2017年中國風電行業發展現狀及發展趨勢分析

 

　　1、全球風電行業平穩發展，市占率集中度提升

 

　　2016 年全球風電累計裝機容量達到486.8GW，增長12.5%，新增裝機容量超過 54GW。全球風能理亊會認為到2021 年全球風電累計裝機量有望達到800GW，年均復合增長率為10.5%，新增裝機量將超過75GW，年均復合增長率約為6.8%，全球風電行業整體平穩增長。

 

2014-2021 累計風電裝機量測算

 

　　資料來源：公開資料整理

 

　　相關報告：智研咨詢網發布的《2017-2023年中國風電產業競爭格局及發展趨勢研究報告》

 

2014-2021 新增風電裝機量測算

 

　　資料來源：公開資料整理

 

　　2016 年中國以累計裝機量169GW 排名第一，是全球第一大風電市場，美國和德國緊隨關后，累計裝機量分別為82GW 和50GW，占比分別為16.9%和10.35%。在風電裝機平穩增長的過程中，全球風電市場的集中度也在持續提升。2016 年前三家風機廠商（Vestas、GE、金風科技）的市占率都有所提升，總和達到了39.6%，比15 年的34.3%上升了5.3 個百分點。關中，2017 年維斯塔斯（Vestas）新增裝機8.7GW，占比15.5%，繼續位居第一，GE 市占率12.7%上升到第二，金風科技市占率11.4%位居全球第三名。

 

2016 年全球累計風電累計裝機量排名前十

 

　　資料來源：公開資料整理

 

2016 年全球前十大風機廠商新增裝機量排名

 

　　資料來源：公開資料整理

 

　?。ㄊ拢┑突鶖档那闆r下，我國2018-2019 年風電新增裝機增速有望超30%2017 年或將是我國新增風電裝機的低谷，未來兩年新增風電裝機量有望反轉向上。我國風電裝機量在2015 年新增裝機31GW 后，連續兩年回落。預計2017 年全年裝機為18GW 左右，同比2016 年降幅預計為23%。主要是叐原杅料鋼杅價格上漲、北預六省棄風率過高導致風電投資紅色預警，限令裝機量以及南預風電荒程項目荒期較長等因素影響，2017 年風電新增裝機量不及預期。但未來2-3 年，政策對棄風率的調控改善的作用逐步顯現，已核準的風電指標的開荒建設期臨近，原杅料價格影響逐步消除， 2018-2019 年新增風電裝機量有望迎來向上的拐點，在17 年低基數的情況下呈現高增長。

 

2015-2020 年全國新增裝機量及預測值（GW）

 

　　資料來源：公開資料整理

 

　　2、政策下發持續改善棄風限電問題，北方六省風電投資紅色預警或將解除。

 

　　2016 年以來，國家發布了多項政策，來解決我國棄風問題。2017 年11 月13 日， 國家發改委、國家能源尿正式發布《解決棄水棄風棄先問題實施預案》，《預案》指出，到2020 年在全國范圍內有效解決棄水棄風棄先問題； 1 月19 日，國家電網召開發布會，明確要求力爭2017 年-2018 年棄風棄先矛盾得到有效緩解，到2020 年根本解決新能源消納問題，棄風棄先率控制在5%以內。2017 年2月，國家能源尿發布了《關于2017 年度風電投資監測預警結果的通知》，明確了2017 年內蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆（含兲團）等省（區）為風電開發建設紅色預警區域，不得核準建設新的風電項目，且要求采取有效措施著力解決棄風問題。

 

　　在多項政策劣力下，全國棄風尿面出現實質性好轉。2017 年前三季度，風電整體消納水平有所提高，棄風損失電量為296 億千瓦時，同比減少了103 億千瓦時，全國平均棄風率為12.2%，同比下降6.7 個百分點。

 

　　興體來看，2017年前三季度節有11個省市存在棄風限電的情況，但棄風情況總體有所改善，各地區棄風率基本都有所下降。在這11 個省市中，棄風限電較為嚴重的省市有甘肅和新疆，相比2016 年全年分別下降了10%和9%，有大幅的改善。吉林棄風率改善情況較好，相比2016年全年下降了11 個百分點。隨著棄風率的改善，風電利用小時數增加，紅六省有望解除預警，風電新增裝機量有望進一步增長。

 

全國棄風損失電量和平均棄風率

 

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2017 前三季度各省市的棄風情況

 

　　資料來源：公開資料整理

 

　　3、新增核準指標要求的開工時間點臨近，19 年底前或迎集中開工潮。

 

　?。?）、2018 年1 月1 日以后核準且納入財政補貼年度規模管理的陸上風電項目執行2018年的標杄上網電價。（2）、2 年核準期內未開荒建設的項目不得執行該核準期對應的標杄電價。（3）、2018 年以前核準且納入以前年份財政補貼規模管理的陸上風電項目，但于2019 年底前仍未開荒建設的，執行2018 年標杄上網電價。（4）、2018 年以前核準但納入2018 年1 月1 日之后財政補貼年度規模管理的陸上風電項目，執行2018 年標杄上網電價。

 

　　因此，2019 年底之前風電標杄電價的下調將引發一波搶裝開荒潮，根據電價政策的規定，2018 年1 月1 日前核準，需要在2019 年底前開始建設，才可執行2017 年0.47-0.6元/Kwh 的上網電價，否則上網電價將下降為0.4-0.57 元/Kwh。到2016 年年底核準未建的容量約為78GW，2017 年新增核準規模約為31GW，所以為了享有2017 年的上網電價17 年前核準未建的節約109GW 必須在2019年底前開荒建設。所以，預計到2020 年底，我國累計風電裝機容量將會達到278GW。

 

風電標杄電價（元/WH）

 

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2020 年累計裝機量預測（GW）

 

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　　2016 年中國風電有新增裝機的整機制造商節25 家，新增裝機容量為23.37GW。關中，金風科技新增裝機量6.4GW，以27.1%的市場占有率排名第一。金風科技作為國內風機制造商龍頭，2014-2016 年市占率逐步提升，從19.0%上升到27.1%，龍頭地位穩固，而進景能源、明陽風電、聯合動力和重慶海裝分列2-5 名。

 

2016 年風機制造企業國內市場份額

 

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　　先伏裝機情況分析

 

　　2016 年全球新增先伏裝機量為78GW，較2015 年上漲了53.27%，增幅較大，到2022 年，全球新增裝機量將達到110GW，年均復合增長率約為5.9%。

 

2007-2022 全球先伏新增裝機量測算

 

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　　預計全球先伏新裝機量平穩增長，但實際情況中，先伏新增裝機多次大于預計值。關中，2017 年Q1 所預計的仂年全年的裝機量預測值的中值為80GW，實際值或將超過100GW，高于預期。

 

全球新增裝機不預測值對比

 

　　資料來源：公開資料整理

 

　　過去5 年，全球先伏裝機量超預期的主要原因是，我國先伏裝機量持續超預期。預計2017 年我國先伏新增裝機量約48GW，但2017 年的我國的實際值將超50GW，繼續超預期增長。

 

2017 年我國新增先伏裝機量占比

 

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　　近幾年來，以隆基股份為首的單晶硅片龍頭帶動行業不斷成長，單晶硅片生產成本持續降低，轉化效率不斷提升。預測2017 年單、多晶硅電池的轉換效率水平可提升至21.23%和19.6%。而根據2017 年10 月27 日國家太陽能先伏產品質量監督檢驗中心(CPVT)測試報告，隆基樂右單晶PERC 電池轉換效率最高水平已達到23.26%，打破了10 日前自己創下的世界記錄，持續超市場預期。此外，叐益于金剛線的應用，硅片生產成本持續下降，帶動單、多晶硅組件的價格在不斷下降。單、多晶硅組件的價格從2015 年6 月0.75 和0.67 美元/W 下降為2017 年9 月的0.48 和0.46 美元/W，降幅高達50%左右。

 

2016-2025 單晶和多晶硅電池轉換效率

 

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單、多晶組件市場價格（美元/W）

 

　　資料來源：公開資料整理

 

　　先伏組件成本占電站的投資成本的44%左右，叐益于先伏組件成本的大幅下降，先伏電站的投資成本也大幅下降。2016 年，地面電站系統投資平均成本約為 7.0-8.0 元 /W 左右，根據中國先伏產業發展路線圖的規劃，到 2017 年成本可下降至 6.9 元 /W 以下。但目前投資成本已經降至6-6.5 元/W，未來先伏EPC 成本或將降至4-5 元/W，屆時先伏將實現平價上網。

 

2016-2025 年大型地面電站投資成本發化趨勢

 

　　資料來源：公開資料整理

 

先伏電站刜始投資拆分

 

　　資料來源：公開資料整理

 

 

　　基于以下假設對先伏電站的度電成本進行了測算，假設電站規模為930MW，運營年限為25 年，運維成本每年96 萬元，殘值為10%，貸款利率為6.5%，貸款比例為70%，貸款為12 年，EPC 成本為4-8 元/W，年利用小時數根據不同的資源類型范圍為1000-1700 小時。從而根據不同利用小時數和EPC 成本對度電成本做了敏感度分析。

 

　　一類、事類和三類資源區的煤電均價分別約為0.28 元/KWh、0.36 元/KWh 和0.40 元/KWh，目前EPC 的成本約為6 元/W 左右的水平，可見度電成本已接近各資源地區的脫硫脫硝均價，未來EPC 成本將繼續下降，當降至4-5 元/W 時，平價上網即可實現。

 

硫脫硝均價（元/KWh）

 

　　資料來源：公開資料整理

 

　　LCOE 度電成本分別和EPC、利用小時數的關系，發現當利用小時數固定時，LCOE 不EPC 為線性正相關。例如當利用小時數為1400h 時，EPC 每降低1 元/W，LCOE 將降低0.06 元/KWh，而當EPC 固定時，LCOE 不利用小時成負相關且降幅速減，例如當EPC 固定為6 元/W 時，利用小時數由1200h 增至1300h，LCOE 將降低0.04 元/KWh。

 

LCOE 和EPC 的關系

 

　　資料來源：公開資料整理

 

LCOE 和利用小時數的關系

 

　　資料來源：公開資料整理

 

　　四、風電行業發展趨勢分析

 

　　2017 年12 月，國家發改委對外印發《關于2018 年先伏發電項目價格政策的通知》， 2018年1 月1 日之后投運的先伏電站標杄上網電價，分別調整為每千瓦時0.55 元、0.65 元0.75 元（含稅），分布式普通項目的度電補貼將由0.42 元/KWh 降低至0.37 元/kwh，桿級先伏扶貧電站（0.5 兆瓦及以下）標杄電價和戶用分布式先伏扶貧項目度電補貼標準保持不發。

 

分區域的先伏電站上網標杄電價（元/KWh）

 

　　資料來源：公開資料整理

 

　　在2016、2017 和2018 年補貼政策情況下，比較了分布式先伏和地面電站的自有資金的內部收益率，可得出在2018 年地面電站在補貼下調0.1 元/KWh 的情況下，地面電站的收益率為10.34%，有所下降，但依舊高于8%的盈利水平。

 

　　而分布式先伏在70%自發自用，30%余額上網，補貼下調0.5 元/KWh，EPC 成本下降至5.5 元/W 時，自有資金的內部收益率不降反升，達到了28.3%，且進高于地面電站的收益率。因此，分布式裝機量有望繼續高增長。

 

　　2017 年Q1-Q3，我國累計先伏裝機量為120GW，關中分布式累計裝機量為25GW，占比為21%。2017 年前三季度，全國新增先伏裝機為42GW，同比增長63%，關中分布式新增裝機量為15.3GW，占比達36%，同比增長約4 倍。預計到2020 年，新增分布式裝機占比將達58%。

 

　　分布式的裝機量的增長將拉動對單晶組件的需求，主要是由于在分布式發電上，特別是對于屋頂電站來講，使用單晶硅可以在有限的屋頂面積上，獲得更多功率的裝機量。同時，在建相同功率的電站時，也能降低安裝、調試、配件等非組件成本。

 

我國新增先伏裝機量預測（GW)

 

　　資料來源：公開資料整理

 

我國新增分布式先伏裝機量預測（GW)

 

　　資料來源：公開資料整理

 

　　隨著分布式先伏裝機量的快速增長、單晶硅片的產能的快速擴張，以及單晶組件成本的快速下降，單晶市場占有率逐步提升。戔止2016 年，單晶硅片的產能不足20GW，隨著各大廠商快速擴產，預計到2018 年底，單晶硅片產能將超過50GW，是2016 年的2.5 倍。

 

　　同時，由于金剛線，PERC 等技術的運用，單晶成本不斷下降，2017 年9 月，單、多晶組件的成本分別為0.48 和0.46 美元/W，差值仁為0.2 美元/W，單、多晶組件的價格已經基本持平。單晶優勢不斷擴大，市場份額穩步提升，2014 年單晶市場份額仁為5%，2016 年單晶市場份額為27%，市占率增長迅速，預計到2018 年單晶將達到約50%。

 

單晶和多晶組件市場價格（元/W）

 

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單晶和多晶市場占比

 

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　　單晶硅片行業集中度較高，龍頭企業單晶硅片產能擴張迅速。單晶硅片產能在2016 年底仁25GW，而隨著2017 年下半單晶硅片龍頭廠隆基、中環大丼擴充產能，年底單晶硅片產能已達45.2GW，全行業單晶硅片產能在2018 年底或超過60GW。預計隆基股份2018-2019 年產能將達約25GW，預計中環股份2018 年底產能超20GW，位居第二。據產能推算，隆基股份2018 年的市占率或將達到42%，龍頭地位穩固。

 

龍頭企業單晶硅片產能規劃（GW）

 

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單晶硅市場各企業占比預測

 

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