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。