分散式風電能否成為行業新驅動力？答案是肯定的。

　　2018年將是國內分散式風電啟動元年，國家能源管理部門正在制定分散式風電項目投資管理辦法，預計最快會在今年一季度（兩會前后）下發。這一管理辦法具有極強的撬動效應，是中央政府統籌、地方政府落地的核心政策，其價值不亞于是分散式風電市場啟動的發號令。

　　與大型風電基地不同，按照國家能源局一系列規范和文件，分散式接入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。“本地平衡、就近消納”是分散式風電最重要的特征，其試點、成長、擴張的路徑與大型風電基地截然相反，目的是解決棄風限電難題，也為就地消納開辟新的路徑，同時也是風電二次成長的新驅動力。

　　按目前分散式風電接入要求，（1）接入電壓等級應為35千伏及以下電壓等級。如果接入35千伏以上電壓等級的變電站時，應接入35千伏及以下電壓等級的低壓側。（2）充分利用電網現有變電站和配電系統設施，優先以T接或者π接的方式接入電網。（3）在一個電網接入點接入的風電容量上限以不影響電網安全運行為前提，統籌考慮各電壓等級的接入總容量，鼓勵多點接入。嚴禁向110千伏（66千伏）及以上電壓等級送電。

　　分散式接入風電項目裝機容量一般在6MW—50MW，單個項目總容量不超過50MW。因分散式風電項目無需新建高壓送電線路和110kV、66kV變電站，可以節省輸配環節投資；因是配網側接入，可以一定程度改善配網末端供電質量，有利于降低線損；分散式風電項目容量小，占比面積小，國土、規劃、選址等前期核準手續流程短，建設工期靈活。

　　與集中式風電項目相比，分散式風電如果在政策上實行備案制，項目核準流程和時間將大大縮減；同時在土地、貸款方面明確給以支持；就地消納，棄風限電率低；不受風電項目開發指標管理，分散式風電開發規模理論上沒有上限（以電網接入點、本地負荷為上限）。

　　如河南省發改委提出，為簡化項目審批流程，“同一業主同一縣（市、區）范圍內的分散式風電項目可打捆申報。”河南省已經下發十三五省內124個、210.7萬千瓦分散式風電項目，濮陽、洛陽、平頂山、永城是規劃項目最多的地區。據我們前期調研，這些項目自申報到核準的時間只有3個月左右，企業申報的項目規模在10GW以上。足見本地企業申報的積極性之高。

　　目前，國內已經有河南、遼寧、內蒙古、湖南、貴州、江蘇等地開始布局分散式風電項目或者已經有分散式風電項目并網。

　　自上而下看，分散式風電政策儲備充足，市場啟動近在咫尺。（1）2010年《可再生能源發展“十二五”規劃》：首次提出可再生能源的開發應堅持集中開發與分散利用相結合，形成集中開發與分散開發、分布式利用并進的可再生能源發展模式；對于未來風電的發展要在加快千萬千瓦級風電基地建設同時，積極推進內陸分散的風能資源利用。

　　（2）2011年4月《國家能源局關于分散式接入風電開發的通知》，首次明確我國分散式風電開發的主要思路與邊界條件。

　　（3）2011年7月《國家能源局關于印發分散式接入風電項目開發建設指導意見的通知》，明確了分散式接入風電項目的定義、接入電壓等級、項目規模等，并對項目建設管理、并網管理、運行管理等進行了嚴格的規定。

　　（4）2016年11月《電力發展“十三五”規劃》提出，按照集中開發與分散開發并舉、就近消納為主的原則優化風電布局，加快中東部及南方等消納能力較強地區的風電開發力度。

　　（5）2016年11月《風電發展“十三五”規劃》提出，結合電網布局和農村電網改造升級，考慮資源、土地、交通運輸以及施工安裝等建設條件，因地制宜推動接入低壓配電網的分散式風電開發建設，推動風電與其它分布式能源融合發展。

　　（6）2016年12月《可再生能源發展“十三五”規劃》提出加快開發中東部和南方地區風電，結合電網布局和農村電網改造升級，完善分散式風電的技術標準和并網服務體系，按照“因地制宜、就近接入”的原則，推動分散式風電建設。

　　（7）2017年6月，國家能源局下發《關于加快推進分散式接入風電項目建設有關要求的通知》（國能發新能〔2017〕3號），要求各地結合前期區域內風能資源勘察的成果，在認真梳理區域內電網接入條件和負荷水平的基礎上，嚴格按照“就近接入、在配電網內消納”的原則，制定本省（區、市）及新疆兵團“十三五”時期的分散式風電發展方案，向全社會公示。

　　隨著“三北”地區風電資源圈占的推進，風電開發布局向中東部和南部轉移，這是目前開發商的主戰場和新陣地。受中東部和南方地區風資源、土地資源的限制，分散式風電則是這些地區風資源開發的主流方式。

　　但同時需要注意的是，分散式風電項目既有資源分布范圍廣、并網接入容易等天然優勢，同時其位置分散、容量小，項目建設對修路、架橋等基礎設施建設要求高；由于其接入點是低壓電網，項目規劃選址應該以本地負荷、接入點資源作為上限，一味一哄而上對行業發展有弊無利。

　　根據國家電網公司最新數據，截至2017年12月末，國家電網經營范圍風電、太陽能發電合計裝機2.4億千瓦、同比增長33%；發電量3333億千瓦時、增長39.8%。風電、太陽能發電棄電量、棄電率實現“雙降”。2017年，國家電網采取多重手段提升新能源并網消納能力，包括有序放開發用電計劃，壓減煤電出力、加快火電靈活性改造，為新能源騰空間。按照國家電網公司安排，甘肅、青海、新疆已取消火電機組計劃電量，山東、遼寧、吉林、黑龍江等省減少年度計劃電量950億千瓦時。

　　同時，積極推動新能源跨省跨區交易。2017年完成新能源省間交易電量492億千瓦時，同比增加35.6%；現貨交易電量累計69.22億千瓦時，收益省份超過20個，實現可再生能源大范圍配置。

　　按照國家電網公司承諾，2020年實現棄風棄光控制在5%以內，屆時風電、光伏電站將具有穩定的收益，新能源電站在電力系統中的價值將大幅提升。同時需要注意的是，棄風、棄光已經不僅是經濟行為，而是上升到國家戰略、國家能源戰略的角度，從講政治、識大局的維度來看，棄風棄光具有極強的持續性，不僅解決存量棄風棄光問題，新增裝機也將不折不扣實現并網。集中式風電如此，分散式風電因具有極強的就地消納屬性，消納更是板上釘釘的事情。

　　我們調研內蒙古某分散式風電項目運營情況發現，該項目裝機12MW，2017年發電利用小時數接近3000小時，棄風率低于5%，項目具有極高的現金回報水平和盈利能力。項目業主依托自身所具有的區域優勢、電網資源優勢并在本地圈占新的分散式項目。為提高設備全生命周期利用小時數，新上項目選擇金風科技所屬機型。

　　在經濟性問題上，分散式風電與分布式光伏具有極強的相似性。在當前的工程造價、電價水平和利用小時數下，兩者成本收回周期均在5-8年，內部投資收益率在10%以上。在產業發展趨勢上，兩者均由集中到分散，集中式電站在大擴張之后，進入緩慢增長階段，分布式裝機成為刺激行業發展的新動力，分布式光伏在2017年放量驗證了這一邏輯。

　　與分布式光伏不同的是，分散式風電投資成本高8000元/千瓦，遠高于光伏6000元/千瓦造價，且其裝機容量以6MW起，意味著分散式風光電很難走群眾路線，必須依托優質運營商、專業企業才能得到發展；但其成長的起點高，項目規劃布局以市、縣為單位，單體容量遠超戶用光伏，同樣具有扶貧價值。

　　在上述多重因素的協同下，分散式風電有望在中東部和南方地區快速成長，并成為2018年風電裝機成長的新驅動力。