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2020年1月，财政部、发展改革委和能源局发布《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）；10月份，三部委进一步明确风电、光伏等非水可再生能源发电补贴等事项，发布了关于《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。
并确定各类项目全生命周期合理利用小时数如下：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。
相当于陆上风电一类、二类、三类、四类资源区项目年平均小时数2400h、2200h、1800h，海上年平均小时数2600h。
首先来看一下风电的资源分区。
一、节能风电
我们按照节能风电的2019年的运营数据来做一个简单的计算，来对比下新政策推出之后和之前的电量收入。
之所以采用节能风电来作为例子计算，主要是因为节能风电的风电场运营信息披露比较全面而且专业。
上面是节能风电2019年的运行及售电数据，我们来挑选几个区域按这一年的数据来进行简单计算对比。
（1）节能风电蒙东地区项目
蒙东是二类资源区，节能风电有一座运营风电场，通辽奈曼旗东盈永兴风电场49.5MW风电项目，2015年建成并网，当时风电上网电价是0.54元/kWh，2019年可利用小时数为2342h，但是计算得出2019年售电小时数为2202h，按售电小时数进行后续计算。
若按照新政策，2200h部分有电价补贴，那么这2200h部分的售电收入为5880.6万元。剩下2h部分可以进行电量交易，按照《2019年蒙东地区电力用户与新能源企业年度双边直接交易公告》中的市场化交易最低保护价格为蒙东火电标杆上网电价的40%，就是0.1213元/kWh，交易电价一般都非常低，我们就按这个0.1213元/kWh，那么2h部分售电收入1.2万元，总体这一年售电收入5881.8万元。
而没有新政策的2019年售电收入为5252.2万元（2019年实际售电收入也是由补贴部分+电量交易部分，但比例与新政策不同），所以在节能风电蒙东这个项目上，初步计算得出新政策会增加部分售电收入。
（2）节能风电蒙西地区项目
蒙西是一类资源区，2019年节能风电有三座运营风电场，装机容量为14.85万千瓦。其中内蒙古乌兰察布市兴和风电场 4.95 万千瓦工程上网电价为0.51元/kWh，察右后旗红木脑包风电场一期 4.95 万千瓦项目上网电价为0.51元/kWh，丰镇邓家梁 4.95 万千瓦供需联动风电供热示范项目上网电价为0.49元/kWh。计算得出区域2019年售电小时数为2763h。
若按照新政策，2400h部分有电价补贴，那么三个风电场的这一部分的售电收入为17938.8万元，剩余363h进行电量交易，业内的人应该都听说过一些消息，这一地区的风电交易电价非常之低，初步计算交易电量的售电收入约269.5万元，总体这一年售电收入18208.3万元。
没有新政策的2019年售电收入为17000.3万元，在节能风电蒙西这3个项目上，初步计算得出新政策会增加部分售电收入。
（3）节能风电四川项目
四川是四类资源区，2019年节能风电有一座运营风电场，为四川广元剑阁天台山 风电场项目，装机容量为10.12万千瓦，但当时项目核准为10 万千瓦，所以按照政策电价补贴计算按照10万千瓦容量计算，上网电价为0.61元/kWh。计算得出2019年售电小时数为1995h。
若按照新政策，1800h部分有电价补贴，那么风电场的这一部分的售电收入为10980万元，剩余195h进行电量交易，四川《关于推进2018年丰水期风电光伏发电市场化交易通知》中当年风电电量交易按照0.21元/kWh，所以初步计算交易电量的售电收入约409.5万元，总体这一年售电收入11389.5万元。
没有新政策的2019年售电收入为10458.7万元，在节能风电四川这个项目上，初步计算得出新政策会增加部分售电收入。
（4）节能风电湖北项目
湖北是四类资源区，2019年底节能风电有一座运营风电场，五峰北风垭风电场工程项目投产4.4万千瓦，上网电价为0.61元/kWh，我们按照这投产的4.4万千瓦计算2019年售电小时数为1951h。
若按照新政策，1800h部分有电价补贴，那么4.4万千瓦风电场的这一部分的售电收入为4831.2万元，剩余151h进行电量交易，未查到湖北风电交易电价，今天看到一则《湖北达成首场脱贫攻坚电力市场化交易，电价降幅达3.61分/千瓦时》的文章，我们这部分暂按湖北原燃煤标杆电价0.4161-0.0361=0.38元/kWh，所以初步计算交易电量的售电收入约252.5万元，总体这一年售电收入5083.7万元。
没有新政策的2019年售电收入为5236.2万元，可以看到2019节能风电湖北的风电场没有进行电量交易，所有电量都得到补贴电价，所以在节能风电湖北这个项目上，初步计算得出新政策会降低部分售电收入。
（5）节能风电青海
可以看到节能风电2019年青海风电场小时数并没有超过1800h，而且售电电价明显低于有补贴电价，所以新政策很明显会增加部分售电收入。
从节能风电几个区域的风电场计算来看。
a、售电小时数略高于政策规定合理小时数的节能风电蒙东和四川风电场，售电小时数高出政策规定的合理小时数的节能风电蒙西风电场，均属于项目原运行状态为有补贴电价电量偏少，而非常多的电量进行了低价电力交易，所以新政策会增加部分售电收入。
b、售电小时数略高于政策规定合理小时数的节能风电湖北风电场，原运行状态全部电量为有补贴电价，所以新政策会减少部分售电收入。
c、节能风电青海风电场售电小时数低于政策规定合理小时数，而且原运行状态有相当部分电量进行低价交易，所以新政策会增加部分售电收入。
二、福能股份
计算了节能风电之后发现还是局限性太大，不光是地区，还有风电场的上网小时数高低不同导致对比计算的局限性。
所以再找个福能股份来分析下，福能股份2019 年公司风电平均利用小时数达 2739h，风电项目均在福建省，陆上风电售电量207953.7万千瓦时，电价可以明显看出全部是四类区的0.61元/kWh。
福能股份的风电项目小时数非常高，再者福建省风电消纳情况很好。若按照新政策，只有1800h部分有电价补贴，剩余的约900h进行电力交易，那么新政策会大幅减少售电收入。
三、云南能投
云南能投2019年底共运营7个风电场，装机总容量370MW。2019年四家风电公司合计平均年利用小时数为3062小时，其中大海梁子风电项目、大中山风电项目在2019年报期内年利用小时数分别为3790小时、3965小时。
云南能投2019四家风电公司售电量108212.9万千瓦时，实现营业收入46,136.31万元，计算售电均价0.4263元/kWh，云南省是二类资源区，若按照新政策，只有2200h部分有电价补贴，初步分析云南能投风电业务受新政策会大幅减少售电收入。
看来对于消纳好、风资源好并且原本享受补贴的小时数占比高、交易电量少的优秀项目，新政策是会降低其收益的。
四、海上风电
采用去年国内首个竞价海上风电——上海奉贤海上风电项目来计算下。
最后是上海电力和上海绿能联合体中标，申报电价0.7388元/kWh，利用小时数为3085h，计算一年的售电收入45584.0万元。
若按照新政策，只有2600h部分有电价补贴，售电收入为38417.6万元，剩余485h进行电量交易，如果按照上海燃煤标杆电价下浮15%作为交易电价，那么初步计算交易电量的售电收入约1057万元，总体这一年售电收入39474.6万元，降低13.4%。所以新政策会大幅减少其售电收入。
算完发现，这项政策对运营风场的好处和坏处不能一概而论，需要具体情况具体分析，和资源等级划分、项目本身的发电能力、区域消纳、区域电力交易占比、交易电价等等情况都有关系。
另外，抛开售电量收益的高低先不说，政策确实对电价补贴规范了许多，希望不要向之前拖欠补贴那么久，如果以后能按时结算补贴，那么也是能解决很多企业的大问题的，也是个好政策。
今天就写到这里了，又要累吐血，文章很长，谢谢读完的朋友。大家记得点赞、点击在看。
我个人的计算推测还是非常有局限性的，数据的取值、补贴情况计算，最关键的是不同区域不同风场发电小时数高低都有差距，对计算结果影响很大。
随着时间的推移，他对行业和企业的影响会越来越清晰，相信风电行业未来会越来越好。
