风电政策趋向及分散式风电市场展望

中国风电政策趋向及分散式风电市场展望2018年8月中国风电发展特征01分散式风电发展及政策02风电经济激励政策趋势03风电发展展望04目录CONTENTS非化石能源发展目标成为约束性目标；实现大气环境改善和温室气体减排目标；确保能源资源高效利用；降低用社会能源成本和经济代价；非化石能源比重目标国家非化石能源发展目标能源生产和消费革命战略（2016-2030）2030年能源消费总量控制在60亿吨标准煤以内，非化石能源占能源消费总量比重达到20%左右党的十九大报告提出的“两个15年”的总体安排第一步，2020-2035年，积极推动市场化改革和体制机制创新，推动可再生能源产业规模化发展和技术进步，推动可再生能源取得相对于化石能源的开发成本优势。力争到2035年，我国能源需求的增量全部可由清洁能源提供，可再生能源发展进入增量替代阶段。第二步，2035-本世纪中叶，全面构建以可再生能源为主体的现代能源体系，可再生能源对化石能源进入全面存量替代的阶段。到2050年时，在一次能源消费中的比重达到60%，在电力消费中的比重达到80%，成为能源供应的主体力量，确保我国在此之前全面完成能源转型。中国可再生能源一次能源及电力装机占比情况消费数据风电装机比非化石能源6.13亿吨标准煤/年，非化石能源比重同比提高0.8个百分点2017年风电累计装机164GW，在可再生能源装机容量占25.24%。44.9亿吨13.7%38.6%25.24%中国一次能源总消费平稳同比增长2.6%，44.9亿吨TCE（33亿吨TOE）非化石发电技术占比，电力总装机容量达到17.7亿千瓦

中国可再生能源电力装机占比情况

2017年分技术装机容量情况技术装机单位GW同比提升水电Hydro3412.70%风电Wind16410.50%太阳能Solar13068.50%生物质能Bioenergy14.622.60%核电Nuclear35.80风电发展情况全国风电各省并网分布装机情况2018年1-7月，全国新增风电并网容量988万千瓦“三北”基地

内蒙古、青海、宁夏海上风电：

江苏中东部低风速：

河南、山西、河北两个不一样的20GW

当前这个发展质量更高！图

2011-2018E风电发展情况2016年全年和2018年预期，我国新增风电并网装机容量均预期在

22GW左右。两个20GW都产生于“十三五“，处在合理历史区间内（2011-2018，年均新增19.3GW）。增速相同但形似神离，对应的发展结构、动力、质量均存在差异，增长内涵不完全一样！概括来说：当前这个20GW的发展质量更高！处于“复苏期”的“三北”基地项目瓶颈：接网办理、运行保障短期（3-5年）具备优势；中期（5-10年）内外皆面临挑战；长期（10-20年）发展刚需2017年9月6日，《关于公布风电平价上网示范项目的通知》——河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆五省（区）五省报送风电平价上网示范项目，总规模70.7万千瓦《国家能源局关于乌兰察布风电基地规划建设有关事项的复函》——“优先发电原则参与京津冀电力市场交易，国家不予补贴”

《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》——推行竞争方式配置风电项目。2025年3.6亿千瓦2030年4.8亿千瓦2035年6.2亿千瓦处于“窗口期”的海上风电新格局正在形成，2017年至今中国海上布局已启动，海上风电投资超过50亿美元：海上风电市场环境已经发生了变化。开发商开始积极投入海上风电，海上项目发展不断加速。海上风电正在从“探索模式”进入“稳步发展模式”中国东部沿海在土地、可再生能源资源条件、经济承受能力、产业发展要求等方面与欧洲具有较高的一致性。海上风电发展契合地方政府在经济转型、能源变革、环境治理等方面的发展诉求。海上风电在盈利能力、规模化开发、战略布局等方面的自身特性满足大型能源企业发展模式。海上风电价格调整预期不强，竞争性配置资源方式对海上风电项目上网价格和经济性收益影响有限，发展政策环境较为稳定处于“探索期”的分散式风电核心要素是风资源区域的土地，要在不突破规划和生态环境“红线”的前提下，与政府进行积极沟通。决定经济性的关键要素是过网费。加快分散式风电的发展，必须有健康成熟的盈利模式作为保障，目前来看正在探索成熟的商业模式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，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。将优势转化为服务质量和服务价格方面的竞争力，有利于进一步提升分散式风电的市场竞争力2010可再生能源发展十二五规划2011.4关于分散式接入风电开发通知2011.7关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知2013.7分布式发电管理暂行办法2016.11电力发展十三五规划2016.12风电发展十三五规划2017.6关于尽快推进分散式接入风电建设有关要求2017.10关于开展分布式发电市场化交易试点的通知2018.3关于印发2018年能源工作指导意见的通知2018.4分散式风电项目开发建设暂行管理办法2018.5关于2018年度风电建设管理有关要求的处于“探索期”的分散式风电地方规划及支持力度不够，国家推动分散式风电发展的相关政策并没有得到落地。国内风电投资主体主要是大型能源国企，国企热衷规模大、投资多的集中式风电项目，国资绩效考核方法和体制使国企对投资少、规模小的分散式风电没有动力。分散式风电项目装机容量较小，单位开发成本偏高，经济效益并不理想。分散式风电项目的审批程序比照传统集中式风电办理接网细则不完善，接入规模有限商业模式与分布式光伏相比探索不足分散式风电不是新概念，多数已建成投运的示范项目，没有体现出与传统风电场的差异；分散式风电配电网低压接入、就地消纳的特点没有得到体现，示范不明显中国风电发展特征01分散式风电发展及政策02风电经济激励政策趋势03风电发展展望04目录CONTENTS十二五末至十三五初期，三北地区弃风限电严重，中东部及部分南方区域仍有较大的消纳空间分散式作为风电产业重要增长动力纳入十三五风电发展规划，成为重要发展路径模式分散式风电供给侧政策：电力及时消纳、优先补贴、核准流程简便，鼓励市场化交易模式运行环境+政策利好适应低风速高切变风资源条件的新型低风速风机不断涌现——高塔筒、大叶轮分散式风电项目集电线路工程、升压站设备部分；建筑工程、交通工程、辅助工程等投资均低于整装风电项目适应国家调整风电开发布局，中东部消纳条件好的地区，在当前风电技术和经济条件下，具有较好的经济效益在通过市场化交易，降低国家补贴的同时，降低终端电力用户用能成本技术经济因素为什么要开发分散式风电？为什么要开发分散式风电？发展的现实需求需求侧政策导向要开发什么样的分散式风电？分散式风电项目是指所产生电力可自用，也可上网且在配电系统平衡调节的风电项目。分散式风电位于电力负荷中心附近，不以大规模远距离输送电力为目的。分散式风电的优势在于对并网的负荷水平要求低、占地面积小、建设周期短、电力能及时消纳。鼓励直接售电、配网内售电，参与分布式电力市场化交易的方式售电等电压等级：110千伏及以下电压等级接入容量：鼓励多点接入，禁止反送接入方式：充分利用现有变电站及配电系统装机容量：项目总装机不超过5万千瓦电价水平：自发自用无补贴，上网同分类电价模式一：工业园区低压接入具备高可靠性、高稳定性；降低噪音、环境友好具备终端配电网电压波动防护措施，满足用户对电能质量的多种要求以及满足整个电网的稳定

模式二：社区风电，形成利益共同体风电与社区、居民形成紧密利益共同体关系社区居民通过联合购买风场的股份，保证了社区可以受益于风力发电的投资。欧洲分散式模式能不能照搬德国、丹麦陆上风电发展均以分布式为主（80%）以上201120122013《关于分散式接入风电开发的通知》国能新能[2011]226号——因地制宜积极探索分散式接入风电的开发模式《关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》[2011]374号——明确接入条件简化核准流程以及支持性文件，支持项目捆绑核准建设，耽搁打捆项目不超过5万千瓦启动分散式风电开发加强规划管理，分散式接入风电项目不受年度指导规模限制《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》国能发新能[2017]3号国网企业企标，适用于国网区域内35kV及以下电压等级接入电网的分散式《分散式风电接入电网技术规定》全面放开用户端分布式发电市场，鼓励以合同能源管理模式引进投资方建设和运营分布式发电《关于印发大力发展分布式发电若干意见的通知》[2013]366号国家气象局第一项针对分散式风电风资源评估技术指导分散式风力发电风能资源评估技术导则201835kV以下装机不超过2万千瓦（单个），110kV，装机不超过5万千瓦，就近消纳《分布式发电管理办法（征求意见稿）》分散式风电政策历程20152017《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》

国能发新能[2018]30号（2018年4月）《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》简化审批流程：核准承诺制要求流程简化建设管理——鼓励项目打捆开发公示核准申报材料，明确办理流程和时限土地规划环保等文件报送核准机关2年不开工收回（风电机组基础浇筑为标志）鼓励自有土地、租赁等方式开展、其他协议等取得使用权鼓励整县开发、多点接入的成片方式电网接入——扩大消纳范围，优先获得补贴接网工程由电网承建/110KV接入，按照《风电场接入电力系统技术规定》的要求/35KV接入，按照《分布式电源并网技术要求》电网企业完善35KV接入的服务，简化程序，及时公布可接入容量：对工作流程和办理时限参照了分布式的并网要求电网企业完善电费结算和补贴拨付和转付，发票开具，统计结算，按季度按流程向两部一局申报纳入补贴目录电网负责统一建立功率预测预报体系，不需要风场配功率预测设备《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》《管理办法》从规划指导、项目建设和管理、电网接入、运行管理、金融和投资开发模式创新等五个方面进一步完善了分散式风电开发的政策与机制运行管理——创新运行方式电力业务许可制度，接受能源主管部门监管加强监测和评价掌握运行情况完善产业技术服务体系，市场化培育全环节的专业化探索智能化、无人值守、第三方委托运维等评估完善机组退役管理金融融资——鼓励多元化投资鼓励投资主体多元化鼓励地方政府建立平台，让各类投资资金设立基金/提供融资租赁服务等，鼓励贴息鼓励银行开展权益质押类的贷款机制模式创新：土地、集体资产入股的模式，混合所有制，PPP模式等鼓励直接售电、配网内售电，参与分布式电力市场化交易的方式售电等《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》《管理办法》从规划指导、项目建设和管理、电网接入、运行管理、金融和投资开发模式创新等五个方面进一步完善了分散式风电开发的政策与机制分散式风电业已确定的政策优势审批流程简化流程，核准承诺制，不再审查前置要件；电价确认不参与竞争性配置，执行分类电价消纳扩大并网规则明确，110千伏及以下电压等级，严禁反送，弃风电量降低，线损降低运行方式110千伏接入：整装式项目、风电供暖项目类集中式运行管理；35千伏接入：分布式管理；工业园区、新增配网、微网系统等充分利用现有设施

土地利用鼓励自有土地、租赁等方式开展、其他协议等取得使用权发展模式需要创新，需要更加因应电改方向《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源[2017]1901号）2017年底，国家能源局已经出台分布式发电直接交易的文件和细则——分散式风电已经实现消费侧平价，市场化交易下可降低补贴资金需求，提升自身项目收益明确三种模式细则：模式1：分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易的模式模式2：分布式发电项目单位委托电网企业代售电的模式直接/间接交易，就地消纳=用户协议电价-过网费模式3：

电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购并在110千伏及以下的配电网内就近消纳的模式全额上网，电网全额收购=标杆电价自发自用余量上网=自用部分用户协议电价，无补贴；余电部分由电网收购吉林“十三五”分散式风电项目开发建设规模15万千瓦内蒙古“十三五”分散式风电项目开发建设规模42.6万千瓦陕西“十三五”分散式风电项目开发建设规模7.2万千瓦贵州“十三五”分散式风电项目开发建设规模达98.7万千瓦山西河北计划2018-2020年开发分散式接入风电430万千瓦.河北“十三五”拟建216.9万千瓦分散式风电河南河北河南贵州广西湖北陕西山西内蒙古各省分散式风电规划编制情况各省分散式规划总量超过900万千瓦；江苏、广西、湖南正在编制；“十三五”分散式风电项目开发建设规模达25万千瓦吉林分散式风电开发仍待解决的问题项目规划阶段确定分散式项目容量（35千伏、110千伏站位置+负荷情况+周边可利用风资源）无测风塔情况下的风资源评估（周边测风数据、激光雷达、软件模拟）机组选型与设计

风速+土地约束+混搭方案设计建设及运维阶段小型风场的建设成本及风险管控预估城市周边分散式风电施工难度；无人值守、远程监控+多分散式风场联合调度共享运维服务项目可行性分析：应以负荷优先，主要商业模式应是市场化交易的无补贴项目；区域选择：中东部，南方地区平原地区优先开发；投资边界：遵照规划及不触碰环境红线的有序开发；充分论证评估开发风险；创新商业模式；分散式风电开发建议中国风电发展特征01分散式风电发展及政策02风电经济激励政策趋势03风电发展展望04目录CONTENTS竞争性配置风电项目：《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能[2018]47号）四项核心竞争要素企业能力——规范风电开发主体设备先进性——更高的发电能力，更低的维护成本，主机厂商带来的精准的资源评估、数字化设计增殖技术服务技术方案——确保风电场整体先进性上网电价作为重要竞争条件——所需补贴强度低的项目优先列入年度建设方案，发挥市场引导作用，在主机市场和开发主体两方面发挥关键的引导作用已确定投资业主项目增加“已开展前期工作”和“接入和消纳条件两项竞争要素要求各省根据竞争要素自行制定竞争配置办法已确定投资主体项目：通过竞争性配置确定上网电价、开发排序；未确定投资主体项目：通过竞争性配置确定投资主体、上网电价、开发排序竞争性配置风电项目：《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能[2018]47号）参与竞争方式配置豁免参与竞争方式配置尚未印发2018年风电年度建设方案的省份新增集中式陆上风电项目已确定投资主体的项目：新增建设规模配置未确定投资主体的项目：地方政府已经完成开发前期工作的场址区域未确定投资主体的海上风电项目已印发2018年风电年度建设方案的省（区、市）风电项目已经确定投资主体的海上风电项目（未制定年度建设方案的省份）分散式风电项目不参与，逐步纳入分布式发电市场化交易范围2019年起，各省级区域新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价竞争性配置风电项目：《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能[2018]47号）能源规划的风电发展目标及年度新增建设规模国务院能源主管部门省级能源主管部门市县级能源主管部门竞争配置办法第三方机构竞争配置的风电项目初审并推荐本区域待选项目上网价格开发排序投资主体已确定投资主体项目未确定投资主体项目委托制定风电项目竞争配置程序竞争性配置风电项目：《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》固定电价组织实施政策目标实施力度存量项目建议在价格政策上设定时间节点，要求仍不能投运的已核准存量项目参与竞争性配置促进已核准存量项目尽早投运各省根据竞争要素自行制定竞争配置办法；缺乏实质性推进竞价工作的内生动力地方政府作用不同区域，不同项目阶段，不同技术种类，竞争性存在差异.辨别政策实施力度提升发展质量，推动成本下降是动力，价格是竞争性配置项目的重要参数——但是过快降低电价不是政策核心目标理清政策目标仍需要按照既定风电经济性目标有序调整固定电价水平有序调整固定电价可再生能源电力补贴资金征求及需求分析补贴资金征收及需求测算边界条件设置取值设置2020年可再生能源预期发展情景风电总装机规模2.4亿千瓦太阳能装机规模2.2亿千瓦生物质装机规模2000万千瓦总发电量达到7925亿千瓦时细分技术、地区、年度分技术：风、光、生物质分地区（省市区）测算分年度2018-2030年分技术电价燃煤标杆电价2020年之前不变其后年增速2%风光成本和电价水平下降生物质电价不变可再生能源电价附加保持1.9分/千瓦时，征收率不低于90%全社会用量2020、2025、2030年分别达到7.2、8.46、9.8万亿千瓦时2021年年最大补贴资金缺口1000亿元/年2030年累计缺口超过1万亿元2022-2023年年均峰值需求2000-2100亿元/年可再生能源电价补贴资金问题解决方式和路径现有机制下推进去补贴进程对成熟的可再生能源发电技术持续实施补贴退坡直至退出陆上风电：建议结合全额保障性收购制度、绿色证书交易制度、风电消纳优惠机制创新，在2020年后实现补贴的完全退出全面实施以竞争方式激励可再生能源发电降低成本电站项目实施招标，范围技术领域扩大无补贴示范范围、技术领域扩大清除政策实施障碍，使可再生能源电价补贴水平及时反映成本解决可再生能源限电问题，落实可再生能源全额保障性收购制度，在最低保障性收购小时数内必须“保量保价”收购制定和完善土地、税收等相关政策，降低可再生能源开发利用的政策方面的非技术成本结合电力体制改革建立市场主导的可再生能源降补贴机制对目前欠成熟可再生能源电力适时转型溢价补贴机制陆上风电、光伏发电等有望在3-5年内实现平价和补贴退出的可再生能源，如果转型溢价补贴机制必要性不足目前欠成熟技术适时分类实施，如海上风电和光热发电，如果某一种单项技术累计市场规模达到500万千瓦-1000