4月16日，國家能源局正式下發《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》(下稱《管理辦法》)，目的是加快推進分散式風電發展，完善分散式風電的管理流程和工作機制。辦法明確分散式風電接入電壓等級、消納范圍、審批管理方式、金融支持方案。

一、分散式風電元年：高利用小時數、優先獲得補貼

2018年是國內分散式風電啟動元年，《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》是分散式風電項目啟動的發號令，風電進入集中與分散式并重發展的新階段。分散式風電不是舶來品，“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。

從能源產業發展形態看，分散式風電是國內風電發展到一定規模、電力系統需要重新建立新秩序、開發企業尋求新的利潤增長點、政策引導行業建立新均衡的結果。與集中式不同，分散式風電在低壓側接入，擁有較高的發電利用小時數，就地消納是解決棄風限電的主要方式。

分散式風電執行標桿上網電價。與分布式光伏相似，分散式風電項目是指所產生電力可自用，也可上網且在配電系統平衡調節的風電項目。分散式風電項目在申請核準時可選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式，項目自發自用部分電量不享受國家可再生能源發展基金補貼。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。

在補貼申請上，分散式風電項目并網調試完成，并具備正式結算條件后，由電網企業按季度按流程向財政部、國家發展改革委、國家能源局申報納入可再生能源發電補貼目錄。

目前，國內已經有河南、河北、山西、遼寧、內蒙古、湖南、貴州、江蘇等地開始布局分散式風電項目。其中，河北計劃2018-2020年開發分散式接入風電4.3GW，河南“十三五”擬建2.1GW分散式風電，山西“十三五”分散式風電項目開發建設規模達987.3MW。廣西、貴州等省份也早已明確將跟進編制分散式風電建設規劃。

《管理辦法》鼓勵各類企業及個人作為項目單位，在符合土地利用總體規劃的前提下，投資、建設和經營分散式風電項目。

分析各省公布的分散式風電項目名單，分散式風電項目的參與方中民營企業是主力，也不乏五大電力、華潤、中廣核等企業的身影。從煤炭、房地產等領域退出的資本也開始參與風電項目開發，其參與方式以純財務投資為主;調研顯示，金風科技、遠景能源等風機制造商也在全國跑馬圈地，與地方政府簽訂風電開發框架協議。

二、政策紅利：并網電壓等級擴圍至110kv，更大消納空間和裝機規模

與2017年國家能源局的要求不同，《辦法》將風電并網電壓等級由35KV及以下擴圍至110KV及以下，這是分散式風電政策的重要紅利。具體技術要求包括：

(1)接入電壓等級應為110千伏及以下，并在110千伏及以下電壓等級內消納，不向110千伏的上一級電壓等級電網反送電。

(2)35千伏及以下電壓等級接入的分散式風電項目，應充分利用電網現有變電站和配電系統設施，優先以T或者π接的方式接入電網。

(3)110千伏(東北地區66千伏)電壓等級接入的分散式風電項目只能有1個并網點，且總容量不應超過50兆瓦。

(4)在一個并網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。

2011年是國內分散式發展的起點，反觀政策出臺的歷程，分散式風電管理辦法不斷迭代，其中接入電壓等級范圍不斷調整。與2017年5月國家能源局文件要求不同，管理辦法將并網消納范圍擴圍至110kv，分散式風電獲得更大的消納范圍和更大的裝機成長空間。

回顧分散式風電系列管理辦法發現：2011年國家能源局下發《關于分散式接入風電開發的通知》、《關于分散式接入風電項目開發建設指導意見的通知》，分散式風電項目可以接入110kv、66kv電壓等級線路，可以在更大的范圍內消納;但2017年5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)明確提出，接入電壓等級應為35千伏及以下電壓等級;嚴禁向110千伏(66千伏)及以上電壓等級送電。

圖表：分散式風電并網接入要求不斷調整

按照管理辦法，國家能源主管部門指導各地編制分散式風電管理辦法。地方規劃編制可按以下流程開展：1.能源主管部門根據土地、資源等提出規模及布點方案;2.電網企業據此方案，基于電網、負荷，按照電網接入條件約束進行容量和布點的優化;3.能源主管部門公開發布分散式風電規劃報告并進行滾動修編。

三、簡化審批流程：首次嘗試“核準承諾制”，電網限時接入

本次國家能源局再次明確簡化分散式風電審批流程，國家能源局鼓勵各地試行項目核準承諾制，降低項目前期成本，這是分散式風電最大政策紅利。這是國務院及所屬部委簡政放權、優化審批流程的重要變化，核準承諾制是典型事后監管，從事前審批到事后監管是國內項目核準的重大進步，政府職能從管項目向做服務轉變，將項目開發經營權交給企業。與核準制相比，分散式風電項目核準所需要的流程、時間將大幅縮減。

所謂核準承諾制，是企業按照要求提交項目申請報告書、提交項目核準信用承諾書，承諾項目符合產業政策、信息填報真實，承諾按照法律法規開展項目招標活動。

管理辦法提出，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。(注：此為項目審批的重大變化，堪稱“革命式”變化。)

與集中式風電申報需要大量支持性文件不同，分散式風電項目開發企業在項目取得土地、規劃、環保等支持性文件后，即可向相應的項目核準機關報送項目申請報告。

國家能源局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。

國家能源局同時要求電網企業應完善35千伏及以下電壓等級接入分散式風電項目接網和并網運行服務。由地市或縣級電網企業設立分散式風電項目“一站式”并網服務窗口，按照簡化程序辦理電網接入，提供相應并網服務，并及時向社會公布配電網可接入容量信息。

對于接入公共電網的分散式風電項目，接入系統工程以及接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設。接入用戶側的分散式風電項目，在用戶范圍內的接入系統工程由項目業主投資建設，接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設。

管理辦法并明確35千伏及以下電壓等級接入分散式風電項目辦理并網手續的工作流程、辦理時限。電網企業在并網申請受理、接入系統方案制訂(20工作日)、電能計量裝置安裝(10個工作日)、合同和協議簽署、并網調試(10個工作日)全過程服務中，不收取任何費用。

圖表 ：分散式風電與集中式風電主要區別

四、高經濟回報：風電資產溢價大幅提升，IRR可提升至15%

為測算分散式風電收益情況，我們對內蒙古某民營企業所屬分散式風電項目深入調研，并搭建了詳細、可靠的財務測算模型。

調研顯示，該分散式項目2017年發電利用小時數3400小時，超過全國平均利用小時數1452小時(全國平均1948小時);項目在2017年5月1日前并網，可以在66kv范圍內消納。通過對公司財務數據分析，2017年發電項目毛利率75%，凈利率高達59%;凈資產收益率38%。目前，項目電費結算及時，項目方現金流穩定。

為一進步測算分散式項目經濟性，我們以四類資源區某10MW分散式風電項目為樣本，搭建項目20年經營期內利潤表模型、現金流模型，測算項目成本費用、營收利潤、內部收益率、資本金收益率、凈資產收益率、利息備付率、償債備付率等財務指標，并對項目收益與利用小時數、上網電價、裝機成本等指標進行敏感性分析。

在2500小時利用小時數、0.57元/千瓦時(含水)上網電價下，分散式風電項目具有領先市場的投資回報率、穩定的現金流和利潤回報。10MW風電項目經濟性測算如下：項目累計營業利潤10802萬元，凈利潤累計8520 萬元，項目凈資產收益率28%，具有高水平的凈資產收益率;投資利潤率7.2%，項目投資(稅前)財務內部收益率13.87%，項目投資(稅后)財務內部收益率12.57%;項目投資凈現值2575 萬元，靜態投資回收周期6.7年，動態投資回收期10.1年，項目資本金收益率高達253.2%，項目資本金凈現值2812萬元，項目具有優質的盈利能力和投資回報價值。

分散式風電因接近用戶具有市場交易的天然屬性。在電力市場化改革的背景下，管理辦法鼓勵項目所在地開展分散式風電電力市場化交易試點，允許分散式風電項目向配電網內就近電力用戶直接售電，通過市場交易方式確定電價。按照我們測算，如果分散式風電項目與本地一般工商業用戶市場交易，假設交易價格下浮10%(一般工商業企業平均目錄電價水平在0.8元/千瓦時),分散式風電項目將獲得15%左右的內部收益率。

五、風電將進入二次成長新起點

從國家能源戰略來看，清潔低碳能源戰略正在落地，風電主體地位上升，并網消納難題正在破解。目前，清潔能源替代已經獲得國家高層重視，在高規格會議層面重申加速新能源替代化石能源，通過壓減煤電出力、調度調峰、煤電靈活性改造、配額制、綠色證書交易等方式提高風電、光伏在能源供應中占比，風電面臨外部環境友好，且可以持續。

風電新增裝機自2015年創新高后，2016、2017連續兩年裝機下滑，在分散式風電啟動、行業技術進步、成本下降、電價下調預期(搶裝)、電站盈利性增強、海上風電發展等因素驅動下，2018年之后新增裝機有望重回高增長。