一、清潔能源消納政策持續(xù)友好，全年棄風率有望控制在9％以下

（一）政府引導(dǎo)＋市場手段，解決棄風限電具有持續(xù)性

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

系列措施包括：通過采取壓減火電負荷、降低系統(tǒng)備用量、加大煤電靈活性改造、跨區(qū)現(xiàn)貨交易、協(xié)調(diào)東部省份消納、調(diào)峰輔助服務(wù)、清潔能源供暖、特高壓外送、發(fā)電權(quán)交易等方式，重點解決三北地區(qū)棄風限電問題，為新能源消納騰空間。

2017年11月，國家發(fā)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(dǎo)與市場化手段相結(jié)合，協(xié)調(diào)新能源供給與手段市場，技術(shù)創(chuàng)新與體制改革相結(jié)合，全面提升電源、電網(wǎng)、用電各環(huán)節(jié)消納可再生能源電力的技術(shù)水平。加快電力市場建設(shè)步伐，完善促進可再生能源電力消納的交易機制、輔助服務(wù)機制和價格機制，不斷提高可再生能源發(fā)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(fā)《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(wǎng)企業(yè)的表態(tài)和行動看，國家電網(wǎng)二季度工作會議提出，國家電網(wǎng)公司將認真貫徹落實******重要指示精神，把服務(wù)新能源發(fā)展作為一項重大政治任務(wù)，研究制定2018年促進新能源消納工作安排，從規(guī)劃建設(shè)、調(diào)度交易、市場機制、技術(shù)創(chuàng)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(wǎng)董事長舒印彪表示，將堅持不懈推動清潔能源發(fā)展，深刻認識解決“三棄”矛盾的艱巨性，充分發(fā)揮電網(wǎng)作用，加快建設(shè)新一代電力系統(tǒng)。

圖表2 ?棄風率逐年下降運營商效率提升

根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2018 年一季度風電新增并網(wǎng)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(wǎng)區(qū)域內(nèi)，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(nèi)打下基礎(chǔ)。

（二）新能源市場化交易啟動，拓展產(chǎn)業(yè)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(qū)域電力市場交易；二是跨省跨區(qū)交易，實現(xiàn)更大范圍能源結(jié)構(gòu)調(diào)整與平衡。

1、分散式風電有望試水市場化交易，發(fā)售一體提高資產(chǎn)價值

2018年3月底國家能源局完成《分布式發(fā)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(fā)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(fā)電市場交易試點；國家能源局要求試點地區(qū)測算到2020年時，接入110千伏及以下配電網(wǎng)可就近消納的分布式光伏和分散式風電的總規(guī)模及其2018－2020年各年度的規(guī)模。

分布式發(fā)電作為新的能源供應(yīng)主體，正在發(fā)揮其項目規(guī)模小、接近用戶、綜合能源服務(wù)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(chuàng)新電力交易模式、電價形成機制，在集發(fā)電、售電于一體的模式下，有望提高分散式風電項目的經(jīng)濟收益。

以蒙東地區(qū)為例，當?shù)貙儆冖蝾愘Y源區(qū)，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(yè)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(chǔ)上下調(diào)10％，交易電價為0．702元／千瓦時，扣減過網(wǎng)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(qū)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(shù)下，項目的內(nèi)部收益率將提高10個點以上。

2、新能源跨區(qū)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(wǎng)區(qū)域內(nèi)電力市場化交易量近1萬億千瓦時，新能源跨區(qū)交易是電力市場化交易的新形式，隨著電力市場交易規(guī)模的擴張，新能源并網(wǎng)消納也將在這個過程中受益。

目前，國家電網(wǎng)所屬北京電力交易中心會同有關(guān)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(guān)市場化交易品種。其中，7個交易品種已經(jīng)做到常態(tài)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(guī)火電的發(fā)電權(quán)交易、清潔能源替代省內(nèi)燃煤自備電廠的交易、清潔能源置換交易等。

除了常態(tài)開展的交易品種外，北京電力交易中心會同國家電力調(diào)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(yīng)急消納交易和跨區(qū)域可再生能源現(xiàn)貨交易。

一季度，國內(nèi)新能源省間交易不斷擴大，國家電網(wǎng)累計完成新能源跨省跨區(qū)交易電量188．94億千瓦時，同比增長65．22％。其中，新能源跨區(qū)現(xiàn)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(nèi)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(shù)成本，為平價上網(wǎng)清路

國家能源局4月下發(fā)《關(guān)于減輕可再生能源領(lǐng)域企業(yè)負擔有關(guān)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(chǎn)業(yè)的非技術(shù)成本，包括地方政府違規(guī)收取的風電資源費、違規(guī)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(wǎng)企業(yè)違規(guī)收取的接入費用等。

國家能源局要求地方政府一年內(nèi)退回違規(guī)收取的資源費，同時鼓勵企業(yè)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(yè)度電成本賬單，加速新能源平價上網(wǎng)，減輕財政壓力，為補貼退坡做準備。

（四）發(fā)電權(quán)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(fā)《關(guān)于進一步促進發(fā)電權(quán)交易有關(guān)工作的通知》，在電力市場化改革驅(qū)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(fā)電權(quán)交易，重點推動跨區(qū)發(fā)電權(quán)交易工作。

所謂發(fā)電權(quán)交易，是發(fā)電企業(yè)將基數(shù)電量合同、優(yōu)先發(fā)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(xié)商、集中競價、掛牌等市場化方式向其他發(fā)電企業(yè)進行轉(zhuǎn)讓的交易行為。原則上由大容量、高參數(shù)、環(huán)保機組替代替代低效、高污染火電機組及關(guān)停發(fā)電機組發(fā)電，由水電、風電、光伏發(fā)電、核電等清潔能源發(fā)電機組替代低效、高污染火電機組發(fā)電，不應(yīng)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(jīng)濟工作會議上，國家領(lǐng)導(dǎo)人明確做出了用發(fā)電權(quán)交易增加清潔電力供應(yīng)，加快電力市場建設(shè)，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(fā)電權(quán)交易的內(nèi)涵不斷進化。2008年原電監(jiān)會下發(fā)《發(fā)電權(quán)交易監(jiān)管暫行辦法》，彼時發(fā)電權(quán)交易還是以省內(nèi)電網(wǎng)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(gòu)，且風電、光伏尚未大規(guī)模發(fā)展，清潔能源交易仍以水電、核電為主，且發(fā)電權(quán)交易多以政府撮合為主。

當前，國家能源局強調(diào)任何部門（機構(gòu)）不得隨意干預(yù)發(fā)電權(quán)交易行為，不得變相優(yōu)惠讓利，不得設(shè)置前置審批。在水電、風電、光伏發(fā)電、核電等清潔能源消納空間有限的地區(qū)，鼓勵清潔能源發(fā)電機組間相互替代發(fā)電，通過進一步促進跨省跨區(qū)發(fā)電權(quán)交易等方式，加大清潔能源消納力度。鼓勵符合國家產(chǎn)業(yè)政策和相關(guān)規(guī)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(fā)電權(quán)交易，由清潔能源替代發(fā)電。

發(fā)電權(quán)交易的本質(zhì)是發(fā)電資源再分配，目的是實現(xiàn)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(jié)構(gòu)調(diào)整和環(huán)保的角度看，發(fā)電權(quán)交易是通過經(jīng)濟補償?shù)姆椒p少煤電機組、高污染機組發(fā)電，鼓勵火電為清潔能源讓位，通過跨區(qū)發(fā)電交易降低電力系統(tǒng)內(nèi)部能耗，調(diào)整能源生產(chǎn)和消費結(jié)構(gòu)，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(fā)展

二、分散式風電起跑，新增裝機貢獻預(yù)計放量

2018年是國內(nèi)分散式風電啟動元年，一季度國家能源局下發(fā)《分散式風電項目開發(fā)建設(shè)暫行管理辦法》，明確分散式風電并網(wǎng)標準、電價及補貼政策，文件是分散式風電項目啟動的發(fā)號令，國內(nèi)風電進入集中與分散式并重發(fā)展的新階段，下半年分散式風電核準、并網(wǎng)預(yù)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(chǎn)業(yè)發(fā)展形態(tài)看，分散式風電是國內(nèi)風電發(fā)展到一定規(guī)模、電力系統(tǒng)需要重新建立新秩序、開發(fā)企業(yè)尋求新的利潤增長點、政策引導(dǎo)行業(yè)建立新均衡的結(jié)果。

《分散式風電項目開發(fā)建設(shè)暫行管理辦法》為分散式風電發(fā)展確定了基礎(chǔ)。

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

（2）分散式風電并網(wǎng)最高電壓等級提高至110KV。此前文件規(guī)定，分散式風電接入電壓等級應(yīng)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(nèi)消納、分散式風電裝機規(guī)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(wǎng)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(wù)院及所屬部委簡政放權(quán)、優(yōu)化審批流程的重要變化，核準承諾制是典型事后監(jiān)管，從事前審批到事后監(jiān)管是國內(nèi)項目核準的重大進步，政府職能從管項目向做服務(wù)轉(zhuǎn)變，將項目開發(fā)經(jīng)營權(quán)交給企業(yè)。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(nèi)已經(jīng)有河南、河北、山西、遼寧、內(nèi)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(fā)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(fā)建設(shè)規(guī)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(shè)規(guī)劃，各主要能源企業(yè)均在分散式風電領(lǐng)域開始布局，下半年分散式風電核準、并網(wǎng)預(yù)計將加速。

圖表4 ?分散式風電與集中式風電主要區(qū)別

三、下半年風電行業(yè)回暖，進入高景氣度發(fā)展階段

下半年風電進入設(shè)備交付、項目施工、并網(wǎng)的旺季?，F(xiàn)階段，衡量風電行業(yè)景氣度的兩個指標，一個是項目前端開發(fā)的指標，即路條；一個指標是電站的收益率。

（一）路條是行業(yè)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(yè)景氣度成正相關(guān)。根據(jù)我們在產(chǎn)業(yè)調(diào)研中獲得的信息，目前北方風資源優(yōu)質(zhì)地區(qū)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(yè)景氣度的風向標，近兩年路條費價格變化反映風電行業(yè)景氣度不斷回升。路條費攀升一定程度上推高行業(yè)投資造價，風電開發(fā)商仍愿意花更高的成本獲取項目資源，其背后的驅(qū)動力是風電項目經(jīng)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(chǎn)負債表得到修復(fù)，資產(chǎn)回報能力也從底部回升。

（二）棄風限電改善，風電資產(chǎn)價值不斷提升

根據(jù)我們調(diào)研和測算，一些風資源優(yōu)質(zhì)的區(qū)域風電項目內(nèi)部收益率在15％左右。以內(nèi)蒙古某21MW分散式風電項目為例，該項目并網(wǎng)超過一年，折合前發(fā)電利用小數(shù)3300－3400小時，超過去年全國平均利用小時數(shù)1452小時（全國平均1948小時）。財務(wù)數(shù)據(jù)分析顯示，2017年發(fā)電項目毛利率75％，凈利率高達59％；凈資產(chǎn)收益率38％。

圖表5 ?內(nèi)蒙古某21MW分散式風電項目經(jīng)濟指標

在經(jīng)濟收益的驅(qū)動下，存量開發(fā)商有意愿增加資本開支規(guī)模，新增投資主體開始涌入風電行業(yè)，并被稱為“門口的野蠻人”。這些“野蠻人”既有財務(wù)投資人、也有從油氣等傳統(tǒng)行業(yè)轉(zhuǎn)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(yè)生態(tài)。

圖表6 ? 風電行業(yè)新玩家不斷增加

為一進步測算分風電項目經(jīng)濟性，我們以四類資源區(qū)某10MW風電項目為樣本，搭建項目20年經(jīng)營期內(nèi)利潤表模型、現(xiàn)金流模型，測算項目成本費用、營收利潤、內(nèi)部收益率、資本金收益率、凈資產(chǎn)收益率等財務(wù)指標。

在2500小時利用小時數(shù)、0．57元／千瓦時（含稅）上網(wǎng)電價下，風電項目具有領(lǐng)先市場的投資回報率、穩(wěn)定的現(xiàn)金流和利潤回報。10MW風電項目經(jīng)濟性測算如下：項目累計營業(yè)利潤12586．66萬元，凈利潤累計10029．06萬元，項目凈資產(chǎn)收益率35．82％，項目投資（稅后）財務(wù)內(nèi)部收益率13．91％；項目投資凈現(xiàn)值3014．52萬元，靜態(tài)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(jīng)濟性測算：具有領(lǐng)先的回報率和現(xiàn)金流

（三）風電平價上網(wǎng)壓力測試

盡管風電標桿電價不斷下調(diào)，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(qū)的代表省份，與當?shù)厝济弘妰r做比較，在一類資源區(qū)蒙西風電與煤電標桿最小，二類資源區(qū)蒙東次之。

圖表8 ?2018年四類資源區(qū)風電標桿電價與平均燃煤電價價差

我們以蒙東地區(qū)為例，若風電與煤電平價，取上網(wǎng)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(jīng)濟測算模型顯示，當發(fā)電利用小時數(shù)為3000、3100小時，項目凈現(xiàn)值為負值，項目不具備開發(fā)的經(jīng)濟條件；當發(fā)電利用小時數(shù)為3200小時，凈現(xiàn)值為正值，內(nèi)部收益率在8％以上；3300－3400小時，內(nèi)部收益水平繼續(xù)抬升。由此可見，提高發(fā)電利用小時數(shù)是風電平價上網(wǎng)的重要前提條件。

圖表9 ?蒙東風電項目平價上網(wǎng)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(wǎng)項目名單，河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆境內(nèi)70．7萬千瓦風電成為平價上網(wǎng)的首批項目。按照承諾，示范項目將不受省年度規(guī)模指標限制；上網(wǎng)電價為當?shù)孛弘姌藯U上網(wǎng)電價，無補貼，不發(fā)綠證；各方力促不限電；項目建成電網(wǎng)與風電企業(yè)簽購售協(xié)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(wǎng)全額消納新能源的底線。我們預(yù)計下半年，在風電棄風持續(xù)改善的格局下，或示范項目率先實現(xiàn)平價上網(wǎng)。

四、風電成長由政策驅(qū)動轉(zhuǎn)向經(jīng)濟驅(qū)動，第三輪成長可期

回顧中國風電發(fā)展15年歷程，以2007年作為起點，風電行業(yè)經(jīng)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(diào)整、清潔能源中長期發(fā)展規(guī)劃等政策性支持，自上而下的政策支持是風電發(fā)展的驅(qū)動力。

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

圖表10 ?風電行業(yè)發(fā)展15年經(jīng)過兩個完整成長周期

從歷年新增裝機分布看，國內(nèi)前五大風機制造商市占比不斷提升，憑借成本優(yōu)勢、融資、運維服務(wù)等綜合能源服務(wù)拓展，風電設(shè)備龍頭公司市占率預(yù)期繼續(xù)提高，風電設(shè)備領(lǐng)域二次洗牌也將在風電成長過程中出現(xiàn)，屆時龍頭公司優(yōu)勢將愈加明顯。受益于風電行業(yè)新成長驅(qū)動，風機設(shè)備需求將放量。

行業(yè)面臨的風險因素包括：風電裝機增長不及預(yù)期、風機價格下降導(dǎo)致毛利大幅回落、風電上網(wǎng)電價大幅下調(diào)等。