核心觀點
風(fēng)電：我們認為行業(yè)在經(jīng)歷 2017 年的底部調(diào)整，距離 2019 年電價調(diào)整越來越近，企業(yè)開工動力提升，同時光伏指標(biāo)受到限制，我們看好下半年及明年全年風(fēng)電放量行情。原因是：1）隨著成本下降和利用小時數(shù)的上升，風(fēng)電投資的收益率維持穩(wěn)定；2）風(fēng)電招標(biāo)、核準(zhǔn)及在手訂單量將會趨于收斂；3）棄風(fēng)率有望持續(xù)好轉(zhuǎn)。
3. 風(fēng)電行業(yè)：拐點已過 復(fù)蘇將臨
3.1 核準(zhǔn)招標(biāo)雙量齊升 電價調(diào)整驅(qū)動搶裝
從裝機量來看：1）2017 年國內(nèi)風(fēng)電新增吊裝容量 18GW，同比下降 21.7%，國內(nèi)風(fēng)電累計吊裝容量達到 182GW；2）國內(nèi)海上風(fēng)電市場在 2017 年新增吊裝容量 1.16GW，同比增長 97%，截至 2017 年底國內(nèi)海上風(fēng)電累計容量達到 2.8GW；3）2017 國內(nèi)風(fēng)電新增并網(wǎng)容量 15.0GW，累計風(fēng)電并網(wǎng)容量達到 164GW；4）截止 2017 年底，國內(nèi)風(fēng)電裝機占電源總裝機比例為9.2%；5）根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2018年1——5月，國內(nèi)并網(wǎng)風(fēng)電容量為6.30GW，同比增長 20.79%；其中 5 月并網(wǎng) 0.96GW，同比增長 18.99%.。
從政策面上來看，2018 年 3 月國家能源局發(fā)布《2018 年度風(fēng)電投資監(jiān)測預(yù)警結(jié)果的通知》， 2018 年內(nèi)蒙古、黑龍江、寧夏解除風(fēng)電紅色預(yù)警，其中寧夏評級為綠色，吉林、甘肅、新疆 2017 年棄風(fēng)率在 20%以上維持紅色預(yù)警。隨著內(nèi)蒙古、黑龍江、寧夏三省從紅色預(yù)警名單中剔除，三省將直接貢獻風(fēng)電新增裝機規(guī)模的主要增長。宣布解禁之后，內(nèi)蒙古烏蘭察布風(fēng)電基地一期 6GW 風(fēng)電項目（電力交易項目，無補貼）列入內(nèi)蒙古 2018 年新增風(fēng)電建設(shè)規(guī)模管理；錫盟 7GW 特高壓風(fēng)電配套項目也正式獲批。
2018 年 5 月 24 日，國家能源局官網(wǎng)發(fā)布《關(guān)于 2018 年度風(fēng)電建設(shè)管理有關(guān)要求的通知》，同時發(fā)布《風(fēng)電項目競爭配臵指導(dǎo)方案（試行）（2018 年度）》。根據(jù)其內(nèi)容，目前已納入風(fēng)電建設(shè)方案的項目（約 80GW，建設(shè)期主要在 2020 年以前）無需通過競爭方式配臵，另外新興的分散式風(fēng)電不參與競爭性配置。我們認為競爭性配置對中短期（2018-2020 年）的裝機需求基本不存在影響，其影響主要發(fā)生在 2019 年及以后核準(zhǔn)的風(fēng)電項目。
從風(fēng)電核準(zhǔn)來看：1）2016 年，我國風(fēng)電機組累計核準(zhǔn)容量共計 252.98GW，而風(fēng)電累計裝機容量共計 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 114.59GW；3）2017 年國內(nèi)風(fēng)電設(shè)備公開招標(biāo)容量 27.2GW， 2018 年一季度招標(biāo) 7.4GW。
自 2015 年 12 月 31 日搶裝之后，并網(wǎng)不再作為鎖定老電價的必要條件；“核準(zhǔn)+并網(wǎng)” 均變更為“核準(zhǔn)+開工”，2017 年與 2019 年成為“搶開工”之年。一方面，開工的認定尚無統(tǒng)一嚴格的標(biāo)準(zhǔn)；另一方面，根據(jù)電價調(diào)整的幅度，2019 年才是“搶開工”動力最充足的年份。我們認為從核準(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。
3.2 限電現(xiàn)象大幅好轉(zhuǎn) 棄風(fēng)改善仍將延續(xù)
從棄風(fēng)限電情況來看：1）。2017 年我國棄風(fēng)率為 12%，同比下降 5.2%；2）2018 年一季度，我國風(fēng)電平均利用小時數(shù)為 592 小時，同比增加 124 小時；全國棄風(fēng)電量 91 億 kWh，同比減少 44 億 kWh；棄風(fēng)率 8.5%，同比下降 8%。
棄風(fēng)限電是指風(fēng)機處于正常情況下，電力調(diào)度機構(gòu)要求部分風(fēng)電場風(fēng)機降出力或暫停運行的現(xiàn)象，主要以棄風(fēng)電量或棄風(fēng)率指標(biāo)作為衡量棄風(fēng)水平的參數(shù)。產(chǎn)生棄風(fēng)的原因可以分別從技術(shù)、政策、經(jīng)濟發(fā)展等多個角度進行解釋，比如電力需求不旺盛、電網(wǎng)傳輸 能力不足、風(fēng)電裝機增速過快等，我們認為單純從一個角度無法解釋棄風(fēng)率波動的原因，因此從棄風(fēng)率的定義出發(fā)，采用如下的分析框架來解釋棄風(fēng)率的年度變化。
根據(jù)分析框架，我們認為：1）從分子端來看，電力總需求未來保持低速增長，火電等傳統(tǒng)能源發(fā)電在總結(jié)構(gòu)占比繼續(xù)降低，電力外輸能力將進一步增強，將成為降低棄風(fēng)率的主要貢獻；2）分母端來看，未來兩年風(fēng)電裝機增速將維持高位；風(fēng)力資源排除氣候因素外，由于裝機結(jié)構(gòu)向東部轉(zhuǎn)移，因此風(fēng)力資源相對減弱。因此，我們認為未來棄風(fēng)限電 的改善情況關(guān)注點應(yīng)在電網(wǎng)通道能力以及風(fēng)電裝機增速上。
? 電力消費總體趨穩(wěn) 東高西低趨勢明顯從我國全社會用電量和 GDP 增速曲線來看，兩者總體呈現(xiàn)出較強的同步性。自 2002 年中國進入新一輪經(jīng)濟景氣周期后，經(jīng)濟增長與電力消費同步快速增長，但由于電力供給不足導(dǎo)致電力短缺，因此這個階段電力消費增速上限被壓制，2002——2007 電力消費彈性系數(shù)大于 1，也表明我國在改階段處于工業(yè)化快速發(fā)展時期。2008——2010 年全球經(jīng)濟危機爆發(fā)，我國經(jīng)濟與電力消費增速同步降低，電力消費彈性系數(shù)快速下滑；“四萬億”基建刺激在 2010 年開始呈現(xiàn)結(jié)果，當(dāng)年我國電力消費增速達 14.77%，GDP 增速重回 10%以上。
2011 年后 GDP 增速開始穩(wěn)步下降，電力消費波動逐步加大，GDP 增速與電力消費的同步 性趨勢逐步消失，我們認為主要原因是：1）受全球經(jīng)濟波動影響，電力消費彈性系數(shù)小 于 1，我國在這個階段的工業(yè)化進程受到影響；2）產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整，經(jīng)濟增長動力逐步轉(zhuǎn) 換向第三產(chǎn)業(yè)，影響電力總需求放緩。2015 年后全球經(jīng)濟開始復(fù)蘇，我國電力消費增速 開始反彈，主要原因是我國產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)快速調(diào)整，“以電代煤、以電代油”的步伐加快，電氣化水平穩(wěn)步提升。
電力線路投運高峰 效率低提升空間大
自 2009年第一條特高壓輸電線路山西-晉東南-北荊門 1000千伏特高壓交流輸電線路投入運行，標(biāo)志著我國特高壓之路的開啟。在 2013 年之前，關(guān)于特高壓建設(shè)的必要性處于廣泛的討論之中，核心的分歧在于特高壓工程安全性和經(jīng)濟性，因此能源局對于特高壓工程的核準(zhǔn)相對謹慎。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。
可再生能源占比達到 100%的復(fù)奉、錦蘇、賓金、楚穗和普喬 5 條直流線路都是專輸水電的線路，剔除純水電線路以及輸送“火電+水電”的長南線，非水可再生能源輸電量占剩余 5 條特高壓線路輸電量的 14.53%，可以看出：1）雖然特高壓線路投運較多，但是輸送風(fēng)電、光伏等非水可再生能源的比例比較低；2）“錫盟-山東”、“皖電東送”、“浙福線”三條線路分別經(jīng)過華北、華中和華南的用電需求較大地區(qū)，從輸送容量和非水可再生能源輸送占比上，均有向上提升的空間。
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)架加強和完善工程。
火電等其他發(fā)電近幾年受到電力需求增速下滑及電力供給側(cè)改革的雙重影響，全國總發(fā)電裝機容量增長趨勢出現(xiàn)放緩跡象.2017 年全國總裝機增速為 7.6%，但總體增速仍高于 6.6%的用電量增速,其中新增非化石能源發(fā)電裝機 8988 萬千瓦，均創(chuàng)歷年新高；新增水電裝機 1287 萬千瓦；新增煤電裝機 3855 萬千瓦，同比減少 142 萬千瓦。
2017 年全國全口徑發(fā)電量 6.42 萬億千瓦時、同比增長 6.5%；其中，非化石能源發(fā)電量同比增長 10.0%，占總發(fā)電量比重為 30.4%，同比提高 1.0%。火電發(fā)電量同比增長 5.2%，增速同比提高 2.9%。我們認為：1）隨著非化石能源裝機量快速增長，火電發(fā)電量比重降逐步降低；2）由于不同類型的電源裝機彼此間存在競爭關(guān)系，火電發(fā)電優(yōu)先級低于水電、核電、風(fēng)電及光伏等清潔能源；3）電煤供需偏緊格局短期不會大幅改善。預(yù)計火電新增裝機規(guī)模仍將保持低速，而存量火電裝機的利用小時數(shù)有望提升，但從總的發(fā)電結(jié)構(gòu)來看，火電發(fā)電量的占比或?qū)⑿》禄?/div>
風(fēng)電裝機變化趨勢 2003 年 9 月，發(fā)改委出臺《風(fēng)電特許權(quán)項目前期工作管理辦法》，實行風(fēng)電特許權(quán)招標(biāo)政策：1）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/ 度——0.56 元/度；2）在風(fēng)電特許權(quán)協(xié)議框架下，電網(wǎng)公司與項目投資者簽訂長期購售電合同，保證全部收購項目的可供電量。在較高的投資回報率的背景下，行業(yè)在 2003——2009 年實現(xiàn)了高速的增長，國內(nèi)新增吊裝增長率遠超全球平均水平。
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)桿電價分別為每千瓦時 0.51 元、0.54 元、0.58 元和 0.61 元。在高電價刺激下，2009 年我國風(fēng)電裝機容量增長了 9GW，同比升幅達到 92%。但當(dāng)年由于裝機增速較高，電網(wǎng)網(wǎng)架及機組所在區(qū)域無法完全消納當(dāng)?shù)氐娘L(fēng)力資源，棄風(fēng)現(xiàn)象初步顯現(xiàn)。
2010 年起開始出現(xiàn)明顯的棄風(fēng)限電現(xiàn)象，全年限電量 39.43 億千瓦時；2011——2012 年棄風(fēng)率分別達到 16.23%和 17.12%。持續(xù)加重的棄風(fēng)限電影響了開發(fā)商的積極性，導(dǎo)致了這三年新增裝機下滑的主因。同時風(fēng)機產(chǎn)品故障問題開始凸顯，國內(nèi)風(fēng)電場后發(fā)生多起大面積脫網(wǎng)亊敀，電監(jiān)會要求已并網(wǎng)運行風(fēng)電機組進行低電壓穿越能力校驗，由于風(fēng)電電網(wǎng)檢測資源不足，風(fēng)電整機企業(yè)排隊等待檢測，也影響了并網(wǎng)的電量。
2013——2015 年，國內(nèi)新增裝機出現(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，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)較為強烈的搶裝潮，推動 2015 年新增裝機達 30.75GW。
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 年的裝機需求；2）棄風(fēng)限電進一步惡化，抑制了風(fēng)電運營商投資熱情，進而降低了裝機需求。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%。
風(fēng)力資源
風(fēng)能資源取決于風(fēng)能密度和可利用的風(fēng)能年累積小時數(shù)。風(fēng)能資源受地形的影響較大。我國全國平均風(fēng)速在 5.5m/s，平均風(fēng)速大于 6m/s 的地區(qū)主要分布在東北、華北及西北部地區(qū)，內(nèi)蒙、新疆、甘肅等地平均風(fēng)速在 7m/s 上。而華東、華南、華中及西南等地區(qū)平均風(fēng)速在 5m/s，風(fēng)資源富集區(qū)域集中在山區(qū)，分布相對不連續(xù)。例如，內(nèi)蒙古和甘肅北部地區(qū)，風(fēng)能密度在 200——300W/m2，有效出力時間為 70%左右，大于、等于 6m/s 的風(fēng)速在 2000h 以上，分布范圍較廣，是我國連成一片的優(yōu)質(zhì)資源區(qū)。
不同的風(fēng)能資源區(qū)對應(yīng)的風(fēng)電場設(shè)計利用小時數(shù)不同，2017 年我國風(fēng)電平均設(shè)計利用小時數(shù)為 2213 小時。優(yōu)質(zhì)風(fēng)能資源區(qū)的設(shè)計利用小時數(shù)更高，例如內(nèi)蒙古和新疆的平均設(shè)計利用小時數(shù)為 2427 小時、2464 小時，部分地區(qū)如哈密年設(shè)計利用小時數(shù)可高達 2600 小時。而風(fēng)能資源相對較為貧乏的區(qū)域，寧夏和陜西的平均設(shè)計利用小時數(shù)為 1736 和1971 小時。隨著風(fēng)機技術(shù)的成熟，中東部地區(qū)的低風(fēng)速資源逐步具備開發(fā)價值，例如遠景 1.8MW 的江蘇泗洪風(fēng)場，雖然年平均風(fēng)速為 5m/s，但利用小時已可達 2000 小時。
3.3 海上風(fēng)電快速增長 產(chǎn)能集中度進一步提升
相較于陸上風(fēng)電，海上風(fēng)電具有以下特點：
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 1.8 萬公里，可利用海域面積超 300 萬平方公里。根據(jù) CWEA 的數(shù)據(jù)顯示，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 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。?
建設(shè)成本高、運維費用高
根據(jù) IRENA 發(fā)布《可再生能源發(fā)電成本報告》，2017 年全球范圍內(nèi)投運的陸上風(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、運營成本和收益（由于海上風(fēng)電在后期運維費用上占比較高，因此選取 LCOE 進行成本分析）。
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)濟發(fā)展較好，也是中國的主要電力負荷中心，例如江蘇、上海、浙江、福建和廣東，電網(wǎng)結(jié)構(gòu)堅強，海上風(fēng)電的消納較為順暢。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?/div>
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，包括機組技術(shù)、施工技術(shù)、輸電技術(shù)、運維技術(shù)；2）建設(shè)與運維成本高，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、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 154 臺，容量達到 590MW，較上年同期增長 64%；總裝機規(guī)模上，由 2010 年 150MW 增長至 2016 年的 1630MW，遠高于陸上風(fēng)電新增裝機量。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)電的布局，當(dāng)前國內(nèi)風(fēng)機、風(fēng)塔甚至風(fēng)能變流器等技術(shù)均達到了滿足海上大功率風(fēng)電的要求，進一步支撐海上風(fēng)電的發(fā)展。
我們認為，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)模達到 10GW，力爭累計并網(wǎng)容量達到 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)電累計裝機僅 1.63GW，2017 年上半年，國內(nèi)海上風(fēng)電項目招標(biāo)達 2.9GW，我們認為海上風(fēng)電裝機開始進入快速正常通道。
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，補貼優(yōu)勢遠高于陸上風(fēng)電，并且距離負荷中心較近，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。
3.4 分散式風(fēng)電消納效果好 政策支持或?qū)⑿枨蟊l(fā)
分散式接入風(fēng)電項目是指靠近負荷中心，不以大規(guī)模遠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)及加強規(guī)劃管理、推進分散式風(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“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，我們認為分散式風(fēng)電將迎來快速的發(fā)展，主要原因是：1）分散式風(fēng)電靠近負荷中心，易于就近消納，對緩解目前嚴峻的棄風(fēng)限電問題；2）三北地區(qū)棄風(fēng)嚴重，中東部和南方地區(qū)負荷集中，消納能力較強，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）市場存在分布式補貼下降的預(yù)期，年底出臺的退坡政策將補貼由 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，有利于投資者進入；4）分散式不受年度建設(shè)指標(biāo)限制。因此我們認為 2018——2019 年也將是分散式風(fēng)電的快速發(fā)展期。
