2019年风电行业主要政策变化解读

　　2019年是我国风电行业至关重要的一年，为推动风电产业健康可持续发展，以及实现2021年陆上风电项目全面平价上网的目标，国家发改委、国家能源局和国家林业和草原局等部门密集发布了多项涉及风电项目用地(林)、上网电价、竞争性配置和消纳保障等方面的规定，规范和促进了风电项目发展。现就2019年以来风电行业主要政策变化梳理和分析如下：

　　一、规范风电项目建设使用林地，明确风电项目禁止和限制建设的区域

　　2019年2月26日国家林业和草原局下发了《国家林业和草原局关于规范风电场项目建设使用林地的通知》(林资发〔2019〕17号，以下简称“《规范使用林地的通知》”)，提出要依法规范风电场建设使用林地，在《建设项目使用林地审核审批管理办法》(国家林业局令第42号)的基础上提出了更严格的要求。《规范使用林地的通知》明确要求，严格保护自然遗产地、国家公园、自然保护区、森林公园、湿地公园、地质公园、风景名胜区、鸟类主要迁徙通道和迁徙地等区域以及沿海基干林带和消浪林带等生态功能重要、生态脆弱敏感区域的林地，为风电场项目禁止建设区；风电场建设应节约集约使用林地，风机基础、施工和检修道路、升压站、集电线路等，禁止占用天然乔木林(竹林)地、年降雨量400毫米以下区域的有林地、一级国家级公益林地和二级国家级公益林中的有林地，已核准但未取得使用林地手续的风电场项目，要重新合理优化选址和建设方案；强化风电场道路建设和临时用地管理，风电场施工和检修道路，应尽可能利用现有森林防火道路、林区道路、乡村道路等道路，在其基础上扩建的风电场道路原则上不得改变现有道路性质，临时占用林地的，应在临时占用林地期满后一年内恢复林业生产条件，并及时恢复植被。

　　风电项目投资主体在项目选址时，应尽量减少项目占用林地的范围，严格避让禁止建设风电项目的林地和区域，并尽量避让限制建设风电项目的林地和区域。

　　二、优先建设平价上网项目，加大需国家补贴项目的竞争配置力度

　　2019年5月28日国家能源局下发了《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》(国能发新能〔2019〕49号，以下简称“《风电项目建设通知》”)并同步印发了《2019年风电项目建设工作方案》(以下简称“《风电方案》”)。2019年5月20日，国家发改委与国家能源局公布了2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目的名单，优先建设该批平价上网项目，再由各省级能源主管部门启动需国家补贴的风电项目的竞争配置工作。

　　《风电项目建设通知》中明确要求积极推进平价上网项目建设并严格规范补贴项目竞争配置。《风电方案》总体上鼓励并支持在同等条件下优先建设平价上网风电项目：

　　一是对2019年度已无需国家补贴竞争配置项目总量规模指标的地区，在确保具备消纳条件的前提下，可开展建设与消纳能力相匹配的平价上网风电项目；

　　二是在各地区消纳能力配置方面，在不影响已并网和核准有效项目的电力消纳基础上，测算确认的消纳能力优先向新建平价上网项目配置；

　　三是对已核准且在有效期的在建项目，如果消纳能力有限，优先落实自愿转为平价上网的项目的电力送出和消纳。

　　对竞争配置项目的建设方案，各省级能源主管部门按照《风电工作方案》有关要求，制定2019年度风电建设方案，包括新增建设规模及布局、竞争配置工作方案(或竞争配置办法)、送出消纳能力意见等内容，其中竞争配置上限电价为国家价格部门发布的指导价，不得采取各种方式设置下限电价。有关省级能源主管部门应将年度风电建设方案抄送国家能源局，国家能源局根据管理职责对年度风电建设方案进行监督(但并不审批)，对不符合规划落实情况和公平竞争原则以及电力送出消纳条件不落实的年度风电建设方案提出整改意见。目前，各省级能源主管部门已陆续发布2019年度风电建设方案，并开始按照年度风电建设方案组织需国家补贴风电的竞争配置工作。

　　可以预见，未来关于风电项目竞争配置的政策会愈加明晰，未来风电项目市场化交易范围会逐步扩大，市场化交易程度会不断提高，不需要国家补贴的平价上网项目会应运而生并不断增多。

　　三、风电项目上网电价改为指导价，标杆上网电价已成为历史

　　2009年7月20日，国家发改委下发《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，确定了四类资源区的陆上风电标杆上网电价机制。2014年6月5日，国家发改委下发《关于海上风电上网电价政策的通知》，确定了海上风电标杆上网电价。为有效降低发电成本，推进风电产业尽快实现平价上网，2019年起我国风电项目将全面采取竞价方式配置资源，其中申报电价将作为重要的评价因素。在此背景下，2019年5月21日国家发改委下发《关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2019〕882号，以下简称“《电价通知》”)中，将陆上和海上风电项目电价由标杆上网电价调整为指导价，作为企业申报上网电价的上限，为风电项目竞争性配置开展提供依据。

　　2019年起，新核准的集中式陆上和海上风电项目通过竞价方式确定的电价不能高于当地资源区指导价，这为风电行业竞价设置了“天花板”，即指导价是将来风电项目竞价的最高限价。《风电方案》明确，各省应以本地区风电指导价为竞争配置上网电价上限，且不得设置电价下限。

　　四、上网电价进一步下调，明确陆上风电平价上网时间表

　　2014年6月7日，国务院办公厅印发的《能源发展战略行动计划(2014-2020)》提出了“2020年实现风电与煤电上网电价相当”的目标，《电价通知》再次调低风电上网电价，并首次明确提出，自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

　　陆上风电上网电价下调速度加快

　　2019年5月21日，国家发改委下发的《电价通知》进一步下调了风电上网电价。其中明确2019年Ⅰ-Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准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)，与2016年下调后的风电上网标杆价相比，前三类风资源区的电价又下调了0.06元，第四类下调了0.05元。2020的风电上网电价进一步下调，I-IV类风区统一再降0.05元，分别为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元和0.47元(含税)。

　　《电价通知》除了明确电价，还规定了风电平价上网的时间表：自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。陆上风电上网电价将快速平稳地退坡并到2021年实现平价上网。

　　海上风电上网电价适当下调

　　针对近海风电项目，2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，较之前的标杆电价下调了0.05元；2020年进一步下调0.05元，调整为每千瓦时0.75元。考虑到我国海上风电资源条件有限，现阶段开发成本相对较高，为保障产业平稳发展，海上风电上网电价调整幅度相对较小。

　　针对新核准的潮间带风电项目，通过竞争方式确定上网电价，且不得高于所在资源区的陆上风电指导价。与之前每千瓦时0.75元的标杆价相比，此次较大幅度地下调了上网电价。从全国潮间带风电资源情况看，主要分布在江苏省，且目前无更多新建资源，主要是已并网的存量项目，对潮间带风电电价的调整符合未来我国海上风电的发展方向。

　　五、明确陆上风电项目的补贴期限，将带来风电项目抢装潮

　　《电价通知》明确，2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴，即项目还剩一年半的建设期；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴，即项目还剩两年半的建设期。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

　　考虑到我国海上风电起步较晚、海上风电项目对质量要求更高、建设成本较高、建设周期长，目前尚不具备平价上网的能力，此次的电价政策对2018年底前已核准的海上风电项目给予了三年的建设期，但并网要求比对陆上项目更加严格：对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价，即每千瓦时0.85元的价格；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。需要开发企业慎重投资、提高建设效率，从而引导海上风电科学合理投资，实现资源高效利用，促进行业优胜劣汰。

　　在上述政策的背景下，企业势必要确保风电项目能在《电价通知》规定的期限前完成并网，以便能享受国家补贴或当年度的上网电价，预计风电行业近三年将迎来抢装潮。

　　六、落实配额制实施方案，解决风电消纳问题

　　2019年5月10日国家发改委与国家能源局下发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(发改能源〔2019〕807号，以下简称“《消纳通知》”)为进一步有效解决风电消纳问题提供了解决方法。《消纳通知》明确了消纳保障的实施机制：

　　一是按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源消纳责任权重(包括可再生能源电力总量消纳责任权重和非水电可再生能源电力消纳责任权重)，以及各省级行政区域必须达到的最低消纳责任权重和超过即奖励的激励性消纳责任权重。

　　二是各省级人民政府能源主管部门牵头负责本省级行政区域的消纳责任权重落实，制定消纳实施方案并报省级人民政府批准后实施。省级能源主管部门负责对各类承担消纳责任的市场主体进行考核。电网企业承担经营区消纳责任权重实施的组织责任。

　　三是国务院能源主管部门对各省级行政区域消纳责任权重完成情况进行监测评价。对超额完成消纳责任权重(超过激励性消纳责任权重)的省级行政区域予以奖励，对未履行消纳责任权重的市场主体要求限期整改，将可再生能源消纳量与全国能源消耗总量和强度“双控”考核挂钩。

　　《消纳通知》明确了各承担消纳责任的市场主体完成消纳量的基本途径是实际消纳风电，包括从电网企业和发电企业购入的风电电量，以及自发自用的风电电量。此外，承担消纳责任的市场主体可通过向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的风电电力消纳量和认购可再生能源绿证的方式完成消纳量。

　　2019年各地区新增风电项目的建设规模须严格将消纳能力作为前提条件。为确保地区存量项目和新增项目均能高效利用，避免出现新的弃风现象，即便是按照规划本地区还有新的竞争配置风电总量规模，如果没有消纳能力，2019年也将取消其新增项目竞争资格。

　　七、鼓励建设无补贴平价上网风电项目，并提供支持政策措施

　　2019年1月7日国家发改委与国家能源局下发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(发改能源〔2019〕19号)，明确了对无补贴平价上网风电项目提供多项支持政策措施，进一步推进风电平价上网。

　　一是优化平价上网投资环境，避免不合理的收费。要求省级能源主管部门对申请项目的土地使用等非技术成本降低的落实情况进行核实，并要求派出能源监管机构加强对有关事项的监督；鼓励地方政府在土地费用上予以支持。

　　二是鼓励通过绿证获得收益，平价上网项目可通过出售绿证获得合理收益。

　　三是明确电网企业建设接网工程，督促电网企业做好项目接网方案和消纳条件的论证工作，做好接网等配套电网建设与项目建设进度衔接，保障项目建成后能够及时并网运行。

　　四是鼓励就近直接交易，完善支持新能源就近直接交易的输配电价政策，降低中间输送环节费用。

　　五是执行固定电价收购政策，对风电平价上网项目，按项目核准时的煤电标杆上网电价或招标确定的低于煤电标杆上网电价的电价，由省级电网企业与项目单位签订固定电价购售电合同，合同期限不少于20年，在电价政策的长期稳定性上予以保障。

　　六是保障优先发电与全额保障收购，要求电网企业保障优先发电和全额收购项目电量。

　　七是创新金融支持方式，鼓励金融机构开发适用于平价上网项目的金融产品、合理安排信贷资金规模，鼓励支持符合条件的发电项目及相关发行人通过发行企业债券进行融资，并参考专项债券品种推进审核。

　　八是在“双控”考核方面调动地方政府积极性，动态完善能源消费总量考核支持机制，在确保完成全国能耗“双控”目标条件下，对各地区超出规划部分可再生能源消费量不纳入其能源消耗总量和强度“双控”考核。

　　八、加强项目信息监测，并进行监督检查

　　《电价通知》要求风电企业和电网企业真实、完整地记载和保存相关发电项目上网交易电量、上网电价和补贴金额等资料，并于每月10日前将相关数据报送至国家可再生能源信息管理中心，接受有关部门监督检查。

　　《风电方案》要求各省级能源主管部门及时组织各项目单位按如下要求按时在可再生能源发电项目信息管理平台填报以下项目信息：

　　(一)已核准风电项目须提交项目核准文件、列入本省(区、市)年度建设方案的依据等文件的扫描件，并按照项目信息管理相关规定完善各项信息。逾期未完成填报项目视为自动放弃申请国家补贴；

　　(二)所有新核准建设的风电项目均应在项目申请时及时填报项目信息，标明项目的分类并提交相关附件。国家可再生能源信息管理中心与电网企业的新能源项目相关管理系统做好衔接，及时采集风电核准、并网、运行、补贴拨付等信息。各省级能源主管部门应在2019年7月1日(含)前完成已核准建设的风电项目的信息审核工作。

　　结语

　　从今年密集出台的各项风电行业政策可以看出，接下来的两到三年是风电行业发展的关键时期。无论是风机抢装还是项目投资并购，投资人和建设单位在高歌猛进的同时，应高度重视其中的法律风险防控工作。根据笔者最近为某央企开展的风电项目法律风险梳理结果，涉及风电项目开发建设和投资并购的法律风险点超过130个，其中39%的风险点为高风险，一旦防控不力，将给投资人和有关项目参与方造成经济损失甚至承担行政或刑事责任。因此，未来的风电行业会从政策导向型发展逐渐变更为市场导向型发展模式，企业亦应当紧跟行业发展的趋势，不断提升自身技术水平和法律风险管理水平，保证项目依法合规和高质量地建设及运营。（作者：郝利 夏煜鑫 张常睿）

　　转自：中伦视界

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