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電力設備行業新一輪風電搶裝之后蕭條還是繁榮

已浏览: 183次   日期:2019-12-28   作者:万博体育manbetex手机登录

風電搶裝再起,繁榮背后存隱憂。受國家發改委2019年發布的《關于完善風電上網電價政策的通知》政策影響,繼2015年搶裝之后,國內陸上風電有望在2020年底之前再次呈現搶裝,估計2020年新增裝機規模有望達到35GW,万博体育手机版登录超過2015年歷史高點。伴隨新增裝機的大幅增長,2020年風電制造產業整體的盈利水平有望提升。但繁榮背后亦有隱憂,搶裝往往對應需求的透支,2021年新增裝機是否會大幅下滑成為市場擔憂點。

2020VS2015,兩輪搶裝有何不同。首先,2015年的搶裝主要面向的是Ⅰ-Ⅲ類資源區,而2020年的風電搶裝將是面向全國,且新一輪搶裝之后電價下調幅度更大。其次,2015年搶裝導致棄風問題的嚴重惡化以及政策的收緊,新一輪風電搶裝面臨的棄風環境明顯改善,預計2020年全國平均棄風率5%以內,不會出現類似于2015年棄風率大幅攀升的情況。第三,不同于2016年,2021年仍存在陸上項目和海上項目的搶裝需求;當前國內風電行業已經呈現多元化特點,以海上、平價等為代表的新興項目崛起將一定程度對沖新一輪搶裝所造成的透支效應。

2021年的風電裝機,該如何期待。補貼退坡倒逼行業技術進步,推動全國平價版圖不斷擴大,海上風電景氣延續,分散式風電項目有望成為香餑餑,風電行業發展將呈現多元化特點。基于對現有項目儲備的分析和預測,估計2021年新增裝機仍有望達到30GW,依然處于歷史高位。

投資建議:2020年搶裝之后,不應對需求過于悲觀,新增裝機仍有望處于歷史高位;2021年風電行業正式步入平價時代,平價項目將免受補貼拖欠影響,行業現金流將明顯改善,投資主體有望多元化,風電板塊估值水平有望提升。建議重點關注風電制造環節龍頭企業,包括風機環節的明陽智能、金風科技,鑄件環節的日月股份,塔筒和葉片環節的天順風能等。

風險提示:1)風電行業政策屬性較強,現有政策的調整可能導致未來新增裝機規模的不確定。2)分散式風電屬于新興的風電項目類型,發展模式尚不完全成熟,可能存在裝機規模不及預期風險。3)北方平價大基地已經成為風電行業重要發展模式,輸電通道建設以及受端負荷需求等消納因素可能影響項目進度和裝機規模。4)如果鋼材等原材料價格大幅上漲,可能影響產業鏈整體盈利水平。5)部分風電制造環節呈現同質化競爭特點,搶裝之后競爭可能加劇,產品價格以及盈利水平可能下滑。

陸上風電:2018年底之前核準的陸上風電項目,2020年底前仍未完成并網的,國家不再補貼;2019年I~Ⅳ類資源區新核準陸上風電指導價分別調整為每千瓦時0.34元、0.39元、0.43元、0.52元;2020年新核準項目指導價分別為每千瓦時0.29元、0.34元、0.38元、0.47元;2021年新核準的陸上風電項目全面平價上網,國家不再補貼。

海上風電:對2018年底前已核準的海上風電項目,如在2021年底前全部機組完成并網的,執行核準時的上網電價;在2022年及以后全部機組完成并網的,執行并網年份的指導價。2019年新核準近海風電項目指導價調整為每千瓦時0.8元,2020年調整為每千瓦時0.75元,具體項目通過競爭方式確定上網電價,且不得高于上述指導價。

2019年前三季度,主要風機企業營收規模呈現高增長,反映了行業當前的景氣程度。受益于近期風機招標規模的大幅增長,風機企業在2019年普遍斬獲了大量新訂單,目前在手訂單飽滿。考慮2020年底這一陸上風電并網截止期限,估計主要風機企業2020年出貨量都將有較明顯的增長,2020年國內新增裝機有望進一步提升。

首先,以風機為代表的終端產品價格處于平穩上升趨勢。自2018年三季度以來,風機的招標價格呈上漲趨勢,目前一線企業風機產品處于供不應求狀態;考慮2019年招標的風機規模較大,而且招標價格更高,估計風機企業2020年交付的陸上風機平均價格有望同比提升。塔筒方面,2019年塔筒的價格整體平穩,受運輸半徑的限制,2020年需求的快速增長可能導致局部地區塔筒的供應偏緊。

第二,受經濟增速下行等宏觀層面的影響,上游原材料價格呈現緩降趨勢。風電制造成本受鋼材等原材料價格的影響較大,例如玻纖是葉片生產的主要原材料、中厚板是塔筒生產的主要原材料、生鐵是鑄件生產的主要原材料;2019年以來,上述原材料價格整體呈現企穩或小幅下降的趨勢,意味著風電制造成本端處于平穩下行通道。

第三,規模效應帶來的費用率下降不容忽視。2019年三季度,風機企業的盈利狀況明顯好轉,除了毛利率略有提升以外,三季度出貨量大幅增長導致的費用率壓縮也是重要原因。展望2020年,我們估計風電制造企業收入規模將普遍大幅增長,費用率有望進一步大幅下降。

風電行業具有較強的周期屬性,搶裝往往對應一定程度的需求透支。2015年,在行業搶裝之下,新增裝機規模達到歷史高點30.75GW,隨后2016年國內新增風電裝機23.4GW,同比下滑約24%,風機企業出貨量亦呈現下滑。

根據《國家發展改革委關于適當調整陸上風電標桿上網電價的通知(發改價格[2014]3008號)》,對于2015年新核準的項目以及2015年1月1日前核準但于2016年1月1日以后投運的陸上風電項目,第I類、II類和III類資源區風電標桿上網電價每千瓦時降低2分錢,調整后的標桿上網電價分別為每千瓦時0.49元、0.52元、0.56元;第IV類資源區風電標桿上網電價維持現行每千瓦時0.61元不變。

而《關于完善風電上網電價政策的通知(發改價格〔2019〕882號)》規定,2018年底之前核準的陸上風電項目,2020年底前仍未完成并網的,國家不再補貼。因此,2020年的風電搶裝將是面向全國;以IV類資源區為例,目前各省的煤電標桿電價基本都在0.45元/kWh以下,如果2018年底之前核準的項目不能按期并網,意味著電價的下降幅度達到20%以上。

從搶裝的區域范圍以及電價退坡幅度方面看,可以認為2015年的風電搶裝是弱搶裝,而2020年則是強搶裝。值得注意的是,2015年搶裝的電價政策文件是2014年12月31日出臺,搶裝的時間集中在2015年;而本輪搶裝的電價政策文件出臺時間是2019年5月,給開發商預留的搶裝時間更長。

與本輪風電搶裝之后電價大幅退坡相對應的是,風電機組技術迭代速度的加快。2015年及之前,風電標桿電價退坡較為緩慢,對風機技術進步倒逼力度偏弱;近年,受可再生能源補貼缺口問題突出影響,風電、光伏去補貼力度大幅加大,從而倒逼風電產業加快技術升級。從近年的北京國際風能展新品發布情況可以看出,風機容量、葉片長度、塔筒高度等均節節攀升,主流風機企業每年均推出重磅新品。

棄風率是影響風電政策監管的重要因素。2015年,三北地區是我國風電開發的重點區域,國內新增裝機主要位于Ⅰ-Ⅲ類資源區,也即主要是新疆、甘肅、寧夏、內蒙、黑龍江、吉林六省,上述北方六省的新增裝機約占2015年全國新增裝機的一半。由于消納能力有限,搶裝導致的供給端大幅增長推升了相關省份的棄風率,也推升了全國平均棄風率。

棄風率的攀升直接導致政策監管趨嚴。2016年7月,國家能源局發布《關于建立監測預警機制促進風電產業持續健康發展的通知》(國能新能[2016]196號),風電投資監測預警機制正式啟動,按照該機制,風電平均利用小時數低于地區設定的最低保障性收購小時數的,風險預警結果將直接定為紅色預警;發布年前一年度棄風率超20%的地區,風險預警結果將為橙色或橙色以上。

一方面,2017年以來,受益于紅色預警機制控制新增供給,以及外送通道建設等措施,三北地區棄風問題明顯改善,且近年新增核準的項目(不包括超特高壓輸電通道配套項目)較少,預計2020年Ⅰ-Ⅲ類資源區的本地消納項目搶裝力度不大。

2015-2016年,分散式風電尚未興起、海上風電規模尚小、特高壓投運及配套電源的核準建設高峰未至,國內新投運和核準的風電項目主要為常規陸上集中式風電項目,項目類型相對單一。根據金風科技披露數據,截止2016年底國內已核準未建設項目容量為94.35GW,其中位于非限電地區的項目總容量為77.25GW。由于2016年新核準風電項目標桿電價的全面下調,2015年呈現一定的搶核準,全國新增核準風電項目達43GW,而2015、2016年全國風電核準計劃分別為34、30.8GW,估算截至2015年底全國已核準未建項目規模達到70GW及以上,這些項目實際對應2016年可開發建設的儲備項目。

展望2021年,可開發建設的陸上帶補貼項目主要為2019-2020年新核準的陸上風電,其中,常規陸上集中式風電項目較少,主體為分散式風電項目,另有部分特高壓配套項目,估計整體規模相對2016年明顯減少。但行業業態已發生較大改變,國內海上風電已經成長起來,平價大基地風起云涌,常規平價項目也有望星火燎原,這些項目類型均不受2020年搶裝影響。

我們認為,相比2015-2016年常規陸上集中式風電項目一枝獨秀,當前國內風電行業已經呈現多元化特點,這一特點將顯著增強行業發展韌性。在新一輪搶裝潮之下,以海上、平價等為代表的新興項目類型崛起將一定程度對沖陸上集中式風電項目搶裝所造成的透支效應。

根據《關于完善風電上網電價政策的通知(發改價格〔2019〕882號)》,對2018年底前已核準的海上風電項目,如在2021年底前全部機組完成并網的,執行核準時的上網電價;在2022年及以后全部機組完成并網的,執行并網年份的指導價。因此,2021年將是國內海上風電搶裝的最后一年。

在電價下調預期之下,2018年,國內海上風電呈現明顯的搶核準。據統計,截至2019年上半年,國內在建和已核準待建的海上風電項目規模超過50GW,這些項目只有在2021年底前全容量并網才能鎖定核準時的標桿電價,預計2019-2021年國內海上風電新增裝機持續增長,2021年新增裝機規模有望達5GW,處于歷史高位。

近期,英國發布海上風電第三輪CfD招標結果,本輪招標的海上風電項目規模約5.5GW,計劃的投產時間在2025年之前,中標電價約40英鎊/MWh,對應人民幣約0.36元/千瓦時。自2015年第一輪招標以來,英國海上風電中標電價下降了65%,體現出極強的降本能力。歐洲海上風電的快速降本主要還是依賴技術進步,其中大型風機是降本的重要推手,目前,三菱-維斯塔斯、西門子-歌美颯、GE都推出了10MW及以上單機容量的風電機組,且獲得了批量訂單,為國內海上風電技術進步和降本提供了借鑒。

近期,國內海上風電大風機迅猛發展,金風、明陽、上海電氣等主流風機企業均推出8MW及以上單機容量的海風機組,參考歐洲發展歷程,國內海上風電降本思路較為清晰。2019年,上海、溫州、寧波等地公布海風項目競價結果,上網電價呈現較明顯的下降,部分項目中標電價低至0.7388元/千瓦時;另外,大連花園口海上風電場、大連莊河海上風電場址Ⅰ項目、大連市莊河海上風電場址Ⅳ項目、大連市莊河海上風電場址Ⅴ項目均已公布競爭配置評審結果,估計2019年全國范圍內通過競價方式新推出的海上風電項目總規模超過3GW,有力支撐搶裝之后海上風電的可持續發展。

《2019年風電項目建設工作方案》規定:2019年各省級區域競爭配置需國家補貼風電項目的總規模,為2020年規劃并網目標減去2018年底前已并網和已核準在有效期并承諾建設的風電項目規模(不包括分散式風電、海上風電、平價上網風電項目、國家能源局專項布置的示范試點項目和跨省跨區外送通道配套項目);對不參與分布式發電市場化交易試點的分散式風電項目,可不參與競爭性配置,按有關管理和技術要求由地方政府能源主管部門核準建設。

對于采用競價方式在2019和2020年獲得核準的集中式項目,這類項目因為受到十三五規劃目標等方面的約束,目前來看體量不大。以湖北為例,十三五規劃的累計裝機目標500萬千瓦,但截至2018年底累計核準的風電項目達1033.97萬千瓦(不含超過核準有效期的項目)。

2011年,能源局發布《關于印發分散式接入風電項目開發建設指導意見的通知(國能新能〔2011〕374號)》,我國正式開始探索分散式風電的開發模式。截至2018年底,我國已經開發的分散式風電累計裝機容量約625MW,進展相對緩慢。

分散式風電具有化零為整及有效利用風能資源、就近消納、建設工期短等系列優點。根據《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》,分散式風電項目應接入電壓等級110千伏及以下的配電網,并在110千伏及以下電壓等級內消納,單個項目容量不超過50MW。

2017年以來,政策對于分散式風電的支持力度提升:2017年5月,國家能源局發布《關于加快推進分散式接入風電項目建設有關要求的通知(國能發新能[2017]3號)》;2018年4月,國家能源局印發《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》。在政策層面的大力支持下,國內分散式風電發展提速,2017年河南出臺《“十三五”分散式風電開發方案》,合計項目規模達2.1GW,河北等地亦出臺分散式風電專項規劃。

根據有關要求,分散式風電開發建設規劃應做好與《風電發展“十三五”規劃》的銜接,嚴格按照《國家能源局關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》對風電建設規模的相關要求編制,不得隨意擴大建設規模。根據2017年國家能源局發布的《2017-2020年風電新增建設規模方案》,廣西、安徽、江西、河南等省份2017-2020年累計指標高于十三五規劃目標,這些省份較大概率會在2019-2020年新核準分散式風電。

2019年,多個地區公布了分散式風電建設方案,其中河南、湖北、江西、內蒙等省份的分散式風電項目規模超過1GW,目前已公布建設方案地區的合計規模超過11GW,后續廣東、山東等地分散式風電建設方案也有望出臺。

目前分散式風電發展也面臨系列困難,包括規模劣勢、融資難、征地、民營投資主體專業水平相對偏弱等。根據河南發改委披露數據,截至2018底處于在建或待建,且承諾于2019-2020年并網的分散式風電項目規模達1.85GW,這些項目的建設將為分散式風電發展積累豐富的經驗,為2021年國內分散式風電大發展奠定基礎。預計2019-2020年國內分散式風電逐步起量,2021年有望成為分散式風電的爆發年,吊裝規模有望達到8GW及以上。

近年,國內特高壓工程批量投運,構建了大量北方能源基地外送通道。從新近投產特高壓直流工程2018年電力輸送以及新能源占比情況來看,其與早期投運的哈密-鄭州特高壓工程相去較遠,未來輸送新能源發電的提升空間較大。

2018年,國家能源局印發《關于加快推進一批輸變電重點工程規劃建設工作的通知》,提出加快推進9項重點輸變電工程建設,其中青海至河南特高壓直流、陜北至湖北特高壓直流工程均有望配套較大規模的風電、光伏等新能源。

上述已投產或在建特高壓工程為北方風電基地發展提供了巨大空間,下表所列特高壓工程配套風電項目(尚未建成)合計規模約25GW。由于特高壓工程已經先行布局,這些風電項目建設的確定性較大,且具有較強的緊迫性。

理論上,錫盟特高壓7GW外送基地項目核準日期在2018年底前,面臨搶裝需求,青海-河南特高壓配套風電項目也要求在2019年9月底前并網,但實際項目推進進度受配套電網建設等多重因素影響,部分項目建設可能結轉到2021年。根據錫盟當地報道:2019-2020年國網蒙東公司將投資近53億元,在錫林浩特市、阿巴嘎旗、蘇尼特左旗、正藍旗、正鑲白旗、太仆寺旗和多倫縣等7個地區,建設5座500千伏變電站、5條500千伏輸電線路及29條220千伏輸電線路,該工程已于2019年8月全面啟動,計劃于2020年9月末全部投入運行;該工程建成后,可為錫盟地區36個風電場提供可靠的外送通道,助力7GW風電項目輸出。

2021年及以后,政策層面已經明確新核準的陸上風電項目不再給予補貼,陸上風電有望迎來平價時代。風機企業對于2021年及以后陸上風電全面平價已有充分的預期,推出滿足平價需求的風機產品是風機企業必須面對的課題。在2019年國際風能展會上(CWP2019),主流風機企業紛紛推出面向平價市場的陸上風機新品,行業大環境倒逼風機技術進步步伐加快。

自2017年起,監管層已經開始著力推動風電平價。2017年8月,國家能源局下發《關于公布風電平價上網示范項目的通知》,河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆相關省(區)總規模70.7萬千瓦的項目納入試點范圍,上網電價按當地煤電標桿上網電價執行,所發電量不核發綠色電力證書,在本地電網范圍內消納。

2019年8月,全國首個平價風電示范項目——中核黑崖子5萬千瓦風電平價上網示范項目建成并網發電。據報道,該項目總投資3.3億元,對應單位千瓦投資約6600元,安裝2兆瓦風電機組25臺,年可發電1.54億千瓦時,對應的利用小時超過3000小時,按照甘肅當地燃煤標桿電價水平,該項目全部投資IRR能夠達到8%以上。2019年11月,華能瓜州干河口北50MW風電平價上網示范項目投產運行,項目總投資3.09億元,年均發電1.47億千瓦時,亦能獲得合理的投資收益率。這些項目的建設對于國內推行風電平價起到了較好的示范效應。

基于大風機技術的快速發展以及平價項目優先發電等政策支持,以內蒙為代表的三北地區平價風電基地商業模式涌現,三北地區平價資源成為大型能源央企爭相爭奪的目標,中廣核、國家電投、華能、大唐等央企均已著手布局。

目前,非特高壓外送的平價大基地項目主要集中在內蒙地區。2019年9月,國家電投烏蘭察布風電基地一期600萬千瓦示范項目開工,該項目已完成風機設備招標,項目靜態投資計劃361億元,建成后每年提供約180億千瓦時綠色電力,通過500千伏交流通道跨區域輸送至京津冀電網。

2019年11月,華能集團與錫林郭勒盟行政公署簽署戰略合作框架協議,雙方擬在清潔能源基地建設等方面開展合作,構建風、光、煤、電、儲一體化多能互補試驗示范項目;另外,華能通榆200萬千瓦風電平價上網項目可研工作已經開啟。中廣核和大唐也分別在烏蘭察布和呼和浩特布局的大基地項目。

此外,大型示范項目包含規模可觀的風電建設內容。2018年9月,國家能源局印發《國家能源局綜合司關于齊齊哈爾市、大慶市、包頭市可再生能源綜合應用示范區建設有關事項的復函》(國能綜函新能〔2018〕376號),批復同意三地可再生能源綜合應用示范區建設。2019年以來上述項目陸續開展風電投資主體招標,風電項目規模達到5GW。

隨著風機技術的加速迭代,三北地區將會有越來越多的地區適合規劃平價基地。我們認為消納可能是上述平價基地項目面臨的主要不確定因素,配套輸電網、負荷等消納因素可能影響項目的推進進度。例如,國家電投烏蘭察布風電基地建設進度可能受限于500千伏交流輸電通道的建設情況;而包頭市可再生能源綜合應用示范區首期1.6GW風電項目采用“源網荷”一體化消納利用模式,其建設進度受“網”(約200km的交流與柔性直流綠色供電專線)與“荷”(包頭鋁業產業園區負荷中心)等因素影響。

對于中東南部地區,由于具有較好的消納能力和成熟的常規風電項目開發模式,平價項目面臨的主要問題是經濟性問題。在市場倒逼之下,風機企業加速開發適應于中東南部平價市場的風機產品,單位千瓦掃風面積以及塔筒高度均不斷提升,更長的葉片、更高的塔筒支撐風電場利用小時較快增長。2019年國際風能展上,遠景能源推出EN-156/3.XMW系列機型,配套塔筒高度最高達160米,較EN-141/3.2MW機型發電能力提升10%以上;金風、明陽、上海電氣等亦新近推出功率等級3MW左右、葉輪直徑150米以上的面向中東南部地區的新型機組。

有關研究顯示,依托當前現有風機技術,全國部分地區已基本具備與燃煤標桿上網電價平價的條件,東北和內蒙大部分地區、中東南部風資源相對較好的局部區域有望在滿足全部投資IRR超過8%的基礎上實現平價。隨著長葉片、高塔筒技術的繼續升級,中東南部地區的平價版圖有望快速擴大。

考慮搶裝背景下風機價格高企且供不應求,估計2019年第一批4.5GW風電平價項目主要建設期將在2021年,預期2020年新一批的風電平價項目有望出臺,且部分2018年底前核準但無法在2020年底前完成搶裝的項目有望轉平價項目,預計2021年吊裝的常規風電平價項目規模超過3GW。

1)2020年搶裝之后,不應對需求過于悲觀。補貼退坡倒逼行業技術進步,推動全國平價版圖不斷擴大,海上風電景氣延續,分散式風電項目有望成為香餑餑,風電行業發展將呈現多元化特點。基于對現有項目儲備的分析和預測,估計2021年新增裝機仍有望達到30GW,依然處于歷史高位。

2)2021年風電行業正式步入平價時代,平價項目將免受補貼拖欠影響,行業現金流將明顯改善,開發商持續投資能力增強,中小民營企業也有望參與到平價風電項目投資(估計未來越來越多的風電零部件企業投資風電場),風電投資主體有望多元化,風電板塊估值水平有望提升。

3)2021年,風機技術要求相對較高的海上風電和平價(或競價)大基地項目比重有望明顯提升,中小民營投資主體比例相對較高的分散式風電項目更加注重投資收益率以及風機供應商綜合服務能力,風機企業淘汰賽真正開始,國內風機競爭格局可能將逐漸趨同于海外。

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