近年來，得益于政策引導與業內人士的共同推動，我國分散式風電取得了長足發展。在此期間，新的合作與開發模式得以拓展，先進的技術方案得以應用，不同挑戰正被努力破除，一些風險正獲得化解。

那么，分散式政策和市場還將在未來呈現出哪些機遇與挑戰？又有哪些合作模式及成功案例給我們以啟迪？

來源：微信公眾號“能者說EnergySpeaker”ID：EnergySpeaker

分散式風電項目是指位于用電負荷中心附近，不以大規模遠距離輸送電力為目的，所產生的電力就近接入電網，并在當地消納的風電項目。

2011年起，我國正式開始探索分散式風電的開發模式。隨著多年來大規模風電的開發，集中、大型的風資源豐富區域日益減少，而分散式作為消納便利的能源形式逐漸受到重視。

政策解讀

近年來，國家陸續出臺了許多分散式風電相關政策。

2018年，國家能源局頒布了最新的分散式風電項目管理辦法（《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》國發新能[2018]30號），該管理辦法將我國分散式風電發展帶入了一個新的里程碑：

● 接入條件正式放寬到110千伏（東北地區66千伏）及以下電壓等級，意味著項目容量和消納空間更大，分散式市場會得到進一步的擴張。

● 各地方簡化分散式風電項目核準流程，建立簡便高效規范的核準管理工作機制，鼓勵試行項目核準承諾制，大大簡化了分散式項目的核準審批流程。2019年，河南、湖北等省份開始試行本制度。

● 鼓勵開發企業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建設。這可能導致分散式風電分散式項目批量化或區域性招標成為主流，成本及運維問題能得到較好的解決。

● 電網企業按月（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，從而使分散式項目的現金流在所有風電項目中保持較好的水準。

● 鼓勵各類企業、社會機構、農村集體經濟組織和個人參與投資分散式風電項目，實現投資主體多元化；鼓勵項目所在地政府建立分散式風電項目融資服務平臺；鼓勵銀行等金融機構，積極為分散式風電項目提供金融服務，探索以項目售電收費權和項目資產為質押的貸款機制。這樣鼓勵市場化投資的舉措，充分釋放支持分散式項目的政策紅利，引入多元化主體加入分散式項目投資，保障分散式項目落地。


2019年上半年，國家能源局相繼發布關于風光項目的新政，平價上網工作迅速推進，標志著全面平價階段的開始：去補貼的同時，降低核準成本，著力解決消納，鼓勵市場積極完成從“替代能源”向“主力能源”的轉型。

與此同時，全國層面未再發布單獨針對分散式風電的政策，而是在《國家能源局關于2019年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》中，明確采取多種方式支持分散式風電建設：鼓勵各省（區、市）按照《國家發展改革委 國家能源局關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》（發改能源〔2019〕19號）有關政策，創新發展方式，積極推動分散式風電參與分布式發電市場化交易試點。對不參與分布式發電市場化交易試點的分散式風電項目，可不參與競爭性配置，按有關管理和技術要求由地方政府能源主管部門核準建設。


而在國家發改委發布的《關于完善風電上網電價政策的通知》中指出，自2019年7月1日起，將陸上風電標桿上網電價改為指導價，新核準的集中式陸上風電項目上網電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區指導價。關于陸上風電上網電價：2019年I～IV類資源區符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核準陸上風電指導價分別調整為每千瓦時0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含稅、下同）；2020年指導價分別調整為每千瓦時0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。這意味著2019年、2020年新增核準的分散式風電項目將迎來兩次電價退坡。以IV類資源地區為例，電價下調直接帶來的收益率影響或至平均逐年降低2%左右。因此，分散式風電項目的建設風險進一步提高，需要進行審慎的項目條件與資源評估及經濟性測算以保證收益水平。

在規劃層面上，目前已經明確編制分散式風電規劃的省份有河南、河北、山西、陜西、貴州、內蒙古、青海、江西、黑龍江、寧夏等，另有如天津、南寧、滁州、陽江等市也已發布分散式規劃，全國整體已發布規劃總容量超過18GW。湖北、山東、湖南等也發布了分散式風電示范項目建設、項目實施方案或報送分散式項目規劃的相關通知，分散式工作緊鑼密鼓地展開。

從電力供需結構來看，分散式風電發展的重點區域市場集中在河南、山東、江蘇等經濟發達、用電負荷大，電網結構較好的省份；潛力區域主要是湖北、湖南、安徽、浙江、廣東等地區；其他省份的發展潛力有限。但是，目前從分散式風電地方政策及核準和建設規模中發現，“三北”地區的響應速度和規模較快，而“中東南部”地區受制于資源條件、征地與并網的問題，相對來說發展更為平穩。因此，后續政策及市場發展值得進一步關注。

限制性因素分析

分散式風電自2011年首次頒布相關政策至今，一直被認為是“雷聲大、雨點小”。這與分散式風電開發存在的較多限制性因素有關：

● 征地：由于分散式項目距離負荷點較近，存在較多占用基本農田或林地的情況，且部分省份針對風電場項目用地也提出了明確要求，比如遼寧省指出只能占用建設用地，因此項目征地，往往導致征地困難，機位點緊俏。

● 并網：并網點尋找及電網協調困難。以河南省項目為例，并網存在問題的項目占三分之一左右，且有可能因為變電站負荷問題原有項目容量縮減，甚至并網受限。

● 噪音：機組氣動噪音與機械噪音，以及人耳聽不見的次聲波影響。目前滿足Ⅱ類標準夜間噪聲的情況下，各類風機的理論與建筑物距離為500-1000米不等。而目前已建分散式風電項目有部分機組距離居民區小于500米，由于噪音影響已經產生了導致動工延誤、發電時間減少等問題。

● 發電量：對于沒有充足的地理、氣象及測風數據資料的項目，前期評估不確定性較高；由于分散式項目度電成本目前為8000-8500元，滿足客戶收益率情況下的發電量需求更高。

● 建設：分散式項目建設地區施工條件一般較好，但由于項目單體容量小，成本依然較高；由于場址普遍位于和人口聚集地較近的區域，建設受阻工影響較大，工期影響嚴重，常導致建設成本超出預算總價。

● 融資與合資合作：分散式項目目前在銀行貸款上存在困難，因此普遍有較高融資需求，尤其是地方客戶存在廣泛的合資合作傾向。

● 運維：項目附近有集中式風電場的客戶，選擇并入集中式風電場運維集控；對于地方客戶或項目體量小的客戶，監控、運維投入成本大，管理難度高，有技術門檻。

市場與發展建議

總體來說，《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》頒布以后，分散式風電迎來了規劃、核準與開發高潮，市場反響劇烈。但隨著平價進程的開始，值得關注的是：

● 已核準項目：目前已核準的分散式項目存量約為20GW，但由于分散式項目開發在征地、并網、建設等方面的限制性因素較多，最終建成投產規模可能存在一定的縮減。因此，開發商一定要密切關注在手已核準項目在土地、并網、環評等各個環節的落地情況，保證項目按照既定規劃容量及時間節奏完成開發。

● 2019-2020年待核準項目：核準項目按照指導電價執行或參與到電力市場化交易中。與2019年前項目相比，收益率進一步收縮；并且由于項目資源評估不確定性因素較高，項目經濟性評價的誤差可能較大，項目風險更高。開發商在沒有充足的地理、氣象及測風數據資料的情況下，應借助第三方優勢資源進行審慎的項目可行性研究，提高項目前期評估的準確性，保證收益水準。

● 2020年以后的新增項目：“十三五”期間，分散式風電規模可能達到10-30GW，存量項目已經占據了大量可開發、可消納資源。“十四五”市場全面平價以后，分散式風電可能主要通過電力市場化交易的方式，結合風光互補、風能制氫、風電采暖、智慧園區等多種新興商業模式創造增量，滿足點對點、點對面的消納需求。有分散式項目長期開發規模需求的開發商應提前著眼于新興產業的探索或合作，提前布局市場，保障項目開發的可延續性。

風險分析

政策風險：目前《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》屬于分散式利好政策，但同時面對2019年、2020年兩年指導電價的下調以及電力市場化交易中的電價競爭。因此，分散式風電發展已經進入平穩發展階段，若政策態度進一步轉變可能帶來更多收益風險。

市場風險：目前分散式項目由于征地、并網等方面的困難，可能會存在未核準項目無法落地或者已核準項目容量縮減的情況，可能導致市場規模不及預期。

財務風險：分散式項目的資源條件評估材料往往不夠充分，因此帶來的預計成本與利潤核算可能存在較大偏差。

管理風險：分散式項目小而散，若不進行區域化、批量化的核準與建設，可能帶來一定的標準化管理難度。