風電：我們認為行業在經歷 2017 年的底部調整，距離 2019 年電價調整越來越近，企業開工動力提升，同時光伏指標受到限制，我們看好下半年及明年全年風電放量行情。原因是：1）隨著成本下降和利用小時數的上升，風電投資的收益率維持穩定；2）風電招標、核準及在手訂單量將會趨于收斂；3）棄風率有望持續好轉。

 

　　3. 風電行業：拐點已過 復蘇將臨

 

　　從裝機量來看：1）2017 年國內風電新增吊裝容量 18GW，同比下降 21.7%，國內風電累計吊裝容量達到 182GW；2）國內海上風電市場在 2017 年新增吊裝容量 1.16GW，同比增長 97%，截至 2017 年底國內海上風電累計容量達到 2.8GW；3）2017 國內風電新增并網容量 15.0GW，累計風電并網容量達到 164GW；4）截止 2017 年底，國內風電裝機占電源總裝機比例為9.2%；5）根據中電聯數據，2018年1——5月，國內并網風電容量為6.30GW，同比增長 20.79%；其中 5 月并網 0.96GW，同比增長 18.99%.。

 

　　從政策面上來看，2018 年 3 月國家能源局發布《2018 年度風電投資監測預警結果的通知》， 2018 年內蒙古、黑龍江、寧夏解除風電紅色預警，其中寧夏評級為綠色，吉林、甘肅、新疆 2017 年棄風率在 20%以上維持紅色預警。隨著內蒙古、黑龍江、寧夏三省從紅色預警名單中剔除，三省將直接貢獻風電新增裝機規模的主要增長。宣布解禁之后，內蒙古烏蘭察布風電基地一期 6GW 風電項目（電力交易項目，無補貼）列入內蒙古 2018 年新增風電建設規模管理；錫盟 7GW 特高壓風電配套項目也正式獲批。

 

　　2018 年 5 月 24 日，國家能源局官網發布《關于 2018 年度風電建設管理有關要求的通知》，同時發布《風電項目競爭配臵指導方案（試行）（2018 年度）》。根據其內容，目前已納入風電建設方案的項目（約 80GW，建設期主要在 2020 年以前）無需通過競爭方式配臵，另外新興的分散式風電不參與競爭性配置。我們認為競爭性配置對中短期（2018-2020 年）的裝機需求基本不存在影響，其影響主要發生在 2019 年及以后核準的風電項目。

 

　　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；3）2017 年國內風電設備公開招標容量 27.2GW， 2018 年一季度招標 7.4GW。

 

　　自 2015 年 12 月 31 日搶裝之后，并網不再作為鎖定老電價的必要條件；“核準+并網” 均變更為“核準+開工”，2017 年與 2019 年成為“搶開工”之年。一方面，開工的認定尚無統一嚴格的標準；另一方面，根據電價調整的幅度，2019 年才是“搶開工”動力最充足的年份。我們認為從核準、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。

 

　　3.2 限電現象大幅好轉 棄風改善仍將延續

 

　　從棄風限電情況來看：1）。2017 年我國棄風率為 12%，同比下降 5.2%；2）2018 年一季度，我國風電平均利用小時數為 592 小時，同比增加 124 小時；全國棄風電量 91 億 kWh，同比減少 44 億 kWh；棄風率 8.5%，同比下降 8%。

 

　　棄風限電是指風機處于正常情況下，電力調度機構要求部分風電場風機降出力或暫停運行的現象，主要以棄風電量或棄風率指標作為衡量棄風水平的參數。產生棄風的原因可以分別從技術、政策、經濟發展等多個角度進行解釋，比如電力需求不旺盛、電網傳輸 能力不足、風電裝機增速過快等，我們認為單純從一個角度無法解釋棄風率波動的原因，因此從棄風率的定義出發，采用如下的分析框架來解釋棄風率的年度變化。

 

　　根據分析框架，我們認為：1）從分子端來看，電力總需求未來保持低速增長，火電等傳統能源發電在總結構占比繼續降低，電力外輸能力將進一步增強，將成為降低棄風率的主要貢獻；2）分母端來看，未來兩年風電裝機增速將維持高位；風力資源排除氣候因素外，由于裝機結構向東部轉移，因此風力資源相對減弱。因此，我們認為未來棄風限電 的改善情況關注點應在電網通道能力以及風電裝機增速上。

 

　　? 電力消費總體趨穩 東高西低趨勢明顯從我國全社會用電量和 GDP 增速曲線來看，兩者總體呈現出較強的同步性。自 2002 年中國進入新一輪經濟景氣周期后，經濟增長與電力消費同步快速增長，但由于電力供給不足導致電力短缺，因此這個階段電力消費增速上限被壓制，2002——2007 電力消費彈性系數大于 1，也表明我國在改階段處于工業化快速發展時期。2008——2010 年全球經濟危機爆發，我國經濟與電力消費增速同步降低，電力消費彈性系數快速下滑；“四萬億”基建刺激在 2010 年開始呈現結果，當年我國電力消費增速達 14.77%，GDP 增速重回 10%以上。

 

　　2011 年后 GDP 增速開始穩步下降，電力消費波動逐步加大，GDP 增速與電力消費的同步 性趨勢逐步消失，我們認為主要原因是：1）受全球經濟波動影響，電力消費彈性系數小 于 1，我國在這個階段的工業化進程受到影響；2）產業結構調整，經濟增長動力逐步轉 換向第三產業，影響電力總需求放緩。2015 年后全球經濟開始復蘇，我國電力消費增速 開始反彈，主要原因是我國產業結構快速調整，“以電代煤、以電代油”的步伐加快，電氣化水平穩步提升。

 

 

　　自 2009年第一條特高壓輸電線路山西-晉東南-北荊門 1000千伏特高壓交流輸電線路投入運行，標志著我國特高壓之路的開啟。在 2013 年之前，關于特高壓建設的必要性處于廣泛的討論之中，核心的分歧在于特高壓工程安全性和經濟性，因此能源局對于特高壓工程的核準相對謹慎。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。

 

　　可再生能源占比達到 100%的復奉、錦蘇、賓金、楚穗和普喬 5 條直流線路都是專輸水電的線路，剔除純水電線路以及輸送“火電+水電”的長南線，非水可再生能源輸電量占剩余 5 條特高壓線路輸電量的 14.53%，可以看出：1）雖然特高壓線路投運較多，但是輸送風電、光伏等非水可再生能源的比例比較低；2）“錫盟-山東”、“皖電東送”、“浙福線”三條線路分別經過華北、華中和華南的用電需求較大地區，從輸送容量和非水可再生能源輸送占比上，均有向上提升的空間。

 

　　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。

 

　　火電等其他發電近幾年受到電力需求增速下滑及電力供給側改革的雙重影響，全國總發電裝機容量增長趨勢出現放緩跡象.2017 年全國總裝機增速為 7.6%，但總體增速仍高于 6.6%的用電量增速,其中新增非化石能源發電裝機 8988 萬千瓦，均創歷年新高；新增水電裝機 1287 萬千瓦；新增煤電裝機 3855 萬千瓦，同比減少 142 萬千瓦。

 

　　2017 年全國全口徑發電量 6.42 萬億千瓦時、同比增長 6.5%；其中，非化石能源發電量同比增長 10.0%，占總發電量比重為 30.4%，同比提高 1.0%。火電發電量同比增長 5.2%，增速同比提高 2.9%。我們認為：1）隨著非化石能源裝機量快速增長，火電發電量比重降逐步降低；2）由于不同類型的電源裝機彼此間存在競爭關系，火電發電優先級低于水電、核電、風電及光伏等清潔能源；3）電煤供需偏緊格局短期不會大幅改善。預計火電新增裝機規模仍將保持低速，而存量火電裝機的利用小時數有望提升，但從總的發電結構來看，火電發電量的占比或將小幅下滑，

 

　　風電裝機變化趨勢 2003 年 9 月，發改委出臺《風電特許權項目前期工作管理辦法》，實行風電特許權招標政策：1）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/ 度——0.56 元/度；2）在風電特許權協議框架下，電網公司與項目投資者簽訂長期購售電合同，保證全部收購項目的可供電量。在較高的投資回報率的背景下，行業在 2003——2009 年實現了高速的增長，國內新增吊裝增長率遠超全球平均水平。

 

　　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，風電標桿電價分別為每千瓦時 0.51 元、0.54 元、0.58 元和 0.61 元。在高電價刺激下，2009 年我國風電裝機容量增長了 9GW，同比升幅達到 92%。但當年由于裝機增速較高，電網網架及機組所在區域無法完全消納當地的風力資源，棄風現象初步顯現。

 

　　2010 年起開始出現明顯的棄風限電現象，全年限電量 39.43 億千瓦時；2011——2012 年棄風率分別達到 16.23%和 17.12%。持續加重的棄風限電影響了開發商的積極性，導致了這三年新增裝機下滑的主因。同時風機產品故障問題開始凸顯，國內風電場后發生多起大面積脫網亊敀，電監會要求已并網運行風電機組進行低電壓穿越能力校驗，由于風電電網檢測資源不足，風電整機企業排隊等待檢測，也影響了并網的電量。

 

　　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。

 

　　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%。

 

 

　　風能資源取決于風能密度和可利用的風能年累積小時數。風能資源受地形的影響較大。我國全國平均風速在 5.5m/s，平均風速大于 6m/s 的地區主要分布在東北、華北及西北部地區，內蒙、新疆、甘肅等地平均風速在 7m/s 上。而華東、華南、華中及西南等地區平均風速在 5m/s，風資源富集區域集中在山區，分布相對不連續。例如，內蒙古和甘肅北部地區，風能密度在 200——300W/m2，有效出力時間為 70%左右，大于、等于 6m/s 的風速在 2000h 以上，分布范圍較廣，是我國連成一片的優質資源區。

 

　　不同的風能資源區對應的風電場設計利用小時數不同，2017 年我國風電平均設計利用小時數為 2213 小時。優質風能資源區的設計利用小時數更高，例如內蒙古和新疆的平均設計利用小時數為 2427 小時、2464 小時，部分地區如哈密年設計利用小時數可高達 2600 小時。而風能資源相對較為貧乏的區域，寧夏和陜西的平均設計利用小時數為 1736 和1971 小時。隨著風機技術的成熟，中東部地區的低風速資源逐步具備開發價值，例如遠景 1.8MW 的江蘇泗洪風場，雖然年平均風速為 5m/s，但利用小時已可達 2000 小時。

 

　　3.3 海上風電快速增長 產能集中度進一步提升

 

　　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。根據 CWEA 的數據顯示，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。?

 

　　建設成本高、運維費用高

 

　　根據 IRENA 發布《可再生能源發電成本報告》，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）。

 

　　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，海上風電的消納較為順暢。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。

 

　　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電的布局，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。

 

　　我們認為，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，我們認為海上風電裝機開始進入快速正常通道。

 

　　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。

 

　　3.4 分散式風電消納效果好 政策支持或將需求爆發

 

　　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，我們認為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。因此我們認為 2018——2019 年也將是分散式風電的快速發展期。