棄風限電改善壓力大 風電行業(yè)短期難現(xiàn)大幅修復
受到 2016 年標桿電價下調(diào)影響，2015 年國內(nèi)風電行業(yè)搶裝明顯，當年實現(xiàn)新增裝機超30GW，同比增 50%以上。而 2016 年國內(nèi)新增裝機不足 24GW，其中華北、華東地區(qū)風電新增裝機增長明顯，華東占比提升 7 個百分點至 20%。而西北地區(qū)大幅下降 8 個百分點至 26%，體現(xiàn)了裝機區(qū)域向中東部和南部轉(zhuǎn)移的趨勢。
2016 年前三季度累計招標量為 24GW，較去年同期增長 68%，創(chuàng)歷史新高。而對比 15年的搶裝現(xiàn)象，14 年同期的招標量僅為 17.3GW，而 14 年全年的招標量也僅為 27.5GW，與今年相比明顯較弱。主要原因是區(qū)域電力企業(yè)及火電企業(yè)由于火電受限，同時風電成本下降投資回報率合理，轉(zhuǎn)型發(fā)展風電所致。
風電新增并網(wǎng)容量
能源局發(fā)布 2017 年度風電投資監(jiān)測預警結(jié)果，新疆被列為風電開發(fā)建設紅色預警區(qū)域，即新疆不得核準建設新的風電項目，并要采取有效措施著力解決棄風問題;電網(wǎng)企業(yè)不得受理風電項目的新增并網(wǎng)申請(含在建、已核準和納入規(guī)劃的項目);派出機構(gòu)不再對新建風電項目發(fā)放新的發(fā)電業(yè)務許可。因此，雖然 2016 年市場整體招標量創(chuàng)新高，但由于政策及補貼影響，預計部分風電項目或?qū)R置，或延期至 2018 年開工。
從風電發(fā)展周期來看，行業(yè)在經(jīng)過 2010 年前的野蠻高速增長后，2011-2012 年期間集中爆發(fā)除了許多問題，如工程整體質(zhì)量不規(guī)范、機組技術也沒有考慮低電壓穿越等事故狀態(tài)下的應對等，造成了行業(yè)的下滑。行業(yè)自此進入技術和資源上的整理階段。2013 年行業(yè)需求基本恢復。但由于標桿電價的下調(diào)導致去年出現(xiàn)搶裝，估值也處于底部消化階段。
受標桿電價下調(diào)，風電場投資成本下降，風力發(fā)電小時數(shù)增加等因素影響后，風電場的IRR 仍處于較高的水平。以 III 類資源區(qū)為例，我們對風電場 IRR 進行關于上網(wǎng)電價、發(fā)電小時數(shù)及裝機成本的敏感性進行了測算。對于三類資源區(qū)，2016 年前核準，2017 年底前動工的風電標桿電價為 0.56 元，而 2016 年后核準，2017 年底前動工的風電標桿電價下調(diào) 2 分，為 0.54 元。
我們認為， 2016 年風電訂單創(chuàng)新高，會顯著改善企業(yè)的盈利水平，但是決定行業(yè)估值的核心因素在于對風電行業(yè)長期投資預期，而預期的改善受成本下降及棄風率改善的影響。去年至今的棄風率下降主要還是由政策主導的省網(wǎng)區(qū)域間電力調(diào)度，例如新疆哈密地區(qū)的風電通過特高壓線路送往河南，但是這種棄風率的下降受制于兩點，一是特高壓網(wǎng)架的輸送能力始終有限，而特高壓線路的落地還需要時間，二是并無真正的用電需求拉動，電力供給過剩趨勢已經(jīng)比較確定。
所以我們認為當前棄風率改善的壓力較大。雖然短期內(nèi)風電成本已經(jīng)有所下調(diào)，IRR 水平也能維持，但棄風限電的核心制約沒有得到改善，短期而言估值很難出現(xiàn)大幅修復，長期應關注風電成本的下降對行業(yè)基本面的改善。
國內(nèi)風電棄風率(%)
風電平均利用小時數(shù)(h)
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