三、简化审批流程：首次尝试“核准承诺制”，电网限时接入
本次国家能源局再次明确简化分散式风电审批流程，国家能源局鼓励各地试行项目核准承诺制，降低项目前期成本，这是分散式风电最大政策红利。这是国务院及所属部委简政放权、优化审批流程的重要变化，核准承诺制是典型事后监管，从事前审批到事后监管是国内项目核准的重大进步，政府职能从管项目向做服务转变，将项目开发经营权交给企业。与核准制相比，分散式风电项目核准所需要的流程、时间将大幅缩减。
所谓核准承诺制，是企业按照要求提交项目申请报告书、提交项目核准信用承诺书，承诺项目符合产业政策、信息填报真实，承诺按照法律法规开展项目招标活动。
管理办法提出，各地方要简化分散式风电项目核准流程，建立简便高效规范的核准管理工作机制，鼓励试行项目核准承诺制。对于试行项目核准承诺制的地区，地方能源主管部门不再审查前置要件，审查方式转变为企业提交相关材料并作出信用承诺，地方能源主管部门审核通过后，即对项目予以核准。(注：此为项目审批的重大变化，堪称“革命式”变化。)
与集中式风电申报需要大量支持性文件不同，分散式风电项目开发企业在项目取得土地、规划、环保等支持性文件后，即可向相应的项目核准机关报送项目申请报告。
国家能源局鼓励开发企业将位于同一县域内的多个电网接入点的风电机组打捆成一个项目统一开展前期工作，办理相关支持性文件，进行项目前期工作和开发建设。
国家能源局同时要求电网企业应完善35千伏及以下电压等级接入分散式风电项目接网和并网运行服务。由地市或县级电网企业设立分散式风电项目“一站式”并网服务窗口，按照简化程序办理电网接入，提供相应并网服务，并及时向社会公布配电网可接入容量信息。
对于接入公共电网的分散式风电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的分散式风电项目，在用户范围内的接入系统工程由项目业主投资建设，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。
管理办法并明确35千伏及以下电压等级接入分散式风电项目办理并网手续的工作流程、办理时限。电网企业在并网申请受理、接入系统方案制订(20工作日)、电能计量装置安装(10个工作日)、合同和协议签署、并网调试(10个工作日)全过程服务中，不收取任何费用。
图表 ：分散式风电与集中式风电主要区别
四、高经济回报：风电资产溢价大幅提升，IRR可提升至15%
为测算分散式风电收益情况，我们对内蒙古某民营企业所属分散式风电项目深入调研，并搭建了详细、可靠的财务测算模型。
调研显示，该分散式项目2017年发电利用小时数3400小时，超过全国平均利用小时数1452小时(全国平均1948小时);项目在2017年5月1日前并网，可以在66kv范围内消纳。通过对公司财务数据分析，2017年发电项目毛利率75%，净利率高达59%;净资产收益率38%。目前，项目电费结算及时，项目方现金流稳定。
为一进步测算分散式项目经济性，我们以四类资源区某10MW分散式风电项目为样本，搭建项目20年经营期内利润表模型、现金流模型，测算项目成本费用、营收利润、内部收益率、资本金收益率、净资产收益率、利息备付率、偿债备付率等财务指标，并对项目收益与利用小时数、上网电价、装机成本等指标进行敏感性分析。
在2500小时利用小时数、0.57元/千瓦时(含水)上网电价下，分散式风电项目具有领先市场的投资回报率、稳定的现金流和利润回报。10MW风电项目经济性测算如下：项目累计营业利润10802万元，净利润累计8520 万元，项目净资产收益率28%，具有高水平的净资产收益率;投资利润率7.2%，项目投资(税前)财务内部收益率13.87%，项目投资(税后)财务内部收益率12.57%;项目投资净现值2575 万元，静态投资回收周期6.7年，动态投资回收期10.1年，项目资本金收益率高达253.2%，项目资本金净现值2812万元，项目具有优质的盈利能力和投资回报价值。
分散式风电因接近用户具有市场交易的天然属性。在电力市场化改革的背景下，管理办法鼓励项目所在地开展分散式风电电力市场化交易试点，允许分散式风电项目向配电网内就近电力用户直接售电，通过市场交易方式确定电价。按照我们测算，如果分散式风电项目与本地一般工商业用户市场交易，假设交易价格下浮10%(一般工商业企业平均目录电价水平在0.8元/千瓦时),分散式风电项目将获得15%左右的内部收益率。
五、风电将进入二次成长新起点
从国家能源战略来看，清洁低碳能源战略正在落地，风电主体地位上升，并网消纳难题正在破解。目前，清洁能源替代已经获得国家高层重视，在高规格会议层面重申加速新能源替代化石能源，通过压减煤电出力、调度调峰、煤电灵活性改造、配额制、绿色证书交易等方式提高风电、光伏在能源供应中占比，风电面临外部环境友好，且可以持续。
风电新增装机自2015年创新高后，2016、2017连续两年装机下滑，在分散式风电启动、行业技术进步、成本下降、电价下调预期(抢装)、电站盈利性增强、海上风电发展等因素驱动下，2018年之后新增装机有望重回高增长。
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