观点 | 指导价政策下陆上和海上风电的发展趋势

 

　　《通知》规定，2019年I——Ⅳ类资源区陆上风电指导价分别为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）；2020年分别为每千瓦时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的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。以上指导价作为新核准的集中式陆上风电项目和潮间带风电项目的上限，同时作为不参与分布式市场化交易的分散式风电项目的执行电价。

 

　　根据最新的风电政策，今后申报风电项目时，获得电网接入将成为申报的前置条件，而这一要求在已核准项目优先转平价的政策下会存在很大困难，因此指导价的存在无法改变平价时代的快速到来。

 

　　对于已核准项目要获得补贴的情况，2018年底之前（2019年至2020年底前）核准的陆上风电项目，2020年（2021年）底前仍未完成并网的，国家均不再补贴。这个要求比较直接，没有任何余地，只要完成不了就不再有补贴。虽然是只要完成并网即可保住电价，但前提是要能拼得过优先转平价项目，换句话说可以获得补贴的项目现在已经基本确定，近期的抢装潮也侧面验证了这一点。

 

 

　　相比陆上风电，《通知》对海上风电的要求略有差异，2018年底前已核准的海上风电项目，必须在2021年底前全部机组完成并网，才可以获得核准时的上网电价。从这个差异来看，更像是国家与地方的一种博弈，对于2018年底前抢核准的项目，必须在2021年底前全部并网才可获得补贴。

 

　　虽说时间上放宽了一年，但从运营商的角度看，对于动辄30万千瓦起步，最高100万千瓦的海上风电项目，完成难度较大，否则就必须执行全部并网当年的指导价，2022年以后的指导价必然低于0.75元/度，按每年降低0.05元/度计算则会达到0.65元/度，投资收益风险巨大。

 

　　而从整机制造商角度看，在今明两年抢装过程中，即使所有海上项目均在2020年和2021年两年完成全部并网，则每年平均的新增海上风电项目容量将超过1500万千瓦，相关制造商产能必将受限，将对项目进展造成影响，必要时还需在陆上项目和海上项目之间进行取舍。因此，在保电价方面海上风电项目面临很大风险。