风电行业报告：风电抢装，配额、平价利好长期发展（18页）

2018 年，新增并网风电装机 2059 万千瓦，同比增长 37%，出现明显的好转。2017 年新增并网风电装机 1503 万千瓦，是近四年的最低值，其中最主要的原因是国家对高 弃风率地区新增装机的限制。我们认为，随着弃风率的下降，投资运营环境的改善，正 常情况下新增装机会稳定增长，预计 2019年新增风电装机增速 30%，达到 25GW以上。 加之2020年底的平价截止时间，大概率之前的存量项目会进行抢装保证获得核准电价， 今后 2 年，年均新增风电装机将超过 30GW。

“十三五”期间是海上风电大力发展的关键时期，国家出台多项政策鼓励发展海上风电。 相比陆上风电，海上风电有其巨大的优势。 海上的风资源更好。风机动力来源是风，由于海上没有地面起伏，海上的风相比陆 上要大，平均风速高，而且风切变也比较小，再加上海上的风向改变频率也较陆上低， 因而海上的风能可利用率更高。我国海岸线长达 1.8 万公里，可利用海域面积 300 多万 平方公里，海上风能资源丰富。 海上风机利用小时更高。风机的发电功率与风速的三次方成正比，海上的风速比陆 上高 20%左右，我国大部分近海 90 米高度海域平均风速 6.5~8.5m/s，具备较好的风能 资源条件。因而同等发电容量下海上风机的年发电量比陆上高 70%。如果陆上风机的年 发电利用小时数是 2000 小时，海上风机就能达到 3000 多小时。 海上可以装更大的风机。风机的单机发电容量越大，同一块地方的扫风面积和利用 风的能量越多，发电机就越大，叶片也就越长。陆上的运输问题限制了陆上风电机组的 单机容量，而在海上就不存在这个问题，目前海上风机已经有 6MW 和 8MW 机型的批 量运用案例，更大机组的研发也在持续推进中，这将会有力降低海上风电的建设成本。 海上风电距离用电负荷近。沿海地区往往是电力负荷中心，例如中国沿海的山东、 江苏、上海、浙江、福建和广东都是经济和电力消耗大省，并且电网结构坚强。目前海 上风机一般都在沿海 50 公里范围内，离用电负荷中心很近，加上海上常年都有风，风力 资源丰富，所以很适合供给用电负荷中心。

对我国而言，我国当前风资源较为丰富的三北地区由于自身消纳能力有限，外送通 道容量有限等原因，导致弃风限电，无法大规模开发，并且在后续特高压输送通道项目 投运之前，整体新增装机规模将受到一定限制。中东部和南方地区风电发展则面临风资 源相对较差、环保、大型机组运输和施工难等问题。海上风电则完全没有三北地区和中 东南部地区发展风电的这些障碍，因而极具潜力。 近期公布的《关于完善风电上网电价政策的通知》调整了未来几年海上风电电价， 调整幅度较为缓和，和陆上风电相同，标杆电价改为指导价，以指导价为最高限价，采 取竞价方式分配项目开发权。 2019 年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千 瓦时 0.8 元，2020 年调整为每千瓦时 0.75 元。此外，对新核准潮间带项目，适用陆上 风电电价政策。我们认为，调价幅度较为合理，不会影响海上风电开发商的积极性，以 目前的开发成本，指导价水平仍然会使海上风电开发具有较大的吸引力，未来海上风电 发展仍将保持较高增速。