2018年中國風(fēng)電行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及行業(yè)發(fā)展趨勢分析【圖】

    一、風(fēng)電行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀分析

    （一）、上網(wǎng)電價：補(bǔ)貼逐步退坡 2020 年實現(xiàn)無補(bǔ)貼上網(wǎng)

    2009 年前，我國實行風(fēng)電特許權(quán)招標(biāo)政策，特許權(quán)項目通過上網(wǎng)電價的招標(biāo)競爭選擇開發(fā)商，上網(wǎng)電價區(qū)間集中在0.43 元/kWh~0.56 元/ kWh；2009 年7 月，發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善風(fēng)力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》，將全國分為四類風(fēng)能資源區(qū)，風(fēng)電標(biāo)桿電價水平分別為每千瓦時0.51 元、0.54 元、0.58 元和0.61 元；2016 年12 月，發(fā)改委提出下調(diào)陸上風(fēng)電上網(wǎng)電價、海上風(fēng)電電價不變，同時觸發(fā)條件由原來的并網(wǎng)節(jié)點變更為開工節(jié)點。

風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價及觸發(fā)條件（元/kWh）

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    相關(guān)報告：智研咨詢網(wǎng)發(fā)布的《2018-2024年中國小型風(fēng)電行業(yè)競爭現(xiàn)狀及投資前景分析報告》

    1、利用小時數(shù)：棄風(fēng)率不斷升高 成為限制行業(yè)發(fā)展主要制約

    2011~2012 年，隨著風(fēng)電裝機(jī)快速增長開始出現(xiàn)棄風(fēng)限電情況；2013 年冬季氣溫同比偏高，全國電力負(fù)荷同比增速提升，棄風(fēng)率呈現(xiàn)一定好轉(zhuǎn)；2014 年整體來風(fēng)偏小、特高壓投運(yùn)，緩解了棄風(fēng)限電現(xiàn)象。但由于2015 風(fēng)電搶裝，棄風(fēng)限電情況更加嚴(yán)重，2016 年我國風(fēng)電平均利用小時數(shù)1742 小時，棄風(fēng)率高達(dá)17%。

    棄風(fēng)限電自2010 年后成為制約行業(yè)發(fā)展的主要障礙，主要原因是：1）我國風(fēng)能資源與電力需求存在區(qū)域錯配，三北地區(qū)風(fēng)能資源豐富，但遠(yuǎn)離電力負(fù)荷中心，資源地本身的工業(yè)基礎(chǔ)較為欠缺，用電增速低、消納能力弱；2）風(fēng)電本身具有波動性和間歇行等特點，并網(wǎng)需要配套建設(shè)調(diào)峰電源，但三北地區(qū)電源結(jié)構(gòu)單一，基本沒有調(diào)峰能力；3）跨區(qū)域的電力輸送通道建設(shè)不足，導(dǎo)致了棄風(fēng)限電的問題產(chǎn)生。

    2017 棄風(fēng)限電情況得到好轉(zhuǎn)，前三季度全國風(fēng)電發(fā)電量2128 億千瓦時，同比增長26%；平均利用小時數(shù)1386 小時，同比增加135 小時；全國棄風(fēng)電量295.5 億千瓦時，同比減少103 億千瓦時，棄風(fēng)率同比下降6.7%。

我國棄風(fēng)電量與棄風(fēng)率情況

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    2、度電成本：成本降低疊加效率提升 實現(xiàn)無補(bǔ)貼下的經(jīng)濟(jì)性

    風(fēng)電場裝機(jī)成本主要由設(shè)備及安裝工程費(fèi)用、建筑工程費(fèi)用、施工輔助工程費(fèi)用等組成，機(jī)組的成本約占整個風(fēng)電場工程成本的47%。自2007 年以來，由于制造進(jìn)步、效率提升、行業(yè)激烈競爭使得風(fēng)電機(jī)組的價格持續(xù)降低。國際上風(fēng)電機(jī)組的成本從2007 年的1.78美元/瓦降至2015 年的0.93 美元/瓦，風(fēng)機(jī)成本的降低也帶動了度電成本的降低，陸上風(fēng)電的度電成本目前約0.06 美元/瓦，相較于2010 年分別下降25%。

風(fēng)電場初始投資成本構(gòu)成

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設(shè)備及安裝工程成本構(gòu)成

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發(fā)電設(shè)備及安裝工程成本構(gòu)成

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    從發(fā)電效率來看，風(fēng)電技術(shù)水平在持續(xù)進(jìn)步：1）通過提高葉輪直徑、增加響應(yīng)等方式，使發(fā)電效率以5%-10%增速提升；2）國內(nèi)風(fēng)機(jī)機(jī)型持續(xù)豐富，機(jī)型功率持續(xù)上升，帶動風(fēng)電發(fā)電效率提升。近兩年風(fēng)電主流機(jī)型從1.7-103（額定功率 1.7MW，風(fēng)輪直徑103m）升級為2.3-116（額定功率2.3MW，風(fēng)輪直徑116m），年發(fā)電量提升26.44%，度電成本降低8.51%，風(fēng)輪直徑、輸出功率及容量因子的升級將持續(xù)提升機(jī)組發(fā)電能力。

    2016 年我國新增裝機(jī)的風(fēng)電機(jī)組平均功率 1955kW，與2015 年的 1837kW 相比，增長6.4%；累計裝機(jī)的風(fēng)電機(jī)組平均功率為1608kW，同比增長2.9%。我國新增風(fēng)電機(jī)組中，2MW 風(fēng)電機(jī)組裝機(jī)占全國新增裝機(jī)容量的 60.9%，同比市場份額上升11 % ; 1.5MW 機(jī)組的市場份額下降16%，1.5MW 機(jī)組和2.0MW 機(jī)組的合計市場份額達(dá)到78.7%。機(jī)組功率的平均功率的提升有利于提高發(fā)電效率降低度電成本。

    財務(wù)費(fèi)用：補(bǔ)貼延遲應(yīng)收賬款增加 企業(yè)現(xiàn)金流壓力增大

    風(fēng)電上網(wǎng)電價包含兩部分：基數(shù)電價和補(bǔ)貼電價，基數(shù)電價部分結(jié)算由當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)公司結(jié)算，而補(bǔ)貼電價部分來源于可再生能源補(bǔ)貼，補(bǔ)貼來源于向除居民生活和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)以外的其他電力消費(fèi)者征收電力附加費(fèi)，用途是補(bǔ)貼風(fēng)電、光伏等新能源行業(yè)。2013 年、2016分別將可再生能源電價附加標(biāo)準(zhǔn)從每千瓦時0.8 分錢、1.5 分錢和1.9 分錢，雖然征收標(biāo)準(zhǔn)在提升，但我國新能源產(chǎn)業(yè)增速更高， 2016 年底我國補(bǔ)貼缺口已超過700 億元。

    （二 ）、不同邊際因素對需求的影響情況分析

    我國風(fēng)電終端需求受到電價補(bǔ)貼調(diào)整、棄風(fēng)率變化、度電成本及財務(wù)壓力等因素影響，行業(yè)從發(fā)展初期到成熟期，各影響因素在周期中呈現(xiàn)出階段性切換的特征，根據(jù)研究框架復(fù)盤了風(fēng)電行業(yè)的發(fā)展歷史。

風(fēng)機(jī)新增吊裝量及增長率（GW）

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    1、2013~2015：棄風(fēng)率小幅改善 標(biāo)桿電價下調(diào)刺激搶裝

    2013~2015 年，國內(nèi)新增裝機(jī)出現(xiàn)持續(xù)增長，主要原因是：1）棄風(fēng)率在2013 和2014 年均下滑，2013 年冬季氣溫同比偏高，供暖期電網(wǎng)調(diào)峰壓力較小，風(fēng)電消納較好的夏秋季來風(fēng)增加，同時全國電力負(fù)荷同比增速提升，棄風(fēng)率呈現(xiàn)一定好轉(zhuǎn)，2014 年整體來風(fēng)偏小，同時哈密-鄭州特高壓、新疆與西北主網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)750 千伏特高壓通道等輸電工程的投運(yùn)，都對棄風(fēng)率的迚一步下降起到推動作用；2）受2015 年以后的網(wǎng)風(fēng)電標(biāo)桿電價下調(diào)影響，2015 年出現(xiàn)較為強(qiáng)烈的搶裝潮，推動2015 年新增裝機(jī)達(dá)30.75GW。

    2、2016~2017Q3：棄風(fēng)率較高疊加高基數(shù)效應(yīng)，裝機(jī)下滑嚴(yán)重

    2016 年國內(nèi)風(fēng)電新增吊裝23.37GW，同比下降24%，新增并網(wǎng)容量19.3GW，同比下降41.46%。主要原因是：1）2015 年搶裝透支了2016 年的裝機(jī)需求；2）棄風(fēng)限電進(jìn)一步惡化，抑制了風(fēng)電運(yùn)營商投資熱情，進(jìn)而降低了裝機(jī)需求。2017 年前三季度國內(nèi)風(fēng)電并網(wǎng)容量為9.7GW，同比下降3%，但棄風(fēng)率從同比下降6.7%。通過復(fù)盤風(fēng)電裝機(jī)周期的波動，：1）風(fēng)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價下調(diào)前一年，通常會面臨搶裝；2）風(fēng)電裝機(jī)增速遠(yuǎn)高于電網(wǎng)投資及電力需求增速，棄風(fēng)限電成為制約行業(yè)主要發(fā)展因素；3）設(shè)備制造技術(shù)不斷升級，2010~2012 年風(fēng)電安全問題將不會再現(xiàn)，同時度電成本不斷降低，2020 年有望實現(xiàn)平價上網(wǎng)；4）補(bǔ)貼收入回款延遲，對融資能力和償債能力不足的企業(yè)帶來較大的現(xiàn)金流壓力，影響部分企業(yè)的投資熱情。

    二、風(fēng)電行業(yè)發(fā)展趨勢分析

    （一）、對風(fēng)電行業(yè)需求復(fù)蘇

    從風(fēng)電核準(zhǔn)來看：1）2016 年，我國風(fēng)電機(jī)組累計核準(zhǔn)容量共計252.98GW，而風(fēng)電累計裝機(jī)容量共計169.04GW，說明83.94GW 項目核準(zhǔn)未建；2）國家能源局下發(fā)《2017-2020年風(fēng)電新增建設(shè)規(guī)模方案》，提出2017-2020 年新增建設(shè)規(guī)模分別為30.65GW、28.84GW、26.60GW、24.31GW；2017 年底核準(zhǔn)未建設(shè)項目達(dá)114.59GW。從風(fēng)電招標(biāo)量來看：1）2016 年全年招標(biāo)28.3GW，創(chuàng)下歷史新高，2017 年1-9 月招標(biāo)累計容量達(dá)到22GW，而我國前三季度并網(wǎng)容量僅為10GW；2）對比15 年的搶裝現(xiàn)象，14年同期的招標(biāo)量僅為17.3GW，而14 年全年的招標(biāo)量也僅為27.5GW。核準(zhǔn)、招標(biāo)、吊裝及并網(wǎng)的差額最終將會收斂，核準(zhǔn)量逐步轉(zhuǎn)換成并網(wǎng)量。

我國風(fēng)電裝機(jī)招標(biāo)規(guī)模（GW）

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我國核準(zhǔn)未建風(fēng)機(jī)數(shù)量及分布（GW）

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    1、邊際的變化：棄風(fēng)限電改善明顯 搶電價推動裝機(jī)復(fù)蘇

    從電價調(diào)整的角度來看，根據(jù)最新的電價下調(diào)觸發(fā)條件，上述114.59GW 的項目需要在2019 年底前開工建設(shè)，才能獲得0.47~0.60 元/千瓦時的上網(wǎng)電價，否則上網(wǎng)電價將被調(diào)整為0.40-0.57 元/千瓦時，鑒于鎖定老電價的要求，2018~2019 年是確定性的開工大年。從度電成本角度來看，風(fēng)電行業(yè)的度電成本仍處于下降通道，2020 年有望實現(xiàn)平價上網(wǎng)。部分企業(yè)仍在等待成本下降至預(yù)期范圍再進(jìn)行招標(biāo)。但由于目前裝機(jī)呈現(xiàn)出向中東部和南方地區(qū)轉(zhuǎn)型的趨勢，施工周期比北方項目長6~9 個月，因此若要2019 年搶開工的背景下，2018 年企業(yè)大概率會進(jìn)行招標(biāo)。從棄風(fēng)限電的角度來看，行業(yè)最壞的時間點已經(jīng)過去，2017 年前三季度棄風(fēng)率已經(jīng)有了明顯的好轉(zhuǎn)，同比下降6.7%，且部分區(qū)域有望明年移出紅色預(yù)警區(qū)域。

    （二）、 棄風(fēng)限電邊際改善的驅(qū)動及趨勢？

    2017 年10 月能源局發(fā)布2017 年前三季度風(fēng)電并網(wǎng)運(yùn)行情況：1~9 月全國風(fēng)電發(fā)電量2128億千瓦時，同比增長26%；平均利用小時數(shù)1386 小時，同比增加135 小時；棄風(fēng)電量295.5億千瓦時，同比減少103 億千瓦時，棄風(fēng)率同比下降6.7%，實現(xiàn)棄風(fēng)電量和棄風(fēng)率雙雙降低，棄風(fēng)限電改善的拐點已經(jīng)初步呈現(xiàn)。

    1、三北地區(qū)消納問題明顯改善，紅色預(yù)警地區(qū)有望解除裝機(jī)禁令

    2016 年7 月能源局發(fā)布《關(guān)于建立監(jiān)測預(yù)警機(jī)制促進(jìn)風(fēng)電產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的通知》，希望通過政策類指標(biāo)、資源和運(yùn)行類指標(biāo)、經(jīng)濟(jì)類指標(biāo)評定的綜合分?jǐn)?shù)評判該地區(qū)是否可以開工建設(shè)風(fēng)機(jī)場。紅色不下達(dá)年度開發(fā)建設(shè)規(guī)模，同時也不辦理戒網(wǎng)手續(xù)；黃色不下達(dá)年度開發(fā)建設(shè)規(guī)模；綠色可以推進(jìn)風(fēng)電項目投資。

    2017 年2 月，能源局發(fā)布了《關(guān)于發(fā)布2017 年度風(fēng)電投資檢測預(yù)警結(jié)果的通知》，將內(nèi)蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆等六省納入紅色預(yù)警區(qū)域，同時規(guī)定紅色預(yù)警地區(qū)不得核準(zhǔn)建設(shè)新的風(fēng)電項目，電網(wǎng)企業(yè)不得受理紅色預(yù)警區(qū)域風(fēng)電項目的新增并網(wǎng)申請（含在建、已核準(zhǔn)和納入規(guī)劃的項目）。

    紅色預(yù)警文件每年出具一次，紅六省中除了新疆、甘肅外，寧夏、內(nèi)蒙古、吉林和黑龍江棄風(fēng)率均降至20%以下，根據(jù)紅色預(yù)警機(jī)制，部分省份明年有望被移出紅色預(yù)警名單，裝機(jī)限制有望解禁。目前，紅色預(yù)警地區(qū)內(nèi)蒙古、新疆已經(jīng)核準(zhǔn)新增風(fēng)電項目。未來假如紅六省裝機(jī)禁令解除，傳統(tǒng)風(fēng)電裝機(jī)地區(qū)有望釋放需求增量。

2014-2017 年我國半年度棄風(fēng)量和棄風(fēng)率變化情況

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紅六省中四省棄風(fēng)率已將至20%以下

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    2、特高壓投運(yùn)高峰 國網(wǎng)致力解決棄風(fēng)問題

    在2014 年初，受到環(huán)保壓力與西部新能源發(fā)電并網(wǎng)的雙重壓力，國務(wù)院印發(fā)了《大氣污染防治行動計劃》，能源局則配套發(fā)布了跨區(qū)送電通道的規(guī)劃。以特高壓為主的跨區(qū)輸電通道是解決負(fù)用電側(cè)和發(fā)電側(cè)錯配的有效方式之一。國家能源局規(guī)劃了十二條跨區(qū)“治霾”專用輸電線路和國家電網(wǎng)“十三五”期間的5 條特高壓線路計劃將從2017 年起集中投運(yùn)。通過電源與優(yōu)化通道結(jié)合將助力棄風(fēng)率進(jìn)一步下降。

    我國目前在運(yùn)行、在建和已核準(zhǔn)待建的特高壓工程共21 項，其中特高壓交流工程7 項，特高壓直流工程14 項。根據(jù)國家電網(wǎng)規(guī)劃，“十三五”期間，在“四交五直”工程基礎(chǔ)上，后續(xù)特高壓工程分三批建設(shè)，首先是加快建設(shè)“五交八直”特高壓工程，其次在2018 年以前開工建設(shè)“四交兩直”特高壓工程，加快統(tǒng)一同步電網(wǎng)建設(shè)。最后，2020 年以前開工建設(shè)“十三五”規(guī)劃的特高壓網(wǎng)架加強(qiáng)和完善工程。

特高壓規(guī)劃

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    未來幾年依舊是我國特高壓投運(yùn)及建設(shè)的高峰，相關(guān)線路的投運(yùn)將促進(jìn)限電嚴(yán)重的西北地區(qū)電力外輸，進(jìn)而帶動限電問題改善。而國家電網(wǎng)也提出，到2020 年根本解決新能源消納問題，棄風(fēng)棄光率控制在5%以內(nèi)。

    3、裝機(jī)結(jié)構(gòu)東移 供需錯配有望緩解

    我國風(fēng)力資源主要分布在三北地區(qū)和沿海地帶，然而我國用電地區(qū)主要在南方和中東地區(qū)，地理位置錯配嚴(yán)重，用電側(cè)與發(fā)電側(cè)地理位置錯配。隨著三北地區(qū)棄風(fēng)限電現(xiàn)象嚴(yán)重，為解決風(fēng)電電力消納問題，匹配用電端和發(fā)電端電力供求，目前我國正在逐步將風(fēng)電場建立在南方等地區(qū)。2013 年至2016 年，中南和西南地區(qū)吊裝數(shù)量由3.06GW（占比19%）上升到6.31GW（占比27%），年復(fù)合增長率達(dá)到27.33%。

我國風(fēng)力資源分布情況

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我國各省用電量分布圖

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    南方和中東地處中低風(fēng)速地區(qū)，風(fēng)速在5-6m/s 之間。過去普遍認(rèn)為，該等風(fēng)速的風(fēng)力資源不具備經(jīng)濟(jì)價值，但是隨著技術(shù)創(chuàng)新開發(fā)專用機(jī)組，目前大多數(shù)中低速風(fēng)電項目內(nèi)部收益率已經(jīng)可以達(dá)到8%以上。國家氣象局測算，風(fēng)速在5m/s 以上的風(fēng)力資源目前可達(dá)10 億千瓦，資源潛力巨大。而且風(fēng)力該類地區(qū)也恰好是電力消耗的重要區(qū)域，具備良好的消納條件，隨著風(fēng)輪直徑加大，翼型效率提升，控制機(jī)制的智能化等先進(jìn)技術(shù)應(yīng)用，收益率將會不斷提升，風(fēng)電將在南方地區(qū)逐漸成為重要可再生能源生產(chǎn)方式。棄風(fēng)限電改善的主要驅(qū)動在于政策層面。無論是從十三五規(guī)劃還是能源工作報告來看，棄風(fēng)限電問題已被提升至重要高度，上層的重視有利于利益的梳理及問題的解決。目前我國已出臺多項解決棄風(fēng)限電的政策，從控制增量、增量結(jié)構(gòu)變化、消化存量、增加電力外送通道等多個維度解決棄風(fēng)問題。相信到2020 年我國的棄風(fēng)問題會得到非常大的改善，而2017 年是棄風(fēng)限電反轉(zhuǎn)的拐點，

    （三）、運(yùn)營商現(xiàn)金流情況分析

    目前對于運(yùn)營商的壓力來自于資產(chǎn)負(fù)債結(jié)構(gòu)和償債能力，由于風(fēng)電投資金額較大，多數(shù)企業(yè)會采用銀行貸款和融資租賃的方式進(jìn)行前期籌資。但由于可再生能源補(bǔ)貼缺口較大，補(bǔ)貼延遲到賬的情況較為嚴(yán)重，企業(yè)應(yīng)收賬款壓力較大，財務(wù)費(fèi)用也比較高（尤其是融資租賃方式，不僅需要償還利息，還要支付較高的手續(xù)費(fèi)）。目前企業(yè)的補(bǔ)貼已延遲兩年后才到賬。即使第七批補(bǔ)貼目錄下發(fā)，由于可再生能源補(bǔ)貼缺口仍在擴(kuò)大，補(bǔ)貼回流情況的壓力依然非常大。鑒于財務(wù)上的壓力，運(yùn)營商正在采用創(chuàng)新的方式優(yōu)化資產(chǎn)負(fù)債和現(xiàn)金流，通過將風(fēng)電收費(fèi)收益權(quán)或可再生能源補(bǔ)貼進(jìn)行資產(chǎn)證券化，緩解資金壓力，優(yōu)化資產(chǎn)負(fù)債表和現(xiàn)金流量表。例如：1）金風(fēng)科技在2016 年7 月以裝機(jī)容量合計247.5MW 風(fēng)電場的電費(fèi)收益權(quán)作為基礎(chǔ)資產(chǎn)發(fā)行了12.75 億元的ABS 產(chǎn)品；2）華能2017 年11 月發(fā)行首單可再生能源電費(fèi)補(bǔ)貼 ABS 產(chǎn)品，項目注冊金額 50 億元，首期發(fā)行規(guī)模為5.3 億元，期限36 個月，聯(lián)合資信給予項目AAA 評級。ABS 產(chǎn)品實現(xiàn)了無次級結(jié)構(gòu)、無第三方增信的情況下的全額出表，有利于降杠桿、盤活資產(chǎn)、壓降兩金占用。同時，募集資金用于補(bǔ)充新能源企業(yè)現(xiàn)金流，有效緩解了新能源企業(yè)的資金壓力。

    發(fā)改委、財政部和能源局2017 年2 月聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認(rèn)購交易制度的通知》，擬在全國范圍內(nèi)試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)和自愿認(rèn)購制度。根據(jù)市場認(rèn)購情況，自2018 年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強(qiáng)制約束交易。自2017 年7 月1 日起正式開展綠色電力證書認(rèn)購工作，將依托可再生能源發(fā)電項目信息管理系統(tǒng)，試行為陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)（不含分布式光伏發(fā)電）所生產(chǎn)的可再生能源發(fā)電量發(fā)放綠色電力證書。風(fēng)電企業(yè)出售綠色電力交易證書后，相應(yīng)電量將不再享受補(bǔ)貼。綠色電力證書交易有望減輕運(yùn)營企業(yè)現(xiàn)金流壓力。

    （四）、分散式風(fēng)電會出現(xiàn)分布式光伏爆發(fā)

    分散式接入風(fēng)電項目是指靠近負(fù)荷中心，不以大規(guī)模遠(yuǎn)距離輸送電力為目的，所產(chǎn)生的電力就近接入當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)進(jìn)行消納的風(fēng)電項目。分散式風(fēng)電應(yīng)符合接入電壓等級在35 千伏以下、利用現(xiàn)有變電配電系統(tǒng)，就近接入當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)進(jìn)行消納的風(fēng)電項目，有利于風(fēng)電消納，降低棄風(fēng)率，在中東南部低風(fēng)速地區(qū)具有廣闊的發(fā)展空間。

    2009 年我國開始提出分散式風(fēng)電的概念，2011 年出臺了相關(guān)產(chǎn)業(yè)政策，但之后幾年分散式放電的發(fā)展低于預(yù)期，主要原因是：1）政策支持力度不夠尤其未能得到地方政府支持，同時審批環(huán)節(jié)較為繁瑣；2）分散式接入風(fēng)電項目容量較小，單位開發(fā)成本較高；3）沒有完善的分散式風(fēng)電技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系和管理規(guī)范來指導(dǎo)分散式風(fēng)電的整體開發(fā)工作；4）早期國內(nèi)風(fēng)電投資主體多為國企，對投資少、規(guī)模小的分散式接入風(fēng)電投資積極性不足。

    2017 年以來，政府對分散式風(fēng)電的扶持進(jìn)一步升級，提出分散式接入風(fēng)電項目不受年度指導(dǎo)規(guī)模的限制、規(guī)劃建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)及加強(qiáng)規(guī)劃管理、推進(jìn)分散式風(fēng)電市場化交易試點等。同時地方政府也紛紛響應(yīng)，目前河南、新疆、內(nèi)蒙等地均出臺相關(guān)文件，加快分散式風(fēng)電的 開發(fā)建設(shè)。例如，河南省穩(wěn)健《關(guān)于下達(dá)“十三五”分散式風(fēng)電開發(fā)方案的通知》，公示了124 個項目共計210.7 萬千瓦的開發(fā)規(guī)模。

    從政策的支持的角度，分散式風(fēng)電將迎來快速的發(fā)展，主要原因是：1）分散式風(fēng)電靠近負(fù)荷中心，易于就近消納，對緩解目前嚴(yán)峻的棄風(fēng)限電問題；2）三北地區(qū)棄風(fēng)嚴(yán)重，中東部和南方地區(qū)負(fù)荷集中，消納能力較強(qiáng)，有利于分散式風(fēng)電發(fā)展；3）相較于集中式風(fēng)電，分散式風(fēng)電具備不占核準(zhǔn)指標(biāo)、不用新建升壓站、占地面積小、建設(shè)周期短等優(yōu)點，有助于吸引民間資本參與風(fēng)電項目開發(fā)，2017 年分布式光伏迎來爆發(fā)式的發(fā)展，主要原因是：1）市場存在分布式補(bǔ)貼下降的預(yù)期，年底出臺的退坡政策將補(bǔ)貼由0.42 元/度降至0.37 元/度；2）分布式靠近用電側(cè)，可以及時消納電力，相對于集中式電站棄光率嚴(yán)重，分布式得到政策的大力支持；3）自發(fā)自用分布式收益率高，全額上網(wǎng)分布式不受規(guī)模限制；4）商業(yè)模式逐步受到投資者的認(rèn)可。相較于分布式光伏，分散式風(fēng)電也適用于同樣的邏輯：1）2019 年后補(bǔ)貼仍將退坡，開工時間鎖定退坡前電價；2）靠近用電側(cè)，有助于降低棄風(fēng)率；3）裝機(jī)容量低于集中式風(fēng)電，初始投資金額門檻低，有利于投資者進(jìn)入；4）分散式不受年度建設(shè)指標(biāo)限制。因此2018~2019 年也將是分散式風(fēng)電的快速發(fā)展期。

    （五）、海上風(fēng)電現(xiàn)投資引力情況分析

    相較于陸上風(fēng)電，海上風(fēng)電具有以下特點：

    1、風(fēng)能資源豐富、利用小時數(shù)高；

    我國海上風(fēng)電資源豐富，海岸線長達(dá)1.8 萬公里，可利用海域面積超300 萬平方公里。我國5-25 米水深、50 米高度海上風(fēng)電開發(fā)潛力約2 億千瓦，5~50米水深、70 米高度海上風(fēng)電開發(fā)潛力約5 億千瓦。同時，海上風(fēng)力資源相對于陸上更好，我國大部分近海90 米高度海域平均風(fēng)速6.5~8.5m/s，尤其是東南沿海及其島嶼，沿海島嶼的風(fēng)能密度在300W/m2 以上，有效風(fēng)力出現(xiàn)時間百分率達(dá)80-90%。以江蘇為例，平均風(fēng)速從東部沿海向西部內(nèi)陸逐步減小，近海區(qū)域70m 高度風(fēng)速超過了7m/s，內(nèi)陸地區(qū)70m 高度風(fēng)速基本低于6.5m/s，西部區(qū)域風(fēng)速在6.0m/s 以下。從利用小時角度來看，江蘇沿海海上風(fēng)電項目發(fā)電利用小時數(shù)基本在2400 小時以上，而2016 年陸上的平均發(fā)電利用小時為1900 小時。

    2、建設(shè)成本高、運(yùn)維費(fèi)用高，2017 年全球范圍內(nèi)投運(yùn)的陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電的加權(quán)平準(zhǔn)發(fā)電成本（LCOE）分別為0.06 美元/千瓦時和0.14 美元/千瓦時，相較于2010 年分別下降25%和17%。LCOE 的計算考慮全生命周期內(nèi)的投資、運(yùn)營成本和收益（由于海上風(fēng)電在后期運(yùn)維費(fèi)用上占比較高，因此選取LCOE 進(jìn)行成本分析）。

陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電投資成本比較

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    3、不占用土地、消納方便

    海上風(fēng)電不占用土地資源，適用于大規(guī)模開發(fā)。歐美地區(qū)海上風(fēng)電場規(guī)模多集中于200MW~300MW，最高的開發(fā)規(guī)模已超過500MW。同時，沿海地區(qū)經(jīng)濟(jì)發(fā)展較好，也是中國的主要電力負(fù)荷中心，例如江蘇、上海、浙江、福建和廣東，電網(wǎng)結(jié)構(gòu)堅強(qiáng)，海上風(fēng)電的消較為順暢。從我國風(fēng)電發(fā)展來看，當(dāng)前風(fēng)資源較為豐富的三北地區(qū)棄風(fēng)限電較為嚴(yán)重，中東部和南部地區(qū)風(fēng)電發(fā)展面臨風(fēng)資源相對較差、用地緊張和環(huán)保等問題，海上風(fēng)電則避免了這些劣勢，極具發(fā)展?jié)摿Α?/p>

陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電特點比較

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    前幾年國內(nèi)海上風(fēng)電的發(fā)展相對滯后，主要原因在于：1）技術(shù)與產(chǎn)業(yè)配套不成熟，我國企業(yè)不具備與海上風(fēng)電需求相匹配的核心技術(shù)能力，包括機(jī)組技術(shù)、施工技術(shù)、輸電技術(shù)、運(yùn)維技術(shù)；2）建設(shè)與運(yùn)維成本高，海上風(fēng)電相較于陸上風(fēng)電高出近一倍的電網(wǎng)成本、建造成本等使得海上風(fēng)電項目，開發(fā)成本高昂；3）并網(wǎng)送出機(jī)制并不完善；4）多頭管理協(xié)調(diào)不易，核準(zhǔn)至并網(wǎng)其涉及海洋、漁業(yè)、交通航運(yùn)、環(huán)保和軍事等多個部門。但近兩年海上風(fēng)電需求發(fā)生了較大的變化。

    2016 年我國海上風(fēng)電新增裝機(jī)154 臺，容量達(dá)到590MW，較上年同期增長64%；總裝機(jī)規(guī)模上，由2010 年 150MW 增長至2016 年的 1630MW，遠(yuǎn)高于陸上風(fēng)電新增裝機(jī)量。隨著海上風(fēng)電的發(fā)展，各地也都相應(yīng)的調(diào)整了海上風(fēng)電布局。預(yù)計到 2020 年，江蘇將開工建設(shè)16GW，廣東預(yù)計開工建設(shè)12GW，投產(chǎn) 2GW，到2030 年投產(chǎn)3GW，經(jīng)調(diào)整，目前確定的規(guī)劃總?cè)萘砍^78GW。海上風(fēng)電快速發(fā)展的原因是：1）經(jīng)過多年的發(fā)展，海上風(fēng)電開發(fā)的可行性和經(jīng)濟(jì)性已有明顯的提升：2）根據(jù) 2016 年發(fā)改委發(fā)布的電價調(diào)整方案，海上風(fēng)電電價維持平穩(wěn)，隨著成本的持續(xù)下降，海上風(fēng)電投資回報率持續(xù)上升；3）此外，國內(nèi)風(fēng)電制造業(yè)加大對海上風(fēng)的布局，當(dāng)前國內(nèi)風(fēng)機(jī)、風(fēng)塔甚至風(fēng)能變流器等技術(shù)均達(dá)到了滿足海上大功率風(fēng)電的要求，進(jìn)一步支撐海上風(fēng)電的發(fā)展。

海上風(fēng)電標(biāo)桿電價未調(diào)整（元/kWh）

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    從總量的角度來看，《風(fēng)電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》指出，到2020 年全國海上風(fēng)電開工建設(shè)規(guī)模達(dá)到10GW，力爭累計并網(wǎng)容量達(dá)到5GW 以上，重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等省的海上風(fēng)電建設(shè)。而2016 年底海上風(fēng)電累計裝機(jī)僅1.63GW，2017 年上半年，國內(nèi)海上風(fēng)電項目招標(biāo)達(dá)2.9GW，海上風(fēng)電裝機(jī)開始進(jìn)入快速正常通道。

陸上風(fēng)電裝機(jī)情況（GW）

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海上風(fēng)電裝機(jī)情況（GW）

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海上風(fēng)電占比

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海上風(fēng)電裝機(jī)情況（GW）

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    從邊際變化的角度來看，海上風(fēng)電的成本下降空間更大，利用小時數(shù)高于陸上風(fēng)電，補(bǔ)貼優(yōu)勢遠(yuǎn)高于陸上風(fēng)電，并且距離負(fù)荷中心較近，具備改善棄風(fēng)率的作用，內(nèi)部收益率邊際增長的空間更大，也會吸引更多的能源投資者的青睞。