分散式风电解读：政策与市场

近年来，得益于政策引导与业内人士的共同推动，我国分散式风电取得了长足发展。在此期间，新的合作与开发模式得以拓展，先进的技术方案得以应用，不同挑战正被努力破除，一些风险正获得化解。

那么，分散式政策和市场还将在未来呈现出哪些机遇与挑战？又有哪些合作模式及成功案例给我们以启迪？

来源：微信公众号“能者说EnergySpeaker”ID：EnergySpeaker

分散式风电项目是指位于用电负荷中心附近，不以大规模远距离输送电力为目的，所产生的电力就近接入电网，并在当地消纳的风电项目。

2011年起，我国正式开始探索分散式风电的开发模式。随着多年来大规模风电的开发，集中、大型的风资源丰富区域日益减少，而分散式作为消纳便利的能源形式逐渐受到重视。

政策解读

近年来，国家陆续出台了许多分散式风电相关政策。

2018年，国家能源局颁布了最新的分散式风电项目管理办法（《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》国发新能[2018]30号），该管理办法将我国分散式风电发展带入了一个新的里程碑：

● 接入条件正式放宽到110千伏（东北地区66千伏）及以下电压等级，意味着项目容量和消纳空间更大，分散式市场会得到进一步的扩张。

● 各地方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，大大简化了分散式项目的核准审批流程。2019年，河南、湖北等省份开始试行本制度。

● 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。这可能导致分散式风电分散式项目批量化或区域性招标成为主流，成本及运维问题能得到较好的解决。

● 电网企业按月（或双方约定）与分散式风电项目单位（含个人）结算电费和转付国家补贴资金，按分散式风电项目优先原则做好补贴资金使用预算和计划，保障国家补贴资金及时足额转付到位，从而使分散式项目的现金流在所有风电项目中保持较好的水准。

● 鼓励各类企业、社会机构、农村集体经济组织和个人参与投资分散式风电项目，实现投资主体多元化；鼓励项目所在地政府建立分散式风电项目融资服务平台；鼓励银行等金融机构，积极为分散式风电项目提供金融服务，探索以项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制。这样鼓励市场化投资的举措，充分释放支持分散式项目的政策红利，引入多元化主体加入分散式项目投资，保障分散式项目落地。

图1 分散式风电政策发展路线图

2019年上半年，国家能源局相继发布关于风光项目的新政，平价上网工作迅速推进，标志着全面平价阶段的开始：去补贴的同时，降低核准成本，着力解决消纳，鼓励市场积极完成从“替代能源”向“主力能源”的转型。

与此同时，全国层面未再发布单独针对分散式风电的政策，而是在《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》中，明确采取多种方式支持分散式风电建设：鼓励各省（区、市）按照《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）有关政策，创新发展方式，积极推动分散式风电参与分布式发电市场化交易试点。对不参与分布式发电市场化交易试点的分散式风电项目，可不参与竞争性配置，按有关管理和技术要求由地方政府能源主管部门核准建设。

图2 2019年分散式风电政策

而在国家发改委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》中指出，自2019年7月1日起，将陆上风电标杆上网电价改为指导价，新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。关于陆上风电上网电价：2019年I～IV类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。这意味着2019年、2020年新增核准的分散式风电项目将迎来两次电价退坡。以IV类资源地区为例，电价下调直接带来的收益率影响或至平均逐年降低2%左右。因此，分散式风电项目的建设风险进一步提高，需要进行审慎的项目条件与资源评估及经济性测算以保证收益水平。

在规划层面上，目前已经明确编制分散式风电规划的省份有河南、河北、山西、陕西、贵州、内蒙古、青海、江西、黑龙江、宁夏等，另有如天津、南宁、滁州、阳江等市也已发布分散式规划，全国整体已发布规划总容量超过18GW。湖北、山东、湖南等也发布了分散式风电示范项目建设、项目实施方案或报送分散式项目规划的相关通知，分散式工作紧锣密鼓地展开。

从电力供需结构来看，分散式风电发展的重点区域市场集中在河南、山东、江苏等经济发达、用电负荷大，电网结构较好的省份；潜力区域主要是湖北、湖南、安徽、浙江、广东等地区；其他省份的发展潜力有限。但是，目前从分散式风电地方政策及核准和建设规模中发现，“三北”地区的响应速度和规模较快，而“中东南部”地区受制于资源条件、征地与并网的问题，相对来说发展更为平稳。因此，后续政策及市场发展值得进一步关注。

限制性因素分析

分散式风电自2011年首次颁布相关政策至今，一直被认为是“雷声大、雨点小”。这与分散式风电开发存在的较多限制性因素有关：

● 征地：由于分散式项目距离负荷点较近，存在较多占用基本农田或林地的情况，且部分省份针对风电场项目用地也提出了明确要求，比如辽宁省指出只能占用建设用地，因此项目征地，往往导致征地困难，机位点紧俏。

● 并网：并网点寻找及电网协调困难。以河南省项目为例，并网存在问题的项目占三分之一左右，且有可能因为变电站负荷问题原有项目容量缩减，甚至并网受限。

● 噪音：机组气动噪音与机械噪音，以及人耳听不见的次声波影响。目前满足Ⅱ类标准夜间噪声的情况下，各类风机的理论与建筑物距离为500-1000米不等。而目前已建分散式风电项目有部分机组距离居民区小于500米，由于噪音影响已经产生了导致动工延误、发电时间减少等问题。

● 发电量：对于没有充足的地理、气象及测风数据资料的项目，前期评估不确定性较高；由于分散式项目度电成本目前为8000-8500元，满足客户收益率情况下的发电量需求更高。

● 建设：分散式项目建设地区施工条件一般较好，但由于项目单体容量小，成本依然较高；由于场址普遍位于和人口聚集地较近的区域，建设受阻工影响较大，工期影响严重，常导致建设成本超出预算总价。

● 融资与合资合作：分散式项目目前在银行贷款上存在困难，因此普遍有较高融资需求，尤其是地方客户存在广泛的合资合作倾向。

● 运维：项目附近有集中式风电场的客户，选择并入集中式风电场运维集控；对于地方客户或项目体量小的客户，监控、运维投入成本大，管理难度高，有技术门槛。

市场与发展建议

总体来说，《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》颁布以后，分散式风电迎来了规划、核准与开发高潮，市场反响剧烈。但随着平价进程的开始，值得关注的是：

● 已核准项目：目前已核准的分散式项目存量约为20GW，但由于分散式项目开发在征地、并网、建设等方面的限制性因素较多，最终建成投产规模可能存在一定的缩减。因此，开发商一定要密切关注在手已核准项目在土地、并网、环评等各个环节的落地情况，保证项目按照既定规划容量及时间节奏完成开发。

● 2019-2020年待核准项目：核准项目按照指导电价执行或参与到电力市场化交易中。与2019年前项目相比，收益率进一步收缩；并且由于项目资源评估不确定性因素较高，项目经济性评价的误差可能较大，项目风险更高。开发商在没有充足的地理、气象及测风数据资料的情况下，应借助第三方优势资源进行审慎的项目可行性研究，提高项目前期评估的准确性，保证收益水准。

● 2020年以后的新增项目：“十三五”期间，分散式风电规模可能达到10-30GW，存量项目已经占据了大量可开发、可消纳资源。“十四五”市场全面平价以后，分散式风电可能主要通过电力市场化交易的方式，结合风光互补、风能制氢、风电采暖、智慧园区等多种新兴商业模式创造增量，满足点对点、点对面的消纳需求。有分散式项目长期开发规模需求的开发商应提前着眼于新兴产业的探索或合作，提前布局市场，保障项目开发的可延续性。

风险分析

政策风险：目前《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》属于分散式利好政策，但同时面对2019年、2020年两年指导电价的下调以及电力市场化交易中的电价竞争。因此，分散式风电发展已经进入平稳发展阶段，若政策态度进一步转变可能带来更多收益风险。

市场风险：目前分散式项目由于征地、并网等方面的困难，可能会存在未核准项目无法落地或者已核准项目容量缩减的情况，可能导致市场规模不及预期。

财务风险：分散式项目的资源条件评估材料往往不够充分，因此带来的预计成本与利润核算可能存在较大偏差。

管理风险：分散式项目小而散，若不进行区域化、批量化的核准与建设，可能带来一定的标准化管理难度。