由于2021年起陸上風電將全面平價，已核準帶補貼項目需在2020年底前完工，因此今年將成為風電搶裝大年，但搶裝之后行業(yè)發(fā)展是當前市場最為關心的問題。此次發(fā)布的新政策對于風電行業(yè)平穩(wěn)發(fā)展具有重要意義。

　　

　　重點支持不能年內并網(wǎng)項目轉平價。由于已核準帶補貼項目量巨大、電網(wǎng)消納能力限制、行業(yè)產(chǎn)能限制，部分已核準項目將無法在年內并網(wǎng)。對于這部分項目，政策重點支持自愿轉為平價項目，項目滿足4月底前上報信息、12月底前開工，可以享受平價上網(wǎng)支持政策。我們認為這對于今年不能并網(wǎng)項目，提供了新的方向，對于引導產(chǎn)能均衡、平滑搶裝期有著重要作用。

　　

　　分布式風電具有較強自主性。政策中單獨說明分散式分電可不參與競爭性配置，由地方能源主管部門核準建設，并且強調積極推動分散式風電參與分布式發(fā)電市場化交易試點，同時要協(xié)調電網(wǎng)企業(yè)簡化分散式風電項目并網(wǎng)申請程序，體現(xiàn)出了分布式風電較強的自主性。w

　　

　　強調海上風電有序開發(fā)建設。政策明確了超出《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》和國家能源局審定批復的海上風電規(guī)劃目標的省份，將暫停2020年海上風電項目競爭性配置和核準工作，并且在建、前期開發(fā)項目均需保證有序。

　　

　　

　　風電行業(yè)的競價和平價速度快于光伏。2018年5月發(fā)布《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，自2019年起新項目將執(zhí)行競爭性配置，全面進入競價時代。2019年5月28日發(fā)布《關于2019年風電、光伏發(fā)電項目建設有關事項的通知》，明確2021年起陸上風電將完全平價。行業(yè)驅動力將由補貼變?yōu)殡娋W(wǎng)消納。

　　

　　風電補貼固定電價經(jīng)歷了從2014年開始的固定電價0.51~0.61元/kWh，一直下降至今年的指導價0.29~0.47元/kWh，部分地區(qū)已低于所在地燃煤標桿電價。經(jīng)過多年的發(fā)展，風電市場競爭力不斷增強，第一批不依賴補貼的4.5GW平價項目名單也于2019年5月發(fā)布，而第二批項目根據(jù)剛剛發(fā)布的政策，在今年4月底前進行上報。2021年起陸上風電將完全平價，補貼政策也將退出陸上風電歷史舞臺，更加市場化的平價政策將引領行業(yè)發(fā)展。

　　

　　對風電行業(yè)來說，2020年的關鍵詞是搶裝。截止到2019年10月，已核準的帶補貼陸上風電項目仍有58GW尚未開工，這部分項目若在2020年底未完能建成并網(wǎng)，將在來年轉為平價項目。存量項目為國內風機市場提供充足的空間。

　　

　　內蒙古脫離紅色預警區(qū)后，大量項目被釋放，待建帶補貼項目達10.8GW。河南、山東待建項目同樣分別高達5.7GW、5.5GW，體現(xiàn)出風電項目建設重點逐漸從三北地區(qū)向中東南地區(qū)轉移的特點。

　　

　　根據(jù)2019年5月發(fā)布的《關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》規(guī)定，國內2018年底前已核準的海上風電項目，2021年底前并網(wǎng)執(zhí)行核準時的上網(wǎng)電價，2022年及以后并網(wǎng)執(zhí)行并網(wǎng)年份的指導價。

　　

　　海上風電補貼來源將會發(fā)生變化。自2022年起，中央財政將停止對新建海上風電項目發(fā)放補貼，轉而鼓勵地方政府自行補貼，支持本地海上風電項目的建設。目前海上風電已核準未建項目容量達38GW，主要集中在廣東。海上風電政策的變動以及大量核準項目，將使得海上風電在2021年底前迎來一波搶裝熱潮。

　　

　　海上風電建設正在逐步加速。廣東省于2月發(fā)布廣東省近海淺水區(qū)海上風電項目開工及建成并網(wǎng)時間表，涉及26個海上風電項目。其中2020年底建成并網(wǎng)3個，2020年底開工建設22個，2021年底建成并網(wǎng)19個。3月5日發(fā)布的廣東省2020年重點建設項目計劃中，海上風電項目占19個，規(guī)模共計8.08GW。

　　

　　

　　在新發(fā)布的風電、光伏建設管理辦法中，都強調了消納的重要性，而根據(jù)此前的規(guī)劃，2020年棄風率、棄光率達到5%以下是必須要完成的目標。我們認為未來影響行業(yè)裝機規(guī)模的因素中，電網(wǎng)消納將成為首要因素。

　　

　　2019年我國棄風、棄光率實現(xiàn)雙降，消納形勢繼續(xù)改善。全國平均棄光率為2%，同比下降1pct。棄光率高于全國平均水平的省份有西藏（24.1%）、新疆（7.4%）、青海（7.2%）、甘肅（4.1%）、陜西（3.8%）、寧夏（3.4%），集中在我國西北地區(qū)。同期全國平均棄風率為4%，同比下降3pct。棄風率高于全國平均水平的省份/地區(qū)有新疆（14%）、蒙西（9%）、甘肅（7.6%）、河北（4.8%）。

　　

　　上一輪搶裝期過后，風電場的并網(wǎng)需求遠高于電網(wǎng)的消納能力，導致棄風率在2016年達到高點。在風電投資預警監(jiān)測機制的限制下，諸多已核準項目陷入冷凍期。在經(jīng)歷了2015年15%、2016年17.1%的棄風率高峰之后，棄風率已連續(xù)三年實現(xiàn)下降，2019年實現(xiàn)棄風率4%，同比降低3pct，繼續(xù)保持即可滿足2020年棄風率要求。

　　

　　在特高壓建設持續(xù)推進以及電力市場化交易比例不斷增長的背景下，我們預計風電消納能力仍將繼續(xù)提升。隨著風電消納能力的提高，棄風率下降，風電設備實際利用小時數(shù)增多，LCOE將有所下降，風電場盈利能力提升，使行業(yè)形成正反饋。根據(jù)2019年預警監(jiān)測結果，僅有新疆、甘肅仍然處于紅色區(qū)域，內蒙古于2019年從紅色退出，進入橙色。。

　　

　　在退出紅色區(qū)后，內蒙古相繼啟動了八個風電大基地項目，裝機容量將高達18.8GW。新疆有望于2020年脫離紅色區(qū)域，釋放風電裝機需求。2019年新疆棄風電量棄風率14%，同比下降了9pct，全年實現(xiàn)利用小時數(shù)2147小時，高于最低保障性收購小時數(shù)1900，因此2020年新疆有望退出紅色預警區(qū)域，釋放新增裝機需求。而甘肅雖然2019年棄風率只有7.6%，但全年利用小時數(shù)1787小時，低于最低保障性小時數(shù)1800小時的要求，預計仍將位列紅色預警區(qū)域，不能進行風電項目建設。