不久前，国家发改委下发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格[2019]882号），明确2019-2020年风电电价政策以及项目获得国家补贴的时间节点，补贴退坡进入倒计时。政策的出台将对未来两年乃至更长周期的行业发展，产生深远影响。”
1.政策明确国家补贴的时间节点，行业抢装已成定局，预计未来三年（2019-2021年）风电行业均保持较高的装机水平
政策明确2018年底之前核准陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家将不再进行补贴。这与之前行业普遍认为的，存量项目只要在2020年底之前开工就能保住核准电价，从时间节点上至少提前了半年。与此同时，从之前各省发布的项目梳理的情况来看，截至2018年底行业仍有超过4600万项目已核准但未开工建设，这些项目要想保住核准电价，就必须要在2020年底前并网。
不仅如此，政策同时明确2019-2020年新核准项目要在2021年底之前并网，否则国家将不再补贴，这也会加速新核准项目的转化速度，进一步加剧2019、2020年“抢装”热度。
2018年行业放量核准的海上风电项目，到2021年也将迎来关键并网节点，再加上2019-2020年新增项目的执行，预计2021年行业仍将继续保持较高的装机水平。
2.2018年抢核准海上项目被认可，2021年底前并网成关键
2018年5月47号文发布后，海上风电项目迎来了一波抢核准浪潮。根据统计，2018年仅广东、江苏和福建三省核准的海上风电项目就多达54个，项目总容量高达2049.7万千瓦。
国家发改委“发改价格【2019】882号”文指出，“对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导电价”。其中特别强调了“全部机组完成并网”，没有留下任何可操作的空间。
虽然国家发改委接受了主要省份海上项目“抢核准的成果”，但同样明确了2021年底的时间节点以及“全部完成并网”的高指标标准。根据协会统计数据，2018年海上风电年度装机同比增长42.7%，达到165.5万千瓦。然而仅与2049.7万千瓦的上述三省2018年新增核准量相比，无论是制造商产能保障，还是海上风电工程施工设备保障，需求缺口都无法填补，更何况海上环境也压缩了项目可施工有效时间。
因此，对于海上风电，我们可以非常明朗地预测到：
第一， 海上风电建设即将或已进入空前繁荣期，年度新增装机将大幅攀升，海上工程产业链也将因此快速发展；
第二， 我们将很遗憾地看到，到2021年底，当前大量已核准的海上项目将只能与0.85元/kw的上网电价失之交臂。
3.分散式项目受到支持，但受制约因素较多，短期内仍然很难实现突破
针对分散式风电上网电价，国家发改委“发改价格【2019】882号”文作了差异化规定，“参与市场化交易的分散式风电上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴，不参与分布式市场化交易的项目，执行项目所在资源区指导价”。
而根据2018年发布的《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》，分散式项目“自发自用”的电量部分不享受国家可再生能源发展基金补贴，而“上网电量”部分按照当地风电标杆上网电价收购。
结合这两个政策解读，分散式自发自用的部分不享受国家补贴，而上网电量中参与市场化交易的部分同样不再享受国家补贴，由直接协商形成上网电价，而不参与市场化交易的“上网电量”部分则执行项目所在资源区的指导价格。
由是可知，新政策实施后，新核准的分散式项目在可研论证收益核算环节将更加复杂，不确定性将更高。同时，由于分散式项目往往体量较小，同等条件下，单位千瓦综合造价高于陆上集中式项目，因此分散式项目开发如不能与综合能源服务业务紧密融合，而仅是作为独立项目规划发展，则其未来前景空间将受到较大影响。
4.并网接入成为项目生死线
此次电价调整政策的一个重要变化就是从以往以“项目开工”为时间节点调整为以“并网”为时间节点，预计该调整的主要目的也是尽量避免开发商为了抢电价而导致一些手续不完备、成熟度比较差的项目大量上马，进而引起大规模弃风限电问题。这种调整使得“并网”成为项目能否顺利拿到国家补贴的最后一道“关卡”。据了解，目前核准未建、在建的项目中，缺少接入和并网手续的项目不在少数，在有些地区甚至是一项普遍存在的问题。以中东部某省为例，根据不完全统计，目前已核准未建、在建项目中，有超过20%的项目还没有拿到电网接入。在当前“抢电价”的大背景下，并网接入资源即将或者已经成为各大开发商重点争夺的资源。如何才能获取并网手续，并在有效期内及时并网，是当前行业面临的重要难题。在此也建议开发商，一方面要尽快协调政府、电网相关部门，尽早办理相关手续；另一方面，结合行业整体产能紧张的大趋势进行取舍，聚焦成熟度高的项目，尽快推动其并网才是当务之急。
5.面对持续的电价下调，技术进步依然是最关键要素
2019-2020年指导电价仍将持续大幅下调，其中2019年Ⅰ—Ⅲ类风资源区电价每千瓦时下降6分，Ⅳ类风资源区电价每千瓦时下降5分，降幅超过9%；2020年上述四类风资源区的电价每千瓦时均下降5分钱，降幅超过10%。而且该电价是项目竞价的上限，项目实际核准电价会更低。
电价持续快速下降，对风电行业降本提效与技术创新提出更高要求。根据测算，在同等收益率情况下，在Ⅳ类电价区，下调5分/千瓦时等同于发电量需提升230小时或者造价降低580元/千瓦左右，通过对比可以发现，通过造价降低应对电价下调的难度要远远大于通过技术创新带来的发电量提升应对电价下调。所以，技术进步依然是应对竞价/平价最为关键的要素。
6.靴子落地，谨防行业风险淤积
新上网电价政策最终落地，从积极角度看，一方面电价补贴下降使风电在与传统能源的较量中，竞争力逐步提升，逐渐实现从“补充能源”向“替代”能源转变；另一方面，受“抢电价”推动，行业未来几年新增装机容量将保持在较高水平。但同时，这种行业发展带来的问题也同样需要引起重视：
第一，行业“抢装”带来潜在产品质量问题，需要引起警惕。开发商“抢装”，产能压力将贯穿整个风电产业链，高质量高品质零部件供应紧张，价格也逐步走高，在这种形势下，风电机组关键零部件“偷梁换柱”“以次充好”的情况需要引起警觉和重视，否则必定会给后续风电场稳定运行，埋下安全隐患。
第二，高压之下，如何才能保障按时交付并网？2018年底前存量项目如果最终未能在2020年底实现并网，到2021年上网电价将直接平价，项目收益面临巨大风险。所以风电机组能否按计划交付直接决定了项目生死，这对整个风电产业整体供应链管理能力提出了更高要求，精准交付不是靠承诺，而是需要一整套完善的供应链管理体系作为保障。
第三，行业起伏，考验整机商可持续经营能力。在产品需求的推动下，一些厂家纷纷开展产能投入和产能扩张，但在2021年“抢装潮”过去之后，这些新增产能是否还能发挥价值？产能投入能否最终实现回收？低价、扩产、低质、薄利，一些整机商势必存在长期经营的风险。平价时代如果没有全生命周期的保障能力，最终苦果还是会由开发商自己承担。
总之，“抢装潮”、供货紧张、并网资源有限、生态环保收紧、电价Deadline、风险淤积……所有这些项目开展过程中的困难和挑战，随着政策时间节点的到来，都将接踵而至。行业也正是在应对这些挑战的过程中，逐步走向成熟。风电是一项长跑，应时刻谨防当下风险，注重长远利益。
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