中国海上风电行业研究行业发展概况.docx

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中国海上风电行业研究行业发展概况

中国海上风电行业研究-行业发展概况

（一）行业整体发展概况

1、电力行业现状及趋势

（1）全社会发电量和用电量持续增长

电能是现代社会一种十分重要的二次能源，具有转化容易、输送方便、使用

灵活的特点，是当代社会工业、农村、国防、交通等各个领域和日常生活工作中

不可缺少的能源。

电力行业为国民经济各个行业的生产和运行提供动力，是国民

经济发展的基础行业和重要支柱产业。

受国民经济持续增长、工业化进程持续推

进以及城乡居民用电需求增长的驱动，中国中长期电力需求形势乐观，电力行业

将持续保持较高的景气程度。

2018年，中国全社会用电量6.84万亿千瓦时，同比增长8.52%，增长率较

上年提升1.97个百分点，为2012年以来最高增速。

2009年至2018年，受国民

经济持续稳定增长的推动，中国全社会用电量由3.66万亿千瓦时增加到6.84万

亿千瓦时，年化复合增长率6.46%。

（2）全国电力供需形势总体转为平衡

根据中国电力企业联合会发布的年度电力统计数据，2018年度中国发电量

累计值为6.99万亿千瓦时，同比增长8.39%，全国全口径发电装机容量19.0亿

千瓦，同比增长6.47%，发电设备平均利用小时数为3,862小时，较上一年度出

现小幅提升。

近年来，随着全社会用电量增速逐步回升，中国发电设备平均利用

小时数在经历多年下滑后逐步趋稳并出现了小幅回升，电力供需形势整体保持稳

定。

预计2019年全国基建新增发电装机容量1.1亿千瓦左右，其中新增非化石

能源发电装机6,200万千瓦左右；预计2019年底全国发电装机容量约达到20亿千瓦，同比增长5.5%左右。

其中，水电3.6亿千瓦、并网风电2.1亿千瓦、并网

太阳能发电2.0亿千瓦、核电5000万千瓦、生物质发电2100万千瓦左右。

非化

石能源发电装机容量合计8.4亿千瓦左右，占总装机容量的比重为41.8%左右，

比上年底提高1个百分点。

根据中国电力企业联合会发布的《2018-2019年度全国电力供需形势分析预

测报告》，综合考虑国际国内形势、产业运行和地方发展等因素，预计2019年

全社会用电量增速将较2018年出现平稳回落，新能源发电装机将持续增加，第

三产业和居民生活用电比重持续提高，时段性系统调峰能力不足，全年全国电力

供需总体平衡。

（3）发电结构变化情况

尽管目前火力发电仍为中国电能的主要获取方式，但随着环保标准提升以及

对于清洁能源发电产业建设的支持和优先上网销售等政策倾斜，中国能源结构正

逐渐改善。

2018年，中国非火电发电量已提升至20,708亿千瓦时，相比于2009

年增加14,013亿千瓦时，占比由18.19%提升至29.61%。

2018年，中国发电量6.99万亿千瓦时中，火电发电量为4.92万亿千瓦时，

同比增加7.31%，占总发电量的70.39%；水电发电量为1.23万亿千瓦时，同比

增加3.20%，占总发电量的17.63%；风电发电量为0.37万亿千瓦时，同比增加

20.16%，占总发电量的5.23%。

截至2018年末，全国全口径发电装机容量19.0亿千瓦，同比增长6.47%。

其中，火电装机容量11.44亿千瓦，同比增加3.02%；水电装机3.52亿千瓦、风

电装机1.84亿千瓦，太阳能发电装机1.74亿千瓦，核电装机0.45亿千瓦，非火

电合计装机7.56亿千瓦，占总装机容量的比重为39.79%。

根据国家发展改革委、

国家能源局公布的《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》，到2030年非化

石能源发电量占全部发电量的比重将力争达到50%。

2、风电行业发展现状

（1）全球风电行业发展概况

当前世界在能源短缺和环境保护的双重压力下，大力开发和使用清洁能源已

成为实现经济社会可持续发展的必然选择，世界各主要国家已纷纷制定了可再生

能源发展目标并出台了支持政策，甚至多个城市、社区以及企业率先展开迅速壮

大的“100%可再生能源”行动。

自2017年，全球对对新增可再生能源发电的投资已超过对新增化石燃料和

核能发电投资总和的两倍以上。

由于成本竞争力的提高，2017年全球可再生能

源投资占电力行业总投资的比例超过三分之二，未来可再生能源在电力行业的份

额仍将会继续上升。

风能作为一种无污染、可再生的清洁能源，在近年来受到越来越高的关注。

世界风能资源多集中在沿海和开阔大陆的收缩地带从分布来看，主要分布在北美

洲、亚洲、拉丁美洲等地方。

据估算，全世界风能总量约1,300亿千瓦，其中可

利用的风能为200亿千瓦。

随着风力发电技术不断成熟完善，风电产业已迎来快速发展，在过去多年中

成为发展最快的新能源行业之一。

目前，全球风电行业分布主要在美国、欧洲以

及中国等地区，2018年英国陆海风力发电已经占到其总发电量的17%，计划到

2030年时其70%的电力均来自低碳能源，1/3的电力将来自海上风电；美国则提

出到2030年20%电力供应将由风电提供的目标。

2017年全球风电新增装机容量0.52亿千瓦，风电累计装机容量已达到5.39

亿千瓦。

整体来看，过去几年中全球风电装机容量增长态势稳定，2013至2017

年由3.19亿千瓦增长至5.39亿千瓦，年化增长率11.09%。

根据全球风能理事会

（GWEC）对2018-2022年风电市场预测，2019和2020年全年市场将会恢复

增长，到2022年全球累计装机容量将达到840GW，风电市场保持稳定发展势头。

2013年至2018年，中国风电新增装机容量，连续六年保持全球新增装机容

量第一位，新增装机容量的持续提升使得中国在风电累计装机容量上已超越欧

盟，成为全球风电累计装机容量最大的地区。

根据全球风能理事会（GWEC）发

布的《全球风电发展报告》，中国风电累计装机容量以206,804MW陆上风电和

4,588MW海上风电居世界首位，占比超过35%。

（2）中国风电行业发展概况

①装机容量持续增加，但整体增速减缓

近年来，中国有关主管部门先后出台《可再生能源法》、《可再生能源产业

发展指导目录》、《促进风电产业发展实施意见》、《风电开发建设管理暂行办

法》、《可再生能源发展“十一五”规划》、《风电发展“十二五”规划》、《风

电发展“十三五”规划》等一系列法律法规和发展规划，为风电行业发展设定了

明确的目标，提供了全面的法律框架支撑。

根据中国可再生能源学会风能专业委员会的统计数据，2009年至2018年，

中国风电累计总装机容量从1,760万千瓦增至18,426万千瓦，累计装机容量的年

复合增长率为26.47%，2018年全国基建新增风电装机容量2,100万千瓦。

但近

年来中国风电产业增速显著下降，因中国风能资源与电力需求存在区域错配，部

分地区风电产能过剩、本地消纳能力不足、输送通道有限，从而导致弃风限电问

题产生，全国风电行业整体增速减缓。

②弃风限电状况缓解

截至2018年末，中国风电装机容量超过1,000万千瓦的省份共7个，其中

内蒙古累计装机容量最高，达2,869万千瓦；新疆、河北、甘肃分别位列第二至

第四位。

可见，中国风电主要集中在风力资源较好的“三北”地区，但由于当地

消纳能力不足、外送能力有限，导致当地弃风限电情况较为严重。

针对上述情况，《可再生能源发展“十三五”规划》中明确，要在充分挖掘

“三北”本地风电消纳能力的基础上，借助当地已开工建设和明确规划的特高压

跨省区输电通道，在落实消纳市场的前提下，最大限度地输送可再生能源，扩大

风能资源的配置范围，促进风电消纳。

《做好风电、光伏发电全额保障性收购管

理工作的通知》中明确了各地区的风电最低利用小时数，为解决弃风限电问题提

供了政策保障。

根据国家能源局发布的风电并网运行情况，2018年全国风电平均利用小时

数2,095小时，同比增加147小时；全年弃风电量277亿千瓦时，同比减少142

亿千瓦时，平均弃风率7%，同比下降5个百分点，弃风限电状况明显缓解。

2018

年，弃风率最高的地区是新疆、甘肃、内蒙古，三省弃风电量合计233亿千瓦时，

占全国弃风电量的84%，占比依旧较高；风电平均利用小时数较高的地区为福建、

云南、四川和上海。

自2013年起，中国用电需求进入低速增长阶段，全社会用电增速持续下降，

从2013年的7.5％到2015年的0.5%，2015年成为中国过去四十年电力同比增速

最低的一年。

2016年随着中国经济进入新常态、增速企稳，用电需求回升，

2016-2018年用电量同比增速均在6%以上。

随着用电需求逐步回暖，预计弃风

限电现象将得到持续改善。

③风电行业定价机制

根据《可再生能源法》和《可再生能源发电有关管理规定》，可再生能源发

电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点

和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确

定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整和公布。

2014年6月5日，国家发改委印发《关于海上风电上网电价政策的通知》

（发改价格〔2014〕1216号），规定对非招标的海上风电项目，区分潮间带风

电和近海风电两种类型确定上网电价；2017年以前（不含2017年）投运的近海

风电项目上网电价为每千瓦时0.85元（含税，下同），潮间带风电项目上网电

价为每千瓦时0.75元。

2016年12月26日，国家发改委印发《关于调整光伏发电陆上风电标杆上

网电价的通知》（发改价格〔2016〕2729号），规定海上风电区分近海风电和

潮间带风电两种类型，近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元，潮间带

风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.75元，自2017年1月1日起执行。

2019年5月21日，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》

（发改价格〔2019〕882号），海上风电上网电价自2019年7月1日起执行如

下政策：

A.将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞

争方式确定上网电价。

B.2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价

调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。

新核准近海风电项目

通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。

C.新核准潮间带风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于项目所

在资源区陆上风电指导价。

D.对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成

并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并

网年份的指导价。

此外，该通知再次明确，风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱

硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算，高出部分由国家可再

生能源发展基金予以补贴。

对于陆上风电上网电价，上述政策按I～IV类资源区分别确定标杆上网电价

或指导价。