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一、新能源发电向平价迈进
传统装机仍占主导地位，新能源实现较快增长。截至 2019年11月，全国发电装机容量达18.74亿千瓦，同比增长5.6%。其中，火电装机11.77亿千瓦，增长 4.6%，占发电装机容量的 62.8%；水电3.09亿千瓦，增长1.4%；其他新能源总计3.88亿千瓦，同比增长12.5%。
图1：分类型累计装机容量及同比变化（2019年11月）
图2：分类型累计装机容量占比（2019年 11月）
政策保障可再生能源消纳。2018年10月，发改委、能源局制定发布了《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，提出清洁能源消纳行动的工作目标及具体指标。同时，伴随着 2019年可再生能源配额制的出台，将会促进可再生能源发展的长效机制，一方面能够确保国家能源转型目标实施的可控、可监督；另一方面通过市场机制设计，在当前及“去补贴”后很长时期内能够激发全社会发展可再生能源内驱力。
图3：《清洁能源消纳行动计划（2018-2020）》
二、风电抢装继续，海风蓬勃向上
中国已经成为全球最大风电市场。根据全球风能协会GWEA 数据，我国风电累计装机容量占全球比重从 2000 年的2.0%增长至2018 年的 35.4%。根据中电联，2019 年我国风电新增装机达到25.7GW（+22.6%），累计容量达到210GW。
图4：全国风电装机情况
海上风电蓬勃向上。我国海上风电资源丰富，潜力巨大，且靠近东部负荷中心，就地消纳方便。发展海上风电或将成为我国能源结构转型的重要战略支撑。2018 年我国海风发展提速，新增装机436台容量1.65GW，同比增长42.7%，排名世界第一。截至2018 年底，我国的海风累计装机4.45GW，在建6.47GW，已成为仅次于英国和德国的第三大海上风电国家。
图5：2013-2018年中国海上风电装机情况
图6：我国海上风电发展规划
补贴逐步削减，竞价上网来临。2009年风电上网电价标杆化，四类风能资源区分别定为0.51、0.54、0.58、0.61 元/kwh。能源发展“十三五”规划提出，风电实行补贴退坡机制，到 2020 年与煤电上网电价基本相当。为此，近年来国家多次下调风电上网标杆电价。2018年发改委规定2019年后新增核准项目全部通过竞争方式确定上网电价。
图7：陆上风电上网标杆电价调整（元/kwh）
弃风量和弃风率持续“双降”。2019 年1-9 月，全国弃风电量128亿千瓦时，同比减少74 亿千瓦时；全国风电利用率95.8%，平均弃风率4.2%，弃风率同比下降3.5个百分点。
图8：2013-2019年全国红六省弃风率情况
限电改善显著，三北解禁贡献增长。2017 年甘肃、新疆等六省被列为红色预警区域，规定不得核准建设新项目。受益于西部用电增长、火电灵活改造、外输通道建成等因素，弃风现象明显改善，区域解禁逐步打开。2019 年度风电投资监测预警结果显示，三北地区中黑龙江由橙色转成绿色，吉林由红色转成绿色，为风电装机贡献增长潜力。
图9：近年限电改善，红色区域解禁
政策密集出台，平价加速到来。2019年4月，能源局公布《2019年风电、光伏发电建设管理有关要求》征求意见，提出优先开展平价上网风电项目推进，并在确定 2019 年第一批平价上网项目名单之前，暂不组织需要补贴项目的竞争配置工作。2019 年5 月，发改委发布《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》，将风电标杆上网电价改为指导价格，新核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。
陆风2021年平价开启，倒逼存量项目建设提速。发改委规定，对于“2018 年底之前核准、2020 年底前未完成并网”、“2019 年至 2020 年底前核准、2021 年底前未完成并网”的陆风项目，国家将不再补贴；2021年1月1日起新核准的陆风项目全面实现平价上网。根据彭博统计，目前国内已核准尚未开工的项目 58GW，开发商已宣布开发计划的项目59GW。同时，随着分布式、北方大基地等平价项目的加速推进，项目储备丰富，可支撑未来几年国内风电装机容量增长。
图10、风电平价上网加速到来
三、风电：抢装继续，增长稳健
2019年12月，我国风电新增装机为 9.3GW，同比增长144.2%；累计新增装机达到 25.7GW，同比增长 22.6%，抢装推动装机稳健增长。根据彭博新能源的统计数据显示，目前国内已核准尚未开工的项目为58GW，开发商已宣布开发计划的项目为59GW。同时，随着分布式、北方大基地等平价项目的加速推进，项目储备丰富，可支撑未来几年国内风电装机容量增长。基于谨慎偏乐观假设，我们预计2020年新增装机并网量有望接近30GW。
图11、风电新增装机单月情况（GW）
图12、风电新增装机累计情况（GW）
四、部分区域内能源消纳仍面临一定挑战
资源和需求逆向分布。风光资源大部分分布在“三北”地区，水能资源主要集中在西南地区，而用电负荷主要位于中东部和南方地区，由此带来的跨省区输电压力较大。清洁能源高速发展与近年来用电增速不匹配。近年来风电、光伏发电的装机整体保持着较快的增长速度，远超全社会用电量的增速，供需不匹配问题造成了较大的消纳压力。我国电力系统尚不完全适应如此大规模波动性新能源的接入。风电、光伏发电存在比较大的波动性，大规模并网后，给电力系统的调度运行带来了较大挑战。
五、建议及对策
1. 发电成本仍有下降空间，“绿证+消纳保障机制”加速落地竞价上网推动新能源开发模式精细化。竞价上网制度是政府通过招标的方式，确定最低中标价为项目的上网电价，且该电价保持若干年不变。在竞价上网后，风资源价值优势相对降低，企业能力、设备先进性、技术方案和申报电价等成为竞争要素。电价是影响企业盈利能力的关键因素，整体的设计方案、机型先进性的目的都是实现低电价。新能源开发模式会向精细化发展，开发企业会谨慎对待项目开发各个阶段，项目决策也会更加科学、慎重。新能源市场发展到适当阶段引入市场竞争机制，引导新能源企业转变粗放式装机模式，投资更加注重高品质、高效益的装机。
2、“消纳保障机制”正式落地，促进新能源发电消纳。2019年5月，国家发改委、国家能源局联合下发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，明确 2020年之后，除西藏地区外，全国各省每年要按照省内可再生能源发电能力和可再生能源电力输入承接能力，承担一定比例的可再生能源消纳任务。可再生能源总量消纳（含水电）和非水电可再生能源消纳分别设置任务权重。《通知》要求各省级能源主管部门对照 2018年消纳责任权重开展自我核查，2019年模拟运行并对市场主体进行试考核。自2020年1月1日起，全面进行监测评价和正式考核。
3、“绿证+消纳保障机制”有效改善企业现金流。在消纳保障机制强制分配制度下，义务个体必须优先完成消纳责任权重。义务个体和新能源发电企业之间进行绿证交易，可以随着电量电费结算实现资金流快速周转。目前，可再生能源企业补贴退坡和拖欠困境下，通过绿证交易，可再生能源发电企业补贴资金的快速入账，有效改善企业的现金流和经营状况。
