本周三，河南省发改委下发了《关于下达河南省“十三五”分散式风电开发方案的通知》以及河南省“十三五”分散式风电开发方案项目表。规划建设124个分散式风电项目，总规模210.7万千瓦，覆盖13个地级市及6个省管县(市)，其中周口、濮阳、平顶山、安阳等为规划项目最多的地区。

当前，由于投资商的大面积集中开发以及弃风限电导致的部分地区审批收紧，我国连片优质风资源地区已面临开发殆尽的局面。大环境下，市场格局由“三北”地区逐步转向低风速资源丰富的中东部及南部地区。但受制于成本较高、投资回报少等瓶颈制约，分散式风电历经了6年市场低迷期，此次河南省公布的分散式风电开发方案无疑是为国内分散式风电市场破冰的一把利器。

11月，国家发改委、能源局正式下发关于《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（简称《通知》），标志着分布式发电市场化交易正式落地。分布式能源在被动接受调度指令管理多年之后，终可以主动参与市场交易。交易主要有三种模式：直接售电＋“过网费”、委托售电＋“过网费”、电网收购—“过网费”。从参与对象上看，大分布式最为受益。

以风电四类（中东部及南部）地区为例，售电价格假设为工业电价的8-9折，约为0.7元/度（工业电价假设在0.8-0.9元/度左右）；补贴方面，按照《通知》要求，风电度电补贴标准按当地风电上网标杆电价与燃煤标杆电价相减确定并适度降低。根据单体容量，降低幅度在10%-20%以上（约0.04-0.1元/千瓦时）。按照0.6元/度的风电电价、0.4元/度左右火电电价估算，补贴约为0.2元/度，按照打八折估算，风电市场交易后仍可获得0.16元/度的补贴；过网费各地不尽相同，测算在3-5分/度左右；据国发能研院估算，参与市场化交易的风电度电收入将从0.6元/度提升至0.81元/度左右，增幅35%左右。

同理推算分布式光伏（全额上网模式）的度电收入，将从原来的0.85元/度电提升至1元/度左右，增幅18%左右。对比结果可以看出，由原来的上网模式向售电侧转变后，分散式风电场参与市场化交易盈利能力明显提升，边际效益远超分布式光伏。

2012年3月，国家能源局下发18项分散式风电示范项目，总规模83.7万千瓦，项目涵盖了陕西、内蒙古、湖南、山西、浙江、新疆、江苏等7个省份。其中华锐洪洞县分散式接入风电示范项目、中节能湖州南太湖一期风电场项目和华锐射阳陆上分散式接入风电示范项目由于项目单位自身或场址问题已于2015年被取消核准资格。其余15个项目中，除榆树湾和东河桥风电场在2017年开工建设外，均于“十二五”期间投产发电。

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，就近接入电网，就近消纳的风电项目。然而，国发能研院、绿能智库研究发现，自2011年提出分散式风电概念后，出现相当长一段时间，以分散式名义建设集中并网风电场的现象，其中不乏示范项目，严重扰乱了市场秩序，影响行业健康发展。

虽然分散式风电具有土地占用少、消纳好等优势，也是风电市场向中东部及南部转移的发展方向，但进一步大规模推进分散式风电发展之路并不平坦，开发量、市场参与度之低，凸显出很多亟待解决的问题。

一方面是源于时间成本的压力。金风科技总裁王海波曾表示，“核准一个大的风电场用半年，核准一台分散式风电机组也是用半年，那做分散式的成本开发商承受不起。”投资回收时间是关乎企业盈利的问题，市场低迷的情况下，企业所预测的收益率更强调经济性，而分散式风电并网系统的回收期较长，一般是在5-9年左右。

据国发能研院获悉，目前核准分散式风电机组需要半年的时间，与核准大型集中式风场的时间相当，加上漫长的回收期及中东部地区较高的前期土地开发成本，都将大幅度增加企业的投资风险，降低企业的投资积极性。推动土地资源紧缺的中东部地区能源转型，需要就近利用所有能利用的新能源，过程中仅靠企业的力量还不够，还需要多方协力，扫除发展路上的障碍。

另一方面是源于企业自身。“低风速风电的开发，不是技术问题，而是认知问题。”中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示，中东部和南部地区发展低风速风电，需要开发思路的转变。风电的开发属于资金密集型，国内风电的投资者中，近八成都具有国资背景，对于他们而言，分散式风电的开发收益低又耗费人力。在我国风电发展的三十多年中，绝大多数开发商早已形成固化的思维模式，习惯于以传统的投资方式去衡量分散式风电的价值。但现在随着数字化、智能化不断发展，通过技术创新，充分发挥分散式风电的能效和灵活性，低风速资源将具备更大的经济价值。

国发能研院、绿能智库预测：未来，随着科技进步以及电力市场化的加速推进，分散式风电前景可期。