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风电行业的四个确定、三个不确定

放大字体??缩小字体 发布日期:2018-07-31??来源:新能源网??编辑:兴旺娱乐手机版??浏览次数:531

  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

  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

  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

  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。

  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。(王秀强)

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关键词: 光伏 配额 风电 政策 新能源
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