分散式風(fēng)電經(jīng)濟性測算及商業(yè)模式分析一、分散式風(fēng)電成長動因：產(chǎn)業(yè)與政策新均衡二、政策紅利密集：豁免競價參與資源競爭三、分散式風(fēng)電項目經(jīng)濟性測算四、分散式平價上網(wǎng)壓力測試五、分某省市場化交創(chuàng)新六、風(fēng)電進入第三輪行業(yè)成長一、分散式風(fēng)電成長動因：產(chǎn)業(yè)與政策新均衡分散式風(fēng)電成長動因：產(chǎn)業(yè)與政策新均衡分散式風(fēng)電不是舶來品?！氨镜仄胶?、就近消納”是分散式風(fēng)電最重要的特征，其試點、成長、擴徑與大型風(fēng)電基地截然相反。從能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展形態(tài)看，分散式風(fēng)電是國內(nèi)風(fēng)電發(fā)展到一定規(guī)模、電力系統(tǒng)需要重新建立新秩序、開發(fā)企業(yè)尋求新的利潤增長點、政策引導(dǎo)行業(yè)建立新均衡的結(jié)果。集中式風(fēng)電站經(jīng)過二十年發(fā)展，已形成酒泉、蒙西、蒙東、冀北、吉林、黑龍江、山東、哈密、江蘇等9個大型現(xiàn)代風(fēng)電基地。風(fēng)電裝機規(guī)模也從2005年12GW擴1.87億千瓦（吊裝容量），風(fēng)電裝機規(guī)模、風(fēng)電發(fā)電量大規(guī)模擴張，與此同時也帶來棄風(fēng)限電問題，風(fēng)電并網(wǎng)消納與某著名企業(yè)通道資源不足、輔某省市場不健全、電力系統(tǒng)調(diào)峰能力不足、就地消納規(guī)模有限等問題制約。圖表1：國內(nèi)風(fēng)電裝機仍處于上行通道圖表2：風(fēng)電發(fā)展20年經(jīng)歷兩個成長，明顯分散式風(fēng)電政策支持密度高，扶上一程自2011年國家能源局出臺支持政策，分散式風(fēng)電項目正在多個區(qū)域落地。2012年18個分散式項目獲得核準，是首批分散式發(fā)電項目。國內(nèi)分散式風(fēng)電裝機規(guī)模3GW左右，占比不足2%。但開發(fā)自去年開始。國內(nèi)已經(jīng)有河南、河北、山西、遼寧、內(nèi)蒙古、湖南、貴州、江蘇等地開始布局分散式風(fēng)電項目，超過8GW。其中，河北計劃2018-2020年開發(fā)分散式接入風(fēng)電4.3GW，河南“十三五”擬建2.1GW分散式風(fēng)電，山西“十三五”分散式風(fēng)電項目開發(fā)建設(shè)規(guī)模達987.3MW，陜西、安徽、黑龍江等地也在要某省市縣做資源摸底，部分確定投資主體。試點項目裝機規(guī)模（MW）1墩梁4.9524.953榆樹灣4.954狼兒溝0.95紅柳溝10617白灣子18東河橋4.519河莊4.9510觀口臺4.95圖表3：第一批部分分散式風(fēng)電示范項目分散式風(fēng)電支持政策密度高序號文件下發(fā)時間發(fā)文機構(gòu)核心內(nèi)容1關(guān)于分散式接入風(fēng)電開發(fā)的通知2011年7月國家能源局首次明確分散式風(fēng)電開發(fā)的主要思路與邊界條件2關(guān)于分散式接入風(fēng)電項目開發(fā)建設(shè)指導(dǎo)意見的通知2011年11月國家能源局明確分散式接入風(fēng)電項目的定義、接入電壓等級、項目規(guī)模3可再生能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃2012年8月國家發(fā)改委可再生能源集中開發(fā)與分散利用相結(jié)合4國務(wù)院關(guān)于印發(fā)能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃的通知2013年1月國務(wù)院堅持集中與分散開發(fā)利用并舉5能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020年）2014年6月國務(wù)院南方和中東部為重點，大力發(fā)展分散式6能源十三五規(guī)劃2016年12月國家發(fā)改委、能源局加大中東部地區(qū)和南方地區(qū)資源勘探開發(fā)，優(yōu)先發(fā)展分散式風(fēng)電7電力十三五規(guī)劃2016年11月國家發(fā)改委、能源局加快中東部及南方等消納能力較強地區(qū)的風(fēng)電開發(fā)力度8風(fēng)電十三五規(guī)劃2016年11月國家能源局因地制宜推動接入低壓配某著名企業(yè)的分散式風(fēng)電開發(fā)建設(shè)9可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃2016年12月國家發(fā)改委全面推進中東部和南方地區(qū)風(fēng)能資源的開發(fā)利用10關(guān)于加快推進分散式接入風(fēng)電項目建設(shè)有關(guān)要求的通知》2017年6月國家能源局文件并規(guī)范分散式風(fēng)電建設(shè)標準112018年能源工作指導(dǎo)意見2018年3月國家能源局優(yōu)先發(fā)展分散式風(fēng)電和分布式光伏發(fā)電12分散式風(fēng)電項目開發(fā)建設(shè)暫行管理辦法2018年4月國家能源局明確分散式風(fēng)電并網(wǎng)接入、金融支持、核準等條件分散式風(fēng)電政策不斷迭代，并網(wǎng)消納擴圍至110KV2011年是國內(nèi)分散式風(fēng)電發(fā)展的起點，反觀政策出臺的歷程，分散式風(fēng)電管理辦法不斷迭代，其中接入電壓等級范圍不斷調(diào)整。與2017年5月國家能源局文件要求不同，最新管理辦法將并網(wǎng)消納范圍擴圍至110kv，分散式風(fēng)電獲得更大的消納范圍和更大的裝機成長空間。回顧分散式風(fēng)電系列管理辦法發(fā)現(xiàn)：2011年國家能源局下發(fā)《關(guān)于分散式接入風(fēng)電開發(fā)的通知》、《關(guān)于分散式接入風(fēng)電項目開發(fā)建設(shè)指導(dǎo)意見的通知》，分散式風(fēng)電項目可以接入110kv、66kv電壓等級線路，可以在更大的范圍內(nèi)消納；但2017年5月國家能源局下發(fā)《關(guān)于加快推進分散式接入風(fēng)電項目建設(shè)有關(guān)要求的通知》（國能發(fā)新能〔2017〕3號）明確提出，接入電壓等級應(yīng)為35千伏及以下電壓等級；向110千伏（66千伏）及以上電壓等級送電。圖表4：分散式風(fēng)電裝機規(guī)模不超過5萬圖表5：分散式風(fēng)電裝機規(guī)模不超過5萬千瓦

圖表6：內(nèi)蒙古分散式風(fēng)電并網(wǎng)標準更為嚴苛2017年12月內(nèi)蒙古下發(fā)“十三五”第一批22個、15萬千瓦分散式風(fēng)電項目，根據(jù)《內(nèi)蒙古“十三五”分散式風(fēng)電項目建設(shè)方案》，分散式風(fēng)電項目開發(fā)建設(shè)應(yīng)按照“統(tǒng)籌規(guī)劃、分步實施、本地平衡、就近消納”的原則推進應(yīng)。蒙東分散式風(fēng)電并網(wǎng)標準更嚴苛：確接入電壓等級在35千伏以下，蒙東地區(qū)沒有35kv電壓等級，只能接入10kv及以下。分散式風(fēng)電發(fā)號令：項目開發(fā)建設(shè)暫行管理辦法行業(yè)啟動元年，新政落地。4月16日，國家能源局《分散式風(fēng)電項目開發(fā)建設(shè)暫行管理辦法》，分布式風(fēng)電項目推進發(fā)號令。多種方式并網(wǎng)。分散式風(fēng)電項目在申請核準時可選擇“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”或“全額上網(wǎng)”中的一種模式，項目自發(fā)自用部分電量不享受國家可再生能源發(fā)展基金補貼。并網(wǎng)最高電壓等級提高至110KV。此前文件規(guī)定，分散式風(fēng)電接入電壓等級應(yīng)為35千伏及以下電壓等級；向110千伏（66千伏）及以上電壓等級送電。接入35千伏及以下電壓等級開辟綠色通道；110千伏（東北地區(qū)66千伏）電壓等級接入系統(tǒng)設(shè)計和管理按照集中式風(fēng)電場執(zhí)行，且只有一個接網(wǎng)點，50mw規(guī)模上限。簡化審批流程，首次嘗試“核準承諾制”，接入35千伏及以下項目某著名企業(yè)限時接入。國家能源局鼓勵各地試行項目核準承諾制，降低項目前期成本。三個核心審批組件：場址規(guī)劃、土地預(yù)審、某著名企業(yè)接入。鼓勵開發(fā)企業(yè)將位于同一縣域內(nèi)的多個某著名企業(yè)接入點的風(fēng)電機組打捆成一個項目統(tǒng)一開展前期工作，辦理相關(guān)支持性文件，進行項目前期工作和開發(fā)建設(shè)。二、政策紅利：豁免競價參與資源競爭

競價獲取資源裝機規(guī)模消納方式指標管理投資規(guī)模資源分布某著名企業(yè)接入審批方式配套接入工程可再生能源補貼開發(fā)原則分散式風(fēng)電否6MW—50MW就近接入、在配某著名企業(yè)內(nèi)消納不受指標管理7000元/千瓦左右中東部、南方110千伏及以下核準承諾制原則不新建自發(fā)自用沒有補貼，其他有先找接入點、負荷再找風(fēng)資源集中式風(fēng)電是不受限大規(guī)模外送受指標管理6500元/千瓦左右三北地區(qū)110千伏（66千伏）以上下放地方，核準制新建送出線路有先找風(fēng)，再找負荷圖表7：分散式風(fēng)電與集中式風(fēng)電區(qū)別

項目規(guī)模投資規(guī)模運營主體某著名企業(yè)接入消納方式資源分布上網(wǎng)電價財政補貼分散式風(fēng)電單體規(guī)模MW級，不超過50MW7000-8000元/千瓦專業(yè)公司110KV及以下就近消納自發(fā)自用余電上網(wǎng)中東部和南方某省市場交易有分布式光伏單體規(guī)模KW級，最高不超過20MW6000元/千瓦左右，甚至更低用戶或?qū)I(yè)公司110kv及以下全額上網(wǎng)自發(fā)自用余電上網(wǎng)范圍廣某省市場交易有政策紅利：豁免競價分配資源分散式風(fēng)電豁免競價，將貢獻新裝機。5月24日，國家能源局下發(fā)關(guān)于2018年度風(fēng)電建設(shè)管理有關(guān)要求的通知，受限于補貼壓力，國家能源管理部門調(diào)整風(fēng)電資源分配方式，試水競價分配風(fēng)電資源，加速風(fēng)電平價上網(wǎng)，提高行業(yè)競爭力。按照風(fēng)電管理新政，從2019年某省市（自治區(qū)某省市）新增核準的集中式陸上風(fēng)電項目和海上風(fēng)電項目應(yīng)全部通過競爭方式配置和確定上網(wǎng)電價。文件并明確：“分散式風(fēng)電項目可不參與競爭性配置，逐步納入分布某省市場化交?！比詧?zhí)行標桿電價政策。圖表8：從行政審批分配資源到競價分配資源風(fēng)電競價分配資源不同于“光伏領(lǐng)跑者計劃“風(fēng)電競價獲取資源與光伏領(lǐng)跑者不同，競爭的不是開發(fā)權(quán)。風(fēng)資源的配置并非一刀切全部由競價確定投資主體，項目開發(fā)分兩個類別。第一類，開發(fā)商仍可以選擇與地方政府簽訂開發(fā)協(xié)議，并獲得項目開發(fā)權(quán)，與以往項目核準方式不同是，項目運營方需要通過競價方式確定是否進入所在地區(qū)建設(shè)方案，競價帶來上網(wǎng)電價下調(diào)，項目核準的時間表可能會受到影響。第二類項目，由政府主導(dǎo)開發(fā)，地方政府負責項目測風(fēng)、勘測、選址、土地規(guī)劃、并網(wǎng)消納，采取以競價方式確定投資主體。此類項目與光伏領(lǐng)跑者模式相似，考慮價格、企業(yè)競爭力等因素遴選投資主體。在政策退坡同時，降低非技術(shù)成本，配額制托底。在競價帶來補貼退坡的同時，政策面極力為風(fēng)電營造良好發(fā)展環(huán)境：（1）提高風(fēng)電利用小時數(shù)，嚴格落實風(fēng)電外送和消納；（2）取消資源費、路條費等附加成本，降低行業(yè)非技術(shù)成本，加速推進行業(yè)平價上網(wǎng)、提高行業(yè)競爭力；（3）實行嚴格的配額制。目的是剔除風(fēng)電非技術(shù)成本，發(fā)現(xiàn)風(fēng)電真實成本，對沖因競價帶來的收益下滑，并通過配額制托底，通過約束機制提高地方政府新能源項目開發(fā)積極性，保證某著名企業(yè)外送和消納。項目核準程序可能縮減某省市出臺的《政府核準的投資項目目錄》（2017年本），分散式風(fēng)電項目核某省市、縣發(fā)改委部門范疇，項目的主要支持性文件三個：國土部門出具風(fēng)電項目的土地預(yù)審批復(fù)、規(guī)劃部門出具的風(fēng)電項目規(guī)劃選址批復(fù)、某著名企業(yè)接入意見。按照國家能源局要求，各地規(guī)劃、核準分散式風(fēng)電項目需向國家能源局報備。一般項目申報到核準2-3個月?？s減并網(wǎng)流程。某著名企業(yè)企業(yè)受理并網(wǎng)申請后20個工作日內(nèi)出具接入系統(tǒng)方案；受理并網(wǎng)調(diào)試申請后，10個工作日內(nèi)完成關(guān)口電能計量裝置安裝服務(wù)，隨后10個工作日內(nèi)組織并網(wǎng)調(diào)試，調(diào)試通過后直接轉(zhuǎn)入并網(wǎng)運行。圖表9：分散式風(fēng)電項目開發(fā)流程和步驟集中式風(fēng)電項目審批鏈條漫長風(fēng)電項目獲得核準首選需要列入國家能源局項目核準某省市擬申報國家風(fēng)電項目增補計劃，由項目投資單位向所在縣、區(qū)發(fā)展改革局提交書面申請報告，同時提供數(shù)十項項支持性文件?？h區(qū)發(fā)展改革局初審后某省市發(fā)展改革某省市發(fā)展改革委會同有關(guān)部門審查，逐某省市級發(fā)展改革委核準。不公開不透明，貪腐案高發(fā)區(qū)。在國務(wù)院簡政放權(quán)之前，風(fēng)電項目的審批、核準需上報國家投資管理部門，審批涉及的部門和流程冗長繁雜，審批各個環(huán)節(jié)都是企業(yè)公關(guān)、做工作的對象，投資審批權(quán)、價格、資金管理權(quán)過于集中，貪腐重災(zāi)區(qū)。圖表10：集中式風(fēng)電項目開發(fā)流程和步驟補貼擬優(yōu)先安排、不受指標管理《分散式風(fēng)電項目開發(fā)建設(shè)暫行管理辦法》某著名企業(yè)企業(yè)按月（或雙方約定）與分散式風(fēng)電項目單位（含個人）結(jié)算電費和轉(zhuǎn)付國家補貼資金，按分散式風(fēng)電項目優(yōu)先原則做好補貼資金使用預(yù)算和計劃，保障國家補貼資金及時足額轉(zhuǎn)付到位。國家能源局《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃實施的指導(dǎo)意見》：分散式風(fēng)電嚴格按照有關(guān)技術(shù)規(guī)定和規(guī)劃執(zhí)行，不受年度建設(shè)規(guī)模限制。補貼補錄啟動申報時間目錄公布時間覆蓋項目第一批2012/6/1第二批2012/9/1第三批2012/12/1第四批2013/2/1第五批2013/9/12014/8/12013年8月底前并網(wǎng)項目第六批2016/1/12016/8/12015年2月底前并網(wǎng)項目第七批2017/3/202018年6月2016年3月底前并網(wǎng)項目圖表11：可再生能源十三五指導(dǎo)意見明確不受指標限制圖表12：可再生能源補貼目錄下放情況三、分散式風(fēng)電項目經(jīng)濟性測算分散風(fēng)電高受益率，資產(chǎn)價值重估低風(fēng)速技術(shù)、棄風(fēng)限電措施（政治任務(wù)）推進，行業(yè)發(fā)展具備良好外部環(huán)境。根據(jù)調(diào)研和測算，一些風(fēng)資源優(yōu)質(zhì)的區(qū)域分散風(fēng)電項目收益率在15%左右。以內(nèi)蒙古某21MW分散式風(fēng)電項目為例，該項目并網(wǎng)超過一年，折合前發(fā)電利用小數(shù)3300-3400小時，超過去年全國平均利用小時數(shù)1452小時（全國平均1948小時）。財務(wù)數(shù)據(jù)分析顯示，2017年發(fā)電項目毛利率75%，凈利率高達59%；凈資產(chǎn)收益率38%。項目裝機容量（MW)發(fā)電利用小時數(shù)（小時）上網(wǎng)電價（元/千瓦時，含稅）毛利率（%）凈利率(%)ROE(%)指標213300-34000.5275%59%38%圖表13：內(nèi)蒙古某21MW分散式風(fēng)電項目經(jīng)濟指標來源：華創(chuàng)證券測算分散式風(fēng)電經(jīng)濟性，需要從營業(yè)收入、成本兩個維度拆分。營業(yè)收入主要則是電費收入、財政補貼，電費收入取決于項目裝機規(guī)模、發(fā)電利用小時數(shù)、上網(wǎng)電價；風(fēng)電成本主要是折舊攤銷、運維費、管理費、財務(wù)費用、稅費成本、其他成本。除折舊攤銷外，財務(wù)費用是最大的一項成本支出。我們對該10MW風(fēng)電項目的運營情況做出以下假設(shè)：（1）建設(shè)期為6個月，生產(chǎn)經(jīng)營期20年，財務(wù)評價計算期采用21年；（2）折舊期18年，殘值為零；（3）年發(fā)電利用小時數(shù)2500小時；（4）工程建設(shè)第一年末風(fēng)電機組全部安裝完畢，從2年開始全部投入發(fā)電；（5）根據(jù)目前風(fēng)電項目投資情況，工程投資總額7000萬元（單位千瓦工程投資7000元）；（6）自有資金為投資額20%，其余部分銀行貸款或其他融資渠道；還貸資金來源包括風(fēng)電場未分配利潤、折舊費用等。圖表14：風(fēng)電場主要成本構(gòu)成：折舊費、財務(wù)費用是核心風(fēng)電項目經(jīng)濟測算模型

序號項目假設(shè)經(jīng)濟測算指標1裝機規(guī)模（兆瓦）10項目投資總額（萬元）75002建設(shè)期（月）6營業(yè)收入總額（萬元）24358.973投資估算（萬元）7000營業(yè)總成本費用（萬元）14087.284生產(chǎn)經(jīng)營期（年）20稅金及附加（萬元）414.15折舊期（年）18營業(yè)利潤（萬元）11928.106年發(fā)電利用小數(shù)（小時）2500凈利潤總額（萬元）9455.087項目資本金投資占比20%總投資收益率（ROI)10.72%8貸款規(guī)模（萬元）6000資本金凈利潤率（ROE）33.77%9發(fā)電量（萬千瓦時）2500投資利潤率8.52%10上網(wǎng)電價（元/千瓦時，含稅）0.57項目投資（稅前）財務(wù)收益率15.24%11上網(wǎng)電價（元/千瓦時，不含稅）0.487項目投資（稅后）財務(wù)收益率13.99%12電費收入（萬元）1217.95凈現(xiàn)值（萬元）3059.7813五年以上借款利率5.39%靜態(tài)投資回收期（年）6.2314貸款期限（年）15動態(tài)投資回收期（年）9.2215總投資額（萬元）7000項目資本金收益率31.95%圖表15：風(fēng)電項目經(jīng)濟指標測算ROE、IRR與利用小時數(shù)、上網(wǎng)電價、工程造價關(guān)系圖表5：風(fēng)電ROE、IRR與發(fā)電利用小時數(shù)成正相關(guān)關(guān)系圖表6：風(fēng)電ROE、IRR與上網(wǎng)電價成正相關(guān)關(guān)系圖表7：風(fēng)電ROE、IRR與工程造價成負相關(guān)關(guān)系圖表8：LCOE(風(fēng)電全生命電成本)隨工程造價下降降低來源：華創(chuàng)證券來源：華創(chuàng)證券項目收益敏感性分析變化幅度（%）發(fā)電利用小時數(shù)（小時）項目收益率（IRR）同比變化-10%22509.76%-14.80%-5%237510.61%-7.38%0250011.46%0.00%5%262512.30%7.37%10%275013.15%14.71%變化幅度（%）上網(wǎng)電價（元/千瓦時）項目收益率（IRR）同比變化-10%0.5139.76%-14.81%-5%0.541510.61%-7.39%基準0.5711.46%0.00%5%0.598512.30%7.36%10%0.62713.15%14.70%裝機成本項目收益率（IRR）同比變化-10%675013.14%14.64%-5%712512.26%6.93%基準750011.46%0.00%5%787510.74%-6.29%10%825010.09%-12.00%圖表16：項目收益與發(fā)電利用小時數(shù)敏感性分析圖表18：項目收益與工程造價敏感性分析圖表17：項目收益與上網(wǎng)電價敏感性分析四、風(fēng)場成本拆分：風(fēng)機設(shè)備成本變化影響度電成本陸上風(fēng)電總承包投資成本在7000-8000元/KW。為了明確風(fēng)電技術(shù)發(fā)展的方向，了解風(fēng)電場投資成本的下降潛力，有必要對風(fēng)電項目的成本構(gòu)成進行分解。風(fēng)電場裝機成本主要由設(shè)備及安裝工程費用、建筑工程費用、施工輔助工程費用等七個部分組成。其中，設(shè)備及安裝工程成本占比75%左右，建筑工程成本占比13%左右，其他費用占比6%左右，三類成本構(gòu)成了風(fēng)電廠投資成本的大頭。圖表13：風(fēng)電場成本構(gòu)成來源：華創(chuàng)證券目前，設(shè)備及安裝工程費用中成本最高的是發(fā)電設(shè)備，占比在90%左右。在整個發(fā)電設(shè)備的構(gòu)成中，風(fēng)電機組是重中之重，占比超過60%。其次是塔筒，占比接近30%?？梢源笾掠嬎愠鲲L(fēng)機采購成本基本上占到一個項目總投資成本的42.31%（76.26%*89.27%*62.15%），塔筒的采購成本基本上占到一個項目總投資成本的19.61%（76.26%*89.27%*28.81%）?？梢哉f，風(fēng)機和塔筒價格高低在一定程度上決定著風(fēng)電場的度電成本。圖表14：風(fēng)電場設(shè)備及安裝工程成本構(gòu)成來源：華創(chuàng)證券項目占比發(fā)電廠工程66.79%升壓變電站工程2.97%交通工程10.42%房屋建筑工程7.68%其他工程12.14%合計100%建筑工程費用約占總成本的13%。國內(nèi)陸上風(fēng)電可以根據(jù)所在地區(qū)的地貌特征簡單分為平地、山地、沿海風(fēng)電幾個類型。建筑工程成本最低的當然是西部平地，因為大面積的荒灘是無需平整的，再高一點是中東部的平地，雖然地是平的，但征地費用會高一些，再高一點是山地風(fēng)電，不僅要征地，砍樹還要修盤山路運配件上山，沿海風(fēng)電的灘涂雖然征地費用低，但由于地基的軟硬和基層的深度不一，風(fēng)機基礎(chǔ)的造價會相應(yīng)高一些。圖表15：風(fēng)電場各項建設(shè)成本構(gòu)成來源：華創(chuàng)證券來源：華創(chuàng)證券風(fēng)電項目投資決策經(jīng)驗判斷（1）測算回收年限“七上八下”。假設(shè)項目工程造價7800元/千瓦，年小時數(shù)2400小時，電價0.57元/千瓦時，在不考慮運營成本、資金成本前提下，測算單位千瓦回收。如果低于7年，項目具有開發(fā)價值，如果大于8不具有投資價值，簡而言之“七上八下”。（2）測算度電造價水平。單位千瓦工程造價/（發(fā)電利用小時*1千瓦），計算值一定要低于3元/千瓦時，三北地區(qū)是2塊大限，如7500元/千瓦投資項目，發(fā)電小時數(shù)必須2500小時；南方地區(qū)低于3塊錢/千瓦。（3）提高收益需要從發(fā)電小時數(shù)和電量兩個方向入手。發(fā)電小時數(shù)每提升100小時，或者度電成本下降500元，度電成本下降1.8分錢，增加發(fā)電量帶來的收益增加大于工程造價下降。五、分散式平價上網(wǎng)壓力測試：平價并不遙遠分散式平價上網(wǎng)壓力測試：平價并不遙遠風(fēng)電發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)并不遙遠。風(fēng)電標桿電價與燃煤標桿電價相比價差仍較高，國家能源管理部門希望產(chǎn)業(yè)鏈上下游共同分攤競價上網(wǎng)---平價上網(wǎng)帶來的壓力。分散式風(fēng)電因低風(fēng)速風(fēng)機技術(shù)進步、就地消納等，其發(fā)電利用小時數(shù)提升，更具有競爭力。圖表19：2018年四類資源區(qū)風(fēng)電標桿電價與燃煤電價價差0.15元左右圖表20：政策驅(qū)動下國內(nèi)標桿電價不斷下調(diào)以二類資源區(qū)為例，上網(wǎng)電價為燃煤標桿電價0.3035元/千瓦時，取工程造價6500元/千瓦，不考慮資源稅費、路條費等減少。經(jīng)濟測算模型顯示，當發(fā)電利用小時數(shù)為3000、3100小時，項目凈現(xiàn)值為負值，項目不具備開發(fā)的經(jīng)濟條件；當發(fā)電利用小時數(shù)為3200小時，凈現(xiàn)值為正值，收益率仍在8%以上；3300-3400小時，收益水平繼續(xù)抬升。如果保持發(fā)電利用小時數(shù)3200小時不變，在工程造價不斷下降的前提下，項目收益率不斷提高。利用小時3200小時，0.3035元/度，實現(xiàn)正凈現(xiàn)值，IRR在8%以上圖表21：蒙東風(fēng)電項目平價上網(wǎng)，收益率隨發(fā)電小數(shù)增加提高

圖表22：蒙東風(fēng)電項目IRR隨工程造價下降而提升分散式風(fēng)某省市場主體多傳統(tǒng)油氣（新奧、BP）、煤炭開采（同煤）、機械制造（金風(fēng)、天順）跑純財務(wù)投資者集聚，資金成本低，“門口的野蠻人”地方政商資源擁有者民營企業(yè)是主力，不乏五大電力、華潤、中廣核等企業(yè)的身影五大四小傳統(tǒng)運營主體傳統(tǒng)企業(yè)、財務(wù)投資新玩家圖表23：非五大四小投資主體在新增風(fēng)電裝機中占比不斷增加圖表24：分散風(fēng)電項目中某著名企業(yè)參與的規(guī)模增加序號項目裝機容量（MW)項目業(yè)主1大唐鄢陵旅游景觀分散式風(fēng)電場1.1大唐河南公司崗發(fā)電公司2華某著名企業(yè)睢陽區(qū)20MW分散式風(fēng)電項目2華某著名企業(yè)3中廣核永城散式風(fēng)電場1.2中廣核新能源河南分公司6北京天華成長垣縣20MW分散式風(fēng)電場2國家某著名企業(yè)7華潤電力登封20MW分散式風(fēng)電項目2華某著名企業(yè)8河南華電安陽滑縣20MW分散式風(fēng)電場2中國華電集團河南分公司9三峽新能某省市100MW分散式風(fēng)電場3某著名企業(yè)華東分公司10北京天華成長垣縣20MW分散式風(fēng)電場2國家某著名企業(yè)11華潤電力登封20MW分散式風(fēng)電項目2華某著名企業(yè)12河南華電安陽滑縣20MW分散式風(fēng)電場2中國華電集團河南分公司13北京天華成長垣縣20MW分散式風(fēng)電場2國家某著名企業(yè)六、分某省市場化交創(chuàng)新市場交散式風(fēng)電帶來新契機從被動管理到主動參與?；陔娏w制改革推動，分布某省市場化交可能，分布式能源在被動接受調(diào)度指令管理多年之后，可以主某省市場交易。2017年11月，發(fā)改委、能源局發(fā)布《分布某省市場交通知》。隔墻售電合法合規(guī)。在滿足相關(guān)技術(shù)條件下，在110kv電壓等級之內(nèi)可以選擇就近銷售電量，“隔墻售電”成為可能，并獲得合法的售電資質(zhì)，集發(fā)售（電）于一體。某省市場化改革里程碑。在“放開兩頭，管住中間”的思路下，分布式能源作某省市場主體參某省市場競爭，對于分散式風(fēng)某省市場化帶來新的發(fā)展契機。圖表25某省市場新運行形態(tài)為新能源創(chuàng)造新商業(yè)模式政策要點分析與以前分布式電源相關(guān)政策相比，明確了最高電壓等級為110kV，最大容量為50MW；兩類：35kV及以下，20MW及以下；110kV及以下,20MW至50MW。一是允某省市場化交點項目接入電壓等級提高到110kV，容量提高到5萬kW。文件提出了“分布式光伏發(fā)電和分散式風(fēng)電”，但均未提分布式天然氣發(fā)電，導(dǎo)致政策出現(xiàn)盲點，各利益方解讀不一致；但由于沒有明文禁止，很難排除上報分布式天然氣發(fā)電項某省市場化交獲批的可能性。二是明確分布式光伏發(fā)電和分散式風(fēng)電可某省市場化交，但未明確是否允式天然氣發(fā)某省市場化交，出現(xiàn)政策盲點。對于直接交著名企業(yè)企業(yè)代售兩種模式，某著名企業(yè)公司只收取“過網(wǎng)費”。“過網(wǎng)費”核定前的收取標準是按電力用戶接入電壓等級某省市級某著名企業(yè)公共網(wǎng)絡(luò)輸配電價扣減分布某省市場化交最高電壓等級的輸配電價；三是規(guī)定了參與試點項目可采用直接交易、某著名企業(yè)企業(yè)代售、某著名企業(yè)企業(yè)標桿電價收購三種交，以及“過網(wǎng)費”在核定前的收取標準。在省級電力交建設(shè)分布某省市場化交省市電力交牽頭負責試點交工作，完善交和管理規(guī)某省市級電力交上建設(shè)分布某省市場化交某省市場成員管理、交、合同管理、結(jié)算管理等功能，某著名企業(yè)公司不某省市（縣）公司組建交，保持現(xiàn)有電費結(jié)算方式不變。四某省市（縣）級某著名企業(yè)區(qū)域分布式發(fā)電交。試點地區(qū)某省市級電力交省市（縣）級某著名企業(yè)區(qū)域分布式發(fā)電交子模塊某省市級電力交的指某省市（縣）級電力調(diào)度機構(gòu)或社會資本投資增量配某著名企業(yè)的調(diào)度運營機構(gòu)開展相關(guān)電力交易。創(chuàng)新分散式風(fēng)電交分布式發(fā)電作為新的能源供應(yīng)主體，可以發(fā)揮其項目規(guī)模小、接近用戶、綜合能源服務(wù)延伸范圍廣的特點，豐某省市場化交式。隨著分布某省市場交的啟動，將為分散式風(fēng)電創(chuàng)新電力交、電價形成機制，在集發(fā)電、售電于一體的模式下，有望提高分散式風(fēng)電項目的經(jīng)濟收益。以蒙東地區(qū)為例，當?shù)貙儆冖蝾愘Y源區(qū)，2018年新核準的風(fēng)電項目標桿電價為0.45元/千瓦時，若與一般工商業(yè)用某省市場交易，交在目錄電價0.78元/千瓦時基礎(chǔ)上下調(diào)10%，交為0.702元/千瓦時，扣減過網(wǎng)費、政府基金及附加，加上可再生能源某省市場交仍將高于0.45元/千瓦時標桿電價。以蒙東地區(qū)10mw分散式項目為例，如果電價從0.45元/千瓦時提高到0.702元/千瓦時，在3000小時的利用小時數(shù)下，項目的收益率將提高10個點以上。交叉補貼，過網(wǎng)費不可能為零。試點方案申報情況初步統(tǒng)計，目前全國已有某省市（區(qū)）開展了分布式發(fā)電示范的申報工作，有某省市（區(qū)）已明確了試點區(qū)域或項目。形某省市場閉環(huán)。分散式風(fēng)電+儲能+用戶需求側(cè)管理+電動汽車。提前為電某省市場做儲備。電力期貨、期權(quán)、差價合約等金融衍生品。七、第三輪行業(yè)成長啟：行業(yè)自驅(qū)力是核心風(fēng)電“路條“價格翻倍路條是開發(fā)商項目獲取的主要方式，盡管交易。北方地區(qū)集中式風(fēng)電項目路條費為0.6-0.8元/瓦，而去年同期路條價格為0.3-0.4元/瓦，相比之下路條價格翻了一倍。在風(fēng)資源優(yōu)質(zhì)的地區(qū)，如果投資商資金成本低，路條交更高。圖表26：兩個不同時期的“路條”清潔能源處于前所未有的政策友好期提高清潔能源在終端消費占比是國家戰(zhàn)略，得到中央、國務(wù)院高層（習(xí)、李）重要批示，政治任務(wù)。棄風(fēng)棄光自去年不斷改善，配額制、綠證、清理非技術(shù)成本等政策出臺，清潔能源外部環(huán)境友好。能源局《清潔能源消納行動計劃(2018-2020年)征求意見稿》：2018棄光率低于5%、棄風(fēng)率低于12%;2019棄光率低于5%，棄風(fēng)率力爭8%左右；2020年棄光低于5%，棄風(fēng)5%左右。1-6月某著名企業(yè)經(jīng)營區(qū)內(nèi)累計棄風(fēng)量127.6億千瓦時，同比減少70億千瓦時，棄風(fēng)率7.9%（龍源6.9%），同比下降4%。華北地區(qū)基本不棄風(fēng)（5%以內(nèi)）；東北地區(qū)除蒙東（7.9%）、吉林（6.1%），其他地區(qū)不棄風(fēng)；西北地區(qū)累計棄風(fēng)電量減少22億千瓦時，西北地區(qū)棄風(fēng)電量同比下降11%，但是（20.5%）、新疆（28.9%）棄風(fēng)率超過20%。圖表27：棄風(fēng)率逐年下降運營商效率提升非常規(guī)手段解決棄風(fēng)棄光障礙“政府引導(dǎo)（強制消某省市場選擇（交）”非常規(guī)手段，解決“三北”地區(qū)棄風(fēng)棄光。系列措施包括：通過采取壓減火電負荷、降低系統(tǒng)備用量、加大煤電靈活性改造、跨區(qū)現(xiàn)貨交易、協(xié)某省市份消納、調(diào)峰輔助服務(wù)、清潔能源供暖、特高壓外送、發(fā)電權(quán)交式，重點解決三北地區(qū)棄風(fēng)限電問題，為新能源消納騰空間。圖表28：非常規(guī)措施解決棄風(fēng)限電難題某省市場用一年時間消化經(jīng)過20年發(fā)展，經(jīng)過兩個個完成的成長，正從少年步入成年，政策規(guī)劃調(diào)整對產(chǎn)業(yè)影響非常大。以2007年作為起點，在可再生能源法的頒布實施、風(fēng)電標桿電價的確立、清潔能源中長期發(fā)展規(guī)劃等政策性支持下，“十一五”五年連續(xù)幾年翻倍增長，這段時間國內(nèi)整機廠家眾多，百舸爭流，但技術(shù)能力不足，仍然支撐國內(nèi)幾個千萬千瓦風(fēng)電基地，國內(nèi)一度有上百家風(fēng)機制造商、上百種機型，彼時的明星企業(yè)華銳風(fēng)電高歌猛進，運營商跑，五大四小就是當時儲備了