一、中国风电行业发展现状

  2018年中国风电发电量达到3660亿千瓦时,占全部发电量的5.2%,比2017年提高0.4个百分点。2018年全国风电平均利用小时数2095小时,同比增加147小时;2019年1-6月,全国风电发电量2145亿千瓦时,同比增长11.5%;全国平均风电利用小时数1133小时,同比下降10小时。

2018-2019年H1中国风电发电量统计情况

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2018-2019年H1平均风电利用小时数统计情况

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  2018年全年弃风电量277亿千瓦时,同比减少142亿千瓦时,平均弃风率7%,同比下降5个百分点,弃风限电状况明显缓解。2019年1-6月,全国弃风电量105亿千瓦时,同比减少77亿千瓦时;全国平均风电利用率95.3%,平均弃风率4.7%,弃风率同比下降4.0个百分点。全国弃风电量和弃风率持续“双降”。

2018-2019年H1中国弃风电量及平均弃风率统计情况

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  除2012年和2015年外,我国风电招标量均高于当年并网装机,且部分年份招标规模走势与次年装机走势产生背离,主要是因每年都有一定规模项目招标完成后未开工或并网,开工取决于下游运营商,不同时间点开工会改变项目收益率。

  从收益率来看,在众多因素中,下调电价对RR影响最大,因此2015年电价政策落地后,行业内未并网项目(包括核准、招标、开工等)纷纷加紧并网以确保项目有相对较高的收益。根据统计,目前有67W存量项目需要在2020年底之前并网才可以保住之前的电价。

  新项目招标加速,2019上半年招标量接近去年全年。2019年上半年已核准项目加速招标,行业招标量为32.3W(不含议标),较2014年同期增长124%,仅比2018年全年招标量少1.2W。目前多数当年招标项目尚未开工,预计本轮抢装的装机量将显著高于此前抢装。

除近几年积累存量项目多

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招标量自2018年以来开始高增长

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风电并网情况

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  二、风电新增装机影响因素

  电价对RR影响最大。新增装机影响因素主要有:(1)RR走势,主要影响因素有贴现率、电价、发电小时数、项目造价、利率等;(2)行业与政策影响,如环保政策、弃风率、电网准入、央企领导换届、风区建设转移等;(3)特殊变量,例如钢材价格。其中电价对RR影响最大。

  电价政策大调整,开工转为并网触发此次抢装。此前政策规定开工即可保电价,2019年5月底,能源局印发《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》,电价确定节点由开工变为并网。

风电新增装机影响因素一览

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电价对项目收益率影响最大(造价、基准利率与RR负相关)

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预计2019、2020年风电新增装机规模分别为25、35W

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