中国风电行业市场需求现状分析

一、需求：复苏延续下半年抢装

    1、订单创新高电价抢并网

    2015年我国风电装机29.61GW，创装机量最高，主要是标杆电价下降引发的抢装。2016年国内风电新增装机18.73GW，同比下降36.74%，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~2018年新增装机量为19.52GW和21GW，装机量逐步复苏。2019年1~5月份风电新增装机为6.88GW，同比增加9.21%，可以看出复苏的趋势有所延续。

    风电装机规模及同比增速

数据来源：公开资料整理

    从月度数据来看，2015~2017年底前均发生大规模的抢装，尤其是12月份。2015~2018年12月份装机量分别为13.72GW、6.72GW、7GW和3.8GW，占当年总装机量比例分比为46.33%、35.87%、35.87%和18.1%。2018年12月装机量大幅下滑，部分原因是不用抢2018年电价，2019年底前开工即可锁定。

    风电月度装机数据

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    2018年全国风电新增公开招标33.5GW，同比增长22.7%。2019年一季度，国内公开招标量已达14.9GW，同比增长101%，创单季最高招标量历史纪录。其中，海上风电招标3.0GW，同比增长61.2%，占比20.3%。分区域看，南方市场招标3.7GW，占比25.0%，北方项目11.1GW，占比74.3%，集中采购招标量0.1GW，占比0.7%。

    季度公开招标容量（GW）

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    目前符合固定上网电价的项目容量总计88GW，包括已核准未建设及在建项目，其中已开工项目为46GW，也就意味着还有42GW的项目还未开工。项目未开工原因众多，比如环保红线、融资利率等。主管部门也在梳理核准未开工项目原因，拟对部分项目予以作废投入竞价市场。同时企业若要锁定较高的电价等级，也必须于2019年年底前开工。

    非竞价风电存量项目分析（GW）

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    风电建设顺序是招标、进场、吊装、并网，招标为实际并网装机的现行指标，制造端的业绩释放领先于风电并网装机数据，一般招标数据领先并网数据一年左右。设备从招标到进场也需要时间周期，因此若要年底前开工则必须尽快完成招标。因此我们认为今年一季度招标量攀升主要原因是由于存量项目抢电价影响。

    风电标杆上网电价及触发条件（元/kWh）

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    我们预计未来两年风电并网装机将呈现高增长趋势：1）存量核准为开工项目由于抢电价，将在未来一年半左右的时间内加速吊装并网；2）伴随风电度电，竞价、平价、基地化项目将会逐步增长，今年开始平价项目和基地化项目呈现出放量趋势，如乌兰察布6GW风电基地项目，将引领打开竞价时代的市场空间。

    2、限电持续改善三北陆续解禁

    2011~2012年，随着风电装机快速增长开始出现弃风限电情况；2013年冬季气温同比偏高，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、特高压投运，缓解了弃风限电现象。但由于2015风电抢装，弃风限电情况更加严重，2016年我国风电平均利用小时数1742小时，弃风率高达17%。2017弃风限电情况得到好转，前三季度全国风电发电量2128亿千瓦时，同比增长26%；平均利用小时数1386小时，同比增加135小时；全国弃风电量295.5亿千瓦时，同比减少103亿千瓦时，弃风率同比下降6.7%。2018年弃风率持续改善，全年弃风率为，

    国内风电弃风率及弃风电量

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    2016年7月能源局发布《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，希望通过政策类指标、资源和运行类指标、经济类指标评定的综合分数评判该地区是否可以开工建设风机场。红色不下达年度开发建设规模，同时也不办接网手续；黄色不下达年度开发建设规模；绿色可以推进风电项目投资，预警文件每年出具一次。

    2018年弃风改善，内蒙、黑龙江和宁夏从红色预警区域中解除；2019年吉林从红色预警区域中接触，目前红色预警区域仅包含新疆和吉林。而从2018年装机数据来看，甘肃、新疆、吉林、内蒙古、黑龙江和宁夏六省合计装机4.2GW，同比增长168%，其中于2018年解除预警的内蒙古、黑龙江和宁夏合计装机2.96GW，同比增长143%。

    红六省装机变化（万千瓦）

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    我们认为三北地区风电装机增速将会持续高增长：1）随着弃风限电情况改善，吉林和新疆有望从红色预警区域中摘除，继续贡献新增装机；2）锡盟特高压、准东特高压等大型基地项目进入投建期，进一步贡献三北地区风电装机增量。

    配套特高压基地项目进入建设期

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    3、海上风电优势显著投资规模继续增长

    相较于陆上风电，海上风电具有以下特点：1）风能资源丰富、利用小时数高；2）建设成本高、运维费用高；3）不占用土地、消纳方便。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。

    陆上风电和海上风电特点比较

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    在风电发展“十三五”规划，2020年底确保累计吊装容量达到210GW，其中海上风电项目开工10GW，并网装机达到5GW以上。2018年，我国海上风电取得明显进展，新增装机容量达165.5万千瓦，同比增长42.7%，累计装机444.25万千瓦。

    海上风电并网数量地理分布图

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    海上风电装机数量与增速（GW）

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    为了保障海上风电能够顺利进入产业化状态，国家一直未进行降补，一直保持“十二五”规划的补贴计划：2017年以前（不含2017年）投运的近海风电项目上网电价为0.85元/kWh，潮间带风电项目上网电价为0.75元/kWh。在技术不断推进和政府大力支持下，我国海上风电有望快速进入产业化状态，与其他创新式新能源模式一同高速发展。

    海上风电标杆电价未调整（元/kWh）

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    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。

    二、全球风电装机稳健增长，需求集中在亚洲及欧美地区。

    2018年全球风电新增装机容量为51.3GW，同比微降2.3％。随着全球风电产业蓬勃发展，风电新增装机稳健增长，我们预计2019-2021年全球新增风电装机分别约62.6GW、70.1GW、70.2GW。

    2016-2023E全球风电新增装机及同比增速（单位：GW、%）

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    2018全球风电新增装机分布（单位：%）

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    2015-2022E各地区风电新增装机容量（单位：GW）

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    国内装机重回上升通道。2018年我国风电新增装机21.14GW，同比增长7.53%，行业反转确立。随着弃风限电改善和风电度电成本不断下降，平价上网加速到来，未来需求有望增长，我们预测2019-2021年我国新增风电装机量分别为28GW、32GW、35GW。

    2010-2023E国内新增风电装机量及增速(单位：GW、%)

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    2018年海上风电累计装机容量为23.14GW，预计到2025年将增长至100GW，较2018年年均复合增长率23%，增长空间较大。

    2011-2025E海上风电装机容量