风电系列报告（一）：限电改善及长周期抢装推动行业复苏

1.1 IRR 处于高位，技术进步推动性价比持续上升

风电项目的IRR高于社会平均回报率：由于风电发电小时数相对较高，在现行的电价条件下，收益率相对较高，大部分项目能够维持在8-12%的收益率，整体高于社会平均回报率，目前的收益率能够吸引大量的社会资本，五大央企在装机中的量占比越来越小。

技术在不断进步，性价比不断上升：中国的风机在不断上升，从而降低系统的成本。同事发电效率在不断上升，从而推动性价比不断上升。

1.2监测预警机制限制风电大省装机

建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展：2016年7月18日，国家能源局下发《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，在《通知》中明确：

1、发布年前一年度风电平均利用小时数低于地区设定的最低保障性收购小时数，风险预警结果将直接定为红色预警。发布年前一年度弃风率超过20%的地区，风险预警结果将为橙色或橙色以上。

2、预警结果为红色的省（区、市），表示风电开发投资风险较大，国家能源局在发布预警结果的当年不下达年度开发建设规模，地方暂缓核准新的风电项目（含已纳入年度开发建设规模的项目），建议风电开发企业慎重决策建设风电项目，电网企业不再办理新的接网手续。

预警结果为橙色，表示风电开发投资具有一定风险，国家能源局原则上在发布预警结果的当年不下达年度开发建设规模。

预警结果为绿色表示正常，地方政府和企业可根据市场条件合理推进风电项目开发投资建设。

吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆、河北北网、内蒙等区域受到限制，对2017年装机影响较大：在2016年年底的评选中，红色地区：吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆（含兵团）；橙色地区：河北北网、蒙东、蒙西。这些地方的装机占比超过50%，从而严重影响了风电的总的装机占比。

绿色省份风电装机量自2014年以来在持续增长：即使在四类地区，风电的收益率依旧客观，但是受制于环保、施工难度变大，建设周期延长至18个月。在这种情况下，我们可以看到绿色省份的装机量自2014年以来在持续增长。

2.1政策推动保消纳，计划与市场化，技术保障消纳持续增长

提高跨区域可再生能源消纳比例：2015年，《关于推进电力市场建设的实施意见》提出“形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，提高可再生能源消纳能力。”同时，将建立电力用户参与的辅助服务分担机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易，提高可再生能源消纳能力。我们也看到跨区域发电量在不断上升。

用计划的手段确保风电的项目收益率，用市场手段提高风电竞争力：2016年，能源局发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，《办法》中规定新能源发电将会有国家保障其发电小时数，从以往保障标杆电价向保部分价与量。超过保障的部分，将会采用市场化手段进行消纳，通过电力市场化交易或者电量替代等进行消纳。

2.2 限制省份发电小时数持续上升，弃风限电率改善明显

限制省份的发电小时数持续上升，弃风率出现明显改善：在政策推动下，弃风率得到了明显改善。限制省份风电发电小时数提升较为明显，其中新疆2017年截至11月的总发电数为1635亿千瓦时，相较2016年全年的1290亿千瓦时提升了345亿千瓦时；吉林省从1333亿千瓦时提高到1633千瓦时；甘肃省相较去年发电小时数也提升了224亿千瓦时。弃风率出现明显改善，以2017年前三季度的数据来看，弃风率改善最多的是吉林省，从2016年30%的弃风率下降至19%，甘肃省弃风率从43%下降至33%，改善了10个百分点，宁夏省相较去年弃风率也改善了10个百分点。

3.1以开工为准和低风速区项目较多导致平缓的风电抢装

下降幅度虽大，但以开工为准，导致抢装是平缓的抢装：2016年12月份，发改委下调风电上午电价，同比降幅最大可以达到14.9%。为了执行2016年较高电价，这些已核准项目预计将在2019年年底前开工建设。与2015年抢装不同，此次抢装以开工为基础，并不需要并网，对装备需求的推动相对较为温和。

建设周期较长，以开工为准更为合理：相比北方地区，南方由于复杂的地理及气候条件，在设计和项目施工过程中项目建设有巨大的差异，建设的不确定性在不断提高，以开工为准更为合理。

1、进场道路南方复杂多变：北方相对宽敞和平坦，南方则道路狭窄，需要进行改造，甚至有可能牵涉到拆迁等事宜。

2、测风难度变大，前期工作延长：南方区域的山地复杂地形、地貌多变，为了提高资源利用率，已不再按照传统的方式进行选择机型。机型选择日趋理性，选择采用带方案招标的形式，而不是传统的设计院确定机位后才开始风机招标（对风机选型要求从微观选址阶段即开始邀请风机制造商参与资源的分析评价、布机方案的优化等，多方位、多角度考虑项目地形地貌、资源条件、场区道路、集电线路、风机塔筒、风机基础等成本因此，全方位评价项目的经济收益，进而确定最优的机型。），因此对于南方低风速山地风电场建设的复杂性客观上拉长了项目设计到建设的时间周期。

3、环保趋严的背景下，部分项目面临挑战：大量的项目核准在2016年前建设完成，由于环保自2017年开始逐步趋严，部分项目可能会需要较长的市场协调和调整相关的环保问题，从而导致部分核准建设周期较之前预期延长较为明显。

3.2核准量处于历史高位

由于以开工为准的抢装和低风速区建设不确定性较大，项目建设周期延长，导致核准量处于历史高位：目前核准量维持高位，而由于项目建设周期延长导致并网量下降，从而积累了大量的核准未建设项目。

核准成本较高，收益率清晰，建设动力强：目前项目前期工作约100-200万/项目，折算后0.1-0.2元/瓦，同时由于项目盈利在8-10%，企业建设动力强。

接入流程更加简化：根据国家发展改革委2013年7月18日印发的《分布式发电管理暂行办法》，电网企业应制定分布式发电并网工作流程，以城市或县为单位设立并公布接受分布式发电投资人申报的地点及联系方式，提高服务效率，保证无障碍接入。对于以35千伏及以下电压等级接入配电网的分布式发电，电网企业应按专门设置的简化流程办理并网申请，并提供咨询、调试和并网验收等服务。

交易方式更加灵活：根据国家发展改革委办公厅、国家能源局2017年12月28日发布的《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》，分布式发电市场化交易有三种可选的模式。

项目面积更加灵活：集中式风电动辄需要几百亩的土地，开发建设往往受限于地形、土地归属、政策等因素。相比于集中式风电，分散式风电项目规模更小，更加灵活，对土地要求更低。例如：华能陕西定边狼尔沟分布式风电场二期9MW工程，该项目总占地面积为62.55亩。其中永久占地面积为19.43亩，主要包括风机基础、箱变基础、杆塔和检修道路;临时占地面积为43.12亩，包括吊装场地、临时场内道路、直埋电缆，占地类型主要为荒草地。

成本相对而言较低：分散式风电规模较小，绝对成本低，同时投资回收期更短。分散式风电成本相对较低主要有如下原因：

1.运输施工成本：集中式风电主要在低风速山地地区，因为这是附近风资源较为集中的地区，但是由于地形因素导致运输施工成本较高；分散式风电主要在低风速平原地区，开发成本相对较低。

2.前期测风成本：分散式风电的主要市场是低风速平原地区，测风阶段也应该充分利用低风速平原地区的特点，采用周边已投运风场的测风数据，或多项目共用测风塔，甚至利用中尺度数据或者气象数据进行风资源评估，前期测风成本较低。

3.并网成本：分散式风电选址灵活，可以接近变电站，减少并网成本。