风电专题报告：关于2020-2030陆上风电发展的思考

1、陆上风电行业发展情况

1.1.全球陆上风电发展情况

从2001年至2019年，全球陆上风电实现了快速发展。从目前的发展状况来看，主要可以分为三个阶段。第一阶段是2001-2008年，全球风电行业处于迅速发展期，新增风电装机容量年复合增长率22.5%。第二阶段是在2009-2012年，可以称为全球风电整合期，年度装机增速放缓，新增风电装机量年复合增长率下降至5%；第三阶段是2013至2019年底，全球风电再次进入成长期，中国是这次成长的重要贡献者，该阶段风机整机应用技术提升、电场管理效率增强、度电成本优势逐步显现，新增风电装机年复合增长率达到7.49%。

1.1.1.装机量

2019年，全球陆上风电新增装机量53.2GW，较2018年的46.8GW提升13.68%；累计装机量达到621.3GW。我们预期2020年全球新增装机量有望突破60GW，累计装机量达到680GW以上。2020年中国陆上风电抢装，将成为全球新增装机量的重要贡献者。

1.1.2.发电量情况

根据IEA的数据，2019年1-11月OECD成员国风电发电量744Twh，同比增长12.3%，占总发电量7.71%。

其中，美洲风电发电量322.1Twh，同比增长10.8%；亚洲和大洋洲发电量30.6Twh，同比增长18.7%；欧洲风电发电量391.3Twh，同比增长13%。值得注意的是，亚洲和大洋洲的发电量增幅最为显著。

从各类发电量占比角度来看，2019年1-11月的可再生能源发电占比由2018同期的27.04%提高至28.8%，增长了1.76个百分点。其中，风力发电2019年占比8.78%，较2018年的6.8%提升1.98个百分点。我们认为，2020年可再生能源发电占比将继续保持增长态势，有望贡献30%的发电量，风电贡献发电量占比有望突破10%。

1.1.3.各国政策退坡带来的影响

全球各地风电开发逐渐开始转向新能源竞价招标，未来新能源市场的机制将是平价。因此，补贴退坡是各国普遍要面临的问题。然而，并不是每一个国家都能实现从固定上网电价机制平稳过度到竞价招标机制。根据GWEC数据，在中国、美国、德国和印度四个风电发展大国中，德国和印度已经遇到了发展瓶颈。

1.1.3.1.德国

2017年，德国《可再生能源法》修订，降低投标水平。相较于之前规定的24个月执行期，公民所有的风电厂被授予了54个月的延长执行期限，也被授予了建设许可证。结果随着规则被取消，出价非常低，仅为38EUR/Mwh，虽然达到了可接受的水平，但拖延批准过程导致认购不足和市场活动整体放缓。从2017年开始，超过170万千瓦的装机量尚未分配。2019年认购不足的比例上升至约60%。此外，虽然拥有较长的建设期，2017年核准的项目到2019年完成率仅为6%。于是，政府再次做出政策调整，对招标要求进行改革，但出现了新的问题。由于法律诉讼问题，11GW不能参与招标或对招标设置了限制，其中主要原因是环境影响问题。在招标政策调整和环评的影响下，德国最大的本土主机商面临着几乎破产的局面，只能求助于地方政府。

1.1.3.2.印度

印度将于2017年首次对陆上风能进行拍卖。引入拍卖旨在完成2022年60GW陆上风电的装机目标，但现在来看很难达成。风能拍卖的认购不足，到2019年只有2.9GW被认购。并且，在拍卖后，如果中标者想要在古吉拉特邦签署PPA，会要求匹配最低的出价。另外，印度也面临招标政策、土地使用以及电网问题，整体装机量缩水8GW。

1.1.3.3.美国

2019年12月19日，美国国会通过了一项支出和税收法案，将目前的陆上风电生产税收抵免再延长一年。如果2020年开始建设，将享受60%的生产税收抵免，相当于1.5美分/kwh。这意味着美国将在2024年再次经历一轮抢装。

1.1.4.未来全球陆上风电主要市场

直到2050年，亚洲将始终主导全球陆上风力发电设施，其次是北美和欧洲。我们认为，中国和美国是贡献装机量的核心力量。受补贴政策影响，中国和美国的风电装机量在2020年会出现临时性的增长，抢装结束后，预期全球每年的新增装机预期将保持在60GW以上。根据GWEC数据，到2023年全球风电累计装机有望达到900GW。

1.2.国内陆上风电发展情况

在过去的10年里，风电行业从萌芽期、探索期一直发展到现阶段的快速成长期，每段时期都在向着更高的目标奋进，在并网量、发电量、利用小时数、弃风率、弃电量等方面都取得了重大进步，向着国际水平靠拢。2018年开始，我国已经成为全球风电装机量增长最为显著的国家之一。

1.2.1.国内并网量

2019年，全国累计并网容量21005万千瓦，同比增长14%。年内新增风电并网容量为2579万千瓦，较2018年的2059万千瓦增长25.25%。我们认为，由于5月份出台补贴退坡政策后，为了能够尽快并网，有开发厂商加快了电场建设速度，造成2019年并网量出现显著增长的情况，这种增长预期会持续到2020年末，我们认为2020年累计并网容量有望突破24000万千万时。

1.2.2.发电量

2019年，全国风电发电量4057亿千瓦时，同比增长10.85%。其中，内蒙古贡献发电量666亿千瓦时，同比增长5.38%，居全国之首；此外，新疆发电量413亿千瓦时，同比增长15.04%；河北发电量318亿千瓦时，同比增长12.37%；云南发电量242亿千瓦时，同比增长10%。

1.2.3.利用小时数

2019年，全国平均风电利用小时数2082小时，较去年下降13小时。平均利用小时数较高的省份是云南和福建，分别为2808小时和2639小时。此外，利用小时数增长显著的有5个省份，西藏2173小时，同比上升16.64%；四川2553小时，同比上升9.45%；青海1743小时，同比上升14.37%；新疆2147小时，同比上升10.05%；天津1965小时，同比上升7.38%。

1.2.4.弃风弃电率情况

2019年，全国平均风电利用率96%，平均弃风率4%，弃风率同比下降3个百分点。其中，甘肃、新疆和吉林地区弃风率下降显著，分别为11.4个百分点、8.9个百分点和4.3个百分点。

全国弃风电量168.6亿千瓦时，同比减少108.4亿千瓦时。新疆、甘肃、内蒙古地区弃电量分别减少40.8、35.2、21.2亿千瓦时。虽然这些地区弃风量有明显的改善，但在全国范围内，仍属于弃风仍较为严重的地区。目前新疆弃风率14%，弃风电量66.1亿千瓦时；甘肃弃风率8%，弃风电量18.8亿千瓦时；内蒙古弃风率7.1%，弃风电量51.2亿千瓦时。

1.2.5.补贴退坡政策

国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，对陆上和海上风电的电价及补贴期限提出了新的要求。

1.2.5.1.陆上风电

将陆上风电标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。2019年I～IV类资源区的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税）；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。参与分布式市场化交易的分散式风电上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴。不参与分布式市场化交易的分散式风电项目，执行项目所在资源区指导价。并且，通知对并网时间做出了限制，2018年底前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

本次补贴退坡政策较2015年的补贴退坡政策，带来的影响程度也有所不同。我们对两次的政策进行比对，补贴退坡强调范围有所变化，2015年的政策给出了2016和2018年的标杆电价，而2019年废止了标杆电价，改为指导价。并且，2015年的补贴退坡主要是针对I～III类风区，IV类风区降幅较小。而2019年的新政策是对所有风区进行降价，范围更广。此外，2015年的政策要求2016年、2018年等年份1月1日以后核准的陆上风电项目分别执行2016年、2018年的上网标杆电价，补贴参照的是核准时间，而2019年新政策参照的是并网时间。因此，新政策对取得补贴的要求更为严格。值得注意的是，2019新政策对分散式单独做出要求，而在2015年的政策里并未涉及，我们预期，我国分散式项目将逐步开始走上风电发展舞台。

由于新的补贴政策以并网时间为节点，开发商为了能够按时并网，获得预期的上网电价，加快建设速度，缩短工期，导致新一轮抢装潮到来。由于风机、塔筒的交付周期不同，价格、订单量、排产情况受抢装潮影响的程度也有所不同。

1.2.6.关于补贴分配问题

2020年春节前期，国家接连发布了《可再生能源电价附加补助资金管理办法》、《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》和《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知（征求意见稿）》三个文件，对风电、光伏等非水可再生能源提出新的管理要求。

文件中，项目的补贴方式和核准要求值得注意。首先，政策对补贴进行要求，提出以收定支，合理确定新增补贴项目规模。这个主要是根据基金征收情况和用电量增长等因素，预计2020年新增补贴资金额度为50亿。目前，明确给出在50亿补贴中，光伏补贴规模占15亿元，剩余35亿由风电和生物质发电来分配。具体到风电补贴方面，有补贴的陆上风电按照两项约束进行规模管控，第一是“十三五”可再生能源规划对于各省的风电设定的发展目标，第二是消纳能力。根据国家发改委和国家能源局共同发布的《电力发展“十三五”规划》，要求“十三五”期间，风电新增投产0.79亿千瓦以上，2020年全国风电装机达到2.1亿千瓦以上。截至2019年，我国风电累计并网容量21005万千瓦，已经达到十三五规划的要求。因此，我们认为这50亿补贴中留给风电的补贴非常有限。此外，风电项目核准方面，政策要求以明、后两年电网消纳能力为依据合理安排新增核准（备案）项目规模；但是今年的核准的项目最快也是明年建设，今年在建的项目都是2019年及以前核准的，因此对目前在建项目没有影响。

2.2020-2030行业发展阶段思考

我们认为，2020-2030年是整个风电行业发展变革的重要阶段，变革后将会呈现和现在截然不同的产业格局，因此我们将这11年划分为5个不同的阶段，每个阶段都表现出不同的特点，并有各类项目共同支撑，需要逐一进行分析。

2.1.2020抢装期，补贴时代与平价时代的交界

2020年底是陆上风电补贴的最后期限，行业年内将进行最后一轮补贴抢装。这一年，我们需要重点关注吊装量、弃风率、电网并网能力。

2.1.1.2020实际能够完成的吊装量

我们对国内主力整机制造商2016-2019年的出货量做了统计，并对2020年的整机交付量做出预期，受到零部件齐套率、产品运输距离等多方面影响，按照目前各大企业的产能、市占率情况，我们预期2020年主机交付量约在35-40GW之间。主力厂商为金风科技、远景能源、运达股份、明阳智能、上海电气，这五家厂商将贡献约75%的装机量。

风机交付一般是和其他部件（如塔筒）同一时间运输到现场，工程方统一进行吊装，因此风机交付后基本能尽快完成吊装。根据2013-2019风电吊装量数据，风机的交付量和风机吊装量基本吻合，因此我们预期2020年的风机吊装量约为35-40GW。

2.1.2.2020年电网承受能力

电网的并网容量要分为保障弃风率不出现显著上升情况下的健康并网量（最小并网量）及电网承受能力极限（最大并网量）两种情况讨论，得出2020年的并网容量区间。

2014至2019年，全国年度新增并网容量区间为14.99GW-32.97GW。近两年来，年新增并网容量均在20GW左右波动，全国弃风率呈现下滑态势，意味着20GW的年新增容量是可以消纳掉的。从用电看，根据国家发改委数据，2019年1—11月全国全社会用电量同比增长4.5%，用电量稳步增长。并且，火电持续控制发电量，给新能源发电让步，我们预期在保证弃风率没有出现显著上涨的情况下，2020年的健康并网量可以达到27-28GW。若从电网承受极限来分析，2015年的新增并网容量为32.97GW，基本是当年电网所能承受的极限水平。经过5年的发展，我们预期2020年电网承受极限约为35GW，略高于2015年。我们预期并网量范围为27-35GW之间，实际并网量大概率在27-30GW之间。

2.1.3.弃风率管控

风电场的弃风率和弃电量一直是政府、电网及企业管控的核心。2015年风电行业经历了发展史上第一次补贴退坡，风电抢装导致年内风机吊装量30.5GW，同比增长31.5%；新增并网容量32.97GW，同比上升23.53%，2015-2016两年的弃风率显著上升。特别是内蒙古、吉林、黑龙江、新疆、甘肃、宁夏这些地区。例如，新疆省2015和2016年的弃风率分别为31.94%和38%，依靠政府持续调控，2019年首次降低到14%。我们认为，地方政府会倾向于保护5年来的消纳协调成果，在保证弃风率没有显著上升情况下有序并网，达到35GW极限并网概率较低。

2.1.4.可能出现的并网解决方案

2019年招标的陆上风电项目约为52.17GW，2020年即使按照并网极限35GW来计算，已招标的项目只能并网67.09%。因此，为了避免环评水保、可研报告、风机塔筒设备等前期投入成本沦为沉没成本，这些企业只能在2020年后逐步并网。我国风电开发主体目前仍以央企为主，能否尽可能多的并网获得补贴电价，达到可研报告给出的IRR取决于央企与地方政府、电网之间的协调。

2.1.4.1.顺延并网截止日期，有序并网

为减轻地方电网的承受压力并保障弃风弃电率不会出现显著上涨，预期会有部分地区尝试顺延并网截止日。例如，在一定日期前完成风机吊装，但受电网、消纳等影响没能在2020年底并网的机组，可将并网截止日期顺延1-2个季度，并网后电场仍享受2020年的补贴电价，超过顺延时限后不再补贴。

2.1.4.2.部分并网，获得补贴电价

若并网截止日期不能顺延，或可采取部分并网的方式。将可并网的装机量分配给待并网的电场，让这些电场都有一部分风机可在2020年内并网，拿到补贴电价，剩余部分装机2020年后并网，按照平价电价处理。亦或是风机部分并网后，默认该电场整场并网，享受补贴电价，未并网部分在2020年后有序并网。这种方式可以减轻或免除由于并网限制给开发商带来的电价损失。

2.2.2021-2022项目存量消耗期

2.2.1.装机量预期

2021-2022年以消耗存量项目为主，包括递延并网的补贴项目、平价大基地项目、目前核准的分散式以及自愿转为平价项目。

2.2.1.1.2020年顺延并网的项目

数据显示，2019年陆上风电招标量约为52.17GW。我们认为，即使按照电网承受极限35GW并网，依旧有33%的容量需要递延到2020年后并网。根据实际并网能力，我们预期大约有25GW-30GW容量需要在2020年后实现并网。

2.2.1.2.平价大基地项目

2019年已核准的平价大基地项目中，兴安盟和乌兰察布项目已完成招标，其余8.96GW预期在2020年开始招标。这些项目将从2021年开始陆续建成投产。

2.2.1.3.自愿转为平价的项目

2019年一季度，国家发改委公布了第一批拟建平价上网项目信息表，除了广东省连州市龙坪镇、星子镇100MW风力发电项目给出2021年9月预投产时间外，有大约3GW的项目尚未给出预期投产时间。其中，山东省25万千瓦、河南省110万千瓦、湖南省35.9万千瓦，特别是吉林省有119万千瓦的项目是存量项目自愿转为平价上网项目。我们认为，部分开发厂商由于各种问题不能按时开工时建设，为了不使前期投资变为沉没成本，大多有意愿转为平价项目。并且，市场预期长期电价还有向下趋势，开发商更愿意尽早并网发电，会尽量将这些存量项目尽快执行。我们预期，这些项目将在2021-2022年逐步建成投产。

2.2.1.4.分散式崭露头角

2019年开始，政府鼓励分散式风电项目的意向愈发显著。分散式可以在大型商业和工业区应用，未来可以实现自我发电，自我消纳，核心竞争力是电价便宜，符合我国电价下调的长期趋势。截至目前，共14个省市下发了利好分散式风电的相关政策。包括湖北、山东、河南、内蒙古、内蒙古赤峰市、黑龙江、广东、青海、广西、安徽铜陵市、安徽滁州市、安徽池州市、宁夏、天津等。近期，湖北、辽宁、安徽、江西、内蒙、吉林六省已核准的分散式项目达到2.78GW，这些项目预期将在2020年后开始建设。

综上所述，我们认为，我们预期，2020年风机吊装量为35-40GW之间，实际并网量在27-30GW之间。平价以后，2021-2022年，补贴递延项目、平价大基地项目、分散式发电项目等需要处理的存量项目容量约为50GW，年装机量不会出现断崖式下滑。

2.3.2023-2024行业整合期

长期来看，市场现状将反映出风电在绝大多数市场上已达到商业水平。风电产业正在向更成熟、无补贴的可再生能源产业转型。这种转变将导致一个高度竞争的市场，并将推动行业进一步整合。2023-2024年大概率是行业发展相对艰苦的时期，各大厂商为度过整合期，提供服务的方向、公司发展路径会出现变革。整机厂商需要依靠逐步发展起来的运维服务、平价大基地、分散式项目支撑。

2.3.1.平价基地及分散式风电保证基础装机量

由于抢装项目以及前期的平价项目消耗殆尽，此时执行的大多是2021年后核准的项目。这些项目主要以平价基地和分散式项目构成。我们预期，年装机量在20GW左右，整机厂商仍可以维持现在的行业竞争格局，若新增装机量低于18GW，对风机行业特别是整机厂商降造成打击，迫使部分整机厂退出行业，行业出现第二轮洗牌。

2.3.2.运维服务发展将受到空前的重视

风电场生命周期主要分为前期建设和后期运维两大阶段。随着风电场建设速度加快，存量风机开始走出质保期，后期运维市场已经开始成长。国内外运维市场增量主要有两类，第一类是国内即将出质保期的机组。风电机组质保期是3到5年，一般小型机组是3年，大型机组是5年。近些年的装机以中大型机组为主，我们假定这些机组质保期为5年。

那么2015年这批机组将在2020年集中出质保期，开始为期15年的后期运维服务。2015年是风电发展史上装机量增长较快的一年，年内新增装机并网量为32.97GW。因此，2020年运维市场容量将显著扩张。并且，由于目前的风电项目均享受补贴，开发商降本重心放在一次性投资上，对后期运费服务考虑较少，所以项目招标很少包括第6年至第20年的运维服务。风机出质保期后，多数需要再次进行运维服务招标。因此，2020年至2024年，国内运维市场容量将有望增加110GW。

第二类运维市场增量是存量机组。一些国内或国外的主机厂随着市场发展逐步被淘汰，已经没有能力对过去供应的风机提供运维服务，需要其他主机厂商提供服务。这种情况的市场空间也相对较大。

2.3.2.1.平价时代到来，运维市场前景广阔

由于一次性设备投入成本可压缩空间非常有限，2020年后，风电平价项目为了控制成本，只能压缩运维层面的费用。部分平价项目在建设招标时，倾向于采用报风机价格和第6年到第20年运维费用总价的模式，提前锁定运维成本，并且这种模式有望成为未来风电建设维护的发展趋势。因此，2020年后的部分平价项目运维服务供应商将在风电场项目招标时就能确定，市场发展前景较好。

2.3.2.2.运维服务招标情况

国内开发商以大型央企、国企为主，偏好自行搭建运维团队为风电场提供运维服务。但是由于知识结构、技术能力、人力成本等方面的限制，造成风电场运营效率下降，运维成本持续攀升，这种模式长期将被打破。近期，已有多家企业开始对外进行风电场运维服务招标，希望以此提高风电场发电效率，降低运维成本。

2.4.2025-2030换机潮初始期

2025年，存量风机开始进入更迭阶段。风机使用寿命到期后，若重新供电意味着替换整个风力涡轮机系统组件或用先进高效的技术对涡轮机或特定的组件，如转子、齿轮箱进行升级改造，同时仍然保留现有的组件，如基础和塔。目前，每年风能投资的大部分用于安装新的陆上风力发电能力，而替换已退役的装机容量所需的份额几乎微不足道。然而，在未来的几十年里，将需要投资的一部分来取代现有的风力发电能力，使其达到寿命的终点。

我国风电机组生命周期为20年，到2025年，2005年的机组使用寿命期满，需要更换新的机组。历史上2005-2009年是我国风电行业的快速发展期，风机年吊装量增长率超过100%。2005年内的装机量约0.51GW，是风机吊装量放量的开端，2006年和2007年的风机吊装量分别为1.29GW和3.31GW。因此，2025-2027年使用寿命到期的风机容量约为5.1GW。由于风机发展初期技术尚不成熟，以小机组为主，发电效率较低，通过技改延长风机寿命的性价比较差。因此，开发商更倾向于替换新机，保障发电效率，而不是单纯做技改。

2.5.2028-2030平稳发展期

2028-2030年，需要替换的风机数量逐年增加。根据IRENA数据，2020年，欧洲28%的风力涡轮机装机容量超过了使用寿命，预计到2030年，北美四分之一的风力涡轮机将达到使用寿命的极限。由于装机容量越来越大，使用寿命到期的机组越来越多，需要的投资也逐渐上升。到2040年，替换老机组将需要每年平均三分之一以上的陆上风能投资，以先进技术取代现有的发电能力。

对于我国，由于2008-2010年开始年装机量较大，分别为6.15GW、13.8GW、18.8GW，2028年后需要更换的风机数量逐步上升，可以带来相对稳定的替换装机量。再加上平价基地和分散式项目装机量的支撑，主机年装机量有望再次回到25GW的水平，行业再次进入平稳发展阶段。

3.未来预期

我们预期，2020年风机吊装量为35-40GW之间，实际并网量在27-30GW之间。平价以后，2021-2022，需要消纳的存量项目容量约为50GW，年装机量不会断崖式下滑。2023-2024年预期是行业最为艰难的时期，需要依靠平价基地、分散式及运维服务支撑。若装机量低于18GW，将对主机厂造成打击，行业进行新一轮洗牌，能够提供风电场全生命周期服务的主机厂商最终将赢得市场。2025年后新机组开始逐步替换2005年的老机组，装机量开始稳定下来。2027年后，需要更换的风机数量逐步上升，主机年吊装量再次稳定下来。