從江湖到廟堂：風電產業一線深度調研與價值發現 （上）

文 | 王秀強

作者系華創證券研究員

為進一步規范新能源行業發展、緩解財政補貼壓力、加速實現新能源平價上網，國家能源管理部門年內先后調整風電、光伏政策。尤其是光伏531新政調控力度空前，既限制行業規模，又下調補貼標準，對光伏產業鏈產生的影響仍在發酵；明年風電行業將試水競爭配置資源，這是風電發展近20年來的重要變化，引入市場競爭機制的目的也是加速風電平價上網。與光伏新政相比，風電政策調整相對溫和，但仍然超過資本市場和風電產業的預期。

自上而下看，政策支持是新能源成長的重要推手。國內風電經過15年規模發展，在國家政策的起承轉合和全球新能源跌宕起伏中，完成了兩個完整成長周期（第一個周期2007年-2012年；第二個周期2012年-2017年），已經從少年步入成年，相信能夠以更為從容的姿態迎接政策變化和行業調整。

管中窺豹，可見一斑。近期，我先后赴風電開發重要區域河南、內蒙古做產業調研。河南是中部風電資源區代表，具有后發優勢；內蒙古是三北傳統資源區，新增風電開發指標受到約束，但儲備資源依然豐富。通過對兩個區域主要風電開發企業、EPC公司、政府部門調研，一定程度上能夠反映當前風電行業開工、并網、吊裝現狀，從微觀市場把握產業發展的節奏，摸清下游風電市場需求。同期，還與多位能源政策研究者探討國內新能源政策變化，從宏觀層面把握風電產業發展的趨勢和環境。

一、緩解財政壓力，“配額+綠證”建立新能源與補貼秩序新平衡

（一）配額制為可再生能源托底，存量風電項目補貼預計不受影響

根據媒體報道、行業政策專家披露，目前可再生能源電力配額制（以下簡稱“配額制”）還在征求第二輪意見，按計劃年內正式出臺，新能源行業所擔心的存量電站收益下調的問題，在新一輪征求意見稿中得到修正，存量風電項目補貼收益不受影響。

受光伏531新政、風電競價政策影響，資本市場對補貼行業的風險偏好降低，在戰略上選擇規避對補貼具有依賴性的行業，近一段時間（2018年6-7月）風電板塊上市公司在這種擔心下遭遇重挫，甚至某些省份（如黑龍江等）自行出臺的新能源交易方案也放大資本市場對政策調整擔心。

隨著我國風電、光伏、生物質發電等產業發展，可再生能源補貼需求連續增加?？稍偕茉锤郊樱?.9分/千瓦時）是補貼的主要來源，根據補貼需求和征收額度之間的差額計算，2017年底補貼缺口累計已經超過1000億元；預計到2030年可再生能源補貼累計將超過1萬億元，補貼需求也將在2025年前后達到高峰。

從目前的政策導向看，國家限制煤電、支持可再生能源發展的政策導向不會改變，去補貼不是去新能源。

根據我們調研，配額新方案擬對可再生能源發電分為保障小時數之內、保障小時數之外兩類，對于保障小時數之內既要保電量，又要保電價；保障小時數之外的發電量，新能源補貼（新能源標桿電價高于燃煤標桿電價的部分）采取“綠證+財政補貼”的方式，度電補貼總量不變，補貼結構發生調整，用綠證代替部分補貼，緩解財政補貼壓力。

圖表1 國家能源局調整配額制政策目標及綠證定位

（二）配額制政策訴求加碼，將新能源推向新發展階段

國內對可再生能源配額制實施方案的研究已有十余年時間，先后進行多次征求意見。配額制是支持新能源行業發展的托底政策，也被稱為最為難產的政策。其研究實施的目的有三個：增加新能源供應，保障新能源消納，減緩財政補貼壓力。

配額制的實施需要確定配額指標、配額義務承擔主體、配額指標分配方式、配額義務考核方式、建立可再生能源電力證書交易市場等。涉及主體包括各省級地方政府、電網企業、發用電主體、配售電公司、自備電廠等。

2018年3月23日，國家能源局下發《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》（以下稱“征求意見稿”），提出配額義務承擔主體是：各省級電力公司、地方電網企業、其他各類配售電企業(含社會資本投資的增量配電網企業)、擁有自備電廠的工業企業、參與電力市場交易的直購電用戶等市場主體，并不包括發電企業。同時，征求意見稿提出通過配套實施綠證交易。

在這一版征求意見稿中，配額制和可再生能源證書交易的主要目的是通過強制手段與市場化手段結合，解決可再生能源消納的問題。并且明確“可再生能源電力證書的轉移和交易不影響可再生能源發電企業的相應電量繼續享受國家可再生能源電價附加資金補貼”，僅考慮將綠證作為未來新建可再生能源發電項目的補貼來源。

本輪征求意見稿出臺之后，國內棄風棄光繼續改善。國家能源主管部門認為，在棄風棄光得到改善的前提下，配額制還解決補貼不足的問題。期間，提出的思路是保障小時之內的新能源發電量按標桿電價計算收益，保障小時數之外的發電量參與市場競爭，綠證交易價格替代補貼。由于綠證市場尚未建立，用綠證替代補貼可能影響存量電站收益，國內主要新能源運營商、行業協會對這一設想提出異議，反對者眾多。國家能源主管部門隨后做出補充說明，采取“綠證+財政補貼”的方式平衡各方利益。

自2017年開始，在電網公司、消費側、發電側等各方的支持下，棄風、棄光得到明顯改善，今年上半年新能源消納也有明顯改善，大部分棄風限電嚴重地區的形勢均有所好轉，其中吉林、甘肅、黑龍江、山西棄風率下降超過10個百分點。在這種背景下，配額制被賦予更多的政策訴求。

當然，配額制實施方案及綠證交易細則的出臺一定會慎之又慎。我們不缺少政策的出臺，而是政策的落地與實施。如果配額考核制度不完善，約束指標可能形同虛設；如果綠證市場交易機制不完善，綠證價值將會打折扣；如果配額考核及監管不同步，政策執行可能走樣兒。配額制將推動國內新能源行業走向新的發展階段，新能源補貼政策預計也將從固定電價制度向電量激勵轉向。

圖表2 內蒙古、新疆、甘肅、吉林等主要省份棄風率連續下降

圖表3 可再生能源綠色電力證書分類及補貼形式

（三）綠證由市場定價“一箭雙雕”，新的電力衍生品市場值得期待

可再生綠色證書是一種舶來品，按照機制設計分為自愿認購綠證和強制交易綠證。自愿認購綠證由市場主體承擔補貼責任，強制綠證由電網、用戶、自備電廠、配售電公司等配額義務考核主體承擔購買責任。

按照目前思路，初步確定由國家可再生能源發電項目信息管理平臺（由國家可再生能源管理中心管理）、北京電力交易中心、廣州電力交易中心及省級區域電力交易中心負責綠證登記、頒發、核算、交易等工作，按年度進行考核，電網企業對轄區市場主體所持有的綠證進行核算，未完成配額主體必須繳納補償金。

考慮財政補貼的激勵效應和企業利益，綠證歸屬擬按照保障利用小時數分為兩類（優先發電合同制度建立后，預計將調整），保障小時之內的新能源發電量對應綠證（1MW可再生能源發電為1個綠證）直接頒發給電網或者購電主體；保障小時數之外的發電量參與市場競爭，其對應的綠證歸屬發電企業，可以在市場上交易，由市場定價并替代部分財政補貼，低于財政補貼的部分再由國家可再生能源基金補充。

在這種機制下，綠證價格高低與可再生能源企業的利益直接相關。從國外運行情況看，英國、美國部分州綠證交易有成熟機制，英國強制配額綠證價格在0.3元/千瓦時左右，美國華盛頓地區配額綠證價格為3.2元/千瓦時。

在配額強制約束下，建立完善的綠證交易市場符合新能源企業、配額考核主體、財政部門的需求。一方面可以為新能源企業創造新的利潤增長點，另一方面配額考核主體可以借助綠證交易完成考核任務，再者是探索補貼退坡的一種新機制。

與傳統的度電補貼模式相比，綠證交易可以實時結算，財政補貼目前拖欠2-3年，若綠證具有較高的交易價格，可以大幅改善可再生能源企業現金流，減少應收賬款兌付時間，對新能源企業改善經營狀況、緩解財政補貼壓力具有“一箭雙雕”的作用。

在交易模式上，參照國外成熟市場，綠證交易可以發生在省內，也可以跨省交易；從交易主體看，可以在配額考核主體之間交易，也可以在新能源企業與考核主體之間交易；綠證交易頻次根據市場成熟程度高低調整，預計在交易初期綠證交易次數將受限制，待交易市場成熟后將允許多次交易，綠證作為電力衍生品其金融屬性也將越來越強；在交易初期，可能設定綠證最低保護價格。

圖表4 綠證市場交易價格、交易頻次探索

二、風電試水競價配置資源：已核準項目加速開工、新建項目將不會出現惡性競價

在補貼壓力和新能源政策調整的新格局下，國家能源管理部門調整風電資源分配方式，2019年開始試水競價分配風電資源，加速風電平價上網，提高行業競爭力。

2018年5月18日，國家能源局下發《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》。通知明確，從2019年起，各?。ㄗ灾螀^、直轄市）新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。

這是近20年來風電資源管理的重要變化，實際上相關討論在2018年4月份已經開始，隨后出臺的清理新能源非技術成本、加快并網消納等措施均與競價配置風電資源的思路有關。本次國家能源局試圖在保障發電利用小時數（保消納）和清理非技術成本（優化風電營商環境）的前提下推進競價分配資源。

能源管理部門的意圖有三個：一是通過競價發現風電的真實成本，用以指導風電標桿電價的下調，這一思路與光伏領跑者計劃相似，這一示范工作從2015年開始已有三年時間；二是通過競價改變風資源配置方式，解決地方政府行政審批分配風資源的低效率問題，體現風資源的稀缺性，降低長期困擾投資商的隱形成本問題；三是通過競價使風電產業鏈上下游共同分攤由固定電價到競價、再到平價上網的壓力，競價原則以標桿電價（含財政補貼）為上限，平價上網為下限，中間部分通過市場競爭分配資源，強者上、弱者下。

（一）2019年競價配置風資源：已核準項目加速開工、新項目競價將趨于理性

按照《風電項目競爭配置指導方案（試行）（2018年度）》，競爭配置風電項目分為兩類。

1．確定投資主體的風電項目。已確定投資主體的項目，是指投資企業已與當地政府簽署風電開發協議并完成測風評價、場址勘察等前期工作的項目。各省級能源主管部門按照國務院能源主管部門批復的本地區相關能源規劃的風電發展目標及年度新增建設規模，采用競爭方式對已確定投資主體的項目進行新增建設規模配置，綜合評分高的項目應優先納入本地區年度建設方案。

2．未確定投資主體的風電項目（含大型風電基地）。未確定投資主體的風電項目，是指地方政府已組織完成風電開發前期工作的場址區域，已商請省級電網企業落實電力送出和消納條件的項目。各省級能源主管部門應以承諾上網電價為重要條件，通過招標等競爭方式公開選擇項目投資主體。

按照上述方案，已經確定投資主體的風電項目競爭的是當年開發指標，不是項目開發權，這是目前行業認識的一個誤區；未明確業主的項目由地方政府主導測風、選址、土地規劃、送出等前期工作，開發企業參與競爭獲得項目開發權。

在競價配置資源的政策變化下，風電資源獲取模式、電站定價機制將發生根本變化。這意味著，2019年起新增陸上和海上風電項目將以低于風電標桿電價的水平上網；對于確定開發主體的項目，所需補貼強度低的項目將優先列入年度建設方案，項目核準時間受競價影響。

在可再生能源配額制的約束下，我們預計項目延遲核準、并網的可能性不大，企業惡性競價的可能性也不大。究其原因是：當前除北方區域外，國內多數風電資源仍然以企業與地方政府簽訂開發協議為主，競價以“競指標”為主。除了紅色、橙色預警區外，其他地區并不缺少指標，項目開發企業沒有動力大幅降低上網電價以獲得指標。

以2018年各省新增開發建設指標為例，山西、河南、廣西、山東等多個省份2018年開發指標超過國家能源局《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》中確定的規模。根據已公布各省方案，超過國家規劃指標10GW以上，疊加上述指導意見確定的規模，2018年新增風電開發指標40GW以上，且均需要在2018年年內完成核準，為2019年、2020年新增裝機提供儲備。

在競價配置資源的政策變化下，已經核準未開工的風電項目開工節奏在加快，這一點已經是多數風電開發商的共同選擇，也在對河南等地的調研中得到驗證，下文將詳細介紹河南本地項目開工情況。

（二）競價壓力測試：標桿電價下調30%，測算項目內部收益率仍在8%以上

我們以二類資源區某50MW項目為樣本，取發電利用小時數3000小時（棄風率在10%以內），上網電價為標桿電價0.45元/千瓦，工程造價6500元/千瓦時。我們在四種不同情景假設下，對項目內部收益率做經濟測算：

（1）情景假設一：不考慮風電消納的進一步改善、資源費等成本下降，風電上網電價在標桿電價基礎上，分別下降10%、15%、20%、25%、30%，項目內部收益率與0.45元/千瓦時的基準（15.35%）相比，分別下降2.16、3.26、4.38、5.52、6.68個百分點。即便上網電價下調30%，項目內部收益率仍在8.67%，項目凈現值仍為正數（1481萬元），仍在部分企業投資決策的范圍內。

（2）情景假設二：如果考慮資源費、路條費等非技術成本（400元/千瓦）下降，項目工程投資下降至6100元/千瓦，在上網電價同等下調幅度下，風電項目內部收益率IRR有1%左右的提升。上網電價即便下調30%，項目內部收益仍在9.66%，在部分投資企業的盈利要求內。

圖表5 2018年山西、河南、廣西、山東等多省新增指標超過能源局“十三五”指導意見

（3）情景假設三：如果基于消納條件的改善，發電利用小時數由3000小時上調10%至3300小時，不考慮工程投資下降，在電價下調過程中，內部收益水平順勢下行；上網電價下調30%時，項目內部收益率仍在10%以上，符合絕大多數企業的投資要求。顯然，小時數的提高對于項目收益改善的貢獻更大。

（4）情景假設四：如果同時考慮消納條件改善，資源費、路條費等非技術成本下降，在工程投資6100元/千瓦，發電利用小時數3300小時的假設下，項目內部收益率在電價相對標桿電價下調30%時為11.35%，超過一般項目的收益水平。

通過上述測算可以發現，基于發電利用小時數提升、非技術成本下降等影響，在上網電價下調的情形下，對于二類資源區風電項目收益仍符合部分企業的標準。

圖表6 四種不同情景假設下風電內部收益變化明顯

（三）資源費、路條費等非技術成本清理道阻且長

2018年4月，國家能源局下發《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，包括地方政府收取的風電資源費、違規要求風電投資商配套的投資、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。

國家能源管理部門目的是通過此舉降低行業非技術成本，減少資源換項目等不合理的要素，發現風電行業的真實成本，減少行政對風電行業干預，倒逼風電成本下降，加速新能源平價上網，為補貼退坡做準備。

各地風資源費的征繳并沒有統一的標準。如西北某地5萬千瓦風電項目收取資源費2000萬元，收費名義是民生項目建設費，折合每千瓦400元。如果政策能夠執行到位，對于風電行業而言是解決投資包袱、降低隱形投資成本的最佳契機。

近期我們的調研發現，在國家能源局發文之后，違規收取費用情況有所改善；但短期內徹底清除并不容易，資源地區以資源換項目、以資源換投資的政績沖動依然存在，這些資源開發的潛規則由來已久。

從過往風資源的獲取模式上看，地方政府傾向于將風資源配置給承諾投資設廠的企業，包括設備制造商等，但未能兌現承諾獲得項目不在少數，設備制造商獲取資源后最終多選擇將項目流轉給央企等運營商，期間增加了交易成本，即路條交易費用。地方保護的傳統需要時間去改變。