秦海岩：节奏合理 目标明确 稳定预期——2019风电电价政策调整解读

文 | 秦海岩

今天，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），对风电价格政策进行相关调整。国务院《能源发展战略行动计划（2014--2020）》中提出的“2020年实现风电与煤电上网电价相当”的目标，此次价格政策调整，是实现平价前关键过渡期的重要政策安排。《通知》充分考虑了技术成本下降趋势、项目的合理收益水平，科学制定了补贴的退坡节奏和幅度，为实现2021年陆上风电全面进入平价时代指明了路径，明确了方向，稳定了市场预期。政策的出台，也为企业制定发展战略，明确发展目标，落实行动计划提供了依据。

2019年至2020年新核准项目的补贴退坡幅度和节奏与行业预期一致

2019年起，新核准的集中式陆上和海上风电项目的电价全部通过竞争方式确定，通过招标确定的电价不能高于当地资源区指导价。确切的说，此次规定的指导电价是将来招标的最高限价。另外，2021年起，新核准的陆上风电项目全面实行平价，不再补贴。

2019年新核准的陆上集中式风电项目，I-IV类资源区的指导电价分别为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税），前三类风资源区的电价比之前的标杆电价降了6分钱，第四类降5分钱。2020年新核准的陆上项目，I-IV类风区统一再降5分钱，分别为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元和0.47元。与之前政策不同，此次文件对是否能享受补贴电价，除了核准日期之外，还规定了并网日期。2019年1月1日至2020年底，这两年期间核准的陆上项目，必须在2021年底前并网，否则不享受补贴。

陆上集中式风电项目按照这个价格调整，可以说基本符合行业的预期。风电产业近十年的稳定发展，通过规模化、技术创新，度电成本实现了大幅度下降。现在制约风电从替代能源成为主流能源的主要矛盾和障碍，已经不再是成本过高，而是现有的体制机制。三年宝贵的过渡期，需要解决的是加快电力体制改革。需要尽快研究去补贴之后，什么样的政策、什么样的市场机制，才能继续扩大风电的开发利用规模，使清洁便宜的绿色风电造福广大人民。

2019年新核准的海上风电项目指导价为0.8元/千瓦时，2020年再降5分钱，调整为0.75元/千瓦时。应该说，在补贴资金缺口较大的背景下，能够维持一个相对平稳的海上风电电价水平已实属不易。通过产业链协同，加快技术创新，去除制度成本，海上风电可以继续完成其宝贵的技术经验积累期。

海上风电具备资源丰富、风况稳定、发电量高、单机装机容量大、不占用土地、就近消纳、适合大规模开发等优势，是风电技术的前沿领域，也是近年来国际风电产业发展的重点方向。海上风电产业链长，可以带动钢铁、机械、电力、电子、海洋工程、船舶制造等相关产业的技术进步，可以为区域经济发展注入新动力，带动我国海洋经济的发展。同时提供了大量新增工作岗位，解决就业压力。

目前，我国海上风电尚处于起步阶段，随着海上风场的建设进展，通过技术的创新、产业链的不断成熟完善，以及规模化开发与协同效益，海上风电在2025年左右，将具备实现平价上网的条件。因此，我国海上风电发展的激励政策需适度保持，尤其补贴的连贯性。希望在2021年之后，在控制发展规模和节奏的前提下，政府能继续对海上风电予以一定的补贴，沿海经济发达省份，考虑到海上风电产业对区域经济发展的带动作用，对完成非水可再生能源消纳责任目标的重要意义，除了中央政府补贴之外，地方政府可适当也给予一定补贴。当然补贴幅度需要逐步下降。这样才能使已经具备良好基础的优势产业，避免中途夭折，才能对已经投入的社会资源和财富避免造成巨大浪费，才能避免错失发展一个可以在全球领先的战略新兴产业的机遇。

明确了已核准存量项目的补贴期限条件，保证了政策的稳定性和连续性

《通知》对陆上和海上已经核准项目如何继续享受补贴电价予以了明确。2018年底前核准的陆上风电项目，2020年底前完成并网的，执行当初的核准电价。2020年底前仍未完成并网的，将不再享受补贴。

考虑到海上风电建设周期相对较长，对2018年底前已核准的海上风电项目，给予了三年的建设期，但并网要求也比对陆上项目更加严格，在2021年底前，只有项目核准文件中的容量包含的全部机组完成并网，才可享有核准时的0.85元/千瓦时的价格。2022年及以后并网的，执行并网年份的指导价。这就需要开发企业在评估项目进度和效益方面更加慎重，避免项目不能在规定时间内全部并网造成被动。

对分散式风电项目继续加大支持力度

参与市场化交易的分散式风电项目，上网电价由发电企业和电力用户协商确定，不享受补贴。不参与分布式市场化交易的分散式项目，执行所在资源区的指导价。而且，前不久国家能源局的相关文件也明确，分散式风电项目不参与竞争性配置。这实际上是对分散式风电电价给与了一个保底电价。分散式风电是中东南部地区未来风电开发利用的重要方式，现在因为旧有的落伍观念，认识误区，体制机制障碍，制约了分散式风电的发展，这就需要国家加大支持力度，克服这些阻碍。在德国、丹麦等欧洲国家，分散式风电是风电最主要的开发形式。我国中东南部的分散式风电开发潜力同样巨大。中国分散式风电，在政策的持续支持下，在行业同仁的努力下，一定会迎来春天。

此次《通知》的发布，再一次体现了“扶上马，再送一程”的产业管理理念。作为风电产业实现健康稳定发展的最关键政策之一，风电标杆电价政策自2009年实施以来，极大促进了我国风电产业的发展。目前，中国风电装机总量超过了2亿千瓦，为我国应对环境气候变化，调整能源结构做出了重要贡献，向世界展示了一个负责任的大国的良好形象。2018年全球排名前十的风电机组制造企业，中国占据了5强，而且开始向全球提供出口。我国已经成为齿轮箱、发电机、塔筒、铸件、叶片等重要部件的全球生产基地。我们已经打造出了一个具有国际领先水平的技术密集型高端装备制造产业，风电成为经济发展的新引擎，技术创新的加速器。这一切成就的取得，主要得益于国家各项政策措施的高瞻远瞩、科学谋划和与时俱进，其中价格政策起到了至关重要的保障性、引导性作用。补贴真正做到了“四两拨千斤”。继往开来，目标已明，压力犹存，这要求全行业以科学理性，严谨务实的精神，携手推动我国风电产业更高质量发展。

今日发改委最新文件

刚刚，国家发展改革委发布关于完善风电上网电价政策的通知。以下为通知原文▼

国家发展改革委关于完善风电

上网电价政策的通知 

发改价格〔2019〕882号

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委（物价局），国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：

　　为落实国务院办公厅《能源发展战略行动计划（2014～2020）》关于风电2020年实现与煤电平价上网的目标要求，科学合理引导新能源投资，实现资源高效利用，促进公平竞争和优胜劣汰，推动风电产业健康可持续发展，现将完善风电上网电价政策有关事项通知如下。

　　一、关于陆上风电上网电价

　　（一）将陆上风电标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。

　　（二）2019年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价，下同）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。

　　（三）参与分布式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分散式风电项目，执行项目所在资源区指导价。

　　（四）2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

　　二、关于海上风电上网电价

　　（一）将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。

　　（二）2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。

　　（三）新核准潮间带风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。

　　（四）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价。

　　三、其他事项

　　（一）风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。

　　（二）风电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存相关发电项目上网交易电量、上网电价和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查，并于每月10日前将相关数据报送至国家可再生能源信息管理中心。

　　上述规定自2019年7月1日起执行。

国家发展改革委

2019年5月21日

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