2015年国内弃电率再攀新高,火电和新能源矛盾激化。


2015年中国新增风电并网装机容量达到33GW,全年“弃风”率达到15%,同比上升7个百分点。弃风主要集中在吉林、新疆、甘肃、黑龙江、河北、辽宁、内蒙,“三北”地区弃风率超过30%。在整体社会用电不增的背景下,火电和新能源发电的矛盾不断激化。15年11月,甘肃省出台《2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》,成为全国首个将新能源参与大用户直购电列入年度计划的省份,但此次安排将新能源和火电打捆1:4销售,新能源必须与火电竞价,初步竞价结果是新能源电价普遍比标杆电价低7-8分左右,由于风火竞争一次性下滑幅度特别大引发新能源投资和运营商的激烈抗议,中央目前紧急叫停各地类似的新能源企业直接参与电量交易及风火电发电权交易政策。


保障收购和促进消纳政策有望陆续出台,弃风问题有望得到遏制。


在各地新政出台之前,能源局出台支持保障新能源消纳指导文件,15年12月,能源局起草《可再生能源发电全额保障收购管理办法(征求意见稿)》,意见稿提出将可再生能源并网发电年发电量划分为“保障性收购”和“市场交易部分”,各地电网要优先安排保障性收购部分,没有优先收购要给予补偿。2月5日能源局再次发文要求“做好三北地区可再生能源消纳工作”,要求通过发电直接交易、风电供暖、做好风光外送以及加强火电监管多途径提升消纳能力。我们预计后续各个地方的促进消纳的政策有望陆续出台。


外送通道预计2017年起全面扩容,弃风上网有望全面改善。


2014-2015年国内已开工11条特高压项目,其中内蒙古4条、新疆、甘肃、陕西、山西、云南各1条,预计2017年投运;宁夏、安徽各1条,16年投运。2016年起预计批复开工7条,四川、内蒙古、河北、新疆、山西各1条,陕西2条,预计2018年起投运。从技术层面来看,2017年起外送通道的掣肘有望解除。


2016年陆上风电调价好于预期,可再生能源电价附加上调确保运营商现金流周转。陆上风电前三类资源区集中在“三北”地区,根据《通知》,度电上网标杆电价将在2016年降低2分钱,至0.47、0.5、0.54元,17年维持,2018年再下调3分钱至0.44元、0.47元、0.51元,第四类资源区16-18年下调后的价格为0.6、0.6、0.58元。考虑到系统成本的持续下降,16年的调价方案好于预期。此外,16年可再生能源电价附加上调至1.9分钱/度,可以增收补贴专项基金190亿元,整体来看如果弃风问题得到有效遏制,16年风电运营商的资产负债表将得到积极改善。


海上风电有望从2017年起走向商运,高进入门槛利好龙头公司。


能源局《风电十二五规划》规划,到2015年投运海上风电5GW,2020年30GW。目前来看15年累计实际装机数仅为1GW。目前国内执行的海上风电电价制定到2016年,16年以前投运的近海风电项目上网电价为0.85元/度(含税),潮间带风电项目为0.75元/度。2017年以后的电价政策尚未确定,由于15-16年执行的电价政策在远高于陆上的风电建造成本条件下投资收益率吸引力不足,预计2017年海上风电标杆电价有望上调,带动正式商运投资。海上风电由于后期运维成本高昂,对初期设备选型要求严格,特别利好国内高端风电设备制造企业。


【行业分析】弃电改善和海上风电全面启动有望在2017年催生下一轮增长

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