觀點 | 指導價政策下陸上和海上風電的發展趨勢

 

　　《通知》規定，2019年I——Ⅳ類資源區陸上風電指導價分別為每千瓦時0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含稅、下同）；2020年分別為每千瓦時0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指導價低于當地燃煤機組標桿上網電價的地區，以燃煤機組標桿上網電價作為指導價。以上指導價作為新核準的集中式陸上風電項目和潮間帶風電項目的上限，同時作為不參與分布式市場化交易的分散式風電項目的執行電價。

 

　　根據最新的風電政策，今后申報風電項目時，獲得電網接入將成為申報的前置條件，而這一要求在已核準項目優先轉平價的政策下會存在很大困難，因此指導價的存在無法改變平價時代的快速到來。

 

　　對于已核準項目要獲得補貼的情況，2018年底之前（2019年至2020年底前）核準的陸上風電項目，2020年（2021年）底前仍未完成并網的，國家均不再補貼。這個要求比較直接，沒有任何余地，只要完成不了就不再有補貼。雖然是只要完成并網即可保住電價，但前提是要能拼得過優先轉平價項目，換句話說可以獲得補貼的項目現在已經基本確定，近期的搶裝潮也側面驗證了這一點。

 

 

　　相比陸上風電，《通知》對海上風電的要求略有差異，2018年底前已核準的海上風電項目，必須在2021年底前全部機組完成并網，才可以獲得核準時的上網電價。從這個差異來看，更像是國家與地方的一種博弈，對于2018年底前搶核準的項目，必須在2021年底前全部并網才可獲得補貼。

 

　　雖說時間上放寬了一年，但從運營商的角度看，對于動輒30萬千瓦起步，最高100萬千瓦的海上風電項目，完成難度較大，否則就必須執行全部并網當年的指導價，2022年以后的指導價必然低于0.75元/度，按每年降低0.05元/度計算則會達到0.65元/度，投資收益風險巨大。

 

　　而從整機制造商角度看，在今明兩年搶裝過程中，即使所有海上項目均在2020年和2021年兩年完成全部并網，則每年平均的新增海上風電項目容量將超過1500萬千瓦，相關制造商產能必將受限，將對項目進展造成影響，必要時還需在陸上項目和海上項目之間進行取舍。因此，在保電價方面海上風電項目面臨很大風險。