事件：國家發(fā)改委近日下發(fā)通知，分資源區(qū)降低光伏電站、陸上風電標桿上網電價，這是風電實行標桿電價以來最大幅度的下調，目的是倒逼2020年風電、光伏平價上網，合理引導新能源投資。

經過“十二五”高速發(fā)展后，以風電、光伏為代表的清潔能源進入平穩(wěn)增長階段。我們認為，2017年將是風電行業(yè)爬坡過坎的重要一年，一方面通過電力系統(tǒng)調峰能力改造、利益調整等方式，解決存量風電并網消納問題，另一方面通過參與電力市場競爭拓展裝機增量空間。

一、風電上網電價下調帶來連鎖反應

(一)風電價格最大幅度下調，一類資源區(qū)與煤電上網電價接近

上網電價高低牽扯風電上下游行業(yè)神經。本次調價是2009年8月1日我國風電實行分資源區(qū)確定標桿電價以來，最大幅度一次調整。

根據(jù)國家發(fā)改委通知，2018年1月1日之后，一類至四類資源區(qū)新核準建設陸上風電標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.40元、0.45元、0.49元、0.57元，比2016-2017年電價每千瓦時降低7分、5分、5分、3分。這一幅度比今年9月份征求意見階段，四類資源區(qū)度電價格下調深度分別擴大4分、2分、2分、1分。

圖表 1 歷年風電分資源區(qū)標桿電價

在風電價格調整的頻次上，國家發(fā)改委提出：“2018年前如果新建陸上風電項目工程造價發(fā)生重大變化，國家可根據(jù)實際情況調整上述標桿電價。”這實際上是為進一步下調風電上網電價埋下伏筆，目標是2020年風電實現(xiàn)平價上網。

對比四類資源區(qū)價格調整情況，一類資源區(qū)下調幅度最大。一類資源區(qū)風電0.4元/千瓦時的價格，與2015年全國煤電平均上網電價0.384元/千瓦時接近。基于風電資源優(yōu)勢、土地開發(fā)成本低等因素，一類資源區(qū)風電項目具有較大的成本下降空間。我們在向行業(yè)機構調研中了解到，如果解決棄風限電問題，一類資源區(qū)風電價格在0.3元/千瓦時仍可以盈利。

(二)新核準風電項目開工期推遲，2017年風電將集中搶“路條”

在風電價格執(zhí)行時間節(jié)點上，發(fā)改委通知提出：(1)2018年1月1日以后核準并納入財政補貼年度規(guī)模管理的陸上風電項目執(zhí)行2018年的標桿上網電價。2年核準期內未開工建設的項目不得執(zhí)行該核準期對應的標桿電價。

(2)2018年以前核準并納入以前年份財政補貼規(guī)模管理的陸上風電項目但于2019年底前仍未開工建設的，執(zhí)行2018年標桿上網電價。

(3)2018年以前核準但納入2018年1月1日之后財政補貼年度規(guī)模管理的陸上風電項目，執(zhí)行2018年標桿上網電價。

從政策導向上來講，有利于2018年前核準且納入2018年前財政補貼目錄中的風電項目，這些項目只要在“2019年底開工建設”依然可以執(zhí)行2016年的高電價。

這里需要特別注意兩點：一是現(xiàn)階段已經拿到路條、或2017年拿到路條的項目，有三年開工建設的時間。一般而言，風電項目施工工期在12-18個月，加上電網送出工程工期6個月左右，風電項目若順利投產工期在一年半到兩年。這就意味著，2017年風電項目在核準后，開發(fā)商可能會選擇將開工期推后一年，以時間換空間，等待風機造價下降。

二是，根據(jù)發(fā)改委的通知，2019年底風電項目只需要開工建設，并未涉及到并網消納。但從項目運營者的角度出發(fā)，更加傾向于在2019年底實現(xiàn)并網消納。

基于此，我們判斷風電行業(yè)的搶裝行情將會推遲至2018年到來，2017年風電行業(yè)更集中在搶“路條”、圈資源。

(三)風機造價進入“3字頭”時代，設備商競爭加劇

從本次國家發(fā)改委調價的背景和目的看，(1)及時反映不同類型新能源發(fā)電技術進步、成本下降情況;(2)合理引導新能源向負荷集中地區(qū)投資;(3)按期實現(xiàn)平價上網;(4)緩解補貼資金缺口。

風電技術進步和風機造價下降是風電價格下調的最大動力。現(xiàn)階段，國內陸上風機平均造價在4000-5000元/千瓦，我們調研了解到目前一些主力廠商(東方 電氣、海裝風電、明陽)的部分項目主流機型工程造價已經下探到4000元/千瓦以下。風機造價水平出現(xiàn)“3字頭”是行業(yè)發(fā)生變化的重要標志，一方面反映國內主機廠商產能過剩，二是主機廠家競爭激烈。

本次風電上網電價下調，將會進一步加劇上游風電設備商之間競爭，產業(yè)集中度也將進一步提高。這一產業(yè)發(fā)展趨勢與2020年風電平價上網目標一致，也與國家能源局等管理部門對風電發(fā)展的思路相符。根據(jù)國家能源局風電“十三五”規(guī)劃目標，到2020年國內3-5家設備制造企業(yè)全面達到國際先進水平，市場份額明顯提升。

風電上網電價下調及風機單位造價水平下降，對于行業(yè)龍頭而言恰是擴大市場規(guī)模、加大技術研發(fā)、提高風機運維水平的好時機。我們預計，未來風機制造商前三強的市場份額將在70%以上。

圖表 2 亞太地區(qū)前十大風機設備供應商

二、2017年風電行業(yè)“爬坡上坎”，棄風限電有望好轉

2017年將是風電行業(yè)解決存量棄風限電問題、轉而快速增長的過渡時期。

短期內，棄風限電仍是風電行業(yè)發(fā)展面臨的主要問題。綜合分析，目前棄風限電主要原因包括受端市場電力需求不足、電力通道資源限制、電力系統(tǒng)調節(jié)能力不足、電力輔助服務機制缺失等方面。

今年前三季度，風電棄風電量394.7億千瓦時，平均棄風率19%，棄風電量超過去年全年總量。一是去年風電搶裝行情下，新增33GW裝機加劇棄風限電狀況，但要好于預期;二是社會用電量增速放緩，風電資源地新增消納市場有限。

圖表 3 2015年典型地區(qū)棄風情況

將棄風棄光率控制在合理水平(5%)，是國務院有關部門對能源局、國家電網公司等提出的明確要求。

解決棄風問題目前主要有三種途徑：一是通過電力系統(tǒng)內部協(xié)調提高新能源調度規(guī)模;二是提高電力系統(tǒng)調峰能力(火電靈活性改造、抽水蓄能建設等)，為新能源并網騰挪空間;三是借助電力市場化改革，通過電力現(xiàn)貨交易將風電推向市場。

在今年9月20日~10月10日甘肅敦煌文博會期間，國家發(fā)改委和國調中心組織協(xié)調浙江、江蘇、上海、青海等六省市調整輸送通道，開展市場交易，臨時增加甘肅省新能源外送電量23億千瓦時。這即是通過電力系統(tǒng)內部調整的方式，增加風電消納。

按照電力市場化改革時間表，2017 年起，全面開展適應大規(guī)模清潔能源發(fā)電開發(fā)利用的電力節(jié)能低碳調度;2018年底前，啟動現(xiàn)貨交易試點;2020年全面啟動現(xiàn)貨市場。基于此，可以判斷2017年將是風電、光伏參與電力市場交易的開始;加之風電、光伏邊際成本低于煤電，預計能在電力市場交易中獲得較多的發(fā)電份額，進而改善風電項目的盈利水平。

三、“十三五”風電規(guī)模不封頂，改善電力系統(tǒng)調峰能力

(一)2.1億千瓦是“十三五”風電底線目標

11月29日，國家能源局下發(fā)的《風電“十三五”發(fā)展規(guī)劃》提出，到2020年底風電容量累計并網裝機容量確保達到2.1億千瓦以上，風電年發(fā)電量確保達到4200億千瓦時，約占全國總發(fā)電量的6%。從規(guī)劃出發(fā)點來看，國家為風電發(fā)展設定底線目標，不是約束目標，實際上是上不封頂。

我國已經向國際社會承諾2020年非化石能源消費比重達到15%左右，15%是一個約束指標。根據(jù)國家發(fā)改委能源研究所等機構測算，要確保實現(xiàn)15%的目標，除去核電和水電的貢獻之外，到2020年非水可再生能源發(fā)電電量必須要達到6500億千瓦時以上。按照目前不同可再生能源電力的平均利用小時數(shù)計算，屆時風電的并網裝機規(guī)模至少要達到2.1億千瓦。

顯然，2.1億千瓦是“十三五”風電發(fā)展的最低目標。風電“十三五”規(guī)劃在描述發(fā)展目標是強調“2.1億千瓦以上”，也表明政府部門對風電行業(yè)發(fā)展的態(tài)度，不對行業(yè)發(fā)展設限。預計“十三五”期間，每年新增風電裝機規(guī)模在2000萬千瓦以上，每年新增2200-2300萬千瓦是風電產業(yè)較為鏈的理想狀態(tài)。

圖表 4 近十年風電產業(yè)裝機發(fā)展路線圖

“15%”的目標倒逼國內能源產業(yè)結構調整。根據(jù)電力“十三五”規(guī)劃，2020年非化石能源發(fā)電裝機需達到7.7億千瓦，裝機占比提高到39%，發(fā)電量占比提高到31%;天然氣發(fā)電裝機達到1.1億千瓦;煤電裝機控制在11億千瓦以內，裝機占比降至55%左右。

圖表 5 2020年實現(xiàn)非化石能源占比15%情景下的能源結構

(二)煤機靈活性改造為風電并網騰挪空間

為解決風電消納難題，國家“十三五”期間我國將增加電力系統(tǒng)的調峰能力。一是建設抽水蓄能，‘十三五’期間建成1700萬千瓦，同時開工建設6000萬千瓦;二是建設一部分調峰用氣電，規(guī)劃約500萬千瓦調峰氣電的建設;三是加大燃煤電站靈活性的改造力度，加大煤電調峰的能力，改造后增加調峰能力4600萬千瓦，其中三北地區(qū)增加4500萬千瓦。

在上述措施中，全面提升電力供應的靈活性，提高電力系統(tǒng)的調峰能力是解決棄風、棄光問題的重要手段。從裝機容量和運行特性看，火電機組大有可為。目前火力發(fā)電的變負荷能力與丹麥、德國、美國等國家存在較大差距，有很大改善的空間與潛力。

圖表 6 我國煤電機組調峰改善空間和潛力大

根據(jù)華北電力大學的測算，若火電低限負荷達到額定負荷的40%，較原來的50%拓展10%，將騰出容量空間8252萬千瓦，相當于我國風電總裝機容量的86%(以2014年為例);若火電變負荷速率提高1%，則1臺600MW機組變負荷能力提升6MW/min，可用來平抑3臺2MW風機分鐘級的全幅風功率波動。(本文作者王秀強為華創(chuàng)證券電新研究員)