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2.2、益于民间资本进场,注入市场新活力
相比于集中式,分散式项目投资门槛显著降低。(1)项目单体规模小,投资规模降低,加之常规项目自有资金占比20%-30%,投资门槛大幅降低;(2)不占用年度管理指标,省去招标环节,弱化获取路条的软实力,节省路条费用;(3)审批流程简化,有效降低前期成本,缩短筹建周期。
资金门槛降低,投资主体多元化
相比于集中式,分散式风电初始投资下降一个量级。通过梳理河南省、山西省下发分别124和105个项目规模,看出分散式风电项目规模普遍落入5-20MW区间。当前阶段,分散式风电单位成本位7.5-8.5元/W,高于西北集中式建设成本。但从绝对值看,以10MW分散式风电项目为例,总投资约合8000万元,假设20%自有资金,则初始投资约合2000万,远低于百兆瓦级集中式项目,动辄投资上亿的投资金额。进入风电市场的资金体量下降了一个量级,有益于民间资本进场,为行业注入新动力。
开发主体数目增加,五大集团占比大幅下降。2017年11月,河南省公布分散式风电开发方案,总计123个项目,总规模达到2.1GW。通过对项目梳理,我们发现显著投资主体多元化的变化趋势:(1)开发商数目较多,123个分散式风电项目,由53家开发企业负责;(2)以县为单位打捆开发,集中规划,批量核准。除中广核、大唐等企业,多数企业负责开发的项目集中于1-2个县、市范围内;(3)传统风电企业项目占比下滑,方案中五大集团项目占比仅为13%,其他TOP10的大型开发企业占比19%,合计不足35%,远低于全国开发TOP10企业60%-70%的市占率水平。
不占用指标备案并网,节省高额路条费用
2017年国家正式明确分散式风电不占用年度建设实施方案,即不与集中式共同竞争招标,挤占“十三五”规划合计110.4GW的建设指标,成为行业纯增量。对于集中式,路条是决定能否及时并网、领取补贴的关键流程。目前,风电经济性逐步凸显,路条价格攀升。分散式无需高价购买指标,仅需备案并网,预计节省7%-8%的单位建设成本,保障项目收益率。
简政放权加快审批,缩短资金周转期
分散式单体规模小,但前期因政策不明确,审批、环评、电网接入流程与集中式无差异,尤其在土地稀缺、注重环保的中东部地区,前期冗长项目批复、文件审批都是导致建设周期加长的重要原因。产业链制造环节应收账款积压,运营商因建设周期拉长,加大资金周转及财务费用压力,均不利于无规模效应的分散式项目推进。
随着对分散式项目的定位清晰,各省下放审批权力,单体规模较小,不受指标规模限制的分散式多由市(州)级核准审批,有效加快前期批复周期。
另一方面,在并网环节也予以多重优惠政策,如接入方案由电网企业承担,免费提供设计及审查服务,并网验收、公共电网及相关表计(关口表和发电量计量表)均由电网承担。在并网流程上,分布式电源并网周期大幅缩减,项目业主仅需提出两次申请,其他均由电网受理制定及调试,前后周期在50-60天,效率远高于集中式项目。
“审批+并网”流程简化,有利于分散式风电项目建设周期缩短至6-8月,远低于低风速集中式12-18月的工期,有效缓解产业链资金周期问题,进一步降低进入门槛,并提前进入项目收益期,向更多投资主体敞开窗口。
我们相信,越来越多的民营企业及民间资本,将以分散式项目为契机,进入风电产业中,激活行业市场化机制,平抑单一群体阶段性投资下滑的系统性风险,为风电行业增添新动力。
2.3、一触即发,2020年前累计装机20GW
参照分布式光伏、天然气装机规模发展规律,我们预计到2020年,中国分散式风电装机将达到20GW,每年新增分散式风电装机规模增速为100%以上,2018-2020年分散式风电新增装机规模依次为3GW、5GW、10GW。
3.增长动力:显经济性投资价值,遇市场化交易良机
风电产业终端电力产品仍属于商品属性,决定行业发展的决定性变量仍是项目经济性。政策、技术及配套制度已为分散式铺平发展道路,相较于西北部弃风限电严重、中东部山区开发难度加大,分散式项目已经具备较好的收益率。
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