半岛体育app对于风力发电行业而言，2020年是特殊的一年，不仅是因为2020年是“十三五”规划的收官之年，而且也是风电、光伏发电国家补贴的最后一年。年初受新冠疫情影响，为促进经济增长，中央将特高压输电通道在内的7个领域划定为重点投资领域。随着更多特高压输电通道项目的建设和投运，加之各地新能源消纳责任的落实，风、光等新能源项目电网接纳能力大大提高。此外，能源结构的调整也在持续深入。受上述因素叠加影响，2020年我国风电投资热度高涨。

　　2020年，我国风电发展已经开始从增量替代转向存量替代阶段，发展的动力也开始从政策驱动转向市场驱动。目前风电行业正处于开启“十四五”期间和平价时代的重要关口，本文将通过回顾2020年风力发电行业的发展情况，并对2021年风力发电行业的发展前景予以展望。

　　2020年是“十三五”规划的收官之年，“十三五”期间，我国风电产业呈现出较好发展势头，在数量上稳居世界第一，在质量层面也跻身全球前列。

　　截至 “十二五”收官之年的2015年，风电成为我国新增电力装机的重要组成部分。十二五”期间，我国风电新增装机容量连续五年领跑全球，累计新增9800万千瓦，占同期全国新增装机总量的18%。中东部和南方地区的风电开发建设取得积极成效。到2015年底，全国风电并网装机达到1.29亿千瓦，年发电量1863亿千瓦时，占全国总发电量的3.3%，比2010年提高2.1个百分点。风电已成为我国继煤电、水电之后的第三大电源。但与此同时，2015年我国风电行业全年弃风电量达到339亿千瓦时，平均弃风率15%，弃风情况较为严重的甘肃、新疆、吉林三地弃风率甚至超过了30%，严重掣肘行业发展。

　　在此基础上，《风电发展“十三五”规划》提出“十三五”期间风电行业发展目标、建设布局如下：

　　（1）总量目标：到2020年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千万以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上，风电年发电量确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%；

　　（2）消纳利用目标：到2020年，有效解决弃风问题，“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求；

　　（3）产业发展目标：风电设备制造水平和研发能力不断提高，3-5家设备制造企业全面达到国际先进水平，市场份额明显提升。

　　（1）总量目标：截至2019年底，我国可再生能源发电装机达到7.94亿千瓦，同比增长9%，其中，风电装机2.1亿千瓦，同比增长14.0%，提前一年完成“十三五”装机任务。

　　截至2020年底，全国风电累计装机超过2.8亿千瓦，其中，仅2020年一年，风电新增装机容量7167万千瓦，是过去三年的总2020年前三季度，全国风电发电量3317亿千瓦时，同比增长13.8%；平均利用小时数1546小时，风电平均利用小时数较高的省区中，云南为2193小时、广西为1896小时、四川为1887小时。水电、风电、光伏、在建核电装机规模等多项指标保持世界第一。风电、光伏发电和水能利用率均提高到95%以上。

　　（2）消纳利用目标：根据北极星网统计的2019年全国弃风、弃光率情况，除新疆14.0%、蒙西9.0%、甘肃7.6%以外，其余省份弃风率均已下降至5%以下；除西藏24.1%、新疆7.4%、青海7.2%以外，其余省份弃光率均已下降至5%以下。同时，2020年4月国家能源局发布的《2020年度风电投资监测预警结果》显示，全国各省市区红色预警已全面解除。

　　（3）产业发展目标：在相关科技技术创新的推动之下，我国风电行业中新型尖端设备逐渐替代原有旧风机，智能化程度进一步增强。上海电气、远景能源、金风科技、明阳智慧能源、运达风电等中国企业跻身世界风电产业的创新与制造前列。

　　（1）加快开发中东部和南方地区陆上风能资源：2020年3月6日，国家能源局在一季度网上新闻发布会上指出，2019年，全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。从地区分布看，中东部和南方地区占比约45%，“三北”地区占比约55%，风电开发布局进一步优化。到2019年底，全国风电累计装机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。从地区分布看，中东部和南方地区占30%，“三北”地区占70%。根据全国新能源消纳监测预警中心发布的数据，2020年前三季度中东部及南方地区风电装机占全国风电装机比重31.2%，同比提升1.7%。

　　（2）有序推进“三北”地区风电就地消纳利用：“十三五”开启以来，各省市为缓解消纳利用问题纷纷出台相关政策明确消纳保障实施方案，明确消纳责任分配和履行方式以促进新能源消纳。与此同时，“十三五”以来，电网加大了新能源消纳力度，通过优化电网调度运行加大省间电网互济，实现了区域电网内的资源优化配置。此外，电力系统的灵活调节能力提升，特别是对“三北”地区的热电进行灵活性改造，为新能源消纳创造了有利条件。

　　（3）利用跨省跨区输电通道优化资源配置：我国电力生产与电力消费的空间格局不一致，尤其是集中式可再生能源发电项目主要集中在“三北”地区，而电力消费负荷中心多集中在东部和南部地区。这种空间不匹配促使我国跨省区电力交易进一步发展。2020年7月15日，国家电网有限公司青海—河南±800千伏特高压直流工程启动送电，这是世界首个以输送新能源为主的特高压输电通道。据彭博新能源财经统计，截至2020年上半年，中国已全面投运的特高压输电线亿千瓦。随着风电外送的稳步发展和特高压输电通道建设，风电资源优化配置得到进一步加强。

　　（4）积极稳妥推进海上风电建设：2019年9月底，我国海上风电行业累计并网容量达到503.54万千瓦，提前15个月完成了“十三五”装机目标。同时，2019年度新增装机规模250万千瓦，是2015年年度新增容量的近7倍，占全球海上风电年度新增装机比重约40%。2020年1月20日，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，提出2022年开始海上风电项目不再享受财政部补贴。在此背景下，海上风电发展迎来“抢装潮”，装机容量大幅度上升，海上风电降本压力增大。2020年前三季度，海上风电新增装机158万千瓦，截至2020年第三季度末，全国海上风电累计装机750万千瓦。

　　2020年10月30日，国家能源局举办四季度网上新闻发布会，从装机容量、发电量、弃风电量等方面对风电建设和运行情况进行了简要介绍：

　　（1）就装机容量而言，2020前三季度，全国风电新增并网装机1392万千瓦，其中陆上风电新增装机1234万千瓦、海上风电新增装机158万千瓦。从新增装机分布看，中东部和南方地区占比约49%，“三北”地区占51%，风电开发布局进一步优化。到2020年三季度末，全国风电累计装机2.23亿千瓦，其中陆上风电累计装机2.16亿千瓦、海上风电累计装机750万千瓦。

　　（2）就发电量而言，2020年前三季度，全国风电发电量3317亿千瓦时，同比增长13.8%；平均利用小时数1546小时，风电平均利用小时数较高的省区中，云南2193小时、广西1896小时、四川1887小时。

　　（3）就弃风电量而言，前三季度，全国弃风电量约116亿千瓦时，平均弃风率3.4%，较去年同期有所改善，同比下降0.8个百分点，尤其是新疆和甘肃，弃风率同比显著下降，新疆弃风率10.3%、甘肃弃风率6.4%，同比分别下降5.1、2.5个百分点。

　　2021年1月19日，国家能源局公布2020年新能源装机数据，2020年新增风电装机7167万千瓦、太阳能发电4820万千瓦，风光新增装机之和约为1.2亿千瓦。

　　2020年1月20日，财政部、国家发改委、国家能源局联合发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建【2020】4号，以下简称“4号文”），正式明确可再生能源补贴的发放不再按照此前的目录制执行，改为补贴项目清单制，由电网企业确定并定期公布符合条件的可再生能源发电项目名单，并按照相关规则、顺序发放补贴。可再生能源补贴正式从目录制转变为清单制。

　　2020年3月12日，财政部公布《关于开展可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》（财办建【2020】6号），明确第一批至第七批补助目录中包含的项目可以直接纳入补贴清单，避免了目录制转变为清单制可能存在的补贴断层问题，使两种制度有效衔接。同时，根据该通知的内容，2006年及以后完成核准(备案)，且在2019年12月底前并网的合规光伏、风电、生物质等项目均属于可以纳入清单的存量项目，进一步推动了补贴确权，确保“抢装潮”期间符合条件的发电企业能够及时获得补贴，保障了行业的稳步发展。

　　目录制向清单制的转变简化了发电企业等企业申请补贴的流程和审批手续，并且进一步落实权力下放，由电网公司和省级能源部门具体负责清单审核的相关事宜，不再需要经过国家财政部、能源局和发改委的审核。（补贴目录申报与补贴清单申报的具体流程见下图一、图二）

　　风电大基地建设于风电行业而言并非新模式，早在2008年，甘肃酒泉就已开工建设千万千瓦级的风电大基地，曾被誉为我国风电建设进入规模化发展阶段的标志性事件。在2009年能源局拟发布的《新能源产业振兴和发展规划》之中也曾提及在河北、内蒙古东西、甘肃酒泉、新疆沿海等地区建设几个千万千瓦级风电基地的内容，但由于早期风电大基地建设时期缺少相应审批政策和合理的消纳配套措施，导致并网后存在威胁电网安全和弃风问题。

　　但在平价时代将近，在规模化发展降本需求的催动下，风电大基地建设逐渐回温，加之“十三五”以来国家和地方政府出台体系性政策，建设特高压输电通道解决弃风弃电问题，提高新能源消纳能力使风电大基地建设进入平价新阶段成为可能。

　　相比之前，平价时代的风电大基地开发更注重对度电成本的严格把控，保障在平价条件下实现20年运营周期的稳定收益。据伍德麦肯兹2020年8月发布的《2020年中国风电市场展望》，目前中国有超过25个陆上风电基地项目处于规划和建设中，总容量超过1亿千瓦。同样，对于海上风电而言，海上风电大基地建设有助于集约化、规模化发展，总体上降低海上风电的开发成本及施工、运维等费用。中国华能集团清洁能源技术研究院的院长助理郭辰提出，为提升未来海上风电的规模化程度，打造百万级和千万级的海上风电基地也将成为主流趋势。

　　不同于十年前大基地1.0时代的盲目建设，风电大基地2.0发展时代更加注重消纳问题。正如电力规划设计总院能源研究所副所长徐东杰在“2020年产业发展大会”开幕式上的演讲所说：“未来大型基地的开发将呈现“综合能源基地”的发展趋势，积极打造水能、可再生能源、储能的一体化互补基地将是未来趋势。”

　　2020年12月22日，2021年全国能源工作会议在北京召开。国家能源局党组书记、局长章建华作题为《深入贯彻落实能源安全新战略为全面建设社会主义现代化国家提供坚强能源保障》的报告，为明年能源工作指明方向、划出重点。其中提出要大力提升新能源消纳和储存能力，大力发展抽水蓄能和储能产业，加快推进“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”发展。

　　自2020年8月，国家发改委、国家能源局共同发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》明确提出“两个一体化”以来，全国各地陆续出台了鼓励新能源与储能一体化发展的相关政策，辽宁、河南、江苏等省市明确优先支持附带储能设施的项目，湖南、湖北、新疆、山西、河北、贵州等省市进一步明确风电、光伏等项目应当配备不低于一定比例的储能容量，福建、广东等其他省市也通过地方性政策明确支持新能源与储能的一体化建设。

　　“风光水火储一体化”对推进能源供给侧结构性改革，提高各类能源互补协调能力，促进我国能源转型和经济社会发展具有重要的现实意义和深远的战略意义，未来风电+储能、风电+光伏+储能一体化、风电+制氢、风电+制氢+储能一体化将成为发展热点。

　　2020年沪深港三市共披露风电资产交易21笔，涉及34家项目公司/平台/基金旗下至少1273.7万千瓦项目。整体而言交易规模和单体交易规模较历年都有所扩大。（数据来源：微信公众号“风电顺风耳” ID：fengdianshunfenger）

　　从交易涉及的项目地区来看，以往风电资产交易主要集中在非限电的中东地区，但2020年三北摘红之后，三北地区交易活跃度有所提升。

　　从出售方角度来看，往年风电资产出售主要以路条转让为主，出售人多为小型民营主体，但随着开发主体集中度上升，目前出售方主要为大型民营开发商和主机厂家，并且交易标的也从路条变为资产。

　　从收购方角度来看，往年五大六小是最为主要的收购方，但从2020年的交易情况来看，地方能源企业和传统产业公司成为重要的收购力量。

　　从交易方式角度来看，往年收购方以取得项目控制权和实现规模并表为主要目标，转让标的主要是控股权（大于等于51%）或者全部股权，但2020年出现了转让基金份额和上市公司托管关联方股权的新型交易方式。

　　新能源消纳利用问题长久以来掣肘行业发展，“十三五”期间新能源消纳问题依然是风电发展的难关之一，但2020年10月30日，国家能源局在四季度网上新闻发布会上表明，2020年前三季度，全国弃风电量约116亿千瓦时，平均弃风率3.4%，较去年同期有所改善，同比下降0.8个百分点，新疆和甘肃弃风率同比显著下降，其中新疆弃风率10.3%，同比分别下降5.1个百分点；甘肃弃风率6.4%，同比下降2.5个百分点。2020年第三季度，全国弃风电量21.2亿千瓦时，同比下降10.6%，风电利用率97.8%，同比提升0.8个百分点。

　　自2019年5月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》以来，各省市在2020年陆续推出地方性政策，一方面通过消纳责任促进本地消纳量提升，另一方面，借助消纳保障机制打破地区限制，促进跨省交易，并通过完善中长期市场、现货市场、辅助服务市场与容量市场及绿证交易从而完善高比例新能源消纳的市场机制，加快推进适应波动性新能源消纳的市场体系建设，发挥市场在更大范围内优化配置资源的作用，更为灵活的地应对包括风电在内的新能源普遍存在的波动幅度大的特点。

　　根据2019年5月24日国家发改委公布的《关于完善风电上网电价政策的通知》，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，因此，2020年是风电项目享受补贴的最后一年。

　　在行业政策变化的驱动下，风电行业自2019年起就呈现抢开工、抢并网、抢电价的抢装态势，进入2020年后，之前对补贴延期政策抱有期望的企业也纷纷加入抢装热潮，抢装正式进入“冲刺期”。根据2020年11月25日CCTV2财经频道的报道，部分供应商前三季度出货量比去年同期显著上涨，甚至部分企业的海上风机订单已经排到了2022年之后。

　　伴随抢装冲刺期到来的，还有风机质量和施工质量存在隐患、制造商利润率降低、补贴资金压力增大、并网与消纳矛盾突出等问题。

　　二、法律法规动态（一）国家性政策1. 《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确新增项目和存量项目补贴办法

　　2020年1月20日，财政部、发展改革委、能源局联合下发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建【2020】4号），主要明确了4个方面的内容：一是坚持以收定支原则，新增补贴项目规模由新增补贴收入决定，做到新增项目不新欠；二是开源节流，通过多种方式增加补贴收入、减少不合规补贴需求，缓解存量项目补贴压力；三是凡符合条件的存量项目均纳入补贴清单；四是部门间相互配合，增强政策协同性，对不同可再生能源发电项目实施分类管理。

　　a.       自2020年起，所有新增可再生能源发电项目均采取“以收定支”的方式确定。

　　b.       自2020年起，新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。

　　a.      已按规定核准（备案）、全部机组完成并网，同时经审核纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度。

　　b.      对于自愿转为平价项目的存量项目，财政、能源主管部门将在补贴优先兑付、新增项目规模等方面给予政策支持。

　　a.      继续实施陆上风电上网指导价退坡机制，合理设置退坡幅度，引导陆上风电尽快实现平价上网。

　　b.      在年度补贴资金总额确定的情况下，进一步完善非水可再生能源发电项目的市场化配置机制，通过市场竞争的方式优先选择补贴强度低、退坡幅度大、技术水平高的项目。

　　a.      国家不再发布可再生能源电价附加目录。所有可再生能源项目通过国家可再生能源信息管理平台填报电价附加申请信息。电网企业根据财政部等部门确定的原则，确定并定期向全社会公开符合补助条件的可再生能源发电项目清单。

　　b.      财政部根据年度可再生能源电价附加收入预算和补助资金申请情况，将补助资金拨付到电网企业和省级财政部门，电网企业根据补助资金收支情况，按照相关部门确定的优先顺序兑付补助资金。

　　2020年3月5日，国家能源局印发了《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），从总体来看，2020年风电、光伏发电项目建设管理延续了《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》确定的政策思路，包括：积极推进平价上网项目、有序推进需国家财政补贴项目、全面落实电力送出消纳条件、严格项目开发建设信息监测。

　　该《通知》所附的《2020年风电项目建设方案》就2020年风电建设管理工作作出如下要求：

　　各省级能源主管部门按照《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、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）有关要求，积极组织开展平价上网项目，落实电力送出、消纳等条件；确保项目在2020年底前能够核准并开工建设；重点鼓励各类在建或核准后未实质性开工的有补贴风电项目自愿转为平价项目等。

　　a.      各省（区、市）2020年可安排需国家财政补贴项目的总规=该省级区域“风电十三五”规划确定的2020年规划并网目标减去2019年底已并网和已核准在有效期并承诺建设的风电项目规模（不包括平价上网风电项目和跨省跨区外送通道配置项目）。

　　b.      集中式陆上风电项目和海上风电项目按《风电项目竞争性配置指导方案（2019年版）》组织竞争性配置。

　　c.      分散式风电项目可不参与竞争性配置，由地方政府能源主管部门核准建设。对核准两年仍未开工也未按规定办理延期或不具备开工条件的项目，核准文件由项目核准机关依法予以撤销并向社会公布。

　　b.      简化分散式风电项目并网申请程序，做好并网方案制定和咨询服务。

　　c.      积极落实项目核准承诺制，建立多部门联动机制，构建“一站式”服务体系，创新项目打包核准等管理模式。

　　d.      加快研究制定分散式风电设备、并网运行等方面的技术规范，尽快发布相关技术标准。

　　a.      有关省级能源主管部门要按照《风电发展“十三五”规划》和国家能源局审定批复的海上风电规划目标组织海上风电开发。

　　b.      并网容量、开工规模已超出规划目标的省份暂停2020年海上风电项目竞争性配置和核准工作。

　　c.      对照已公示的2020年底前可建成并网、2020年底前可开工建设、2021年底前可建成并网的三类项目清单，合理把握节奏和时序，有序组织建设。

　　a.      各省级能源主管部门按月及时组织风电项目企业在国家可再生能源发电项目信息管理平台填报、更新核准、开工、在建、并网等项目信息。

　　b.      国家可再生能源信息管理中心建立与有关电网企业新能源发电项目信息平台共享机制，按季度统计各省项目开发建设信息，及时报送国家能源局，抄送相关派出机构，有关情况适时纳入风电投资监测预警指标体系。

　　2020年3月12日，财政部下发了《关于开展可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》（财办建【2020】6号），就风电项目纳入首批可再生能源发电补贴项目清单需满足的条件作了如下要求：

　　（1）符合我国可再生能源发展相关规划的陆上风电、海上风电项目。项目应于2006年及以后年度按规定完成核准（备案）手续。于2019年12月底前全部机组完成并网。

　　（2）符合国家能源主管部门要求，按照规模管理的需纳入年度建设规模管理范围内。

　　此外，根据该《通知》，此前由财政部、国家发展改革委、国家能源局发文公布的第一批至第七批可再生能源电价附加补助目录内的风电项目，由电网企业对相关信息进行审核后，直接纳入补贴清单。

　　2020年3月23日，国家能源局印发了《关于贯彻落实“放管服”改革精神优化电力业务许可管理有关事项的通知》，其中，有关风电业务许可事项有关的规定总结如下：

　　a.      项目装机容量6MW（不含）以下的风力发电项目不纳入电力业务许可管理范围，不要求取得发电类电力业务许可证。

　　b.      已取得电力业务许可证的，由国家能源局各派出机构公示注销，公示期不少于30日。公示期满且无异议的，办理注销手续。

　　a.      除了按规定豁免许可的风电项目外，其他风电项目应当在并网后6个月内取得电力业务许可证。在此规定时限之前，发电企业与电网企业签订《并网调度协议》、《购售电合同》可暂不提供电力业务许可证。

　　b.      发电企业取得电力业务许可证后，应将有关许可内容及时告知相关电网企业及调度机构。超过规定时限仍未取得电力业务许可证的，有关机组不得继续发电上网。

　　a.      风电项目应当严格按照规定时限取得电力业务许可证，分批投产的风电项目，可分批申请许可。

　　b.      企业应提供机组通过启动验收的证明材料或质量监督机构出具的《工程质量监督检查并网通知书》作为发电设施具备发电运行能力的证明材料。

　　c.      对未按要求取得电力业务许可证的风电企业，派出机构要依法予以处理。对不执行相关要求，不配合监管工作的相关电网企业，给予通报批评，拒不整改的，依法予以处理。

　　2020年6月1日，国家发改委、国家能源局印发《各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》(发改能源【2020】767号)。其主要内容如下：

　　（1）各省级能源主管部门会同经济运行管理部门按照消纳责任权重认真组织制定实施方案，积极推动本行政区域内可再生能源电力建设，推动承担消纳责任的市场主体积极落实消纳责任，完成可再生能源电力消纳任务。各地要在2021年2月底前向国家发展改革委、国家能源局报送2020年可再生能源电力消纳责任权重完成情况。

　　（2）国家能源局各派出机构要切实承担监管责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重积极协调落实可再生能源电力并网消纳和跨省跨区交易，对监管区域内各承担消纳责任市场主体的消纳量完成情况、可再生能源电力交易情况等开展监管。各派出机构要在2020年12月底前，向国家能源局报送监管报告。

　　2020年7月8日，中国人民银行同国家发展和改革委员会、中国证券监督管理委员会起草了《关于印发〈绿色债券支持项目目录（2020年版）〉的通知（征求意见稿）》，并向社会公开征求意见。绿色债券是指将募集资金专门用于支持符合规定条件的绿色产业、绿色项目或绿色经济活动，依照法定程序发行并按约定还本付息的有价证券，包括但不限于绿色金融债券、绿色企业债券、绿色公司债券、绿色债务融资工具和绿色资产支持证券。

　　《目录》共包含六大产业，其中，在清洁能源产业的新能源与清洁能源装备制造中，风力发电装备制造项目被列入；在清洁能源产业的可再生能源设施建设与运营中，风力发电设施建设和运营项目被列入；同时，涉及到风力发电的多能互补工程建设和运营项目也被列入目录。

　　2020年7月27日，国家能源局综合司发布《关于开展风电开发建设情况专项监管的通知》（国能综通新能【2020】78号)明确，为全面落实《可再生能源法》及风电行业管理政策，推动风电产业高质量发展，根据2020年能源监管重点任务安排，现组织开展风电开发建设情况专项监管。其中，重点监管内容为以下五种情况：

　　（1）风电规划及年度建设方案执行情况。包括地方能源主管部门是否按照规划确定年度建设方案；是否存在超规划或年度建设方案核准项目的情况。

　　（2）风电产业政策落实情况。包括地方能源主管部门是否按照风电投资监测预警结果组织项目建设；是否按照消纳能力合理安排新增项目规模；是否按要求组织开展集中式陆上风电项目和海上风电项目竞争性配置，方案是否科学合理，程序是否公开公平；分散式风电项目建设是否按照有关规定执行；是否存在向投资企业捆绑其他产业项目、转嫁分摊收取不合理费用情况。

　　（3）项目核准建设情况。包括地方能源主管部门是否按照国家有关规定开展项目核准工作，程序是否合法合规；风电企业是否存在超核准期限建设的情况、是否存在未核先建情况、是否在国家可再生能源发电项目信息管理平台及时填报、更新项目核准、开工、在建、并网信息。

　　（4）电网公平接入情况。包括电网企业是否定期开展消纳能力研究论证，制定消纳方案，定期向社会公开消纳容量空间；是否按规定及时向风电企业出具并网接入意见；是否存在未及时建设电网配套接入工程和回购企业自建送出工程情况；是否按照规划和消纳能力合理安排项目并网时序；是否存在要求风电企业超标准配置接网设备和不合理收费；是否公平合理考核风功率预测结果。

　　（5）项目建设标准执行情况。包括风电企业是否按国家有关设计标准和核准文件要求开展风电项目建设；项目开工建设手续是否完备；是否存在违规变更投资主体情况。

　　2020年9月29日，财政部、发改委、能源局发布《关于关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见有关事项的补充通知》（财建【2020】426号），从项目合理利用小时数、项目补电量、补贴标准、加强项目核查四个方面对可再生能源电价附加补助资金相关事宜做出了进一步规定。其中对于风电，涉及的主要内容如下：

　　（1）项目合理利用小时数：风电一类、二类、三类、四类资源区项目全生命周期合理利用小时数分别为48000小时、44000小时、40000小时和36000小时。海上风电全生命周期合理利用小时数为52000小时。

　　（2）项目补贴电量：项目全生命周期补贴电量=项目容量×项目全生命周期合理利用小时数。其中，项目容量按核准(备案)时确定的容量为准。如项目实际容量小于核准(备案)容量的，以实际容量为准。

　　（3）补贴标准：按照《可再生能源电价附加补助资金管理办法》(财建【2020】5号，以下简称5号文)规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，全生命周期补贴电量内所发电量，按照上网电价给予补贴，补贴标准=(可再生能源标杆上网电价(含通过招标等竞争方式确定的上网电价)-当地燃煤发电上网基准价)/(1+适用增值税率)。

　　（4）加强项目核查：项目纳入可再生能源发电补贴清单时，项目业主应对项目实际容量进行申报。如在核查中发现申报容量与实际容量不符的，将按不符容量的2倍核减补贴资金；电网企业应按确定的项目补贴电量和补贴标准兑付补贴资金。如在核查中发现超标准拨付的情况，由电网企业自行承担。

　　2020年11月18日，财政部发布《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》，（财办建【2020】70号），就可再生能源发电补贴项目清单审核、公布等有关事项进行了明确。主要内容如下：

　　a.       符合我国可再生能源发展相关规划的陆上风电、海上风电、集中式光伏电站、非自然人分布式光伏发电、光热发电、地热发电、生物质发电等项目。所有项目应于2006年及以后年度按规定完成核准（备案）手续，并已全部容量完成并网。

　　b.       符合国家能源主管部门要求，按照规模管理的需纳入年度建设规模管理范围内，生物质发电项目需纳入国家或省级规划，农林生物质发电项目应符合《农林生物质发电项目防治掺煤监督管理指导意见》（国能综新能【2016】623号）要求。其中，2019年光伏新增项目，2020年光伏、风电和生物质发电新增项目需满足国家能源主管部门出台的新增项目管理办法。

　　c.       符合国家可再生能源价格政策，上网电价已获得价格主管部门批复。

　　(3) 按照国家价格政策要求，项目执行全容量并网时间的上网电价。对于履行程序分批次并网的项目，除国家另有明确规定以外，应按每批次全容量并网的实际时间分别确定上网电价。项目全容量并网时间由地方能源监管部门或电网企业认定，如因技术原因等特殊原因确实无法认定的，为加快项目确权，暂按《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》进行认定。

　　(4) 纳入补贴清单的可再生能源发电项目，如项目名称、业主信息发生变更，由可再生能源发电企业向电网企业申请更变；如并网容量、场址发生变更，需重新申报纳入补贴清单。

　　2020年11月18日，财政部发布《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》，附件为《可再生能源发电项目全容量并网时间审核办法》（以下简称“《审核办法》”）。财办建【2020】70号文明确分批次并网的应按每批次全容量并网的实际时间分别确认上网电价，项目全容量并网时间由地方能监部门与电网公司认定，地方能监部门与电网公司无法认定的，暂以《审核办法》进行认定。《审核办法》主要内容如下：

　　（1）可再生能源补贴项目申请补贴清单时，应提交全容量并网时间承诺，并提交相关核验资料。承诺内容包括：全容量建成完工的并网时间，办理电力业务许可证时是否完成全容量并网，办理并网调度协议时是否完成全容量并网，同时提交承诺书、电力业务许可证以及并网调度协议等资料。

　　（2）可再生能源补贴项目承诺的全容量并网时间、电力业务许可证明确的并网时间、并网调度协议明确的并网时间相一致的，项目按此时间列入补贴清单，享受对应的电价政策。

　　（3）可再生能源补贴项目承诺的全容量并网时间、电力业务许可证明确的并网时间、并网调度协议明确的并网时间不一致，但不影响项目享受的电价政策，项目按企业承诺全容量并网时间列入补贴清单，享受对应的电价政策。

　　（4）可再生能源补贴项目承诺的全容量并网时间、电力业务许可证明确的并网时间、并网调度协议明确的并网时间不一致，且影响电价政策的，按照三个并网时间中的最后时点确认全容量并网时间，列入补贴清单，享受对应的电价政策。

　　（5）项目对认定的全容量并网时间若有不同意见，可申请复核，并按规定提交材料。

　　虽然受到疫情影响，但是2020年风电资产交易依旧活跃。根据沪深港三地上市公司披露的信息，2020年风电资产交易共计21笔，涉及34家项目公司/平台/基金旗下至少1273.7万千瓦项目，刷新历史纪录。（数据来源：微信公众号“风电顺风耳” ID：fengdianshunfenger）

　　前几年，三北地区因存在弃风限电的情况，使得该区域风电资产交易减少，交易主要集中在非限电的中东部地区。随着三北地区弃风限电情况的改善，三北地区项目交易开始回温，据北极星风电网统计，三北地区2020交易规模占比超过60.2%。

　　自2019年5月24日《关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2019〕882号，简称“882号文”)发布以来，风力发电开始进入去补贴、平价上网时代。因882号文对已核准的存量项目提出了建设时限要求，该文发布后，风力发电迎来“抢装潮”。去补贴和抢装潮给风电开发商带来了巨大的成本压力和时间压力。在这一背景下，新项目的开发呈现一体化、大型化和集中化的趋势，业内曾比较常见的“买卖路条”的现象逐渐减少。

　　随着国家推进能源结构的调整，自2018年以来，能源型央企和地方能源国企勇担使命，对风电、太阳能等新能源领域的投资持续加码，而民营企业则受补贴退坡、平价上网时代来临的影响加快了资产出售的步伐。前述趋势在2020年仍然持续。虽然从2020年交易情况来看，央企仍是收购方主要力量，但地方企业活跃度相较往年明显增加，其中以申能股份为代表的地方能源国企表现亮眼。

　　2020年6月1日，天洁环境与浙江天洁新能源股份有限公司签订协议，约定以人民币7350万元(可向下调整)的对价收购浙江天洁新能源所持有的内蒙古国电和洁风能有限公司49%的股权。天洁环境表示本次收购将为公司提供透过进军中国风电市场多元化发展其业务组合的投资机会。

　　2020年7月，湘潭电机发布《关于公开挂牌转让全资子公司股权的进展公告》，公告显示：7月1日，湘潭电机与兴湘资产公司签署了《产权交易合同》，兴湘资产公司以9.24亿元受让湘电风能100%的股权。截至2020年7月30日，湘电风能已完成相关工商变更登记手续，并取得了湘潭市市场监督管理局颁发的新《营业执照》。

　　2020年7月29日，中国电力发布公告称，该公司非全资子公司长洲水电与广西海外(公司一家间接持有的合资公司)订立股权转让协议，协议约定广西海外向长洲水电收购灵山风电45%的权益。转让前灵山风电由长洲水电及广西海外分别拥有45%及55%的权益。股权转让完成后，广西海外将持有灵山风电的全部权益，而集团将透过广西海外间接持有灵山风电40%的权益。

　　灵山风电主要在中国广西壮族自治区从事风电的开发、生产和供应。目前，灵山风电的发电装机容量约为200MW，其中44MW已投入运行，156MW在建设中。

　　2020年8月5日，东方电气风电有限公司13%股权转让签约仪式在四川成都举行。本次东方风电股权转让的受让方为北京航天亚能安全技术有限公司、重庆奕健轩科技合伙企业、山东龙马风能装备有限公司。作为国务院国资委“双百行动”试点企业，东方风电以推进“混改”为切入点和突破点，进行引战混改，以“混”促“改”。本次13%股权转让成功签约，标志着引战混改基本完成，“双百行动”综合改革取得了阶段性突破。

　　2020年8月10日，鲁能集团官网发布消息称，根据国资国企改革有关部署国家电网公司持有的鲁能集团有限公司100%股权将整体划转至中国绿发投资集团有限公司。

　　公告表示，鲁能集团划入中国绿发，有利于继续发挥鲁能集团发展积累的管理、人才和市场等优势，在保持职工队伍稳定基础上，通过改革促进企业持续健康发展，对于更好地发挥国有资本作用，推进绿色发展，促进生态文明建设，将产生重要而积极的作用；同时，也有利于放大国有资本竞争力、影响力，增强国有经济活力，助力做好“六稳”工作、落实“六保”任务。

　　2020年8月18日，上海扩博智能Clobotics宣布收购全球领先的风机叶片运营维护服务提供商Finetune公司。此次收购完成后，Finetune的CEO Lennart Kuhlmeier博士和CTO Wout Ruijter博士将加入扩博智能的全球风能研发团队，同时出任首席风力科学家，他们引领叶片维修和风机数据分析的技术研发，直接向CTO柯严博士汇报。叶片维修和风机数据分析是风电行业和企业的未来增长动力，这两个领域的核心技术将与扩博智能现有的技术形成协同效应，有机整合之后将发挥1+12的效能。

　　2019年3月25日，国家能源集团与法国电力集团签署了江苏东台海上风电项目合作协议。项目总投资约80亿元人民币。其中国家能源集团下属国华投资公司持股62.5%，法国电力集团下属法电新能源公司和EDF（中国）投资公司共同持股37.5%。本项目外商直接投资超过1.6亿美元，创法国电力集团在我国非核电市场投资新高。

　　2020年10月20日，国家能源集团与法国电力集团合资建设的国华投资江苏东台50万千瓦海上风电项目落地揭牌暨深化中法合作仪式在南京举行。这标志着我国首个中外合资海上风电项目正式落地。

　　2020年11月11日，上海电气发布公告称，根据上交所2020年11月10日发布的《科创板上市委2020年第105次审议会议公告》，上交所科创板股票上市委员会定于2020年11月19日上午9时召开2020年第105次上市委员会审议会议，审议的发行人包括上海电气风电集团股份有限公司(首发)。

　　2021年1月15日，上海电气风电集团股份有限公司提交科创板IPO注册申请文件，提交了《首次公开发行股票并在科创板上市招股说明书（注册稿）》。中信证券为其保荐机构，拟募资31.06亿元。

　　2020年12月11日，中国核电召开第三届董事会第二十次会议，审议通过《关于公司拟收购中核汇能有限公司100%股权暨关联交易的议案》，同意公司向关联方中核集团收购其持有的中核汇能有限公司100%股权，交易对价为 211,055.35万元。

　　2021年1月6日，中国核电完成收购中核汇能的股权交割，中核汇能成为中国核电全资子公司。中国核电正式控股在运新能源装机容量达528.69万千瓦，其中风电178.64万千瓦，光伏350.05万千瓦；在建装机容量170.24万千瓦，其中风电34.00万千瓦，光伏136.24万千瓦。此次收购成为中国核电开展“核电+新能源”发展战略的重要布局。

　　2020年12月24日，证监会发布第十八届发审委2020年第180次会议审核结果公告，公告显示：浙江省新能源投资集团股份有限公司（首发）获通过。根据招股书显示，此次浙江新能拟公开发行不超过4.6亿股，在上海证券交易所上市。本次募集资金19.1亿元，其中，14.1亿元用于浙能嘉兴1号海上风电场工程项目，5亿元用于偿还借款及银行贷款。

　　2021年不仅是“十四五”的开局之年，也是风力发电全面进入平价时代的第一年，在这不平凡的一年，风力发电发展的驱动逻辑将发生转变。2020年12月12日，国家主席习在全球气候峰会上提出碳减排的“3060”目标，并提到到2030年，我国风电、太阳能发电装机总容量将达到12亿千万以上。在上述宏观背景下，我们预测2021年风力发电行业将呈现以下趋势：

　　正如前文所述，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。在行业政策变化的驱动下，2020年抢装已进入“冲刺期”。

　　对于2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，因为政策要求2021年底建成并网，因此，对这部分项目而言，补贴窗口尚未完全关闭，预计短期内抢装潮仍将继续。

　　此外，对于海上风电项目，2018年底前已核准的，如在2021年底前全部机组完成并网的仍可享受补贴，因此，海上风电的抢装在2021也会继续。

　　2020年风电抢装进入“冲刺期”，受抢装潮影响，截至2020年11月底，我国风电装机容量2.4亿千瓦，同比增长17.5%，新增装机2462万千瓦，比上年同期多投产816万千瓦。虽然抢装潮逐渐退却，但受以下三个因素影响，风电装机量总体上将保持平稳：

　　（2）为了达到“碳中和”及实现到2030年风电、太阳能发电装机总容量达到12亿千万以上的目标，在“十四五”规划中，须为风电设定与“碳中和”国家战略相适应的发展空间，保证年均新增装机5000万千瓦以上。2021年第一季度，国家发改委、财务部等多个部门发声支持能源结构调整、增加对新能源项目的供给。

　　（3）新基建促进风电发展。新基建中人工智能、大数据中心、工业互联网、5G基站等的建设将大大提高需求侧对电力资源的需求，整体上有利于包括风电在内的新能源消纳。而从供给侧的角度来看，新基建的建设将有利于风电行业发展的数字化、智能化。新基建中的特高压输电通道的建设有利于解决我国电力地域分布不均衡的问题以及均衡各地风力发电的消纳能力。

　　从2021年第一个月的市场信息看，央企纷纷通过自身或者设立新能源基金的方式加码风电等新能源领域的投资。

　　三北地区作为中国风电规模化发展的根据地，陆上装机规模已趋于饱和，而中东部和南部风资源富集，且靠近用电负荷中心，可以就近消纳，加之，“十三五”风电规划提出优化风电建设布局，加快开发中东部和南方地区陆上风能资源，中东部和南部发展趋势良好，尤其是分散式风电。

　　2018年4月3日，国家能源局发布《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》（国发新能【2018】30号）,分散式风电发展迎来新的里程碑。此外，近几年低速风电技术取得突破性进展，并广泛应用于中东部和南部地区，为中东部和南部地区分散式风电开发创造了有利的发展条件。根据全国新能源消纳监测预警中心发布的数据，2020年前三季度中东部及南方地区风电装机占全国风电装机比重31.2%，同比提升1.7%。

　　2020年10月18日-20日北京国际风能大会上，国家能源局新能源司副司长任育之表示，十四五期间，我国将大力推动中东部和南方地区生态友好型分散式风电发展。预计分散式风电在“十四五”期间将取得大规模发展的机会。

　　2020年3月5日，国家能源局印发了《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），其中2020年风电项目建设方案中提到，鼓励各省（区、市）创新发展方式，积极推动分散式风电参与分布式发电市场化交易试点。随后四川省能源局、广东省能源局、山东省能源局、贵州省能源局等各地能源主管部门纷纷发文鼓励风电在内的新能源发电企业进入电力市场参与交易。

　　2020年10月27日， 四川省能源局发布《关于推进2020年丰水期风电光伏发电市场化交易的通知》，明确2020年丰水期（6-10月），除分布式风电、分布式光伏和光伏扶贫项目以外的风电、光伏上网电量，由国网四川省电力公司每月通过四川电力交易平台采取挂牌方式采购。

　　虽然当前新能源参与现货市场还面临诸多挑战，比如处理不稳定、消纳空间不确定、现货市场电价包含交叉补贴等非市场性因素等，但在能源转型和电力改革深化推进的大背景下，风电参与市场交易已然是不可逆转的趋势，其中新能源占比高、供大于求的部分省份市场化进度将继续加快。

　　2021年海上风电发展依然存在较大的压力。一方面，2021年将是海上风电项目享受补贴的最后一年，在平价期时代即将开始之时，海上风电面临较大的降本压力，距离平价上网目标还存在一定差距。另一方面，海上风电行业发展受限于勘察设计技术、机组技术、施工技术、输电技术、运营技术等方面的挑战，行业痛点明显。

　　虽然存在前述压力，但在碳中和的目标背景下，海上风电具有一定的发展优势。其一，因具有单体规模大、年利用小时数高的特点，海上风电的发展对降低碳排放具有显著作用，是实现我国碳中和目标的有效手段之一。其二，据伍德麦肯兹数据库统计，中国海上风电平均度电成本将在2020-2022年间实现与天然气发电成本持平。因此，海上风电的成本优势仍然将使开发商更倾向于投资海上风电。

　　因此，总体来看，在海上风电技术日趋成熟的背景下未来海上风电发展整体向好，预计在“十四五”时期，海上风电将成为风电发展建设的主力。

　　综合能源基地作为一种互补互济、多系统协调优化的能源供应和消费模式，已成为提升能源开发使用效率、提高可再生能源消纳比例的重要发展方向。随着特高压输电通道建设的提速对三北地区电力消纳能力的提升，国家对“风光水火”与“源网荷储”两个一体化的推行，以及新能源发电进入平价时代，在风光资源丰富的三北地区建设综合能源基地成为一种趋势。

　　相比以往单一能源的建设模式，综合能源基地可以充分利用风、光、水、火、储等不同能源的优势互补融合，达到1＋1＞2的效果，而且可以有效缓解风电的不稳定问题，调节峰谷稳定输出，进一步减轻并网后对电网安全性稳定性可能造成的负面影响，从而有利于风电规模化发展。