2018年中国风力发电行业发展趋势及市场前景预测

　　2016年，国内风电新增并网容量 19.3GW，同比下降 41.46%，装机下滑主要 有两方面原因：1）受标杆上网电价下调影响，2015年国内风电市场出现了明显的抢装行情，全年风电并网达到 32.97GW，同比增长 66.41%，抢装透支了部分 2016年的装机需求；2）弃风限 电进一步恶化，2016年全年弃风率高达 17.10%，抑制了风电运营商的投资热情，进而降低了装 机需求。

2016年红色预警区域弃风限电问题严重

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　　2017年上半年，国内风电新增并网容量6.01GW，同比下降22.35%，其中，Q1新增并网3.52GW， 同比下滑 33.96%。主要原因在于：1）2017年 2 月，能源局发布了《关于发布 2017年度风电 投资检测预警结果的通知》，将内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆等弃风限电较为严重 的六省划为风电开发建设红色预警区域，同时规定红色预警的省不得核准建设新的风电项目，并 要采取有效措施着力解决弃风问题；2）风电开发建设向南转移，而南方由于地势等原因施工周 期普遍比北方项目长半年左右，导致建设进度缓慢；3）年初环保督查及“十九大”召开限制项 目施工也是重要原因。

风电历年新增并网容量（GW）

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2016年全国风电弃风率有所恶化

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　　风电行业装机需求基本见底，且复苏趋势明确， 未来三年行业装机需求复合增速有望达到 25%。展望 2018年，我们认为随着限电问题的持续改 善，西北六省红色预警有望解除，从而贡献可观装机增量，同时随着南方施工周期拉长和环保督 查的问题得到缓解，国内风电装机将重回增长，预计2018年国内风电装机有望达到25-26GW，同比增长 30%。

　　事实上，当前行业装机需求已复苏，2017年 Q1-Q3，风电并网装机分别为 3.52GW、2.49GW、3.69GW，分别同比增长-33.96%，3.32%、63.27%，风电并网数据已连续 两个季度转正，且三季度大幅增长。

全国风电季度并网容量（万千瓦）

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虽然从全年来看，16年弃风限电问题相比 15年进一步恶化，但是分季度来看，我们发现，弃风 率在持续环比改善，2016年 1-4 季度弃风率分别为 25.81%、16.82%、12.70%、12.49%，环比 改善的趋势明确。2017年 1 季度弃风率为 16.42%，出现环比季节性小幅上升， 但同比仍大幅下滑，2 季度和 3 季度弃风率分别为 11.07%和 8.66%，同时主要限电地区弃风率 也显著下降。

弃风限电逐季改善的趋势明确

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主要限电地区弃风率显著下降

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　　风电建设向中东部和南部地区转移趋势明显，限电问题无进一步恶化可能。风电“十三五” 规划提出，“十三五”期间“三北”地区在基本解决弃风问题的基础上，通过促进就地消纳和 利用现有通道外送，新增风电并网装机容量 35GW，累计并网容量达到 135GW，相比“十 二五”同比增长35%；中东部及南部地区新增并网容量42GW，累计并网装机容量达到70GW， 同比增长 150%。另外，从 2016年各省市核准的装机容量来看，弃风限电较为严重的吉林、 黑龙江、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆等地并没有核准新增装机，新增装机主要向河南、山东、 湖南等低风速但风电消纳能力较强的地区转移。2017年前三季度，风电新增并网容量较多的省份为青海、山东、河南、河北等地，弃风限电严重的新疆（0.3GW）、甘肃（0）、宁夏（0） 等地势头得到有效遏制。

2016年各省市核准装机容量（万千瓦）

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2017年前三季度各省新增风电并网容量（万千瓦）

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　　2016年 12 月底国家发改委提出下调陆上风电上网电价，2018年 1 月 1 日之后，一类至四类资 源区新核准建设陆上风电标杆上网电价分别调整为每千瓦时 0.40 元、0.45 元、0.49 元、0.57 元， 较当前上网电价下调幅度分别为 14.89%，10%，9.26%，5%。电价下调幅度较大，但是此次电 价下调的触发条件由原来的并网变更为核准+两年内开工。

风电标杆上网电价调整及触发条件（元/kwh）

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　　根据能源局数据，截至 2016 年底，我国已核准未建设的风电项目容量合计 83.94GW，其 中 2016 年新增核准 32.4GW，2017 年 7 月 28 日国家能源局公布 2017 年将新增核准项目 30.65GW，合计 114.59GW，且大部分位于非限电地区。根据最新的电价下调触发条件，上述 114.59GW 的项目需要在 2019 年底前开工建设，以获得 0.47-0.60 元/千瓦时的上网电价，否则 上网电价将被调整为 0.40-0.57 元/千瓦时。

2017 年全国核准未建容量 114.59GW（未剔除 17 年并网容量）

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　　2016 年，全国风电新增公开招标 28.3GW，同比增长 51.34%，招标量创历史纪录；2017 年前 三季度，全国风电新增公开招标 21.3GW，同比下降 11.7%，招标量维持在高位水平。从历史数 据来看，招标通常领先实际并网一年左右，12/15 年招标下滑对应 13/16 年并网容量下滑，13/14 年招标增长对应14/15年并网容量增长；16年招标大幅上升对应17年上半年并网容量同比下滑， 主要原因在于风电开发建设区域结构的改变及标杆电价下调触发条件的改变。

国内风电季度招标容量（GW）

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招标量是行业装机的领先指标

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　　较高的风电运营收益率是推动行业发展的核心驱动因素，同时也是风电招标量维持高位的根本原 因。影响风电运营内部收益率的核心因素是利用小时数和标杆上网电价。我们以三类资源区为例， 按照我们的假设，在风电利用小时数为 1800 小时，标杆上网电价为 0.54 元/kwh 的情况下，风 电运营收益率在 15%左右，对企业投资而言仍具备吸引力。通过敏感性分析，我们发现 IRR 与 利用小时数和标杆上网电价均呈现正相关关系，且利用小时数提升和标杆电价下调对 IRR 影响均 较大。

风电运营收益率敏感性分析

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风电运营 IRR 与标杆电价敏感性分析

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风电运营 IRR 与利用小时数敏感性分析

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　　综上，无论是从投资回报的吸引力，还是从限电改善带来利用小时数提升叠加电价下调政策的驱 动力来看，上述 114GW 核准未建项目均可支撑 2017-2020 年的并网增量，未来三年行业装机需 求复合增速有望达到 25%。