傳統裝機仍占主導地位，新能源實現較快增長。截至 2019年11月，全國發電裝機容量達18.74億千瓦，同比增長5.6%。其中，火電裝機11.77億千瓦，增長 4.6%，占發電裝機容量的 62.8%；水電3.09億千瓦，增長1.4%；其他新能源總計3.88億千瓦，同比增長12.5%。

 

圖1：分類型累計裝機容量及同比變化（2019年11月）

 

圖2：分類型累計裝機容量占比（2019年 11月）

 

　　政策保障可再生能源消納。2018年10月，發改委、能源局制定發布了《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》，提出清潔能源消納行動的工作目標及具體指標。同時，伴隨著 2019年可再生能源配額制的出臺，將會促進可再生能源發展的長效機制，一方面能夠確保國家能源轉型目標實施的可控、可監督；另一方面通過市場機制設計，在當前及“去補貼”后很長時期內能夠激發全社會發展可再生能源內驅力。

 

圖3：《清潔能源消納行動計劃（2018-2020）》

 

 

　　中國已經成為全球最大風電市場。根據全球風能協會GWEA 數據，我國風電累計裝機容量占全球比重從 2000 年的2.0%增長至2018 年的 35.4%。根據中電聯，2019 年我國風電新增裝機達到25.7GW（+22.6%），累計容量達到210GW。

 

圖4：全國風電裝機情況

 

　　海上風電蓬勃向上。我國海上風電資源豐富，潛力巨大，且靠近東部負荷中心，就地消納方便。發展海上風電或將成為我國能源結構轉型的重要戰略支撐。2018 年我國海風發展提速，新增裝機436臺容量1.65GW，同比增長42.7%，排名世界第一。截至2018 年底，我國的海風累計裝機4.45GW，在建6.47GW，已成為僅次于英國和德國的第三大海上風電國家。

 

圖5：2013-2018年中國海上風電裝機情況

 

圖6：我國海上風電發展規劃

 

　　補貼逐步削減，競價上網來臨。2009年風電上網電價標桿化，四類風能資源區分別定為0.51、0.54、0.58、0.61 元/kwh。能源發展“十三五”規劃提出，風電實行補貼退坡機制，到 2020 年與煤電上網電價基本相當。為此，近年來國家多次下調風電上網標桿電價。2018年發改委規定2019年后新增核準項目全部通過競爭方式確定上網電價。

 

圖7：陸上風電上網標桿電價調整（元/kwh）

 

　　棄風量和棄風率持續“雙降”。2019 年1-9 月，全國棄風電量128億千瓦時，同比減少74 億千瓦時；全國風電利用率95.8%，平均棄風率4.2%，棄風率同比下降3.5個百分點。

 

圖8：2013-2019年全國紅六省棄風率情況

 

　　限電改善顯著，三北解禁貢獻增長。2017 年甘肅、新疆等六省被列為紅色預警區域，規定不得核準建設新項目。受益于西部用電增長、火電靈活改造、外輸通道建成等因素，棄風現象明顯改善，區域解禁逐步打開。2019 年度風電投資監測預警結果顯示，三北地區中黑龍江由橙色轉成綠色，吉林由紅色轉成綠色，為風電裝機貢獻增長潛力。

 

圖9：近年限電改善，紅色區域解禁

 

　　政策密集出臺，平價加速到來。2019年4月，能源局公布《2019年風電、光伏發電建設管理有關要求》征求意見，提出優先開展平價上網風電項目推進，并在確定 2019 年第一批平價上網項目名單之前，暫不組織需要補貼項目的競爭配置工作。2019 年5 月，發改委發布《國家發展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》，將風電標桿上網電價改為指導價格，新核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目全部通過競爭方式確定上網電價。

 

　　陸風2021年平價開啟，倒逼存量項目建設提速。發改委規定，對于“2018 年底之前核準、2020 年底前未完成并網”、“2019 年至 2020 年底前核準、2021 年底前未完成并網”的陸風項目，國家將不再補貼；2021年1月1日起新核準的陸風項目全面實現平價上網。根據彭博統計，目前國內已核準尚未開工的項目 58GW，開發商已宣布開發計劃的項目59GW。同時，隨著分布式、北方大基地等平價項目的加速推進，項目儲備豐富，可支撐未來幾年國內風電裝機容量增長。

 

圖10、風電平價上網加速到來

 

　　三、風電：搶裝繼續，增長穩健

 

　　2019年12月，我國風電新增裝機為 9.3GW，同比增長144.2%；累計新增裝機達到 25.7GW，同比增長 22.6%，搶裝推動裝機穩健增長。根據彭博新能源的統計數據顯示，目前國內已核準尚未開工的項目為58GW，開發商已宣布開發計劃的項目為59GW。同時，隨著分布式、北方大基地等平價項目的加速推進，項目儲備豐富，可支撐未來幾年國內風電裝機容量增長。基于謹慎偏樂觀假設，我們預計2020年新增裝機并網量有望接近30GW。

 

圖11、風電新增裝機單月情況（GW）

 

圖12、風電新增裝機累計情況（GW）

 

 

　　資源和需求逆向分布。風光資源大部分分布在“三北”地區，水能資源主要集中在西南地區，而用電負荷主要位于中東部和南方地區，由此帶來的跨省區輸電壓力較大。清潔能源高速發展與近年來用電增速不匹配。近年來風電、光伏發電的裝機整體保持著較快的增長速度，遠超全社會用電量的增速，供需不匹配問題造成了較大的消納壓力。我國電力系統尚不完全適應如此大規模波動性新能源的接入。風電、光伏發電存在比較大的波動性，大規模并網后，給電力系統的調度運行帶來了較大挑戰。

　　1. 發電成本仍有下降空間，“綠證+消納保障機制”加速落地競價上網推動新能源開發模式精細化。競價上網制度是政府通過招標的方式，確定最低中標價為項目的上網電價，且該電價保持若干年不變。在競價上網后，風資源價值優勢相對降低，企業能力、設備先進性、技術方案和申報電價等成為競爭要素。電價是影響企業盈利能力的關鍵因素，整體的設計方案、機型先進性的目的都是實現低電價。新能源開發模式會向精細化發展，開發企業會謹慎對待項目開發各個階段，項目決策也會更加科學、慎重。新能源市場發展到適當階段引入市場競爭機制，引導新能源企業轉變粗放式裝機模式，投資更加注重高品質、高效益的裝機。

　　2、“消納保障機制”正式落地，促進新能源發電消納。2019年5月，國家發改委、國家能源局聯合下發《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，明確 2020年之后，除西藏地區外，全國各省每年要按照省內可再生能源發電能力和可再生能源電力輸入承接能力，承擔一定比例的可再生能源消納任務。可再生能源總量消納（含水電）和非水電可再生能源消納分別設置任務權重。《通知》要求各省級能源主管部門對照 2018年消納責任權重開展自我核查，2019年模擬運行并對市場主體進行試考核。自2020年1月1日起，全面進行監測評價和正式考核。

　　3、“綠證+消納保障機制”有效改善企業現金流。在消納保障機制強制分配制度下，義務個體必須優先完成消納責任權重。義務個體和新能源發電企業之間進行綠證交易，可以隨著電量電費結算實現資金流快速周轉。目前，可再生能源企業補貼退坡和拖欠困境下，通過綠證交易，可再生能源發電企業補貼資金的快速入賬，有效改善企業的現金流和經營狀況。