受益于用電增速回升,風電利用小時提升、棄風率下降
1季度全國風電新增并網(wǎng)容量3.52GW,累計并網(wǎng)容量達到151GW,同比增長13%。風電平均利用小時數(shù)為468,同比增加46小時。棄風量135億千瓦時,同比減少57億千瓦時,棄風限電情況明顯好轉。我們估算全國平均棄風率為16%(1季度有春節(jié)影響),同比大幅下降10ppts。限電率下降除了受益于用電增速同比提升,保障利用小時政策推進以及特高壓通道打開也是重要因素。
發(fā)電量增長主要由裝機驅動,風電運營商利用小時分化
各風電運營商的風電發(fā)電量增長均主要由新增裝機驅動,在利用小時的表現(xiàn)方面出現(xiàn)分化。龍源、華能的風電利用小時分別為501、570,同比分別+21、+49小時；而大唐、華電福新分別約為401、443小時，同比分別-18、-34小時。利用小時分化主要是由于裝機分布的不同，龍源、華能的三北地區(qū)裝機占比分別為69%、70%(西北僅占8%)；大唐、華電福新的三北地區(qū)裝機占比分別為88%、86%。此外，1季度風速較去年同期下降約4%，拖累風電運營商表現(xiàn)。
龍頭限電改善明顯,趨勢有望延續(xù)
龍源風電限電率1/2/3月分別為19%、18%、11%，3月限電率較去年同期的22%大幅下降。1季度整體限電率16.4%，同比下降8.0ppts。龍源在寧夏、甘肅的限電改善明顯。華能限電率1/2/3月分別為14%、13%、7%,1季度限電率為11.3%,同比下降6.3ppts。華能在遼寧限電改善明顯，限電率同比大幅下降。預計用電增速好于預期、保障利用小時政策推進、特高壓線路投產(chǎn)、市場交易電量促消納、“紅六省”停止受理風電新增并網(wǎng)等因素，將共同促進北方限電地區(qū)棄風率下降。預計17年上半年限電率同比改善趨勢有望延續(xù)。
1季度全國風電新增并網(wǎng)容量3.52GW,累計并網(wǎng)容量達到151GW,同比增長13%。風電平均利用小時數(shù)為468,同比增加46小時。棄風量135億千瓦時,同比減少57億千瓦時,棄風限電情況明顯好轉。我們估算全國平均棄風率為16%(1季度有春節(jié)影響),同比大幅下降10ppts。限電率下降除了受益于用電增速同比提升,保障利用小時政策推進以及特高壓通道打開也是重要因素。
發(fā)電量增長主要由裝機驅動,風電運營商利用小時分化
各風電運營商的風電發(fā)電量增長均主要由新增裝機驅動,在利用小時的表現(xiàn)方面出現(xiàn)分化。龍源、華能的風電利用小時分別為501、570,同比分別+21、+49小時；而大唐、華電福新分別約為401、443小時，同比分別-18、-34小時。利用小時分化主要是由于裝機分布的不同，龍源、華能的三北地區(qū)裝機占比分別為69%、70%(西北僅占8%)；大唐、華電福新的三北地區(qū)裝機占比分別為88%、86%。此外，1季度風速較去年同期下降約4%，拖累風電運營商表現(xiàn)。
龍頭限電改善明顯,趨勢有望延續(xù)
龍源風電限電率1/2/3月分別為19%、18%、11%，3月限電率較去年同期的22%大幅下降。1季度整體限電率16.4%，同比下降8.0ppts。龍源在寧夏、甘肅的限電改善明顯。華能限電率1/2/3月分別為14%、13%、7%,1季度限電率為11.3%,同比下降6.3ppts。華能在遼寧限電改善明顯，限電率同比大幅下降。預計用電增速好于預期、保障利用小時政策推進、特高壓線路投產(chǎn)、市場交易電量促消納、“紅六省”停止受理風電新增并網(wǎng)等因素，將共同促進北方限電地區(qū)棄風率下降。預計17年上半年限電率同比改善趨勢有望延續(xù)。
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