風電行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀

一、中國風電行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀

2018年中國風電發(fā)電量達到3660億千瓦時,占全部發(fā)電量的5.2%,比2017年提高0.4個百分點.2018年全國風電平均利用小時數(shù)2095小時,同比增加147小時;2019年1-6月,全國風電發(fā)電量2145億千瓦時,同比增長11.5%;全國平均風電利用小時數(shù)1133小時,同比下降10小時.2018-2019年H1中國風電發(fā)電量統(tǒng)計情況

2018-2019年H1平均風電利用小時數(shù)統(tǒng)計情況

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2018年全年棄風電量277億千瓦時,同比減少142億千瓦時,平均棄風率7%,同比下降5個百分點,棄風限電狀況明顯緩解.2019年1-6月,全國棄風電量105億千瓦時,同比減少77億千瓦時；全國平均風電利用率95.3%,平均棄風率4.7%,棄風率同比下降4.0個百分點.全國棄風電量和棄風率持續(xù)“雙降”.2018-2019年H1中國棄風電量及平均棄風率統(tǒng)計情況

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除2012年和2015年外,中國風電招標量均高于當年并網(wǎng)裝機,且部分年份招標規(guī)模走勢與次年裝機走勢產(chǎn)生背離,主要是因每年都有一定規(guī)模項目招標完成后未開工或并網(wǎng),開工取決于下游運營商,不同時間點開工會改變項目收益率.

從收益率來看,在眾多因素中,下調(diào)電價對IRR影響最大,因此2015年電價政策落地后,行業(yè)內(nèi)未并網(wǎng)項目（包括核準、招標、開工等）紛紛加緊并網(wǎng)以確保項目有相對較高的收益.根據(jù)統(tǒng)計,目前有67GW存量項目需要在2020年底之前并網(wǎng)才可以保住之前的電價.

新項目招標加速,2019上半年招標量接近去年全年.2019年上半年已核準項目加速招標,行業(yè)招標量為32.3GW（不含議標）,較2014年同期增長124%,僅比2018年全年招標量少1.2GW.目前多數(shù)當年招標項目尚未開工,預計本輪搶裝的裝機量將顯著高于此前搶裝.除近幾年積累存量項目多

公共資料整理招標量自2018年以來開始高增長

公共資料整理風電并網(wǎng)情況

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二、風電新增裝機影響因素

電價對IRR影響最大.新增裝機影響因素主要有：（1）IRR走勢,主要影響因素有貼現(xiàn)率、電價、發(fā)電小時數(shù)、項目造價、利率等；（2）行業(yè)與政策影響,如環(huán)保政策、棄風率、電網(wǎng)準入、央企領導換屆、風區(qū)建設轉移等；（3）特殊變量,例如鋼材價格.其中電價對IRR影響最大.

電價政策大調(diào)整,開工轉為并網(wǎng)觸發(fā)此次搶裝.此前政策規(guī)定開工即可保電價,2019年5月底,能源局印發(fā)關于2019年風電、光伏發(fā)電項目建設有關事項的通知,電價確定節(jié)點由開工變?yōu)椴⒕W(wǎng).風電新增裝機影響因素一覽

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電價對項目收益率影響最大（造價、基準利率與IRR負相關）

公共資料整理預計2019、2020年風電新增裝機規(guī)模分別為25、35GW

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三、風電制造環(huán)節(jié)供給端

從產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)來看,包括預付款項、應付賬款+票據(jù)、預收賬款+合同負債與采購支出均有不同程度的增長,搶裝已經(jīng)啟動,目前各制造環(huán)節(jié)供不應求.

風機：2019年9月份整機單位千瓦招標價格已超4000元,絕大多數(shù)一二線整機制造商無空閑產(chǎn)能,并對已簽低價合同進行梳理.

軸承：頭部整機制造商已預訂完國外軸承廠產(chǎn)能,國內(nèi)軸承廠,如洛軸、瓦軸、大冶軸等軸承制造企業(yè)排產(chǎn)較滿；

塔筒：塔筒制造商更加貼近用戶側,下游需求增長會更快反映在產(chǎn)品價格上.通常塔筒為成本加成模式,價格與原材料同漲同跌,目前部分塔筒制造商產(chǎn)品價格不隨原材料價格走低而下降.

葉片：總體產(chǎn)能偏緊,葉片芯材短缺.雨季結束后巴沙木庫存見底,巴沙木價格已上漲至12000元/噸,巴沙木生長周期在4-5年以上,預計2019-2020年葉片供應偏緊.

鑄件：環(huán)保、場地、勞動力等因素制約其擴產(chǎn),從各廠商公布的產(chǎn)能情況來看,2019-2020年國內(nèi)供需偏緊的情況較難改變.整機、零部