弃风限电改善压力大 风电行业短期难现大幅修复

弃风限电改善压力大 风电行业短期难现大幅修复

 

　　受到 2016 年标杆电价下调影响，2015 年国内风电行业抢装明显，当年实现新增装机超30GW，同比增 50%以上。而 2016 年国内新增装机不足 24GW，其中华北、华东地区风电新增装机增长明显，华东占比提升 7 个百分点至 20%。而西北地区大幅下降 8 个百分点至 26%，体现了装机区域向中东部和南部转移的趋势。

 

　　2016 年前三季度累计招标量为 24GW，较去年同期增长 68%，创历史新高。而对比 15年的抢装现象，14 年同期的招标量仅为 17.3GW，而 14 年全年的招标量也仅为 27.5GW，与今年相比明显较弱。主要原因是区域电力企业及火电企业由于火电受限，同时风电成本下降投资回报率合理，转型发展风电所致。

 

风电新增并网容量

　　能源局发布 2017 年度风电投资监测预警结果，新疆被列为风电开发建设红色预警区域，即新疆不得核准建设新的风电项目，并要采取有效措施着力解决弃风问题;电网企业不得受理风电项目的新增并网申请(含在建、已核准和纳入规划的项目);派出机构不再对新建风电项目发放新的发电业务许可。因此，虽然 2016 年市场整体招标量创新高，但由于政策及补贴影响，预计部分风电项目或将搁置，或延期至 2018 年开工。

 

　　从风电发展周期来看，行业在经过 2010 年前的野蛮高速增长后，2011-2012 年期间集中爆发除了许多问题，如工程整体质量不规范、机组技术也没有考虑低电压穿越等事故状态下的应对等，造成了行业的下滑。行业自此进入技术和资源上的整理阶段。2013 年行业需求基本恢复。但由于标杆电价的下调导致去年出现抢装，估值也处于底部消化阶段。

 

　　受标杆电价下调，风电场投资成本下降，风力发电小时数增加等因素影响后，风电场的IRR 仍处于较高的水平。以 III 类资源区为例，我们对风电场 IRR 进行关于上网电价、发电小时数及装机成本的敏感性进行了测算。对于三类资源区，2016 年前核准，2017 年底前动工的风电标杆电价为 0.56 元，而 2016 年后核准，2017 年底前动工的风电标杆电价下调 2 分，为 0.54 元。

 

 

　　我们认为， 2016 年风电订单创新高，会显著改善企业的盈利水平，但是决定行业估值的核心因素在于对风电行业长期投资预期，而预期的改善受成本下降及弃风率改善的影响。去年至今的弃风率下降主要还是由政策主导的省网区域间电力调度，例如新疆哈密地区的风电通过特高压线路送往河南，但是这种弃风率的下降受制于两点，一是特高压网架的输送能力始终有限，而特高压线路的落地还需要时间，二是并无真正的用电需求拉动，电力供给过剩趋势已经比较确定。

 

　　所以我们认为当前弃风率改善的压力较大。虽然短期内风电成本已经有所下调，IRR 水平也能维持，但弃风限电的核心制约没有得到改善，短期而言估值很难出现大幅修复，长期应关注风电成本的下降对行业基本面的改善。