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。

　　《分散式風電項目開發(fā)建設暫行管理辦法》為分散式風電發(fā)展確定了基礎。

　　（1）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。

　　（2）分散式風電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。接入電壓等級擴圍至110kv，意味著分散式風電項目可以在更大范圍內消納、分散式風電裝機規(guī)模政策的重要紅利。

　　（3）簡化審批流程，首次嘗試“核準承諾制”，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。這是國務院及所屬部委簡政放權、優(yōu)化審批流程的重要變化，核準承諾制是典型事后監(jiān)管，從事前審批到事后監(jiān)管是國內項目核準的重大進步，政府職能從管項目向做服務轉變，將項目開發(fā)經營權交給企業(yè)。與核準制相比，分散式風電項目核準所需要的流程、時間將大幅縮減。

　　目前，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。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。廣西、貴州等省份也早已明確將跟進編制分散式風電建設規(guī)劃，各主要能源企業(yè)均在分散式風電領域開始布局，下半年分散式風電核準、并網預計將加速。

圖表4分散式風電與集中式風電主要區(qū)別

     三、下半年風電行業(yè)回暖，進入高景氣度發(fā)展階

　　下半年風電進入設備交付、項目施工、并網的旺季。現階段，衡量風電行業(yè)景氣度的兩個指標，一個是項目前端開發(fā)的指標，即路條；一個指標是電站的收益率。

　　（一）路條是行業(yè)景氣度風向標

　　盡管國家能源管理部門和地方政府三令五申禁止路條交易，但路條交易仍是投資商獲取項目資源（風、光等）的主要渠道，路條價格高低并且與行業(yè)景氣度成正相關。根據我們在產業(yè)調研中獲得的信息，目前北方風資源優(yōu)質地區(qū)集中式風電項目路條費與去年相比大幅攀升，一些項目路條價格在0.6元/瓦左右。

　　路條是行業(yè)景氣度的風向標，近兩年路條費價格變化反映風電行業(yè)景氣度不斷回升。路條費攀升一定程度上推高行業(yè)投資造價，風電開發(fā)商仍愿意花更高的成本獲取項目資源，其背后的驅動力是風電項目經濟回報在大幅提升。得益于棄風限電改善，存量風電項目資產負債表得到修復，資產回報能力也從底部回升。

　　（二）棄風限電改善，風電資產價值不斷提升

　　根據我們調研和測算，一些風資源優(yōu)質的區(qū)域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%。

圖表5內蒙古某21MW分散式風電項目經濟指標

     在經濟收益的驅動下，存量開發(fā)商有意愿增加資本開支規(guī)模，新增投資主體開始涌入風電行業(yè)，并被稱為“門口的野蠻人”。這些“野蠻人”既有財務投資人、也有從油氣等傳統行業(yè)轉身的投資主體、也有趨之若鶩的追隨者，他們的到來將改變風電行業(yè)生態(tài)。

      為一進步測算分風電項目經濟性，我們以四類資源區(qū)某10MW風電項目為樣本，搭建項目20年經營期內利潤表模型、現金流模型，測算項目成本費用、營收利潤、內部收益率、資本金收益率、凈資產收益率等財務指標。

　　在2500小時利用小時數、0.57元/千瓦時（含稅）上網電價下，風電項目具有領先市場的投資回報率、穩(wěn)定的現金流和利潤回報。10MW風電項目經濟性測算如下：項目累計營業(yè)利潤12586.66萬元，凈利潤累計10029.06萬元，項目凈資產收益率35.82%，項目投資（稅后）財務內部收益率13.91%；項目投資凈現值3014.52萬元，靜態(tài)投資回收周期6.25年，項目資本金收益率36.58%。

圖表7　10mw風電項目經濟性測算：具有領先的回報率和現金流

   （三）風電平價上網壓力測試

　　盡管風電標桿電價不斷下調，但與燃煤標桿電價相比仍處于較高水平。我們分別選取四個風電資源區(qū)的代表省份，與當地燃煤電價做比較，在一類資源區(qū)蒙西風電與煤電標桿最小，二類資源區(qū)蒙東次之。

圖表8　2018年四類資源區(qū)風電標桿電價與平均燃煤電價價差

　　我們以蒙東地區(qū)為例，若風電與煤電平價，取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。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，內部收益率在8%以上；3300-3400小時，內部收益水平繼續(xù)抬升。由此可見，提高發(fā)電利用小時數是風電平價上網的重要前提條件。

圖表9蒙東風電項目平價上網條件下收益率變化

　　2017年9月，國家能源局公布第一批13個風電平價上網項目名單，河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆境內70.7萬千瓦風電成為平價上網的首批項目。按照承諾，示范項目將不受省年度規(guī)模指標限制；上網電價為當地煤電標桿上網電價，無補貼，不發(fā)綠證；各方力促不限電；項目建成電網與風電企業(yè)簽購售協議。

　　國家能源局借示范項目測試兩個底線，一是風電運營商盈利的底線，二是電網全額消納新能源的底線。我們預計下半年，在風電棄風持續(xù)改善的格局下，或示范項目率先實現平價上網。

　　四、風電成長由政策驅動轉向經濟驅動，第三輪成長可期

　　回顧中國風電發(fā)展15年歷程，以2007年作為起點，風電行業(yè)經過了兩個成長周期，2018年是新一輪周期的開始。第一、二輪成長始于可再生能源法的頒布實施、風電標桿電價的確立與調整、清潔能源中長期發(fā)展規(guī)劃等政策性支持，自上而下的政策支持是風電發(fā)展的驅動力。

　　如前所屬，與第一、二輪成長周期不同，驅動風電進入第三個成長周期的動因主要來自行業(yè)自身經濟回報的提升和資產價值的回歸，疊加產業(yè)政策高密度、持續(xù)性的支持，風電有望進入新的成長階段。

圖表10風電行業(yè)發(fā)展15年經過兩個完整成長周期

　　從歷年新增裝機分布看，國內前五大風機制造商市占比不斷提升，憑借成本優(yōu)勢、融資、運維服務等綜合能源服務拓展，風電設備龍頭公司市占率預期繼續(xù)提高，風電設備領域二次洗牌也將在風電成長過程中出現，屆時龍頭公司優(yōu)勢將愈加明顯。受益于風電行業(yè)新成長驅動，風機設備需求將放量。

　　行業(yè)面臨的風險因素包括：風電裝機增長不及預期、風機價格下降導致毛利大幅回落、風電上網電價大幅下調等。