風電消納改善，平均利用小時數(shù)上升，棄風率下降明顯。2017 年1-9 月全國風電發(fā)電量2128億千瓦時，同比增長26%；平均利用小時數(shù)1386 小時，同比增加135 小時；棄風電量295.5 億千瓦時，同比減少103億千瓦時，棄風率同比下降6.7 個百分點，實現(xiàn)棄風電量和棄風率“雙降”’。棄風率在2016 年第一季度達到最高點后開始逐漸緩解。
2008-2017Q3 風電發(fā)電量及增速
2014-2017Q3 棄風率數(shù)據(jù)
風電發(fā)電平均利用小時數(shù)同比增長數(shù)量
目前棄風限電主要原因包括市場電力需求不足、電力通道資源限制、電力系統(tǒng)調節(jié)能力不足、電力輔助服務機制缺失等方面。今年棄風率明顯下降主要由于：1）政策助力風電消納，從電力輔助、電力交易等多方面有針對性的出臺政策采取措施；2）特高壓在建項目進程加速，使電力運輸?shù)耐ǖ栏油〞场?/div>
其中“紅色預警”區(qū)域在政策影響下棄風率大幅改善，未來預警有望解除。今年2 月份，國家能源局在《關于發(fā)布2017 年度風電投資檢測預警結果的通知》明確2017 年內蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆（含兵團）等?。▍^(qū)）為風電開發(fā)建設紅色預警區(qū)域，不得核準建設新的風電項目，并要采取有效措施著力解決棄風問題。到三季度末，六大區(qū)域棄風限電改善顯著，內蒙古、黑龍江、寧夏棄風率已經(jīng)低于 15%，寧夏達到 3%。其中內蒙古、寧夏兩省今年已有新項目核準，紅線預警實質放開
“紅色預警”區(qū)域棄風率大幅改善
新增裝機已逐漸向中部、南部等區(qū)域轉移，復合增速為15%。與2015 年相比，2016 年我國華北地區(qū)和華東地區(qū)以及中南地區(qū)占比均出現(xiàn)了增長，其中華東地區(qū)占比由13%增長到20%，中南地區(qū)占比由9%增長到13%；西北地區(qū)和東北地區(qū)均出現(xiàn)減少，其中西北地區(qū)占比由38%下降到26%；西南地區(qū)占比維持不變。根據(jù)國家能源局發(fā)布的《2017-2020 年風電新增建設規(guī)模方案》，除2017 年新增建設規(guī)模30.65GW 外，2018-2020 年新增建設規(guī)模為28.84GW、26.6GW、24.31GW，新增裝機的區(qū)域分布中也以中南、華東為主。
2017-2020 年各地區(qū)新增裝機
二、風電行業(yè)裝機需求情況分析
國家發(fā)改委2016 年12 月26 日發(fā)布《關于完善陸上風電光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策的通知》，根據(jù)當前新能源產(chǎn)業(yè)技術進步和成本降低情況，降低2018 年1 月1 日之后新核準建設的陸上風電標桿上網(wǎng)電價，2018 年前如果新建陸上風電項目工程造價發(fā)生重大變化，國家可根據(jù)實際情況調整上述標桿電價。之前發(fā)布的上述年份新建陸上風電標桿上網(wǎng)電價政策不再執(zhí)行。
這是風電實行標桿電價以來最大幅度的下調，目的是倒逼2020 年風電、光伏平價上網(wǎng)，合理引導新能源投資。
2018 年1 月1 日之后，一類至四類資源區(qū)新核準建設陸上風電標桿上網(wǎng)電價分別調整為每千瓦時0.40 元、0.45 元、0.49 元、0.57 元，比2016-2017 年電價每千瓦時降低7 分、5 分、5 分、3 分。這一幅度比今年9 月份征求意見階段，四類資源區(qū)度電價格下調深度分別擴大4 分、2 分、2 分、1 分。
同時發(fā)改委指出：
（1）2018 年1 月1 日以后核準并納入財政補貼年度規(guī)模管理的陸上風電項目執(zhí)行2018 年的標桿上網(wǎng)電價。2年核準期內未開工建設的項目不得執(zhí)行該核準期對應的標桿電價。
（2）2018 年以前核準并納入以前年份財政補貼規(guī)模管理的陸上風電項目但于2019 年底前仍未開工建設的，執(zhí)行2018 年標桿上網(wǎng)電價。
（3）2018 年以前核準但納入2018 年1 月1 日之后財政補貼年度規(guī)模管理的陸上風電項目，執(zhí)行2018 年標桿上網(wǎng)電價。
由此可以看出，這個政策有利于2018 年前核準且納入2018 年前財政補貼目錄中的風電項目，這些項目只要在“2019 年底開工建設”依然可以執(zhí)行2016 年的高電價。
風電標桿電價變動
風電招標數(shù)據(jù)
搶裝行情有望在2018 年出現(xiàn)。一般而言，風電項目施工工期約為12-18 個月，電網(wǎng)送出工程工期約為6 個月，所以風電項目順利投產(chǎn)工期約為一年半到兩年。根據(jù)前文提到的此次調價政策，2018 年前核準且納入財政補貼目錄，
并于2019 年底開工建設的依然可以執(zhí)行目前的高電價。根據(jù)目前風電技術的不斷進步與風機造價的不斷下降，2017年的風電項目核準后，開發(fā)商很有可能選擇以時間換空間將開工期推遲到2018 年等待風機造價成本的下降。此外，政策中雖提到2019 年底前開工建設，并未涉及到并網(wǎng)消納，但作為項目方，更傾向于2019 年底實現(xiàn)并網(wǎng)消納。因此搶裝行情有望在2018 年出現(xiàn)。
風電招標數(shù)據(jù)作為裝機數(shù)據(jù)的先行指標，一直保持穩(wěn)定增長。 2017 年1-6 月國內公開招標量15.3GW，同比增長7.1%， 為后續(xù)的裝機做好了項目儲備。
裝機需求的上升將拉動塔架的需求。根據(jù)國家能源局發(fā)布的《2017-2020 年風電新增建設規(guī)模方案》，2017-2020年要累計實現(xiàn)新增并網(wǎng)容量11041 萬千瓦，依據(jù)風電單位千瓦成本約為7000-8000 元/kw，風電機組成本占風電場投資比例約為75%，風塔占風機組成本比例約為15%，由此測算2017-2020 年塔架的新增需求將達到993.69 億元，空間巨大。
2017-2020 新增塔架需求預測
三、海上風電未來發(fā)展?jié)摿?/strong>
海上風電發(fā)展?jié)摿薮?，相比陸上風電優(yōu)勢顯著。海上風電的巨大潛力除了因為我國優(yōu)渥的風電資源稟賦，年發(fā)電利用小時數(shù)可達到3000 小時，還由于東部沿海地區(qū)經(jīng)濟發(fā)達，距離電力負荷中心近，電網(wǎng)容量大，接入條件好，而且不占用土地，適合大規(guī)模建設近海風電場。在我國三北地區(qū)棄風限電背景下，海上風能資源開發(fā)利用將成為重要選擇。
目前海上機電成本高于陸上風電，隨著技術的成熟未來成本有望下降。根據(jù)海上風電的成本構成，海上風電降本途徑則主要依賴基礎工程、變電站工程、電網(wǎng)接線等方面，這些方面也是建設成本高于陸上風電的主要原因。這要求從機組制造到風場開發(fā)甚至全產(chǎn)業(yè)鏈積累足夠生產(chǎn)運維經(jīng)驗，適應復雜的自然環(huán)境和困難的交通運輸，不斷優(yōu)化系統(tǒng)方案降低管理運維成本，也包括提高單機功率，體現(xiàn)規(guī)模經(jīng)濟降低部分裝機成本。
陸上風電與海上風電成本構成對比
近年國內海上風電發(fā)展迅速，2016 裝機容量增速超過60%。2016 年中國（除臺灣地區(qū)外）風電新增裝機容量為2337 萬千瓦，同比下降 24%，但海上風電新增裝機154 臺，容量達到 59 萬千瓦，同比增長 64%。截至2016 年海上風電累計裝機容量163 萬千瓦，同比增長58%。
“十三五”期間，我國海上風電將迎來快速發(fā)展期。根據(jù)風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃，2018-2020 年海上風電行業(yè)復合增速將達57.38%，到2020 年底，海上風電并網(wǎng)裝機容量達到5GW 以上，開工容量超過10GW，截至2016 年底，我國海上風電累計裝機容量僅為1.63GW，預示著2017 年海上風電已進入快速發(fā)展期。隨著海上風電相關政策的不斷完善以及技術進步帶來建設成本的進一步下降，十三五期間海上風電市場有望加速啟動。行業(yè)內廠商相對較少，集中度高。截至2016 年底，海上風電機組供應商共10 家，廠商相對較少，因此利潤空間相對較高。其中，上海電氣的海上風電機組供應量最大，占比達到82.5%。在所有吊裝的海上風電機組中，單機容量為4MW 機組最多，累計裝機容量達到74 萬千瓦，占海上裝機容量的45.5%，其次是3MW 裝機容量占比為14%。
海上風電基礎結構行業(yè)背靠百億以上市場空間。根據(jù)十三五規(guī)劃，到2020 年開工容量超過10GW，則2017-2020年新增開工容量8.37GW 以上。以海上風電風機平均每臺4MW 容量計算，未來幾年共需開建海上風電風機2000 臺以上，按照海上風電導管架和塔架合計平均600-700 萬元市場價格計算，海上風電基礎結構行業(yè)的容量在百億元以上，市場增量空間巨大。
關鍵詞：
風電
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