任何政策調整都是順勢而為，如水之就下，最終落地只是時間問題。任何變動也都不是空穴來風，只是在時間和資源有限的情況下，布局未來和著眼當下本身就是需要均衡考慮的矛盾，而退潮時方可看到誰在裸泳。

　　5月18日，本年度重磅政策——國家能源局47號文關于2018年度風電建設管理有關要求的通知正式開啟競價序幕，緊接著，光伏“5.31”新政一腳急剎車，暫不安排2018年普通光伏電站建設規模，新能源產業似乎寒冬將至。

　　距47號文發布三個月的現在，產業內的企業大都已冷靜下來并交出各自的答卷——整合資源、調整策略、積極應對競價；負重前行繼續進軍仍是未知領域的海上風電；而分散式開發無疑是重重疑霧中的光亮——國家能源局30號文關于印發《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》的通知，讓大家看到分散式風電開發走向規范化管理階段。疑慮也是有的，若沒有規模支撐，分散式究竟能否成為產業的救命稻草？

　　從電力消納來看，配電網接入、就近消納的分散式項目無“棄風限電”之擔憂，且符合“十三五”期間，優化可再生能源電力發展布局，促進可再生能源消納的主基調；

　　政策方面，與集中式開發相比，分散式有“四大豁免”，亦即電價豁免（按照當地風電標桿電價，不參與競價——“尚未配置到項目的年度新增集中式陸上風電和未確定投資主體的海上風電項目全部通過競爭方式配置并確定上網電價”）、核準豁免（“各地方要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。對于試行項目核準承諾制的地區，地方能源主管部門不再審查前置要件，審查方式轉變為企業提交相關材料并作出信用承諾，地方能源主管部門審核通過后，即對項目予以核準。”）、接入批復豁免（“電網企業應為35kV及以下接入的分散式風電項目接入電網提供便利條件，為接入系統工程建設開辟綠色通道”）、土地豁免（以租代征，“在滿足國家環保、安全生產等相關要求的前提下，開發企業可使用本單位自有建設用地（如園區土地），也可租用其他單位建設用地開發分散式風電項目”）；

　　分散式開發項目在電力市場化交易方面亦具有先天優勢。在可再生能源補貼發放連年拖欠且有大批項目未納入補貼范圍的背景下，尋找新的交易模式，變被動等待為主動尋求出路是新能源產業迫在眉睫的問題。國家發改委與能源局也于2017年10月底下發關于開展分布式發電市場化交易試點的通知，鼓勵配電網內分布式發電項目單位與電力用戶直接進行電力交易。

　　據氣象局數據進行測算，中國19個省市低風速風資源技術可開發量達到近10億千瓦（約975GW），目前已開發比例不到8%。

　　德國各州風電單位面積裝機達137kW/平方公里，而中國上述19省市這一指標平均值僅為15.45kW/平方公里（數據來源：風能協會）。

　　當然了，以上只是理論可開發量，而現在風電產業發展面臨的最大問題是降本與市場化步伐，能否在去補貼后與其他電源進行競爭？

　　很多人問風電還能走多遠走多久，空間有，一直在，只是風電能否憑市場化手段實力拿下？風電已行至平價上網的最后一步，也是關鍵一步，能否突破桎梏，鳳凰涅盤，還是得看產業的成熟度和競爭力，政策紅利逐漸消失，能否持續走下去，走好，還是得用實力說話。

　　光伏2017年前三季度新增裝機量中，分布式項目的比例高達37.5%，而這一數據到2018年上半年已達50%，加上“5.31”新政切斷了普通電站的新建指標，就是說分布式穩穩地占據光伏產業發展的半壁江山。

　　風電分散式從2011年開始正式被提出，為何至今未規模化發展起來？新政出臺，能否成為促成分散式風電未來的規模化發展？

　　開發風電項目，工程建設、設備和運維等各方面，均具有超大、超長設備，吊裝復雜，進入門檻高，所以80%以上風電開發商為國企或省屬國有企業。與民間投資主體相比，國企的投資更注重規模與效率，對小、散、遠的分散式項目投資熱情不高。過去的分散式項目核準手續繁瑣，開發周期長，集中式和分散式開發所需流程和時間幾乎一致；可參考項目不多，收益率不確定；用地審批流程復雜。在重重限制下，開發企業的意愿難被調動也在情理之中。

　　對比2018年能源局30號文與2013年的分布式發電管理暫行辦法，最直觀的體會是內容細化了許多，對前期開發工作進行了相當程度的簡化，尤其是鼓勵實行項目核準承諾制。此外，本辦法對接入電網的電壓等級要求更明確，對電網公司與能源主管部門的分工和職責更清晰。辦法對投融資模式也提出了新的設想與引導，意欲廣泛調動更多民間投資主體與民間資本進入到這一領域的投資中來，而這一點也是本辦法最大的創新之處。然而政策制定與實際落地之間又有一定的滯后性，新政何時、何種程度地貫徹落實到地方，是最大的不確定性。未來理論上是光明的，但是道路曲折且不明朗，這也是投資方觀望氣氛濃厚的主要原因。

　　從中電聯的公開數據中我們可以看出，過去五年中，每年的社會用電量中第二產業用電占據絕大部分，總體來看新增趨勢平緩，這也是我國經濟發展的重要指標之一。在社會經濟發展進入新常態的今天，社會用電量需求預期不會有大幅波動，每年的新增裝機量需求也趨于穩定。

　　以上數據均來自于中電聯年度統計數據，有幾點關鍵信息：

　　2013-2017年，火電占整體發電量比例從78.6降至71%，非水可再生能源發電量比例從2.7%穩步升至6.6%。其中，風電發電量占比從2013年的2.57%上升至2017年的4.76%。肯定可再生能源發展的同時，可預見的是，傳統電源在中國的主要地位在未來很長一段時間內都不會被撼動。

　　從電源增量市場來看，過去五年間，每年總體增量在100-130GW之間，增速也未曾出現大的波動，其中，新增火電容量的占比也已降至新低，約34%，而光伏在2016-2017年的異軍突起也值得一提，風電則在15%-25%之間，與光伏相比，變動趨勢平穩。

　　但就能源革命之——革誰的命，圈內討論由來已久。利益鏈根深蒂固，畢竟滴水之冰非一日之寒，要融化也非一日之功。

　　國家《可再生能源發展基金征收使用管理辦法》第五條規定，可再生能源電力附加費，按照每度電0.019元的標準收取，在此標準無重大調整的情況下，可再生能源基金年均可支配收入在800-900億元左右，只能覆蓋現在已納入補貼的項目。根據財政部的“以收定支”原則，除非財政單獨撥款（可能性甚微），則現有已建成新能源項目納入補貼已非常困難（困難遙遙無期），未來每年的開建指標岌岌可危。

　　了解補貼資金的收支情況之后，相信大家對于新能源未來的發展方向有了更清晰的判斷：一是甩開補貼，與傳統能源競爭每年的新增建設指標；二是在降本進程未達平價上網的情況下，積極探索新的交易模式，亦即，市場化交易，大用戶直供電，綠證等。而分散式開發規模靈活、投融資方式多樣等特點，對于這些新交易方向是具備天然優勢的。

　　在上述命題的前提下，電網公司的利潤主要來源變成了只有輸配電過網費，而非買售電價差的傳統盈利模式，這其中的利益等于是被讓渡給了新能源；而電網企業對于新能源的態度向來是頗值得玩味的，未來是靠政策限制和引導，還是如何協調？

　　年均新增電源裝機量恒定（風電如何爭取更高的裝機比例？）

　　可再生能源基金可支配收入年增長率預期為5%-10%（風電產業如何加速去補貼步伐、如何引入市場化交易機制擺脫對補貼的完全依賴）

　　收益恒定（第二產業每年的用電需求保持小幅增長，亦即售電收入基本平穩，如何與電網企業平衡利益）

　　分散式開發為緩解這些矛盾，提供了良好的思路與實踐方向。

　　“下一片希望的田野”

　　從前文分析來看，分散式開發的市場體量巨大，潛力巨大，且目前擁有得天獨厚的政策紅利，是優化產業布局，促進電力消納，實施電力交易市場化試點等重大發展方向與未來趨勢的有力實現路徑。然而，發展新能源和傳統能源乃至電網公司等利益相關方的矛盾也是客觀存在的。

　　然而，從根本原因來看，風電未來走向主體電源地位的關鍵仍在于平準化度電成本。技術變革、精益化專業化管理、供應鏈成熟度和規模效應是否能、何時能驅動風電平準化度電成本下降至能夠與傳統電源相競爭，是整個產業需要正視與努力的方向。

　　2018年4月出臺的《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》中，對分散式風電提出了諸多優惠政策并細化和放寬了管理辦法。對于產業內的公司來說，2018-2020是分散式風電發展不可多得的政策紅利期。

　　對分散式開發的認知，大家須脫離此前經驗的桎梏，通過一個區域內多個項目打捆開發、積極發展地方合作伙伴、踐行新的投融資模式、選擇先進安全的智能化風電機組、實施創新性運維模式等各方面，迅速有效地開展相關工作。

　　新政發布這幾個月，反應最快的依然是主機廠商，陸續推出分散式解決方案，從風場宏微觀選址、機位點測算，風電機組特殊設計，到風電場并網運行的各項技術調整，集控平臺優化，運維模式優化等，不一而足，因為很顯然，此次政策調整，涉及整個行業，全產業鏈各環節的調整，更涉及商業模式和發展思路的重大變革。

　　中國的風電產業已經行至平價上網的最后關鍵一步，看起來困難重重，但只要業內各主體調整心態和公司戰略，積極應對新局面、新常態，風電未來還是大有可為！