分散式风电，小项目大乾坤

1、近年来我国风电装机重心向中东南部的低风速地区转移，随着风机技术的进步，分散式风电的项目收益率已能满足投资商的预期回报。然而截至目前分散式项目占我国存量风电装机容量的比例不足1%，其面临的问题主要是前期核准成本太高，且不确定性风险较大，导致开发商对收益率心存疑虑。参照分布式光伏的发展轨迹，一旦政策松绑降低分散式风电的前期成本，该市场有望实现突破步入快速增长期。

2、从开发空间上看，低风速风机技术提升之后，中长期内风资源已经不是发展分散式的主要限制因素，短期内国家层面的框架性政策以及各省的开发规划是判断分散式风电前景的核心变量，中期内电网接入条件决定其开发空间，据估算，按35kV电压等级接入和按照110kV电压等级接入，分散式风电的可开发空间相差4倍。

3、分散式风电不仅仅是风电装机规模的一个补充，而且是集中度和价值量更高的细分市场。分散式风电的投资主体更加多元，从传统的大型电力集团扩展至没有开发运营经验的中小投资者，并且项目的开发和运维与传统集中式项目有较大区别，从而要求整机厂商升级为具备融资、高品质设备供应、EPC及后期运维等全面综合能力的方案提供商，预计分散式风电市场将呈现“高壁垒、高附加值、高集中度”的特点，在历史竞争中处于优势地位的设备商将获取更大份额和回报。

二、投资建议与投资标的：

随着全国性分散式风电政策的落地，预计分散式风电将进入快速发展期，并带动风电行业装机量快速持续增长，预计2018-2020年国内风电装机容量分别达到25/32/40GW，其中分散式风电项目的装机容量分别达到1/5/8GW。

分散式风电市场具备“高壁垒、高附加值、高集中度”的特点，建议关注综合实力突出的整机龙头及其供应链企业，以及细分子行业的龙头企业。

三、背景：起步早，推进慢

分散式接入风电项目是指位于用电负荷中心附近，不以大规模远距离输送电力为目的，所产生的电力就近接入电网，并在当地消纳的风电项目。分散式风力发电最明显的优点就是不用像大规模风电场一样新建高电压、远距离输电线路，其容量小，本地消纳的压力小，限电风险较低。

早在2009年我国就提出了分散式风电的概念。随着“三北”地区弃风限电形势日益严峻，大规模集中连片开发难以为继，以2011年为转折点，我国风电发展从规模化集中开发，转向集中规模化开发与分散式“两条腿走路”。然而，截止到目前，分散式风电占我国风电装机总量的比重仍不足1%，推进速度极为缓慢。

四、外部因素：政策“口惠而实不至”

2011年7月，国家能源局下发的《国家能源局关于分散式接人风电开发的通知》（国能新能【2011】226号）是我国分散式风电政策的起点，提出“在规模化集中开发大型风电场的同时，因地制宜、积极稳妥地探索分散式接入风电的开发模式”。当年11月份下发的《分散式接入风电项目开发建设指导意见》（国能新能【2011】374号）是分散式风电发展史上浓墨重彩的一笔，该意见对分散式接入风电项目的定义、接入电压等级、项目规模、核准审批等进行了界定，标志着分散式风电市场正式落地。此后，陆续有新的政策提及分散式风电，并在能源、电力及风电的“十三五”规划中多次提出“加快分散式风电开发”。

然而，虽然政策明确“鼓励分散式风电开发”，但在实际操作层面并未对分散式与集中式风电做出明确的区分，而且缺少如分布式光伏那样针对性扶持政策，从而导致分散式风电在过去10年里裹足不前。

政策方面的限制主要体现在如下方面：

审批制度方面，与执行备案制的分布式光伏不同，分散式风电到目前为止仍实行项目核准制度，前期时间成本要长得多，据报道，一个分布式光伏系统开建前的审批流程只需要几个星期，风电的核准时间则在半年甚至一年以上。在收益率不具备明显优势的情况下，比较复杂的审批流程极大限制了市场发展空间。

核准权限方面，国能新能【2011】374号文件规定“国务院能源主管部门负责全国分散式接入项目的开发规划和和建设管理”，尽管国能新能【2017】3号文件将审批权限下放到“各省级能源主管部门…制定本省…分散式风电发展方案”，但放松力度仍然有限。在实际运作中，复杂的审批流程是分散式风电面临的主要难题之一，相关企业申请开发分散式风电场的过程中，土地、环保、水保等支持性文件一个都不能少，且审批时间长，费用较高。有的时候一个项目光办手续的费用就会占到总成本的3%-5%，加重企业经营负担的同时，大大挫伤了相关单位开发的积极性。

接入政策方面，国能新能【2011】374号文件要求接入110kV或66kV降压变压器及以下电压等级的输变电设施，【2017】3号文件则将接入条件调整为接入电压等级应为35千伏及以下电压等级，如果接入35千伏以上电压等级的变电站时，应接入35千伏及以下电压等级的低压侧。由于风电设备的单机容量较大，在10kV及以下电压等级几乎不能消纳，该标准实际上将风电的接入条件限制在35kV等级，随着电网的升级改造，35kV等级的铭牌容量不断减少，分散式风电的接入被大幅限制。

价格扶持力度较弱，尽管分散式风电在配电侧接入电网，节约了高昂的输电成本，然而分散式风电并未因此享受到额外的补偿，也不能通过隔墙售电模式谋求更高的销售电价，现行政策中分散式风电只能采用全额上网模式，上网电价与当地集中式项目的上网电价一致。而在分布式光伏中，可以采用“全额上网”和“自发自用，余量上网”两种模式，并有高昂的度电补贴，部分地方政府还有地方补贴，因此收益率极具吸引力，也最终促成了2017年分布式光伏的全面爆发。

因此，总体来看，尽管获得了多项政策的鼓励支持，但对于分散式项目的管制力度总体还是偏紧，而且在核准、接入等关键环节的规定仍然模糊，导致前期成本偏高且不确定性很强，因此推进速度严重不达预期。

五、内部因素：技术储备尚未完成，开发风险较大

国家政策对于分散式风电规模的要求是“除示范项目外，单个项目总装机容量不超过5万kW”，实际的申报项目规模多在2万kW以下，因此我国风资源较好的地区对分散式开发模式并无积极性，早期的分散式风电除少量示范项目之外，多数位于中东南部的低风速地区。

2012年3月，国家能源局下发《关于印发“十二五”第二批风电项目核准计划的通知》，该核准计划中有18个分散式风电项目列入其中，共计837MW，这18个项目是我国首批真正意义上获得国家批复的分散式接入风电项目，其中仅有14%的容量位于内蒙古和新疆等传统的资源丰富区。根据相关信息，除三个项目因项目单位自身原因或厂址问题停建外，其余15个项目均在“十二五”期间完成。

低风速风机成本高，技术不成熟。在成熟的低风速风机大面积进入市场之前，南方地区多数项目的年利用小时数在2000小时以下，风机价格却在4300元/kW以上，高昂的风机价格及较高的土建成本使得分散式风电的收益率较集中式项目大为逊色，同时彼时中东南部地区风电累计开发规模仍然较小，分散式风电的开发经验更是无从谈起，因此运营商对于分散式风电的开发多持谨慎态度。此外，分散式风电项目呈现多样化，对机组的适应性提出了个性化要求，整机厂商对市场研究不足，尤其是在定制化风机和小型风电标准方面比较欠缺，也没有对分散式风电发展起到应有的引领作用。

开发商以央企、国企为主，对于单体规模小的分散式风电积极性不高。国内80%左右的风电运营商都具有国资背景，由于分散式风电存在投资单体容量小，前期工作复杂等情况，而现行的一些国资绩效考核方法在一定程度上也影响分散式风电开发的热情。

六、变化：南北方此消彼长，低风速地区具备比较优势

“三北”地区弃风严重，集中式开发增长乏力

由于前述原因，我国的风电建设严重向北方地区倾斜。截止到2016年年底，我国70%左右的风电项目均位于“三北地区”，由于当地消纳能力有限，并且存在外送通道建设比较滞后，风机利用水平受限，弃风限电率持续高企，2017年全国平均弃风率约为12%，弃风电量分布在11个省份，其中10个省份位于“三北”地区，尤其是存量规模最大的西北地区弃风现象尤其严重。严重的弃风现象一方面打击了业主的投资积极性，另一方面也导致主管部门出台严厉的限制政策，并直接导致2016年和2017年风电装机规模的连续下滑。因此，风电行业要维持一定装机规模，仅依靠“三北”地区已经无以为继。

技术进步，成本下降，低风速地区开发价值凸显

中东南部的低风速地区成为风电行业亟待拓展的市场增长点。此前，业内普遍认为，风速低于6米/秒的资源区不具备经济开发价值。但是通过技术创新，风轮直径的加大、翼型效率的提升、控制策略的智能化、超高塔筒的应用以及微观选址的精细化等，提高了机组的利用效率，使低风速资源也具备了经济开发价值。目前，年平均风速5米/秒的风电场，年等效满负荷利用小时数也可以达到2000小时左右。

价格方面，随着整机厂商不断降低成本，风机价格在2016年起步入下降通道，目前2MW机型招标均价已从4000元以上降至3600-3700元/kW左右。此外，风机大型化降低土建、施工等相关成本，目前市场上的风机容量已从早期的1.5MW和2.0MW已过渡到2.2-2.5MW，3MW机型也即将推向市场，因此单位容量风电场的土建等成本将大幅摊薄。受效率提升及成本下降的同时拉动，低风速地区风电项目的资本金IRR普遍达到12%以上，开发价值凸显，中东南部地区的装机量也于2016年首次超过“三北”地区。

集中与分散并举是充分利用中东部资源的最佳方式。由于土地资源稀缺，分散式开发风电的呼声不断高涨。与北方地区相比，中东南部的地形条件更为复杂，而且人口稠密，并不具备“三北”地区那样大面积集中开发风电的条件，效仿西方国家的历史经验，小规模、分散式开发风力资源是在中东部地区推动风电发展的最佳方式。

七、万事俱备，只待政策松绑

2017年3号文件“鼓励各省级能源主管部门研究制定简化项目核准程序的措施”，但并未就如何简化给出具体指导，而与分布式光伏的备案制相比，前期准备工作的成本之高更是让人望而却步。分散式风电发展的核心并不是技术问题，而是风电开发思路的转变。

过去无论是开发商还是电网公司、地方政府，都习惯了在高风速地区集中式开发风电的模式，现在必须从已有的观念中跳出来，从国家层面上，对分散式风电项目的审批可以参考对光伏项目的审批流程；从电网的角度上看，不应该将所有分散式风电项目都按照5万千瓦以上的规模进行审批，而可以取决于当地的资源量，按照打包核准的方式进行审批。

在核准及配套政策真正松绑之前，尽管低风速地区的风电项目建设经验已经比较成熟，而且理论项目收益率也符合多数投资商的准入门槛，但分散式开发模式仍然难成气候。

八、发展空间：资源不是限制，政策还是关键

资源丰富，开发水平较低

尽管中东南部地区的风力资源较“三北”地区颇有不如，但可开发空间堪称广阔。中国气象局国家气候中心的最新研究成果显示，通过对风资源的综合评估，同时在机组技术创新等因素的驱动下，全国80米高度 风能资源可利用面积从173万平方千米增加到234万平方千米，风资源技术开发量从35亿千瓦增加到42亿千瓦。其中，中东部和南方19省（区、市）可开发利用面积从27万平方千米增加到87万平方千米，低风速资源技术开发量由3亿千瓦增加到10亿千瓦。

从国际经验对比来看，上述地区的风电开发还有很大空间。以德国为例，到2016年底，德国全国的单位国土面积风电装机为136.97千瓦，4个州突破了200千瓦/平方公里，而我国中东南部各省份中，作为我国低风速重点区域的湖南、湖北、浙江、安徽等地都不到13千瓦/平方公里，潜力还远远没有挖掘出来。

电网接入条件是分散式项目的规模天花板

相对而言，电网接入条件对于分散式风电的开发空间影响更为直接。国能新能【2011】374号文件要求接入110kV或66kV降压变压器及以下电压等级的输变电设施，【2017】3号文件则将接入条件调整为接入电压等级应为35千伏及以下电压等级。目前全国性的分散式风电政策仍在制定过程中，接入电压等级尚无定论。

根据研究，各种接入模式下影响分布式电源接入容量的主要因素是逆功率限制，而电压与短路对分布式电源接入容量的影响均很有限。采用低压接入模式时，建议其容量小于所接入中压配电变压器最大负荷40%；采用中压分散接入模式时，建议其容量要小于所接入中压馈线最大负荷的40%；采用专线接入模式时，建议其容量要小于所接入主变压器最大负荷的25%。

截止到2014年年底，我国35kV的变压器铭牌容量约4.6亿kVA，如按照低压接入，50%负荷条件下，可接入分散式风电的规模上限约90GW；110kV的变压器铭牌容量约17亿kVA，如按低压接入，50%负荷条件下，可接入分散式风电的规模上限约340GW。不同接入条件下，分散式风电的开发空间相差近4倍。

九、各省规划决定分散式风电短期发展规模

目前集中式风电项目的核准权限已经下放至省一级，国家发改委也鼓励省一级主管部门制定各自的分散式风电开发计划，因此短期内分散式风电的开发规模取决于各省的具体规划。

到目前为止，湖南、江苏等省在年度建设方案中同时规划了少量分散式项目，河南、内蒙古、河北、山西等省（自治区）相继出台专项的分散式风电开发方案，其中河南省于2017年11月底核准了约2GW分散式项目；河北省计划于2018-2020年间核准4.3GW分散式项目；内蒙古未对自治区内的分散式项目规模设具体限制。随着其他省份陆续跟进，预计我国分散式风电每年核准规模有望突破10GW，2019年后每年新增装机5GW以上，从而为我国风电行业的进一步发展提供有力支撑。