2018年中国风电发电量、装机容量及电力价格走势预测

    一、利用小时数回升，弃风率进入下行通道

    2017年前三季度，我国新增并网风电装机容量970万千瓦，较去年同期减少了30万千瓦。其中，东、中部地区新增装机占比达到62%，风电布局延续上年以来的向东、中部地区转移趋势。9月底，全国并网风电装机容量1.57亿千瓦，同比增长12.8%。全国6000千瓦及以上电厂并网风电发电量2,128亿千瓦时、同比增长25.7%，明显超过装机容量增速。

全国风电累计装机、新增装机及增速

    2017年，弃风问题有所缓解，全国风电设备平均利用小时1,386小时、同比提高135小时。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个百分点，实现弃风电量和弃风率“双降”。我国弃风率拐点已现。2017年前三季度，新疆、甘肃和吉林是弃风量最高的三个省区，占全国弃风总量的77%。其中，甘肃和新疆的弃风率分别为33%和29.3%。虽然2017年弃风率已经在逐步下降，但离国家规划的2020年弃风率达到5%的目标还有很大距离

2016年分区域风电利用小时数（小时，%）

我国弃风率情况（%）

2017年弃风地区分布

    经过连续多年爆发式增长，我国出现了严重的弃风现象，制约风电行业发展。2012年我国弃风率达17.12%，成为有史以来弃风最为严重的一年。2016年7月，国家能源局发布《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》，风电投资监测预警机制启动。由于2016年弃风率居高不下，新疆、甘肃、内蒙、宁夏、吉林、黑龙江6省被核定为红色预警省份。从2017年前三季度并网风电装机和利用小时数双双回升，可以看出，政府对风电行业的运行监管和投资预警控制，有效避免了弃风情况的进一步恶化。随着风电投资、建设爆发式增长阶段已经过去，未来弃风率将会逐步下行。

    二、风电投资持续下降提升现有产能将成重点

    2017年1-9月份，全国风电企业电源工程完成投资397亿元，同比下降14.1%。基于1~9月仅实现970万千瓦的风电新增装机，且风电项目审批及并网政策正在收紧，我们认为短期内风电企业对新增风电投资的意愿仍然较弱。我们预计，2018年风电投资额将不会出现较快增长。我们认为，风电2017-2018年新增装机将维持现有增长水平。风电投资和投产减少，布局优化，企业投资逐步回归理性，更加重视质量和效益。未来风电发展将会从重视装机数量向提升现有装机产能、效率方面倾斜。

    2016年全国风电平均度电成本为0.5元/千瓦时，仍然高于燃煤标杆电价（0.25-0.45元/千瓦时）。未来，我国风电成本仍然有较大的下降空间。风电项目造价的下降将与关键设备成本和非技术成本的下降密切相关。前者依靠技术进步和风机选型，后者取决于土地费用和税费。据2012-2016年我国平均风电项目单位造价每年下降约300元/千瓦的趋势，预测，2018年，全国风电项目单位造价约为7,500元/千瓦，2020年全国风电项目单位造价约为6,800元/千瓦。

    三、红色预警6省份风电装机将缓慢恢复

    《风电发展“十三五”规划》提出总量目标：到2020年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上；风电年发电量确保达到4,200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。截至2017年9月，我国累计风电并网容量达到1.57亿千瓦，累计容量同比增长13%。2017年1~9月，我国国内新增风电装机970万千瓦，比上年减少30万千瓦，这与新疆、甘肃、宁夏、吉林、黑龙江、内蒙等六省新增装机的大幅下滑有关。2016年六省新增装机730万千瓦，同比减少810万千瓦，下滑幅度52.6%。2017年的情况也不乐观，1~9月，6省合计新增并网装机仅80万千瓦，同比下滑55%，其中，甘肃、宁夏、吉林新增风电装机为0。

2016-2017前三季度各省风电新增装机及增速（万千瓦，%）

    但这种情况并不会持续，随着未来弃风情况逐渐改善，红色预警省份将陆续摆脱红色预警，继续新上风电项目。我们预计2019-2020年6省新增装机情况开始回升，激发企业更多的投资意愿。

    三、风电开发布局向东、中部地区转移

    根据中电联2017年前三季度全国电力供需数据，风电开发布局呈现从西部、东北地区向东、中部地区转移的特征，东、中部地区新增并网风电装机容量占比达到62%，风电布局延续上年以来的向东、中部地区转移趋势。

2017年前三季度新增风电装机分布（吉瓦）

    东、中部地区普遍属于低风速区域。由于“三北”地区弃风严重，政策引导风电布局向中东部地区转移，促进就地消纳。《风电发展“十三五”规划》提出，到2020年，中东部和南方地区陆上风电新增并网装机容量4,200万千瓦以上，累计并网装机容量达到7,000万千瓦以上。截至2016年，中东部和南方地区开发比例不足7%，未来空间还很大。虽然华东、南方等地区前期风电投资略高，但是这些地区用电需求同样比较高，基本能保证并网，而且造价逐年下降，其经济性优势也正在逐步显现。此外，东中部地区火电、风电上网价格差更小，同样的补贴可以支持更多新能源发展。

    四、海上风电装机持续高增长

    我国海上风电发展相对较晚。2016年，中国海上风电新增装机154台，容量达到59万千瓦，同比增长64%，累积装机容量达到163万千瓦，约占全球海上风电累计装机容量的11%。

中国海上风电累计和新增装机情况（万千瓦，%）

    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/千瓦时，潮间带风电项目上网电价为0.75元/千瓦时。目前海上风电的建设成本是陆上风电的2-2.5倍左右，而上网价格与陆上风电相近，再加上技术难度高、投资大、运维成本高等，海上风电项目的投资吸引力不如陆上风电。随着技术进步和成本下降，海上风电投资收益有望提升。

    截至2016年底，在所有吊装的海上风电机组中，单机容量为4兆瓦的机组最多，累计装机容量达到740兆瓦，占海上装机容量的45.5%，其次是3兆瓦的装机容量，占比为14%。目前，中国的6兆瓦机组还在试验阶段，据中国电机工程学会预测，到2020年，中国将具备8兆瓦及以上大型海上风机的制造能力。

2016年海上风电不同功率机组装机容量

    由于弃风率仍未达标，红色预警省份装机不会在短期内迅速恢复，以及低风速地区和海上风电发展的技术壁垒仍然需要时间，我们预计，2018-2020年，风电装机的增速将在10%~12%，到2018年，我国风电装机约为180吉瓦，2020年，我国风电装机约为220吉瓦，年均增长20吉瓦，基本符合“十三五”规划的目标。进入“十四五”时期，随着东、中部风电规模不断扩大，以及海上风电技术的成熟，和红色预警省份装机的恢复，我们预计，风电的装机容量将会迎来新的发展期，增速将在10%~15%，但爆发式增长基本没有可能。

风电累计及新增装机预测（吉瓦，%）

    五、弃风率下降，利用小时数提升

    风电消纳困难、弃风问题影响风电发展。政府引入政策和市场调控手段，挖掘市场消纳和调峰能力。《风电发展“十三五”规划》提出风电消纳利用目标：到2020年，有效解决弃风问题，“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求。

    2016年，国家发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，核定了部分存在弃风问题地区规划内的风电最低保障收购年利用小时数。由于2016年内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兵团）等省（区）风电利用小时数低于最低保障收购年利用小时数，均被列为红色预警省份。红色预警的省（区）不得核准建设新的风电项目。2017年前三季度，红色预警省份的风电利用小时数都有了明显提升。我们预计，2018-2020年，这些省区实际利用小时数与保障性收购利用小时数的偏差会逐渐缩小。

2016-2017前三季度全国各省风电利用小时数（小时）

    我国电源机构以火电为主，占比达64%，调节能力不足。“三北”地区是新能源主要聚集区，但火电计划刚性执行挤占了新能源的发电空间。发电量是各类机组收益的主要来源，由于调峰损失电量且无法获得合理补偿，火电调峰能力得不到充分调用。挖掘燃煤机组调峰潜力是提升“三北”地区调峰能力的重要途径。国家能源局下发火电灵活性改造试点项目的通知，两批试点项目涉及改造的火电机组约1,700万千瓦，主要分布在“三北”地区。

    国家能源局规定，提升灵活性改造将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，纯凝机组增加15%~20%额定容量的调峰能力。第一批试点示范工作涉及超过1,200万千瓦的煤电机组，改造实施后将向系统提供200万千瓦以上的调峰能力，每年至少可多消纳风电等清洁能源电量约20亿千瓦时。根据《电力“十三五”规划》，“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8,200万千瓦，改造完成后，“三北”地区增加调峰能力4,500万千瓦。

    六、特高压输电通道助力红色预警6省风电外送

    2017-2018年，将有与红色预警省份相关的“一交四直”特高压投运，四条特高压直流总的输送容量3,800万千瓦，占“三北”地区新能源装机比重将超过20%。我们预计特高压工程的投运能提升红色预警6省风电外送能力。

    但考虑到特高压网架还处于发展过渡期，我们预计现有新能源外送通道能力短期内不能充分发挥，2019-2020年电网端会逐步完善达到最佳性能要求。2018-2020年，随着风电投资红色预警省份利用小时数回升、火电灵活改造后“三北”地区调峰能力提升、特高压输电通道提高风电消纳能力，我们预测，到2020年，风电全国平均利用小时数将超过1,600小时。

全国风电平均利用小时数预测（小时）

    七、政策激励有限补贴退坡是必由之路

    我国新能源补贴强度高，2016年风电的补贴强度为0.17元/千瓦时。截至2016年底，补贴资金累计缺口超过550亿元。如果维持现有政策不变，我们预计“十三五”期间可再生能源发展基金的缺口将达2,000亿元。

    从丹麦、德国等国家新能源发展经验可以看到，新能源发展初期的确需要政府提供多种方式的扶持，提升产业竞争优势，但是依赖补贴并不是长久之计。随着风电发展的日渐成熟和逐步实现平价上网，补贴退坡是必然。目前，国内已经启动绿证制度，其初衷之一是降低新能源发电项目国家财政资金的直接补贴强度，缓解补贴拖欠的状况。风电补贴退坡和弃风率在短期内影响风电运营商的盈利水平，但长期来看，将有助于风电产业形成健康有序的竞争环境。

    八、风电发电侧平价上网将近

    根据2016年12月国家发改委宣布的电价调整方案，4个风电资源区的基准风电电价分别下调3-7分/千瓦时。在新电价政策下，2018年前通过审批且在2019年底前投运的项目储备仍将享受2016及2017年的优惠电价。

    随着风电成本的降低，风电行业对政策补贴的依赖度逐渐降低，市场竞争机制正在取代产业政策成本行业发展的核心驱动力。国家“十三五”规划明确提出到2020年风电实现发电侧平价上网。发电侧平价上网，即在发电侧能够与火电的上网电价相竞争。目前国内不同地区脱硫煤电上网电价价格在0.26-0.5元/千瓦。在高电价地区，平价上网标准可以设置为脱硫煤电价格，在低电价地区，将平价标准设定为0.41元/千瓦时较为合理（2017年煤电全国加权平均价格约为0.38元/千瓦时，加上碳交易3分/千瓦时的成本）。对比各省区煤电上网电价和我们的预设，到2020年，我们预计全国接近80%的省市可以实现风电发电侧平价上网。甘肃、宁夏、内蒙等地由于燃煤标杆电价较低，风电实现平价上网难度较大。

    九、更低成本、更高利用效率

    目前影响风电发展的有三大关键性因素，分别是政策、成本和效率。可以预见的是，随着政策性扶植力量逐渐减弱，市场竞争机制将主导未来的风电行业发展，更低的成本和更高的利用效率将成为整个产业链的竞争关键。同为新能源发电，风电和光伏发电成本仍然有较大下降空间。2020年“三北”地区多数省份风电可以实现发电侧平价上网，东、中部地区光伏发电可以基本实现用电侧平价上网。但从中长期来看，光伏发电比风电更加具有下降空间，2030年光伏发电平均度电成本有望低于风电，竞争力更强。