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1、分散式风电经济性测算及商业模式分析,华创证券研究所分析师 王秀强 执业证书编号 S0360518060004 十年能源研究履历 13401191254,一、分散式风电成长动因：产业与政策新均衡 二、政策红利密集：豁免竞价参与资源竞争 三、分散式风电项目经济性测算 四、分散式平价上网压力测试 五、分散风电市场化交易模式创新 六、风电进入第三轮行业成长周期,一、分散式风电成长动因：产业与政策新均衡,分散式风电成长动因：产业与政策新均衡,分散式风电不是舶来品。“本地平衡、就近消纳”是分散式风电最重要的特征，其试点、成长、扩张的路径与大型风电基地截然相反。从能源产业发展形态看，分散式风电是国内风电发展
2、到一定规模、电力系统需要重新建立新秩序、开发企业寻求新的利润增长点、政策引导行业建立新均衡的结果。 集中式风电站经过二十年发展，已形成酒泉、蒙西、蒙东、冀北、吉林、黑龙江、山东、哈密、江苏等9个大型现代风电基地。风电装机规模也从2005年12GW扩张到1.87亿千瓦（吊装容量），风电装机规模、风电发电量大规模扩张，与此同时也带来弃风限电问题，风电并网消纳与电网通道资源不足、辅助服务市场不健全、电力系统调峰能力不足、就地消纳规模有限等问题制约。,图表1：国内风电装机仍处于上行通道 图表2：风电发展20年经历两个成长周期，周期性明显,分散式风电政策支持密度高，扶上马送上一程,自2011年国家能源局
3、出台支持政策，分散式风电项目正在多个区域落地。2012年18个分散式项目获得核准，是首批分散式发电项目。 国内分散式风电装机规模3GW左右，占比不足2%。但开发自去年开始。 国内已经有河南、河北、山西、辽宁、内蒙古、湖南、贵州、江苏等地开始布局分散式风电项目，超过8GW。其中，河北计划2018-2020年开发分散式接入风电4.3GW，河南“十三五”拟建2.1GW分散式风电，山西“十三五”分散式风电项目开发建设规模达987.3MW，陕西、安徽、黑龙江等地也在要求当地市县做资源摸底，部分确定投资主体。,图表3：第一批部分分散式风电示范项目,分散式风电支持政策密度高,分散式风电政策不断迭代，并网消纳
4、扩围至110KV,2011年是国内分散式风电发展的起点，反观政策出台的历程，分散式风电管理办法不断迭代，其中接入电压等级范围不断调整。与2017年5月国家能源局文件要求不同，最新管理办法将并网消纳范围扩围至110kv，分散式风电获得更大的消纳范围和更大的装机成长空间。 回顾分散式风电系列管理办法发现：2011年国家能源局下发关于分散式接入风电开发的通知、关于分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知，分散式风电项目可以接入110kv、66kv电压等级线路，可以在更大的范围内消纳；但2017年5月国家能源局下发关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知（国能发新能20173号）明确提出，接入
5、电压等级应为35千伏及以下电压等级；严禁向110千伏（66千伏）及以上电压等级送电。,图表4：分散式风电装机规模不超过5万,图表5：分散式风电装机规模不超过5万千瓦 图表6：内蒙古分散式风电并网标准更为严苛,2017年12月内蒙古下发“十三五”第一批22个、15万千瓦分散式风电项目，根据内蒙古“十三五”分散式风电项目建设方案，分散式风电项目开发建设应按照“统筹规划、分步实施、本地平衡、就近消纳”的原则推进应。蒙东分散式风电并网标准更严苛：确接入电压等级在35千伏以下，蒙东地区没有35kv电压等级，只能接入10kv及以下。,分散式风电发号令：项目开发建设暂行管理办法,行业启动元年，新政落地。4月
6、16日，国家能源局分散式风电项目开发建设暂行管理办法，分布式风电项目推进发号令。 多种方式并网。分散式风电项目在申请核准时可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式，项目自发自用部分电量不享受国家可再生能源发展基金补贴。 并网最高电压等级提高至110KV。此前文件规定，分散式风电接入电压等级应为35千伏及以下电压等级；严禁向110千伏（66千伏）及以上电压等级送电。接入35千伏及以下电压等级开辟绿色通道；110千伏（东北地区66千伏）电压等级接入系统设计和管理按照集中式风电场执行，且只有一个接网点，50mw规模上限。 简化审批流程，首次尝试“核准承诺制”，接入35千伏及以下项目电网
7、限时接入。国家能源局鼓励各地试行项目核准承诺制，降低项目前期成本。 三个核心审批组件：场址规划、土地预审、电网接入。鼓励开发企业将位于同一县域内的多个电网接入点的风电机组打捆成一个项目统一开展前期工作，办理相关支持性文件，进行项目前期工作和开发建设。,二、政策红利：豁免竞价参与资源竞争,图表7：分散式风电与集中式风电区别,政策红利：豁免竞价分配资源,分散式风电豁免竞价，将贡献新装机。5月24日，国家能源局下发关于2018年度风电建设管理有关要求的通知，受限于补贴压力，国家能源管理部门调整风电资源分配方式，试水竞价分配风电资源，加速风电平价上网，提高行业竞争力。 按照风电管理新政，从2019年起
8、，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。 文件并明确：“分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。”仍执行标杆电价政策。,图表8：从行政审批分配资源到竞价分配资源,风电竞价分配资源不同于“光伏领跑者计划“,风电竞价获取资源与光伏领跑者不同，竞争的不是开发权。风资源的配置并非一刀切全部由竞价确定投资主体，项目开发分两个类别。 第一类，开发商仍可以选择与地方政府签订开发协议，并获得项目开发权，与以往项目核准方式不同是，项目运营方需要通过竞价方式确定是否进入所在地区建设方案，竞价带来上网电价下调，项目核准的时间
9、表可能会受到影响。 第二类项目，由政府主导开发，地方政府负责项目测风、勘测、选址、土地规划、并网消纳，采取以竞价方式确定投资主体。此类项目与光伏领跑者模式相似，考虑价格、企业竞争力等因素遴选投资主体。 在政策退坡同时，降低非技术成本，配额制托底。在竞价带来补贴退坡的同时，政策面极力为风电营造良好发展环境：（1）提高风电利用小时数，严格落实风电外送和消纳；（2）取消资源费、路条费等附加成本，降低行业非技术成本，加速推进行业平价上网、提高行业竞争力；（3）实行严格的配额制。目的是剔除风电非技术成本，发现风电真实成本，对冲因竞价带来的收益下滑，并通过配额制托底，通过约束机制提高地方政府新能源项目开发
10、积极性，保证电网外送和消纳。,项目核准程序可能缩减,根据各省出台的政府核准的投资项目目录（2017年本），分散式风电项目核准属于市、县发改委部门范畴，项目的主要支持性文件三个：国土部门出具风电项目的土地预审批复、规划部门出具的风电项目规划选址批复、电网接入意见。 按照国家能源局要求，各地规划、核准分散式风电项目需向国家能源局报备。一般项目申报到核准周期2-3个月。 缩减并网流程。电网企业受理并网申请后20个工作日内出具接入系统方案；受理并网调试申请后，10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，随后10个工作日内组织并网调试，调试通过后直接转入并网运行。,图表9：分散式风电项目开发流程和步骤,
11、集中式风电项目审批链条漫长,风电项目获得核准首选需要列入国家能源局项目核准计划或省拟申报国家风电项目增补计划，由项目投资单位向所在县、区发展改革局提交书面申请报告，同时提供数十项项支持性文件。 县区发展改革局初审后，上报市发展改革委。由市发展改革委会同有关部门审查，逐级上报省级发展改革委核准。 不公开不透明，贪腐案高发区。在国务院简政放权之前，风电项目的审批、核准需上报国家投资管理部门，审批涉及的部门和流程冗长繁杂，审批各个环节都是企业公关、做工作的对象，投资审批权、价格、资金管理权过于集中，贪腐重灾区。,图表10：集中式风电项目开发流程和步骤,补贴拟优先安排、不受指标管理,分散式风电项目开发
12、建设暂行管理办法电网企业按月（或双方约定）与分散式风电项目单位（含个人）结算电费和转付国家补贴资金，按分散式风电项目优先原则做好补贴资金使用预算和计划，保障国家补贴资金及时足额转付到位。 国家能源局可再生能源发展 “十三五”规划实施的指导意见 ：分散式风电严格按照有关技术规定和规划执行，不受年度建设规模限制。,图表11：可再生能源十三五指导意见明确不受指标限制 图表12：可再生能源补贴目录下放情况,三、分散式风电项目经济性测算,分散风电高内部受益率，资产价值重估,低风速技术、弃风限电措施（政治任务）推进，行业发展具备良好外部环境。 根据调研和测算，一些风资源优质的区域分散风电项目内部收益率在1
13、5%左右。以内蒙古某21MW分散式风电项目为例，该项目并网超过一年，折合前发电利用小数3300-3400小时，超过去年全国平均利用小时数1452小时（全国平均1948小时）。财务数据分析显示，2017年发电项目毛利率75%，净利率高达59%；净资产收益率38%。,图表13：内蒙古某21MW分散式风电项目经济指标,来源：华创证券,测算分散式风电经济性，需要从营业收入、成本两个维度拆分。营业收入主要则是电费收入、财政补贴，电费收入取决于项目装机规模、发电利用小时数、上网电价；风电成本主要是折旧摊销、运维费、管理费、财务费用、税费成本、其他成本。除折旧摊销外，财务费用是最大的一项成本支出。 我们对该
14、10MW风电项目的运营情况做出以下假设：（1）建设期为6个月，生产经营期20年，财务评价计算期采用21年；（2）折旧期18年，残值为零；（3）年发电利用小时数2500小时；（4）工程建设第一年末风电机组全部安装完毕，从2年开始全部投入发电；（5）根据目前风电项目投资情况，工程投资总额7000万元（单位千瓦工程投资7000元）；（6）自有资金为投资额20%，其余部分银行贷款或其他融资渠道；还贷资金来源包括风电场未分配利润、折旧费用等。,图表14：风电场主要成本构成：折旧费、财务费用是核心,风电项目经济测算模型,附录：风电项目经济性测算模型,图表15：风电项目经济指标测算,来源：华创证券,ROE、
15、IRR与利用小时数、上网电价、工程造价关系,图表5：风电ROE、IRR与发电利用小时数成正相关关系 图表6：风电ROE、IRR与上网电价成正相关关系,图表7：风电ROE、IRR与工程造价成负相关关系 图表8：LCOE(风电全生命周期度电成本)随工程造价下降降低,来源：华创证券 来源：华创证券,来源：华创证券 来源：华创证券,项目收益敏感性分析,图表16：项目内部收益与发电利用小时数敏感性分析,图表18：项目内部收益与工程造价敏感性分析,图表17：项目内部收益与上网电价敏感性分析,四、风场成本拆分：风机设备成本变化影响度电成本,陆上风电总承包投资成本在7000-8000元/KW。 为了明确风电技术发展的方向，了解风电场投资成本的下降潜力，有必要对风电项目的成本构成进行分解。 风电场装机成本主要由设备及安装工程费用、建筑工程费用、施工辅助工程费用等七个部分组成。 其中，设备及安装工程成本占比75%左右，建筑工程成本占比13%左右，其他费用占比6%左右，三类成本构成了风电厂投资成本的大头。,图表13：风电场成本构成,来源：华创证券,目前，设备及安装工程费用中成本最高的是发电设备，占比在90%左右。 在整个发电设备的构成中，风电机组是重中之重，占比超过60%。其次是塔筒，占比接近30%。 可以大致计算出风机采购成本基本上占到一个项目
