發(fā)改委風(fēng)電調(diào)價：2017年對行業(yè)影響有多大？

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(fēng)電標桿上網(wǎng)電價，這是風(fēng)電實行標桿電價以來最大幅度的下調(diào)，目的是倒逼2020年風(fēng)電、光伏平價上網(wǎng)，合理引導(dǎo)新能源投資。

經(jīng)過“十二五”高速發(fā)展后，以風(fēng)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(fēng)電行業(yè)爬坡過坎的重要一年，一方面通過電力系統(tǒng)調(diào)峰能力改造、利益調(diào)整等方式，解決存量風(fēng)電并網(wǎng)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。

風(fēng)電上網(wǎng)電價下調(diào)帶來連鎖反應(yīng)

（一）風(fēng)電價格最大幅度下調(diào)，一類資源區(qū)與煤電上網(wǎng)電價接近

上網(wǎng)電價高低牽扯風(fēng)電上下游行業(yè)神經(jīng)。本次調(diào)價是2009年8月1日我國風(fēng)電實行分資源區(qū)確定標桿電價以來，最大幅度一次調(diào)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(shè)陸上風(fēng)電標桿上網(wǎng)電價分別調(diào)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(diào)深度分別擴大4分、2分、2分、1分。

在風(fēng)電價格調(diào)整的頻次上，國家發(fā)改委提出：“2018年前如果新建陸上風(fēng)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(diào)整上述標桿電價。”這實際上是為進一步下調(diào)風(fēng)電上網(wǎng)電價埋下伏筆，目標是2020年風(fēng)電實現(xiàn)平價上網(wǎng)。

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

（二）新核準風(fēng)電項目開工期推遲，2017年風(fēng)電將集中搶“路條”

在風(fēng)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(fēng)電項目執(zhí)行2018年的標桿上網(wǎng)電價。2年核準期內(nèi)未開工建設(shè)的項目不得執(zhí)行該核準期對應(yīng)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(fēng)電項目但于2019年底前仍未開工建設(shè)的，執(zhí)行2018年標桿上網(wǎng)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(fēng)電項目，執(zhí)行2018年標桿上網(wǎng)電價。

從政策導(dǎo)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(fēng)電項目，這些項目只要在“2019年底開工建設(shè)”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(jīng)拿到路條、或2017年拿到路條的項目，有三年開工建設(shè)的時間。一般而言，風(fēng)電項目施工工期在12-18個月，加上電網(wǎng)送出工程工期6個月左右，風(fēng)電項目若順利投產(chǎn)工期在一年半到兩年。這就意味著，2017年風(fēng)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(fēng)機造價下降。

二是，根據(jù)發(fā)改委的通知，2019年底風(fēng)電項目只需要開工建設(shè)，并未涉及到并網(wǎng)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(wǎng)消納。

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

（三）風(fēng)機造價進入“3字頭”時代，設(shè)備商競爭加劇

從本次國家發(fā)改委調(diào)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(shù)進步、成本下降情況；（2）合理引導(dǎo)新能源向負荷集中地區(qū)投資；（3）按期實現(xiàn)平價上網(wǎng)；（4）緩解補貼資金缺口。

風(fēng)電技術(shù)進步和風(fēng)機造價下降是風(fēng)電價格下調(diào)的最大動力。現(xiàn)階段，國內(nèi)陸上風(fēng)機平均造價在4000-5000元/千瓦，我們調(diào)研了解到目前一些主力廠商（東方 電氣、海裝風(fēng)電、明陽）的部分項目主流機型工程造價已經(jīng)下探到4000元/千瓦以下。風(fēng)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(nèi)主機廠商產(chǎn)能過剩，二是主機廠家競爭激烈。

本次風(fēng)電上網(wǎng)電價下調(diào)，將會進一步加劇上游風(fēng)電設(shè)備商之間競爭，產(chǎn)業(yè)集中度也將進一步提高。這一產(chǎn)業(yè)發(fā)展趨勢與2020年風(fēng)電平價上網(wǎng)目標一致，也與國家能源局等管理部門對風(fēng)電發(fā)展的思路相符。根據(jù)國家能源局風(fēng)電“十三五”規(guī)劃目標，到2020年國內(nèi)3-5家設(shè)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(fēng)電上網(wǎng)電價下調(diào)及風(fēng)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(shù)研發(fā)、提高風(fēng)機運維水平的好時機。我們預(yù)計，未來風(fēng)機制造商前三強的市場份額將在70%以上。

2017年風(fēng)電行業(yè)“爬坡上坎”，棄風(fēng)限電有望好轉(zhuǎn)

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

短期內(nèi)，棄風(fēng)限電仍是風(fēng)電行業(yè)發(fā)展面臨的主要問題。綜合分析，目前棄風(fēng)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(diào)節(jié)能力不足、電力輔助服務(wù)機制缺失等方面。

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

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

解決棄風(fēng)問題目前主要有三種途徑：一是通過電力系統(tǒng)內(nèi)部協(xié)調(diào)提高新能源調(diào)度規(guī)模；二是提高電力系統(tǒng)調(diào)峰能力（火電靈活性改造、抽水蓄能建設(shè)等），為新能源并網(wǎng)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(fēng)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(diào)中心組織協(xié)調(diào)浙江、江蘇、上海、青海等六省市調(diào)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(nèi)部調(diào)整的方式，增加風(fēng)電消納。

按照電力市場化改革時間表，2017 年起，全面開展適應(yīng)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(diào)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(fēng)電、光伏參與電力市場交易的開始；加之風(fēng)電、光伏邊際成本低于煤電，預(yù)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(fēng)電項目的盈利水平。

“十三五”風(fēng)電規(guī)模不封頂，改善電力系統(tǒng)調(diào)峰能力

（一）2.1億千瓦是“十三五”風(fēng)電底線目標

11月29日，國家能源局下發(fā)的《風(fēng)電“十三五”發(fā)展規(guī)劃》提出，到2020年底風(fēng)電容量累計并網(wǎng)裝機容量確保達到2.1億千瓦以上，風(fēng)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(fēng)電發(fā)展設(shè)定底線目標，不是約束目標，實際上是上不封頂。

我國已經(jīng)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(gòu)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(fēng)電的并網(wǎng)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(fēng)電發(fā)展的最低目標。風(fēng)電“十三五”規(guī)劃在描述發(fā)展目標是強調(diào)“2.1億千瓦以上”，也表明政府部門對風(fēng)電行業(yè)發(fā)展的態(tài)度，不對行業(yè)發(fā)展設(shè)限。預(yù)計“十三五”期間，每年新增風(fēng)電裝機規(guī)模在2000萬千瓦以上，每年新增2200-2300萬千瓦是風(fēng)電產(chǎn)業(yè)較為鏈的理想狀態(tài)。

“15%”的目標倒逼國內(nèi)能源產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)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(nèi)，裝機占比降至55%左右。

（二）煤機靈活性改造為風(fēng)電并網(wǎng)騰挪空間

為解決風(fēng)電消納難題，國家“十三五”期間我國將增加電力系統(tǒng)的調(diào)峰能力。一是建設(shè)抽水蓄能，‘十三五’期間建成1700萬千瓦，同時開工建設(shè)6000萬千瓦；二是建設(shè)一部分調(diào)峰用氣電，規(guī)劃約500萬千瓦調(diào)峰氣電的建設(shè)；三是加大燃煤電站靈活性的改造力度，加大煤電調(diào)峰的能力，改造后增加調(diào)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(yīng)的靈活性，提高電力系統(tǒng)的調(diào)峰能力是解決棄風(fēng)、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。

根據(jù)華北電力大學(xué)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(dāng)于我國風(fēng)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(fēng)機分鐘級的全幅風(fēng)功率波動。