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2019年上半年風電行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀、新增裝機影響因素及制造環(huán)節(jié)供給端分析[圖]

風電文爭 2019-11-12 06:17 來源：智研咨詢

一、中國風電行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀

2018年中國風電發(fā)電量達到3660億千瓦時，占全部發(fā)電量的5.2%，比2017年提高0.4個百分點。2018年全國風電平均利用小時數(shù)2095小時，同比增加147小時;2019年1-6月，全國風電發(fā)電量2145億千瓦時，同比增長11.5%;全國平均風電利用小時數(shù)1133小時，同比下降10小時。

2018-2019年H1中國風電發(fā)電量統(tǒng)計情況

數(shù)據(jù)來源：公共資料整理

相關(guān)報告：智研咨詢發(fā)布的《2020-2026年中國風電裝機行業(yè)競爭現(xiàn)狀及投資風險研究報告》

2018-2019年H1平均風電利用小時數(shù)統(tǒng)計情況

數(shù)據(jù)來源：公共資料整理

2018年全年棄風電量277億千瓦時，同比減少142億千瓦時，平均棄風率7%，同比下降5個百分點，棄風限電狀況明顯緩解。2019年1-6月，全國棄風電量105億千瓦時，同比減少77億千瓦時；全國平均風電利用率95.3%，平均棄風率4.7%，棄風率同比下降4.0個百分點。全國棄風電量和棄風率持續(xù)“雙降”。

2018-2019年H1中國棄風電量及平均棄風率統(tǒng)計情況

數(shù)據(jù)來源：公共資料整理

除2012年和2015年外，我國風電招標量均高于當年并網(wǎng)裝機，且部分年份招標規(guī)模走勢與次年裝機走勢產(chǎn)生背離，主要是因每年都有一定規(guī)模項目招標完成后未開工或并網(wǎng)，開工取決于下游運營商，不同時間點開工會改變項目收益率。

從收益率來看，在眾多因素中，下調(diào)電價對IRR影響最大，因此2015年電價政策落地后，行業(yè)內(nèi)未并網(wǎng)項目（包括核準、招標、開工等）紛紛加緊并網(wǎng)以確保項目有相對較高的收益。根據(jù)統(tǒng)計，目前有67GW存量項目需要在2020年底之前并網(wǎng)才可以保住之前的電價。

新項目招標加速，2019上半年招標量接近去年全年。2019年上半年已核準項目加速招標，行業(yè)招標量為32.3GW（不含議標），較2014年同期增長124%，僅比2018年全年招標量少1.2GW。目前多數(shù)當年招標項目尚未開工，預計本輪搶裝的裝機量將顯著高于此前搶裝。

除近幾年積累存量項目多

數(shù)據(jù)來源：公共資料整理

招標量自2018年以來開始高增長

數(shù)據(jù)來源：公共資料整理

風電并網(wǎng)情況

數(shù)據(jù)來源：公共資料整理

二、風電新增裝機影響因素

電價對IRR影響最大。新增裝機影響因素主要有：（1）IRR走勢，主要影響因素有貼現(xiàn)率、電價、發(fā)電小時數(shù)、項目造價、利率等；（2）行業(yè)與政策影響，如環(huán)保政策、棄風率、電網(wǎng)準入、央企領(lǐng)導換屆、風區(qū)建設轉(zhuǎn)移等；（3）特殊變量，例如鋼材價格。其中電價對IRR影響最大。

電價政策大調(diào)整，開工轉(zhuǎn)為并網(wǎng)觸發(fā)此次搶裝。此前政策規(guī)定開工即可保電價，2019年5月底，能源局印發(fā)《關(guān)于2019年風電、光伏發(fā)電項目建設有關(guān)事項的通知》，電價確定節(jié)點由開工變?yōu)椴⒕W(wǎng)。

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