王秀强：为什么说分散式风电是一针强心剂？

　　分散式风电能否成为行业新驱动力？答案是肯定的。

　　2018年将是国内分散式风电启动元年，国家能源管理部门正在制定分散式风电项目投资管理办法，预计最快会在今年一季度（两会前后）下发。这一管理办法具有极强的撬动效应，是中央政府统筹、地方政府落地的核心政策，其价值不亚于是分散式风电市场启动的发号令。

　　与大型风电基地不同，按照国家能源局一系列规范和文件，分散式接入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。“本地平衡、就近消纳”是分散式风电最重要的特征，其试点、成长、扩张的路径与大型风电基地截然相反，目的是解决弃风限电难题，也为就地消纳开辟新的路径，同时也是风电二次成长的新驱动力。

　　按目前分散式风电接入要求，（1）接入电压等级应为35千伏及以下电压等级。如果接入35千伏以上电压等级的变电站时，应接入35千伏及以下电压等级的低压侧。（2）充分利用电网现有变电站和配电系统设施，优先以T接或者π接的方式接入电网。（3）在一个电网接入点接入的风电容量上限以不影响电网安全运行为前提，统筹考虑各电压等级的接入总容量，鼓励多点接入。严禁向110千伏（66千伏）及以上电压等级送电。

　　分散式接入风电项目装机容量一般在6MW—50MW，单个项目总容量不超过50MW。因分散式风电项目无需新建高压送电线路和110kV、66kV变电站，可以节省输配环节投资；因是配网侧接入，可以一定程度改善配网末端供电质量，有利于降低线损；分散式风电项目容量小，占比面积小，国土、规划、选址等前期核准手续流程短，建设工期灵活。

　　与集中式风电项目相比，分散式风电如果在政策上实行备案制，项目核准流程和时间将大大缩减；同时在土地、贷款方面明确给以支持；就地消纳，弃风限电率低；不受风电项目开发指标管理，分散式风电开发规模理论上没有上限（以电网接入点、本地负荷为上限）。

　　如河南省发改委提出，为简化项目审批流程，“同一业主同一县（市、区）范围内的分散式风电项目可打捆申报。”河南省已经下发十三五省内124个、210.7万千瓦分散式风电项目，濮阳、洛阳、平顶山、永城是规划项目最多的地区。据我们前期调研，这些项目自申报到核准的时间只有3个月左右，企业申报的项目规模在10GW以上。足见本地企业申报的积极性之高。

　　目前，国内已经有河南、辽宁、内蒙古、湖南、贵州、江苏等地开始布局分散式风电项目或者已经有分散式风电项目并网。

　　自上而下看，分散式风电政策储备充足，市场启动近在咫尺。（1）2010年《可再生能源发展“十二五”规划》：首次提出可再生能源的开发应坚持集中开发与分散利用相结合，形成集中开发与分散开发、分布式利用并进的可再生能源发展模式；对于未来风电的发展要在加快千万千瓦级风电基地建设同时，积极推进内陆分散的风能资源利用。

　　（2）2011年4月《国家能源局关于分散式接入风电开发的通知》，首次明确我国分散式风电开发的主要思路与边界条件。

　　（3）2011年7月《国家能源局关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》，明确了分散式接入风电项目的定义、接入电压等级、项目规模等，并对项目建设管理、并网管理、运行管理等进行了严格的规定。

　　（4）2016年11月《电力发展“十三五”规划》提出，按照集中开发与分散开发并举、就近消纳为主的原则优化风电布局，加快中东部及南方等消纳能力较强地区的风电开发力度。

　　（5）2016年11月《风电发展“十三五”规划》提出，结合电网布局和农村电网改造升级，考虑资源、土地、交通运输以及施工安装等建设条件，因地制宜推动接入低压配电网的分散式风电开发建设，推动风电与其它分布式能源融合发展。

　　（6）2016年12月《可再生能源发展“十三五”规划》提出加快开发中东部和南方地区风电，结合电网布局和农村电网改造升级，完善分散式风电的技术标准和并网服务体系，按照“因地制宜、就近接入”的原则，推动分散式风电建设。

　　（7）2017年6月，国家能源局下发《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》（国能发新能〔2017〕3号），要求各地结合前期区域内风能资源勘察的成果，在认真梳理区域内电网接入条件和负荷水平的基础上，严格按照“就近接入、在配电网内消纳”的原则，制定本省（区、市）及新疆兵团“十三五”时期的分散式风电发展方案，向全社会公示。

　　随着“三北”地区风电资源圈占的推进，风电开发布局向中东部和南部转移，这是目前开发商的主战场和新阵地。受中东部和南方地区风资源、土地资源的限制，分散式风电则是这些地区风资源开发的主流方式。

　　但同时需要注意的是，分散式风电项目既有资源分布范围广、并网接入容易等天然优势，同时其位置分散、容量小，项目建设对修路、架桥等基础设施建设要求高；由于其接入点是低压电网，项目规划选址应该以本地负荷、接入点资源作为上限，一味一哄而上对行业发展有弊无利。

　　根据国家电网公司最新数据，截至2017年12月末，国家电网经营范围风电、太阳能发电合计装机2.4亿千瓦、同比增长33%；发电量3333亿千瓦时、增长39.8%。风电、太阳能发电弃电量、弃电率实现“双降”。2017年，国家电网采取多重手段提升新能源并网消纳能力，包括有序放开发用电计划，压减煤电出力、加快火电灵活性改造，为新能源腾空间。按照国家电网公司安排，甘肃、青海、新疆已取消火电机组计划电量，山东、辽宁、吉林、黑龙江等省减少年度计划电量950亿千瓦时。

　　同时，积极推动新能源跨省跨区交易。2017年完成新能源省间交易电量492亿千瓦时，同比增加35.6%；现货交易电量累计69.22亿千瓦时，收益省份超过20个，实现可再生能源大范围配置。

　　按照国家电网公司承诺，2020年实现弃风弃光控制在5%以内，届时风电、光伏电站将具有稳定的收益，新能源电站在电力系统中的价值将大幅提升。同时需要注意的是，弃风、弃光已经不仅是经济行为，而是上升到国家战略、国家能源战略的角度，从讲政治、识大局的维度来看，弃风弃光具有极强的持续性，不仅解决存量弃风弃光问题，新增装机也将不折不扣实现并网。集中式风电如此，分散式风电因具有极强的就地消纳属性，消纳更是板上钉钉的事情。

　　我们调研内蒙古某分散式风电项目运营情况发现，该项目装机12MW，2017年发电利用小时数接近3000小时，弃风率低于5%，项目具有极高的现金回报水平和盈利能力。项目业主依托自身所具有的区域优势、电网资源优势并在本地圈占新的分散式项目。为提高设备全生命周期利用小时数，新上项目选择金风科技所属机型。

　　在经济性问题上，分散式风电与分布式光伏具有极强的相似性。在当前的工程造价、电价水平和利用小时数下，两者成本收回周期均在5-8年，内部投资收益率在10%以上。在产业发展趋势上，两者均由集中到分散，集中式电站在大扩张之后，进入缓慢增长阶段，分布式装机成为刺激行业发展的新动力，分布式光伏在2017年放量验证了这一逻辑。

　　与分布式光伏不同的是，分散式风电投资成本高8000元/千瓦，远高于光伏6000元/千瓦造价，且其装机容量以6MW起，意味着分散式风光电很难走群众路线，必须依托优质运营商、专业企业才能得到发展；但其成长的起点高，项目规划布局以市、县为单位，单体容量远超户用光伏，同样具有扶贫价值。

　　在上述多重因素的协同下，分散式风电有望在中东部和南方地区快速成长，并成为2018年风电装机成长的新驱动力。