风电产业观察：风电行业的四个确定、三个不确定

     受限于补贴压力，国家能源管理部门年内先后调整风电、光伏政策。尤其是光伏531新政调控力度空前，风电竞价分配资源措施虽温和但仍超预期。政策支持是新能源成长的重要推手，政策规划调整影响行业发展趋势。政策调整的目的是，加速新能源实现平价、减轻财政补贴压力。

 

　　国内风电经过20年发展，经过两个完成的成长周期，正从少年步入成年。从近期政策端变化、行业发展趋势看，有四确定、三个不确定。四个确定：（1）配额+绿证托底，存量风电收益不受影响；（2）配额将新能源推向新发展阶段，支持政策由电价激励转向电量激励；（3）行业进入旺季，三季度设备出货量、吊装量、并网量将有大幅增长；（4）风机设备继续洗牌，龙头公司市占率继续提升。三个不确定：（1）绿证价格、交易方式不确定；（2）内蒙古、黑龙江等三北地区何时下发新指标不确定；（3）谁是设备制造领域最后的王者，谁将退出市场，还不能轻易下结论。

 

　　一、配额制将启动第二轮征求意见，存量、新增风电收益不受影响

 

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　　根据行业内专家披露，目前配额制还在征求第二轮意见，按计划年内正式出台，行业和市场所担心的存量电站收益问题，在新一轮征求意见稿中得到修正，存量、新增风电项目收益不受影响。这是新能源行业的重大利好，此为确定性事项之一。

 

　　受光伏531新增、风电竞价政策影响，市场对补贴行业的风险偏好降低，在战略上选择规避对补贴具有依赖性的行业，风电板块在这种担心下遭遇重挫，甚至某些省（如黑龙江）自行出台的新能源交易政策也对市场产生影响。此次水规划人士参与相关政策讨论，调整后的配额和绿证实施方案朝着有利于产业发展方向发展。

 

　　近期与多位政策制定专家交流获悉，新方案对保障小时数之内保电量、保电价，保障之外的发电量，采取“绿证+财政补贴差额”方式，只是补贴结构发生变化，总量不变。这一政策导向基本确定。

 

　　二、绿证由市场定价，财政补充补贴差额部分

 

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　　绿证是一种新鲜事物，分为自愿认购绿证和强制交易绿证。绿证交易初步确定由北京、广州电力交易中心及省级区域电力交易中心登记注册，按年考核，电网企业对辖区市场主体所持有的绿证进行核算，未完成配额主体必须缴纳补偿金。

 

　　考虑财政补贴的激励效应和企业利益，目前绿证归属按照保障利用小时数分为两类（优先发电合同制度建立后，预计将调整），保障小时之内的新能源发电量带绿证，绿证直接归电网或者购电主体，绿证不带价格；保障小时数之外的发电量参与市场竞争，绿证不随电量交易转移，绿证归属发电企业，绿证可以在市场上交易，由市场定价，替代部分补贴，不足部分由可再生能源附加补充。

 

　　退一步讲，如果补贴全部由绿证替代，市场和行业担心的是绿证不值钱。绿证到底价值几何，交易频次如何确定？这是目前不确定的因素之一。从国外看，英国、美国部分州的绿证交易有成熟机制，英国市场配额绿证价格在0.3元/千瓦时左右，美国华盛顿地区配额绿证价格为3.2元/千瓦时。

 

　　参照国外成熟市场，在配额考核约束下，从地域上看，绿证交易可以发生在省内，也可以跨省交易；从交易主体看，可以在配额考核主体之间交易；交易的频次根据市场成熟程度高低调整，预计在交易初期绿证交易次数将受限制，待交易市场成熟后可以多次交易，绿证作为电力衍生品其金融属性也将越来越强；在交易初期，可能设定绿证最低保护价格。

 

　　三、配额制将新能源推向新发展阶段，高度重视配额+绿证政策价值

 

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　　配额制在国内研究已有十余年时间，配额是新能源行业发展的托底政策，从消费侧明确售电公司、用户、电网等消纳责任；通过配套实施绿证交易，为可再生能源提供补贴支持，缓解补贴压力。配额制也被称为最为难产的政策，政策落地使新能源行业重要利好，了解政策出台的背景和目的有利于修正行业发展预期。

 

　　自2017年开始，在电网公司、消费侧、发电侧等各方的支持下，弃风、弃光得到明显改善，今年上半年新能源消纳也有明显改善，大部分弃风限电严重地区的形势均有所好转，全国弃风率降至8%左右，其中吉林、甘肃、黑龙江、山西弃风率下降超过10个百分点，发电利用小时同比增加151小时。

 

　　基于此（弃风限电改善）配额制也从保证新能源消纳向服务于补贴压力改善转向。当然，政策的出台过程一定会慎之又慎，如果配额考核制度不完善，约束指标可能形同虚设；如果绿证市场交易机制不完善，绿证价值将会打折扣；如果监管不能跟上，政策执行可能走样儿。配额将推向国内新能源行业走向新的发展阶段，新能源补贴政策也将从固定电价制度向电量激励转向，此为确定性事项之二。当然，我们实际不缺少政策，政策出台、落地越科学，新能源产业发展将越健康。

 

　　四、三季度风电进入项目开工、设备交付旺季

 

　　近期我们产业调研显示，当前风电行业资源仍然炙手可热，无论是新增市场主体（有部分开放商、工程建设商由光伏行业转型到风电）、还是传统投资者对风电的投资热情仍然很高。正因为此，风电资源的获取难度加大，包括陆上风电、海上风电。

 

　　从新增并网情况看，上半年新增并网实际超过预期。根据中电联统计，1-6月全国新增并网风电753万千瓦，同比增长25%。上半年新增装机集中在内蒙、江苏、青海、河南，尤其是内蒙古地区新增并网装机接近1GW，特别值得关注。

 

　　内蒙古自2016年以来连续三年没有指标，在这种情形下仍然有新项目并网，并网项目包括风电供热示范项目、红色预警解除后新开工项目，反映开工建设节奏加快，下游市场需求旺盛。在没有新增指标下发的前提下，未来两年内蒙新增风电项目将更多来自特高压配套项目，目前已经有接近16GW配套风电项目正在核准（不在国家能源局指标范围内），明年将陆续开工建设。在各方努力下，弃风限电改善预计将会持续，内蒙古、黑龙江等三北地区弃风率有望继续回落，红色预警接触后，何时下发新指标尚无定论，这是不确定之二。

 

　　同期，上半年中部省份新开工数量增加非常明显，以河南为例，与2017年底相比，今年上半年新开工项目28个，增加77%；新增开工装机规模212万千瓦。且新开工项目多为2017年核准项目，与2015、2016年相比，从核准到开工进程大大缩减。背后一个重要原因是，在竞价上网的机制约束下，投资方有加快开工建设积极性。

 

　　从全国范围看，三季度设备出货量、吊装量、并网量预计将有大幅增长。这是确定性判断之三。

 

　　五、风机价格企稳，设备制造环节继续洗牌

 

　　经过2017年全年和今年一季度风机招标价格下滑，风机价格累计下滑幅度在10%以上，对于小设备制造商而言赚钱能力正在越来越弱，风机设备制造环节在价格调整中将继续洗牌。这是目前确定性事项之四。

 

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　　目前，国内2mw风机市场投标均价3300元/千瓦，风机价格企稳，但对于部分小设备制造商而言已经无法参与竞标，只能选择风机只用消化产能，建成风场后再转让，赚取风场转让溢价。

 

　　此外，在竞价配置资源的制度和平价上网的预期下，新建风电项目上网电价下调，风机价格仍有继续下降的压力，下游运营商希望向上游传导，但也不希望制造商牺牲质量换价格，运营商更重视风机全生命周期的运营质量。对于投资商而言，最为棘手的问题是风机主要设备如齿轮箱、发电机故障，叶片出现裂纹，更担心风机倒塔。故此，在行业阵痛和变化面前，需要通过全行业努力降低成本。

 

　　中国风电从2007年开始规模发展，彼时风机制造商100家，现在活跃市场只有10家左右。当前及今后，竞价配置风资源政策将开发商、整机方、设计方三方捆绑在一起，主机厂不仅提供设备，还需要提供资源分析、设备等全产业链服务，降低工程造价、提高风机发电利用小时。以3-5年、5-10年维度审视行业变化，谁将进一步胜出，谁将在洗牌中退出市场？这是不确定事项之三。

 

　　从发展趋势上看，大容量风机是主流。大容量机组的优势已经非常明显，如可以提升容量和收益，增大土地资源利用率，减少道路、集电线路，降低基建成本，减少机组数量，降低运维成本等，驾驭大容量机组的只有主流设备制造商。退一步讲，假如2MW风电机组报价继续下降，设备制造商可能将机型向大机型转型的计划，如此主流设备制造商可以继续提高市场占有率。