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图 24、“十二五”风电并网装机容量规划
图 25、我国风电新增装机量预测
4.2 风电上网电价加速下调,2020 年前实现平价上网
我国风电上网电价实行不同区域的标杆电价。为尽早推动全行业成本下降以及实现平价上网,同时也处于可再生能源补贴基金亏空的现实压力,发改委和能源局在2015-2016年加速下调风电上网电价,自从2015年1月以来,已经在不到两年内连续三次下调上网标杆电价。
图 26、风电的上网标杆电价下调
风电有望成为最早实现平价上网的新能源。2015 年 10 月 29 日,发改委发布了《关于陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》(讨论稿),明确从 2016 年至 2020 年,逐年下调陆上风电、光伏发电上网标杆电价,以达到“到 2020 年风电发电与煤电上网电价相当、光伏发电与电网销售电价相当”的目标。发改委于 2016 年 12 月 24 日发布的《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》, Ⅰ-Ⅳ类资源区 2018 年以后核准的风电项目上网标杆电价分别降为 0.4、0.45、 0.49 以及 0.57 元,已经非常接近甚至低于国内很多地区的火电标杆电价,距离政府提出的 2020 年实现平价上网又迈出较大一步。若考虑 2019-2020 年的可能继续下调电价,我们预计 2020 年将实现除 4 类区以外的全部地区平价上网目标。
表 3、我国发电种类的上网电价(元/千瓦时)
图 27、风电新增装机增长趋势
4.3 弃风率改善+降息可以抵消电价下调的影响
在电价确定持续下调的背景下,如何保持风电运营项目的合理收益是投资商最关心的的问题。从风电回报收益率的角度来讲,单位投资成本、利用小时数以及资金利息成本是影响项目 IRR 的三个核心因素。根据我们的财务模型测算,依据一般假设(四类风区上网电价 0.61 元,假设利用小时数 1,800 小时),现行电价下风电项目 IRR 约为 9.08%,不考虑其他因素前提下电价每下降 1 分钱,项目 IRR 下降约 0.25 个百分点。
图 28、风电项目的财务模型和 IRR 测算
从单位投资成本角度,目前全行业平均投资成本在 7.5 元/瓦左右,由于风机招标价格在最近数年内并未出现明显下降。但通过对风机制造商的毛利分析可以看到,风机的制造成本是逐步下降的,毛利率逐步提升,其中金风科技的风机制造毛利率在上半年高达 26%以上,因此最近数年风机招标价格稳定主要是由于市场竞争格局趋于稳定造成的,并非风机制造成本下降空间到达极值。我们预计未来随着上网电价下调,下游运营商会倒逼上游制造企业,风机价格有望缓慢下降(每年 2-3%),从而带动全行业单位投资成本下降。
图 29、国内 1.5MW、2MW 以及 2.5MW 风机机型平均招标价格(元/千瓦)
从利用小时数和利息支出的敏感性分析可以得出,若降息 50 个 BP 或者利用小时数提振 2-3%可以抵消 1 分钱的上网电价下调,项目 IRR 可以维持不变。而在目前我国的货币宽松和降息周期内,以及能源局逐步落实保障性收购政策的背景下,在未来 1-2 年内实现降息 50 个 BP 或者利用小时数提升 6-7%是可以期待的,因此上网电价的下调对风电运营商 2018 年后的新增投产项目收益率影响并不大。
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