风电行业报告：风电抢装，配额、平价利好长期发展（18页）

行业报告下载 2019年09月22日 07:42 管理员

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。