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分析風電行業下半年邊際變化
2018年5月28日 17:23  智信中國低碳投資  www.dxmwxb.live  來源:網絡

 一、清潔能源消納政策持續友好,全年棄風率有望控制在9%以下

  (一)政府引導+市場手段,解決棄風限電具有持續性

  自去年以來,電網企業及各方采取政府引導(強制消納)+市場選擇(交易手段)”非常規手段,解決“三北”地區棄風棄光。

  系列措施包括:通過采取壓減火電負荷、降低系統備用量、加大煤電靈活性改造、跨區現貨交易、協調東部省份消納、調峰輔助服務、清潔能源供暖、特高壓外送、發電權交易等方式,重點解決三北地區棄風限電問題,為新能源消納騰空間。

  2017年11月,國家發改委、能源局出臺《解決棄水棄風棄光問題實施方案》,通過政府引導與市場化手段相結合,協調新能源供給與手段市場,技術創新與體制改革相結合,全面提升電源、電網、用電各環節消納可再生能源電力的技術水平。加快電力市場建設步伐,完善促進可再生能源電力消納的交易機制、輔助服務機制和價格機制,不斷提高可再生能源發電的市場競爭力。


圖表1 2016、2017年紅六省棄風率明顯改善

  2018年4月,國家能源局下發《清潔能源消納行動計劃(2018-2020年)征求意見稿》,文件明確2018棄光率低于5%、棄風率低于12%;2019棄光率低于5%,棄風率力爭8%左右;2020年棄光低于5%,棄風5%左右。

  從電網企業的表態和行動看,國家電網二季度工作會議提出,國家電網公司將認真貫徹落實習近平總書記重要指示精神,把服務新能源發展作為一項重大政治任務,研究制定2018年促進新能源消納工作安排,從規劃建設、調度交易、市場機制、技術創新等方面提出具體要求,確定22項重點工作,綜合施策推動新能源消納。國家電網董事長舒印彪表示,將堅持不懈推動清潔能源發展,深刻認識解決“三棄”矛盾的艱巨性,充分發揮電網作用,加快建設新一代電力系統。


圖表2棄風率逐年下降運營商效率提升

  根據國家能源局數據,2018 年一季度風電新增并網容量 3.94GW,同比增加 12%,全國平均棄風率同比下降八個百分點,至 8.5%。 國家電網區域內,一季度棄風、棄光電量同比分別減少53%、32%,棄風、棄光率同比分別下降11.2、6.1個百分點,為全年棄風棄光率控制在9%以內打下基礎。

  (二)新能源市場化交易啟動,拓展產業成長空間

  新能源參與市場化交易主要有兩種形式,一是作為分布式能源就近消納,參與區域電力市場交易;二是跨省跨區交易,實現更大范圍能源結構調整與平衡。

  1、分散式風電有望試水市場化交易,發售一體提高資產價值

  2018年3月底國家能源局完成《分布式發電管理辦法(征求意見稿)》意見征集,按照國家能源局開展分布式發電市場化交易試點安排,最晚在今年7月1日推進分布式發電市場交易試點;國家能源局要求試點地區測算到2020年時,接入110千伏及以下配電網可就近消納的分布式光伏和分散式風電的總規模及其2018-2020年各年度的規模。

  分布式發電作為新的能源供應主體,正在發揮其項目規模小、接近用戶、綜合能源服務延伸范圍廣的特點,豐富電力市場化交易的形式。隨著分布式電力市場交易試點的啟動,將為分散式風電創新電力交易模式、電價形成機制,在集發電、售電于一體的模式下,有望提高分散式風電項目的經濟收益。

  以蒙東地區為例,當地屬于Ⅱ類資源區,2018年新核準的風電項目標桿電價為0.45元/千瓦時,若與一般工商業用戶進行市場交易,交易電價在目錄電價0.78元/千瓦時基礎上下調10%,交易電價為0.702元/千瓦時,扣減過網費、政府基金及附加,加上可再生能源補貼,市場交易電價仍將高于0.45元/千瓦時標桿電價。以蒙東地區10mw分散式項目為例,如果電價從0.45元/千瓦時提高到0.702元/千瓦時,在3000小時的利用小時數下,項目的內部收益率將提高10個點以上。

  2、新能源跨區市場化交易啟動,拓展風電消納空間

  除行政約束外,市場化交易手段是促進清潔能源消納的重要渠道。2017年國家電網區域內電力市場化交易量近1萬億千瓦時,新能源跨區交易是電力市場化交易的新形式,隨著電力市場交易規模的擴張,新能源并網消納也將在這個過程中受益。

  目前,國家電網所屬北京電力交易中心會同有關省電力交易中心積極采用市場化交易機制,實施10個促進清潔能源消納的相關市場化交易品種。其中,7個交易品種已經做到常態開展,包括清潔能源外送交易、清潔能源與火電打捆外送交易、清潔能源省間電力直接交易、新能源與電采暖/電能替代用戶直接交易、清潔能源替代常規火電的發電權交易、清潔能源替代省內燃煤自備電廠的交易、清潔能源置換交易等。

  除了常態開展的交易品種外,北京電力交易中心會同國家電力調度控制中心還探索試點開展其他3個市場化交易品種,包括抽蓄電站抽水電量與低谷新能源的交易、清潔能源應急消納交易和跨區域可再生能源現貨交易。

  一季度,國內新能源省間交易不斷擴大,國家電網累計完成新能源跨省跨區交易電量188.94億千瓦時,同比增長65.22%。其中,新能源跨區現貨交易外送電量28.69億千瓦時,同比增長113%;新能源參與省內大用戶直供交易電量共計28.19億千瓦時,同比增長89.55%。

  (三)清理風電非技術成本,為平價上網清路

  國家能源局4月下發《關于減輕可再生能源領域企業負擔有關事項的通知》,出臺多項措施為可再生能源減負,清理風電、光伏等清潔能源產業的非技術成本,包括地方政府違規收取的風電資源費、違規要求風電投資商配套建廠、強制分攤由地方政府承擔的扶貧等社會公益投資、與風光資源捆綁的其他投資、電網企業違規收取的接入費用等。

  國家能源局要求地方政府一年內退回違規收取的資源費,同時鼓勵企業參與市場交易,推進配額制實施,這些舉措的目的是算清企業度電成本賬單,加速新能源平價上網,減輕財政壓力,為補貼退坡做準備。

  (四)發電權交易加快推進,化石能源為新能源騰空間

  5月11日,國家能源局印發《關于進一步促進發電權交易有關工作的通知》,在電力市場化改革驅動、推進清潔能源消納的背景下,國家能源管理部門加快推進發電權交易,重點推動跨區發電權交易工作。

  所謂發電權交易,是發電企業將基數電量合同、優先發電合同等合同電量,通過電力市場交易搭建的交易平臺,以雙邊協商、集中競價、掛牌等市場化方式向其他發電企業進行轉讓的交易行為。原則上由大容量、高參數、環保機組替代替代低效、高污染火電機組及關停發電機組發電,由水電、風電、光伏發電、核電等清潔能源發電機組替代低效、高污染火電機組發電,不應逆向替代。簡而言之,就是以大代小、以清潔能源機組代替化石能源機組。

  需要特別重視的是:在2017年年底召開的中央經濟工作會議上,國家領導人明確做出了用發電權交易增加清潔電力供應,加快電力市場建設,大幅度提高電力市場化交易比重等重要指示。

  站在當前的時點,發電權交易的內涵不斷進化。2008年原電監會下發《發電權交易監管暫行辦法》,彼時發電權交易還是以省內電網交易為主,且沒有北京電力交易中心、廣州電力交易中心等專門交易機構,且風電、光伏尚未大規模發展,清潔能源交易仍以水電、核電為主,且發電權交易多以政府撮合為主。

  當前,國家能源局強調任何部門(機構)不得隨意干預發電權交易行為,不得變相優惠讓利,不得設置前置審批。在水電、風電、光伏發電、核電等清潔能源消納空間有限的地區,鼓勵清潔能源發電機組間相互替代發電,通過進一步促進跨省跨區發電權交易等方式,加大清潔能源消納力度。鼓勵符合國家產業政策和相關規定、公平承擔社會責任的燃煤自備電廠通過市場化方式參與發電權交易,由清潔能源替代發電。

  發電權交易的本質是發電資源再分配,目的是實現以大代小、清潔能源替代煤電、高效機組替代低效污染機組。從能源結構調整和環保的角度看,發電權交易是通過經濟補償的方法減少煤電機組、高污染機組發電,鼓勵火電為清潔能源讓位,通過跨區發電交易降低電力系統內部能耗,調整能源生產和消費結構,增加清潔能源在終端占比。

圖表3多項政策出臺支持風電等清潔能源發展

  二、分散式風電起跑,新增裝機貢獻預計放量

  2018年是國內分散式風電啟動元年,一季度國家能源局下發《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》,明確分散式風電并網標準、電價及補貼政策,文件是分散式風電項目啟動的發號令,國內風電進入集中與分散式并重發展的新階段,下半年分散式風電核準、并網預計將加速。

  分散式風電不是舶來品,“本地平衡、就近消納”是分散式風電最重要的特征,其試點、成長、擴張的路徑與大型風電基地截然相反。從能源產業發展形態看,分散式風電是國內風電發展到一定規模、電力系統需要重新建立新秩序、開發企業尋求新的利潤增長點、政策引導行業建立新均衡的結果。

  《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》為分散式風電發展確定了基礎。

  (1)分散式風電項目在申請核準時可選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式,項目自發自用部分電量不享受國家可再生能源發展基金補貼。

  (2)分散式風電并網最高電壓等級提高至110KV。此前文件規定,分散式風電接入電壓等級應為35千伏及以下電壓等級;嚴禁向110千伏(66千伏)及以上電壓等級送電。接入電壓等級擴圍至110kv,意味著分散式風電項目可以在更大范圍內消納、分散式風電裝機規模政策的重要紅利。

  (3)簡化審批流程,首次嘗試“核準承諾制”,電網限時接入。國家能源局鼓勵各地試行項目核準承諾制,降低項目前期成本。這是國務院及所屬部委簡政放權、優化審批流程的重要變化,核準承諾制是典型事后監管,從事前審批到事后監管是國內項目核準的重大進步,政府職能從管項目向做服務轉變,將項目開發經營權交給企業。與核準制相比,分散式風電項目核準所需要的流程、時間將大幅縮減。

  目前,國內已經有河南、河北、山西、遼寧、內蒙古、湖南、貴州、江蘇等地開始布局分散式風電項目。其中,河北計劃2018-2020年開發分散式接入風電4.3GW,河南“十三五”擬建2.1GW分散式風電,山西“十三五”分散式風電項目開發建設規模達987.3MW。廣西、貴州等省份也早已明確將跟進編制分散式風電建設規劃,各主要能源企業均在分散式風電領域開始布局,下半年分散式風電核準、并網預計將加速。

圖表4分散式風電與集中式風電主要區別

  三、下半年風電行業回暖,進入高景氣度發展階段

  下半年風電進入設備交付、項目施工、并網的旺季。現階段,衡量風電行業景氣度的兩個指標,一個是項目前端開發的指標,即路條;一個指標是電站的收益率。

  (一)路條是行業景氣度風向標

  盡管國家能源管理部門和地方政府三令五申禁止路條交易,但路條交易仍是投資商獲取項目資源(風、光等)的主要渠道,路條價格高低并且與行業景氣度成正相關。根據我們在產業調研中獲得的信息,目前北方風資源優質地區集中式風電項目路條費與去年相比大幅攀升,一些項目路條價格在0.6元/瓦左右。

  路條是行業景氣度的風向標,近兩年路條費價格變化反映風電行業景氣度不斷回升。路條費攀升一定程度上推高行業投資造價,風電開發商仍愿意花更高的成本獲取項目資源,其背后的驅動力是風電項目經濟回報在大幅提升。得益于棄風限電改善,存量風電項目資產負債表得到修復,資產回報能力也從底部回升。

  (二)棄風限電改善,風電資產價值不斷提升

  根據我們調研和測算,一些風資源優質的區域風電項目內部收益率在15%左右。以內蒙古某21MW分散式風電項目為例,該項目并網超過一年,折合前發電利用小數3300-3400小時,超過去年全國平均利用小時數1452小時(全國平均1948小時)。財務數據分析顯示,2017年發電項目毛利率75%,凈利率高達59%;凈資產收益率38%。

圖表5內蒙古某21MW分散式風電項目經濟指標

  在經濟收益的驅動下,存量開發商有意愿增加資本開支規模,新增投資主體開始涌入風電行業,并被稱為“門口的野蠻人”。這些“野蠻人”既有財務投資人、也有從油氣等傳統行業轉身的投資主體、也有趨之若鶩的追隨者,他們的到來將改變風電行業生態。


圖表6風電行業新玩家不斷增加

  為一進步測算分風電項目經濟性,我們以四類資源區某10MW風電項目為樣本,搭建項目20年經營期內利潤表模型、現金流模型,測算項目成本費用、營收利潤、內部收益率、資本金收益率、凈資產收益率等財務指標。

  在2500小時利用小時數、0.57元/千瓦時(含稅)上網電價下,風電項目具有領先市場的投資回報率、穩定的現金流和利潤回報。10MW風電項目經濟性測算如下:項目累計營業利潤12586.66萬元,凈利潤累計10029.06萬元,項目凈資產收益率35.82%,項目投資(稅后)財務內部收益率13.91%;項目投資凈現值3014.52萬元,靜態投資回收周期6.25年,項目資本金收益率36.58%。

圖表7 10mw風電項目經濟性測算:具有領先的回報率和現金流

  (三)風電平價上網壓力測試

  盡管風電標桿電價不斷下調,但與燃煤標桿電價相比仍處于較高水平。我們分別選取四個風電資源區的代表省份,與當地燃煤電價做比較,在一類資源區蒙西風電與煤電標桿最小,二類資源區蒙東次之。


圖表8 2018年四類資源區風電標桿電價與平均燃煤電價價差

  我們以蒙東地區為例,若風電與煤電平價,取上網電價為燃煤標桿電價0.3035元/千瓦時,取工程造價6500元/千瓦。經濟測算模型顯示,當發電利用小時數為3000、3100小時,項目凈現值為負值,項目不具備開發的經濟條件;當發電利用小時數為3200小時,凈現值為正值,內部收益率在8%以上;3300-3400小時,內部收益水平繼續抬升。由此可見,提高發電利用小時數是風電平價上網的重要前提條件。


圖表9蒙東風電項目平價上網條件下收益率變化

  2017年9月,國家能源局公布第一批13個風電平價上網項目名單,河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆境內70.7萬千瓦風電成為平價上網的首批項目。按照承諾,示范項目將不受省年度規模指標限制;上網電價為當地煤電標桿上網電價,無補貼,不發綠證;各方力促不限電;項目建成電網與風電企業簽購售協議。

  國家能源局借示范項目測試兩個底線,一是風電運營商盈利的底線,二是電網全額消納新能源的底線。我們預計下半年,在風電棄風持續改善的格局下,或示范項目率先實現平價上網。

  四、風電成長由政策驅動轉向經濟驅動,第三輪成長可期

  回顧中國風電發展15年歷程,以2007年作為起點,風電行業經過了兩個成長周期,2018年是新一輪周期的開始。第一、二輪成長始于可再生能源法的頒布實施、風電標桿電價的確立與調整、清潔能源中長期發展規劃等政策性支持,自上而下的政策支持是風電發展的驅動力。

  如前所屬,與第一、二輪成長周期不同,驅動風電進入第三個成長周期的動因主要來自行業自身經濟回報的提升和資產價值的回歸,疊加產業政策高密度、持續性的支持,風電有望進入新的成長階段。


圖表10風電行業發展15年經過兩個完整成長周期

  從歷年新增裝機分布看,國內前五大風機制造商市占比不斷提升,憑借成本優勢、融資、運維服務等綜合能源服務拓展,風電設備龍頭公司市占率預期繼續提高,風電設備領域二次洗牌也將在風電成長過程中出現,屆時龍頭公司優勢將愈加明顯。受益于風電行業新成長驅動,風機設備需求將放量。

  行業面臨的風險因素包括:風電裝機增長不及預期、風機價格下降導致毛利大幅回落、風電上網電價大幅下調等。

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