2016年12月26日，國家發改委發布的《關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知》稱，2018年1月1日之后，一類至四類資源區新核準建設陸上風電標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.40元、0.45元、0.49元、0.57元，比2016-2017年電價每千瓦時降低7分、5分、5分、3分。

此輪預期中的調價將對風電行業產生哪些影響？是否會在2017年導致“搶裝潮”重現？

業內認為調整較為溫和

實際上，調價方案正式發布前，已在業內進行了多次征求意見。根據2016年10月的《關于調整新能源標桿電價的征求意見函》，陸上風電上網標桿電價擬調整為一類資源區0.41元/千瓦時,二類資源區0.44元/千瓦時,三類資源區0.48元/千瓦時,四類資源區0.55元/千瓦時。

新疆金風科技股份有限公司副總裁、董秘兼公司秘書馬金儒用“平靜”二字概括了行業對此次風電上網電價調整方案發布的反應。她表示，由于此次價格調整方案醞釀的時間比較長，此前也多次征求了各家企業的意見，因而行業的反應是比較平靜的。“與征求意見稿相比，最終的調價方案相對比較溫和。”馬金儒稱。

2015年底國家發改委發布的《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》，同時確定了2016年和2018的風電標桿電價，當時確定的陸上風電2018年標桿電價分別為0.44元、0.47元、0.51元、0.58元，但也同時聲明，2018年前如投資運行成本發生較大變化，國家可根據實際情況調整上述標桿電價。

“此次下調后價格比2015年底確定的2018年標桿電價價格稍低，這表明行業的技術進步或許比預想中的更快。”一位風電開發商相關負責人告訴記者。

湘電風能有限公司執行董事龍辛認為，風電上網標桿電價下調不會對整機商產生明顯的影響。他認為，整機商銷售風機設備都是通過投標方式，此前，一些整機廠商為了獲得更多的市場份額，不惜血本，使勁殺價。到了現在這個階段，風機設備降價的空間已經越來越小。

多位風電開發商相關人士向記者表示，從風電開發的角度看，基建等施工成本壓縮空間已經很小，在中東部和南方地區等區域開發風電，基建投資甚至有加大的趨勢；整機制造商方面也表示，單純地設備制造成本下降空間也變得越來越小。未來，只有通過技術創新提升機組發電量、加強精細化運維等方式實現風電場全生命周期收益的提高。

馬金儒表示，今后，風電行業中運營商將不斷提升管理效率，制造商也在持續研發創新，通過技術進步推動產業降低風電度電成本。度電成本的下降有利于抵消上網電價下調對項目經濟性的影響。

作為一線人員，湖南鳳凰山風電場場長王穩則認為，風電開發企業長期受補貼拖欠和棄風限電兩大問題的影響。下調電價對于如何通過精細化運維提升發電效益提出了更高要求。

用價格手段引導低風速布局

剛剛召開的全國能源工作會議明確指出，提升可再生能源消納能力,加快清潔能源輸送通道建設，棄風率超過20%的省份，暫停安排新建風電規模。

在“三北”地區持續棄風限電的背景下，開發中東部和南方地區的低風速風電資源是必然趨勢。按照《風電發展“十三五”規劃》，“十三五”期間，預計全國風電新增裝機容量8000萬千瓦以上，其中，中東部和南方地區陸上風電新增并網裝機容量將占到4200萬千瓦以上，中東部和南方地區的低風速風電開發將成為重頭戲。

顯然，電價調整正是主管部門引導行業優化布局和健康發展非常重要的一項措施。

知名風能研究機構MAKE中國市場分析師李小楊在《關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知》出臺后，第一時間對其進行了研究分析。

李小楊告訴本報記者，從電價下調的幅度可以看到，相比2016-2017年的上網電價，一類至四類風區的電價下調幅度分別為14.9%、10%、9.3% 和 5%。一類風區下調幅度最大，四類風區下調幅度最小。這明顯反映出，國家政策在向棄風限電較少的中東部和南方地區傾斜。“因此，我們預測在不考慮國家風電基地項目的情況下，一類風區的新增裝機增速將會進一步降低。而四類風區中風資源條件較好的省份例如山西、山東、江蘇等將成為常規新增風電裝機的主力地區。”

“電價下調對各類風區的項目收益影響程度都很大。對于‘三北’地區來說，建設成本可降空間有限，急需解決的仍舊是棄風限電問題，據估算，在最低可利用小時可以保障的情況下，新疆的平均內部項目收益率可增長1-2%，甘肅可增長3-4%。 ”李小楊稱，“對于中東部及南部地區而言，急需解決的問題則是降低建設成本。在風資源相對較好的省份例如山東、福建等地在建設成本降低10%的情況下，平均內部項目收益率在2018年的電價水平上可以保持在8%以上。 然而有些省份受到自身風資源限制，即使沒有棄風限電，也不具備大規模開發風電的條件。”

“核準”搶裝取代“吊裝”及“并網”搶裝

李小楊對記者表示，對比2015年的電價下調政策，剛剛發布的政策可以看到兩個明顯的調整。 第一是云南省由四類風區調整到了二類風區，第二是電價的符合條件發生了改變。

“云南的風區調整是我們意料之中的，我們在之前發布的研究報告中也都提出中國的風資源區域劃分存在不合理的地方，相同風區的省份之間平均收益率相差過大。那時我們就建議將云南由四類風區調整到二類風區更為合理。”李小楊說，“新的電價符合條件有松有緊。緊體現在，風電項目不僅需要在當年完成核準，同時需要納入財政補貼年度規模管理，這是之前的電價政策中所沒有提到的；松體現在，2018年以前的電價符合條件，從之前的兩年核準期開工建設放寬到僅需在2019年底之前開工建設即可。”

鑒于此，李小楊預測，2017年會出現“核準”搶裝，而不是“吊裝”搶裝或“并網”搶裝。

馬金儒也表示，由于2018年之前已經取得核準并納入之前年份財政補貼規模管理的項目，只需要在2019年底之前開工即可，開發商無需扎堆在2017年完成吊裝或者并網。

因此，業內普遍預計，開發商或將等建設成本進一步下降的情況下再進行開工。

“但由于項目需在2018年以前納入建設方案并完成核準，我們預計2017年的風電開發建設方案規模相對2016年只增不減。尤其是云南省，由于風區由四類調整為二類，2018年的電價從每千瓦時0.6元直接下調到每千瓦時0.45元，下調幅度達25%，當地開發商為了保住較高電價，必將不遺余力的爭取在2017年完成核準。該地區的搶核準現象會非常明顯。”李小楊稱。

不過，政策歸政策，最終還要看市場的反應度。業內人士表示，如果開發商給出錯誤信號，也可能給2017年的風電市場增添變數。