2020年1月，財政部、發(fā)展改革委和能源局發(fā)布《關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》（財建〔2020〕4號）；10月份，三部委進一步明確風電、光伏等非水可再生能源發(fā)電補貼等事項，發(fā)布了關于《關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》有關事項的補充通知。
并確定各類項目全生命周期合理利用小時數如下：風電一類、二類、三類、四類資源區(qū)項目全生命周期合理利用小時數分別為48000小時、44000小時、40000小時和36000小時。海上風電全生命周期合理利用小時數為52000小時。
相當于陸上風電一類、二類、三類、四類資源區(qū)項目年平均小時數2400h、2200h、1800h，海上年平均小時數2600h。
首先來看一下風電的資源分區(qū)。
一、節(jié)能風電
我們按照節(jié)能風電的2019年的運營數據來做一個簡單的計算，來對比下新政策推出之后和之前的電量收入。
之所以采用節(jié)能風電來作為例子計算，主要是因為節(jié)能風電的風電場運營信息披露比較全面而且專業(yè)。
上面是節(jié)能風電2019年的運行及售電數據，我們來挑選幾個區(qū)域按這一年的數據來進行簡單計算對比。
（1）節(jié)能風電蒙東地區(qū)項目
蒙東是二類資源區(qū)，節(jié)能風電有一座運營風電場，通遼奈曼旗東盈永興風電場49.5MW風電項目，2015年建成并網，當時風電上網電價是0.54元/kWh，2019年可利用小時數為2342h，但是計算得出2019年售電小時數為2202h，按售電小時數進行后續(xù)計算。
若按照新政策，2200h部分有電價補貼，那么這2200h部分的售電收入為5880.6萬元。剩下2h部分可以進行電量交易，按照《2019年蒙東地區(qū)電力用戶與新能源企業(yè)年度雙邊直接交易公告》中的市場化交易最低保護價格為蒙東火電標桿上網電價的40%，就是0.1213元/kWh，交易電價一般都非常低，我們就按這個0.1213元/kWh，那么2h部分售電收入1.2萬元，總體這一年售電收入5881.8萬元。
而沒有新政策的2019年售電收入為5252.2萬元（2019年實際售電收入也是由補貼部分+電量交易部分，但比例與新政策不同），所以在節(jié)能風電蒙東這個項目上，初步計算得出新政策會增加部分售電收入。
（2）節(jié)能風電蒙西地區(qū)項目
蒙西是一類資源區(qū)，2019年節(jié)能風電有三座運營風電場，裝機容量為14.85萬千瓦。其中內蒙古烏蘭察布市興和風電場 4.95 萬千瓦工程上網電價為0.51元/kWh，察右后旗紅木腦包風電場一期 4.95 萬千瓦項目上網電價為0.51元/kWh，豐鎮(zhèn)鄧家梁 4.95 萬千瓦供需聯動風電供熱示范項目上網電價為0.49元/kWh。計算得出區(qū)域2019年售電小時數為2763h。
若按照新政策，2400h部分有電價補貼，那么三個風電場的這一部分的售電收入為17938.8萬元，剩余363h進行電量交易，業(yè)內的人應該都聽說過一些消息，這一地區(qū)的風電交易電價非常之低，初步計算交易電量的售電收入約269.5萬元，總體這一年售電收入18208.3萬元。
沒有新政策的2019年售電收入為17000.3萬元，在節(jié)能風電蒙西這3個項目上，初步計算得出新政策會增加部分售電收入。
（3）節(jié)能風電四川項目
四川是四類資源區(qū)，2019年節(jié)能風電有一座運營風電場，為四川廣元劍閣天臺山 風電場項目，裝機容量為10.12萬千瓦，但當時項目核準為10 萬千瓦，所以按照政策電價補貼計算按照10萬千瓦容量計算，上網電價為0.61元/kWh。計算得出2019年售電小時數為1995h。
若按照新政策，1800h部分有電價補貼，那么風電場的這一部分的售電收入為10980萬元，剩余195h進行電量交易，四川《關于推進2018年豐水期風電光伏發(fā)電市場化交易通知》中當年風電電量交易按照0.21元/kWh，所以初步計算交易電量的售電收入約409.5萬元，總體這一年售電收入11389.5萬元。
沒有新政策的2019年售電收入為10458.7萬元，在節(jié)能風電四川這個項目上，初步計算得出新政策會增加部分售電收入。
（4）節(jié)能風電湖北項目
湖北是四類資源區(qū)，2019年底節(jié)能風電有一座運營風電場，五峰北風埡風電場工程項目投產4.4萬千瓦，上網電價為0.61元/kWh，我們按照這投產的4.4萬千瓦計算2019年售電小時數為1951h。
若按照新政策，1800h部分有電價補貼，那么4.4萬千瓦風電場的這一部分的售電收入為4831.2萬元，剩余151h進行電量交易，未查到湖北風電交易電價，今天看到一則《湖北達成首場脫貧攻堅電力市場化交易，電價降幅達3.61分/千瓦時》的文章，我們這部分暫按湖北原燃煤標桿電價0.4161-0.0361=0.38元/kWh，所以初步計算交易電量的售電收入約252.5萬元，總體這一年售電收入5083.7萬元。
沒有新政策的2019年售電收入為5236.2萬元，可以看到2019節(jié)能風電湖北的風電場沒有進行電量交易，所有電量都得到補貼電價，所以在節(jié)能風電湖北這個項目上，初步計算得出新政策會降低部分售電收入。
（5）節(jié)能風電青海
可以看到節(jié)能風電2019年青海風電場小時數并沒有超過1800h，而且售電電價明顯低于有補貼電價，所以新政策很明顯會增加部分售電收入。
從節(jié)能風電幾個區(qū)域的風電場計算來看。
a、售電小時數略高于政策規(guī)定合理小時數的節(jié)能風電蒙東和四川風電場，售電小時數高出政策規(guī)定的合理小時數的節(jié)能風電蒙西風電場，均屬于項目原運行狀態(tài)為有補貼電價電量偏少，而非常多的電量進行了低價電力交易，所以新政策會增加部分售電收入。
b、售電小時數略高于政策規(guī)定合理小時數的節(jié)能風電湖北風電場，原運行狀態(tài)全部電量為有補貼電價，所以新政策會減少部分售電收入。
c、節(jié)能風電青海風電場售電小時數低于政策規(guī)定合理小時數，而且原運行狀態(tài)有相當部分電量進行低價交易，所以新政策會增加部分售電收入。
二、福能股份
計算了節(jié)能風電之后發(fā)現還是局限性太大，不光是地區(qū)，還有風電場的上網小時數高低不同導致對比計算的局限性。
所以再找個福能股份來分析下，福能股份2019 年公司風電平均利用小時數達 2739h，風電項目均在福建省，陸上風電售電量207953.7萬千瓦時，電價可以明顯看出全部是四類區(qū)的0.61元/kWh。
福能股份的風電項目小時數非常高，再者福建省風電消納情況很好。若按照新政策，只有1800h部分有電價補貼，剩余的約900h進行電力交易，那么新政策會大幅減少售電收入。
三、云南能投
云南能投2019年底共運營7個風電場，裝機總容量370MW。2019年四家風電公司合計平均年利用小時數為3062小時，其中大海梁子風電項目、大中山風電項目在2019年報期內年利用小時數分別為3790小時、3965小時。
云南能投2019四家風電公司售電量108212.9萬千瓦時，實現營業(yè)收入46,136.31萬元，計算售電均價0.4263元/kWh，云南省是二類資源區(qū)，若按照新政策，只有2200h部分有電價補貼，初步分析云南能投風電業(yè)務受新政策會大幅減少售電收入。
看來對于消納好、風資源好并且原本享受補貼的小時數占比高、交易電量少的優(yōu)秀項目，新政策是會降低其收益的。
四、海上風電
采用去年國內首個競價海上風電——上海奉賢海上風電項目來計算下。
最后是上海電力和上海綠能聯合體中標，申報電價0.7388元/kWh，利用小時數為3085h，計算一年的售電收入45584.0萬元。
若按照新政策，只有2600h部分有電價補貼，售電收入為38417.6萬元，剩余485h進行電量交易，如果按照上海燃煤標桿電價下浮15%作為交易電價，那么初步計算交易電量的售電收入約1057萬元，總體這一年售電收入39474.6萬元，降低13.4%。所以新政策會大幅減少其售電收入。
算完發(fā)現，這項政策對運營風場的好處和壞處不能一概而論，需要具體情況具體分析，和資源等級劃分、項目本身的發(fā)電能力、區(qū)域消納、區(qū)域電力交易占比、交易電價等等情況都有關系。
另外，拋開售電量收益的高低先不說，政策確實對電價補貼規(guī)范了許多，希望不要向之前拖欠補貼那么久，如果以后能按時結算補貼，那么也是能解決很多企業(yè)的大問題的，也是個好政策。
今天就寫到這里了，又要累吐血，文章很長，謝謝讀完的朋友。大家記得點贊、點擊在看。
我個人的計算推測還是非常有局限性的，數據的取值、補貼情況計算，最關鍵的是不同區(qū)域不同風場發(fā)電小時數高低都有差距，對計算結果影響很大。
隨著時間的推移，他對行業(yè)和企業(yè)的影響會越來越清晰，相信風電行業(yè)未來會越來越好。
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