不久前，國家發(fā)改委下發(fā)《關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》（發(fā)改價格[2019]882號），明確2019-2020年風電電價政策以及項目獲得國家補貼的時間節(jié)點，補貼退坡進入倒計時。政策的出臺將對未來兩年乃至更長周期的行業(yè)發(fā)展，產(chǎn)生深遠影響?！?
1.政策明確國家補貼的時間節(jié)點，行業(yè)搶裝已成定局，預計未來三年（2019-2021年）風電行業(yè)均保持較高的裝機水平
政策明確2018年底之前核準陸上風電項目，2020年底前仍未完成并網(wǎng)的，國家將不再進行補貼。這與之前行業(yè)普遍認為的，存量項目只要在2020年底之前開工就能保住核準電價，從時間節(jié)點上至少提前了半年。與此同時，從之前各省發(fā)布的項目梳理的情況來看，截至2018年底行業(yè)仍有超過4600萬項目已核準但未開工建設，這些項目要想保住核準電價，就必須要在2020年底前并網(wǎng)。
不僅如此，政策同時明確2019-2020年新核準項目要在2021年底之前并網(wǎng)，否則國家將不再補貼，這也會加速新核準項目的轉(zhuǎn)化速度，進一步加劇2019、2020年“搶裝”熱度。
2018年行業(yè)放量核準的海上風電項目，到2021年也將迎來關鍵并網(wǎng)節(jié)點，再加上2019-2020年新增項目的執(zhí)行，預計2021年行業(yè)仍將繼續(xù)保持較高的裝機水平。
2.2018年搶核準海上項目被認可，2021年底前并網(wǎng)成關鍵
2018年5月47號文發(fā)布后，海上風電項目迎來了一波搶核準浪潮。根據(jù)統(tǒng)計，2018年僅廣東、江蘇和福建三省核準的海上風電項目就多達54個，項目總?cè)萘扛哌_2049.7萬千瓦。
國家發(fā)改委“發(fā)改價格【2019】882號”文指出，“對2018年底前已核準的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行核準時的上網(wǎng)電價；2022年及以后全部機組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行并網(wǎng)年份的指導電價”。其中特別強調(diào)了“全部機組完成并網(wǎng)”，沒有留下任何可操作的空間。
雖然國家發(fā)改委接受了主要省份海上項目“搶核準的成果”，但同樣明確了2021年底的時間節(jié)點以及“全部完成并網(wǎng)”的高指標標準。根據(jù)協(xié)會統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2018年海上風電年度裝機同比增長42.7%，達到165.5萬千瓦。然而僅與2049.7萬千瓦的上述三省2018年新增核準量相比，無論是制造商產(chǎn)能保障，還是海上風電工程施工設備保障，需求缺口都無法填補，更何況海上環(huán)境也壓縮了項目可施工有效時間。
因此，對于海上風電，我們可以非常明朗地預測到：
第一， 海上風電建設即將或已進入空前繁榮期，年度新增裝機將大幅攀升，海上工程產(chǎn)業(yè)鏈也將因此快速發(fā)展；
第二， 我們將很遺憾地看到，到2021年底，當前大量已核準的海上項目將只能與0.85元/kw的上網(wǎng)電價失之交臂。
3.分散式項目受到支持，但受制約因素較多，短期內(nèi)仍然很難實現(xiàn)突破
針對分散式風電上網(wǎng)電價，國家發(fā)改委“發(fā)改價格【2019】882號”文作了差異化規(guī)定，“參與市場化交易的分散式風電上網(wǎng)電價由發(fā)電企業(yè)與電力用戶直接協(xié)商形成，不享受國家補貼，不參與分布式市場化交易的項目，執(zhí)行項目所在資源區(qū)指導價”。
而根據(jù)2018年發(fā)布的《分散式風電項目開發(fā)建設暫行管理辦法》，分散式項目“自發(fā)自用”的電量部分不享受國家可再生能源發(fā)展基金補貼，而“上網(wǎng)電量”部分按照當?shù)仫L電標桿上網(wǎng)電價收購。
結(jié)合這兩個政策解讀，分散式自發(fā)自用的部分不享受國家補貼，而上網(wǎng)電量中參與市場化交易的部分同樣不再享受國家補貼，由直接協(xié)商形成上網(wǎng)電價，而不參與市場化交易的“上網(wǎng)電量”部分則執(zhí)行項目所在資源區(qū)的指導價格。
由是可知，新政策實施后，新核準的分散式項目在可研論證收益核算環(huán)節(jié)將更加復雜，不確定性將更高。同時，由于分散式項目往往體量較小，同等條件下，單位千瓦綜合造價高于陸上集中式項目，因此分散式項目開發(fā)如不能與綜合能源服務業(yè)務緊密融合，而僅是作為獨立項目規(guī)劃發(fā)展，則其未來前景空間將受到較大影響。
4.并網(wǎng)接入成為項目生死線
此次電價調(diào)整政策的一個重要變化就是從以往以“項目開工”為時間節(jié)點調(diào)整為以“并網(wǎng)”為時間節(jié)點，預計該調(diào)整的主要目的也是盡量避免開發(fā)商為了搶電價而導致一些手續(xù)不完備、成熟度比較差的項目大量上馬，進而引起大規(guī)模棄風限電問題。這種調(diào)整使得“并網(wǎng)”成為項目能否順利拿到國家補貼的最后一道“關卡”。據(jù)了解，目前核準未建、在建的項目中，缺少接入和并網(wǎng)手續(xù)的項目不在少數(shù)，在有些地區(qū)甚至是一項普遍存在的問題。以中東部某省為例，根據(jù)不完全統(tǒng)計，目前已核準未建、在建項目中，有超過20%的項目還沒有拿到電網(wǎng)接入。在當前“搶電價”的大背景下，并網(wǎng)接入資源即將或者已經(jīng)成為各大開發(fā)商重點爭奪的資源。如何才能獲取并網(wǎng)手續(xù)，并在有效期內(nèi)及時并網(wǎng)，是當前行業(yè)面臨的重要難題。在此也建議開發(fā)商，一方面要盡快協(xié)調(diào)政府、電網(wǎng)相關部門，盡早辦理相關手續(xù)；另一方面，結(jié)合行業(yè)整體產(chǎn)能緊張的大趨勢進行取舍，聚焦成熟度高的項目，盡快推動其并網(wǎng)才是當務之急。
5.面對持續(xù)的電價下調(diào)，技術(shù)進步依然是最關鍵要素
2019-2020年指導電價仍將持續(xù)大幅下調(diào)，其中2019年Ⅰ—Ⅲ類風資源區(qū)電價每千瓦時下降6分，Ⅳ類風資源區(qū)電價每千瓦時下降5分，降幅超過9%；2020年上述四類風資源區(qū)的電價每千瓦時均下降5分錢，降幅超過10%。而且該電價是項目競價的上限，項目實際核準電價會更低。
電價持續(xù)快速下降，對風電行業(yè)降本提效與技術(shù)創(chuàng)新提出更高要求。根據(jù)測算，在同等收益率情況下，在Ⅳ類電價區(qū)，下調(diào)5分/千瓦時等同于發(fā)電量需提升230小時或者造價降低580元/千瓦左右，通過對比可以發(fā)現(xiàn)，通過造價降低應對電價下調(diào)的難度要遠遠大于通過技術(shù)創(chuàng)新帶來的發(fā)電量提升應對電價下調(diào)。所以，技術(shù)進步依然是應對競價/平價最為關鍵的要素。
6.靴子落地，謹防行業(yè)風險淤積
新上網(wǎng)電價政策最終落地，從積極角度看，一方面電價補貼下降使風電在與傳統(tǒng)能源的較量中，競爭力逐步提升，逐漸實現(xiàn)從“補充能源”向“替代”能源轉(zhuǎn)變；另一方面，受“搶電價”推動，行業(yè)未來幾年新增裝機容量將保持在較高水平。但同時，這種行業(yè)發(fā)展帶來的問題也同樣需要引起重視：
第一，行業(yè)“搶裝”帶來潛在產(chǎn)品質(zhì)量問題，需要引起警惕。開發(fā)商“搶裝”，產(chǎn)能壓力將貫穿整個風電產(chǎn)業(yè)鏈，高質(zhì)量高品質(zhì)零部件供應緊張，價格也逐步走高，在這種形勢下，風電機組關鍵零部件“偷梁換柱”“以次充好”的情況需要引起警覺和重視，否則必定會給后續(xù)風電場穩(wěn)定運行，埋下安全隱患。
第二，高壓之下，如何才能保障按時交付并網(wǎng)？2018年底前存量項目如果最終未能在2020年底實現(xiàn)并網(wǎng)，到2021年上網(wǎng)電價將直接平價，項目收益面臨巨大風險。所以風電機組能否按計劃交付直接決定了項目生死，這對整個風電產(chǎn)業(yè)整體供應鏈管理能力提出了更高要求，精準交付不是靠承諾，而是需要一整套完善的供應鏈管理體系作為保障。
第三，行業(yè)起伏，考驗整機商可持續(xù)經(jīng)營能力。在產(chǎn)品需求的推動下，一些廠家紛紛開展產(chǎn)能投入和產(chǎn)能擴張，但在2021年“搶裝潮”過去之后，這些新增產(chǎn)能是否還能發(fā)揮價值？產(chǎn)能投入能否最終實現(xiàn)回收？低價、擴產(chǎn)、低質(zhì)、薄利，一些整機商勢必存在長期經(jīng)營的風險。平價時代如果沒有全生命周期的保障能力，最終苦果還是會由開發(fā)商自己承擔。
總之，“搶裝潮”、供貨緊張、并網(wǎng)資源有限、生態(tài)環(huán)保收緊、電價Deadline、風險淤積……所有這些項目開展過程中的困難和挑戰(zhàn)，隨著政策時間節(jié)點的到來，都將接踵而至。行業(yè)也正是在應對這些挑戰(zhàn)的過程中，逐步走向成熟。風電是一項長跑，應時刻謹防當下風險，注重長遠利益。
