分散式風電經濟性測算及商業(yè)模式

分散式風電經濟性測算及商業(yè)模式一、分散式風電成長動因：產業(yè)與政策新均衡二、政策紅利密集：豁免競價參與資源競爭三、分散式風電項目經濟性測算四、分散式平價上網壓力測試五、分散風電市場化交易模式創(chuàng)新六、風電進入第三輪行業(yè)成一、分散式風電成長動因：產業(yè)與政策新均衡分散式風電成長動因：產業(yè)與政策新均衡分散式風電不是舶來品?！氨镜仄胶?、就近消納”是分散式風電最重要的特征，其試點、成長、擴張的路徑與大型風電基地截然相反。從能源產業(yè)發(fā)展形態(tài)看，分散式風電是國內風電發(fā)展到一定規(guī)模、電力系統需要重新建立新秩序、開發(fā)企業(yè)尋求新的利潤增長點、政策引導行業(yè)建立新均衡的結果。集中式風電站經過二十年發(fā)展，已形成酒泉、蒙西、蒙東、冀北、吉林、黑龍江、山東、哈密、江蘇等9個大型現代風電基地。風電裝機規(guī)模也從2005年12GW擴張到1.87億千瓦（吊裝容量），風電裝機規(guī)模、風電發(fā)電量大規(guī)模擴張，與此同時也帶來棄風限電問題，風電并網消納與電網通道資源不足、輔助服務市場不健全、電力系統調峰能力不足、就地消納規(guī)模有限等問題制約。圖表1：國內風電裝機仍處于上行通道圖表2：風電發(fā)展20年經歷兩個成長周期，周期性明顯分散式風電政策支持密度高，扶上馬送上一程自2011年國家能源局出臺支持政策，分散式風電項目正在多個區(qū)域落地。2012年18個分散式項目獲得核準，是首批分散式發(fā)電項目。國內分散式風電裝機規(guī)模3GW左右，占比不足2%。但開發(fā)自去年開始。國內已經有河南、河北、山西、遼寧、內蒙古、湖南、貴州、江蘇等地開始布局分散式風電項目，超過8GW。其中，河北計劃2018-2020年開發(fā)分散式接入風電4.3GW，河南“十三五”擬建2.1GW分散式風電，山西“十三五”分散式風電項目開發(fā)建設規(guī)模達987.3MW，陜西、安徽、黑龍江等地也在要求當地市縣做資源摸底，部分確定投資主體。試點項目裝機規(guī)模（MW）1墩梁4.952王家灣4.953榆樹灣4.954狼兒溝0.95紅柳溝106周臺子17白灣子18東河橋4.519河莊4.9510觀口臺4.95圖表3：第一批部分分散式風電示范項目分散式風電支持政策密度高序號文件下發(fā)時間發(fā)文機構核心內容1關于分散式接入風電開發(fā)的通知2011年7月國家能源局首次明確分散式風電開發(fā)的主要思路與邊界條件2關于分散式接入風電項目開發(fā)建設指導意見的通知2011年11月國家能源局明確分散式接入風電項目的定義、接入電壓等級、項目規(guī)模3可再生能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃2012年8月國家發(fā)改委可再生能源集中開發(fā)與分散利用相結合4國務院關于印發(fā)能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃的通知2013年1月國務院堅持集中與分散開發(fā)利用并舉5能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020年）2014年6月國務院南方和中東部為重點，大力發(fā)展分散式6能源十三五規(guī)劃2016年12月國家發(fā)改委、能源局加大中東部地區(qū)和南方地區(qū)資源勘探開發(fā)，優(yōu)先發(fā)展分散式風電7電力十三五規(guī)劃2016年11月國家發(fā)改委、能源局加快中東部及南方等消納能力較強地區(qū)的風電開發(fā)力度8風電十三五規(guī)劃2016年11月國家能源局因地制宜推動接入低壓配電網的分散式風電開發(fā)建設9可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃2016年12月國家發(fā)改委全面推進中東部和南方地區(qū)風能資源的開發(fā)利用10關于加快推進分散式接入風電項目建設有關要求的通知》2017年6月國家能源局文件并規(guī)范分散式風電建設標準112018年能源工作指導意見2018年3月國家能源局優(yōu)先發(fā)展分散式風電和分布式光伏發(fā)電12分散式風電項目開發(fā)建設暫行管理辦法2018年4月國家能源局明確分散式風電并網接入、金融支持、核準等條件分散式風電政策不斷迭代，并網消納擴圍至110KV2011年是國內分散式風電發(fā)展的起點，反觀政策出臺的歷程，分散式風電管理辦法不斷迭代，其中接入電壓等級范圍不斷調整。與2017年5月國家能源局文件要求不同，最新管理辦法將并網消納范圍擴圍至110kv，分散式風電獲得更大的消納范圍和更大的裝機成長空間?；仡櫡稚⑹斤L電系列管理辦法發(fā)現：2011年國家能源局下發(fā)《關于分散式接入風電開發(fā)的通知》、《關于分散式接入風電項目開發(fā)建設指導意見的通知》，分散式風電項目可以接入110kv、66kv電壓等級線路，可以在更大的范圍內消納；但2017年5月國家能源局下發(fā)《關于加快推進分散式接入風電項目建設有關要求的通知》（國能發(fā)新能〔2017〕3號）明確提出，接入電壓等級應為35千伏及以下電壓等級；嚴禁向110千伏（66千伏）及以上電壓等級送電。圖表4：分散式風電裝機規(guī)模不超過5萬圖表5：分散式風電裝機規(guī)模不超過5萬千瓦

圖表6：內蒙古分散式風電并網標準更為嚴苛2017年12月內蒙古下發(fā)“十三五”第一批22個、15萬千瓦分散式風電項目，根據《內蒙古“十三五”分散式風電項目建設方案》，分散式風電項目開發(fā)建設應按照“統籌規(guī)劃、分步實施、本地平衡、就近消納”的原則推進應。蒙東分散式風電并網標準更嚴苛：確接入電壓等級在35千伏以下，蒙東地區(qū)沒有35kv電壓等級，只能接入10kv及以下。分散式風電發(fā)號令：項目開發(fā)建設暫行管理辦法行業(yè)啟動元年，新政落地。4月16日，國家能源局《分散式風電項目開發(fā)建設暫行管理辦法》，分布式風電項目推進發(fā)號令。多種方式并網。分散式風電項目在申請核準時可選擇“自發(fā)自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式，項目自發(fā)自用部分電量不享受國家可再生能源發(fā)展基金補貼。并網最高電壓等級提高至110KV。此前文件規(guī)定，分散式風電接入電壓等級應為35千伏及以下電壓等級；嚴禁向110千伏（66千伏）及以上電壓等級送電。接入35千伏及以下電壓等級開辟綠色通道；110千伏（東北地區(qū)66千伏）電壓等級接入系統設計和管理按照集中式風電場執(zhí)行，且只有一個接網點，50mw規(guī)模上限。簡化審批流程，首次嘗試“核準承諾制”，接入35千伏及以下項目電網限時接入。國家能源局鼓勵各地試行項目核準承諾制，降低項目前期成本。三個核心審批組件：場址規(guī)劃、土地預審、電網接入。鼓勵開發(fā)企業(yè)將位于同一縣域內的多個電網接入點的風電機組打捆成一個項目統一開展前期工作，辦理相關支持性文件，進行項目前期工作和開發(fā)建設。二、政策紅利：豁免競價參與資源競爭

競價獲取資源裝機規(guī)模消納方式指標管理投資規(guī)模資源分布電網接入審批方式配套接入工程可再生能源補貼開發(fā)原則分散式風電否6MW—50MW就近接入、在配電網內消納不受指標管理7000元/千瓦左右中東部、南方110千伏及以下核準承諾制原則不新建自發(fā)自用沒有補貼，其他有先找接入點、負荷再找風資源集中式風電是不受限大規(guī)模外送受指標管理6500元/千瓦左右三北地區(qū)110千伏（66千伏）以上下放地方，核準制新建送出線路有先找風，再找負荷圖表7：分散式風電與集中式風電區(qū)別

項目規(guī)模投資規(guī)模運營主體電網接入消納方式資源分布上網電價財政補貼分散式風電單體規(guī)模MW級，不超過50MW7000-8000元/千瓦專業(yè)公司110KV及以下就近消納自發(fā)自用余電上網中東部和南方標桿或市場交易有分布式光伏單體規(guī)模KW級，最高不超過20MW6000元/千瓦左右，甚至更低用戶或專業(yè)公司110kv及以下全額上網自發(fā)自用余電上網范圍廣標桿或市場交易有政策紅利：豁免競價分配資源分散式風電豁免競價，將貢獻新裝機。5月24日，國家能源局下發(fā)關于2018年度風電建設管理有關要求的通知，受限于補貼壓力，國家能源管理部門調整風電資源分配方式，試水競價分配風電資源，加速風電平價上網，提高行業(yè)競爭力。按照風電管理新政，從2019年起，各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。文件并明確：“分散式風電項目可不參與競爭性配置，逐步納入分布式發(fā)電市場化交易范圍?！比詧?zhí)行標桿電價政策。圖表8：從行政審批分配資源到競價分配資源風電競價分配資源不同于“光伏領跑者計劃“風電競價獲取資源與光伏領跑者不同，競爭的不是開發(fā)權。風資源的配置并非一刀切全部由競價確定投資主體，項目開發(fā)分兩個類別。第一類，開發(fā)商仍可以選擇與地方政府簽訂開發(fā)協議，并獲得項目開發(fā)權，與以往項目核準方式不同是，項目運營方需要通過競價方式確定是否進入所在地區(qū)建設方案，競價帶來上網電價下調，項目核準的時間表可能會受到影響。第二類項目，由政府主導開發(fā)，地方政府負責項目測風、勘測、選址、土地規(guī)劃、并網消納，采取以競價方式確定投資主體。此類項目與光伏領跑者模式相似，考慮價格、企業(yè)競爭力等因素遴選投資主體。在政策退坡同時，降低非技術成本，配額制托底。在競價帶來補貼退坡的同時，政策面極力為風電營造良好發(fā)展環(huán)境：（1）提高風電利用小時數，嚴格落實風電外送和消納；（2）取消資源費、路條費等附加成本，降低行業(yè)非技術成本，加速推進行業(yè)平價上網、提高行業(yè)競爭力；（3）實行嚴格的配額制。目的是剔除風電非技術成本，發(fā)現風電真實成本，對沖因競價帶來的收益下滑，并通過配額制托底，通過約束機制提高地方政府新能源項目開發(fā)積極性，保證電網外送和消納。項目核準程序可能縮減根據各省出臺的《政府核準的投資項目目錄》（2017年本），分散式風電項目核準屬于市、縣發(fā)改委部門范疇，項目的主要支持性文件三個：國土部門出具風電項目的土地預審批復、規(guī)劃部門出具的風電項目規(guī)劃選址批復、電網接入意見。按照國家能源局要求，各地規(guī)劃、核準分散式風電項目需向國家能源局報備。一般項目申報到核準周期2-3個月?？s減并網流程。電網企業(yè)受理并網申請后20個工作日內出具接入系統方案；受理并網調試申請后，10個工作日內完成關口電能計量裝置安裝服務，隨后10個工作日內組織并網調試，調試通過后直接轉入并網運行。圖表9：分散式風電項目開發(fā)流程和步驟集中式風電項目審批鏈條漫長風電項目獲得核準首選需要列入國家能源局項目核準計劃或省擬申報國家風電項目增補計劃，由項目投資單位向所在縣、區(qū)發(fā)展改革局提交書面申請報告，同時提供數十項項支持性文件?？h區(qū)發(fā)展改革局初審后，上報市發(fā)展改革委。由市發(fā)展改革委會同有關部門審查，逐級上報省級發(fā)展改革委核準。不公開不透明，貪腐案高發(fā)區(qū)。在國務院簡政放權之前，風電項目的審批、核準需上報國家投資管理部門，審批涉及的部門和流程冗長繁雜，審批各個環(huán)節(jié)都是企業(yè)公關、做工作的對象，投資審批權、價格、資金管理權過于集中，貪腐重災區(qū)。圖表10：集中式風電項目開發(fā)流程和步驟補貼擬優(yōu)先安排、不受指標管理《分散式風電項目開發(fā)建設暫行管理辦法》電網企業(yè)按月（或雙方約定）與分散式風電項目單位（含個人）結算電費和轉付國家補貼資金，按分散式風電項目優(yōu)先原則做好補貼資金使用預算和計劃，保障國家補貼資金及時足額轉付到位。國家能源局《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃實施的指導意見》：分散式風電嚴格按照有關技術規(guī)定和規(guī)劃執(zhí)行，不受年度建設規(guī)模限制。補貼補錄啟動申報時間目錄公布時間覆蓋項目第一批2012/6/1第二批2012/9/1第三批2012/12/1第四批2013/2/1第五批2013/9/12014/8/12013年8月底前并網項目第六批2016/1/12016/8/12015年2月底前并網項目第七批2017/3/202018年6月2016年3月底前并網項目圖表11：可再生能源十三五指導意見明確不受指標限制圖表12：可再生能源補貼目錄下放情況三、分散式風電項目經濟性測算分散風電高內部受益率，資產價值重估低風速技術、棄風限電措施（政治任務）推進，行業(yè)發(fā)展具備良好外部環(huán)境。根據調研和測算，一些風資源優(yōu)質的區(qū)域分散風電項目內部收益率在15%左右。以內蒙古某21MW分散式風電項目為例，該項目并網超過一年，折合前發(fā)電利用小數3300-3400小時，超過去年全國平均利用小時數1452小時（全國平均1948小時）。財務數據分析顯示，2017年發(fā)電項目毛利率75%，凈利率高達59%；凈資產收益率38%。項目裝機容量（MW)發(fā)電利用小時數（小時）上網電價（元/千瓦時，含稅）毛利率（%）凈利率(%)ROE(%)指標213300-34000.5275%59%38%圖表13：內蒙古某21MW分散式風電項目經濟指標來源：華創(chuàng)證券測算分散式風電經濟性，需要從營業(yè)收入、成本兩個維度拆分。營業(yè)收入主要則是電費收入、財政補貼，電費收入取決于項目裝機規(guī)模、發(fā)電利用小時數、上網電價；風電成本主要是折舊攤銷、運維費、管理費、財務費用、稅費成本、其他成本。除折舊攤銷外，財務費用是最大的一項成本支出。我們對該10MW風電項目的運營情況做出以下假設：（1）建設期為6個月，生產經營期20年，財務評價計算期采用21年；（2）折舊期18年，殘值為零；（3）年發(fā)電利用小時數2500小時；（4）工程建設第一年末風電機組全部安裝完畢，從2年開始全部投入發(fā)電；（5）根據目前風電項目投資情況，工程投資總額7000萬元（單位千瓦工程投資7000元）；（6）自有資金為投資額20%，其余部分銀行貸款或其他融資渠道；還貸資金來源包括風電場未分配利潤、折舊費用等。圖表14：風電場主要成本構成：折舊費、財務費用是核心風電項目經濟測算模型

序號項目假設經濟測算指標1裝機規(guī)模（兆瓦）10項目投資總額（萬元）75002建設期（月）6營業(yè)收入總額（萬元）24358.973投資估算（萬元）7000營業(yè)總成本費用（萬元）14087.284生產經營期（年）20稅金及附加（萬元）414.15折舊期（年）18營業(yè)利潤（萬元）11928.106年發(fā)電利用小數（小時）2500凈利潤總額（萬元）9455.087項目資本金投資占比20%總投資收益率（ROI)10.72%8貸款規(guī)模（萬元）6000資本金凈利潤率（ROE）33.77%9發(fā)電量（萬千瓦時）2500投資利潤率8.52%10上網電價（元/千瓦時，含稅）0.57項目投資（稅前）財務內部收益率15.24%11上網電價（元/千瓦時，不含稅）0.487項目投資（稅后）財務內部收益率13.99%12電費收入（萬元）1217.95凈現值（萬元）3059.7813五年以上借款利率5.39%靜態(tài)投資回收期（年）6.2314貸款期限（年）15動態(tài)投資回收期（年）9.2215總投資額（萬元）7000項目資本金收益率31.95%附錄：風電項目經濟性測算模型圖表15：風電項目經濟指標測算來源：華創(chuàng)證券ROE、IRR與利用小時數、上網電價、工程造價關系圖表5：風電ROE、IRR與發(fā)電利用小時數成正相關關系圖表6：風電ROE、IRR與上網電價成正相關關系圖表7：風電ROE、IRR與工程造價成負相關關系圖表8：LCOE(風電全生命周期度電成本)隨工程造價下降降低來源：華創(chuàng)證券來源：華創(chuàng)證券來源：華創(chuàng)證券來源：華創(chuàng)證券項目收益敏感性分析變化幅度（%）發(fā)電利用小時數（小時）項目內部收益率（IRR）同比變化-10%22509.76%-14.80%-5%237510.61%-7.38%0250011.46%0.00%5%262512.30%7.37%10%275013.15%14.71%變化幅度（%）上網電價（元/千瓦時）項目內部收益率（IRR）同比變化-10%0.5139.76%-14.81%-5%0.541510.61%-7.39%基準0.5711.46%0.00%5%0.598512.30%7.36%10%0.62713.15%14.70%裝機成本項目內部收益率（IRR）同比變化-10%675013.14%14.64%-5%712512.26%6.93%基準750011.46%0.00%5%787510.74%-6.29%10%825010.09%-12.00%圖表16：項目內部收益與發(fā)電利用小時數敏感性分析圖表18：項目內部收益與工程造價敏感性分析圖表17：項目內部收益與上網電價敏感性分析四、風場成本拆分：風機設備成本變化影響度電成本陸上風電總承包投資成本在7000-8000元/KW。為了明確風電技術發(fā)展的方向，了解風電場投資成本的下降潛力，有必要對風電項目的成本構成進行分解。風電場裝機成本主要由設備及安裝工程費用、建筑工程費用、施工輔助工程費用等七個部分組成。其中，設備及安裝工程成本占比75%左右，建筑工程成本占比13%左右，其他費用占比6%左右，三類成本構成了風電廠投資成本的大頭。圖表13：風電場成本構成來源：華創(chuàng)證券目前，設備及安裝工程費用中成本最高的是發(fā)電設備，占比在90%左右。在整個發(fā)電設備的構成中，風電機組是重中之重，占比超過60%。其次是塔筒，占比接近30%?？梢源笾掠嬎愠鲲L機采購成本基本上占到一個項目總投資成本的42.31%（76.26%*89.27%*62.15%），塔筒的采購成本基本上占到一個項目總投資成本的19.61%（76.26%*89.27%*28.81%）?？梢哉f，風機和塔筒價格高低在一定程度上決定著風電場的度電成本。圖表14：風電場設備及安裝工程成本構成來源：華創(chuàng)證券項目占比發(fā)電廠工程66.79%升壓變電站工程2.97%交通工程10.42%房屋建筑工程7.68%其他工程12.14%合計100%建筑工程費用約占總成本的13%。國內陸上風電可以根據所在地區(qū)的地貌特征簡單分為平地、山地、沿海風電幾個類型。建筑工程成本最低的當然是西部平地，因為大面積的荒灘是無需平整的，再高一點是中東部的平地，雖然地是平的，但征地費用會高一些，再高一點是山地風電，不僅要征地，砍樹還要修盤山路運配件上山，沿海風電的灘涂雖然征地費用低，但由于地基的軟硬和基層的深度不一，風機基礎的造價會相應高一些。圖表15：風電場各項建設成本構成來源：華創(chuàng)證券來源：華創(chuàng)證券風電項目投資決策經驗判斷（1）測算回收年限“七上八下”。假設項目工程造價7800元/千瓦，年小時數2400小時，電價0.57元/千瓦時，在不考慮運營成本、資金成本前提下，測算單位千瓦回收周期。如果低于7年，項目具有開發(fā)價值，如果大于8不具有投資價值，簡而言之“七上八下”。（2）測算度電造價水平。單位千瓦工程造價/（發(fā)電利用小時*1千瓦），計算值一定要低于3元/千瓦時，三北地區(qū)是2塊大限，如7500元/千瓦投資項目，發(fā)電小時數必須2500小時；南方地區(qū)低于3塊錢/千瓦。（3）提高收益需要從發(fā)電小時數和電量兩個方向入手。發(fā)電小時數每提升100小時，或者度電成本下降500元，度電成本下降1.8分錢，增加發(fā)電量帶來的收益增加大于工程造價下降。五、分散式平價上網壓力測試：平價并不遙遠分散式平價上網壓力測試：平價并不遙遠風電發(fā)電側平價上網并不遙遠。風電標桿電價與燃煤標桿電價相比價差仍較高，國家能源管理部門希望產業(yè)鏈上下游共同分攤競價上網---平價上網帶來的壓力。分散式風電因低風速風機技術進步、就地消納等，其發(fā)電利用小時數提升，更具有競爭力。圖表19：2018年四類資源區(qū)風電標桿電價與燃煤電價價差0.15元左右圖表20：政策驅動下國內標桿電價不斷下調來源：華創(chuàng)證券來源：華創(chuàng)證券以二類資源區(qū)為例，上網電價為燃煤標桿電價0.3035元/千瓦時，取工程造價6500元/千瓦，不考慮資源稅費、路條費等減少。經濟測算模型顯示，當發(fā)電利用小時數為3000、3100小時，項目凈現值為負值，項目不具備開發(fā)的經濟條件；當發(fā)電利用小時數為3200小時，凈現值為正值，內部收益率仍在8%以上；3300-3400小時，內部收益水平繼續(xù)抬升。如果保持發(fā)電利用小時數3200小時不變，在工程造價不斷下降的前提下，項目收益率不斷提高。利用小時3200小時，0.3035元/度，實現正凈現值，IRR在8%以上圖表21：蒙東風電項目平價上網，收益率隨發(fā)電小數增加提高

圖表22：蒙東風電項目IRR隨工程造價下降而提升分散式風電新興市場主體多傳統油氣（新奧、BP）、煤炭開采（同煤）、機械制造（金風、天順）跑馬圈地純財務投資者集聚，資金成本低，“門口的野蠻人”地方政商資源擁有者民營企業(yè)是主力，不乏五大電力、華潤、中廣核等企業(yè)的身影五大四小傳統運營主體傳統企業(yè)、財務投資新玩家來源：華創(chuàng)證券來源：華創(chuàng)證券圖表23：非五大四小投資主體在新增風電裝機中占比不斷增加圖表24：分散風電項目中央企參與的規(guī)模增加序號項目裝機容量（MW)項目業(yè)主1大唐鄢陵旅游景觀分散式風電場1.1大唐河南公司許昌龍崗發(fā)電公司2華潤電力新能源投資有限公司睢陽區(qū)李口20MW分散式風電項目2華潤電力新能源投資有限公司3中廣核永城王集分散式風電場1.2中廣核新能源河南分公司6北京天華成長垣縣20MW分散式風電場2國家電投東方能源股份有限公司7華潤電力登封20MW分散式風電項目2華潤電力新能源投資有限公司8河南華電安陽滑縣20MW分散式風電場2中國華電集團河南分公司9三峽新能源鞏義市100MW分散式風電場3中國三峽新能源有限公司華東分公司10北京天華成長垣縣20MW分散式風電場2國家電投東方能源股份有限公司11華潤電力登封20MW分散式風電項目2華潤電力新能源投資有限公司12河南華電安陽滑縣20MW分散式風電場2中國華電集團河南分公司13北京天華成長垣縣20MW分散式風電場2國家電投東方能源股份有限公司六、分散風電市場化交易模式創(chuàng)新市場交易為分散式風電帶來新契機從被動管理到主動參與?；陔娏w制改革推動，分布式發(fā)電市場化交易成為可能，分布式能源在被動接受調度指令管理多年之后，可以主動參與市場交易。2017年11月，發(fā)改委、能源局發(fā)布《分布式能源市場交易試點通知》。隔墻售電合法合規(guī)。在滿足相關技術條件下，在110kv電壓等級之內可以選擇就近銷售電量，“隔墻售電”成為可能，并獲得合法的售電資質，集發(fā)售（電）于一體。電力市場化改革里程碑。在“放開兩頭，管住中間”的思路下，分布式能源作為增量市場主體參與電力市場競爭，對于分散式風電而言市場化帶來新的發(fā)展契機。資料來源：華創(chuàng)證券圖表25：電力市場新運行形態(tài)為新能源創(chuàng)造新商業(yè)模式34政策要點分析與以前分布式電源相關政策相比，明確了最高電壓等級為110kV，最大容量為50MW；兩類：35kV及以下，20MW及以下；110kV及以下,20MW至50MW。一是允許參與市場化交易的試點項目接入電壓等級提高到110kV，容量提高到5萬kW。文件提出了“分布式光伏發(fā)電和分散式風電”，但均未提分布式天然氣發(fā)電，導致政策出現盲點，各利益方解讀不一致；但由于沒有明文禁止，很難排除上報分布式天然氣發(fā)電項目參與市場化交易試點獲批的可能性。二是明確分布式光伏發(fā)電和分散式風電可以參與市場化交易試點，但未明確是否允許分布式天然氣發(fā)電參與市場化交易試點，出現政策盲點。35對于直接交易和電網企業(yè)代售兩種模式，電網公司只收取“過網費”?！斑^網費”核定前的收取標準是按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網公共網絡輸配電價扣減分布式發(fā)電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價；三是規(guī)定了參與試點項目可采用直接交易、電網企業(yè)代售、電網企業(yè)標桿電價收購三種交易模式，以及“過網費”在核定前的收取標準。在省級電力交易平臺建設分布式發(fā)電市場化交易模塊。各省電力交易中心牽頭負責試點交易組織工作，完善交易規(guī)則和管理規(guī)范，在省級電力交易平臺上建設分布式發(fā)電市場化交易模塊，實現市場成員管理、交易組織、合同管理、結算管理等功能，電網公司不建議在市（縣）公司組建交易平臺，保持現有電費結算方式不變。四是設立市（縣）級電網區(qū)域分布式發(fā)電交易平臺。試點地區(qū)可依托省級電力交易中心設立市（縣）級電網區(qū)域分布式發(fā)電交易平臺子模塊，或在省級電力交易中心的指導下由市（縣）級電力調度機構或社會資本投資增量配電網的調度運營機構開展相關電力交易。創(chuàng)新分散式風電交易模式分布式發(fā)電作為新的能源供應主體，可以發(fā)揮其項目規(guī)模小、接近用戶、綜合能源服務延伸范圍廣的特點，豐富電力市場化交易的形式。隨著分布式電力市場交易試點的啟動，將為分散式風電創(chuàng)新電力交易模式、電價形成機制，在集發(fā)電、售電于一體的模式下，有望提高分散式風電項目的經濟收益。以蒙東地區(qū)為例，當地屬于Ⅱ類資源區(qū)，2018年新核準的風電項目標桿電價為0.45元/千瓦時，若與一般工商業(yè)用戶進行市場交易，交易電價在目錄電價0.78元/千瓦時基礎上下調10%，交易電價為0.702元/千瓦時，扣減過網費、政府基金及附加，加上可再生能源補貼，市場交易電價仍將高于0.45元/千瓦時標桿電價。以蒙東地區(qū)10mw分散式項目為例，如果電價從0.45元/千瓦時提高到0.702元/千瓦時，在3000小時的利用小時數下，項目的內部收益率將提高10個點以上。交叉補貼，過網費不可能為零。試點方案申報情況初步統計，目前全國已有35個省（區(qū)）開展了分布式發(fā)電示范的申報工作，有十多個省（區(qū)）已明確了試點區(qū)域或項目。38形成電力市場閉環(huán)。分散式風電+儲能+用戶需求側管理+電動汽車。提前為電力金融市場做儲備。電力期貨、期權、差價合約等金融衍生品。七、第三輪行業(yè)成長周期開啟：行業(yè)自驅力是核心風電“路條“價格翻倍路條是開發(fā)商項目獲取的主要方式，盡管嚴禁交易。北方地區(qū)集中式風電項目路條費為元/瓦，而去年同期路條價格為元/瓦，相比之下路條價格翻了一倍。在風資源優(yōu)質的地區(qū)，如果投資商資金成本低，路條交易價格更高。圖表26：兩個不同時期的“路條”來源：華創(chuàng)證券清潔能源處于前所未有的政策友好期提高清潔能源在終端消費占比是國家戰(zhàn)略，得到中央、國務院高層（習、李）重要批示，政治任務。棄風棄光自去年不斷改善，配額制、綠證、清理非技術成本等政策出臺，清潔能源外部環(huán)境友好。能源局《清潔能源消納行動計劃(2018-2020年)征求意見稿》：2018棄光率低于5%、棄風率低于12%;2019棄光率低于5%，棄風率力爭8%左右；2020年棄光低于5%，棄風5%左右。1-6月國網經營區(qū)內累計棄風量127.6億千瓦時，同比減少70億千瓦時，棄風率7.9%（龍源6.9%），同比下降4%。華北地區(qū)基本不棄風（5%以內）；東北地區(qū)除蒙東（7.9%）、吉林（6.1%），其他地區(qū)不棄風；西北地區(qū)累計棄風電量減少22億千瓦時，西北地區(qū)棄風電量同比下降11%，但是甘肅（20.5%）、新疆（28.9%）棄風率超過20%。資料來源：華創(chuàng)證券圖表27：棄風率逐年下降運營商效率提升非常規(guī)手段解決棄風棄光障礙“政府引導（強制消納）+市場選擇（交易手段）”非常規(guī)手段，解決“三北”地區(qū)棄風棄光。系列措施包括：通過采取壓減火電負荷、降低系統備用量、加大煤電靈活性改造、跨區(qū)現貨交易、協調東部省份消納、調峰輔助服務、清潔能源供暖、特高壓外送、發(fā)電權交易等方式，重點解決三北地區(qū)棄風限電問題，為新能源消納騰空間。圖表28：非常規(guī)措施解決棄風限電難題，資本市場用一年時間消化資料來源：華創(chuàng)證券經過20年發(fā)展，經過兩個個完成的成長周期，正從少年步入成年，政策規(guī)劃調整對產業(yè)影響非常大。以2007年作為起點，在可再生能源法的頒布實施、風電標桿電價的確立、清潔能源中長期發(fā)展規(guī)劃等政策性支持下，“十一五”五年連續(xù)幾年翻倍增長，這段時間國內整機廠家眾多，百舸爭流，但技術能力不足，仍然支撐國內幾個千萬千瓦風電基