2009 年前，我國實行風電特許權招標政策，特許權項目通過上網電價的招標競爭選擇開發商，上網電價區間集中在0.43 元/kWh——0.56 元/ kWh；2009 年7 月，發改委發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，將全國分為四類風能資源區，風電標桿電價水平分別為每千瓦時0.51 元、0.54 元、0.58 元和0.61 元；2016 年12 月，發改委提出下調陸上風電上網電價、海上風電電價不變，同時觸發條件由原來的并網節點變更為開工節點。

 

風電標桿上網電價及觸發條件（元/kWh）

 

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　　1、利用小時數：棄風率不斷升高 成為限制行業發展主要制約

 

　　2011——2012 年，隨著風電裝機快速增長開始出現棄風限電情況；2013 年冬季氣溫同比偏高，全國電力負荷同比增速提升，棄風率呈現一定好轉；2014 年整體來風偏小、特高壓投運，緩解了棄風限電現象。但由于2015 風電搶裝，棄風限電情況更加嚴重，2016 年我國風電平均利用小時數1742 小時，棄風率高達17%。

 

　　棄風限電自2010 年后成為制約行業發展的主要障礙，主要原因是：1）我國風能資源與電力需求存在區域錯配，三北地區風能資源豐富，但遠離電力負荷中心，資源地本身的工業基礎較為欠缺，用電增速低、消納能力弱；2）風電本身具有波動性和間歇行等特點，并網需要配套建設調峰電源，但三北地區電源結構單一，基本沒有調峰能力；3）跨區域的電力輸送通道建設不足，導致了棄風限電的問題產生。

 

　　2017 棄風限電情況得到好轉，前三季度全國風電發電量2128 億千瓦時，同比增長26%；平均利用小時數1386 小時，同比增加135 小時；全國棄風電量295.5 億千瓦時，同比減少103 億千瓦時，棄風率同比下降6.7%。

 

我國棄風電量與棄風率情況

 

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　　2、度電成本：成本降低疊加效率提升 實現無補貼下的經濟性

 

　　風電場裝機成本主要由設備及安裝工程費用、建筑工程費用、施工輔助工程費用等組成，機組的成本約占整個風電場工程成本的47%。自2007 年以來，由于制造進步、效率提升、行業激烈競爭使得風電機組的價格持續降低。國際上風電機組的成本從2007 年的1.78美元/瓦降至2015 年的0.93 美元/瓦，風機成本的降低也帶動了度電成本的降低，陸上風電的度電成本目前約0.06 美元/瓦，相較于2010 年分別下降25%。

 

風電場初始投資成本構成

 

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設備及安裝工程成本構成

 

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發電設備及安裝工程成本構成

 

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　　從發電效率來看，風電技術水平在持續進步：1）通過提高葉輪直徑、增加響應等方式，使發電效率以5%-10%增速提升；2）國內風機機型持續豐富，機型功率持續上升，帶動風電發電效率提升。近兩年風電主流機型從1.7-103（額定功率 1.7MW，風輪直徑103m）升級為2.3-116（額定功率2.3MW，風輪直徑116m），年發電量提升26.44%，度電成本降低8.51%，風輪直徑、輸出功率及容量因子的升級將持續提升機組發電能力。

 

　　2016 年我國新增裝機的風電機組平均功率 1955kW，與2015 年的 1837kW 相比，增長6.4%；累計裝機的風電機組平均功率為1608kW，同比增長2.9%。我國新增風電機組中，2MW 風電機組裝機占全國新增裝機容量的 60.9%，同比市場份額上升11 % ; 1.5MW 機組的市場份額下降16%，1.5MW 機組和2.0MW 機組的合計市場份額達到78.7%。機組功率的平均功率的提升有利于提高發電效率降低度電成本。

 

　　財務費用：補貼延遲應收賬款增加 企業現金流壓力增大

 

　　風電上網電價包含兩部分：基數電價和補貼電價，基數電價部分結算由當地電網公司結算，而補貼電價部分來源于可再生能源補貼，補貼來源于向除居民生活和農業生產以外的其他電力消費者征收電力附加費，用途是補貼風電、光伏等新能源行業。2013 年、2016分別將可再生能源電價附加標準從每千瓦時0.8 分錢、1.5 分錢和1.9 分錢，雖然征收標準在提升，但我國新能源產業增速更高， 2016 年底我國補貼缺口已超過700 億元。

 

　　（二）、不同邊際因素對需求的影響情況分析

 

　　我國風電終端需求受到電價補貼調整、棄風率變化、度電成本及財務壓力等因素影響，行業從發展初期到成熟期，各影響因素在周期中呈現出階段性切換的特征，根據研究框架復盤了風電行業的發展歷史。

 

風機新增吊裝量及增長率（GW）

 

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　　1、2013——2015：棄風率小幅改善 標桿電價下調刺激搶裝

 

　　2013——2015 年，國內新增裝機出現持續增長，主要原因是：1）棄風率在2013 和2014 年均下滑，2013 年冬季氣溫同比偏高，供暖期電網調峰壓力較小，風電消納較好的夏秋季來風增加，同時全國電力負荷同比增速提升，棄風率呈現一定好轉，2014 年整體來風偏小，同時哈密-鄭州特高壓、新疆與西北主網聯網750 千伏特高壓通道等輸電工程的投運，都對棄風率的迚一步下降起到推動作用；2）受2015 年以后的網風電標桿電價下調影響，2015 年出現較為強烈的搶裝潮，推動2015 年新增裝機達30.75GW。

 

　　2、2016——2017Q3：棄風率較高疊加高基數效應，裝機下滑嚴重

 

　　2016 年國內風電新增吊裝23.37GW，同比下降24%，新增并網容量19.3GW，同比下降41.46%。主要原因是：1）2015 年搶裝透支了2016 年的裝機需求；2）棄風限電進一步惡化，抑制了風電運營商投資熱情，進而降低了裝機需求。2017 年前三季度國內風電并網容量為9.7GW，同比下降3%，但棄風率從同比下降6.7%。通過復盤風電裝機周期的波動，：1）風電上網標桿電價下調前一年，通常會面臨搶裝；2）風電裝機增速遠高于電網投資及電力需求增速，棄風限電成為制約行業主要發展因素；3）設備制造技術不斷升級，2010——2012 年風電安全問題將不會再現，同時度電成本不斷降低，2020 年有望實現平價上網；4）補貼收入回款延遲，對融資能力和償債能力不足的企業帶來較大的現金流壓力，影響部分企業的投資熱情。

 

　　二、風電行業發展趨勢分析

 

　　從風電核準來看：1）2016 年，我國風電機組累計核準容量共計252.98GW，而風電累計裝機容量共計169.04GW，說明83.94GW 項目核準未建；2）國家能源局下發《2017-2020年風電新增建設規模方案》，提出2017-2020 年新增建設規模分別為30.65GW、28.84GW、26.60GW、24.31GW；2017 年底核準未建設項目達114.59GW。從風電招標量來看：1）2016 年全年招標28.3GW，創下歷史新高，2017 年1-9 月招標累計容量達到22GW，而我國前三季度并網容量僅為10GW；2）對比15 年的搶裝現象，14年同期的招標量僅為17.3GW，而14 年全年的招標量也僅為27.5GW。核準、招標、吊裝及并網的差額最終將會收斂，核準量逐步轉換成并網量。

 

我國風電裝機招標規模（GW）

 

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我國核準未建風機數量及分布（GW）

 

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　　1、邊際的變化：棄風限電改善明顯 搶電價推動裝機復蘇

 

　　從電價調整的角度來看，根據最新的電價下調觸發條件，上述114.59GW 的項目需要在2019 年底前開工建設，才能獲得0.47——0.60 元/千瓦時的上網電價，否則上網電價將被調整為0.40-0.57 元/千瓦時，鑒于鎖定老電價的要求，2018——2019 年是確定性的開工大年。從度電成本角度來看，風電行業的度電成本仍處于下降通道，2020 年有望實現平價上網。部分企業仍在等待成本下降至預期范圍再進行招標。但由于目前裝機呈現出向中東部和南方地區轉型的趨勢，施工周期比北方項目長6——9 個月，因此若要2019 年搶開工的背景下，2018 年企業大概率會進行招標。從棄風限電的角度來看，行業最壞的時間點已經過去，2017 年前三季度棄風率已經有了明顯的好轉，同比下降6.7%，且部分區域有望明年移出紅色預警區域。

 

　　（二）、 棄風限電邊際改善的驅動及趨勢？

 

　　2017 年10 月能源局發布2017 年前三季度風電并網運行情況：1——9 月全國風電發電量2128億千瓦時，同比增長26%；平均利用小時數1386 小時，同比增加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%，實現棄風電量和棄風率雙雙降低，棄風限電改善的拐點已經初步呈現。

 

　　1、三北地區消納問題明顯改善，紅色預警地區有望解除裝機禁令

 

　　2016 年7 月能源局發布《關于建立監測預警機制促進風電產業持續健康發展的通知》，希望通過政策類指標、資源和運行類指標、經濟類指標評定的綜合分數評判該地區是否可以開工建設風機場。紅色不下達年度開發建設規模，同時也不辦理戒網手續；黃色不下達年度開發建設規模；綠色可以推進風電項目投資。

 

　　2017 年2 月，能源局發布了《關于發布2017 年度風電投資檢測預警結果的通知》，將內蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆等六省納入紅色預警區域，同時規定紅色預警地區不得核準建設新的風電項目，電網企業不得受理紅色預警區域風電項目的新增并網申請（含在建、已核準和納入規劃的項目）。

 

　　紅色預警文件每年出具一次，紅六省中除了新疆、甘肅外，寧夏、內蒙古、吉林和黑龍江棄風率均降至20%以下，根據紅色預警機制，部分省份明年有望被移出紅色預警名單，裝機限制有望解禁。目前，紅色預警地區內蒙古、新疆已經核準新增風電項目。未來假如紅六省裝機禁令解除，傳統風電裝機地區有望釋放需求增量。

 

2014-2017 年我國半年度棄風量和棄風率變化情況

 

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紅六省中四省棄風率已將至20%以下

 

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　　2、特高壓投運高峰 國網致力解決棄風問題

 

　　在2014 年初，受到環保壓力與西部新能源發電并網的雙重壓力，國務院印發了《大氣污染防治行動計劃》，能源局則配套發布了跨區送電通道的規劃。以特高壓為主的跨區輸電通道是解決負用電側和發電側錯配的有效方式之一。國家能源局規劃了十二條跨區“治霾”專用輸電線路和國家電網“十三五”期間的5 條特高壓線路計劃將從2017 年起集中投運。通過電源與優化通道結合將助力棄風率進一步下降。

 

　　我國目前在運行、在建和已核準待建的特高壓工程共21 項，其中特高壓交流工程7 項，特高壓直流工程14 項。根據國家電網規劃，“十三五”期間，在“四交五直”工程基礎上，后續特高壓工程分三批建設，首先是加快建設“五交八直”特高壓工程，其次在2018 年以前開工建設“四交兩直”特高壓工程，加快統一同步電網建設。最后，2020 年以前開工建設“十三五”規劃的特高壓網架加強和完善工程。

 

特高壓規劃

 

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　　未來幾年依舊是我國特高壓投運及建設的高峰，相關線路的投運將促進限電嚴重的西北地區電力外輸，進而帶動限電問題改善。而國家電網也提出，到2020 年根本解決新能源消納問題，棄風棄光率控制在5%以內。

 

　　3、裝機結構東移 供需錯配有望緩解

 

　　我國風力資源主要分布在三北地區和沿海地帶，然而我國用電地區主要在南方和中東地區，地理位置錯配嚴重，用電側與發電側地理位置錯配。隨著三北地區棄風限電現象嚴重，為解決風電電力消納問題，匹配用電端和發電端電力供求，目前我國正在逐步將風電場建立在南方等地區。2013 年至2016 年，中南和西南地區吊裝數量由3.06GW（占比19%）上升到6.31GW（占比27%），年復合增長率達到27.33%。

 

我國風力資源分布情況

 

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我國各省用電量分布圖

 

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　　南方和中東地處中低風速地區，風速在5-6m/s 之間。過去普遍認為，該等風速的風力資源不具備經濟價值，但是隨著技術創新開發專用機組，目前大多數中低速風電項目內部收益率已經可以達到8%以上。國家氣象局測算，風速在5m/s 以上的風力資源目前可達10 億千瓦，資源潛力巨大。而且風力該類地區也恰好是電力消耗的重要區域，具備良好的消納條件，隨著風輪直徑加大，翼型效率提升，控制機制的智能化等先進技術應用，收益率將會不斷提升，風電將在南方地區逐漸成為重要可再生能源生產方式。棄風限電改善的主要驅動在于政策層面。無論是從十三五規劃還是能源工作報告來看，棄風限電問題已被提升至重要高度，上層的重視有利于利益的梳理及問題的解決。目前我國已出臺多項解決棄風限電的政策，從控制增量、增量結構變化、消化存量、增加電力外送通道等多個維度解決棄風問題。相信到2020 年我國的棄風問題會得到非常大的改善，而2017 年是棄風限電反轉的拐點，

 

　　（三）、運營商現金流情況分析

 

　　目前對于運營商的壓力來自于資產負債結構和償債能力，由于風電投資金額較大，多數企業會采用銀行貸款和融資租賃的方式進行前期籌資。但由于可再生能源補貼缺口較大，補貼延遲到賬的情況較為嚴重，企業應收賬款壓力較大，財務費用也比較高（尤其是融資租賃方式，不僅需要償還利息，還要支付較高的手續費）。目前企業的補貼已延遲兩年后才到賬。即使第七批補貼目錄下發，由于可再生能源補貼缺口仍在擴大，補貼回流情況的壓力依然非常大。鑒于財務上的壓力，運營商正在采用創新的方式優化資產負債和現金流，通過將風電收費收益權或可再生能源補貼進行資產證券化，緩解資金壓力，優化資產負債表和現金流量表。例如：1）金風科技在2016 年7 月以裝機容量合計247.5MW 風電場的電費收益權作為基礎資產發行了12.75 億元的ABS 產品；2）華能2017 年11 月發行首單可再生能源電費補貼 ABS 產品，項目注冊金額 50 億元，首期發行規模為5.3 億元，期限36 個月，聯合資信給予項目AAA 評級。ABS 產品實現了無次級結構、無第三方增信的情況下的全額出表，有利于降杠桿、盤活資產、壓降兩金占用。同時，募集資金用于補充新能源企業現金流，有效緩解了新能源企業的資金壓力。

 

　　發改委、財政部和能源局2017 年2 月聯合發布《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》，擬在全國范圍內試行可再生能源綠色電力證書核發和自愿認購制度。根據市場認購情況，自2018 年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易。自2017 年7 月1 日起正式開展綠色電力證書認購工作，將依托可再生能源發電項目信息管理系統，試行為陸上風電、光伏發電企業（不含分布式光伏發電）所生產的可再生能源發電量發放綠色電力證書。風電企業出售綠色電力交易證書后，相應電量將不再享受補貼。綠色電力證書交易有望減輕運營企業現金流壓力。

 

　　（四）、分散式風電會出現分布式光伏爆發

 

　　分散式接入風電項目是指靠近負荷中心，不以大規模遠距離輸送電力為目的，所產生的電力就近接入當地電網進行消納的風電項目。分散式風電應符合接入電壓等級在35 千伏以下、利用現有變電配電系統，就近接入當地電網進行消納的風電項目，有利于風電消納，降低棄風率，在中東南部低風速地區具有廣闊的發展空間。

 

　　2009 年我國開始提出分散式風電的概念，2011 年出臺了相關產業政策，但之后幾年分散式放電的發展低于預期，主要原因是：1）政策支持力度不夠尤其未能得到地方政府支持，同時審批環節較為繁瑣；2）分散式接入風電項目容量較小，單位開發成本較高；3）沒有完善的分散式風電技術標準體系和管理規范來指導分散式風電的整體開發工作；4）早期國內風電投資主體多為國企，對投資少、規模小的分散式接入風電投資積極性不足。

 

　　2017 年以來，政府對分散式風電的扶持進一步升級，提出分散式接入風電項目不受年度指導規模的限制、規劃建設標準及加強規劃管理、推進分散式風電市場化交易試點等。同時地方政府也紛紛響應，目前河南、新疆、內蒙等地均出臺相關文件，加快分散式風電的 開發建設。例如，河南省穩健《關于下達“十三五”分散式風電開發方案的通知》，公示了124 個項目共計210.7 萬千瓦的開發規模。

 

　　從政策的支持的角度，分散式風電將迎來快速的發展，主要原因是：1）分散式風電靠近負荷中心，易于就近消納，對緩解目前嚴峻的棄風限電問題；2）三北地區棄風嚴重，中東部和南方地區負荷集中，消納能力較強，有利于分散式風電發展；3）相較于集中式風電，分散式風電具備不占核準指標、不用新建升壓站、占地面積小、建設周期短等優點，有助于吸引民間資本參與風電項目開發，2017 年分布式光伏迎來爆發式的發展，主要原因是：1）市場存在分布式補貼下降的預期，年底出臺的退坡政策將補貼由0.42 元/度降至0.37 元/度；2）分布式靠近用電側，可以及時消納電力，相對于集中式電站棄光率嚴重，分布式得到政策的大力支持；3）自發自用分布式收益率高，全額上網分布式不受規模限制；4）商業模式逐步受到投資者的認可。相較于分布式光伏，分散式風電也適用于同樣的邏輯：1）2019 年后補貼仍將退坡，開工時間鎖定退坡前電價；2）靠近用電側，有助于降低棄風率；3）裝機容量低于集中式風電，初始投資金額門檻低，有利于投資者進入；4）分散式不受年度建設指標限制。因此2018——2019 年也將是分散式風電的快速發展期。

 

　　（五）、海上風電現投資引力情況分析

 

　　相較于陸上風電，海上風電具有以下特點：

 

　　我國海上風電資源豐富，海岸線長達1.8 萬公里，可利用海域面積超300 萬平方公里。我國5-25 米水深、50 米高度海上風電開發潛力約2 億千瓦，5——50米水深、70 米高度海上風電開發潛力約5 億千瓦。同時，海上風力資源相對于陸上更好，我國大部分近海90 米高度海域平均風速6.5——8.5m/s，尤其是東南沿海及其島嶼，沿海島嶼的風能密度在300W/m2 以上，有效風力出現時間百分率達80-90%。以江蘇為例，平均風速從東部沿海向西部內陸逐步減小，近海區域70m 高度風速超過了7m/s，內陸地區70m 高度風速基本低于6.5m/s，西部區域風速在6.0m/s 以下。從利用小時角度來看，江蘇沿海海上風電項目發電利用小時數基本在2400 小時以上，而2016 年陸上的平均發電利用小時為1900 小時。

 

　　2、建設成本高、運維費用高，2017 年全球范圍內投運的陸上風電和海上風電的加權平準發電成本（LCOE）分別為0.06 美元/千瓦時和0.14 美元/千瓦時，相較于2010 年分別下降25%和17%。LCOE 的計算考慮全生命周期內的投資、運營成本和收益（由于海上風電在后期運維費用上占比較高，因此選取LCOE 進行成本分析）。

 

陸上風電和海上風電投資成本比較

 

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　　3、不占用土地、消納方便

 

　　海上風電不占用土地資源，適用于大規模開發。歐美地區海上風電場規模多集中于200MW——300MW，最高的開發規模已超過500MW。同時，沿海地區經濟發展較好，也是中國的主要電力負荷中心，例如江蘇、上海、浙江、福建和廣東，電網結構堅強，海上風電的消較為順暢。從我國風電發展來看，當前風資源較為豐富的三北地區棄風限電較為嚴重，中東部和南部地區風電發展面臨風資源相對較差、用地緊張和環保等問題，海上風電則避免了這些劣勢，極具發展潛力。

 

陸上風電和海上風電特點比較

 

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　　前幾年國內海上風電的發展相對滯后，主要原因在于：1）技術與產業配套不成熟，我國企業不具備與海上風電需求相匹配的核心技術能力，包括機組技術、施工技術、輸電技術、運維技術；2）建設與運維成本高，海上風電相較于陸上風電高出近一倍的電網成本、建造成本等使得海上風電項目，開發成本高昂；3）并網送出機制并不完善；4）多頭管理協調不易，核準至并網其涉及海洋、漁業、交通航運、環保和軍事等多個部門。但近兩年海上風電需求發生了較大的變化。

 

　　2016 年我國海上風電新增裝機154 臺，容量達到590MW，較上年同期增長64%；總裝機規模上，由2010 年 150MW 增長至2016 年的 1630MW，遠高于陸上風電新增裝機量。隨著海上風電的發展，各地也都相應的調整了海上風電布局。預計到 2020 年，江蘇將開工建設16GW，廣東預計開工建設12GW，投產 2GW，到2030 年投產3GW，經調整，目前確定的規劃總容量超過78GW。海上風電快速發展的原因是：1）經過多年的發展，海上風電開發的可行性和經濟性已有明顯的提升：2）根據 2016 年發改委發布的電價調整方案，海上風電電價維持平穩，隨著成本的持續下降，海上風電投資回報率持續上升；3）此外，國內風電制造業加大對海上風的布局，當前國內風機、風塔甚至風能變流器等技術均達到了滿足海上大功率風電的要求，進一步支撐海上風電的發展。

 

海上風電標桿電價未調整（元/kWh）

 

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　　從總量的角度來看，《風電發展“十三五”規劃》指出，到2020 年全國海上風電開工建設規模達到10GW，力爭累計并網容量達到5GW 以上，重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等省的海上風電建設。而2016 年底海上風電累計裝機僅1.63GW，2017 年上半年，國內海上風電項目招標達2.9GW，海上風電裝機開始進入快速正常通道。

 

陸上風電裝機情況（GW）

 

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海上風電裝機情況（GW）

 

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海上風電占比

 

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海上風電裝機情況（GW）

 

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　　從邊際變化的角度來看，海上風電的成本下降空間更大，利用小時數高于陸上風電，補貼優勢遠高于陸上風電，并且距離負荷中心較近，具備改善棄風率的作用，內部收益率邊際增長的空間更大，也會吸引更多的能源投資者的青睞。