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分散式风电,小项目大乾坤

京津冀新能源商会2018-06-16 13:18:03



一、核心观点


1、近年来我国风电装机重心向中东南部的低风速地区转移,随着风机技术的进步,分散式风电的项目收益率已能满足投资商的预期回报。然而截至目前分散式项目占我国存量风电装机容量的比例不足1%,其面临的问题主要是前期核准成本太高,且不确定性风险较大,导致开发商对收益率心存疑虑。参照分布式光伏的发展轨迹,一旦政策松绑降低分散式风电的前期成本,该市场有望实现突破步入快速增长期

 

2、从开发空间上看,低风速风机技术提升之后,中长期内风资源已经不是发展分散式的主要限制因素,短期内国家层面的框架性政策以及各省的开发规划是判断分散式风电前景的核心变量,中期内电网接入条件决定其开发空间,据估算,35kV电压等级接入和按照110kV电压等级接入,分散式风电的可开发空间相差4倍。

 

3、分散式风电不仅仅是风电装机规模的一个补充,而且是集中度和价值量更高的细分市场。分散式风电的投资主体更加多元,从传统的大型电力集团扩展至没有开发运营经验的中小投资者,并且项目的开发和运维与传统集中式项目有较大区别,从而要求整机厂商升级为具备融资、高品质设备供应、EPC及后期运维等全面综合能力的方案提供商,预计分散式风电市场将呈现“高壁垒、高附加值、高集中度”的特点,在历史竞争中处于优势地位的设备商将获取更大份额和回报。


二、投资建议与投资标的

 

随着全国性分散式风电政策的落地,预计分散式风电将进入快速发展期,并带动风电行业装机量快速持续增长,预计2018-2020年国内风电装机容量分别达到25/32/40GW,其中分散式风电项目的装机容量分别达到1/5/8GW。

 

分散式风电市场具备“高壁垒、高附加值、高集中度”的特点,建议关注综合实力突出的整机龙头及其供应链企业,以及细分子行业的龙头企业



三、背景:起步早,推进慢

 

分散式接入风电项目是指位于用电负荷中心附近,不以大规模远距离输送电力为目的,所产生的电力就近接入电网,并在当地消纳的风电项目。分散式风力发电最明显的优点就是不用像大规模风电场一样新建高电压、远距离输电线路,其容量小,本地消纳的压力小,限电风险较低。

 

早在2009年我国就提出了分散式风电的概念。随着“三北”地区弃风限电形势日益严峻,大规模集中连片开发难以为继,以2011年为转折点,我国风电发展从规模化集中开发,转向集中规模化开发与分散式“两条腿走路”。然而,截止到目前,分散式风电占我国风电装机总量的比重仍不足1%,推进速度极为缓慢。

 

四、外部因素:政策“口惠而实不至”

 

2011年7月,国家能源局下发的《国家能源局关于分散式接人风电开发的通知》(国能新能【2011】226号)是我国分散式风电政策的起点,提出“在规模化集中开发大型风电场的同时,因地制宜、积极稳妥地探索分散式接入风电的开发模式”。当年11月份下发的《分散式接入风电项目开发建设指导意见》(国能新能【2011】374号)是分散式风电发展史上浓墨重彩的一笔,该意见对分散式接入风电项目的定义、接入电压等级、项目规模、核准审批等进行了界定,标志着分散式风电市场正式落地。此后,陆续有新的政策提及分散式风电,并在能源、电力及风电的“十三五”规划中多次提出“加快分散式风电开发”。

 


然而,虽然政策明确“鼓励分散式风电开发”,但在实际操作层面并未对分散式与集中式风电做出明确的区分,而且缺少如分布式光伏那样针对性扶持政策,从而导致分散式风电在过去10年里裹足不前。

 

政策方面的限制主要体现在如下方面:

 

审批制度方面,与执行备案制的分布式光伏不同,分散式风电到目前为止仍实行项目核准制度,前期时间成本要长得多,据报道,一个分布式光伏系统开建前的审批流程只需要几个星期,风电的核准时间则在半年甚至一年以上。在收益率不具备明显优势的情况下,比较复杂的审批流程极大限制了市场发展空间。

 

核准权限方面,国能新能【2011】374号文件规定“国务院能源主管部门负责全国分散式接入项目的开发规划和和建设管理”,尽管国能新能【2017】3号文件将审批权限下放到“各省级能源主管部门…制定本省…分散式风电发展方案”,但放松力度仍然有限。在实际运作中,复杂的审批流程是分散式风电面临的主要难题之一,相关企业申请开发分散式风电场的过程中,土地、环保、水保等支持性文件一个都不能少,且审批时间长,费用较高。有的时候一个项目光办手续的费用就会占到总成本的3%-5%,加重企业经营负担的同时,大大挫伤了相关单位开发的积极性。

 

接入政策方面,国能新能【2011】374号文件要求接入110kV或66kV降压变压器及以下电压等级的输变电设施,【2017】3号文件则将接入条件调整为接入电压等级应为35千伏及以下电压等级,如果接入35千伏以上电压等级的变电站时,应接入35千伏及以下电压等级的低压侧。由于风电设备的单机容量较大,在10kV及以下电压等级几乎不能消纳,该标准实际上将风电的接入条件限制在35kV等级,随着电网的升级改造,35kV等级的铭牌容量不断减少,分散式风电的接入被大幅限制。

 

价格扶持力度较弱,尽管分散式风电在配电侧接入电网,节约了高昂的输电成本,然而分散式风电并未因此享受到额外的补偿,也不能通过隔墙售电模式谋求更高的销售电价,现行政策中分散式风电只能采用全额上网模式,上网电价与当地集中式项目的上网电价一致。而在分布式光伏中,可以采用“全额上网”和“自发自用,余量上网”两种模式,并有高昂的度电补贴,部分地方政府还有地方补贴,因此收益率极具吸引力,也最终促成了2017年分布式光伏的全面爆发。


因此,总体来看,尽管获得了多项政策的鼓励支持,但对于分散式项目的管制力度总体还是偏紧,而且在核准、接入等关键环节的规定仍然模糊,导致前期成本偏高且不确定性很强,因此推进速度严重不达预期。

 


五、内部因素:技术储备尚未完成,开发风险较大

 

国家政策对于分散式风电规模的要求是“除示范项目外,单个项目总装机容量不超过5万kW”,实际的申报项目规模多在2万kW以下,因此我国风资源较好的地区对分散式开发模式并无积极性,早期的分散式风电除少量示范项目之外,多数位于中东南部的低风速地区


2012年3月,国家能源局下发《关于印发“十二五”第二批风电项目核准计划的通知》,该核准计划中有18个分散式风电项目列入其中,共计837MW,这18个项目是我国首批真正意义上获得国家批复的分散式接入风电项目,其中仅有14%的容量位于内蒙古和新疆等传统的资源丰富区。根据相关信息,除三个项目因项目单位自身原因或厂址问题停建外,其余15个项目均在“十二五”期间完成。

 

低风速风机成本高,技术不成熟。在成熟的低风速风机大面积进入市场之前,南方地区多数项目的年利用小时数在2000小时以下,风机价格却在4300元/kW以上,高昂的风机价格及较高的土建成本使得分散式风电的收益率较集中式项目大为逊色,同时彼时中东南部地区风电累计开发规模仍然较小,分散式风电的开发经验更是无从谈起,因此运营商对于分散式风电的开发多持谨慎态度。此外,分散式风电项目呈现多样化,对机组的适应性提出了个性化要求,整机厂商对市场研究不足,尤其是在定制化风机和小型风电标准方面比较欠缺,也没有对分散式风电发展起到应有的引领作用。

 

开发商以央企、国企为主,对于单体规模小的分散式风电积极性不高。国内80%左右的风电运营商都具有国资背景,由于分散式风电存在投资单体容量小,前期工作复杂等情况,而现行的一些国资绩效考核方法在一定程度上也影响分散式风电开发的热情。


 

六、变化:南北方此消彼长,低风速地区具备比较优势

 

“三北”地区弃风严重,集中式开发增长乏力

 

由于前述原因,我国的风电建设严重向北方地区倾斜。截止到2016年年底,我国70%左右的风电项目均位于“三北地区”,由于当地消纳能力有限,并且存在外送通道建设比较滞后,风机利用水平受限,弃风限电率持续高企,2017年全国平均弃风率约为12%,弃风电量分布在11个省份,其中10个省份位于“三北”地区,尤其是存量规模最大的西北地区弃风现象尤其严重。严重的弃风现象一方面打击了业主的投资积极性,另一方面也导致主管部门出台严厉的限制政策,并直接导致2016年和2017年风电装机规模的连续下滑。因此,风电行业要维持一定装机规模,仅依靠“三北”地区已经无以为继。

 


技术进步,成本下降,低风速地区开发价值凸显

 

中东南部的低风速地区成为风电行业亟待拓展的市场增长点。此前,业内普遍认为,风速低于6米/秒的资源区不具备经济开发价值。但是通过技术创新,风轮直径的加大、翼型效率的提升、控制策略的智能化、超高塔筒的应用以及微观选址的精细化等,提高了机组的利用效率,使低风速资源也具备了经济开发价值。目前,年平均风速5米/秒的风电场,年等效满负荷利用小时数也可以达到2000小时左右。


价格方面,随着整机厂商不断降低成本,风机价格在2016年起步入下降通道,目前2MW机型招标均价已从4000元以上降至3600-3700元/kW左右。此外,风机大型化降低土建、施工等相关成本,目前市场上的风机容量已从早期的1.5MW和2.0MW已过渡到2.2-2.5MW,3MW机型也即将推向市场,因此单位容量风电场的土建等成本将大幅摊薄。受效率提升及成本下降的同时拉动,低风速地区风电项目的资本金IRR普遍达到12%以上,开发价值凸显,中东南部地区的装机量也于2016年首次超过“三北”地区。

 


集中与分散并举是充分利用中东部资源的最佳方式。由于土地资源稀缺,分散式开发风电的呼声不断高涨。与北方地区相比,中东南部的地形条件更为复杂,而且人口稠密,并不具备“三北”地区那样大面积集中开发风电的条件,效仿西方国家的历史经验,小规模、分散式开发风力资源是在中东部地区推动风电发展的最佳方式。

 

七、万事俱备,只待政策松绑

 

2017年3号文件“鼓励各省级能源主管部门研究制定简化项目核准程序的措施”,但并未就如何简化给出具体指导,而与分布式光伏的备案制相比,前期准备工作的成本之高更是让人望而却步。分散式风电发展的核心并不是技术问题,而是风电开发思路的转变。

 

过去无论是开发商还是电网公司、地方政府,都习惯了在高风速地区集中式开发风电的模式,现在必须从已有的观念中跳出来,从国家层面上,对分散式风电项目的审批可以参考对光伏项目的审批流程;从电网的角度上看,不应该将所有分散式风电项目都按照5万千瓦以上的规模进行审批,而可以取决于当地的资源量,按照打包核准的方式进行审批。

 

在核准及配套政策真正松绑之前,尽管低风速地区的风电项目建设经验已经比较成熟,而且理论项目收益率也符合多数投资商的准入门槛,但分散式开发模式仍然难成气候。

 

八、发展空间:资源不是限制,政策还是关键

 

资源丰富,开发水平较低

 

尽管中东南部地区的风力资源较“三北”地区颇有不如,但可开发空间堪称广阔。中国气象局国家气候中心的最新研究成果显示,通过对风资源的综合评估,同时在机组技术创新等因素的驱动下,全国80米高度 风能资源可利用面积从173万平方千米增加到234万平方千米,风资源技术开发量从35亿千瓦增加到42亿千瓦。其中,中东部和南方19省(区、市)可开发利用面积从27万平方千米增加到87万平方千米,低风速资源技术开发量由3亿千瓦增加到10亿千瓦。

 


从国际经验对比来看,上述地区的风电开发还有很大空间。以德国为例,到2016年底,德国全国的单位国土面积风电装机为136.97千瓦,4个州突破了200千瓦/平方公里,而我国中东南部各省份中,作为我国低风速重点区域的湖南、湖北、浙江、安徽等地都不到13千瓦/平方公里,潜力还远远没有挖掘出来。

 

电网接入条件是分散式项目的规模天花板

 

相对而言,电网接入条件对于分散式风电的开发空间影响更为直接。国能新能【2011】374号文件要求接入110kV或66kV降压变压器及以下电压等级的输变电设施,【2017】3号文件则将接入条件调整为接入电压等级应为35千伏及以下电压等级。目前全国性的分散式风电政策仍在制定过程中,接入电压等级尚无定论。

 

根据研究,各种接入模式下影响分布式电源接入容量的主要因素是逆功率限制,而电压与短路对分布式电源接入容量的影响均很有限。采用低压接入模式时,建议其容量小于所接入中压配电变压器最大负荷40%;采用中压分散接入模式时,建议其容量要小于所接入中压馈线最大负荷的40%;采用专线接入模式时,建议其容量要小于所接入主变压器最大负荷的25%。

 

截止到2014年年底,我国35kV的变压器铭牌容量约4.6亿kVA,如按照低压接入,50%负荷条件下,可接入分散式风电的规模上限约90GW;110kV的变压器铭牌容量约17亿kVA,如按低压接入,50%负荷条件下,可接入分散式风电的规模上限约340GW。不同接入条件下,分散式风电的开发空间相差近4倍。

 


九、各省规划决定分散式风电短期发展规模

 

目前集中式风电项目的核准权限已经下放至省一级,国家发改委也鼓励省一级主管部门制定各自的分散式风电开发计划,因此短期内分散式风电的开发规模取决于各省的具体规划

 

到目前为止,湖南、江苏等省在年度建设方案中同时规划了少量分散式项目,河南、内蒙古、河北、山西等省(自治区)相继出台专项的分散式风电开发方案,其中河南省于2017年11月底核准了约2GW分散式项目;河北省计划于2018-2020年间核准4.3GW分散式项目;内蒙古未对自治区内的分散式项目规模设具体限制。随着其他省份陆续跟进,预计我国分散式风电每年核准规模有望突破10GW,2019年后每年新增装机5GW以上,从而为我国风电行业的进一步发展提供有力支撑。

 


十、开发模式:小业主抢班夺权,“大包干”模式呼之欲出

 

投资下降+效率提升,项目收益率极具吸引力

 

尽管国内的分散式风电目前仅有少量的示范项目,但从运营结果来看,与集中式风电相比,分散式风电能够节约投资成本,并且提高发电小时,从而大幅提升项目收益率。

 

与集中式项目相比,尽管分散式项目在吊装过程中无法发挥规模优势,可摊销的基建成本、吊装成本、管理成本较高,但在其他方面可节约大量成本。首先,分散式风电通常是先找电网接入点,再考虑风资源,而且原则上不修建专用的升压站设施,仅此一项每MW容量可节约30万元左右。同时,部分分散式项目建在已有的大型风电场周围,既节约了测风成本,又能节约道路成本。以华能集团定边公司狼尔沟示范风电场为例,与当地集中式风电场相比,单位千瓦造价节省超过200元,成本优势显著。

 

从设备利用水平看,分散式项目靠近用电负荷中心,便于就近消纳利用,同时风电在当地电源结构中占比较低,也不存在弃风限电的现象。据统计,十二五期间的15个运行中分散式示范项目年等效满负荷小时数在1037小时至2957小时之间,平均为1970小时,普遍高于同期当地的集中式项目,其中未配套建设升压站的项目年等效满负荷小时数为2442小时,高于平均水平。狼儿沟风电场年等效可利用小时达到2546.82小时,领先当地集中式风电平均水平近200小时,年发电量达到2292.14万千瓦时,充分体现了分散式接入风电在新能源开发领域的综合优势。

 

从电价水平看,目前分散式风电的上网电价与当地集中式风电电价相同,由于分散式项目从配电侧接入,未来其电价结算方式完全可以采用“隔墙售电”的模式,将销售电价水平进一步提高,从而提升项目的收益水平。

 

从项目收益水平看,即使不考虑电价提高的可能性,凭借更低的投资成本和更好的利用效率,分散式风电的收益率较同等资源条件的集中式项目应当更有优势,如果电价进一步提高,项目的资本金内部收益率有望达到20%以上。

 

尴尬的准入门槛:大业主看不上,小业主玩不起

 

分散式项目的单体规模普遍在1-2万kW左右,仅有标准集中式项目(5万kW)的20-40%,由于不具备规模效应,传统的大型风电运营商对于分散式风电项目的积极性并不高。以2017年河南省公布的已获核准项目为例,在123个项目中,传统8大电力集团的占比仅有不到30%,远低于其在存量风电项目中的占比。近日山西核准的105个项目中,传统8大电力集团几乎没有参与,仅有华润和国电投各投资1个项目。

 

另一方面,1-2万kW的分散式项目投资约为8000-20000万元,虽然较集中式项目下降不少,但资金门槛仍比分布式光伏高得多,对于没有央企背景的小业主而言,一方面向银行借款的难度很大,投资中资本金的比重将提高,另一方面项目的启动资本金也是巨大的资金压力,分散式风电面临的质疑便来自于此。

 

此外,风电项目的建设开发以及运行维护是一项资金和技术密集的工作。大型风电项目的投资商主要是央企电力集团,这些央企具备丰富的风电开发经验和强大的运维能力,而小业主多为行业的新进入者,是以财务投资为目的,在技术储备和开发经验方面存在明显欠缺,也在另一维度上推高了分散式项目的准入门槛。

 


后期:运维成本凸显,风机质量要求提高

 

后期运维方面,目前我国主要风机公司为设备提供二到五年的免费质保,出质保期后的运维成本则由业主负担。我国风电场的运维方式主要分为三种,一种是开发商自己独立运维,如龙源电力集团的北京中能联创风电技术公司、大唐集团的大唐新能源试验研究院等。另一种是大的整机厂商下设的运维公司,金风科技、南高齿、明阳风电等都有自己专门做运营维护的子公司。第三种为独立的第三方专业运维公司,在初期一般只负责某个领域的维护,如保定盛联风电科技有限公司、东润环能等。根据彭博新能源财经的《中国风电运维市场报告》显示,风电业主占据风电运维市场份额的比例达75%,风机制造商占比15%,第三方运维公司占比10%。

 


运维成本方面,以一个典型的5万kW集中式项目为例,需要配备一支10人左右的运维团队,每年的运维支出大约是300-500万元,约合60-100元/kW·年。对于分散式项目而言,独立运营的成本将大大超过集中式电站。此外,与集中式风电不同,分散式风电由于规模较小,单个风电项目很难吸收优秀的运行维护人才,而且为单一项目配备所需要的专业人才成本很高,分散式风电场运行维护不适合小规模的营运商参与,大概率需委托给第三方服务公司或者整机厂商。

 

相对而言,整机厂商较第三方服务公司的优势更加明显。分散式项目对风机的要求是质量可靠、运维方便,运维服务很可能会委托给整机企业来完成。据了解,主机厂商对于质保期外的报价差异较大,大致范围在40-100元/kW·年,其中直驱机组的运维成本相对较低。这是因为与双馈机组相比,直驱机组省掉了高速传动部件(齿轮箱、联轴器等),而齿轮箱是整个风机设备里故障率最高、更换成本最高的部件。此外,耗材方面由于减少了大量机械齿轮,相关耗品也减少70%以上。

 


此外,运维业务本身即具备明显的规模优势。根据研究,在当前的故障水平下,单体项目技术人员每个月实际的维护时间不超过45小时,因此采用分散建设、集中运维的模式更加经济,存量机组数量多、分布广泛的整机厂商无疑最具优势。据统计,截止到2016年年底,金风科技国内的累计装机容量已超过3700万kW,占国内存量机组的22.21%,市场份额是其他对手的2倍以上,并且差距仍在进一步拉大。金风科技有超过1900人的服务团队,甚至超过其余整机公司的员工总数。备件库设置方面,金风科技在全国4个一级库房、13个二级库房、104个三级库房和300多个一对一的项目子库,形成完善的备件辐射网络,辐射全国的备件维修基地,降低运输成本,提高维修效率,几乎可以对全国各地的项目在第一时间做出响应。对于分散式业主而言,运维成本在选择供应商的重要程度将大幅上升。

 

十一、风机公司的角色:从卖设备到卖综合服务

 

分散式风电对于整机厂商也提出了新的要求。从设备选型上看,分散式项目对机型的要求将体现出“低风速、高质量、强运维”的特点。随着近年来风机市场逐渐向中东南部转移,多数风机企业基本都有低风速机型,表观技术参数也比较一致,然而实际运行效果却有较大差异,目前一线的风机设备年可利用率高达99%以上,二线风机设备的可利用率仅能达到95%以上,同样条件下的发电能力也有较大差异,一般而言,直驱风机在低风速地区具备更强的发电能力;运维能力则与风机厂商的运维团队息息相关,根本上与公司的规模以及机型累计销量相关。目前整机厂商中,金风科技的累计装机量在国内遥遥领先,其运维团队规模也遥遥领先其国内对手。

 

进一步地,与大型风电项目的要求不同,分散式风电要求风机公司由单纯的设备供应商升级为综合解决方案的供应商,其服务内容涵盖项目前期的核准立项、工程设计、项目施工、融资配套以及后期的运维服务等全生命周期的各项业务,这一方面对于设备商的综合实力提出了更高的要求,另一方面也意味着对设备商而言单个项目的价值更高。因此,尽管分散式风电项目在技术上与集中式陆上项目没有区别,上述要求却已决定分散式风电的设备市场集中度将更高


对于设备商而言,业务由仅仅供应风机拓展为项目融资、设备销售、工程EPC及后期运维等全生命周期的综合服务,每个项目的价值将大幅提升,创造价值的周期则从初始投资延展到项目的全生命周期。1万kW的分散式项目为例,若只提供设备,假设销售价格3500元/kW,净利率10%,净利润约350万元;若以“大包干”模式提供全面服务,项目融资租赁的收益率按8%测算,可带来300万元的收益;EPC业务按10%的毛利率,3%的净利润率可带来200万元的收益;设备业务350万元的收益;后期运维,15年内的运维单价为50元/kW·年,折现收益达到300-400万元。“大包干”模式下单体项目的价值量是数倍于传统模式,整机厂商的竞争则由设备上升到配套融资、施工、运维等全方位的服务能力,综合实力强大的龙头厂商将获得比传统市场更大的份额。

 


十二、他山之石:如何复制分布式光伏的成功之路?

 

低立项门槛+高收益率是分布式光伏爆发的关键

 

分布式光伏是近年来我国能源结构调整的一大亮点。分布式光伏一方面占用的土地资源较少,而且靠近用户,输配电成本低,完美契合电改降低用电成本的精神,还衍生出光伏扶贫、农光互补、渔光互补等多种应用模式,因此发展速度很快。

 

分布式光伏是历年推进的重点工作,主要的政策框架在2014年即已搭建完毕。早在2014年即提出“2015年分布式光伏目标装机20GW,光伏电站装机达到15GW。到2017年,分布式项目装机规模达到35GW,与地面电站规模相当。” 补贴水平方面2013年能源局即明确分布式项目度电补贴标准为0.42元/kWh,在实际中维持到2017年底才略有下调;前期成本方面,国家电网与南方电网总体按照备案制方式接受分布式项目的申请,前期流程简单,成本也很低;电网接入方面,分布式光伏可接入35kV和10kV两种等级的配电网,实际上等同于配电网全部向分布式光伏开放,潜在可消纳空间达400GW左右。

 


但直到2017年之前,分布式光伏都明显处于推进不力的状态,2013-2016年国内分布式光伏新增装机复合增速约18.3%,远远落后于集中式光伏电站的增速(约52%)。截止到2016年年底,分布式光伏装机容量仅占到国内光伏总装机容量的15%,远低于全球30-40%的平均水平。

 

而在2017年,分布式光伏迎来了超预期的爆发,全年新增分布式装机19.5GW,同比增长350%,占2017年国内光伏装机总量的近40%。爆发的根本原因在于2017年集中式光伏标杆电价逐年下调,并且带动光伏产品价格大幅下降,而分布式光伏的补贴标准并未发生变化,此消彼长之下分布式项目的收益率大举提升,工商业项目的IRR甚至高达20%以上,一举带动了分布式光伏的超预期发展。

 


降低核准成本是分散式风电启动的钥匙

 

与分布式光伏不同,分散式风电的项目收益率已基本满足投资门槛,当前的制约因素主要来自政策不明朗,尤其是前期核准成本居高不下。据测算,以1万kW的单体项目为例,假设其初始投资为7500元/kW,如果项目核准成本同集中式一样,即500万元/项,仅此即影响资本金IRR 2.5个百分点,如果考虑其较高的风险,业主对于分散式风电的投资积极性将大幅下降。

 

如果能降低核准门槛,分散式风电有望迎来爆发,这主要体现在政策上编制简化核准程序,如能按照省级统一规划、市级备案、县级核准的方案进行,分散式风电项目的前期成本将大为减少,一方面直接降低项目的前期成本,提升收益率吸引力,更重要的是能有效降低项目的不确定性,吸引更多投资者参与投资,从而真正促进分散式风电的持续健康发展。

 

十三、投资建议:设备龙头+运营新秀

 

随着全国性分散式风电政策的落地,预计分散式风电将进入快速发展期,并带动风电行业装机量快速持续增长,预计2018-2020年国内风电装机容量分别达到25/32/40GW,其中分散式风电项目的装机容量分别达到1/5/8GW。

 

尽管分散式风电与传统集中式陆上风电有诸多的相似之处,但对于设备商的融资能力和后期运维能力的高要求将使得该市场的集中度更高,目前行业内的龙头企业有望分得更多蛋糕。

 

建议关注目前风电设备的龙头企业。


(本文来源于东方证券耀华路营业部)



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