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國家發改委近日下發通知，分資源區降低光伏電站、陸上風電標桿上網電價，這是風電實行標桿電價以來最大幅度的下調，目的是倒逼2020年風電、光伏平價上網，合理引導新能源投資。
經過“十二五”高速發展后，以風電、光伏為代表的清潔能源進入平穩增長階段。我們認為，2017年將是風電行業爬坡過坎的重要一年，一方面通過電力系統調峰能力改造、利益調整等方式，解決存量風電并網消納問題，另一方面通過參與電力市場競爭拓展裝機增量空間。
風電上網電價下調帶來連鎖反應
（一）風電價格最大幅度下調，一類資源區與煤電上網電價接近
上網電價高低牽扯風電上下游行業神經。本次調價是2009年8月1日我國風電實行分資源區確定標桿電價以來，最大幅度一次調整。
根據國家發改委通知，2018年1月1日之后，一類至四類資源區新核準建設陸上風電標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.40元、0.45元、0.49元、0.57元，比2016-2017年電價每千瓦時降低7分、5分、5分、3分。這一幅度比今年9月份征求意見階段，四類資源區度電價格下調深度分別擴大4分、2分、2分、1分。
在風電價格調整的頻次上，國家發改委提出：“2018年前如果新建陸上風電項目工程造價發生重大變化，國家可根據實際情況調整上述標桿電價。”這實際上是為進一步下調風電上網電價埋下伏筆，目標是2020年風電實現平價上網。
對比四類資源區價格調整情況，一類資源區下調幅度最大。一類資源區風電0.4元/千瓦時的價格，與2015年全國煤電平均上網電價0.384元/千瓦時接近?；陲L電資源優勢、土地開發成本低等因素，一類資源區風電項目具有較大的成本下降空間。我們在向行業機構調研中了解到，如果解決棄風限電問題，一類資源區風電價格在0.3元/千瓦時仍可以盈利。
（二）新核準風電項目開工期推遲，2017年風電將集中搶“路條”
在風電價格執行時間節點上，發改委通知提出：（1）2018年1月1日以后核準并納入財政補貼年度規模管理的陸上風電項目執行2018年的標桿上網電價。2年核準期內未開工建設的項目不得執行該核準期對應的標桿電價。
（2）2018年以前核準并納入以前年份財政補貼規模管理的陸上風電項目但于2019年底前仍未開工建設的，執行2018年標桿上網電價。
（3）2018年以前核準但納入2018年1月1日之后財政補貼年度規模管理的陸上風電項目，執行2018年標桿上網電價。
從政策導向上來講，有利于2018年前核準且納入2018年前財政補貼目錄中的風電項目，這些項目只要在“2019年底開工建設”依然可以執行2016年的高電價。
這里需要特別注意兩點：一是現階段已經拿到路條、或2017年拿到路條的項目，有三年開工建設的時間。一般而言，風電項目施工工期在12-18個月，加上電網送出工程工期6個月左右，風電項目若順利投產工期在一年半到兩年。這就意味著，2017年風電項目在核準后，開發商可能會選擇將開工期推后一年，以時間換空間，等待風機造價下降。
二是，根據發改委的通知，2019年底風電項目只需要開工建設，并未涉及到并網消納。但從項目運營者的角度出發，更加傾向于在2019年底實現并網消納。
基于此，我們判斷風電行業的搶裝行情將會推遲至2018年到來，2017年風電行業更集中在搶“路條”、圈資源。
（三）風機造價進入“3字頭”時代，設備商競爭加劇
從本次國家發改委調價的背景和目的看，（1）及時反映不同類型新能源發電技術進步、成本下降情況；（2）合理引導新能源向負荷集中地區投資；（3）按期實現平價上網；（4）緩解補貼資金缺口。
風電技術進步和風機造價下降是風電價格下調的最大動力?，F階段，國內陸上風機平均造價在4000-5000元/千瓦，我們調研了解到目前一些主力廠商（東方 電氣、海裝風電、明陽）的部分項目主流機型工程造價已經下探到4000元/千瓦以下。風機造價水平出現“3字頭”是行業發生變化的重要標志，一方面反映國內主機廠商產能過剩，二是主機廠家競爭激烈。
本次風電上網電價下調，將會進一步加劇上游風電設備商之間競爭，產業集中度也將進一步提高。這一產業發展趨勢與2020年風電平價上網目標一致，也與國家能源局等管理部門對風電發展的思路相符。根據國家能源局風電“十三五”規劃目標，到2020年國內3-5家設備制造企業全面達到國際先進水平，市場份額明顯提升。
風電上網電價下調及風機單位造價水平下降，對于行業龍頭而言恰是擴大市場規模、加大技術研發、提高風機運維水平的好時機。我們預計，未來風機制造商前三強的市場份額將在70%以上。
2017年風電行業“爬坡上坎”，棄風限電有望好轉
2017年將是風電行業解決存量棄風限電問題、轉而快速增長的過渡時期。
短期內，棄風限電仍是風電行業發展面臨的主要問題。綜合分析，目前棄風限電主要原因包括受端市場電力需求不足、電力通道資源限制、電力系統調節能力不足、電力輔助服務機制缺失等方面。
今年前三季度，風電棄風電量394.7億千瓦時，平均棄風率19%，棄風電量超過去年全年總量。一是去年風電搶裝行情下，新增33GW裝機加劇棄風限電狀況，但要好于預期；二是社會用電量增速放緩，風電資源地新增消納市場有限。
將棄風棄光率控制在合理水平（5%），是國務院有關部門對能源局、國家電網公司等提出的明確要求。
解決棄風問題目前主要有三種途徑：一是通過電力系統內部協調提高新能源調度規模；二是提高電力系統調峰能力（火電靈活性改造、抽水蓄能建設等），為新能源并網騰挪空間；三是借助電力市場化改革，通過電力現貨交易將風電推向市場。
在今年9月20日~10月10日甘肅敦煌文博會期間，國家發改委和國調中心組織協調浙江、江蘇、上海、青海等六省市調整輸送通道，開展市場交易，臨時增加甘肅省新能源外送電量23億千瓦時。這即是通過電力系統內部調整的方式，增加風電消納。
按照電力市場化改革時間表，2017 年起，全面開展適應大規模清潔能源發電開發利用的電力節能低碳調度；2018年底前，啟動現貨交易試點；2020年全面啟動現貨市場?；诖?，可以判斷2017年將是風電、光伏參與電力市場交易的開始；加之風電、光伏邊際成本低于煤電，預計能在電力市場交易中獲得較多的發電份額，進而改善風電項目的盈利水平。
“十三五”風電規模不封頂，改善電力系統調峰能力
（一）2.1億千瓦是“十三五”風電底線目標
11月29日，國家能源局下發的《風電“十三五”發展規劃》提出，到2020年底風電容量累計并網裝機容量確保達到2.1億千瓦以上，風電年發電量確保達到4200億千瓦時，約占全國總發電量的6%。從規劃出發點來看，國家為風電發展設定底線目標，不是約束目標，實際上是上不封頂。
我國已經向國際社會承諾2020年非化石能源消費比重達到15%左右，15%是一個約束指標。根據國家發改委能源研究所等機構測算，要確保實現15%的目標，除去核電和水電的貢獻之外，到2020年非水可再生能源發電電量必須要達到6500億千瓦時以上。按照目前不同可再生能源電力的平均利用小時數計算，屆時風電的并網裝機規模至少要達到2.1億千瓦。
顯然，2.1億千瓦是“十三五”風電發展的最低目標。風電“十三五”規劃在描述發展目標是強調“2.1億千瓦以上”，也表明政府部門對風電行業發展的態度，不對行業發展設限。預計“十三五”期間，每年新增風電裝機規模在2000萬千瓦以上，每年新增2200-2300萬千瓦是風電產業較為鏈的理想狀態。
“15%”的目標倒逼國內能源產業結構調整。根據電力“十三五”規劃，2020年非化石能源發電裝機需達到7.7億千瓦，裝機占比提高到39%，發電量占比提高到31%；天然氣發電裝機達到1.1億千瓦；煤電裝機控制在11億千瓦以內，裝機占比降至55%左右。
（二）煤機靈活性改造為風電并網騰挪空間
為解決風電消納難題，國家“十三五”期間我國將增加電力系統的調峰能力。一是建設抽水蓄能，‘十三五’期間建成1700萬千瓦，同時開工建設6000萬千瓦；二是建設一部分調峰用氣電，規劃約500萬千瓦調峰氣電的建設；三是加大燃煤電站靈活性的改造力度，加大煤電調峰的能力，改造后增加調峰能力4600萬千瓦，其中三北地區增加4500萬千瓦。
在上述措施中，全面提升電力供應的靈活性，提高電力系統的調峰能力是解決棄風、棄光問題的重要手段。從裝機容量和運行特性看，火電機組大有可為。目前火力發電的變負荷能力與丹麥、德國、美國等國家存在較大差距，有很大改善的空間與潛力。
根據華北電力大學的測算，若火電低限負荷達到額定負荷的40%，較原來的50%拓展10%，將騰出容量空間8252萬千瓦，相當于我國風電總裝機容量的86%（以2014年為例）；若火電變負荷速率提高1%，則1臺600MW機組變負荷能力提升6MW/min，可用來平抑3臺2MW風機分鐘級的全幅風功率波動。
