从江湖到庙堂：风电产业一线深度调研与价值发现
二、风电试水竞价配置资源：已核准项目加速开工、新建项目料不会出现恶性竞价
在补贴压力和新能源政策调整的新格局下，国家能源管理部门调整风电资源分配方式，2019年开始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。
2018年5月18日，国家能源局下发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》。通知明确，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。
这是近20年来风电资源管理的重要变化，实际上相关讨论在2018年4月份已经开始，随后出台的清理新能源非技术成本、加快并网消纳等措施均与竞价配置风电资源的思路有关。本次国家能源局试图在保障发电利用小时数（保消纳）和清理非技术成本（优化风电营商环境）的前提下推进竞价分配资源。
能源管理部门的意图有三个：一是通过竞价发现风电的真实成本，用以指导风电标杆电价的下调，这一思路与光伏领跑者计划相似，这一示范工作从2015年开始已有三年时间；二是通过竞价改变风资源配置方式，解决地方政府行政审批分配风资源的低效率问题，体现风资源的稀缺性，降低长期困扰投资商的隐形成本问题；三是通过竞价使风电产业链上下游共同分摊由固定电价到竞价、再到平价上网的压力，竞价原则以标杆电价（含财政补贴）为上限，平价上网为下限，中间部分通过市场竞争分配资源，强者上、弱者下。
01
2019年竞价配置风资源：已核准项目加速开工、新项目竞价将趋于理性
按照《风电项目竞争配置指导方案（试行）（2018年度）》，竞争配置风电项目分为两类。
1．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。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。
2．未确定投资主体的风电项目（含大型风电基地）。未确定投资主体的风电项目，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。
按照上述方案，已经确定投资主体的风电项目竞争的是当年开发指标，不是项目开发权，这是目前行业认识的一个误区；未明确业主的项目由地方政府主导测风、选址、土地规划、送出等前期工作，开发企业参与竞争获得项目开发权。
图表 6风电竞价配置资源分两类：竞指标、竞资源
资料来源:国家能源局，华创证券
在竞价配置资源的政策变化下，风电资源获取模式、电站定价机制将发生根本变化。这意味着，2019年起新增陆上和海上风电项目将以低于风电标杆电价的水平上网；对于确定开发主体的项目，所需补贴强度低的项目将优先列入年度建设方案，项目核准时间受竞价影响。
在可再生能源配额制的约束下，我们预计项目延迟核准、并网的可能性不大，企业恶性竞价的可能性也不大。究其原因是：当前除北方区域外，国内多数风电资源仍然以企业与地方政府签订开发协议为主，竞价以“竞指标”为主。除了红色、橙色预警区外，其他地区并不缺少指标，项目开发企业没有动力大幅降低上网电价以获得指标。
以2018年各省新增开发建设指标为例，山西、河南、广西、山东等多个省份2018年开发指标超过国家能源局《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》中确定的规模。根据已公布各省方案，超过国家规划指标10GW以上，叠加上述指导意见确定的规模，2018年新增风电开发指标40GW以上，且均需要在2018年年内完成核准，为2019年、2020年新增装机提供储备。
图表 72018年山西、河南、广西、山东等多省新增指标超过能源局“十三五”指导意见
资料来源：山西及河南等省发改委，华创证券
在竞价配置资源的政策变化下，已经核准未开工的风电项目开工节奏在加快，这一点已经是多数风电开发商的共同选择，也在对河南等地的调研中得到验证，下文将详细介绍河南本地项目开工情况。
02
竞价压力测试：标杆电价下调30%，测算项目内部收益率仍在8%以上
我们以二类资源区某50mw项目为样本，取发电利用小时数3000小时（弃风率在10%以内），上网电价为标杆电价0.45元/千瓦，工程造价6500元/千瓦时。我们在四种不同情景假设下，对项目内部收益率做经济测算：
（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（15.35%）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、路条费等非技术成本（400元/千瓦）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IRR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；上网电价下调30%时，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。显然，小时数的提高对于项目收益改善的贡献更大。
（4）情景假设四：如果同时考虑消纳条件改善，资源费、路条费等非技术成本下降，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相对标杆电价下调30%时为11.35%，超过一般项目的收益水平。
图表 8四种不同情景假设下风电内部收益变化明显
资料来源:华创证券
通过上述测算可以发现，基于发电利用小时数提升、非技术成本下降等影响，在上网电价下调的情形下，对于二类资源区风电项目收益仍符合部分企业的标准。
