从江湖到庙堂：风电产业一线深度调研与价值发现 （上）

文 | 王秀强

作者系华创证券研究员

为进一步规范新能源行业发展、缓解财政补贴压力、加速实现新能源平价上网，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，既限制行业规模，又下调补贴标准，对光伏产业链产生的影响仍在发酵；明年风电行业将试水竞争配置资源，这是风电发展近20年来的重要变化，引入市场竞争机制的目的也是加速风电平价上网。与光伏新政相比，风电政策调整相对温和，但仍然超过资本市场和风电产业的预期。

自上而下看，政策支持是新能源成长的重要推手。国内风电经过15年规模发展，在国家政策的起承转合和全球新能源跌宕起伏中，完成了两个完整成长周期（第一个周期2007年-2012年；第二个周期2012年-2017年），已经从少年步入成年，相信能够以更为从容的姿态迎接政策变化和行业调整。

管中窥豹，可见一斑。近期，我先后赴风电开发重要区域河南、内蒙古做产业调研。河南是中部风电资源区代表，具有后发优势；内蒙古是三北传统资源区，新增风电开发指标受到约束，但储备资源依然丰富。通过对两个区域主要风电开发企业、EPC公司、政府部门调研，一定程度上能够反映当前风电行业开工、并网、吊装现状，从微观市场把握产业发展的节奏，摸清下游风电市场需求。同期，还与多位能源政策研究者探讨国内新能源政策变化，从宏观层面把握风电产业发展的趋势和环境。

一、缓解财政压力，“配额+绿证”建立新能源与补贴秩序新平衡

（一）配额制为可再生能源托底，存量风电项目补贴预计不受影响

根据媒体报道、行业政策专家披露，目前可再生能源电力配额制（以下简称“配额制”）还在征求第二轮意见，按计划年内正式出台，新能源行业所担心的存量电站收益下调的问题，在新一轮征求意见稿中得到修正，存量风电项目补贴收益不受影响。

受光伏531新政、风电竞价政策影响，资本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，近一段时间（2018年6-7月）风电板块上市公司在这种担心下遭遇重挫，甚至某些省份（如黑龙江等）自行出台的新能源交易方案也放大资本市场对政策调整担心。

随着我国风电、光伏、生物质发电等产业发展，可再生能源补贴需求连续增加。可再生能源附加（1.9分/千瓦时）是补贴的主要来源，根据补贴需求和征收额度之间的差额计算，2017年底补贴缺口累计已经超过1000亿元；预计到2030年可再生能源补贴累计将超过1万亿元，补贴需求也将在2025年前后达到高峰。

从目前的政策导向看，国家限制煤电、支持可再生能源发展的政策导向不会改变，去补贴不是去新能源。

根据我们调研，配额新方案拟对可再生能源发电分为保障小时数之内、保障小时数之外两类，对于保障小时数之内既要保电量，又要保电价；保障小时数之外的发电量，新能源补贴（新能源标杆电价高于燃煤标杆电价的部分）采取“绿证+财政补贴”的方式，度电补贴总量不变，补贴结构发生调整，用绿证代替部分补贴，缓解财政补贴压力。

图表1 国家能源局调整配额制政策目标及绿证定位

（二）配额制政策诉求加码，将新能源推向新发展阶段

国内对可再生能源配额制实施方案的研究已有十余年时间，先后进行多次征求意见。配额制是支持新能源行业发展的托底政策，也被称为最为难产的政策。其研究实施的目的有三个：增加新能源供应，保障新能源消纳，减缓财政补贴压力。

配额制的实施需要确定配额指标、配额义务承担主体、配额指标分配方式、配额义务考核方式、建立可再生能源电力证书交易市场等。涉及主体包括各省级地方政府、电网企业、发用电主体、配售电公司、自备电厂等。

2018年3月23日，国家能源局下发《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》（以下称“征求意见稿”），提出配额义务承担主体是：各省级电力公司、地方电网企业、其他各类配售电企业(含社会资本投资的增量配电网企业)、拥有自备电厂的工业企业、参与电力市场交易的直购电用户等市场主体，并不包括发电企业。同时，征求意见稿提出通过配套实施绿证交易。

在这一版征求意见稿中，配额制和可再生能源证书交易的主要目的是通过强制手段与市场化手段结合，解决可再生能源消纳的问题。并且明确“可再生能源电力证书的转移和交易不影响可再生能源发电企业的相应电量继续享受国家可再生能源电价附加资金补贴”，仅考虑将绿证作为未来新建可再生能源发电项目的补贴来源。

本轮征求意见稿出台之后，国内弃风弃光继续改善。国家能源主管部门认为，在弃风弃光得到改善的前提下，配额制还解决补贴不足的问题。期间，提出的思路是保障小时之内的新能源发电量按标杆电价计算收益，保障小时数之外的发电量参与市场竞争，绿证交易价格替代补贴。由于绿证市场尚未建立，用绿证替代补贴可能影响存量电站收益，国内主要新能源运营商、行业协会对这一设想提出异议，反对者众多。国家能源主管部门随后做出补充说明，采取“绿证+财政补贴”的方式平衡各方利益。

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，其中吉林、甘肃、黑龙江、山西弃风率下降超过10个百分点。在这种背景下，配额制被赋予更多的政策诉求。

当然，配额制实施方案及绿证交易细则的出台一定会慎之又慎。我们不缺少政策的出台，而是政策的落地与实施。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；如果配额考核及监管不同步，政策执行可能走样儿。配额制将推动国内新能源行业走向新的发展阶段，新能源补贴政策预计也将从固定电价制度向电量激励转向。

图表2 内蒙古、新疆、甘肃、吉林等主要省份弃风率连续下降

图表3 可再生能源绿色电力证书分类及补贴形式

（三）绿证由市场定价“一箭双雕”，新的电力衍生品市场值得期待

可再生绿色证书是一种舶来品，按照机制设计分为自愿认购绿证和强制交易绿证。自愿认购绿证由市场主体承担补贴责任，强制绿证由电网、用户、自备电厂、配售电公司等配额义务考核主体承担购买责任。

按照目前思路，初步确定由国家可再生能源发电项目信息管理平台（由国家可再生能源管理中心管理）、北京电力交易中心、广州电力交易中心及省级区域电力交易中心负责绿证登记、颁发、核算、交易等工作，按年度进行考核，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，绿证归属拟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对应绿证（1MW可再生能源发电为1个绿证）直接颁发给电网或者购电主体；保障小时数之外的发电量参与市场竞争，其对应的绿证归属发电企业，可以在市场上交易，由市场定价并替代部分财政补贴，低于财政补贴的部分再由国家可再生能源基金补充。

在这种机制下，绿证价格高低与可再生能源企业的利益直接相关。从国外运行情况看，英国、美国部分州绿证交易有成熟机制，英国强制配额绿证价格在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。

在配额强制约束下，建立完善的绿证交易市场符合新能源企业、配额考核主体、财政部门的需求。一方面可以为新能源企业创造新的利润增长点，另一方面配额考核主体可以借助绿证交易完成考核任务，再者是探索补贴退坡的一种新机制。

与传统的度电补贴模式相比，绿证交易可以实时结算，财政补贴目前拖欠2-3年，若绿证具有较高的交易价格，可以大幅改善可再生能源企业现金流，减少应收账款兑付时间，对新能源企业改善经营状况、缓解财政补贴压力具有“一箭双雕”的作用。

在交易模式上，参照国外成熟市场，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，也可以在新能源企业与考核主体之间交易；绿证交易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，待交易市场成熟后将允许多次交易，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。

图表4 绿证市场交易价格、交易频次探索

二、风电试水竞价配置资源：已核准项目加速开工、新建项目将不会出现恶性竞价

在补贴压力和新能源政策调整的新格局下，国家能源管理部门调整风电资源分配方式，2019年开始试水竞价分配风电资源，加速风电平价上网，提高行业竞争力。

2018年5月18日，国家能源局下发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》。通知明确，从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。

这是近20年来风电资源管理的重要变化，实际上相关讨论在2018年4月份已经开始，随后出台的清理新能源非技术成本、加快并网消纳等措施均与竞价配置风电资源的思路有关。本次国家能源局试图在保障发电利用小时数（保消纳）和清理非技术成本（优化风电营商环境）的前提下推进竞价分配资源。

能源管理部门的意图有三个：一是通过竞价发现风电的真实成本，用以指导风电标杆电价的下调，这一思路与光伏领跑者计划相似，这一示范工作从2015年开始已有三年时间；二是通过竞价改变风资源配置方式，解决地方政府行政审批分配风资源的低效率问题，体现风资源的稀缺性，降低长期困扰投资商的隐形成本问题；三是通过竞价使风电产业链上下游共同分摊由固定电价到竞价、再到平价上网的压力，竞价原则以标杆电价（含财政补贴）为上限，平价上网为下限，中间部分通过市场竞争分配资源，强者上、弱者下。

（一）2019年竞价配置风资源：已核准项目加速开工、新项目竞价将趋于理性

按照《风电项目竞争配置指导方案（试行）（2018年度）》，竞争配置风电项目分为两类。

1．确定投资主体的风电项目。已确定投资主体的项目，是指投资企业已与当地政府签署风电开发协议并完成测风评价、场址勘察等前期工作的项目。各省级能源主管部门按照国务院能源主管部门批复的本地区相关能源规划的风电发展目标及年度新增建设规模，采用竞争方式对已确定投资主体的项目进行新增建设规模配置，综合评分高的项目应优先纳入本地区年度建设方案。

2．未确定投资主体的风电项目（含大型风电基地）。未确定投资主体的风电项目，是指地方政府已组织完成风电开发前期工作的场址区域，已商请省级电网企业落实电力送出和消纳条件的项目。各省级能源主管部门应以承诺上网电价为重要条件，通过招标等竞争方式公开选择项目投资主体。

按照上述方案，已经确定投资主体的风电项目竞争的是当年开发指标，不是项目开发权，这是目前行业认识的一个误区；未明确业主的项目由地方政府主导测风、选址、土地规划、送出等前期工作，开发企业参与竞争获得项目开发权。

在竞价配置资源的政策变化下，风电资源获取模式、电站定价机制将发生根本变化。这意味着，2019年起新增陆上和海上风电项目将以低于风电标杆电价的水平上网；对于确定开发主体的项目，所需补贴强度低的项目将优先列入年度建设方案，项目核准时间受竞价影响。

在可再生能源配额制的约束下，我们预计项目延迟核准、并网的可能性不大，企业恶性竞价的可能性也不大。究其原因是：当前除北方区域外，国内多数风电资源仍然以企业与地方政府签订开发协议为主，竞价以“竞指标”为主。除了红色、橙色预警区外，其他地区并不缺少指标，项目开发企业没有动力大幅降低上网电价以获得指标。

以2018年各省新增开发建设指标为例，山西、河南、广西、山东等多个省份2018年开发指标超过国家能源局《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》中确定的规模。根据已公布各省方案，超过国家规划指标10GW以上，叠加上述指导意见确定的规模，2018年新增风电开发指标40GW以上，且均需要在2018年年内完成核准，为2019年、2020年新增装机提供储备。

在竞价配置资源的政策变化下，已经核准未开工的风电项目开工节奏在加快，这一点已经是多数风电开发商的共同选择，也在对河南等地的调研中得到验证，下文将详细介绍河南本地项目开工情况。

（二）竞价压力测试：标杆电价下调30%，测算项目内部收益率仍在8%以上

我们以二类资源区某50MW项目为样本，取发电利用小时数3000小时（弃风率在10%以内），上网电价为标杆电价0.45元/千瓦，工程造价6500元/千瓦时。我们在四种不同情景假设下，对项目内部收益率做经济测算：

（1）情景假设一：不考虑风电消纳的进一步改善、资源费等成本下降，风电上网电价在标杆电价基础上，分别下降10%、15%、20%、25%、30%，项目内部收益率与0.45元/千瓦时的基准（15.35%）相比，分别下降2.16、3.26、4.38、5.52、6.68个百分点。即便上网电价下调30%，项目内部收益率仍在8.67%，项目净现值仍为正数（1481万元），仍在部分企业投资决策的范围内。

（2）情景假设二：如果考虑资源费、路条费等非技术成本（400元/千瓦）下降，项目工程投资下降至6100元/千瓦，在上网电价同等下调幅度下，风电项目内部收益率IRR有1%左右的提升。上网电价即便下调30%，项目内部收益仍在9.66%，在部分投资企业的盈利要求内。

图表5 2018年山西、河南、广西、山东等多省新增指标超过能源局“十三五”指导意见

（3）情景假设三：如果基于消纳条件的改善，发电利用小时数由3000小时上调10%至3300小时，不考虑工程投资下降，在电价下调过程中，内部收益水平顺势下行；上网电价下调30%时，项目内部收益率仍在10%以上，符合绝大多数企业的投资要求。显然，小时数的提高对于项目收益改善的贡献更大。

（4）情景假设四：如果同时考虑消纳条件改善，资源费、路条费等非技术成本下降，在工程投资6100元/千瓦，发电利用小时数3300小时的假设下，项目内部收益率在电价相对标杆电价下调30%时为11.35%，超过一般项目的收益水平。

通过上述测算可以发现，基于发电利用小时数提升、非技术成本下降等影响，在上网电价下调的情形下，对于二类资源区风电项目收益仍符合部分企业的标准。

图表6 四种不同情景假设下风电内部收益变化明显

（三）资源费、路条费等非技术成本清理道阻且长

2018年4月，国家能源局下发《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》，出台多项措施为可再生能源减负，清理风电、光伏等清洁能源产业的非技术成本，包括地方政府收取的风电资源费、违规要求风电投资商配套的投资、强制分摊由地方政府承担的扶贫等社会公益投资、与风光资源捆绑的其他投资、电网企业违规收取的接入费用等。

国家能源管理部门目的是通过此举降低行业非技术成本，减少资源换项目等不合理的要素，发现风电行业的真实成本，减少行政对风电行业干预，倒逼风电成本下降，加速新能源平价上网，为补贴退坡做准备。

各地风资源费的征缴并没有统一的标准。如西北某地5万千瓦风电项目收取资源费2000万元，收费名义是民生项目建设费，折合每千瓦400元。如果政策能够执行到位，对于风电行业而言是解决投资包袱、降低隐形投资成本的最佳契机。

近期我们的调研发现，在国家能源局发文之后，违规收取费用情况有所改善；但短期内彻底清除并不容易，资源地区以资源换项目、以资源换投资的政绩冲动依然存在，这些资源开发的潜规则由来已久。

从过往风资源的获取模式上看，地方政府倾向于将风资源配置给承诺投资设厂的企业，包括设备制造商等，但未能兑现承诺获得项目不在少数，设备制造商获取资源后最终多选择将项目流转给央企等运营商，期间增加了交易成本，即路条交易费用。地方保护的传统需要时间去改变。