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發改委劃定風光發電收購底線 電站運營商早盤高開

今天早盤，國內光伏和風電上市公司股價大幅高開，主因是受昨日發改委及能源局一則有關風光最低保障收購利用小時的通知有關。該文件恰為解決西部地區棄光棄風愈發嚴重的問題而來，其中專門要求各地區必須達到保障小時要求，否則不得新建風電、光伏項目。

最低保障收購政策到來

截至第一財經記者發稿時，曠達科技(002516.SZ)、愛康科技(002610.SZ)、彩虹精化(002256.SZ)、協鑫集成(002506.SZ)、太陽能(000591.SZ)及天順風能(002531.SZ)、金風科技(002202.SZ)等都紛紛位於上漲排行榜前列。而在香港市場，龍源電力(00916.HK)、順風清潔能源(01165.HK)以及華能新能源(00958.HK)等也領銜H股，分別漲10.49%、8.4%和7.63%。

橫盤許久的光伏及風電企業，之所以受到資本市場的短期追捧，源於5月31日國家發改委及能源局發出的一則通知。文件首次公布了風電和光伏的最低保障收購利用小時數，從而希望借助各方力量力推風電上網，減少棄光棄風現象的發生。

這份文件名為《國家發展改革委及國家能源局關於做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》(下稱“文件”)，已下發至國家電網、南方電網、內蒙古電力及多個電力巨頭(如華能、大唐、華電、國電投等)。文件重點提及，光伏發電重點地區的最低保障收購年利用小時數在1300小時至1500小時之間，風電則位於1800小時至2000小時之間。

同時發改委及能源局強調，各地要嚴格落實規劃內的風電及光伏保障收購電量，確保這些電量以最高優先等級優先發電，嚴禁對保障範圍內的電量采取由可再生能源發電項目向煤電等其他電源支付費用的方式來獲取發電權。

此外，保障性收購電量應由電網企業按標桿上網電價和最低保障收購年利用小時數全額結算，超出最低保障收購年利用小時數的部分應通過市場交易方式消納，由風電、光伏發電企業與售電企業或電力用戶通過市場化的方式進行交易，並按新能源標桿上網電價與當地煤電標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵)的差額享受可再生能源補貼。

文件要求，各電網於今年6月底前與風電、光伏企業簽訂2016 年度優先發電合同，保障政策可以在今年正式執行，對於未滿足最低保障發電小時要求的地區要按照《可再生能源發電全額保障性收辦法》進行補償。

運營商獲利好

中泰證券新能源的一位分析師向第一財經記者表示，此次文件提及，鼓勵各地提高保障目標，未達到最低保障要求的省市也不得再新開工建設新的風光項目，“該文件可看作是對可再生能源優先上網和保障性收購的定量性約束文件，具體保障力度大幅超出預期。新能源企業自2015年中限電問題開始暴露並愈發嚴重，同時2016年因為國內風電、光伏行業均開始由高速增長期走向平穩成熟發展期，市場對於風光板塊預期較低，此次能源局和發改委重拳出擊保障較好的上網小時數，對於限電問題或有較大改善，未來隨著政策的執行將影響風光運營的盈利。”

長江證券的統計數據顯示，目前電站分布於新疆、甘肅、寧夏、青海及內蒙古較多的上市公司有曠達科技、天順風能以及林洋能源、金風科技、京運通、中利科技及東方能源等，“文件出臺後西部電站運營企業直接受益，尤其在甘肅、新疆等地區電站占比相對較高的企業。以2015年甘肅地區風電、光伏發電小時數為例，分別是1184、1061小時，與保障性收購發電小時數分別相差620、400-450小時左右，發電小時數提升空間明顯。 2015年，新疆地區風電、光伏發電小時數分別為1571、1107小時，與保障性收購發電小時數分別相差250-350、250-400小時左右。據我們的測算數據，在70%杠桿下，對於新疆、甘肅等三類風資源的風電場，發電小時數每提高100小時，電站IRR可提高1.5%左右，每百MW電站可提升利潤水平約500萬元。”

近年來，光伏和風電裝機在不斷提升，加之電力輸送通道正在建設、火電裝機仍在新增等多重原因影響，導致棄風棄光現象也越來越嚴重。

國家能源局消息稱，一季度全國風電累計並網容量達到1.34億千瓦，同比增長33%;同期全國風電上網電量552億千瓦時，同比增長21%；平均利用小時數422小時，同比則下降61小時；風電棄風電量192億千瓦時，平均棄風率26%，同比上升7個百分點。“三北”地區平均棄風率逼近40%，內蒙古棄風率為35%，甘肅為48%，吉林為53%，寧夏為35%，新疆為49%。

在今年一季度同期，全國累計光伏發電裝機容量達到5031萬千瓦，同比增加52%。一季度光伏發電量118億千瓦時，同比增加48%。然而，全國棄光限電約19億千瓦時，主要發生在甘肅、新疆和寧夏，其中甘肅棄光限電8.4億千瓦時，棄光率39%；新疆(含兵團)棄光限電7.6億千瓦時，棄光率52%；寧夏棄光限電2.1億千瓦時，棄光率20%。

多重因素影響風光消納

國家發改委及能源局的上述新文件，就是為了解決棄光棄風更加嚴重的這一問題而來。

就在今年5月25日-26日，國家能源局西北能源監管局相關領導帶隊前往榆林，開展了新能源並網運行情況調研。其間發現，當地並網的小火電裝機為523萬千瓦，而國網陜西公司榆林地區接入的新能源裝機預計年底可達453萬千瓦，地電榆林電網接入的新能源裝機在年底可達153萬千瓦，然而榆林地區的電力最大負荷只有600萬千瓦，因此當地的棄光棄風現象可能會加劇。

新能源裝機規模快速增長，電網建設滯後、用電負荷大幅下降等都使新能源的消納空間受限，榆林電網的主網架薄弱，並網小火電容量大，電網調峰能力有限等是當地存在的主要問題。調研後有關領導也提出，電網企業盡最大能力做好新能源全額保障性收購工作，新能源企業要適應棄風棄光的新常態，而有關各方也要加快推進榆林小火電關停力度，挖掘電網調峰能力，提高電網消納新能源水平。

事實上，風光裝機提升的同時，火電的新增裝機沒有停步，這也是影響整個新能源消納的掣肘之一。陽光電源董事長曹仁賢就曾告訴第一財經記者，如今，全社會每年的用電量都在5.5萬億千瓦時左右，目前也沒有出現電荒等拉閘限電的情況。因而目前的15億千瓦總裝機已可滿足未來幾年的電力市場需要，甚至可能會過剩。但“十三五”期間每年還會新增的1億多千瓦裝機發電，這部分新增裝機的發電該去向何方?更遺憾的是，我國每年的新增裝機中火電仍然占比過高：2015年，新增火電裝機超過6000萬千瓦，而光伏、風電、水電各不到2000萬千瓦，預計“十三五”期間，火電還將至少增加2億千瓦裝機。他說道，節能減排目標和生態環境的壓力也需各方在清潔能源和可再生能源發電裝機上繼續大幅提升，我國已向全世界承諾了具有挑戰性的減排目標，應加大可再生能源的投資開發力度，確保未來的新增裝機以清潔能源和可再生能源為主。