风电运营行业深度报告-弃风改善可持续

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内容目录1、风电装机迎拐点，弃风改善带来电量增加61.1.风电新增装机容量处于低位，拐点已现61.2.弃风限电情况得到持续改善，利用小时提升明显92、运营项目：多措并举，弃风限电改善可持续，利用小时有望稳步提升122.1.政策推动弃风限电持续改善1222、大容量、长叶片、高塔筒风机提高中东部及南方地区风资源利用率163、新建项目：造价下降，成本具备下调空间174、风电运营项目ROE测算及弹性：保障电量为前提对冲电价下降195、竞争性配置建设规模，具备风电设备基础及已核准规模较大公司更为占优206、给予风电运营行业“推荐”评级217、风险提刁尺23 图表目录图1：2008-2017年风电累计装机容量（万千瓦）6图2：风电新增装机容量（万千瓦）6图3：2014-2016年分区域风电核准计划容量（万千瓦）7图4：2016年各区域风电新增生产能力占比7图5：2017年各区域风电新增生产能力占比7图6：2017年以来各季度风电新增并网容量（万千瓦）8图7：2013-2017年弃风率情况11图8：2015Q1-2018Q1弃风率情况11图9：风电利用小时数（小时）12图10：风电月度发电量同比（％）12图门：清洁能源发用电各环节弃风限电改善主要措施13图12：《关于有序放开发用电计划的通知》对燃煤机组与清洁能源的政策描述14图13：国内各省平均风速及平均风功率密度17图14：叶片扫风面积与发电量17图15：全球风机叶片直径与铭牌功率17图16：风电工程造价趋势18图17：2013-2015年投产典型陆上风电项目单位千瓦造价结构18图中国风电机组价格变化情况及预期（元/千瓦）19图19：技术进步带来的度电成本下降（以复杂地形为例）19图20：四类风区全生命周期ROE测算20图21:电价及利用小时对ROE敏感性分析20表1：2016-2017年风电投资监测红色（橙色）预警省份7表2：2018年新建陆上风屯标杆上网电价（元/千瓦时）8表3：截至2017年底累计核准在建风电项冃容量测算9表4：国家促进风电等可再生能源消纳的政策梳理10表5：弃风限电严重地区弃风率情况11表6：风电投资监测预警机制指标及权重13表7：风电保障性收购利用小吋数及2017年实际完成情况14表8：清洁能源基地外送特高压线路梳理15表9：风电竞争配置要素21 表10：风电行业上市公司对比（不含非港股通公司）221.风电装机迎拐点，弃风改善带来电量增加1.1.风电新增装机容量处于低位，拐点已现2017年风电新增装机延续2016年下滑态势，全年新增装机容量1550万千瓦,同比下降11%0截至2017年底，全国风电装机容量达到1.64亿千瓦，同比增长10.5%o图1:2008-2017年风电累计装机容量（万千瓦）图2:风电新增装机容量（万千瓦）新增装机容量出现下滑主要有三个原因：1）2015年出现抢装。2016年1月1日以后投运的陆上风电项目下调上网电价带来2015年的抢装潮；2）计划核准容量向中东部与南方地区转移。2015年全国风电核准计划容量3400万千瓦,处较高水平，主要是湖北、河南、山东、浙江、江西、广西等地计划核准容量同比增加，占比亦较2014年有所提升。2016年风电核准总量较2015年减少317.39万千瓦，安徽、福建、江西、山东、河南、湖南等地核准容量同比增加，2016年核准容量占比亦较2015年有所提升。按照一般风电施工周期及投产计划，2015年及2016年部分核准容量将对应2017年投产容量。而这些增量区域人口密集、生态环境保护较好，山地条件复杂、气候情况多变，核准后的林地报批、土地占用与开工后的土地平整与物料运输都较河北、内蒙等地更为复杂；同吋当地政府偏向更为理性审慎的发展思路，河南等地甚至出现“圈而不建”的现象，项目推进较慢，开工暂未放量；3）政策导向风电建设区域结构发生变化，2016年国家能源局首次发布全国风电投资监测预警，2016-2017年两年内，吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆、内蒙古等省份先后被列入风电开发建设红色预警区域，同时能源局还提出暂缓建设新疆准东、叶鲁番百里风区、酒泉二期第二批风电项目，影响新增投产容量，2017年红色预警区域新增风电生产能力同比有大幅下降，新疆、宁夏等地新增风电生产能力占比分别同比大幅下降8个和9个百分点。 图3:2014-2016年分区域风电核准计划容屋（万千瓦）资料来源：国家能源局整理表1:2016-2017年风电投资监测红色（橙色）预警省份年份2016年2017年吉林蒙东蒙西黑龙江吉林黑龙江tt肃风电投资监测红色（含橙色）甘肃预警省份宁夏新疆宁夏新疆冀北、蒙东、蒙西（橙色）资料来源：国家能源局整理（预警结果为红色表示风电开发投资风险较大，国家能源局在发布预警结果的当年不下达年度开发建设规模，地方暂缓核准新的风电项忖，电网企业不再办理新的接网手续。预警结果为橙色衣示风电开发投资具冇一定风险，国家能源局原则上在发布预警结果的当年不下达年度开发建设规模）图4:2016年各区域风电新增生产能力占比图5:2017年各区域风电新增生产能力占比天津厂河北新疆一2%宀_山西辽宁6%1%1%二上毎江苏0%7%浙江6%〔江西天津0%内蒙4%辽亍1%吉林1%北京0%9%2%1%陕西—_垂庆廿肃青海1%1%.5澈4%6%1%北12%2%福建1%3%新廻y史10%W南陕哎％I3%7%5%贵州5%2%海南1%黑龙上海江1%江苏4%左徽5%宓叶浙江四川6%巫庆1%2%海南0%亠东2%河南7%山东11%0%湖南江西4%湖北安徽1%3%福建4%资料来源:wind资料来源:wind 红色预警区域减少，新增容最稳步复苏。2018年3月，国家能源局发布«2018年度风电投资监测预警结果的通知》，风电开发投资红色预警地区为廿肃、新疆、吉林，橙色区域为内蒙古、黑龙江、陕西北部地区、陕西北部及河北张家口和承德市,与2017年相比，红色区域由6个省份降至3个省份；同时对新鴉准东、酒泉二期风电基地建设的要求，也由2017年的暂缓建设转变为可在受端电网企业确认保障消纳的前提下有序建设。红色预警区域减少、风电基地建设有条件放开，有助于提升风电项目建设意愿及建设进度，新增风电装机容量将迎来拐点。根据国家能源局的数据，2017年二季度以来，风电新增并网容量稳步上升（年末通常有抢装，因此每年四季度新增容量较高），2017年四季度较二季度增加114%,2018年一季度全国新增风电并网容量394万千瓦，同比增加42万千瓦。根据国家能源局印发的《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》，2020年规划并网容量1.26亿千瓦，是2017年累计并网装机容量1.64亿千瓦的76.83%02017年已有新增并网风电装机1503万千瓦，因此我们测算2018-2020三年年均新增并网风电装机容量将达到3699万千瓦，总量扩张将推动新增装机量稳步复苏。图6:2017年以来各季度风电新增并网容量（万千瓦）资料来源：国家能源局整理电价下调与平价上网倒逼项目加快前期与建设进度。2016年12月，国家发改委出台《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》,降低2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价，其中具体规定在2018年以前核准并纳入以前年份财政补贴规模管理的陆上风电项目但于2019年底前仍未开工建设的，执行2018年标杆上网电价。这意味着2018年以前核准但未开工项目或在建为享受以前年度电价，将在2018-2019年集中开工或加快建设进度。根据国家能源据统计的数据，截至2015年底，累计核准在建风电容量8707万千瓦，我们按照全国风电开发建设方案统计2016-2017年风电新增核准容量，扣除2016-2017年新增并网容量3433万千瓦，测算出截至2017年底累计核准在建风电容量1.14亿千瓦，这部分装机将在2020年得到释放。表2:2018年新建陆上风电标杆上网电价（元/千瓦时）资源区包含地区含税上网电价I类资源区内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市0.40 以外其他地区；新踽维吾尔白治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族口治州、克拉玛依市、石河子市11类资源区河北省张家口市、承徳市；内蒙古白治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市；甘肃省嘉峪关市、酒泉市；云南省0.45III类资源区吉林省H城市、松原市；黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区；廿肃省除嘉峪关市、酒泉市以外英他地区；新疆维吾尔白治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、克拉玛依市、石河子市以外其他地区；宁夏回族口治区0.49IV类资源区除I类、II类、III类资源区以外的其他地区0.57资料来源：国家发改委表3:截至2017年底累计核准在建风电项目容垦测算风电类型容量(万千瓦)截至2015年底累计核准在建项H87072016年全国风电开发建设方案30832017年风电新增建设规模方案30652016年新增并网容量19302017年新増并网容量1503截至2017年底累计核准在建项目11422资料来源：国家能源局测算2014年6月，国务院办公厅印发《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，要求到2020年风电与煤电上网电价相当。2017年5月国家能源局开展风电平价上网示范工作，是实现2020年风电平价上网的重要“前战”。2018年四类风资源区上网电价较2016年下降了0.03-0.07元/千瓦时不等，I类资源区降幅最大，从侧面反映限电改善的同时也体现风电技术的不断进步。若示范项忖收益率在可接受范围，则风电平价上网将能够顺利推行，倒逼风电项目加快前期与建设进度以享受更高电价。1.2、弃风限电情况得到持续改善•利用小时提升明显我国80%以上的风能资源分布在“三北”地区，远离负荷中心，而当地电力消纳能力不足，能源供需出现错配，同时风能利用与调节不够稳定，电网调度存在难度，2011年风电进入大规模快速发展期后，弃风问题随之而来。2015-2016年弃风率达到阶段性高峰，2016年全年全国平均弃风率达到近五年的最高值，为17.2%O为缓解居高不下的弃风率，国家能源局、发改委出台多项促进可再生能源消纳的政策，具体措施包括保障性全额收购、优先发电等，2016年三季度起全国平均弃风率进入持续下降通道，至2018年一季度全国平均弃风率为8.5%,同比下降8个百分点，在采暖季弃风率还有较大幅度下降，说明弃风改善己取得明显效果。限电较为严重的内蒙、辽宁、吉林、黑龙江、甘肃、新疆等地改善明显。 表4：国家促进风电等可再生能源消纳的政策梳理政策名称发布时间主要内容可再生能源法2010年4月实行可再生能源发电全额保障性收购制度关于做好2015年度风电并网消纳有关工作的通知2015年3月入挖掘系统调峰潜力，确保风电等清洁能源优先上网和全额收购；确保配交电网设施与风电项目同步建成投产，避免因电力配实设施建设滞后导致的弃风限电；加快中东部和南方地区风电的开发建设。关于有序放开发用电计划的实施意见2015年11月通过建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网风电等按照资源条件全额安排发电关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知2016年2月推动可再生能源就近消纳，鼓励可再生能源发电企业作为市场主体积极参与市场直接交易并逐步扩大交易范用和规模，哉励超出可再生能源保障性利用小时数的发电量参与市场交易做好风电等可再生能源清洁供暖工作关于做好2016年度风电消纳工作有关要求的通知2016年3月严格控制弃风严重地区各类电源建设节奏，优先在发电计划中预留风电等新能源发电空间，鼓励风电通过市场交易扩大消纳范圉和消纳空间。可再生能源发电全额保障性收购管理办法2016年3月保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同（实物合同或差价合同）保障全额按标杆上网电价收购；市场交易电最部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知2016年5月按照各类标杆电价覆盖区域，参考准许成本加合理收益，现核定了部分存在弃风、弃光问题地区规划内的风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数关于试行可再生能源绿色电力证书核发及口愿认购交易制度的通知2017年1月试行为陆上风电、光伏发电企业所生产的对再生能源发电量发放绿色电力证书。根据市场认购惜况，自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易关于有序放开发用电计划的通知2017年3月国家规划内的既有大型水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电，以及网对网送受清洁能源的地方政府协议，通过优先发电计划予以逼点保障关于征求优先发电优先购电计划有关管理办法意见的两2017年8月优先发电适用范围包括纳入规划的风能等可再生能源发电。关于做好煤电油气运保障工作的通知2017年9月各地要认真执行优先发电计划，密切跟踪并及时公开进度，切实促进清洁能源多发满发，优先上网解决弃水弃风弃光问题实施方案2017年11月2017年可再生能源电力受限严重地区弃水弃风弃光状况实现明显缓解，甘肃、新据弃风率降至30%左右，吉林、黑龙江和内蒙古弃风率降至20%左右，英它地区风电和光伏发电年利用小时数应达到国家能源局2016年下达的本地区最低保障收购年利用小时数（或弄风率低于10%、弃光率低于5%）,到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。关于做好2017-2018年采暧季清洁供暖工作的通知2017年12月持风电、光伏保障消纳外电疑更多用于淸洁供暖，减少弃风弃光关于提升电力系统调节能力的指导意见2018年2月“十=五”期间消纳新能源和可再生能源约7000万千瓦关于印发2018年能源工作指导意见的通知2018年2月制弃风、弃光严重地区新建规模，确保风电、光伏发电弃电量和弃电率实现“双降” 《可再生能源电力配额及考核办法》（征求意见稿）2018年3月可再生能源电力配额包摇“可再生能源电力总量配额”和“非水电口「再生能源电力配额”。承担配额义务的市场主体包括省级电网企业、其他各类 配售电企业（含社会资本投资的增量配电网企业）、拥有白备电厂的工业企业、参与电力市场交易的直购电用户等国家能源局2018年市场监管工作要点2018年3月织派出能源监管机构开展对清洁能源优先调度发电、参加电力交易、接入电网等情况的重点监管，促进清洁能源优先消纳关于减轻可再生能源领域企业负担冇关事项的通知2018年4月对于未落实保障性收购耍求的地区，国务院能源主管部门将采取暂停安排当地年度风电、光伏发电建设规模等措施控制项H开发建设节奏，有关省级能源管理部门不得将国务院能源主管部门下达的风电、光伏发电建设规模向此类地区配置。清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）征求意见稿2018年4月确保2018年清洁能源消纳取得显著H标，全国弄光率低于5%、弄风率低于12%;到2020年，弃光低于5%、弃风控制在5%左右图7:2013-2017年弃风率情况图8:2015Q1-2018Q1弃风率情况资料來源：国家能源局（2016年数据通过国家能源局公布的2017年数据同比测算）资料來源：国家能源局（2015Q3数据通过国家能源局公布的2016Q3数据同比测算）资料來源：国家能源局、发改委网站整理表5：弃风限电严重地区弃风率情况省份2013年2014年2015年2016年2017年河北17%12%10%9%7%山西--2%9%6%内蒙蒙东20%蒙西12%9%18%21%15%辽宁5%6%10%13%8%吉林22%15%32%30%21%黑龙江15%12%21%19%14%陕西3%2%-7%4%H•肃21%11%39%43%33%宁夏--13%13%5%新疆5%15%32%38%29%云南4%4%3%4%3%资料來源：国家能源局整理 受益于弃风持续改善，风电利用小时提升明显，发电最同比增速回升°2017年风电利用小吋1848小吋，同比增加206小吋，创2014年以来的新高；风电发电量3057亿千瓦时，同比增长26.3%,各月均保持正向增速，2018年一季度风电发电量978亿千瓦时，同比增长39.1%,增速自2017年下半年起开始回升。图9:风电利用小时数（小时）图10:风电月度发电量同比（%）20082009201020112012201320142015201620178070-60一50-40-30-2010-0(10)-(20)-s.$llozsoCMlozmocnloz1:041:00寸9ST0Z卜OOTOZonoz资料來源：中电联资料來源：屮电联2、运营项目：多措并举，弃风限电改善可持续，利用小时有望稳步提升2.1、政策推动弃风限电持续改善弃风问题涉及风力发电全产业链：1、发电侧集中在风资源丰富地区进行大规模快速发展，当地消纳不足、与负荷端发生错配；2、输电环节电网建设周期长、与风电投产周期产生错配，同时风电具有较大波动性对电网调度产生冲击、火电计划电量占比高、调峰能力受限；3、用电侧总体需求放缓、对是否清洁能源供电不够敏感，清洁能源价值未能充分体现。针对全产业链共同造成的弃风限电问题，国家分别针对各环节提出了相对应的政策措施：1、发电侧：增加灵活调峰电源释放发电空间；实行监测预警机制源头控制风电建设与投产；通过优先发电计划予以重点保障。2 、输电环节：核定最低保障收购年利用小时数保障项目准许成木与合理收益；依托外送输电通道扩大消纳市场；补强电网薄弱环节降低送出与变电能力不足导致的弃风限电；完善电力辅助服务补偿机制增强煤电调峰积极性。3、用电侧：电力需求侧承担可再生能源配额义务，倒逼可再生能源消费；启动电力现货市场与绿证交易，充分发现可再生能源的环境效益与价格。图11:清洁能源发用电各环节弃风限电改善主要措施发电侧r1用电侧＞煤电机组深度调峰＞监测预警机制＞优先发电＞全额保障性收购＞跨省跨区输电通道＞配套电网规划和建设A建立辅助服务市场＞承担可再生能源电力配额义务＞电力现货市场交易 资料來源：国海证券研究所整理火电灵活性改造释放清洁能源发电空间。2016年6月，国家能源局正式启动火电灵活性改造示范试点项目。2016年6・7月，共有黑龙江、吉林、辽宁、河北、内蒙古、广西、廿肃等7个省份共22个煤电项目开展火电灵活性改造试点，大多位于新能源消纳能力不足区域。2017年6月，《电力发展“十三五”规划》屮提出，“十三五”期间热电联产机组和常规煤电灵活性改造规模要分别达到1.33亿千瓦吋和8600万千瓦，合计约2.2亿千瓦吋。我们假设燃煤机组灵活性改造能够使最小技术出力达到30-35%左右的额定容量，较之原先50%左右的调峰能力增加15-20%,按照每天电力低谷期调峰4小吋、全年运行300天测算，灵活性改造将增加调峰能力约396-528亿千乩时，占2017年非水可再生能源发电暈的9-12%,有望增加风电及光伏发电空I'可。风电投资监测预警机制尖注弃风率、利用小时及交易电价，凸显重视程度。2016年7月，国家能源局发布《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，风电投资监测预警结果由政策类、资源和运行类、经济类等三类指标加权平均确定。其中弃风率、年平均利用小时数、交易价格同比降幅三个指标权重分别为30%、15%、15%,占比较大，显示风电投资监测预警机制对弃风限电的足够重视。此外，其他指标也分别从政策执行力度、风电企业运营情况、区域装机结构等多个方面对区域风电投资情况进行监测，以引导企业理性投资，引导政府采取多种措施降低弃风限电，同时提高风电发电收益水平。指标指标描述权重年度开发方案完成率当年实际核准项目占下达规模比例10%风电开发政策坏境是否存在不利于风电发展的政策10%调节能力较差屯源装机比重口备电厂、热电联产机组等装机比重10%表6:风电投资监测预警机制指标及权重 弃风率区域上年度弃风情况30%年平均利用小时数三年平均利用小时数15%交易价格同比降幅是否存在风电销售电价变相降低、打压电价现象15%抽样亏损率上年度风电企业抽样亏损率10%资料来源：国家能源局《关于建立监测预警机制促进风屯产业持续健康发展的通知》整理减少既有燃煤发电企业计划电量，清洁能源优先安排发电计划。2017年3月国家发改委、能源局印发《关于有序放开发用电计划的通知》，2015年电力市场改革一系列文件出台后核進的煤电机组原则上不再安排发电计划、也不再执行政府定价，同时其签约交易电量不应超过当地年度燃煤机组发电小时数的最高上限。国家规划内的既有大型水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电，以及网对网送受清洁能源的地方政府协议，通过优先发电予以重点保障。优先发电计划电量不低于上年实际水平或多年平均水平。目的是确保可再生能源发电保障小时数逐年增加，直至达到国家制定的保障性收购年利用小时数标准。图12:《矢于有序放开发用电计划的通知》对燃煤机组与清洁能源的政策描述|＞发电小时数不越过当地省域年度燃煤机组发电小时数的最鬲上限i＞逐年减少既冇燃煤发电|企业计划电螢＞新核准机纽原则上不安排发电计划清洁能源规划内项目通过优先!发电计划予以重点保!障，不低于上年实际［水平或多年平均水平；确保可再生能源发电保障小时数逐年增加资料来源：国家发改委、能源局《关于有序放开发用电计划的通知》整理全额保障性收购持续提升利用小时。2016年5月，国家能源局印发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，根据参考准许成本加合理收益原则，核定了四类风资源区屮存在弃风、弃光问题地区规划内的风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数，利用小时由1800小时到2000小时不等。从2017年实际执行情况看，甘肃、新疆、宁夏、吉林等弃风限电严重地区利用小时还有继续提升的空I'可。表7:风电保障性收购利用小时数及2017年实际完成情况资源区地区保障性收购利用小时数2017年实际利用小时数实际完成与政策要求差额I类资源区内蒙古门治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外英他地［X20002115+115 新跚维吾尔白治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族白治州、克拉玛依市、石河子市19002119+21911类资源区内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市19001987+87河北省张家口市19002185+285甘肃省嘉峪关市、酒泉市18001495-305III类资源区甘肃省除嘉峪关市、酒泉市以外瓦他地区18001417・383新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、克拉玛依市、石河子市以外其他地区18001684・116吉林省白城市、松原IIJ18001688■112黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区19001910+10宁夏回族自治区18501650-200IV类资源区黑龙江省其他地区18501907+57吉林省其他地区18001972+172辽宁省18502141+291山西省忻州市、朔州市、大同市19001998+98资料來源：国家发改委、能源局《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》、国家能源局《2017年度全国町再生能源电力发展监测评价报告》整理特高压助力清洁能源外送消纳。日前国家电网已经建成“八交十直”特高压工程，其屮四条直流输电线路服务于新疆、内蒙古、山西、甘肃等地的清洁能源基地电量外送，输送容量合计3400万千瓦，计划年输送电量1770亿千瓦时。同时，在建特高压线路中，有三条主要用于清洁能源外送或多电源联合外送，建成后预计输电容量2350万千瓦，输送电量1310亿T瓦时，将继续缓解新疆、内蒙、冀北等地的弃风限电现象，有效并持续提升这些区域内的风电利用小时。表8:清洁能源基地外送特高压线路梳理线路状态特高压线路线路类型（预计）投产时间配套电源输电容量（万千瓦）计划年输送电量（亿千瓦时）己建成新跚哈密•河南郑州±800KW直流2014年1月哈密风电基地800370晋北■江苏±800KV直流2017年6月山西风火打捆800450酒泉•湖南±800KW直流2017年6月甘肃风电基地800400 内蒙古上海庙■山东±800KV直流2017年12月内蒙火电与宁夏新能源打捆1000550在建新廻准东•安徽淮南±1100KV直流2018年新疆火电、风电、太阳能发电联合外送1200660内蒙古扎鲁特-山东青州±800KV直流2018年蒙东及东北地区风电、光伏1000550张北•北京±500KV柔性直流2020上半年张北地区风电150100资料來源：国家电网整理可再生能源配额强制促进区域及市场主体消纳。2018年3月，国家能源局印发《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，对各省级行政区域全社会用电量规定戢低的可再生能源电力消费比重指标。承担配额义务的市场主体包括省级电网企业、其他各类配售电企业（含社会资本投资的增量配电网企业）、拥有自备电厂的工业企业、参与电力市场交易的直购电用户等，对于未达到配额指标的省级行政区域，国务院能源主管部门暂停下达或减少该区域化石能源电源建设规模、取消该区域申请示范项目资格、取消该区域国家按区域开展的能源类示范称号等措施，按区域限批其新增高载能工业项冃。未完成配额指标的市场主体，核减其下一年度市场交易电量，或取消其参与下一年度电力市场交易的资格。湖南、江两、黑龙江、河南等地到2020年的非水可再生能源配额指标需较2018年提升5个百分点以上。2.2＞大容量、长叶片、高塔筒风机提高中东部及南方地区风资源利用率根据能源局《低风速风力发电机组选型导则》中对低风速风力发电机组适用标准的定义，低风速代表标准空气密度轮毂高度处代表年平局风速不高于6.5米/秒、风功率不高于320瓦/平方米的风能资源。从中国气象局发布的《2017年中国风能太阳能资源年景公报》看，我国大部分地区位于低风速区，尤其是风电开发已经开始转移到的中东部与南部地区，平均风速及平均风功率密度处于较低水平，部分区域平均风速在5米/秒以下，功率密度低于250瓦/平方米。 图13:国内各省平均风速及平均风功率密度4003503002502001SO100刃O工半的风速2匕 资料来源：中国气象局《2017年中国风能太阳能资源年景公报》增大风伦直径、增高塔筒高度是充分利用风能资源、提升发电量的重要技术手段。GE的一项研究显示，叶片长度若由116X增加到160米，扫风面积将增加一倍，年发电能力也可增加一倍，能够显著提升低风速地区的风电项冃利用小时。此外，GE研发的涡流发生器、叶片眩翼扩展技术亦有助于提高年发电量0.5・1%。未来在风电开发重点布局的屮东部及南部地区，风速及功率密度较低带来的利用小时较低有望通过风机技术进步得到提升，叠加此部分区域通常无限电情况，我们认为全国风电平均利用小时将进入上升通道。图14:叶片扫风面积与发电量图15:全球风机叶片直径与铭牌功率2015202520,125平米10,568平米12010080《uo@0>UJepJo-oa9,9万千瓦时2x年发电量207万千瓦时40Nameplatecapacity(MW)8rizi•CjnadaChrui•Denmark•Franco•Germany•India