2018年中國風電發(fā)電量、裝機容量及電力價格走勢預(yù)測

    一、利用小時數(shù)回升，棄風率進入下行通道

    2017年前三季度，我國新增并網(wǎng)風電裝機容量970萬千瓦，較去年同期減少了30萬千瓦。其中，東、中部地區(qū)新增裝機占比達到62%，風電布局延續(xù)上年以來的向東、中部地區(qū)轉(zhuǎn)移趨勢。9月底，全國并網(wǎng)風電裝機容量1.57億千瓦，同比增長12.8%。全國6000千瓦及以上電廠并網(wǎng)風電發(fā)電量2,128億千瓦時、同比增長25.7%，明顯超過裝機容量增速。

全國風電累計裝機、新增裝機及增速

    2017年，棄風問題有所緩解，全國風電設(shè)備平均利用小時1,386小時、同比提高135小時。棄風電量295.5億千瓦時，同比減少103億千瓦時，棄風率同比下降6.7個百分點，實現(xiàn)棄風電量和棄風率“雙降”。我國棄風率拐點已現(xiàn)。2017年前三季度，新疆、甘肅和吉林是棄風量最高的三個省區(qū)，占全國棄風總量的77%。其中，甘肅和新疆的棄風率分別為33%和29.3%。雖然2017年棄風率已經(jīng)在逐步下降，但離國家規(guī)劃的2020年棄風率達到5%的目標還有很大距離

2016年分區(qū)域風電利用小時數(shù)（小時，%）

我國棄風率情況（%）

2017年棄風地區(qū)分布

    經(jīng)過連續(xù)多年爆發(fā)式增長，我國出現(xiàn)了嚴重的棄風現(xiàn)象，制約風電行業(yè)發(fā)展。2012年我國棄風率達17.12%，成為有史以來棄風最為嚴重的一年。2016年7月，國家能源局發(fā)布《關(guān)于建立監(jiān)測預(yù)警機制促進風電產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的通知》，風電投資監(jiān)測預(yù)警機制啟動。由于2016年棄風率居高不下，新疆、甘肅、內(nèi)蒙、寧夏、吉林、黑龍江6省被核定為紅色預(yù)警省份。從2017年前三季度并網(wǎng)風電裝機和利用小時數(shù)雙雙回升，可以看出，政府對風電行業(yè)的運行監(jiān)管和投資預(yù)警控制，有效避免了棄風情況的進一步惡化。隨著風電投資、建設(shè)爆發(fā)式增長階段已經(jīng)過去，未來棄風率將會逐步下行。

    二、風電投資持續(xù)下降提升現(xiàn)有產(chǎn)能將成重點

    2017年1-9月份，全國風電企業(yè)電源工程完成投資397億元，同比下降14.1%。基于1~9月僅實現(xiàn)970萬千瓦的風電新增裝機，且風電項目審批及并網(wǎng)政策正在收緊，我們認為短期內(nèi)風電企業(yè)對新增風電投資的意愿仍然較弱。我們預(yù)計，2018年風電投資額將不會出現(xiàn)較快增長。我們認為，風電2017-2018年新增裝機將維持現(xiàn)有增長水平。風電投資和投產(chǎn)減少，布局優(yōu)化，企業(yè)投資逐步回歸理性，更加重視質(zhì)量和效益。未來風電發(fā)展將會從重視裝機數(shù)量向提升現(xiàn)有裝機產(chǎn)能、效率方面傾斜。

    2016年全國風電平均度電成本為0.5元/千瓦時，仍然高于燃煤標桿電價（0.25-0.45元/千瓦時）。未來，我國風電成本仍然有較大的下降空間。風電項目造價的下降將與關(guān)鍵設(shè)備成本和非技術(shù)成本的下降密切相關(guān)。前者依靠技術(shù)進步和風機選型，后者取決于土地費用和稅費。據(jù)2012-2016年我國平均風電項目單位造價每年下降約300元/千瓦的趨勢，預(yù)測，2018年，全國風電項目單位造價約為7,500元/千瓦，2020年全國風電項目單位造價約為6,800元/千瓦。

    三、紅色預(yù)警6省份風電裝機將緩慢恢復(fù)

    《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出總量目標：到2020年底，風電累計并網(wǎng)裝機容量確保達到2.1億千瓦以上，其中海上風電并網(wǎng)裝機容量達到500萬千瓦以上；風電年發(fā)電量確保達到4,200億千瓦時，約占全國總發(fā)電量的6%。截至2017年9月，我國累計風電并網(wǎng)容量達到1.57億千瓦，累計容量同比增長13%。2017年1~9月，我國國內(nèi)新增風電裝機970萬千瓦，比上年減少30萬千瓦，這與新疆、甘肅、寧夏、吉林、黑龍江、內(nèi)蒙等六省新增裝機的大幅下滑有關(guān)。2016年六省新增裝機730萬千瓦，同比減少810萬千瓦，下滑幅度52.6%。2017年的情況也不樂觀，1~9月，6省合計新增并網(wǎng)裝機僅80萬千瓦，同比下滑55%，其中，甘肅、寧夏、吉林新增風電裝機為0。

2016-2017前三季度各省風電新增裝機及增速（萬千瓦，%）

    但這種情況并不會持續(xù)，隨著未來棄風情況逐漸改善，紅色預(yù)警省份將陸續(xù)擺脫紅色預(yù)警，繼續(xù)新上風電項目。我們預(yù)計2019-2020年6省新增裝機情況開始回升，激發(fā)企業(yè)更多的投資意愿。

    三、風電開發(fā)布局向東、中部地區(qū)轉(zhuǎn)移

    根據(jù)中電聯(lián)2017年前三季度全國電力供需數(shù)據(jù)，風電開發(fā)布局呈現(xiàn)從西部、東北地區(qū)向東、中部地區(qū)轉(zhuǎn)移的特征，東、中部地區(qū)新增并網(wǎng)風電裝機容量占比達到62%，風電布局延續(xù)上年以來的向東、中部地區(qū)轉(zhuǎn)移趨勢。

2017年前三季度新增風電裝機分布（吉瓦）

    東、中部地區(qū)普遍屬于低風速區(qū)域。由于“三北”地區(qū)棄風嚴重，政策引導風電布局向中東部地區(qū)轉(zhuǎn)移，促進就地消納。《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出，到2020年，中東部和南方地區(qū)陸上風電新增并網(wǎng)裝機容量4,200萬千瓦以上，累計并網(wǎng)裝機容量達到7,000萬千瓦以上。截至2016年，中東部和南方地區(qū)開發(fā)比例不足7%，未來空間還很大。雖然華東、南方等地區(qū)前期風電投資略高，但是這些地區(qū)用電需求同樣比較高，基本能保證并網(wǎng)，而且造價逐年下降，其經(jīng)濟性優(yōu)勢也正在逐步顯現(xiàn)。此外，東中部地區(qū)火電、風電上網(wǎng)價格差更小，同樣的補貼可以支持更多新能源發(fā)展。

    四、海上風電裝機持續(xù)高增長

    我國海上風電發(fā)展相對較晚。2016年，中國海上風電新增裝機154臺，容量達到59萬千瓦，同比增長64%，累積裝機容量達到163萬千瓦，約占全球海上風電累計裝機容量的11%。

中國海上風電累計和新增裝機情況（萬千瓦，%）

    2017年以前(不含2017年)投運的近海風電項目上網(wǎng)電價為0.85元/千瓦時，潮間帶風電項目上網(wǎng)電價為0.75元/千瓦時。目前海上風電的建設(shè)成本是陸上風電的2-2.5倍左右，而上網(wǎng)價格與陸上風電相近，再加上技術(shù)難度高、投資大、運維成本高等，海上風電項目的投資吸引力不如陸上風電。隨著技術(shù)進步和成本下降，海上風電投資收益有望提升。

    截至2016年底，在所有吊裝的海上風電機組中，單機容量為4兆瓦的機組最多，累計裝機容量達到740兆瓦，占海上裝機容量的45.5%，其次是3兆瓦的裝機容量，占比為14%。目前，中國的6兆瓦機組還在試驗階段，據(jù)中國電機工程學會預(yù)測，到2020年，中國將具備8兆瓦及以上大型海上風機的制造能力。

2016年海上風電不同功率機組裝機容量

    由于棄風率仍未達標，紅色預(yù)警省份裝機不會在短期內(nèi)迅速恢復(fù)，以及低風速地區(qū)和海上風電發(fā)展的技術(shù)壁壘仍然需要時間，我們預(yù)計，2018-2020年，風電裝機的增速將在10%~12%，到2018年，我國風電裝機約為180吉瓦，2020年，我國風電裝機約為220吉瓦，年均增長20吉瓦，基本符合“十三五”規(guī)劃的目標。進入“十四五”時期，隨著東、中部風電規(guī)模不斷擴大，以及海上風電技術(shù)的成熟，和紅色預(yù)警省份裝機的恢復(fù)，我們預(yù)計，風電的裝機容量將會迎來新的發(fā)展期，增速將在10%~15%，但爆發(fā)式增長基本沒有可能。

風電累計及新增裝機預(yù)測（吉瓦，%）

    五、棄風率下降，利用小時數(shù)提升

    風電消納困難、棄風問題影響風電發(fā)展。政府引入政策和市場調(diào)控手段，挖掘市場消納和調(diào)峰能力。《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出風電消納利用目標：到2020年，有效解決棄風問題，“三北”地區(qū)全面達到最低保障性收購利用小時數(shù)的要求。

    2016年，國家發(fā)布《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》，核定了部分存在棄風問題地區(qū)規(guī)劃內(nèi)的風電最低保障收購年利用小時數(shù)。由于2016年內(nèi)蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆（含兵團）等�。▍^(qū)）風電利用小時數(shù)低于最低保障收購年利用小時數(shù)，均被列為紅色預(yù)警省份。紅色預(yù)警的�。▍^(qū)）不得核準建設(shè)新的風電項目。2017年前三季度，紅色預(yù)警省份的風電利用小時數(shù)都有了明顯提升。我們預(yù)計，2018-2020年，這些省區(qū)實際利用小時數(shù)與保障性收購利用小時數(shù)的偏差會逐漸縮小。

2016-2017前三季度全國各省風電利用小時數(shù)（小時）

    我國電源機構(gòu)以火電為主，占比達64%，調(diào)節(jié)能力不足�！叭�北”地區(qū)是新能源主要聚集區(qū)，但火電計劃剛性執(zhí)行擠占了新能源的發(fā)電空間。發(fā)電量是各類機組收益的主要來源，由于調(diào)峰損失電量且無法獲得合理補償，火電調(diào)峰能力得不到充分調(diào)用。挖掘燃煤機組調(diào)峰潛力是提升“三北”地區(qū)調(diào)峰能力的重要途徑。國家能源局下發(fā)火電靈活性改造試點項目的通知，兩批試點項目涉及改造的火電機組約1,700萬千瓦，主要分布在“三北”地區(qū)。

    國家能源局規(guī)定，提升靈活性改造將使熱電機組增加20%額定容量的調(diào)峰能力，純凝機組增加15%~20%額定容量的調(diào)峰能力。第一批試點示范工作涉及超過1,200萬千瓦的煤電機組，改造實施后將向系統(tǒng)提供200萬千瓦以上的調(diào)峰能力，每年至少可多消納風電等清潔能源電量約20億千瓦時。根據(jù)《電力“十三五”規(guī)劃》，“三北”地區(qū)熱電機組靈活性改造約1.33億千瓦，純凝機組改造約8,200萬千瓦，改造完成后，“三北”地區(qū)增加調(diào)峰能力4,500萬千瓦。

    六、特高壓輸電通道助力紅色預(yù)警6省風電外送

    2017-2018年，將有與紅色預(yù)警省份相關(guān)的“一交四直”特高壓投運，四條特高壓直流總的輸送容量3,800萬千瓦，占“三北”地區(qū)新能源裝機比重將超過20%。我們預(yù)計特高壓工程的投運能提升紅色預(yù)警6省風電外送能力。

    但考慮到特高壓網(wǎng)架還處于發(fā)展過渡期，我們預(yù)計現(xiàn)有新能源外送通道能力短期內(nèi)不能充分發(fā)揮，2019-2020年電網(wǎng)端會逐步完善達到最佳性能要求。2018-2020年，隨著風電投資紅色預(yù)警省份利用小時數(shù)回升、火電靈活改造后“三北”地區(qū)調(diào)峰能力提升、特高壓輸電通道提高風電消納能力，我們預(yù)測，到2020年，風電全國平均利用小時數(shù)將超過1,600小時。

全國風電平均利用小時數(shù)預(yù)測（小時）

    七、政策激勵有限補貼退坡是必由之路

    我國新能源補貼強度高，2016年風電的補貼強度為0.17元/千瓦時。截至2016年底，補貼資金累計缺口超過550億元。如果維持現(xiàn)有政策不變，我們預(yù)計“十三五”期間可再生能源發(fā)展基金的缺口將達2,000億元。

    從丹麥、德國等國家新能源發(fā)展經(jīng)驗可以看到，新能源發(fā)展初期的確需要政府提供多種方式的扶持，提升產(chǎn)業(yè)競爭優(yōu)勢，但是依賴補貼并不是長久之計。隨著風電發(fā)展的日漸成熟和逐步實現(xiàn)平價上網(wǎng)，補貼退坡是必然。目前，國內(nèi)已經(jīng)啟動綠證制度，其初衷之一是降低新能源發(fā)電項目國家財政資金的直接補貼強度，緩解補貼拖欠的狀況。風電補貼退坡和棄風率在短期內(nèi)影響風電運營商的盈利水平，但長期來看，將有助于風電產(chǎn)業(yè)形成健康有序的競爭環(huán)境。

    八、風電發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)將近

    根據(jù)2016年12月國家發(fā)改委宣布的電價調(diào)整方案，4個風電資源區(qū)的基準風電電價分別下調(diào)3-7分/千瓦時。在新電價政策下，2018年前通過審批且在2019年底前投運的項目儲備仍將享受2016及2017年的優(yōu)惠電價。

    隨著風電成本的降低，風電行業(yè)對政策補貼的依賴度逐漸降低，市場競爭機制正在取代產(chǎn)業(yè)政策成本行業(yè)發(fā)展的核心驅(qū)動力。國家“十三五”規(guī)劃明確提出到2020年風電實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)。發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)，即在發(fā)電側(cè)能夠與火電的上網(wǎng)電價相競爭。目前國內(nèi)不同地區(qū)脫硫煤電上網(wǎng)電價價格在0.26-0.5元/千瓦。在高電價地區(qū)，平價上網(wǎng)標準可以設(shè)置為脫硫煤電價格，在低電價地區(qū)，將平價標準設(shè)定為0.41元/千瓦時較為合理（2017年煤電全國加權(quán)平均價格約為0.38元/千瓦時，加上碳交易3分/千瓦時的成本）。對比各省區(qū)煤電上網(wǎng)電價和我們的預(yù)設(shè)，到2020年，我們預(yù)計全國接近80%的省市可以實現(xiàn)風電發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)。甘肅、寧夏、內(nèi)蒙等地由于燃煤標桿電價較低，風電實現(xiàn)平價上網(wǎng)難度較大。

    九、更低成本、更高利用效率

    目前影響風電發(fā)展的有三大關(guān)鍵性因素，分別是政策、成本和效率�？梢灶A(yù)見的是，隨著政策性扶植力量逐漸減弱，市場競爭機制將主導未來的風電行業(yè)發(fā)展，更低的成本和更高的利用效率將成為整個產(chǎn)業(yè)鏈的競爭關(guān)鍵。同為新能源發(fā)電，風電和光伏發(fā)電成本仍然有較大下降空間。2020年“三北”地區(qū)多數(shù)省份風電可以實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)，東、中部地區(qū)光伏發(fā)電可以基本實現(xiàn)用電側(cè)平價上網(wǎng)。但從中長期來看，光伏發(fā)電比風電更加具有下降空間，2030年光伏發(fā)電平均度電成本有望低于風電，競爭力更強。