4月11日，国家能源局下发针对2019年风电、光伏发电建设管理的规范性文件（征求意见稿），光伏行业管理明确以补贴规模定装机总量、竞价获得补贴资格的方案，政策定调与预期相差无几。风电行业管理办法则出现重大变化。
从一是严格风电总量控制，清查废止存量核准过期风电项目，预计将诱发已核准未并网项目“抢装”；二是明确竞价配置风电项目两年内必须投产，遏制资源圈占行为，提高资源配置效率；三是对海上风电“突击审批”投出反对票，2018年5月18日后各地突击核准文件被视为无效，海上风电上网电价竞价另行确定。
一、先平价申报后竞价配置，存量风电“抢装”
2015年因风电标杆电价下调出现抢装行情，年度新增装机30.75GW，创下近十年风电年度新增规模之最。在风电管理政策调整下，2019年预计将是风电行业抢装的第二个年份。
按照行业一致预期，风电在实现平价上网的进化过程中，将经过“标杆电价-竞价-平价”三步走，但本次管理层并未给新能源开发企业、地方政府更多过渡期限，在全面开始推进竞价配置资源之前，要求各地优先申报平价上网项目，平价项目享有并网消纳的优先权。国家能源局并要求各地在4月25日前报送第一批项目名单，且在第一批项目名单确定之前，各地暂不组织有国家补贴的风电项目竞争配置工作。时间紧、任务重，这样的变化超过地方政府、新能源企业和投资机构的预期。
根据领航智库经济测算，“三北”地区新建风电项目发电利用小时数在3100小时以上时才具备开发价值，项目内部收益率满足8%的要求（经济测算模型欢迎与我们联系13401191254）。以内蒙古为例，2018年发电利用小时数为2204小时，与平价上网的基准尚有1000小时的差距，平价与否在一定程度上取决于电力送出和消纳。
故此，风电行业提前平价上网，风电设备制造、施工建造环节面临盈利压力，电网企业同样面临调度、调峰、外送、消纳诸多压力。领航智库预计第一批平价项目规模有限，仍以示范项目为主；同时尽管政策鼓励各类在建或核准后未实质性开工风电项目转为平价上网风电项目，但从企业追求高电价的初心看，自愿“降档”项目预计少之又少。
2018年5月18日，国家能源局下发《国家能源局关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能〔2018〕47号，下称“47号文”），首次提出竞价配置风电资源的方案，47号文下发的时间是陆上集中式风电与海上风电是否参与竞价的分界点。
自此后，风电标杆电价的时代远去。2019年度新增集中式陆上风电和海上风电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价，各项目申报的上网电价不得高于国家规定的同类资源区标杆上网电价。此外，对于红色预警转橙色或绿色地区，此前暂停建设项目也将参与竞争配置资源，这意味着此前核准文件废止。
另外需要重点注意的是，本次征求意见稿并明确，“2019年度已核准的陆上风电项目两年内未投产并网的，需按照并网年份标杆价格上限重新参与市场竞价。”言外之意是2019年内竞价获得补贴资格的项目，最晚应于2021年底前并网，否则补贴标准将随行就市，进一步退坡。
对于已经核准未并网的存量风电项目而言，尽管政策未明确其投产的时间节点，但在竞价项目的对标下，项目业主也很清楚“核准两年内并网”将是能否获得高电价的约束条件。
同时，国家能源局启动梳理应废止的存量项目。按照政策规定，核准两年内未开工建设且未申请延期或申请延期但延长期内仍未开工建设的风电项目，核准文件废止，此类项目参与竞争配置，当然原则上还是鼓励按照平价上网。
在这一系列政策变化下，预计存量已经核准在建、核准未并网项目将加速开工建设节奏，行业抢装将必不可免。根据行业内粗略统计，国内已核准未并网风电项目80-100GW，这些项目是219、2020年新增并网装机的主要来源，也是驱动行业抢装行情的主要动力。
受此影响，2019、20120年两年国内风电产业链将出现供需紧平衡状况。主要表现为，风机价格高位震荡、风机零部件供应紧张、运营商抢工期、存量项目路条费快速上涨等，但这一切并非是决策层和行业希望出现的。一旦抢装行情结束，行业景气度将随之迎来低谷期。
二、能源局收紧监管指令，强化规模、规划管理
2019年风电建设管理工作方案提出，“有序按规划和消纳能力组织风电建设”，强化风电开发总量控制的思想。与以往年度建设方案相比，2019年更加强调规划管理的原则，以《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能〔2017〕31号）为各省（市、区）设定的规划为上限，控制需要补贴的项目总量。
2018年底前已并网和已核准建设的风电项目（扣除应废止或其他原因不具备建设条件的项目），总规模已超过本省级区域2020年规划并网目标的，除平价上网风电项目外，暂停新增陆上集中式风电项目建设。
国家能源局强化规划管理和总量控制，目的是防止在风电审批权下放后，风电行业发展失控，对补贴增长带来压力。
2018年国内多个省份风电开发指标超过十三五指导意见，山西、河南、湖北、广西4省均超过规划100万千瓦。其中，2018年山西下发风电开发指标560万千瓦，超过指导意见设定的240万千瓦目标，超出规划320万千瓦；河南超过规划250万千瓦，广西超过规划169.4万千瓦，湖北超过规划124.14万千瓦。
地方政府风电开发规模之所以超标，一是开发企业有动力在2019年风电项目竞价前锁定高电价、提高风电项目投资收益，二是地方政府具有资源换投资的冲动，在国家能源管理部门规章和行政审批权限中寻找平衡，为拉动本地投资创造条件。
2018年5月18日，国家能源局下发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（47号文），文件提出：“从本通知印发之日起，尚未印发2018年风电度建设方案的省(自治区、直辖市)新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。已印发2018年度风电建设方案的省(自治区、直辖市)和已经确定投资主体的海上风电项目2018年可继续推进原方案。”
上述省份均在2018年5月18日之前下发当年风电建设方案，从而规避参与竞价配置资源的规定。
三、海上风电“抢跑”叫停，0.85元/千瓦时高电价“打水漂”
2018年，海上风电资源圈占轰轰烈烈。以广东、江苏、福建、辽宁等省份为主，三峡集团、中广核新能源、龙源电力、国电投中央与地方国有企业积极布局海上风电开发。领航智库不完全统计，2018年获得核准的风电项目规模超过40GW，其中广东省内核准30GW以上，江苏核准8GW以上，为数不少的项目是在2018年底突击核准。
在这一轮海上风电开发大潮中，风机制造、叶片、塔筒、海底电缆、电气设备、EPC等全产业链主体积极参与，行业开发建设的热情空前。
国家能源局《风电发展“十三五”规划》提出，“十三五”积极稳妥推进海上风电建设，到2020年全国海上风电开工建设规模达到1000万千瓦，力争累计并网容量达到500万千瓦以上。按照当前行业开发的节奏，2019年有望提前实现500万千瓦装机的开发目标。
各开发企业之所以加紧圈占海上风电资源，目的也是在2019年风电开发之前锁定0.85元/千瓦时的高电价。但是，海上风电在享受高电价的同时，财政补贴缺口压力进一步加大。
从2018年底开始，国家能源管理部门即对各地的突击审批行为提出异议，主要开发主体在公共场所对海上风电慎而又慎。在2019年风电开发管理文件中，国家能源局提出“有序稳妥推进海上风电项目建设”。
本次国家能源局专门提出，2018年度未通过竞争方式进入国家补贴范围并确定上网电价的海上风电项目，其核准文件不能作为享受国家补贴的依据。在47号文发布之日前（2018年5月18日）获得核准的海上风电项目，在本次通知发布前未办齐开工前手续的，均参加竞争配置并通过竞争确定上网电价。
尽管是征求意见，但行业内最担心的事情还是出现了。简而言之，各省在47号文下发之后突击核准的海上风电不能进入国家补贴目录，需要重新竞价核定上网电价。对于海上风电开发商而言，0.85元/千瓦时的高电价可能成为奢望，各省提出的高容量海上风电发展规划目标实现可能打折扣。
但是，对于海上风电是否参与竞争配置资源，上述新规与47号文件限定的条件并不一致。47号文提出“在2018年5月18日之前确定投资主体的海上风电项目可以执行原资源配置方案”，海上风电是否豁免参与竞价配置资源的条件是在47号文之前确定投资主体，且未对项目开工、投产时点做出明确限定。
而根据新政，只有在2018年5月18日之前获得核准并于2019年4月11日（征求意见稿发布时间）前具备开工条件的项目才可以豁免参与竞价配置资源。这一规定与47号文提出的“在2018年5月18日之前确定投资主体的海上风电项目可以执行原资源配置方案”的规定冲突。在风电开发流程中，确定投资主体与获得核准并不是同一个时间节点，列入开发建设方案与具备开工条件也非同一时间节点，建议进一步明确海上风电豁免参与竞价配置资源的时间点，以减少对投资企业开发节奏的影响。
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