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2017年中國能源總體發展情況分析

時間:2018-08-03 15:44:13          訪問次數:0

 一、能源結構情況分析

    (一)、能源結構的發展與變化

    1、世界能源的結構及展望

    目前全球一次能源消費中,石油占32.9%,天然氣占一次能源消費的23.8%、煤炭占29.2%、核能占4.4%、水電占6.8%。可再生能源在全球能源消費中的比重為2.8%,其中占比最大的是風能(52.2%)。

全球能源消費量單位:百萬噸油當量

資料來源:公開資料整理

    相關報告:智研咨詢網發布的《2018-2024年中國煤炭市場專項調研及投資前景預測報告

    以發展眼光來看,全球的能源結構正在發生深刻的改變。2015 年,全球一次能源消費僅增長1.0%,遠低于十年平均水平1.9%,這是自1998 年以來的最低增速(2008 年金融危機除外)。其中,除了核電以外,剩下的石油、天然氣、煤炭、水電增長速度均低于十年均值。而可再生能源的情況卻相反: 2015 年,可再生能源發電量繼續增長,在全球能源消費中的比例重達2.8%, 遠高于十年前0.8%的水平。可再生能源發電量增長15.2%,其增量更是創歷史新高,幾乎是全球發電量的全部增量。

    未來全球能源消耗將以可再生能源為主。國際能源署的有關預測也給出了相似的結果:2030 年全球清潔能源占比將超過30%。

未來全球清潔能源消費占比預測

資料來源:公開資料整理

    以化石能源為主的傳統能源發展模式難以持續,清潔化和低碳化的可再生能源無疑是全球能源發展的最終目標。

    2、我國能源發展形勢

    改革開放以來,中國經濟快速發展,能源消費量隨之不斷攀升, 2010 年中國成為世界上最大的能源消費國。“十二五”期間我國政府出臺了一系列節能減排和保護環境的政策,能源消費量得到有效控制并持續下降。目前我國的一次能源結構以煤炭為主,雖然近年來風電、光伏等可再生能源快速發展,對天然氣的利用也有所增加,但煤炭消費在能源結構中比重依然最高。

    (二)、我國電力裝機發展情況分析

    1、我國電力裝機的發展情況

    我國電力工業的發展可以劃分為三個階段:第一階段為1949-1977 年,計劃經濟嚴格控制時期,此時電力工業呈現垂直壟斷的特征。第二階段為1978-2002 年,體制改革、市場管理時期,電力裝機呈現8.0%的復合增長率。第三階段為2003-2016 年,競爭市場時期,電力裝機復合增速提升至11.5%。

我國電力工業發展階段

時期

產業政策

產業組織

裝機復合增長率

煤電設備平均利用小時

1949-1977

國家計劃、完全干預

垂直壟斷,禁止市場進入,電價由國家統一制定

-

-

1978-2002

政企分開,著重發展,建設行業法規體系

允許外資、民間資本進入。電價仍管制有所松動,電價的制定開始受到投資成本的影響,實行多種電價

8.0%

5459

2003-2016

廠網分開,推進發電側競爭市場體系

受制于電力供需失衡,總體電價改革推進緩慢。部分地區、范圍內發電側競價上網

11.5%

5114

資料來源:公開資料整理

    我國電源裝機自改革開放后迅速發展。從1980 年到2016 年,國內總裝機容量由0.66 億千瓦增長到16.5 億千瓦,復合增速為9.4%。

    我國基本按照“適度提前于經濟發展”來進行電力項目規劃和建設, 以滿足經濟增長對電能產品的需求。但我國電源裝機的增長并不是一個平穩的過程,在過去的三十多年中,電源裝機增速和發電設備利用小時數的波動很大。一方面,自改革開放以來,我國經濟對外依存度越來越高,受世界經濟波動的影響,經濟增長的不確定性也隨之增加。電力作為一種依附于經濟發展的需求,必然隨著經濟周期的波動而波動。另一方面,工業化進程對電力需求彈性系數有明顯影響。在進入工業化進程尤其是2000 年以后的工業重型化進程后,我國電力需求彈性系數開始大幅上升,可預測性明顯下降。而進入“十一五”以來,第三產業和居民用電占比增加,且第二產業中高耗能產品產量大多下降,電力需求彈性系數逐步下滑。產業結構的調整對電力需求周期的影響顯著。

    2、火電裝機占比漸降,達到歷史最低水平

    2006 年以前,我國電源結構一直以煤電、水電為主,其他類型電源作為有效補充。2006 年以后,隨著技術水平的提升、節能環保意識和環保要求的增強,我國的電源結構逐漸發生了較大變化變化,新能源、清潔能源,特別是非水可再生能源出現指數增長態勢。2006 年至2016 年,我國煤電(含燃煤熱電)裝機比例占比下降了約15%,達到了歷史新低。

    風電、光伏等非水可再生能源發電依靠技術的發展及成本的下降,規模急劇上升,裝機比例不斷增加,導致火電設備利用小時不斷下降。

1970-2017年火電裝機平均利用小時

資料來源:公開資料整理

    3、非水可再生能源增速超預期,其余各類裝機均衡發展

    自2006 年以來,隨著發電技術的不斷進步,我國各類電源裝機發展速度呈現兩極逐步分化態勢,清潔能源裝機比重日益提高。所有裝機10 年復合增速為11.10%。其中增速最快的是光伏、風電為代表的非水可再生能源,10 年復合增速分別為98.87%和54.89%;其次是核電和天然氣發電,分別為17.25%和13.74%;煤電裝機增速最低,為8.32%。

2006~2016年各類裝機復合增速情況表

資料來源:公開資料整理

    此外,隨著居民生活水平不斷提高以及國家加快轉變經濟發展方式的政策的推動,我國用電結構正在不斷優化。從用電量增速上看,三大產業用電量增速趨勢差異日趨明顯:第三產業和城鄉居民用電量復合增速最高,工業供電量復合增速在2010 年后開始穩步下降,第一產業用電量復合增速最低。從用電量占比上看,第三產業和城鄉居民用電量占比持續上升。這一變化逐步導致電力峰谷差增加,裝機調節能力要求逐步提高。

    二、天然氣行業市場需求情況分析

    (一)、天然氣環保優勢明顯

    作為清潔能源的代表,天然氣的單位熱值高達38.97 MJ/kg 當量,分別是原煤和標煤單位熱值的1.3 倍和1.9 倍,與煤炭相比熱值優勢明顯。從效率上看,發電和工業燃料上天然氣熱效率比煤炭高約10%,天然氣冷熱電三聯供熱效率較燃煤發電高近1 倍。從燃料燃燒產物角度考慮,作為環境友好型燃料,天然氣的燃燒產物中各空氣污染物單位排放量均低于煤和石油;此外, 天然氣的溫室效應氣體(二氧化碳)單位排放量也低于其他燃料。基于大氣污染防治的角度考慮,在環保要求日趨嚴格的形勢下,天然氣能源的優勢突出。

天然氣的單位熱值高于煤

資料來源:公開資料整理

天然氣燃料的空氣污染影響小

燃料

二氧化硫

(kg/t當量)

二氧化氮

(kg/t當量)

一氧化碳

(kg/t當量)

未燃燒物

(kg/t當量)

灰分

(kg/t當量)

飛灰

(kg/t當量)

6(80%已脫硫)

11(工業用)

4.5~20

0.3

220

1.4

天然氣

 

4(工業用)

0.53~3

0~0.45

4(工業用)

0.53~3

石油

20(未脫硫)

6(工業用)

6~30

0.5

-

-

資料來源:公開資料整理

天然氣燃料的溫室效應小

資料來源:公開資料整理

    (二)、天然氣市場空間分析

    2016 年我國能源消費總量43.6 億噸標準煤,較2000 年已實現近2 倍的增長。至2020 年我國能源消費總量有望實現近50 億噸標準煤。受制于“富煤、貧油、少氣”的資源特點約束,我國的能源消費結構也呈現以煤炭消費為主的特征。天然氣消費總量遠低于煤和石油等傳統燃料。原煤雖然在能源消費中處于絕對地位,但占比呈現逐年下降的趨勢;天然氣消費量占比雖然在幾種能源中排名最低,但占比逐年上升,至2016 年達6.4%。2016 年12 月,國家發改委、能源局印發的《能源發展“十三五”規劃》中提出,至2020 年天然氣消費比重力爭達到10%, 煤炭消費比重降低到58%以下。2017 年6 月,國家發改委會同各部委印發了《加快推進天然氣利用的意見》(發改能源 [2017] 1217 號),指出逐步將天然氣培育成為我國現代清潔能源體系的主體能源之一,并提出至2020 年和2030 年、天然氣在一次能源消費結構中的占比力爭達10%和15%左右的目標。

能源消費量(億噸標準煤)

資料來源:公開資料整理

不同能源消費比重(%)

資料來源:公開資料整理

    自“十一五”以來,天然氣需求激增,消費量維持較高增長,同比增速水平可比非化石能源;預計2017-2020 年天然氣消費的年均復合增速達15.7%, 為同期能源總消費增速(3.5%)的4.5 倍,原煤消費增速(1.8%)的8.9 倍。以2016 年天然氣消費量(2103.4 億立方米)為基數計算,2020 年天然氣消費增量空間近1700 億立方米,提升空間可觀。

不同能源消費增速(%)

資料來源:公開資料整理

    從天然氣消費結構來看,四大天然氣消費領域分別為城市燃氣、發電、化工、工業燃料。城市燃氣發展迅速,消費占比由2000 年12.0%提升至2015 年32.5%。至2020 年我國氣化人口和氣化率預計進一步增加,城市燃氣消費占比有望持續提升。

氣化水平不斷提升

資料來源:公開資料整理

    三、水電行業發展情況分析

    (一)、我國水電行業發展現狀

    1、近年裝機規模顯著提升,資源開發程度尚有提升空間

    作為當前最成熟、最重要的可再生清潔能源,水電在我國經歷了多個發展階段,裝機容量從1980 年代的1000 萬千瓦左右,躍升為當前超過3 億千瓦。截至“十二五”末,我國水電總裝機容量達到31954 萬千瓦,其中大中型水電22151 萬千瓦,小水電7500 萬千瓦,抽水蓄能2303 萬千瓦,水電裝機占全國發電總裝機容量的20.9%。2015 年全國水電發電量約1.1 萬億千瓦時,占全國發電量的19.4%,在非化石能源中的比重達73.7%。

    我國水能資源可開發裝機容量約6.6 億千瓦,年發電量約3 萬億千瓦時,按利用100 年計算,相當于1000 億噸標煤,在常規能源資源剩余可開采總量中僅次于煤炭。

    目前,全球常規水電裝機容量約10 億千瓦,年發電量約4 萬億千瓦時,開發程度為26%(按發電量計算)。發達國家水能資源開發程度總體較高,瑞士、法國、意大利已超八成,我國水電開發程度為37%,與發達國家相比仍有較大差距,還有較大提升空間。

近年我國水電裝機容量增長情況

資料來源:公開資料整理

主要國家水電開發程度對比

資料來源:公開資料整理

主要國洲際水電開發程度對比

資料來源:公開資料整理

    2、大型水電基地建設持續推進

    為促進我國水電流域梯級滾動開發,實現資源優化配置,我國已形成十三大水電基地。包括金沙江、雅礱江、大渡河、烏江、長江上游、南盤江紅水河、瀾滄江、黃河上游、黃河中游北干流、湘西、閩浙贛、東北、怒江水電基地。十三大水電基地資源量超過全國的一半,基地的開發建設對于我國水電發展至關重要。

    截至“十二五”末,長江上游、黃河上游、烏江等七大水電基地建設已初具規模, 2020 年之前將繼續推進這七大水電基地建設,并配套建設水電基地外送通道。

我國大型水電基地已建成規模及2020年規劃目標

資料來源:公開資料整理

    (二)、水電行業進一步發展面臨的挑戰以及政策支持

    近三年,我國水電裝機增速顯著回落,“十二五”期間我國水電發展未完全達標,除常規水電新增投產裝機9800 萬千瓦,超過規劃的6100 萬千萬以外,常規水電新開工規模、抽水蓄能電站投產及新開工規模均不同程度低于目標值,這在一定程度上反映我國水電可持續發展方面遇到了些許問題。

    1、水電開發難度加大、經濟性下降

    隨著我國河流中下游以及地理位置相對便利的水電項目開發接近尾聲,目前水電行業發展重心轉向未開發資源集中的西南地區河流中、上游流域,這部分資源接近藏區,生態環境脆弱,開發難度不斷增大,制約因素多,交通條件差,輸電距離遠,工程建設和輸電成本高,加之移民安置和生態環境保護的投入不斷加大,水電開發的經濟性變差。此外,對水電綜合利用的要求越來越高,投資補助和分攤機制尚未建立,加重了水電建設的經濟負擔和建設成本。早在“十五”和“十一五”期間,中國水電高速發展,電站平均開發成本約6000-7000 元/千瓦,但“十二五”期間每千瓦的成本已經躍至1 萬元,在“十三五”期間,每千瓦的成本已經超過1.5 萬元。

    水電項目一次性投資大,在成本升高、還貸壓力、市場需求減弱、水電消納等原因的作用下,都可能導致電站虧損、甚至現金流斷裂的情況。

    2、棄水問題亟待解決

除建設成本增加之外,我國水電行業還臨著另一個棘手問題——云南、四川兩個水電大省的大量“棄水”。 截至2015 年底,四川省水電裝機6759 萬千瓦,占總裝機容量的比重近80%,2012-2015 年,四川電網水電“棄水”電量分別為76、26、97 和102 億千瓦時。與之相鄰的云南省,2013 年開始也出現大量“棄水”,2013-2015 年,棄水電量分別為50、168 和153 億千瓦時。

    棄水問題的根本原因在于消納,消納不暢一方面因經濟增速下降、電力消費增速下降,電力市場供大于求,東部省份不得已削減甚至拒絕西部水電;另一方面也因電量外送通道建設相對滯后。

    3、發改委、能源局近日出臺措施力促西南水電消納

    針對西南地區棄水問題,國家發改委和能源局2017 年10 月出臺相關措施, 在三個層面上著力解決西南地區棄水問題。

    (三)、 “十三五”水電發展助力能源結構調整

    2014 年11 月,國務院發布《能源發展戰略行動計劃(2014-2020 年)》指出大力發展可再生能源,按照輸出與就地消納利用并重、集中式與分布式發展并舉的原則,加快發展可再生能源。到2020 年,非化石能源占一次能源消費比重達到15%。當時提出積極開發水電,到2020 年,力爭常規水電裝機達到3.5 億千瓦左右。而最新發布的《水電發展“十三五”規劃》上調了裝機目標。

    規劃提出,“十三五”期間,全國新開工常規水電和抽水蓄能電站各6000 萬千瓦左右,新增投產水電6000 萬千瓦,2020 年水電總裝機容量達到3.8 億千瓦,其中常規水電3.4 億千瓦,抽水蓄能4000 萬千瓦,年發電量1.25 萬億千瓦時,折合標煤約3.75 億噸,在非化石能源消費中的比重保持在50% 以上。“預計2025 年全國水電裝機容量達到4.7 億千瓦,其中常規水電3.8 億千瓦,抽水蓄能約9000 萬千瓦;年發電量1.4 萬億千瓦時”。

我國2020年發電裝機發展規劃

資料來源:公開資料整理

    四、風電行業發展情況分析

    (一)、風電行業市場發展潛力 分析

    風力在1887 年首次應用于發電,直到1970s 美國政府首先開始推廣風電之前,沒有政策推動的風電處于一個自由而增長緩慢的狀態。由于1973 年油價上漲,各國政府紛紛開始了對其他能源的投入,由此也出臺了扶持風電發展的一些政策,風電技術也借此機會逐漸進步,1978 年丹麥制造出了世界上首個2MW 風力發電機。21 世紀隨著能源安全,全球氣候變暖等問題進入大眾的視野,全球各個國家以各種形式支持、參與降低溫室氣體的排放,更多的國家出臺了風電支持政策,商業化風電開始以25%每年的復合增速增長,海上風電項目也進入了實踐階段。

    我國風電經歷了飛速發展的10 年,成為國內繼火電、水電之后的第三大電源。1986 年,我國首個風力發電場-山東省榮成市馬蘭風力發電場的建成運營,1989 年,我國開始建設100kW 以上的風力發電場,1994 年,新疆達坂城風電總裝機容量達10MW,成為我國第1 個裝機容量達萬kW 級的風電場。1996 年,原國家計委推出的“乘風計劃”、“雙加工程”、“國債風電項目”, 使我國風電事業正式進入規模發展階段。從2003 年風電特許權招標開始, 我國政府始終將風電發展作為能源革命、能源結構調整的重要組成部分,加以大力支持。后續風電標桿電價的公布,海上風電電價的出臺,及對風電消納問題解決的一系列政策,都很好的推動著風電行業的健康發展。

    “十二五”期間,國內風電裝機容量快速增長,實現了34%的復合增長率, 年均新增容量18GW,新增裝機和累計裝機兩項數據均居世界第一。國內風電裝機容量占總設備容量的比例從2010 年的3.06%提高至目前的9%以上, 是發展最為迅速的新能源發電行業。

    但是與常規能源發電相比,風電仍占較小的份額。2016 年全國發電總量5.91 萬億千瓦時,同比增長4.5%,2016 年風電發電量2410億千瓦時,同比增長30.1%,占全國發電總量的比例為4.08%,發展潛力仍然巨大。

    2016 年,我國六大區域的風電新增裝機容量均保持增長態勢,西北地區依舊是新增裝機容量最多的地區,西北地區(26%)、華北(24%)、華東(20%)、西南(14%)、中南(13%)、東北(3%)。與2015 年相比,2016 年我國華北地區和華東地區以及中南地區占比均出現了增長,其中華東地區占比由13%增長到20%,中南地區占比由9%增長到13%,西北地區和東北地區均出現減少,其中西北地區占比由38%下降到26%。風電新增裝機由傳統的西北地區一家獨大逐步向中東部低風速地區轉移的趨勢明顯。

    2017 年7 月28 日,能源局印發了《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》,同時公布了2017-2020 全國20 省市風電新增建設規模方案。據方案,2017 年全國新增風電裝機3065 萬千瓦,2017-2020 年全國風電累計新增規模11040 萬千瓦,2020 年規劃并網目標12600 萬千瓦(126GW)。以16 年底風電并網裝機規模149GW 計算,到2020 年,全國風電并網裝機規模約為275GW。

2017-2020全國20省市風電新增建設規模方案(萬千瓦)

省份

2017 年

2018 年

2019 年

2020 年

2017-2020 年累計

2020 年規劃并網目標

北京市

0

5

5

10

20

50

天津市

29

26

40

28

123

100

河北省

239

350

300

250

1139

1800

山西省

256

240

220

224

940

900

遼寧省

0

70

50

40

160

800

上海市

0

10

10

10

30

50

江蘇省

110

100

80

80

370

650

浙江省

0

100

90

90

280

300

安徽省

200

100

100

50

450

350

福建省

50

100

100

100

350

300

江西省

113

160

140

60

473

300

山東省

350

240

200

200

990

1200

河南省

300

300

300

300

1200

600

湖北省

301

150

150

150

752

500

湖南省

232

230

150

150

762

600

廣東省

165

150

150

150

615

600

廣西區

200

100

100

100

500

350

海南省

0

0

0

35

35

30

重慶市

30

15

15

15

75

50

四川省

22

8

20

20

70

500

貴州省

15

60

120

44

239

600

云南省

0

65

65

65

195

1200

西藏區

0

5

5

10

20

20

陜西省

303

150

150

150

753

550

青海省

150

150

100

100

500

200

合計

3065

2884

2660

2431

11040

12600

資料來源:公開資料整理

    棄風率改善趨勢已出現。2017 年上半年,全國風電平均利用小時數984 小時,同比增加67 小時;風電棄風電量235 億千瓦時,同比減少91 億千瓦時, 棄風限電形勢明顯好轉。從2017 年上半年“紅六省”棄風率的改善情況來看,預計2017 年除新疆和甘肅外的其余四省都有望達到最低保障收購小時數,實現2018 年“解禁”。2018 年四省此前推遲的已核準項目及新核準項目將有力推動行業新增裝機規模的增長。

“紅六省”棄風率顯著改善

省份

最低保障收購小時數(小時)

2016H1

2016

2017H1

利用小時數(小時)

棄風率

利用小時數(小時)

棄風率

利用小時數(小時)

棄風率

內蒙古

1900-2000

1024

30%

1830

21%

1023

16%

吉林

1800

677

39%

1333

30%

853

24%

黑龍江

1850-1900

836

23%

1666

19%

925

16%

甘肅

1800

590

47%

1088

43%

681

36%

寧夏

1850

687

22%

1553

13%

804

4%

新疆

1800-1900

578

45%

1290

38%

854

32%

資料來源:公開資料整理

    依據《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》中的新增建設規模,“十三五”期間風電的裝機規模年平均增長25GW 左右將是一個合理值,考慮到《指導意見》中并沒有包含紅六省的新增規模,在紅六省解禁后,新增裝機應超過25GW,在投資建設需求解禁及電價調整關鍵年份的影響下,特定年份的裝機規模將會達到30GW。

    (二)、平價上網漸近,風電行業發展趨勢

    2017 年5 月,國家能源局發文組織申報風電平價上網示范項目。示范項目的上網電價按當地煤電標桿上網電價執行,相關發電量不核發綠色電力證書,相應的電網企業確保風電平價上網示范項目不限電。最終河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆等五省申報共計707MW 的平價上網示范項目。

風電平價上網示范項目數量及裝機容量MW

資料來源:公開資料整理

風電平價上網示范項目棄風率%

資料來源:公開資料整理

    為能源局此次組織風電平價上網項目申報意在摸清風電的真實度電成本,分析風電補貼的下降空間,以確定未來補貼退坡直至完全退出的節奏。申報項目多為棄風率較高的區域,業主們看重示范項目“不限電”的優勢, 認為發電量提升的價值高于減少的補貼。

    以2018 年風電標桿電價為基準,風電度電補貼在0.125-0.205 元/kWh 之間, 風電標桿電價中補貼占比為28%-36%。以新疆為例分析,若由風電標桿上網電價調整為煤電標桿上網電價,度電收入降低34%,而棄風率由目前的32%變為零意味著發電量增長47%,則最終總電費收入與之前基本持平。考慮到目前補貼發放的拖欠基本在兩年以上,平價上網的模式將使得運營企業的現金流情況大幅改善,對運營企業更為有利。

風電補貼強度(單位:元/kWh)

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風電補貼強度及占比

項目

I類區

II類區

III類區

IV類區

平均煤電標桿電價:元/kWh

0.264

0.325

0.335

0.365

風電標桿電價:元/kWh

0.40

0.45

0.49

0.57

補貼強度:元/kWh

0.136

0.125

0.156

0.205

補貼占比

34%

28%

32%

36%

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    (三)、風電行業投資情況分析

    1、整機制造商:技術優勢是企業最重要的王牌

    在經歷了2011 和2012 年的行業調整后,國內風機制造企業數量急劇減少, 行業集中度顯著提升。2016 年,新增裝機容量排名前十的主機制造企業市占率達到84.2%。

    目前,國內風電主機市場主要由國內廠商供貨,國外廠商的市場份額已經很小,由于行業集中度較高,且國內招標中質量因素越來越被重視,國內主機的價格在近幾年也較為穩定。

    由于近幾年風電運營商越發關注風機的發電效率和質量等因素,價格已經不是最為重要的中標因素,所以,今后在技術上有優勢的整機制造商將會通過提高市場份額來提升業績。

    海外市場上,國內風電主機廠商的市場份額很小,2015 年全年國內出口風電機組容量僅為275MW,占當年風機海外市場份額僅為1%,截至2015 年, 國內累計出口風機機組容量也只剛剛達到2GW。

    由于國內風機裝機增速趨緩,國外新增風電市場占比將會回升, 國內廠商對于海外市場的關注度將會提高,海外市場也提供了國內主機制造企業足夠的業績提升空間,那些擁有技術優勢的主機廠商將能夠更順利的拓展海外市場,提升自己的業績。

    2、關鍵零部件廠商:能夠走出去的企業將來優勢更大

    風機由多個零部件組裝而成,一般可以分為風輪、機艙和塔架三大部分。機艙包含了風電機組的關鍵設備,包括傳動機構、發電機等;風輪在機艙前端, 由輪轂和葉片組成,它的作用是將風能傳遞給機艙內的傳動機構;塔架則起到支撐風機機艙和風輪的作用,通常塔架越高,風速越大。

大型風電機組成本構成

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    目前,零部件廠商的集中度低于整機廠商,由于運輸范圍的原因,部分大型零部件廠商的地域性較強,企業的工廠布局對于公司訂單的獲得影響較大。由于上游零部件企業數量較多,且關鍵技術主要由主機廠掌握,在國內相對注重價格的情況下,對于主機廠的議價能力較弱。相反,海外主機廠商主要依靠其認證體系確定長期合作的零部件供應商,所以,對于零部件廠商,海外業務利潤率較高。

    近幾年國內風電行業對質量的重視程度在提升,有穩定的質量體系保證,優良業績及品牌知名度的公司,長期來看,會獲得更好的發展。但由于國內新增風機裝機容量增速下降,且部分大型零部件的供應商的地域性較強,短期來看,零部件供應商僅靠國內業務,業績難有突出變化,所以更看好海外業務占比高的零部件供應企業。

    五、光伏行業市場需求及式成未來發展趨勢

    (一)、能源結構調整推動光伏產業發展

    光伏發電是利用半導體光電效應將光直接轉化為電能:太陽光照在半導體p-n 結上,形成空穴-電子對,在p-n 結內建電場的作用下,空穴由n 區流向p 區, 電子由p 區流向n 區,接通電路后形成電流。光伏發電全產業鏈能耗僅1.3 千瓦時/瓦左右,是最潔凈的發電過程。

    光伏產業主要環節包括多晶硅料提純、拉棒/鑄錠、切片、電池片環節和封裝制成組件環節。多晶硅料通過鑄錠或者拉棒形成硅錠或者硅棒,再經由切片形成多晶、單晶硅片進而組成太陽能電池最終封裝成組件。

    全球光伏產業早期由歐洲開始興起,作為傳統制造大國,我國光伏電池、組件產能受歐洲需求帶動快速擴張,而國內光伏產品需求相對疲軟。2010 年國內全年太陽能電池產量達9GW,而全國新增光伏裝機規模僅500MW,電池產品絕大部分出口至海外,國內下游太陽能市場需求較弱。

    2011 年以來,歐債危機和美國金融危機導致國際市場上組件和電池的價格急速下跌。大批歐美廠商由于其產品價格過高在與國內廠商的競爭中失利,紛紛停產或倒閉,引發歐美地區對中國光伏產品的“雙反”調查。 我國組件、電池片等出口受到嚴重影響。

    為鼓勵國內光伏市場發展,調整我國能源結構,減少環境污染,降低對化石類一次能源依賴,2013 年以來政府加大對光伏行業扶持力度,在國家、省以及地方政府層面推出多項粗剪光伏產業發展政策。

    2013 年起,我國裝機容量迅速提升。2016 年,我國光伏發電新增裝機34GW, 全國累計裝機容量達77GW,連續三年新增裝機量全球第一,并首次超越德國成為全球光伏累計裝機規模最大的國家。

    2016 年3 月國家能源局發布《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》(下稱《指導意見》),明確2020 年,除專門的非化石能源生產企業外,各發電企業非水電可再生能源發電量應達到全部發電量的9%以上。同年4 月,能源局下發通知,要求2020 年各燃煤發電企業承擔的非水可再生能源發電量配額與火電發電量的比重應達到15%以上。光伏作為非水可再生能源重要構成,將在保障2020 年實現非化石能源占一次能源消費比重達到15%這一能源發展戰略目標中承擔重要角色。

    至2016 年底,我國已成為為全球重要光伏材料以及設備產地和市場。2016 年我國新增裝機34.54GW,全球占比達45%;我國多晶硅產量19.4 萬噸,全球占比達52%;硅片產量63GW,全 球占比達91%;電池片產量49GW,全球占比達71%;組件產量53GW,全球占比達74%。

    2017年7 月,能源局發布《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》,對2017-2020 年光伏行業發展做出指引,地面集中式電站(包括領跑者項目)將維持年均20-23GW 的新增裝機,分布式項目采用備案制,不受指標約束。另外,包括北京、上海、天津在內的7 個省(區、市)集中式電站、不限建設規模的分布式光伏、村級扶貧電站及跨省跨區輸電通道配套光伏電站均不在規劃20-23GW 的裝機規模中。

2017-2020年地面電站裝機規劃(GW)

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    (二)、就近消納、節省用地,分布式電站發展迅速

    分布式電站指10 千伏以下接入,單點規模低于6MW,利用建筑屋頂及附屬場地建設的用戶側光伏發電設施。由于其一般靠近用電負荷,負荷曲線與光伏出力特點相匹配,不受棄光問題影響且受到國家政策的傾斜鼓勵,近幾年裝機容量增長相當迅速。2016 年,我國分布式光伏新增裝機4.24GW,累計裝機近10GW;2017 年上半年我國分布式新增裝機達7.11GW,遠超去年全年分布式新增裝機水平。

分布式光伏電站與地面集中式電站對比

集中式地面電站

分布式光伏電站

戶用屋頂分布式

工商業屋頂分布式

可開發規模

大(數量級10MW)

小(數量級10KW)

較大(數量級1MW)

自身用電價格

/

用戶電價敏感度

/

協調難易度

較低

運維難易度

較低

項目預期收益

較高

存在問題

電力消納問題

屋頂產權歸屬、發電收益分配問題;缺乏融資渠道

企業長期支付能力問題

主流開發模式

EPC、BT模式

屋頂租賃模式

合同能源管理模式

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2013-2017年我國分布式電站新增裝機

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    《電力行業“十三五”規劃》提出至2020 年分布式累計裝機規模達60GW。截止2016 年底,分布式光伏累計裝機僅10GW,意味著未來幾年分布式年均12GW 的新增裝機規模。相對于地面集中電站的補貼下調,自發自用分布式光伏項目仍維持0.42 元/kWh 的補貼電價且不受規模指標的限制同樣將推動分布式光伏的發展。地方扶持政策疊加靠近用電負荷,光伏建設將向消納情況好的中東部轉移。

    中東部地區經濟增長迅速,是我國用電負荷集中區,而我國集中式地面電站大都分布在遠離用電負荷的三北地區,面臨電力遠距離送出的問題。在中東部地區發展分布式電站能夠充分消納新能源所發電量,各級地方政府推出多項鼓勵政策支持當地分布式電站發展。

    “自發自用、余電上網”模式下分布式電站收益率更高。分布式電站按照補貼模式可以分為“自發自用、余電上網”和“全額上網”模式,已選擇“自發自用、余電上網”模式的分布式電站可以變更為“全額上網”模式。“自發自用”模式下,自用部分電量獲得0.42元/kWh國家補貼以及地方補貼,上網部分電量按照當地脫硫火電上網電價出售給電網,同時享受0.42元/kWh度電補貼以及地方補貼;“全額上網”模式按照三類光照資源區,執行全國統一標桿上網電價。
對一個裝機規模為5.25MW 的工商業分布式電站做投資收益率測算,基本假設

工商業分布式電站基本假設

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    在屋頂為企業自有、不考慮支付租金的情況下,采用“自發自用”模式下, 按照100%自用比例,電站收入包括節省的按照工商業用戶電價計算的電費以及度電補貼(~1.3 元/kWh),電站內部收益率可達到16.79%。采用“全額上網”模式,電站收入為標桿上網電價(0.85 元/kWh)結算的電費收入, 電站收益率為8.5%。“自發自用”模式下收益率超過“全額上網”模式。

兩種補貼模式的電站收益率對比

資料來源:公開資料整理

兩種補貼模式的電站收益對比

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    分布式電站盈利能力受到電站投資商認可,裝機規模增長迅速。2016 年全年以及2017 年上半年,我國分布式光伏新增裝機分別達到4.3GW、7.1GW。截止2017 年6 月,江蘇、安徽、浙江三省分布式電站累計裝機規模達到5.7GW,占全國分布式電站比重超過50%。中東部地區已成分布式電站發展重點區域。

截止2017年6月我國分布式電站分區域裝機情況

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    用戶側平價上網已實現,進一步拓寬增長空間。我國電價分類包括電網公司向電力用戶收取的銷售電價及從發電廠收購電價收取的發電側上網電價。用戶側銷售電價分為一般工商業電價、大工業電價及居民和農業售電電價三大類,并按照不同電壓等級征收電費。其中居民及社會用電由于存在交叉補貼, 電價最低,均價在0.5 元/kWh,大工業電價次之,均價在0.6~0.9 元/kWh, 而一般工商業用戶電價在1 元/kWh。目前光伏發電度電成本已下降至0.6 元/kWh,考慮目前工商業用電及大工業用戶用電占全社會用電量比重超過80%,目前光伏發電已經基本實現用戶側平價上網。

部分地區工業用戶與工商業用戶電價(單位:元/kWh)

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    2016 年工商業屋頂分布式的市場潛力已經超過200GW,至2040 年有望接近300GW。截至2016 年底,工商業分布式累計安裝量達到6.4GW,預計至2030 年有望達到125GW。

2013-2020年我國分布式光伏電站裝機預測

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    六、生物質發電市場大發展

    生物質發電主要是利用農業、林業和工業廢棄物為原料,也可以將城市垃圾為原料,采取直接燃燒、液化或氣化發電方式。生物質發電的主要方式包括, 生物質氣化發電、生物質直接燃燒發電、生物質與煤混合燃燒發電等。

    “十二五”期間,我國可再生能源產業開始全面規模化發展,進入了大范圍增量替代和區域性存量替代的發展階段。生物質發電裝機規模占可再生能源裝機規模的比例很小,僅為2.1%,且年均增速明顯慢于并網風電和光伏發電。總體上看來,我國生物質能的發展仍處于初期階段,且相比于風電和光伏,發展增速較慢。

    不同生物質發電類型中,農林生物質直燃發電和垃圾焚燒發電裝機較多,以2015 年為例其裝機占比分別為51%和46%。

    從全球市場來看,生物質發電裝機占比較高的國家包括美國、中國、德國、印度等,CR4 約40%。美國生物質發電裝機容量近年來始終保持全球第一的水平,中國自2014 年起生物質發電裝機超越德國排名第二,其裝機占比約10-11%。

    從上網電價來看,近年來生物質能上網電價較為穩定,均價維持在0.72-0.73 元/千瓦時,與燃氣發電上網電價大致相當。與污染相對較高的煤電相比,生物質發電的度電收入可提升60%以上。

    以生物質發電的A 股上市公司凱迪生態和韶能股份為例,生物質發電毛利率約21-29%。營業成本方面,生物質發電營業成本主要由原材料、折舊等成本構成,其中原材料為最主要成本(占比約84-88%)。

生物質發電毛利率(%)

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    七、煤炭行業供需情況分析

    (一)、短期焦煤供需情況分析

    1、煤炭行業市場需求情況分析

    2+26 城市鋼鐵產能3.99 億噸,年化產量在3.39 億噸,因采暖季環保限產,生鐵產量減少至少在3000 萬噸以上,按照焦比0.45,噸焦耗煤1.43,精煤回收率0.5 測算,影響焦原煤需求量4000 萬噸以上。

    2、煤炭行供給情況分析

    受大會期間安監力度增強影響,主產地山西焦煤生產受到抑制,臨汾等主產區部分煤礦甚至停產,預計大會節結束后,在發改委保供穩價的政策指引下, 預計焦煤產量環比繼續增加。以8 月焦煤產量為例,當月焦煤產量9335.5 萬噸,較16 年12 月產量峰值低618 萬噸,焦煤產量仍有提升空間。

國內煉焦煤產量(萬噸)


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