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三省份解禁贡献装机增量
2018年3月7日,内蒙古、黑龙江、宁夏解除风电红色警戒,预计该地区受抑制的装机将会逐步释放,利好此后新增装机增长。此外,吉林省2017年弃风率已降至21%,预计2018年吉林解除装机禁令可能性较大,甘肃省同样有望解禁,为2019年整体装机规模贡献增量。
补贴下调催发抢装预期
2015年12月,发改委发布《调整陆上风电光伏发电上网标杆电价政策》,对陆上风电标杆电价进行调整。2016年12月,发改委再次调整2018年陆上风电项目标杆电价,四类资源区分别为0.40、0.45、0.49、0.57元/kWH。
标杆上网电价的调整对于风电行业极其重要,直接影响风电公司未来的度电收入。2015年风电抢装最主要的原因是政策规定并网时间在2015年12月31日之后的机组不能享受此前的上网电价。最近一期补贴调整政策提出,新建风电机组若要享受2016年上网电价,必须满足以下条件:(1)2018年前核准并纳入以前年份的补贴管理;(2)核准2年内开工且开工时间不晚于2019年年底。
2015年我国核准待建容量为87GW,2016年为84GW,截止2017年7月28日,我国核准待建容量为114.6GW,达历史高位,这部分核准未建设装机需要在19年12月31日前开工才可以享受目前上网电价。从历年风电标杆电价调整情况来看,本次标杆电价下调幅度最大,在度电收入显著下降的情况下,行业或将再度迎来抢装行情。
分散式风电是未来发展亮点
2011年7月国家能源局下发《关于分散式接入风电开发的通知》,并于此后陆续出台分散式风电相关政策。2017年6月6日,国家能源局正式发布《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》,要求各地提高分散式风能资源的利用效率,优化风电开发布局,切实做好分散接入风电项目建设。《通知》明确:(1)分散式风电应就近消纳;(2)接入电压低于或等于35kv;(3)严禁向高电压等级电网反送电。2018年3月国家能源局发布《分布式发电管理办法(征求意见稿)》,提出鼓励各类电力用户投资分布式发电项,并进一步简化审核流程,如豁免分布式发电项目发电业务许可等。
分散式风电适合在靠近负荷侧的中东部低风速地区建造,但受较多因素的制约,此前我国分散式风电发展缓慢:(1)技术无法满足低风速资源区开发需求;(2)我国风电投资始于集中式开发,分散式风电项目规模小叠加大型风电开发商决策流程较长,导致企业开发分散式风电的积极性不高。随着技术的进步(风轮直径的加大、翼型效率的提升、控制策略的智能化、超高塔筒的应用以及微观选址的精细化等),低风速资源地区逐渐具备经济开发价值。目前,年平均风速5米/秒的风电场,年等效满负荷利用小时数也可以达到2000小时左右。
分散式风电项目容量小,就地消纳的原则令项目弃风限电率较低,此外,与集中式项目相比,分散式风电的优点在于(1)不受装机指标限制;(2)审核流程简短。目前已有四个省份相继发布分散式风电规划,除已发布规划的四个省份外,山东、广东、湖南、广西、贵州等省份也在制定分散式风电相关政策。
根据《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》,分散式项目不受年度指导规模管理限制,各省级能源主管部门可以结合实际情况对规划进行滚动修编。
从相关政策来看,分散式审批的大方向或将是简化接入流程。目前分散式风电项目核准流程相对较短,从项目申报到并网运行仅需一年左右的时间,低于集中式开发所需时间。消纳有保障、不受指标约束、项目建设周期短是分散式风电的优势,我们认为分散式风电大概率将成为未来新增装机的亮点。
海上风电或将是意料之外的增量
根据《风电发展“十三五”规划》的规划,2020年我国海上风电开工规模达10GW,累计并网容量力争达5GW以上,截止2017年年底,我国海上风电并网容量为2.79GW,与5GW的目标尚有一定差距。
我国海上风电经10年发展已有一定基础,部分整机制造商已经具备大功率海上风机的制造能力。同时,风电上网电价下调暂不涉及海上风电,在成本持续下降的背景下,海上风电或将成为2019-2020年意料之外的增量。
2.3 关注制造环节盈利复苏
2019年风电新增装机规模将延续2018年的改善态势,制造环节有望迎来盈利改善:整机方面,从应收预付款项来看,预计运营商资本开支改善将逐步反映在交付环节,且随着开发商关注点逐步由初装成本向LCOE转化,整机龙头竞争力将进一步显现,优质产品有望享受溢价;零部件制造方面,钢材价格自2018年9月份起下降,利好零部件制造环节盈利改善,在装机规模放量的背景下,若原材料价格持续下降,零部件制造将是业绩弹性较强的环节。我们认为2018-2020年将是风电新一轮发展恢复期,在风场盈利环境已明显改善的背景下,看好制造端盈利改善的长期逻辑,建议适时布局整机与零部件龙头企业。
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