2019年以来，全球经济增速总体放缓，美国经济增速持续下降，欧元区经济增长势头减弱，新兴市场国家继续保持较高增速，但增长率有所下调，受单边主义、贸易壁垒、地缘政治紧张局势等因素的影响，全球经济下行压力进一步加大。根据IMF发布的数据，2019年全球经济增长值仅为2.9%，为2008年全球金融危机以来最低。
面对国内外风险挑战明显上升的复杂局面，2019年我国国民经济运行总体平稳，发展质量稳步提升，国内生产总值同比增长6.1%，符合年初提出的6%-6.5%的预期目标。中国经济增速在全球主要经济体中仍名列前茅，据IMF数据，2019年中国经济对世界经济增长的贡献率约为28%。根据彭博新能源财经发布的数据，2019年全球陆上风电新增装机容量为53.2GW，海上风电新增装机容量达到7.5GW的历史最高水平。中国占据全球市场半壁江山，根据国家能源局发布数据，2019年中国风电新增并网装机2574万千瓦，其中陆上风电新增装机2376万千瓦、海上风电新增装机198万千瓦。
一、主要政策
2019年以来，国家发改委、财政部和能源局等部门出台了多项涉及风电上网电价、补贴政策调整、行业建设规划、保障消纳机制、监督管理方法的政策，以实现2021年陆上风电项目全面平价上网的目标、有效促进行业的健康有序发展、进一步推动“十三五”规划期间我国的低碳能源转型工作。
1.鼓励优先建设无补贴平价上网风电项目，推动需国家补贴的风电项目参与竞争性配置
2019年1月7日，国家发改委、国家能源局印发《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》，明确了对无补贴平价上网风电项目提供多项政策支持，推动实现2021年陆上风电项目全面平价上网的目标。
2019年5月20日，国家发改委与国家能源局发布《关于公布2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目的通知》，公布了全国新增风电平价上网项目共计56个，总容量451万千瓦，并提出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。
2019年5月28日，国家能源局发布《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，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，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。对竞争配置项目的建设方案，各省级能源主管部门按照有关要求，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。
2019年5月30日，国家能源局印发《风电项目竞争配置指导方案》，进一步规定2019年集中式风电项目全部采取竞争方式配置，各省竞价评分标准按照国家能源局要求制定或修改。
2020年3月10日，国家能源局发布《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，明确了关于积极推进平价上网项目建设、有序推进需国家财政补贴项目建设、积极支持分散式风电项目建设、稳妥推进海上风电项目建设、全面落实电力送出消纳条件、严格项目开发建设信息监测、认真落实放管服改革的七方面内容，旨在规范市场、为风电发展营造良好环境。
2.风电上网电价快速平稳退坡，2021年陆上风电项目实现平价上网
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》，再次调低风电上网电价，并首次明确陆上风电平价上网的时间表。《通知》明确了2019、2020两年陆上风电和海上风电新核准项目的电价政策，将陆上、海上风电标杆上网电价均改为指导价，规定新核准的集中式陆上风电项目及海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价，不得高于项目所在资源区的指导价。2019年一至四类风资源区新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元，2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。
《通知》还规定了风电项目的并网期限，规定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;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。
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。对于海上风电，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，2020年调整为每千瓦时0.75元。
3.多项制度促进可再生能源消纳和能源结构调整
2019年3月5日，国家能源局印发《关于进一步推进电力现货市场建设试点工作的意见》(征求意见稿)， 要求合理设计现货市场建设方案、建立健全电力现货市场运行机制、强化提升电力现货市场运营能力、完善电力现货市场配套机制等。
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》，规定了各省级行政区域必须达到的最低消纳责任权重和激励性消纳责任权重。由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，再由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。
2020年3月2日，国家发改委与国家能源局印发《省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲的通知》，要求各省(区、市)能源主管部门对承担消纳责任的各市场主体明确最低可再生能源电力消纳责任权重，并按责任权重对市场主体完成情况进行考核，对未完成的市场主体进行督促落实，并依法依规予以处理。消纳主要履行方式为购买或自发自用可再生能源电力，购买其他市场主体超额完成的消纳量或绿色电力证书为补充履行方式。
2020年3月11日，国家发改委、司法部联合印发《关于加快建立绿色生产和消费法规政策体系的意见》的通知，到 2025 年，绿色生产和消费相关的法规、 标准、政策进一步健全，激励约束到位的制度框架基本建立。通知强调要促进能源清洁发展。建立完善与可再生能源规模化发展相适应的法规、政策，按照简化、普惠、稳定、渐变的原则，在规划统筹、并网消纳、价格机制等方面作出相应规定和政策调整，建立健全可再生能源电力消纳保障机制。
4.提高可再生能源补贴资金使用效率，完善市场化配置资源机制
2020年1月20日，财政部、发改委和能源局共同下发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见(征求意见稿)》，指出风电、光伏等可再生能源已基本具备与煤电等传统能源平价的条件，并提出促进非水可再生能源发电健康稳定发展的意见。包括：1)以收定支，合理确定新增补贴项目规模;2)充分保障政策延续性和存量项目合理收益;3)全面推行绿色电力证书交易;4)持续推动陆上风电价格退坡;5)通过竞争性方式配置新增项目;6)简化目录制管理;7)明确补贴兑付主体责任;8)补贴资金按年度拨付;9)鼓励金融机构按照市场化原则对列入补贴发电项目清单的企业予以支持。
同时，1月20日，财政部、发改委和能源局印发《可再生能源电价附加资金管理办法的通知》，明确存量项目和新增项目的补贴核算和下放方法，对电网企业和省级相关部门对补助资金需求的测算方法做出调整，规定以收定支、开源节流，旨在促进可再生能源开发利用、规范可再生能源电价附加资金管理、提高资金使用效率。
5.各地方陆续发布2020年风电项目建设方案，指导规范风电项目建设
2020年3月30日，国家能源局发布《2020年度风电投资监测预警结果》，预警结果显示，全国各地省市区红色预警全面解除，这是风电行业又一次迎来重大利好消息。甘肃，新疆(含兵团)两地终于脱下了多年的“红帽”，由红色区域暂停风电开发建设转变为橙色区域暂停新增风电项目，并且甘肃兰州市、白银市、天水市、定西市、平凉市、庆阳市、陇南市、临夏回族自治州、甘南藏族自治州按绿色管理，可以按照《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》(国能发新能〔2020〕17号)要求，规范开展风电项目建设。
3月份以来，新疆、内蒙、天津、河北、安徽、重庆等多省市发布2020年度风电发电项目建设工作方案，以指导规范本地风电项目建设。
二、行业发展情况
根据彭博新能源财经的数据，2019年全球陆上新增风电装机容量约为53.2GW，同比增长17%，其中亚太地区以57%的占比领先，其次是北美、中美和南美洲地区占比为25%，欧洲、中东和非洲地区占比为 18%。在海上风电方面，2019年全球海上风电迎来强劲增长，新增装机容量约为7.54GW，同比增长76%， 其中亚太地区及欧洲占比分别为39%及61%。
随着我国能源转型步伐加快和电力体制改革的深入推进，火电发电装机增速放缓，可再生能源装机占比不断提高，风电发展进入快车道。
1.风电在电源装机和发电量中所占比重不断提高
根据国家能源局和中国电力企业联合会的数据，截至2019年底，全国发电装机容量共计20.11亿千瓦， 同比增长5.8%。风电累计装机2.1亿千瓦，其中陆上风电累计装机2.04亿千瓦、海上风电累计装机593万千瓦，风电装机占全部发电装机的10.4%，同比提升0.7个百分点。2019年，全国全社会用电量累计72,255亿千瓦时，同比增长4.5%。2019年全国全口径发电量共计73,253 亿千瓦时，同比增长4.7%，其中风电发电量4,057亿千瓦时，首次突破4,000亿千瓦时，同比增长10.9%，占全社会用电量的5.6%，同比提升0.2个百分点。全国各省份风电发电量均实现正增长。
2.中国风电市场规模快速增长，年度新增装机容量和公开市场招标量均居历史高位
2019年风电设备年度公开招标市场量共计65.2GW，同比增长94.6%，刷新历史记录。在风电补贴退坡、行业进入加快建设期的背景下，各级别机组的月度公开投标均价也显著上升。
3.全国弃风量和弃风率均有所下降，弃风限电进一步缓解
全国风电平均利用小时数为2,082小时，风电平均利用小时数较高的地区是云南(2,808小时)、福建 (2,639小时)、四川(2,553小时)、广西(2,385小时)和黑龙江(2,323小时)。2019年弃风电量169亿千瓦时，同比减少108亿千瓦时，平均弃风率4%，同比下降3个百分点，弃风限电状况进一步得到缓解。
4.产品技术进步速度加快，行业竞争力升级
随着全行业的产品升级迭代和技术进步不断推动核心竞争力提升，过去数年间，随着经营效率和智能化水平的提升，全国风电场项目的平均造价大幅下降，风电与传统电源同台竞争的能力不断增强。贯穿风电场开发、建设、运营全过程的数字化平台和高级应用为项目成本控制、风险评估、经济性回报提供了支撑。降低风电项目度电成本的重要途径是风机大型化，以及机组发电性能、可利用率、可靠性的持续提高。近年来，我国3MW及以上容量机组在招标市场的份额逐渐扩大，在全国每年新增装机容量中的比例也快速增加。拥有3MW及以上机组装机的企业数量也增长到数十家，反映出大容量机组已经成为行业布局的重点。同时，风机全生命周期的运维服务、集中监控、发电量提升、资产托管等服务型产品也蓬勃发展。
5.政策支持海陆风电项目稳步增长
国家出台一系列配套政策促进风电行业的持续降本增效，鼓励多类型的风电项目建设有序开展。2019 年5月，国家发改委与国家能源局公布了全国新增风电平价上网项目，共计56个、总容量451万千瓦的规划， 其中规划容量最大的三个省份为吉林、河南和黑龙江。同时，越来越多的北方大基地项目也陆续开始了核准、招标和开工的程序，电网公司投资建设大基地配套的特高压电力外送通道，也带来了北方区域的装机量复苏，集中发电、集中送出的模式有助于给电力落地和消纳的地区输送绿色电力。2019年，全国新增海上风电装机容量为2.0GW，全年海上风电市场招标规模约15.6GW。我国海上风电起步晚、增速快、技术进步显著、产业链升级空间大，政策鼓励也将引导海上风电行业未来进一步提高效率、合理投资、高效利用资源。
6.新冠肺炎疫情对风电产业发展影响严重
今年2月份以来，新冠肺炎疫情严重扰乱了全球经济发展节奏。风电设备生产、项目建设无法按计划交付和完工，行业面临合同违约、资源浪费和投资下降的巨大风险。国内部件和整机企业产能大幅下滑，全年风电机组出货量将减少30%左右，设备供货会延迟6个月以上。受上游设备供应不足、运输受阻、电网送出工程建设耽搁等影响，风电场施工进度大大落后于预期。陆上风电项目建设工期至少延误6个月以上。海上风电受施工窗口期和国际供应链制约更为严重，项目工期至少延后8到12个月。目前，全球疫情形势越来越严峻，导致部分零部件供应紧张加剧，给风电建设雪上加霜。意大利、德国、厄瓜多尔等主要原材料和部件产地实行“封国封城”，巴沙木、聚氯乙烯等原材料以及主轴承、齿轮箱轴承、IGBT芯片等部件的进出口开始受限，预计影响会持续到今年第二甚至第三季度。由此带来的影响将导致一系列严重后果。
受此影响，年底未按照计划完成风电并网的项目，其可研方案，投资和设备采购等所有决策都是按有补贴条件做出的，拿不到原定电价，投资收益不保，这些项目势必被迫搁置或取消，将造成巨大的经济和社会资源浪费。此时，亟需政府出台政策“稳投资、稳就业、保增长，促发展”，尽可能缓解疫情给行业带来的负面冲击。
三、相关政策建议
针对新冠肺炎疫情对风电产业发展带来的严重影响，建议一是对所有合法合规在建陆上风电项目，享受补贴电价政策的并网时间节点延期至少6个月;二是对按规定核准(备案)的海上风电项目并网时间给予延期至少6个月的政策;三是取消本年度对电网企业的弃风率考核。
参考资料：
1.新疆金风科技股份有限公司 2019 年年度报告
2.秦海岩：延长并网期限是风电行业应对疫情稳投资的必要举措
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