竞价配置资源不同于“光伏领跑者计划”

5月24日国家能源局关于2018年度风电建设管理有关要求的通知，受限于补贴压力，国家能源管理部门调整风电资源分配方式，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。这是近20年来风电资源管理的重要变化，将对风电产业链产生重要影响。

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按照风电管理新政，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。

需要特别注意的是，风电竞价获得资源的方式与光伏领“跑者计划”模式并不完全相同，风资源的配置并非一刀切全部由竞价确定投资主体，开发商仍可以选择与地方政府签订开发协议，并获得项目开发权；由政府主导并做好项目测风、勘测、选址、土地规划、并网消纳的项目，采取以竞价凡是确定投资主体。这是目前资本市场和行业对新政理解偏僻的地方。

在补贴退坡的同时，政策面极力为风电营造良好发展环境：（1）提高风电利用小时数，严格落实风电外送和消纳；（2）取消资源费、路条费等附加成本，降低行业非技术成本，加速推进行业平价上网、提高行业竞争力；（3）实行严格的配额制。目的是剔除风电非技术成本，发现风电真实成本，对冲因竞价带来的收益下滑，并通过配额制托底，通过约束机制提高地方政府新能源项目开发积极性，保证电网外送和消纳。这是目前资本市场和能源行业对新政认识不到位的方面。

国家能源局并明确：“分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。”分散式风电作为新的风电产业形态，豁免参与竞价配置资源，仍执行标杆电价政策，分散式风电经济性凸显，其装机规模也将实现从0-1-10的突破。

一、竞价配置资源分两类：并非剥夺风电企业开发权

在国家能源局发文同时，同时下发《风电项目竞争配置指导方案（试行）（2018年度）》，方案细化了竞争配置资源的原则、要求作出规定。其中明确，采取竞价配置资源的风电项目分为两种类型，（一）已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。

对于此类项目资源配置的方式，文件的表述比较拗口：“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。”

通过与政策制定者交流，翻译一下上述表述，即为：“企业与地方政府签订开发协议的项目，项目开发权仍属于业主，业主方仍可以参与当地区域风电项目的竞价，如果所报电价高于地方建设方案内项目的最低值，项目搁置，明年继续带电价投标，项目仍是自己的，但在配额制的约束下，企业延迟核准、并网的可能性不大，企业恶性竞价的可能性也不大。企业开发的模式仍然在今后的资源配置中使用。”

假设某地2019年建设指标为1GW，某企业A拥有当地项目开发权，地方政府通过招标方式确定纳入当年盘子内的项目名单，如果A企业报价0.5元/千瓦时，而B\C\D等企业报价均在0.5元/千瓦时以下，且规模超过1GW，那么B\C\D等企业纳入当年建设目录，A企业下年继续竞价申报，但项目开发权不作废，仍属于A企业。

第二类项目：未确定投资主体的风电项目（含大型风电基地）。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。

这类项目是地方政府已经做好前期测风、选址，甚至风电并网消纳、外送等方案均已明确，这些项目毫无理由采取低价竞标的方式来选取项目业主，按照低价中标等系列原则来选定项目开发商。此类项目类似于光伏领跑者计划确定投资主体，地方政府有能力、有意愿主导的项目不多，预计西北地区、或者配套特高压的项目采取此类模式确定运营主体。

二、风电压力测试：竞价上网下项目收益率仍具有吸引力

1、提发电利用小数、清理资源税费，对冲竞价带来收益下降

以往，影响风电行业经济效益的有两个不确定因素：发电利用小时数、资源费等收费。按照《风电项目竞争配置指导方案（试行）（2018年度）》要求，风资源参与竞价分配有两个重要前提条件：电网接入消纳需要保障、无不合理附加收费。

具体而言，所有参与竞争配置的项目必须以电网企业投资建设接网及配套电网工程和落实消纳为前提条件，确保项目建成后达到最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%）；地方政府不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，增加项目投资经营成本；风电项目场址符合有关规划，不在收取城镇土地使用税的范围；如涉及耕地占用税和林草土地，税费标准应合规合理。

保证并网接入相当于解决了弃风限电问题，当前一些地区在不弃风限电的前提下已经可以实现平价上网；清理地方附加收费是在为行业减负，今年4月能源局已经下发《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》。两者的核心目的是发现风电的真实成本。

根据我们调研，西北某地5万千瓦风电装机违规收取资源费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历史包袱的最佳契机。此外，采取竞争模式分配资源，对于地方政府主导的开发项目，路条交易将不复存在，北方地区项目相当于减少每千瓦300-400元的成本。

很明显，竞价上网会在一定程度上降低项目收益，而提升发电利用小时数、减少不合理税费提高项目收益，两者具有一定的对冲效应。

2、量化分析：二类资源区标杆电价下调30%，理想情景下项目收益仍在10%以上

我们以二类资源区某50mw项目为例，取发电利用小时数3000小时，上网电价为标杆电价0.45元/千瓦，工程造价6500元/千瓦时。我们分别对四种不同情形，对项目的内部收益情况测算：

（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（15.53%）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IRR2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。

（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，但即便上网电价下调30%，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。

（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下调30%时为11.35%，超过一般项目的收益水平。

不同情景假设下项目内部收益变化，非技术成本下降对冲竞价带来效益下降

由上述测算可以发现，基于发电利用小时数提升、工程造价下降，在上网电价下调的清醒下，对于二类资源区风电项目仍有较好的发电收益，风电项目的投资意愿预计仍会维持高位，风电装机增长的逻辑并没有改变。

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