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2019-2021年中國風電高景氣度將維持

2018及2019年上半年風電新增及累計裝機容量持續(xù)增長，風電發(fā)電量持續(xù)增長，全國棄風電量和棄風率持續(xù)雙降。

2019年5月26日，發(fā)改委下發(fā)《關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》，標桿電價改為指導價，新核準集中式項目電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區(qū)指導價。

在2020年底前并網(wǎng)的要求下，存量項目開發(fā)節(jié)奏將加快。從幾大運營商開工和裝機預期來看，項目開發(fā)節(jié)奏明顯提速，2019-2021年風電高景氣度將維持。

1、風電新增及累計裝機容量持續(xù)增長

據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2018年，新增并網(wǎng)風電裝機2059萬千瓦，累計并網(wǎng)裝機容量達到1.84億千瓦，占全部發(fā)電裝機容量的9.7%。

2019年1-6月，全國新增風電裝機容量909萬千瓦，其中海上風電40萬千瓦，累計并網(wǎng)裝機容量達到1.93億千瓦。

2、風電發(fā)電量持續(xù)增長 平均利用小時略有下降

根據(jù)國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)，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。

3、全國棄風電量和棄風率持續(xù)雙降

根據(jù)國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)，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”。

4、風電電價政策落地 行業(yè)將迎三年復蘇周期

2019年5月26日，發(fā)改委下發(fā)《關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》，標桿電價改為指導價，新核準集中式項目電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區(qū)指導價。2019年I-IV類風區(qū)指導性電價分別為0.34元、0.39元、0.43元、0.52元/kwh，下降幅度分別為0.06元、0.06元、0.06元、0.05元。2020年I-IV類風區(qū)指導性電價分別為0.29元、0.34元、0.38元、0.47元/kwh，較2019年指導性電價均下降0.05元。

陸上風電進入三年搶裝期，2021年全面平價：2021年起新核準陸上風電全面平價上網(wǎng)，國家不再補貼。2018年底前核準的風電項目，2020年底前要求并網(wǎng)，2020年底前仍未完成并網(wǎng)的，國家不再補貼;2019年1月1日至2020年底前核準的陸上風電項目，2021年底前仍未完成并網(wǎng)的，國家不再補貼。

海上風電方面，將海上風電標桿上網(wǎng)電價改為指導價，新核準海上風電項目全部通過競爭方式確定上網(wǎng)電價;2019年符合規(guī)劃、納入財政補貼年度規(guī)模管理的新核準近海風電指導價調(diào)整為每千瓦時0.8元，2020年調(diào)整為每千瓦時0.75元。新核準近海風電項目通過競爭方式確定的上網(wǎng)電價，不得高于上述指導價。

對2018年底前已核準的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行核準時的上網(wǎng)電價;2022年及以后全部機組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行并網(wǎng)年份的指導價。

在2020年底前并網(wǎng)的要求下，存量項目開發(fā)節(jié)奏將加快。2019-2020年間核準項目為獲得補貼，有動力在2021年底前并網(wǎng)。此外，三北大型基地及送出線路配套有序建設，三北裝機將重回增長。從幾大運營商開工和裝機預期來看，項目開發(fā)節(jié)奏明顯提速，2019-2021年風電高景氣度將維持。