作为政策敏感性行业，电价政策的一举一动都关系到风电行业的未来走向。上周，国家发改委价格司组织召开2019年风电上网电价政策讨论会，风电开发企业、整机制造企业、相关机构代表等与会，就风电电价调整进行讨论。
据会议透露的消息，本次讨论结果为：2019年即将出台的I、II、III、IV类陆上风资源区指导性电价分别为0.34元/千瓦时、0.39元/千瓦时、0.43元/千瓦时、0.52元/千瓦时，相比2018年分别下降0.06元、0.06元、0.06元、0.05元。预计在2020年初，仍然将对I、II、III、IV类陆上风资源区出台指导性电价，分别下调0.05元/千瓦时。
此外，2019年海上风电电价也将有所调整。2014年6月，国家发改委明确了海上风电的标杆上网电价：近海风电项目标杆上网电价为0.85元/千瓦时，潮间带风电项目标杆上网电价为0.75元/千瓦时，这一电价截至目前仍未调整。在此次风电价格讨论中，建议海上风电电价下调0.05元。届时，近海风电项目、潮间带风电项目指导性上网电价将分别下降至0.8元/千瓦时和0.7元/千瓦时。
会议同时也对核准项目做了规定：2018年底前核准的风电项目，2020年底前要求并网。对于在2019-2020年底前核准项目的并网时间有不同建议，暂未明确，目前倾向于2020年并网方案。若此消息属实，则意味着目前国内存量高补贴风电项目必须两年内做完，风电或将迎来一波“抢装潮”。
不过，目前政策仍处于意见征求及讨论阶段，仍有变化可能，最终的结果还需等正式文件出台。
综合国家能源局近日发布的《关于2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知(征求意见稿)》、《2019年风电建设管理工作方案》和《2019年光伏发电建设管理工作方案》三份文件来看，风电产业政策方向已经明朗。
首先，规划先行。有序按照规划和消纳能力推动建设，如果某省份的累计装机超过2020年规划装机，风电建设要暂停；其次，设置配置上限。地方要进行竞争配置电价上限测算，要低于国家指导电价水平；最后，优化消纳能力分配。按照度电补贴最少的原则进行消纳能力的分配，主要针对一些消纳能力受限的省级跨省跨区的项目。
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陆上风电电价发展历程
1986-1993——
完全竞争上网阶段
本阶段为风电发展初期，设备靠国外援助，上网电价低，千瓦时不足0.3元。
1994-2003——
审批电价阶段
上网电价由各地价格主管部门批准，报国务院主管部门备案。风电电价差异较大，最低采用竞争电价，最高上网电价达每千瓦时1.2元。
2003-2006——
招标电价与审批电价并存阶段
特许招标权出现使得招标电价和审批电价并存。2003年，国家发改委组织了第一批风电特许权项目招标，将竞价机制引入风电场开发，以市场化方式确定风电上网电价；在此期间，不少地方仍采用电价审批制度。
2006-2009——
招标电价阶段
2006年1月《可再生能源法》实施，风电电价通过招标方式产生，电价标准根据招标电价的结果而定。
2009-2018——
标杆电价阶段
2009年以后，风电价格开始分资源区执行标杆上网电价，且明确上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担，超出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。
2018年518政策后——
竞价阶段
风电电价进入新的阶段，由标杆电价阶段向竞争配置阶段转变，这也意味着各个项目的电价将由申报的竞争性电价决定，不再是统一的电价。
