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5月24日，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格[2019]882号）（下称《通知》），明确了2019-2020年陆上风电和海上风电新核准项目的电价政策，以及之前核准项目所适用的电价。
发改委的电价新政一出台，业内人士纷纷表态，为了最后的补贴，风电有望迎来抢装潮。多家证券公司认为，风电上网电价政策出台，指导电价符合预期，规定并网日期会迎来抢装，2019装机规模将有大幅提升。
然而上月，国家能源局公布的2019年上半年风电并网运行情况显示，上半年全国新增风电装机容量仅为909万千瓦，其中海上风电40万千瓦。中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示，2019年风电产业全面平稳发展，预计全年风电新增装机规模与上一年基本持平。
当所有人都以为发改委的电价新政将会引发抢装狂潮时，殊不知，这则通知才是阻碍装机规模大幅上涨的“罪魁祸首”。
曾预计装机30GW
2019年初，前五大发电集团之首华能集团旗下华能国际发布公告显示，公司2019年要投资239.54亿元做风电，而2018年的风电资本支出仅仅为70.37亿元，同比增长2.4倍。
除了华能集团外，国家电投、大唐集团、华电集团等开发商也计划2019年在风电板块大规模投入。
当时，众多开发商选择在风电板块发力与整个行业向好发展是分不开的。首先，行业弃风情况大幅改善。2018年全国风电平均弃风率为7%，其中2018年三季度和四季度，弃风率已分别降至5.03%和5.29%。同时全国主要限电大省弃风率均出现大幅改善，推动了红色预警区域的解除。
其次是整机价格进一步下降和技术提升。2018年国内风机价格整体大幅下滑，最低下降到了3000元/千瓦，与此同时，整机厂商技术进步较为明显，智能风机和智能风场等大幅提升了风机发电小时数。
限电改善以及技术进步，给风电开发商带来较高的风电运营收益率。有券商测算过，以三类资源区为例，在风电利用小时数为2000小时，标杆上网电价为0.54元/千瓦时情况下，风电运营收益率甚至高达20%左右。如此高的收益率产品，市场上难觅其二。
按照当时市场上几家券商的普遍预测，在多重利好因素刺激下，2019年全国风电新增装机可能达到30GW左右，相比于2018年20.5GW装机，增速将超过46%，而这一增速将创2010年以来新高。
施工并网难
然而，5月24日的电价新政给正要超速发展风电行业泼了一瓢冷水。
陆上风电平价上网的时间表一出，为了最后的补贴，风电行业确实带来了一波抢装潮。这带来的直接影响就是设备厂商供应不足，轴承、叶片生产厂家无法完成订单量，从而带动风机价格从3000元/千瓦快速增长到3500元/千瓦以上，而且有价无货，这直接影响了开发商的施工进度和开工积极性。
为获取高补贴电价，我国海上风电行业也处于热火朝天的抢装中。按照政策规定，2018年底前大量核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，才能执行每千瓦时0.85元的高上网电价。
然而，我国海上风电施工船只存量严重不足。据悉，目前全国海上风电开工规模已达7.5GW，需要40艘基础施工船和50艘专业风机安装船来支撑，但当前国内已投入使用的专业海上风电安装平台仅有不到30艘。
同时，海上基础施工难度大，如广东海上领域因地质条件复杂，目前的施工技术很难使项目顺利进行。秦海岩认为2018年底沿海各省核准项目太多，依据当前施工进度，大部分海上风电项目很难在2021年底前完成装机并网，甚至连2019年0.8元/千瓦时，2020年0.75元/千瓦时的指导电价都难以得到。
若项目不能在时限内完成装机并网，开发商就没有动力继续抢装，毕竟走竞价项目，也可以拿到一个不错的电价。这些因素导致由去年底核准潮引发的建设热潮很快在现实中碰壁，蓄势待发的中国海上风电产业不得不踩住刹车，缓步慢跑。
除了施工进度外，并网也是一个大难题。根据能见的广泛了解，今年电网方面能够接纳的新增风电装机并网的能力，在2018年基础上或有些许增长，但是很难承受较大的增幅。
以西北电网为例，目前西北电网总装机为25244万千瓦，新能源装机为8951万千瓦，而最大用电负荷为8827万千瓦，新能源装机已经超过最大用电负荷，整个西北电网呈现供大于求，外送通道受阻的状态，弃风弃光现象严重，2018年新能源弃电量达215.51亿千瓦时，占全国64.9%，新增风电并网难度大增。
海上风电也遭遇了并网难的问题，如江苏盐城用电负荷较小，外送通道尚未打通，并网较早大丰海上风电基地已经完全满足用电需求，这让后续射阳海上风电基地难以并网。
Wood Mackenzie（伍德麦肯兹）电力与可再生能源事业部近期发布最新报告预测，预计未来十年（2019-2028年）中国风电市场新增并网装机252GW，2019和2020年分别装机并网21GW和28GW，均低于年初预计的30GW。
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