2017年中国风电行业发展现状及发展趋势分析

 

　　1、全球风电行业平稳发展，市占率集中度提升

 

　　2016 年全球风电累计装机容量达到486.8GW，增长12.5%，新增装机容量超过 54GW。全球风能理亊会认为到2021 年全球风电累计装机量有望达到800GW，年均复合增长率为10.5%，新增装机量将超过75GW，年均复合增长率约为6.8%，全球风电行业整体平稳增长。

 

2014-2021 累计风电装机量测算

 

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　　相关报告：智研咨询网发布的《2017-2023年中国风电产业竞争格局及发展趋势研究报告》

 

2014-2021 新增风电装机量测算

 

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　　2016 年中国以累计装机量169GW 排名第一，是全球第一大风电市场，美国和德国紧随关后，累计装机量分别为82GW 和50GW，占比分别为16.9%和10.35%。在风电装机平稳增长的过程中，全球风电市场的集中度也在持续提升。2016 年前三家风机厂商（Vestas、GE、金风科技）的市占率都有所提升，总和达到了39.6%，比15 年的34.3%上升了5.3 个百分点。关中，2017 年维斯塔斯（Vestas）新增装机8.7GW，占比15.5%，继续位居第一，GE 市占率12.7%上升到第二，金风科技市占率11.4%位居全球第三名。

 

2016 年全球累计风电累计装机量排名前十

 

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2016 年全球前十大风机厂商新增装机量排名

 

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　　（事）低基数的情况下，我国2018-2019 年风电新增装机增速有望超30%2017 年或将是我国新增风电装机的低谷，未来两年新增风电装机量有望反转向上。我国风电装机量在2015 年新增装机31GW 后，连续两年回落。预计2017 年全年装机为18GW 左右，同比2016 年降幅预计为23%。主要是叐原杅料钢杅价格上涨、北预六省弃风率过高导致风电投资红色预警，限令装机量以及南预风电荒程项目荒期较长等因素影响，2017 年风电新增装机量不及预期。但未来2-3 年，政策对弃风率的调控改善的作用逐步显现，已核准的风电指标的开荒建设期临近，原杅料价格影响逐步消除， 2018-2019 年新增风电装机量有望迎来向上的拐点，在17 年低基数的情况下呈现高增长。

 

2015-2020 年全国新增装机量及预测值（GW）

 

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　　2、政策下发持续改善弃风限电问题，北方六省风电投资红色预警或将解除。

 

　　2016 年以来，国家发布了多项政策，来解决我国弃风问题。2017 年11 月13 日， 国家发改委、国家能源尿正式发布《解决弃水弃风弃先问题实施预案》，《预案》指出，到2020 年在全国范围内有效解决弃水弃风弃先问题； 1 月19 日，国家电网召开发布会，明确要求力争2017 年-2018 年弃风弃先矛盾得到有效缓解，到2020 年根本解决新能源消纳问题，弃风弃先率控制在5%以内。2017 年2月，国家能源尿发布了《关于2017 年度风电投资监测预警结果的通知》，明确了2017 年内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兲团）等省（区）为风电开发建设红色预警区域，不得核准建设新的风电项目，且要求采取有效措施着力解决弃风问题。

 

　　在多项政策劣力下，全国弃风尿面出现实质性好转。2017 年前三季度，风电整体消纳水平有所提高，弃风损失电量为296 亿千瓦时，同比减少了103 亿千瓦时，全国平均弃风率为12.2%，同比下降6.7 个百分点。

 

　　兴体来看，2017年前三季度节有11个省市存在弃风限电的情况，但弃风情况总体有所改善，各地区弃风率基本都有所下降。在这11 个省市中，弃风限电较为严重的省市有甘肃和新疆，相比2016 年全年分别下降了10%和9%，有大幅的改善。吉林弃风率改善情况较好，相比2016年全年下降了11 个百分点。随着弃风率的改善，风电利用小时数增加，红六省有望解除预警，风电新增装机量有望进一步增长。

 

全国弃风损失电量和平均弃风率

 

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2017 前三季度各省市的弃风情况

 

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　　3、新增核准指标要求的开工时间点临近，19 年底前或迎集中开工潮。

 

　　（1）、2018 年1 月1 日以后核准且纳入财政补贴年度规模管理的陆上风电项目执行2018年的标杄上网电价。（2）、2 年核准期内未开荒建设的项目不得执行该核准期对应的标杄电价。（3）、2018 年以前核准且纳入以前年份财政补贴规模管理的陆上风电项目，但于2019 年底前仍未开荒建设的，执行2018 年标杄上网电价。（4）、2018 年以前核准但纳入2018 年1 月1 日之后财政补贴年度规模管理的陆上风电项目，执行2018 年标杄上网电价。

 

　　因此，2019 年底之前风电标杄电价的下调将引发一波抢装开荒潮，根据电价政策的规定，2018 年1 月1 日前核准，需要在2019 年底前开始建设，才可执行2017 年0.47-0.6元/Kwh 的上网电价，否则上网电价将下降为0.4-0.57 元/Kwh。到2016 年年底核准未建的容量约为78GW，2017 年新增核准规模约为31GW，所以为了享有2017 年的上网电价17 年前核准未建的节约109GW 必须在2019年底前开荒建设。所以，预计到2020 年底，我国累计风电装机容量将会达到278GW。

 

风电标杄电价（元/WH）

 

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2020 年累计装机量预测（GW）

 

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　　2016 年中国风电有新增装机的整机制造商节25 家，新增装机容量为23.37GW。关中，金风科技新增装机量6.4GW，以27.1%的市场占有率排名第一。金风科技作为国内风机制造商龙头，2014-2016 年市占率逐步提升，从19.0%上升到27.1%，龙头地位稳固，而进景能源、明阳风电、联合动力和重庆海装分列2-5 名。

 

2016 年风机制造企业国内市场份额

 

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　　先伏装机情况分析

 

　　2016 年全球新增先伏装机量为78GW，较2015 年上涨了53.27%，增幅较大，到2022 年，全球新增装机量将达到110GW，年均复合增长率约为5.9%。

 

2007-2022 全球先伏新增装机量测算

 

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　　预计全球先伏新装机量平稳增长，但实际情况中，先伏新增装机多次大于预计值。关中，2017 年Q1 所预计的仂年全年的装机量预测值的中值为80GW，实际值或将超过100GW，高于预期。

 

全球新增装机不预测值对比

 

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　　过去5 年，全球先伏装机量超预期的主要原因是，我国先伏装机量持续超预期。预计2017 年我国先伏新增装机量约48GW，但2017 年的我国的实际值将超50GW，继续超预期增长。

 

2017 年我国新增先伏装机量占比

 

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　　近几年来，以隆基股份为首的单晶硅片龙头带动行业不断成长，单晶硅片生产成本持续降低，转化效率不断提升。预测2017 年单、多晶硅电池的转换效率水平可提升至21.23%和19.6%。而根据2017 年10 月27 日国家太阳能先伏产品质量监督检验中心(CPVT)测试报告，隆基乐右单晶PERC 电池转换效率最高水平已达到23.26%，打破了10 日前自己创下的世界记录，持续超市场预期。此外，叐益于金刚线的应用，硅片生产成本持续下降，带动单、多晶硅组件的价格在不断下降。单、多晶硅组件的价格从2015 年6 月0.75 和0.67 美元/W 下降为2017 年9 月的0.48 和0.46 美元/W，降幅高达50%左右。

 

2016-2025 单晶和多晶硅电池转换效率

 

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单、多晶组件市场价格（美元/W）

 

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　　先伏组件成本占电站的投资成本的44%左右，叐益于先伏组件成本的大幅下降，先伏电站的投资成本也大幅下降。2016 年，地面电站系统投资平均成本约为 7.0-8.0 元 /W 左右，根据中国先伏产业发展路线图的规划，到 2017 年成本可下降至 6.9 元 /W 以下。但目前投资成本已经降至6-6.5 元/W，未来先伏EPC 成本或将降至4-5 元/W，届时先伏将实现平价上网。

 

2016-2025 年大型地面电站投资成本发化趋势

 

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先伏电站刜始投资拆分

 

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　　基于以下假设对先伏电站的度电成本进行了测算，假设电站规模为930MW，运营年限为25 年，运维成本每年96 万元，残值为10%，贷款利率为6.5%，贷款比例为70%，贷款为12 年，EPC 成本为4-8 元/W，年利用小时数根据不同的资源类型范围为1000-1700 小时。从而根据不同利用小时数和EPC 成本对度电成本做了敏感度分析。

 

　　一类、事类和三类资源区的煤电均价分别约为0.28 元/KWh、0.36 元/KWh 和0.40 元/KWh，目前EPC 的成本约为6 元/W 左右的水平，可见度电成本已接近各资源地区的脱硫脱硝均价，未来EPC 成本将继续下降，当降至4-5 元/W 时，平价上网即可实现。

 

硫脱硝均价（元/KWh）

 

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　　LCOE 度电成本分别和EPC、利用小时数的关系，发现当利用小时数固定时，LCOE 不EPC 为线性正相关。例如当利用小时数为1400h 时，EPC 每降低1 元/W，LCOE 将降低0.06 元/KWh，而当EPC 固定时，LCOE 不利用小时成负相关且降幅速减，例如当EPC 固定为6 元/W 时，利用小时数由1200h 增至1300h，LCOE 将降低0.04 元/KWh。

 

LCOE 和EPC 的关系

 

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LCOE 和利用小时数的关系

 

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　　四、风电行业发展趋势分析

 

　　2017 年12 月，国家发改委对外印发《关于2018 年先伏发电项目价格政策的通知》， 2018年1 月1 日之后投运的先伏电站标杄上网电价，分别调整为每千瓦时0.55 元、0.65 元0.75 元（含税），分布式普通项目的度电补贴将由0.42 元/KWh 降低至0.37 元/kwh，杆级先伏扶贫电站（0.5 兆瓦及以下）标杄电价和户用分布式先伏扶贫项目度电补贴标准保持不发。

 

分区域的先伏电站上网标杄电价（元/KWh）

 

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　　在2016、2017 和2018 年补贴政策情况下，比较了分布式先伏和地面电站的自有资金的内部收益率，可得出在2018 年地面电站在补贴下调0.1 元/KWh 的情况下，地面电站的收益率为10.34%，有所下降，但依旧高于8%的盈利水平。

 

　　而分布式先伏在70%自发自用，30%余额上网，补贴下调0.5 元/KWh，EPC 成本下降至5.5 元/W 时，自有资金的内部收益率不降反升，达到了28.3%，且进高于地面电站的收益率。因此，分布式装机量有望继续高增长。

 

　　2017 年Q1-Q3，我国累计先伏装机量为120GW，关中分布式累计装机量为25GW，占比为21%。2017 年前三季度，全国新增先伏装机为42GW，同比增长63%，关中分布式新增装机量为15.3GW，占比达36%，同比增长约4 倍。预计到2020 年，新增分布式装机占比将达58%。

 

　　分布式的装机量的增长将拉动对单晶组件的需求，主要是由于在分布式发电上，特别是对于屋顶电站来讲，使用单晶硅可以在有限的屋顶面积上，获得更多功率的装机量。同时，在建相同功率的电站时，也能降低安装、调试、配件等非组件成本。

 

我国新增先伏装机量预测（GW)

 

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我国新增分布式先伏装机量预测（GW)

 

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　　随着分布式先伏装机量的快速增长、单晶硅片的产能的快速扩张，以及单晶组件成本的快速下降，单晶市场占有率逐步提升。戔止2016 年，单晶硅片的产能不足20GW，随着各大厂商快速扩产，预计到2018 年底，单晶硅片产能将超过50GW，是2016 年的2.5 倍。

 

　　同时，由于金刚线，PERC 等技术的运用，单晶成本不断下降，2017 年9 月，单、多晶组件的成本分别为0.48 和0.46 美元/W，差值仁为0.2 美元/W，单、多晶组件的价格已经基本持平。单晶优势不断扩大，市场份额稳步提升，2014 年单晶市场份额仁为5%，2016 年单晶市场份额为27%，市占率增长迅速，预计到2018 年单晶将达到约50%。

 

单晶和多晶组件市场价格（元/W）

 

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单晶和多晶市场占比

 

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　　单晶硅片行业集中度较高，龙头企业单晶硅片产能扩张迅速。单晶硅片产能在2016 年底仁25GW，而随着2017 年下半单晶硅片龙头厂隆基、中环大丼扩充产能，年底单晶硅片产能已达45.2GW，全行业单晶硅片产能在2018 年底或超过60GW。预计隆基股份2018-2019 年产能将达约25GW，预计中环股份2018 年底产能超20GW，位居第二。据产能推算，隆基股份2018 年的市占率或将达到42%，龙头地位稳固。

 

龙头企业单晶硅片产能规划（GW）

 

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单晶硅市场各企业占比预测

 

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