分散式风电崛起,助力行业复苏增长(附PDF报告)

报告观点:

风电装机转移趋势下,分散式成为必然选择。

风电行业周期与弃风限电紧密相关, 2016 年弃风率高企,为确保消纳缓解限电,政策敦促装机向中东部区域转移。而中东部低风速区,资源分布不连续,土地资源稀缺,充分利用风资源的需求下,分散式在中东部地区将成为集中式的重要补充。截至 2017 年底,我国分散式装机占比不足 2%,而我国 18 省市适合分散式开发模式,市场空间广阔。

政策催化技术蓄力,奠定分散式高增长基础。

 2011 年分散式概念提出,但因其定义、技术界定不清晰,开发积极性有限。 2017 年年中,分散式政策发布,明确分散式不占用指标,并理顺分散式与集中式差异,规范建设开发思路。同时,随着技术的进步,低风速利用效率提升,开发范围拓宽。在国家积极号召下, 2017 年至今多省筹备分散式项目,已有 3 省下发建设规划,预计其他省市亦将陆续出台配套政策, 贡献行业装机增量。

投资主体多元化,民间资本入场注入新活力。

分散式因单体规模小,投资门槛低,叠加不占指标、审批并网流程简单,益于引入民间资本,调动市场积极性。 16 年我国前十大传统开发企业装机占比 60%,而在河南省分散式规划中占比不足 35%,且呈现投资主体数目增多、国企比例降低趋势。

经济性价值凸显,市场化交易再添增长动力。

分散式风电系统成本与低风速区集中式差异不大,又因无弃风限电,显著高于位于限电区域的西北部集中式项目。 同时市场化交易面向分散式项目,有助于提升项目收益率。

产业链加速分化,优质龙头提升市场集中度。

分散式快速发展,将带动产业链各环节的变革。 EPC 环节,企业因地制宜、优化设计是决定项目收益率的关键。整机环节,风机大型化、定制化,同时需确保低故障率,看好直驱技术路线,叶片大趋于大型化轻量化。风塔环节,塔筒高度增加,对高质量及轻量化的需求加强。龙头企业技术及品质领先,有望提升集中度。

正文精要:

一、行业趋势:觅分散式发展机遇,添风电复苏装机增量

1. 行业结构性调整,分散式成为必然选择

作为周期性兼成长性行业,风电装机受政策和成本双重因素驱动。回顾 2008 年至今, 2015 年行业达到增长高点,但弃风限电矛盾突出,随后产业进行结构性转型。15 年装机高点过后, 2016 年随即呈现出限电问题,全年平均弃风率达到 17%,西北部分省市弃风率 40%以上,风电项目盈利能力大打折扣,建设积极性下滑。

为应对行业结构性矛盾,能源局提出 2020 年我国弃风率降至 5%以下的目标。在装机上,政策引导行业进行以下调整:(1)限电率超过 20%地区,作为红色预警区域,着重于消纳而不再核准和新建项目;(2)“十三五”风电建设规模主要集中于中东部及南部地区,西北地区基本无新增指标;(3)推动分散式风电及海上风电项目,由于适合中东部地区,增量将主要体现在非限电区域。

从 2017 年装机来看,西北部地区集中式建设放缓,大量项目向中东部及南部地区转移。但由于不同于中东部地区风资源分散,风况条件复杂,近半地区连片集中开发模式难以适用,分散式开发更可行。因此,低风速区发展离不开分散式项目的加速建设。

2. 技术蓄力政策催化,分散式箭在弦上

技术拓宽开发范围,开辟低风速区市场

整体看来,我国低风速资源较为丰富,可利用的低风速资源面积占全国比例达到 68%,主要集中在 III 类和 IV 类地区。

在装机区位转移的趋势下,充分利用中东部地区的低风速资源,成为分散式项目增长的充分条件.

随着技术创新的驱动, 2016 年全国 80 米高度风资源技术开发从 3500GW 增加到4200GW。其中中东部和南方 19 省(区、市)低风速资源技术开发量由 300GW增加到 1000GW。而截至 2017 年, 19 省市并网规模仅为可开发量的 7%,市场潜在空间广阔。现有成熟技术下, 5-7m/s 的风速区已经具备开发价值, II 类、 III 类地区普遍采用1.5MW 风机叠加 82 米风轮,而 IV 类地区主要采用 2MW 风机叠加 100 米风轮。如,采用金风 2.0MW 的江苏高邮协合风场,和远景 1.8MW 风机的江苏泗洪协合风场,年平均风速仅有 5m/s,并网一年内实现等效满发小时数 2000 小时。通过机组控制技术和可靠性提升,显著扩大了我国风资源可开发范围,提升了低风速项目经济性。

契合低风速区资源特性,分散式晋升为重要构成

低风速区域依照资源禀赋可分为两类:(1)复杂地区,一般为山地,风资源较为集中。山区修路、运输及建设费用提升,需规模化开发摊薄成本,因此,适合集中式项目;(2)平原地区,一般临近生活工作区域,风资源零散。因政策、环评及征地等原因,更加适合分散式项目。不同于西北部区域,低风速区项目开发更加注重因地制宜的精细化开发,合理且充分利用风资源,因此,开辟低风速主场必然需引入分散式模式.

数据显示, 2018 年除新疆、甘肃、吉林红色预警区域,及内蒙古、黑龙江橙色预警区域无新增规模外,其他地区中 18 个省市适合于分散式的开发,其中, 10 个区域风资源分布不适用于集中式开发,仅适宜建设分散式项目。在装机结构性调整的过程中,分散式在低风速资源开发的重要性提升,也成为增量装机的重要构成。

3. 风电全局拐点向上,底部复苏增长放量

17 年装机下滑系弃风限制与装机结构调整。

2017 年西北部风电大省因红色预警限制,新增规模大幅收缩,增量项目向中东部转移,又因低风速区项目建设周期拉长,致使 2017 年全国新增装机 15.02GW,同比下滑 36%。弃风限电与新增装机整体呈负相关关系。 风电行业的历史情况显示,弃风限电高点之后两年会出现新增装机高点,而新增装机高点的出现意味着弃风限电率又会进入上行通道,两者互成反向增长,并不断反复循环。

十三五规划招标高位, 保障弃风限电可持续发展。

国家能源局《风电发展“十三五”规划》指出,到 2020 年底风电累计并网装机容量确保达到 2.1 亿千瓦以上,其中海上风电并网装机容量达到 500 万千瓦以上。风电年发电量确保达到 4200亿千瓦时,约占全国总发电量的 6%,并有效解决弃风问题,“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求。

红六省解禁,打开行业增量空间。

2017 年全国风电弃风电量同比减少 78 亿千瓦时,弃风率同比下降 5.2 个百分点,实现弃风量与弃风率“双降”。其中红六省弃风限电情况改善显著, 2017 年宁夏弃风率下降 8 个百分点,转为绿色区域, 可恢复核准及新增建设;内蒙古/黑龙江弃风率分别下降 6/5 个百分点,转为橙色区域,可恢复核准和建设已纳入年度实施方案项目;尽管甘肃、新疆、吉林三省虽仍为红色区域,但 17 年平均弃风率下降 10 个百分点,其中吉林弃风率下降 9 个百分点至 21%,有望率先突破 20%的红色警戒线,解禁在即。 同时此三省约束条件明显改善: 1)平价上网示范项目、已核准纳入指标且升压汇集站完工项目允许并网;2)新疆淮东、酒泉二期风电基地解除禁建。

解禁三省核准未建规模 8.1GW,短期内贡献增量。 对比 2017 年底红六省累计并网规模与累计核准规模,预计红六省核准未建规模超过 20GW, 其中解禁三省8.1GW, 待解禁三省 12.7GW。此次解禁三省中,宁夏和内蒙古均位于西北地区,风电项目建设周期较短,预计短期内将贡献风电并网增量。准东、酒泉二期风电基地禁建解除,将于近两年贡献增量。《2018 年度风电投资监测预警结果的通知》 指出, 新疆准东、酒泉二期风电基地项目应在受端地区电网企业确认保障消纳的前提下有序建设。其中, 新疆准东风电基地总建设规模为5.2GW, 甘肃酒泉二期风电基地总建设规模 3GW,于 2015 年核准批复, 2017 年年初暂停建设,大部分尚未并网。启动后将集中于近两年贡献增量。

海上风电规模、价格、储备三重优势利好行业龙头。

1)海上风场由于无空间限制单体规模可达到 200-300MW,处于理论最优区间,其经济效益远高于单体 50MW的低风速项目。另一方面, 海风湍流强度低,风场使用寿命延长。陆上设计寿命20 年的风电机组在海上可运营 25~30 年。 2) 16 年电价调整政策中,对光伏、陆上风电的标杆电价均做下调,但海上风电标杆电价未作调整。电价调整顾虑打消后,各大厂商积极性不断提振。 3) 14 年发布的海上风电开发方案涉及 44 个项目,规模超过 10GW。经过 2 年多的审批手续后,于 16 年起陆续开工建设。 我们预计本批海上项目储备将在 2020 年前完成并网,未来持续高增长,复合增速可达 57%。与此同时,海上风电项目对风机质量及大型化要求越来越严,产业链集中度将向龙头企业提升,利好拥有质量、品牌优势且能提供运维服务的风电制造商。

分散式风电从无到有,助力行业加速增长。

根据国家相关政策导向判断,我们预计 2018 年将有分散式鼓励政策出台, 中国分散式风电建设将从 2018 年开启帷幕,2018 年 1 月,中国首个分散式风电在辽宁落地,装机规模为 7.5MW,而在此之前中国分散式风电装机规模为 0。 根据能源局的最新政策, 分散式风电具备不占核准指标的优势。 目前, 河北、河南、山西三省已规划 2018-2020 年分散式建设规模超过 7GW,预计 2020 年前累计装机 20GW。

我们认为,西北限电情况下,项目向中东部转移,而中东部风资源富集区域多为山地,建设难度加大,建设周期拉长。作为在中东部地区集中式的有效补充,分散式风电成为重要选项。随着技术进步,扩大风资源利用范围,更多低风速+平坦+临近负荷中心的风资源可以被“分散式”的形式充分利用。政策密集加码,行业趋势结构性转变、技术进步叠加观念转变,分散式风电蓄势待发。且因不占指标、投资门槛低、具备经济性、政策扶持(简政+市场化交易)等,分散式风电的开发价值逐步体现。预计 2018 年在分散式的助力下,全年风电装机有望达到 25GW。

二、市场变化:沐分散式政策春风,敞民间化资本窗口

2. 推进政策陆续出台,理顺分散式差异性

自 2010 年“十二五”规划中提出“集中式与分布式能源并重”理念后,分散式风电概念便逐步形成。在 2011 年《关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》首次确定了分散式风电的明确定义及技术要求。 从定义上看,分散式风电为临近用电中心,就近接入电网,并于当地消纳,单个风场规模不超过 50MW的风电项目。其重点在于就地消纳,因此要求分散式项目于低压侧接入、不新建输送线路、鼓励多点接入。差异化不显著,定义不清晰是前期掣肘因素。 早期分散式风电界定不明晰,集中式与分散式项目缺乏差异化。如,标杆电价、审批流程周期与集中式相同,且分散式定义及技术标准不明确,地方能源部门审批不积极。相比之下,集中式具备规模效应成本更低,盈利能力更佳,分散式项目吸引力不足。因此,我国分散式风电未见起色,截至 2017 年占比不足 2%。17 年文件明确界定分散式边界,奠定发展基础。 2017 年为鼓励并明确分散式风电项目,能源局发布《加快推进分散式接入风电项目建设有关要求》。其明确提出,分散式项目不占用风电建设年度指导规模。 并对分散式风电做出了更加严格的定义及技术要求,确保分散式风电消纳,且严禁向高压侧倒送电。 理顺发展机制为分散式发展奠定了基础。

临近电力受端,消纳无忧线损减少

位于消纳中心,无弃风保证收益率。 不同于西北部 20%以上的弃风率,中东部为我国电力负荷中心,消纳能力较强,无限电顾虑。分散式风电鼓励就近消纳,无弃风无线损,利于提升项目资本收益率。同时,分散式接近受端,也能够减少能源损耗和输送成本,提高项目收益率。示范项目盈利良好,调动项目建设积极性。 2011 年分散式风电示范项目建设启动,截至 2017 年 17 个示范项目中已有 15 个项目并网发电。

据统计,示范项目平均等效负荷小时数为 1970 小时,其中,未配套建设升压站的项目(即就近消纳项目)等效满负荷小时数高达 2442 小时。项目中绝大部分弃风率低于 5%,仅有新疆弃风严重区域弃风率较高。我们认为,位于中东部及南部地区的项目利用小时数较高,资本回报率提升调动风场建设积极性。

三、增长动力:显经济性投资价值,遇市场化交易良机

风电产业终端电力产品仍属于商品属性,决定行业发展的决定性变量仍是项目经济性。政策、技术及配套制度已为分散式铺平发展道路,相较于西北部弃风限电严重、中东部山区开发难度加大,分散式项目已经具备较好的收益率。

1. 技术进步消纳无忧,分散式经济性凸显

系统成本:高于西北部集中式,与中东部集中式持平或略低分散式与集中式(低风速区)系统成本差异主要体现在以下几方面:(1)审批流程简化 ,撰写审批报告等前期费用低;(2)无需建设升压站,变电设备投资较低;(3)建于平原,建设难度及运输费用较低;(4)临近负荷中心,土地费用略高;(5)单体规模小,难以摊薄部分固定投资,如,安装费用等。其他方面,风机、风塔、基建费用大体相同。

 

 

PDF全文报告下载:风电设备行业深度研究-分散式风电崛起


本站所有资料已分享至本站小密圈,微信扫码加入下载8000+最新行业报告及获取1年期更新(推荐)

发表评论