新能源行业点评：风电指导电价发布，今年抢装景气高

证券研究报告·行业研究·电气设备与新能源行业 新能源行业点评 1 / 5 东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分 [Table_Main] 风电指导电价发布，今年抢装景气高 增持（维持） 投资要点  标杆电价改为指导电价，竞价上网有利于资源优化配置，同时鼓励成本下降。2019年5月24日，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，将陆上风电和海上风电的标杆上网电价改为指导价，新核准的集中式陆上风电和海上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，各资源区的指导价为竞价的上限，给予了行业清晰的价格信号，适应了电力市场化改革的要求，符合全面实施竞争配置的政策导向，有利于资源的优化配置，同时鼓励成本下降。  新核准陆上风电项目指导电价符合预期，明确2年内并网将加快存量和增量项目建设。2019年I～IV类资源区新核准的陆上风电指导价分别为0.34、0.39、0.43、0.52元/kWh。2020年指导价为0.29、0.34、0.38、0.47元/kWh，指导价低于当地燃煤标杆电价的地区，以燃煤标杆电价作为指导价。2021年新核准项目全面实现平价上网，国家不再补贴。2019年和2020年指导电价下浮4-5分钱/kWh，电价下降的幅度和速度符合预期。之前是核准+开工的模式，此次要求核准+并网的模式，2018年底之前核准但2020年底前未完成并网的，以及2019年、2020年核准但2021年底前未完成并网的，国家不再补贴。此外，对于2018年底之前核准的项目，2020年底前并网即可按照之前电价实施，体现了风电电价政策的平稳过渡，略超此前预期，存量项目抢装力度较大，新项目建设速度也会加快。  海上风电上网电价首次调整实施指导电价，下降幅度符合预期、给未来留有空间，支持海上风电的可持续发展。《通知》首次下调海上风电上网电价（2017年前投运电价为0.85元/kWh），2019年近海风电指导价调整为0.80元/kWh，2020年为0.75元/kWh。对于潮间带地区的海上风电，执行所在区域的指导电价。沿海地区风资源条件差距较大，目前条件好的地区近海风电成本加成水平约0.65/kWh，条件一般的地区约0.80元/kWh。对于资源条件较好的地区则是通过充分竞争激发企业的内在动力降低成本。对于海上风电，考虑建设周期相对较长，对2018年底前已核准的海上风电项目，给予三年建设期，但在2021年底前，必须全部机组完成并网，才可享0.85元/kWh上网电价，2022年及以后并网的，执行并网年份的指导价。海上风电十四五期间仍将有望享受指导电价，强度待定，支持海上风电的可持续发展。  分散式风电项目支持力度继续加码。《通知》对于分散式风电的规定分为参与和不参与市场化交易。其中，不参与分布式市场化交易的项目，执行项目所在资源区指导电价。参与分布式市场化交易的项目上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴。分散式风电在海外非常普遍，国内一直持续支持分散式风电项目。  投资建议：此次风电指导电价符合预期，核准+并网机制的建设节奏合理，预计今年风电抢装明确，装机在28-30GW之间，同比增长30%左右，2020年也有望维持，零部件毛利率自去年3Q拐点今年延续，整机去年3Q价格企稳略回升，今年3Q毛利率拐点，推荐：金风科技、泰顺风能、天顺风能，同时关注日月股份、金雷风电、恒润股份等。  风险提示：政策不达预期，竞争加剧 [Table_PicQuote] 行业走势 [Table_Report] 相关研究 1、《新能源行业点评：首批项目落地，平价时代启幕》2019-05-23 2、《新能源行业点评：配额制点评：长效机制终落地，护航新能源发展》2019-05-16 [Table_Author] 2019年05月25日 证券分析师 曾朵红 执业证号：S0600516080001 021-60199793 zengdh@dwzq.com.cn 证券分析师 曹越 执业证号：S0600519020001 021-60199793 caoy@dwzq.com.cn -43%-34%-26%-17%-9%0%9%17%2018-052018-092019-01电气自动化设备 沪深300 2 / 5 东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分 [Table_Yemei] 行业点评报告 1. 事件： 2019年5月24日，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，明确了2019-2020年新核准的陆上风电和海上风电项目的电价政策，以及之前核准项目所适用的电价。 2. 事件点评 指导价+竞价确定上网电价，标杆电价退出历史舞台，现行模式符合电力市场化改革要求。风电标杆电价政策自2009年实施以来，极大促进了我国风电产业的发展。截止2018年底，中国风电累计装机超过了2亿千瓦。《通知》将陆上风电和海上风电的标杆上网电价改为指导价，新核准的集中式陆上风电和海上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，各资源区的指导价为竞价的上限，给予了行业清晰的价格信号，适应了电力市场化改革的要求，符合全面实施竞争配置的政策导向。 图1：2005-2018年中国新增和累计风电装机容量 数据来源：CWEA、东吴证券研究所 新核准陆上风电项目的补贴退坡幅度和速度基本符合预期。2019年I～IV类资源区新核准的陆上风电指导价分别为0.34、0.39、0.43、0.52元/kWh。2020年指导价为0.29、0.34、0.38、0.47元/kWh，指导价低于当地燃煤标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘）的地区，以燃煤标杆电价作为指导价。2021年新核准项目全面实现平价上网，国家不再补贴。《能源发展行动计划（2014-2020）》和《可再生能源发展“十三五”规划》等政策提出了2020年风电实现平价上网、与燃煤发电同平台竞争的目标与要求。《通知》中补贴退坡的时间表与国家目标一致。并且电价下降幅度和速度符合行业成本下降节奏。 18.93 17.63 12.96 16.09 23.20 30.75 23.37 19.66 21.14 44.73 62.36 75.32 91.41 114.61 145.36 168.73 188.39 209.53 -50%0%50%100%150%200%05010015020025020052006200720082009201020112012201320142015201620172018新增（GW） 累计（GW） 新增同比 累计同比 3 / 5 东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分 [Table_Yemei] 行业点评报告 图2：I-IV类资源区陆上风电上网电价表 数据来源：国家发改委、东吴证券研究所 根据目前风电场投资水平，按照I、II、III类资源区平坦地区初投资7000元/kW、IV类资源区山地丘陵地区初投资8000元/kW测算，在2019年指导价水平下，四类地区的风电场年等效利用小时数只要达到2385、2079、1885、1782小时，就能保证基本收益。2018年全国风电年等效利用小时数为2095小时，且近两年国家解决弃风限电的各项措施已见成效，2018年弃风率为7%，同比下降5个百分点，消纳保障机制的出台还将继续缓解限电问题，护航新能源发展。 图3：风电利用小时数和弃风率 数据来源：国家能源局、东吴证券研究所 海上风电上网电价首次调整，逐年小幅降低。2014年6月，海上风电上网电价政策出台，规定2017年前投运的近海风电项目上网电价为0.85元/kWh。《通知》首次下2,173 1,920 1,890 2,074 1,893 1,728 1,742 1,948 2,095 0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%20%150016001700180019002000210022002300201020112012201320142015201620172018利用小时 弃风率 4 / 5 东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分 [Table_Yemei] 行业点评报告 调海上风电上网电价，2019年近海风电指导价调整为0.80元/kWh，2020年为0.75元/kWh，降幅较小并且平稳。在补贴资金缺口较大的背景下，海上风电电价水平能够保持平稳体现了国家对海上风电发展的支持力度。我国沿海地区风资源条件差距较大，目前条件好的地区近海风电成本加成水平约0.65/kWh，条件一般的地区约0.80元/kWh。近海风电电价水平有助于促进产业技术进步，对于资源条件较好的地区则是通过充分竞争激发企业的内在动力降低成本。 分散式风电项目支持力度继续加码。《通知》对于分散式风电的规定分为参与市场化交易和不参与市场化交易。其中，不参与分布式市场化交易的项目，执行项目所在资源区指导价。参与分布式市场化交易的项目上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴。但根据国家风、光无补贴平价上网政策，可以申请作为平价项目，享受相关政策红利，如交易电量仅执行项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费，对纳入试点的就近直接交易电量减免政策性交叉补贴，通过绿证交易获得合理收益补偿等。在德国、丹麦等欧洲国家，分散式风电是风电最主要的开发形式。我国中东南部的分散式风电开发潜力较大，在政策的支持下，有望迎来春天。 根据核准+并网时间确定已核准存量项目适用的上网电价水平，对于2018年底以前核准的项目只要2020年底能并网全部执行此前上网电价略超预期。《通知》明确了项目电价水平取决于核准+并网时间（之前是核准+开工时间），便于操作和实施。对于陆上风电项目，2018年底之前核准但2020年底前未完成并网的，以及2019年、2020年核准但2021年底前未完成并网的，国家不再补贴。对于2018年底以前核准的项目只要2020年底能并网全部执行此前上网电价略超预期。考虑了风电开发建设时间周期的同时保证了陆上风电在“十四五”初期能够真正实现平价上网。对于海上风电，考虑其建设周期相对较长，对2018年底前已核准的海上风电项目，给予三年建设期，但在2021年底前，必须全部机组完成并网，才可享0.85元/kWh的上网电价，并网要求显著高于陆上项目。2022年及以后并网的，执行并网年份的指导价。对开发企业评估项目进度和效益提出了更高要求。 3. 投资建议 此次风电指导电价符合预期，核准+并网机制的建设节奏合理，预计今年风电抢装明确，装机在28-30GW之间，同比增长30%左右，2020年也有望维持，零部件毛利率自去年3Q拐点今年延续，整机去年3Q价格企稳略回升，今年3Q毛利率拐点，推荐：金风科技、泰顺风能、天顺风能，同时关注日月股份、金雷风电、恒润股份等。 风险提示：政策不达预期，竞争加剧 5 / 5 免责及评级说明部分 东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分 免责声明 东吴证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。 本研究报告仅供东吴证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，本公司不对任何人因使用本报告中的内容所导致的损失负任何责任。在法律许可的情况下，东吴证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供投资银行服务或其他服务。 市场有风险，投资需谨慎。本报告是基于本公司分析师认为可靠且已公开的信息，本公司力求但不保证这些信息的准确性和完整性，也不保证文中观点或陈述不会发生任何变更，在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报