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計劃總是趕不上變化，當整個風電行業滿懷興奮，準備在2019年大干一場時，被一紙通知摁下了沖動的念頭。
5月24日，國家發改委發布《關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格[2019]882號）（下稱《通知》），明確了2019-2020年陸上風電和海上風電新核準項目的電價政策，以及之前核準項目所適用的電價。
發改委的電價新政一出臺，業內人士紛紛表態，為了最后的補貼，風電有望迎來搶裝潮。多家證券公司認為，風電上網電價政策出臺，指導電價符合預期，規定并網日期會迎來搶裝，2019裝機規模將有大幅提升。
然而上月，國家能源局公布的2019年上半年風電并網運行情況顯示，上半年全國新增風電裝機容量僅為909萬千瓦，其中海上風電40萬千瓦。中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖表示，2019年風電產業全面平穩發展，預計全年風電新增裝機規模與上一年基本持平。
當所有人都以為發改委的電價新政將會引發搶裝狂潮時，殊不知，這則通知才是阻礙裝機規模大幅上漲的“罪魁禍首”。
曾預計裝機30GW
2019年初，前五大發電集團之首華能集團旗下華能國際發布公告顯示，公司2019年要投資239.54億元做風電，而2018年的風電資本支出僅僅為70.37億元，同比增長2.4倍。
除了華能集團外，國家電投、大唐集團、華電集團等開發商也計劃2019年在風電板塊大規模投入。
當時，眾多開發商選擇在風電板塊發力與整個行業向好發展是分不開的。首先，行業棄風情況大幅改善。2018年全國風電平均棄風率為7%，其中2018年三季度和四季度，棄風率已分別降至5.03%和5.29%。同時全國主要限電大省棄風率均出現大幅改善，推動了紅色預警區域的解除。
其次是整機價格進一步下降和技術提升。2018年國內風機價格整體大幅下滑，最低下降到了3000元/千瓦，與此同時，整機廠商技術進步較為明顯，智能風機和智能風場等大幅提升了風機發電小時數。
限電改善以及技術進步，給風電開發商帶來較高的風電運營收益率。有券商測算過，以三類資源區為例，在風電利用小時數為2000小時，標桿上網電價為0.54元/千瓦時情況下，風電運營收益率甚至高達20%左右。如此高的收益率產品，市場上難覓其二。
按照當時市場上幾家券商的普遍預測，在多重利好因素刺激下，2019年全國風電新增裝機可能達到30GW左右，相比于2018年20.5GW裝機，增速將超過46%，而這一增速將創2010年以來新高。
施工并網難
然而，5月24日的電價新政給正要超速發展風電行業潑了一瓢冷水。
陸上風電平價上網的時間表一出，為了最后的補貼，風電行業確實帶來了一波搶裝潮。這帶來的直接影響就是設備廠商供應不足，軸承、葉片生產廠家無法完成訂單量，從而帶動風機價格從3000元/千瓦快速增長到3500元/千瓦以上，而且有價無貨，這直接影響了開發商的施工進度和開工積極性。
為獲取高補貼電價，我國海上風電行業也處于熱火朝天的搶裝中。按照政策規定，2018年底前大量核準的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成并網的，才能執行每千瓦時0.85元的高上網電價。
然而，我國海上風電施工船只存量嚴重不足。據悉，目前全國海上風電開工規模已達7.5GW，需要40艘基礎施工船和50艘專業風機安裝船來支撐，但當前國內已投入使用的專業海上風電安裝平臺僅有不到30艘。
同時，海上基礎施工難度大，如廣東海上領域因地質條件復雜，目前的施工技術很難使項目順利進行。秦海巖認為2018年底沿海各省核準項目太多，依據當前施工進度，大部分海上風電項目很難在2021年底前完成裝機并網，甚至連2019年0.8元/千瓦時，2020年0.75元/千瓦時的指導電價都難以得到。
若項目不能在時限內完成裝機并網，開發商就沒有動力繼續搶裝，畢竟走競價項目，也可以拿到一個不錯的電價。這些因素導致由去年底核準潮引發的建設熱潮很快在現實中碰壁，蓄勢待發的中國海上風電產業不得不踩住剎車，緩步慢跑。
除了施工進度外，并網也是一個大難題。根據能見的廣泛了解，今年電網方面能夠接納的新增風電裝機并網的能力，在2018年基礎上或有些許增長，但是很難承受較大的增幅。
以西北電網為例，目前西北電網總裝機為25244萬千瓦，新能源裝機為8951萬千瓦，而最大用電負荷為8827萬千瓦，新能源裝機已經超過最大用電負荷，整個西北電網呈現供大于求，外送通道受阻的狀態，棄風棄光現象嚴重，2018年新能源棄電量達215.51億千瓦時，占全國64.9%，新增風電并網難度大增。
海上風電也遭遇了并網難的問題，如江蘇鹽城用電負荷較小，外送通道尚未打通，并網較早大豐海上風電基地已經完全滿足用電需求，這讓后續射陽海上風電基地難以并網。
Wood Mackenzie（伍德麥肯茲）電力與可再生能源事業部近期發布最新報告預測，預計未來十年（2019-2028年）中國風電市場新增并網裝機252GW，2019和2020年分別裝機并網21GW和28GW，均低于年初預計的30GW。
5月24日，國家發改委發布《關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格[2019]882號）（下稱《通知》），明確了2019-2020年陸上風電和海上風電新核準項目的電價政策，以及之前核準項目所適用的電價。
發改委的電價新政一出臺，業內人士紛紛表態，為了最后的補貼，風電有望迎來搶裝潮。多家證券公司認為，風電上網電價政策出臺，指導電價符合預期，規定并網日期會迎來搶裝，2019裝機規模將有大幅提升。
然而上月，國家能源局公布的2019年上半年風電并網運行情況顯示，上半年全國新增風電裝機容量僅為909萬千瓦，其中海上風電40萬千瓦。中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖表示，2019年風電產業全面平穩發展，預計全年風電新增裝機規模與上一年基本持平。
當所有人都以為發改委的電價新政將會引發搶裝狂潮時，殊不知，這則通知才是阻礙裝機規模大幅上漲的“罪魁禍首”。
曾預計裝機30GW
2019年初，前五大發電集團之首華能集團旗下華能國際發布公告顯示，公司2019年要投資239.54億元做風電，而2018年的風電資本支出僅僅為70.37億元，同比增長2.4倍。
除了華能集團外，國家電投、大唐集團、華電集團等開發商也計劃2019年在風電板塊大規模投入。
當時，眾多開發商選擇在風電板塊發力與整個行業向好發展是分不開的。首先，行業棄風情況大幅改善。2018年全國風電平均棄風率為7%，其中2018年三季度和四季度，棄風率已分別降至5.03%和5.29%。同時全國主要限電大省棄風率均出現大幅改善，推動了紅色預警區域的解除。
其次是整機價格進一步下降和技術提升。2018年國內風機價格整體大幅下滑，最低下降到了3000元/千瓦，與此同時，整機廠商技術進步較為明顯，智能風機和智能風場等大幅提升了風機發電小時數。
限電改善以及技術進步，給風電開發商帶來較高的風電運營收益率。有券商測算過，以三類資源區為例，在風電利用小時數為2000小時，標桿上網電價為0.54元/千瓦時情況下，風電運營收益率甚至高達20%左右。如此高的收益率產品，市場上難覓其二。
按照當時市場上幾家券商的普遍預測，在多重利好因素刺激下，2019年全國風電新增裝機可能達到30GW左右，相比于2018年20.5GW裝機，增速將超過46%，而這一增速將創2010年以來新高。
施工并網難
然而，5月24日的電價新政給正要超速發展風電行業潑了一瓢冷水。
陸上風電平價上網的時間表一出，為了最后的補貼，風電行業確實帶來了一波搶裝潮。這帶來的直接影響就是設備廠商供應不足，軸承、葉片生產廠家無法完成訂單量，從而帶動風機價格從3000元/千瓦快速增長到3500元/千瓦以上，而且有價無貨，這直接影響了開發商的施工進度和開工積極性。
為獲取高補貼電價，我國海上風電行業也處于熱火朝天的搶裝中。按照政策規定，2018年底前大量核準的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成并網的，才能執行每千瓦時0.85元的高上網電價。
然而，我國海上風電施工船只存量嚴重不足。據悉，目前全國海上風電開工規模已達7.5GW，需要40艘基礎施工船和50艘專業風機安裝船來支撐，但當前國內已投入使用的專業海上風電安裝平臺僅有不到30艘。
同時，海上基礎施工難度大，如廣東海上領域因地質條件復雜，目前的施工技術很難使項目順利進行。秦海巖認為2018年底沿海各省核準項目太多，依據當前施工進度，大部分海上風電項目很難在2021年底前完成裝機并網，甚至連2019年0.8元/千瓦時，2020年0.75元/千瓦時的指導電價都難以得到。
若項目不能在時限內完成裝機并網，開發商就沒有動力繼續搶裝，畢竟走競價項目，也可以拿到一個不錯的電價。這些因素導致由去年底核準潮引發的建設熱潮很快在現實中碰壁，蓄勢待發的中國海上風電產業不得不踩住剎車，緩步慢跑。
除了施工進度外，并網也是一個大難題。根據能見的廣泛了解，今年電網方面能夠接納的新增風電裝機并網的能力，在2018年基礎上或有些許增長，但是很難承受較大的增幅。
以西北電網為例，目前西北電網總裝機為25244萬千瓦，新能源裝機為8951萬千瓦，而最大用電負荷為8827萬千瓦，新能源裝機已經超過最大用電負荷，整個西北電網呈現供大于求，外送通道受阻的狀態，棄風棄光現象嚴重，2018年新能源棄電量達215.51億千瓦時，占全國64.9%，新增風電并網難度大增。
海上風電也遭遇了并網難的問題，如江蘇鹽城用電負荷較小，外送通道尚未打通，并網較早大豐海上風電基地已經完全滿足用電需求，這讓后續射陽海上風電基地難以并網。
Wood Mackenzie（伍德麥肯茲）電力與可再生能源事業部近期發布最新報告預測，預計未來十年（2019-2028年）中國風電市場新增并網裝機252GW，2019和2020年分別裝機并網21GW和28GW，均低于年初預計的30GW。
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