特高压发展机遇投资分析报告.docx

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特高压发展机遇投资分析报告

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2017年1月

正文目录

1.风光运营现状及面临的两大问题4

1.1.风光装机现状：

总量渐增，增速放缓4

1.2.现有装机补贴拖欠较为严重6

1.2.1.可再生能源补贴资金池的理论征收目标6

1.2.2.可再生能源所需补贴总量7

1.3.西北装机限电日趋严重10

2.十三五特高压加速投运，2017风光电站迎来行业拐点12

2.1.十三五特高压向西北倾斜12

2.2.我国特高压加速建设，2017年迎来风光拐点15

2.2.1.全国特高压加速建设15

2.2.2.限电重灾区特高压重点布局17

2.2.3.十三五用电需求侧好于预期19

3.其他短中长期利好因素20

3.1.国家频出利好政策，新能源享受优先上网20

3.2.降息周期持续，财务成本不断降低23

4.主要公司分析24

图目录

图1：

2002~2015年我国风电装机量（MW）5

图2：

2006~2015年我国光伏装机量（MW）5

图3可再生能源补贴缺口不断增加（亿元）8

图4：

2015年风电累计并网装机量（万kW）10

图5：

2015年光伏电站累计装机量（万kW）11

图6：

2015年“三横三纵一环网”规划13

图7：

十二五期间完成“三交四直”13

图8：

十三五投运的20条特高压线路14

图9：

2015年核准开工的“四交六直”15

图10：

“十三五”特高压加速建设17

图11：

西北特高压投运情况19

图12十三五用电量规划（亿千瓦时）19

图13：

2014-2016降息23

图14：

1997-2016GDPC和CPI同比（季）24

表目录

表1：

电价附加征收标准6

表2：

可再生能源补贴缺口测算7

表3：

特高压输电线路投运历程16

表4：

西北地区2016-2018年即将投运的特高压线路18

表5：

新能源优先上网政策21

表6：

我国各地光伏电站保障性收购利用小时数22

表7：

我国各地风电电站保障性收购利用小时数22

表8：

标的推荐24

表9：

光伏运营标的各指标一览表25

表10：

风电运营标的各指标一览表25

1.风光运营现状及面临的两大问题

1.1.风光装机现状：

总量渐增，增速放缓

今年年初以来市场对风光运营板块普遍持偏空观点，主因是我国风光发电在政策多年大力扶持下，存量装机快速增长，基数较大，从而致增量市场增速放缓，影响行业整体估值。

现有较大规模的新能源装机引发了两个现实的问题：

一方面，国家统筹的可再生能源补贴资金池的入不敷出，开始出现较大缺口；另一方面，西北等地弃风弃光限电近两年逐年递增，尤其在包括甘肃、宁夏、新疆和内蒙古等地。

这两方面原因使得新能源电站运营商的盈利能力受到了明显的压制，从而导致资本市场对行业持谨慎态度。

就风光发电的规模而言，我国风电装机量在2005~2010年之间经历了快速发展阶段，受国家政策激励，风电装机量的增速连续4年保持在100%以上。

2012年之后行业进入常态增长，增速保持在20%~30%之间。

截止2015年累计装机量达到145,362MW。

我国光伏发电起步较晚，同样受政策的大力扶持，光伏装机量的增速在2009-2013年连续5年保持在100%以上，在2011年增速达到峰值246%。

截止2015年，光伏电站装机量的总规模达到43,180MW。

近日国家能源局发布《电力发展“十三五”规划（2016-2020）》，规划十三五期间风电和光伏的新增装机量将超过79GW和68GW。

图1：

2002~2015年我国风电装机量（MW）

图2：

2006~2015年我国光伏装机量（MW）

风光发电在十二五末已分别形成145GW、43GW总装机量，虽然两者占全国总装机比重仍低于5%，但已初具规模。

据电力十三五规划目标，风光电装机的增量空间虽大，但下游开始步入平缓增长阶段。

1.2.现有装机补贴拖欠较为严重

2006年可再生能源颁布以来，我国用以支持风电和太阳能发电为代表的可再生能源快速发展的主要补贴资金来源于可再生能源发展基金—该基金大部分来自于依法征收的可再生能源电价附加（简称“电价附加”），小部分来自于国家财政年度安排的专项资金。

《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》解释了征收电价附加的条件：

除农业和西藏自治区电力消费之外的所有销售电量和企业自发自用的电量都在征收范围之内。

随着我国新能源快速发展，2006年至2012年，电价附加征收标准连续上调三次从0.002元/千瓦时上调至0.008元/千瓦时，涨幅为100%。

2013年后，居民生活和农业生产以外其他用电征收的可再生能源电价附加征收标准不断提高。

《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》（发改价格[2015]3105号）提出，2016年1月1日起非居民和非农业售电的电价附加征收标准提升至0.019元/度。

表1：

电价附加征收标准

1.2.1.可再生能源补贴资金池的理论征收目标

2016年底，国家发改委和能源局联合发布了《电力发展“十三五”规划》，文件预测到2020年全社会用电量为6.8-7.2万亿千瓦时，增长率大约为3.6%-4.8%。

近两年第一产业（农业）用电约占全社会用电量的1.9%，居民生活用电量平均占全社会用电量的12.8%，西藏地区的用电量约占全社会用电的小于0.1%。

据此测算，2020年时约85.2%的全社会用电量将以0.019元/度征收电价附加，12.8%的全社会用电将以0.008元/度征收，总征收补贴区间约为1170.4-1239.3亿元。

1.2.2.可再生能源所需补贴总量

根据《电力发展“十三五”规划》，到2020年底，我国风电累计并网装机容量目标为210GW以上，其中海上风电并网装机容量达5GW。

太阳能装机容量目标为110GW以上，其中地面式和分布式装机容量分别达50GW和60GW。

2016年上半年累计地面光伏电站装机容量已经达约47GW，因此我们判断2020年光伏装机总量将大概率超过110GW。

生物质发电2020年装机容量目标为15GW。

新能源发电补贴将采用退坡机制，我们预计每年风电、光伏和生物质发电的补贴十三五期间将逐年下降。

根据发改委最新《关于调整光伏发电、陆上风电标杆上网电价的通知》，2017年三类光资源区的地面光伏电站上网电价从0.8元/kwh、0.88元/kwh、0.98元/kwh下调至0.65元/kwh、0.75元/kwh和0.85元/kwh。

而2017年分布式光伏电站补贴原则上维持原标准。

但我们预计在退坡机制下，随着光伏系统成本的不断降低，未来存在补贴下调的可能性。

风电方面，根据《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知（发改价格[2015]3044号）》和《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电报告上网电价的通知》，2016年和2018年四类风资源的风电上网价格相比2015年有所下调，2016年调至0.47元/kwh、0.5元/kwh、0.54元/kwh、0.6元/kwh，2018年下调至0.40元/kwh、0.48元/kwh、0.49元/kwh、0.57元/kwh。

根据《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》（发改价格„2010‟1579号）》，生物质发电的上网电价为0.75元/kwh。

我们根据十三五新能源装机规划和补贴政策，分别对光伏、风电和生物质发电需要的补贴做了预测。

其中单位补贴扣除了国网代发的脱硫煤电价，同时针对退坡机制给出了未来几年补贴预测。

在新能源征收补贴可以全部实现的情况下，我们发现2016~2020年补贴缺口依然十分可观，分别为328亿元、413亿元、336亿元、415亿元和368亿元。

表2：

可再生能源补贴缺口测算

图3可再生能源补贴缺口不断增加（亿元）

以上为理论测算，而在目前实际情况下，补贴缺口较理论值会更大——多种因素导致可再生能源征收补贴并不能实现全额征收，如企业自备电厂的存在、部分化石能源企业、工商企业拒绝缴纳可再生能源电价附加、相关法律不完善、可再生能源的补贴资金来源存在歧义等。

“两会”期间，多名全国政协委员在《关于完善可再生能源补贴机制》提案中称，2015年中国可再生能源补贴资金的实际缺口再创新高，累计逾400亿元，平均拖欠时长为1.5-2年。

即便国家发改委上调了征收标准，预计可多征收可再生能源专项资金148亿元，仅能弥补一部分补贴拖欠费用，无法覆盖目前累计的补贴缺口。

补贴缺口逐年累加，根据国家能源局李仰哲副局长称，截至2016年上半年可再生能源补贴缺口累计高达550亿元。

可再生能源配额制和绿色证书交易体制

2016年2月29日和4月22日，国家能源局先后发布了《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（简称《指导意见》）和《关于建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知（意见稿）》，拟施行全国可再生能源配额制度。

可再生能源配额制度指一个国家或地区在法律层面强制要求可再生能源在总发电量中所占的比例，要求电网公司对其全额收购，并对不能满足配额要求的企业处以相应的惩罚。

文件首次对我国消纳可再生能源电力的比重做了强制性规定，全国2020年非化石能源占一次能源消费总量比重达到15%的要求。

2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量，应达到全部发电量的9%以上。

各省行政区域的消纳指标不尽相同。

其中，甘肃、宁夏、新疆等“弃风弃光”现象最为严重的地区，配额指标达到13%，上海、江西等地仅为5%。

我国目前非水新能源发电量仅为全部发电量的4%，与2020年的目标还有一定距离，对相关的企业形成较大的压力。

在文件中，能源局同时提到了拟建立电力绿色证书交易体制，为新能源配额制提供了市场化的解决方案。

绿色证书以实现新能源配额发电量资产证券化为目的，一定程度上可以缓解发电企业的压力并为投资者带来稳定收益。

当绿色证书的价格小于政府罚金的前提下，一方面，电力企业通过直接购买绿色证书来完成配额任务，从而节约成本。

另一方面，完成配额任务的电力企业，在有新能源发电能力有富余的情况下，可以通过出售绿色证书获得营收，从而增加企业盈利能力。

除此之外，绿色证书作为一种投资工具，投资者也可以通过低买高卖实现收益。

新能源配额制度和绿色证书交易体制促进新能源。

综上，国家可再生能源补贴资金池目前存在缺口，按现有征收标准，理论上到2020年补贴缺口将仍然存在但可控。

我们认为：

资金池的持续缺口虽然会一定程度影响企业现金流，但鉴于补贴拖欠等问题涉及国家信誉背书，因此补贴会迟来但不会缺席（第六批可再生能源补贴也将有望于2016年底-2017年初发放，将大大缓解企业财务压力），因此我们认为补贴拖欠不是当前主要矛盾，而可再生能源配额制和绿色证书交易等制度的出台有望在一定程度上缓解新能源发电企业的压力。

1.3.西北装机限电日趋严重

受益于政策大力扶持，我国风电、光伏先后经历了黄金发展期，过去的十多年内，西北等风光资源丰富的地区如内蒙古、新疆和甘肃新能源装机量逐年递增。

截止2015年，三地的累计装机量排名全国前三，分别为2,425万千瓦、1,611万千瓦和1,252万千瓦，占全国风电总装机量的16.7%、11.1%和8.6%，共计36.4%。

这些地区的光资源也非常丰富，甘肃、青海、新疆和内蒙古的光伏装机量在全国排名前四。

截止2015年，该四个省的累计光伏装机量分别为606、564、562和471万千瓦，分别占全国总光伏装机量的14%、13%、13%和11%，总计约51%。

图4：

2015年风电累计并网装机量（万kW）

图5：

2015年光伏电站累计装机量（万kW）

西北风光电站装机总量逐年增大，然而本地的电力消纳有限，十二五期间上述各地区电力外送严重滞后于电源建设，因此近几年来以新疆、甘肃、青海为首的西北地区弃风弃光率一直居高不下。

自2010年开始，弃风问题愈演愈烈，全国平均弃风率长期高于10%。

弃风限电带来的最直接后果就是巨额的经济损失。

2010年至2015年，弃风电量累计达到997亿千瓦时，直接经济损失超过530亿元。

仅2015年的弃风电量就达到339亿千瓦时，直接经济损失超过180亿元。

2015年全国弃风电量为339亿千瓦时，平均弃风率达到15%，平均利用小时数为1,728小时。

装机容量较高的省弃风率较高，集中在东北部的吉林和黑龙江、西北部的甘肃、内蒙古和新疆，弃风率分别为32%、21%、39%、18%和32%。

其中弃风量最高的省为甘肃、内蒙古和新疆，三省的总弃风量占全国弃风量的71.7%。

2016年弃风情况进一步恶化。

2016上半年全国弃风量达323亿千瓦时，与2015年全年弃风量基本持平，平均弃风率上升至21%。

甘肃、内蒙古和新疆三省的弃光率明显增加到47%、30%和45%。

弃风量占全国弃风量的比例继续维持在71%的高位。

第四季度入冬后，甘肃、宁夏、黑龙江等省区的一些风电项目的弃风率更是高达60%以上。

光伏装机方面，情况相近，2015-2016两年存量装机较高的地区弃光率逐年加剧。

2015年全国光伏发电平均利用小时数为1,133小时，相比之下，西北部分地区和新疆平均利用小时数不达全国平均水平，比如甘肃和新疆自治区全年平均利用小时数仅为1,061小时和1,042小时，弃光率高达31%和26%。

2016年一季度弃光程度继续恶化，全国弃光总量达19亿kwh，宁夏、新疆和甘肃三省共弃光18.10kwh，占全国弃光量的95%。

其中新疆和甘肃弃光量分别占全国弃光量的40%和44%，弃光率高达52%和39%。

2016年上半年整体弃光率进一步恶化至19.7%。

在以前没有严重弃光问题的地区比如宁夏和蒙西，部分运营商近段时间也开始出现较为严重的弃光现象，最高可达70%。

2015年多省弃光率未完整披露，根据往年数据，装机大省江苏、河北、陕西和陕西的弃光率均在较低水平。

2016年上半年弃光量18亿千瓦时。

目前市场对售电侧普遍看空，这进一步加剧了市场对新能源装机容量过剩和限电情况的悲观情绪。

综上，我们认为对于新能源发电行业而言，弃风弃光由于其本身的不可追溯性，较之补贴拖欠更为致命，是当前困扰运营商的主要矛盾。

而限电的根本原因在于我国特高压输电网的建设迟滞于电源建设，尤其是西北地区，使得西电东送的能力远没有达到预期的效果。

2016年起随着我国特高压建设大幅提速，2016-2017年分别将有4条、7条特高压密集投运，其中大部分位于弃光限电较严重区域，有望明显缓解电力外送压力，加上各地鼓励新能源优先上网政策陆续出台的叠加共振，我们判断2017年将是弃光限电反转拐点之年，存量光伏电站收益有望逐年改善——在手运营体量较大，且过去几年饱受限电困扰致业绩始终被压制的光伏运营平台，将迎来业绩反转。

2.十三五特高压加速投运，2017风光电站迎来行业拐点

2.1.十三五特高压向西北倾斜

特高压输电网具有远距离、大容量和低损耗等特点，是西电东送的主要途径。

从特高压的发展格局上看，我国“十二五”特高压规划为建设“三横三纵一环网”特高压骨干网架，把内蒙古、陕西、河北的风电、煤电通过三条纵向的特高压通道送往华北、华中和华东；把北部的煤电和西南的水电，通过三条横向特高压通道送往华北、华中和长三角地区，形成西电东送、北电南送的资源配臵格局。

截止2015年，我国完成了两条示范工程特高压线路和“三交四直”的建设，西北地区包括甘肃、内蒙古和新疆等省份初显战略布局。

但是输电容量远不足以完成全部西电东送的要求，十三五期间特高压建设进一步加速中。

图6：

2015年“三横三纵一环网”规划

图7：

十二五期间完成“三交四直”

十三五期间，国家将重点优化西部（西北+川渝藏）、东部（“三华”+东北三省+内蒙古）两个特高压同步电网，形成送、受端结构清晰的“五横五纵”29条特高压线路的格局。

十三五期间，国家电网跨区输电规模从目前的1.1亿千瓦提高到3.7亿千瓦，特高压规划总投资将达到3.3万亿元，特高压建设线路长度和变电容量分别达到8.9万公里和7.8亿千瓦。

“五横五纵”特高压电网的整体布局，包括了十二五期间南网投运的两条特高压示范工程和国网建设的“三交四直”7条线路，同时还包括在建的和已规划的共20条特高压线。

“十三五”期间首先将完成的是大气污染防治计划12条线路中的9条特高压——“四交五直”。

其次，国家将加快建设2015年核准的“四交六直”，除“四交五直”中的8条特高压外，“四交六直”中新增了两条—甘肃酒泉-湖南湘潭、新疆淮东-安徽皖南，从中可以很看出政策向西北地区电力外送的倾斜。

随后，国家将继续建设“五交八直”，除五条已经包含在“四交六直”中的特高压，新纳入8条特高压线路。

最后，扎鲁特--青州的特高压将于2016年8月开始建设。

除了目前已经明确规划或在建的20条特高压线路，2018年前国家电网另有拟开工建设的“十交两直”工程，但具体线路国网尚未披露。

由此，我们判断特高压累积输电容量将会逐年攀升。

图8：

十三五投运的20条特高压线路

图9：

2015年核准开工的“四交六直”

2.2.我国特高压加速建设，2017年迎来风光拐点

2.2.1.全国特高压加速建设

从特高压投运的进程来看，2015年之前特高压的建设相对缓慢,总共投运9条，总输电能力有限。

而根据国网最新规划，2016年起，特高压将加速建设并进入投运快车道。

经我们统计，已开工并计划在2016-2018年投运的特高压高达12条。

以840万千瓦为单条线路输电能力进行保守估算，12条特高压的总输电能力预计超过10,000万千瓦。

其中，2016年已经投运四条，新增输电容量约为3,360万千瓦，其中三条在2016年后半年投运，对输电能力的提升效用主要从2017年开始显现。

2017年将密集投运7条，新增输电容量高达约5,880万千瓦。

2017年特高压累计投运量将为2015末全国存量特高压的2.58倍。

2018年规划投运的特高压线路为一条，输电能力预计约840万千瓦。

值得注意的是，西北较严重限电地区在2016-2018年将会有8条特高压投运，占三年新增总量的2/3；而从输电能力看，2016-2018年限电地区的增量输电能力保守预计为6,720万千瓦，对应2015年前存量的800万千瓦，净增长至少740%，输电能力将大为改善。

而三年中尤以2017年投运最为密集，由此，我们判断2017年有望成为突破西北地区电力外送瓶颈的重要拐点年。

除了12条已经开工或已投运的特高压，按照国家电网规划，在2017-2018年期间仍有8条特高压将陆续审核和开工，保守估计新增输电能力约为6,720万千瓦。

此外，在十三五期间国家电网还将拟开工建设“十交两直”工程。

通常特高压的建设周期约为2年，我们预计大部分“十交两直”工程将在2018-2020年集中投运。

由此我们判断伴随着特高压线路的增加，行业盈利能力将持续性改善，并存在超预期的可能。

表3：

特高压输电线路投运历程

图10：

“十三五”特高压加速建设

2.2.2.限电重灾区特高压重点布局

在已经开工并且将在2016年-2018年投运的12条特高压线路中，以甘肃和宁夏为起点的特高压外送输电通道共有2条。

宁夏省为起始点的输电通道有1条—宁东-浙江。

甘肃省为起始点的线路有1条—酒泉-湖南。

两条线路的总输电能力约为1,680万千瓦。

建成酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工程年输送新能源电量占比达到40%以上。

已经规划但未开工的线路中，以甘肃为起点的特高压有一条为甘肃陇彬—连云港1000千伏特。

内蒙古新增的特高压线路为5条，分别以锡盟、蒙西荆门、上海庙和扎鲁特为起点。

内蒙古的特高压布局主要分布在内蒙古的中部和西部。

保守估计，5条特高压线路的输电能力将超过4,200万千瓦。

已经规划但未开工的线路中，以内蒙古为起点的特高压有3条，分别为荆门-湖南长沙、蒙西-湖北和呼盟-山东青州。

十三五期间新疆也将迎来特高压电网建设的高峰。

淮东-皖南两个±1100千伏特在2016年1月已经开工，预计2018年初可以投运。

淮东-成都特高压工程已经完成前期工作。

根据《新疆电源建设规划（2014-2020）年报告》，到2020年计划建设8个特高压工程，届时疆电外送能力有望达到5,000万千瓦。

可以看出西北地区在2016年-2018年将会新增8条特高压线路，是全国新增特高压数量的四分之三，新增跨省输电能力约为6,800万千瓦。

若已经规划但尚未开工的特高压线路可以顺利推进，十三五期间西北严重限电区可能会有5条新增特高压超预期投运。

因此，特高压电网布局在2016-2020年将会呈现出线路多、容量大和投运快的特点。

截止2016年，整个西北地区仅有一条从新疆哈密-郑州±800千伏特高压在运营，总输电容量为800万千瓦。

而在十三五期间，仅2016-2018年计划投运的8条位于限电区域的特高压，新增输电能力已近6,800万千瓦，是存量的840%。

对于限电重灾区，跨省输电能力将会实现重大突破。

随着“十交两直”在2018年之后陆续投运，我们认为限电率会有明显的降幅，并且逐步实现。

表4：

西北地区2016-2018年即将投运的特高压线路

图11：

西北特高压投运情况

2.2.3.十三五用电需求侧好于预期

从2009年-2015年全社会用电量的增速快速下降，从15%降低至3.1%，并且用电集中的东部多地出现了电力消纳困难的局面，因此市场对未来五年的用电量普遍看空。

但是根据《电力发展“十三五”规划》，预计2020年全社会用电量为6.8-7.2万亿千瓦时，增长率大约为3.6%-4.8%，平均为4.2%，明显好于市场预期。

因此，我们认为特高压的加速投运有望明显改善西电东送的能力，大幅缓解西北地区包括新能源在内的限电问题。

图12十三五用电量规划（亿千瓦时）

综上，当前部分西北地区弃风弃光现象的逐年加剧，究其原因，一方面是由于当地风光累计装机的快速增长，另一方面又受制于本地消纳能力有限以及电力外送线路建设严重滞后，最后还有当地不同电源利益分配的因素，是三者综合作用后的结果。

这其中，我们认为物理层的特高压将起到关键作用。

但是随着国家十三五特高压电网加速建设，多达12条特高压线路有望于2016年下半年到2018年间投运，并且已经规划的8条特高压和“十交两直”将陆续通过审核和开工。

更值得关注的是，本轮特高压密集投运明显倾斜于光伏和风电电站限电重灾区——西北地区2016-2018年将会新增8条特高压线路，占全国新增特高压总数的3/4。

由此我们判断2016年低谷过后新能源电站发电量将在2017年迎来向上拐点，并且行情将伴随特高压陆续并网具有持续性。

3.其他短中长期利好因素

3.1.国家频出利好政策，新能源享受优先上网

国家能源主管部门2015年起就已经开始高度关注日益严重的新能源限电问题，去年以来，已密集出台了一系列政策和配套文件以加强火电机组监管，同时确保新能源优先上网，我们统计了部分重要的文件如下：

表5：

新能源优先上网政策

表6：

我国各地光伏电站保障性收购利用小时数

表7：

我国各地风电电站保障性收购利用小时数

目前，政策已经初见成效，火电增速减缓，占比明显下降，从源头减少了新能源电力外送的主要竞争。

截止2015年底，火电发电量为42,307亿千瓦时，同比下降1.7%，占总发电量的比重下降到73.7%；火电装量为100,554万千瓦，同比增长仅为7.9%，低于全国装机量的增长速度10.6%，占总装机量的比重下降到65.9%。

新能源（包括水电、风电、太阳能发电和核电）总发电量为15,092亿千瓦时，同比增长高达109.6%，占总发电量比重提高至26.3