量

數據來源:公開資料整理

    中國風電海上不同機組累計裝機容量MW

數據來源:公開資料整理

    (二)海上風電項目吸引力日益顯現

    根據最新的政策,2018年前核準項目,在2021年前實現并網將按核準時的電價0.85元/kwh核算,近海2019年和2020年新增核準的項目按0.8元/kwh和0.75元/kwh換算。根據我們的測算,在有補貼的情況下,海上風電的項目收益率是非常具有吸引力的。未來隨著陸上風電的補貼取消,海上風電項目的超額收益將會日益凸顯,更具競爭力。在現有的投資成本下,新核準的項目年利用小時數達到3000小時以上時,就可獲得超過12%的收益率。

    海上風電收益率測算

數據來源:公開資料整理

    (三)海上風電開工核準創新高,廣東、江蘇、福建領先

    據統計,截止到2019年一季度,我國海上風電開工、核準(含擬核準項目)已逾50GW,其中核準未開工項目21.6GW。海上風電建設力度及進度最快的省份為廣東、江蘇及福建,其中,廣東省項目總量占國內總容量的近62%。這些項目將在未來幾年開工,我國海上風電將呈現爆發式增長。

    國內海上風電核準情況(截至2019Q1)

數據來源:公開資料整理

    國內海上風電核準占比(截至2019Q1)

數據來源:公開資料整理

    (四)海上風電平準化電力成本下降潛力大

    伴隨海上風電規模化發展,海上風電建設成本已由2010年的2.1-2.4萬元/kW下降至目前的1.3-1.7萬元/kW。以全生命周期的平準化電力成本(LCOE)測算,目前海上風電LCOE范圍在675-856元/MWh之間,各省差異較大,廣東和福建較好風資源地區,其度電成本目前是最低的。考慮到施工、運維成本進一步降低,以及機組等設備的合理降價,2020年后并網的海上風電項目LCOE或將進一步降低,目前來看將有20-35%的降幅空間。

    各省海上風電項目平準化電力成本范圍預測元/MWH

數據來源:公開資料整理

    相關報告:智研咨詢發布的《2020-2026年中國風力發電行業市場現狀調研及發展趨向分析報告》 

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