风电行业风险特殊性及展望

#/6风电行业风险特殊性及展望一、风电行业总体特征综述我国大力发展可再生能源，风力发电具有良好发展前景中国陆地风能资源丰富，根据第四次全国风能资源详查和评价工作有关成果，在适度剔除一些不适合风电开发区域后，中国陆上70米高度风功率密度$300瓦/平方米区域风能资源技术可开发量约为26亿千瓦。海上风能方面，根据中国气象局详查初步成果，在中国5〜25米水深海域内、50米高度风电可装机容量约2亿千瓦，5〜50米水深、70米高度风电可装机容量约5亿千瓦。按上述数据测算，已并网风能占中国可开发总量3.48%,中国风能具有很大开发空间。近年来，我国进行能源结构调整，大力发展可再生能源，风力发电具有良好发展前景。为促进可再生能源行业发展，我国政府相继制定和颁布了一系列优化能源结构法律和规定，明确国家将支持风电等可再生能源发展。全额上网、优先调度、溢价补贴以及税收优惠政策为风电企业营造了良好经营环境我国政府相继制定和颁布了一系列优化能源结构法律和规定，要求电网企业全额收购其电网覆盖范围内清洁能源发电项目上网电量，并将风电机组列为第一调度顺位。国家发改委为了促进风电产业发展，于2009年8月首次按照资源区设立风电标杆上网电价，将全国分为四类风能资源区，标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元，在四类资源区新建陆上风电项目，统一执行所在风能资源区风电标杆上网电价，新上网电价继续享有可再生能源发电项目一般亨有上网电价溢价补贴。税收方面，根据财政部和国家税务总局《关于资源综合利用及其他产品整治水政策通知》，风电企业销售风电而产生增值税亨受即征即退50%优惠政策；根据财政部和国家税务总局《关于执行公共基础设施项目企业所得税优惠目录有关问题通知》，2008年1月1日后批准风力发电新建项目投资经营所得，H项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。二、行业风险特殊性我国风能资源丰富但分布不均衡，弃风限电是制约风电发展主要瓶颈我国幅员辽阔，陆上和海上风能资源都比较丰富。但我国风能资源分布不均衡。“三北”地区（东北、西北和华北）风能资源丰富，多数地区风功率密度等级达到3级及以上，内蒙古巴彦淖尔乌拉特中旗、赤峰塞罕坝和新疆大阪城等地区风功率密度等级接近或超过5级，长期以来，“三北”地区是我国风电发展主要地区。但这些地区对电力需求往往相对不足,电力基础设施也较为落后，当地电网消纳能力和输送能力成为制约风电产业大规模发展瓶颈。目前我国风电并网率偏低，行业盈利水平受到制约风电不同于常规电源，其发电出力由来风情况决定，具有间歇性、波动性、随机性等特点，导致其上网效率面临着一定局限性，机组负荷也显著弱于火电。近年来，风电机组年平均利用小时数均为1900-2000小时，较火电机组负荷有一定差距。根据国家能源局统计，近1/3装机容量仍不具备上网条件，风电并网率偏低，且多数风电场上网小时数低于上网电价对应发电小时数，从而使得全产业链盈利性受到制约。风电项目规划周期短、核准快、建设周期短，而电网规划周期长、核准程序复杂、建设周期也长。因此，电网建设往往滞后于风电项目建设，形成风电场建成后，不能及时并网发电现象。近年来，随着风电产业快速发展，行业主要矛盾已经由如何争取和建设风电装机容量转向为如何吸收消纳风电产能。进入风电开发领域企业多为大型国有发电集团和地方电力公司，行业竞争较为激烈从竞争格局來看，进入风电开发领域企业多为大型国有发电集团和地方电力公司，在获得政府支持、项目融资能力、技术储备等方面均有较好基础，另有许多中小企业也投入到中小型风电场建设中，企业装机规模、资源储备、管理与技术水平等在风力发电行业竞争中具有重要地位。目前，中国风电开发商主要有4种类型：中央电力集团、中央所属能源企业、省市自治区所属电力或能源企业、民营以及外资企业，相对前三类开发企业，最后一类企业所进行风电场项目较少，规模也不大。总体看,风电行业中央企与省属企业规模较大，具有较强开拓能力，行业竞争较为激烈。风电产业服务体系不够完善，技术标准尚不统一目前，我国风电产业服务体系尚不完善。风电技术标准、产品认证、系统设计、工程管理等基础都比较薄弱；风能资源评价体系、宏观选址和微观选点技术深入研究不足。风电产业服务体系不完善，也是影响风电发展重要因素。在风电场接入电网方面，我国制定相关技术标准比较晚，工作开展还不深入，存在问题较多。电网企业对风电场接入系统配置如无功补偿、低电压穿越等功能各地要求不同。碳交易市场活跃度对CDM收入影响较大，风电企业利润或将受到较大影响2005年，联合国气候变化框架公约《京都议定书》中规定CDM（CleanDevelopmentMechanism,清洁发展机制）减排履约机制确立后，活跃国际碳交易市场初步形成，CDM收入成为风电企业重要利润来源。自从金融危机爆发后，欧洲对于电力和能源密集型产品需求降低，交易价格从峰值约23欧元/吨下降至目前不足0.1欧元/吨，导致近年来CDM收入有较大不稳定性。国内市场方面，2013年成为中国碳交易元年，深圳、天津等碳市场试点地区己在年内启动排放权交易，但供需情况仍有待进一步观察，风电企业利润或将受到较大影响。 6.风电配套电网工程建设滞后,不利于风电等可再生能源外送消纳当前我国风电发展与电网规划和建设不协调。我国电网结构薄弱，部分电网无法承担风电上网带来冲击。风电场现实运营状况与规划相比出现较大差距，2014年全国风力发电平均利用小时数为1432小时，与规划平均利用小时数2200小时相去英远。昂贵电网接入系统，在风电场建设投资中占有一定比重。尽管我国相关政策要求电网企业制定可再生能源发电配套电网设施建设规划，并纳入国家和省级电网发展规划。但是，电网规划和建设速度远不及风电装机发展速度，从而影响风力发电发展。电网公司投资积极性受到影响，不利于风电等可再生能源外送消纳。三、风电行业最新展望2015年以来，（1）风电项目核准规模继续增大，“十二五”以来风电项目核准计划规模累计己超过1.4亿千瓦。（2）风电并网和运行情况好转。根据国家能源局统计，2015年上半年，全国风电新增并网容量916万千瓦,风电累计并网容量10,553万千瓦，累计并网容量同比增长27.6%；风电上网电量977亿千瓦时，同比增长20.7%；上半年全国风电平均利用小时数993小时，同比增加15小时。（3）电网建设步伐加快。2015年上半年,国家电网公司开工特高压直流工程1276公里、1600万千瓦，全面完成上半年开工任务。目前，国家电网已累计建成“三交四直”特高压工程，在建“四交三直”特高压工程，在运在建特高压输电线路长度超过2.2万公里，变电（换流）容量超过2.3亿千伏安（千瓦），累计送电超过3300千瓦时。（4）低风速市场倍受关注。随着风电行业不断发展，市场、技术口趋成熟，对风资源认知不断加深，风资源开发区域有了更多拓展。低风速地区因其上网电价高，接入条件好，以及不受限电影响优点，发展潜力巨大。风机制造商持续关注低风速市场，设计出针对低风速区特点机型，丰富了国内客户在低风速区产品选择，根据风资源区域特点以及投资收益要求满足了客户个性化需求。同时，适应低风速地区需求新型风机开发将进一步带动中