风电项目开发建设验收流程指引

风电项目开发、建设、验收流程指引

2015-10-31

版本日期修改记录编制审批

01 2015-10-31 新文件马清鹏熊葳

目录

第一章风电项目开发基础知识 (3)

1.1风力发电概述 (3)

1.2现行上网电价政策 (3)

1.3财税政策 (4)

1.4项目投资收益和经济性评价 (5)

1.5行政审批权限 (5)

第二章风电项目前期开发工作 (6)

2.1风电项目前期工作开发流程 (6)

2.2前期各阶段工作说明 (7)

2.3项目开发过程中需特别注意的问题： (10)

第三章建设阶段工作流程和注意事项 (11)

3.1建设阶段总流程 (11)

3.2各阶段工作说明 (11)

3.3风电项目实施过程中存在的问题和建议 (15)

附件一：《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》 (17)

附件二：《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》 (20)

附件三：《工程前期工作管理暂行办法》 (21)

附件四：《风电场场址选择技术规定》 (24)

第一章风电项目开发基础知识

1.1风力发电概述

风力发电原理是风轮在气流作用下旋转，将风能转换为机械能，机械能经传动链传递至发电机，发电机将机械能转变为电能。所以，风机发出电能的大小既取决于风能的大小，又取决于齿轮箱及其传动机构、发电机等设备的效率和特性。风力发电属于国内新兴的热门行业，符合低碳清洁发展理念。由于风力发电有着环保、低运行成本等特点，为加快风电的规模化发展，国家会给予一定的补贴支持。

1.2现行上网电价政策

我国风电上网电价的价格形成机制，经历了六个不同的历史阶段。2009年国家发改委确定分区域四类上网标杆电价（详见附件一）。2014年12月31日，国家发展和改革委员会发布《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(附件一)，决定陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策，同时，将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元;第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。见表1.

资源区标杆

各类资源区所包括的地区

上网电价

（元/kwh）

Ⅰ类资源区0.49 内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、

兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区；

新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁

哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、

克拉玛依市、石河子市

Ⅱ类资源区0.52 河北省张家口市、承德市；内蒙

古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、

呼伦贝尔市；甘肃省张掖市、嘉峪关

市、酒泉市

Ⅲ类资源区0.56 吉林省白城市、松原市；黑龙江

省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥

化市、伊春市，大兴安岭地区；甘肃

省除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外

其他地区；新疆维吾尔自治区除乌鲁

木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉

回族自治州、克拉玛依市、石河子市

以外其他地区；宁夏回族自治区Ⅳ类资源区0.61 除Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区以外

的其他地区

表1：2014年调整后的全国风力发电标杆上网电价表

注：新的风电标杆电价适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。

国家发改委于2015年10月30日下发《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，（讨论稿），风电标杆电价将继续往下调整，新电价将于2016年1月1日起执行。《讨论稿》提出光伏发电标杆上网电价具体调整为：

一类资源区价格从现行的0.9元/千瓦时，逐年下调为0.85元/千瓦时、0.82元/千瓦时、0.79元/千瓦时、0.76元/千瓦时和0.72元/千瓦时。二类资源区价格从现行的0.95元/千瓦时，逐年下调为0.92元/千瓦时、0.89元/千瓦时、0.86元/千瓦时、0.83元/千瓦时和0.8元/千瓦时。三类资源区从现价1元/千瓦时，逐年下调为0.98元/千瓦时、0.96元/千瓦时、0.94元/千瓦时、0.92元/千瓦时到0.9元/千瓦时。

1.3财税政策

对利用风力生产的电力实现的增值税实行即征即退50%的政策。

——国家税务总局财税【2008】156 号文《关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》，自2009年1月1日起，在维持现行增值税税率不变的前提下，允许企业逐年抵扣其新购进设备所含的进项税额。

风电企业享受所得税三免三减半的优惠(自项目取得生产经营收入的第一个纳税年度起，前三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税)。

——财政部、国家税务总局和国家发展改革委联合发布《关于公布公共基础设施项目企业所得税优惠目录(2008年版)的通知》（财税[2008]116号）

1.4项目投资收益和经济性评价

经济评价是从项目或企业角度出发，在国家现行财税制度和价格体系的基础上，对项目进行经济效益分析，以判断项目在经济上的可行性。风电项目投资收益由项目建设成本和项目收益两个因素决定。风电项目由于费用效益计算比较简单，如按照风电项目满发小时数最低1700小时计算，则单位千瓦静态投资应控制在7500元/kW以内，才能保障8%的全部投资内部收益率。当满发小时数达到2000小时，单位千瓦静态投资不超过9000元/kW即能保障全部投资内部收益率不低于8%。

图1：不同满发小时数和投资水平下的全部投资内部收益率图

1.5行政审批权限

2013年5月15日，《国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》正式发布。根据该决定，企业投资风电站项目核准由原来的国家发展改革委下放至地方政府投资主管部门；风电审批权下放后，目前各省风电项目的审批方式大致分为三种：一是风电项目统一由省发改委核准，如福建、河北；二是审批权层层下放，由省里下放至市县，如内蒙、山西；三是根据自身情况制定新政策，如广东。虽然核准权限已经下放，但是国家能源局制定年度风电核准计划，只有列入计划的项目才能获得可再生能源补贴，申报核准计划仍然由省发改委统一汇总。所以项目核准名单中的排名一定要靠前，提前预判国家能源局年度核准计划容量。

第二章风电项目前期开发工作介绍

2.1风电项目前期工作开发流程

国家发改委于2005年5月发布了《风电场工程前期工作管理暂行办法》（见附件三），对风电项目前期工作的工作内容、管理要求、工作经费等进行了明确的规定，对风电项目前期工作予以指导和规范。该管理办法是风电项目前期工作的技术总则。

前期工作流程如下：

风电场宏观选址：通过对若干场址的风能资源、电网接入和其它建设条件的分析和比较，确定风电场的建设地点、开发价值、开发策略和开发步骤的过程。

获得开发权：指和地方政府签订风电项目开发协议。

现场查勘：考察交通条件、地形地貌、参证气象站、接入站、测风塔等。

风能资源分析：风能资源分析主要是通过对风电场测风塔测风数据的统计分析及代表年订正，掌握风电场的风能资源情况，确定风电场可开发规模并且为机组选型及布置提供依据。

项目规划：风电场开发与建设要整体规划，近、中、远期相结合，科学分期，分步实施，避免重复投资和不合理投资，提高项目整体的投资效益。

项目预可行性研究：初拟项目任务和规模，初步选定场址，初拟设计方案和开展经济评估。

取得路条：获得省发改委同意开展前期工作的批复。

可行性研究：风电项目的可行性研究工作是预可研报告的展开，并且各章节内容比预可研报告内容更深入，是项目决策和核准的依据，其质量关系着项目的效益甚至存亡。

获得核准支持性文件：递交建设申请，获得政府各主管部门的批复文件。

项目核准：取得省发改委对项目的核准批复。

2.2前期各阶段工作说明

2.2.1风电场宏观选址

风电场宏观选址主要指导文件：《风电场场址选择技术规定》（见附件四）。风电场宏观选址的基本原则如下：

风能资源丰富、风能质量好。

选择的风场，一定要纳入省（自治区）的风力发电发展规划中，没有规划的要争取列入规划，符合国家产业政策。

满足当地电网并网要求。

具备交通运输和施工安装条件。

拟选场址应避免洪水、潮水、地震、火灾和其它地质灾害（山体滑坡）、气象灾害（台风）等对工程造成破坏性的影响。

满足环境保护和其他建场条件的要求。

首先要避开自然保护区，自然林保护区，水源保护区等。

规划装机规模满足经济性开发要求，项目满足投资回报要求，一般要求风电场资本金回报率不低于8%，集团公司一般要求不低于12%。

2.2.2获得开发权

宏观选址完成后，开发方应到区域所属市（县、区）的发改局（有的地方由招商局、经贸局、科工贸与信息化产业局等负责招商引资工作），向主管领导表达在该区域投资开发风电项目的意愿，尽快争取风电项目的开发权，签订风电项目开发协议。政府作为协议签约方的甲方，根据风电场开发范围，可以是市（县、区、镇）级人民政府。

2.2.3风资源的测量和评价

风电场前期测风投入虽少，但对项目机组选型、微观选址、发电量影响大，是风电开发最重要的前期工作之一。因此，应严格按照《风电场风能资源测量方法》GB/T18709-2002、《风电场风能资源评估方法》GB/T18710-2002、《风电场风能资源测量和评估技术规定》三个指导文件的具体要求，在测风阶段给予足够的投入，安装足够数量的测风塔，并安装满足要求的传感器，测风时间长度满足国家标准要求。

2.2.4项目规划

经过至少1年的测量，且有效数据完整率达到90％以上，即可进入风电场工程规划阶段。依据《风电场工程规划报告编制办法》，风电场工程规划主要研究内容包括：风电场选址、建设条件、规划装机容量、接入系统初

步方案、环境影响初步评价、开发顺序以及下一步工作安排等。为了提高规划的可实施性，应考虑对综合建场条件落实工作的提前。

2.2.5风电项目的预可行性研究

在风电场工程规划基础上，对具备条件的风电场，进行风电场预可行性研究。风电场预可可行研究的指导文件主要是《风电场工程预可行性研究报告编制办法》（发改能源[2003]1403号）。风电场预可行性研究报告编制完成后，业主应积极组织评审。设计评审一般应分为设计内评审和设计外评审。设计内评审由业主组织并主导，邀请资深风电专家结合业主工程技术人员就预可行性研究报告的编制深度、完整性进行检查，特别要检查是否有可能的方案未参与技术经济必选。就造价指标(如单位电度造价、单位装机造价等)、财务指标(资产投资回报率、投资回收年限等)，项目风险评价进行内部评审。如内部评审通过后，再邀请发改、规划、电网、国土、环保等地方政府行政主管部门对预可行性研究报告进行合规性检查并提出意见和建议。

2.2.6取得省发改委同意开展风电项目前期工作的批复

风电场预可行性研究报告经过评审并获得评审意见后，业主应立即督促当地发改部门向省级发改部门要求出具“同意项目开展前期工作”的文件。在申请路条过程中，不宜以业主名义直接向省级发改委提出申请，而要按照项目开发协议调动地方政府招商引资的积极性由地方政府申请，业主在幕后积极沟通协调。路条是业主开展风电场可行性研究的基本条件和前提，路条也是取得各级政府和电网支持的重要文件，也是办理电网接入、环评、用地、规划、水保等前期工作和获取项目核准所需的支持性文件的重要保证。对于业主来说，项目获得“路条”才能证明省级政府实质上把其列入相应的经济发展规划、能源规划、电网等规划中去，这对业主防范和化解项目风险大有好处。一般来说，申请“路条”需要以下文件：1、市级发改部门向省级投资主管部门递交的《请求省级投资主管部门出具同意开展前期工作的文件的请示》;2、预可行性研究报告;3、预可行性研究报告评审意见;4、预可行性阶段应取得的协议或承诺文件。

2.2.7风电项目的可行性研究

风电项目的可行性研究工作是项目决策的依据，其质量紧密关系着项目的效益甚至存亡。风电场可行性研究报告最重要的三个参数是风电场年等效上网小时数，风电场单位千瓦造价，资本金财务内部收益率。可行性研究阶段还要同时委托设计单位进行地质勘察报告的编制。

应按照《风电场工程可行性研究报告编制办法》中的要求，收集资料并提供给委托的设计单位，同时配合并督促设计人员进行可行性研究报告的

编制和地质勘查工作。

风电场的可行性研究报告初稿编制完成后要根据经过评审的各专题报告（水保、环保等）的意见进行修改后，才能符合上报省发改委核准的条件。风电场的地质勘查工作将为风电机组基础的设计和机组的选型提供依据，同时地质勘察报告是编制地质灾害报告需要的资料。

2.2.8取得项目核准必要的支持性文件

城市规划行政主管部门出具的规划选址意见;

省国土资源行政主管部门出具的用地预审意见;

省、市级国土资源管理部门出具不存在压覆矿的文件证明或者由具有矿产评估资质的单位（级别要高，保证获得省国土资源厅的批准）

编制的风场压覆矿评价文件；

省环境保护行政主管部门出具的环境影响评价报告书审查意见，风场要避开自然保护区的核心区和缓冲区，经过批准可以占用试验区；

如涉用林地，项目申请报告要附有省林业局的文件；

项目申请报告要附有当地武装部门出具无军事设施的批复文件；

文物。风机位、道路、集电线路等风电场内设施，要按照当地文物管理部门要求避开的距离予以避让。项目申请报告要附有当地文物管

理部门出具批复文件；

水土保持。应委托具有资质的单位依据可行性研究报告编制水土保持设计文件。项目申请报告要附有省水利厅的审批文件；

地质灾害。应委托具有资质的单位依据可行性研究报告编制地质灾害评价报告。项目申请报告要附有省国土资源厅的审批文件；

地震安全性评价。风场位于地震烈度6度以上的，应委托具有资质的单位依据可行性研究报告编制地震安全性评价报告。项目申请报

告要附有省地震局的审批文件；

接入系统设计及审查文件。项目所在地电网公司同意拟建风电场并网的承诺和接入系统设计文件，以及项目所在地省电网公司的审批

文件，是项目可行的一个必要条件；

金融机构贷款承诺。项目申请报告要附有本项目商业银行贷款承诺的文件；

2.2.9取得省发改委对风电项目的核准

将项目核准需要的申报材料通过市（县）发改局逐级上报省发改委主管部门（省发改委新能源产业处），申请对项目的核准。省发改委主管部门一般在受理一个月内后，对项目予以核准。

2.3项目开发过程中需特别注意的问题：

（1）电网成为阻碍项目开发的难点。第一风电场项目大多在山区，这些地区往往是电网薄弱地区，电网接入难度很大；第二，当前风电行业发展迅速，电网建设速度已无法满足风电行业的发展，第三，风电场建成后无法就地消纳，送出问题严峻，造成弃风限电问题。目前三北地区弃风限电比较严重，尤其以河北省张家口、吉林省、内蒙古自治区锡林郭勒盟、呼伦贝尔市和兴安盟等地最为严重。国家在第五批核准计划通知中已指出新疆，吉林，辽宁等省（区）弃风限电增加比例较快，暂不安排新建项目。

建议：一是设专人密切跟踪电网动向，充分取得电网公司支持，目的是多抢占有限的电网资源来满足项目开发的需要，二是根据电网现状合理安排项目开发进度，避免因电网接入原因造成投资资金过早投入，造成财务费过高。

（2）土地成为影响项目的主要因素。

按照《风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法》的规定，在符合土地利用总体规划的前提下，风电将优先使用荒山、荒滩、荒漠等难以利用以及不适宜农业、生态、工业开发的土地，尽量不占用或少占用耕地。

风电项目土地使用权获得程序为：预审—申请（转征）—供地—登记。

风电场工程建设用地预审工作由省级国土资源管理部门负责。建设用地单位在申请核准前要取得用地预审批准文件。没有预审意见或预审未通过的，不得核准建设项目。风电项目核准后，项目建设单位应依法申请使用土地，涉及农用地和集体土地的，应依法办理农用地转用和土地征收手续，经国务院或省级人民政府批准后取得工程建设用地的批复。用地批复后由当地人民政府依法履行征地批后实施程序，及时足额支付征地补偿费用，安排被征地农民的社会保障和安置措施。然后按照国家产业政策和供地政策依法以有偿出让或划拨的方式供地。最后建设单位申请办理土地登记，取得国有土地使用权。

风电项目用地手续办理各阶段最主要的问题是土地利用总体规划、用地规模和土地利用年度计划指标问题。

建议：由于已有风电项目因土地指标审批不下来造成风电项目无法按时核准的事实，所以一是在当地政府、国土资源局的支持下及早召开听证会，介绍项目情况，积极做工作，取得县、乡、村的支持。二是协调县发改局尽早向市里上报风电项目为重点项目，申请用地指标。三是派专人与国土资源局一起紧盯调规和相关手续办理，尽快取得土地使用证。

第三章建设阶段工作流程和注意事项

3.1建设阶段总流程

组建项目公司: 在当地成立一个项目公司，作为工程建设的主体。

EPC和监理单位选择：选择项目承建的总包方，总包方负责设计，采购和施工。监理方对总包方的施工质量、建设工期和建设资金使用方面，代表建设单位实施监督。

工程设计:是以批复的项目可行性研究报告为依据，对拟建工程的实施在技术和经济两个方面提出详尽和具体的方案。

物资采购:风机、设备和施工材料的招标、定标及合同签订。如实行工程总承包，则由总承包单位负责完成。

现场施工：按照设计要求,保质保量按时完成建设任务，如实行工程总承包，由工程总承包单位负责完成。同时要招收和培训人员，做好生产组织、技术和物资准备工作。

验收(完工)阶段：项目竣工验收、包括质量验收，功能验收，工程启动试运验收、建设项目“三同时”验收、消防设施和安全通道验收、水土保持验收、竣工环保验收等。

3.2建设阶段各工作说明

3.2.1项目公司成立流程

3.2.2选择项目承建EPC总包方和监理方

EPC总包方：EPC总包方负责项目的设计、采购和施工工作，必须满足国家有关质量、安全、健康、环保、水保、消防等强制性标准。其资质符合集团公司要求。总包方可以将专业工程进行分包。

监理方：工程建设的投资控制、工期控制、工程质量控制、安全控制；进行信息管理、工程建设合同管理；协调参建单位之间的工作关系，即“四控、两管、一协调”。建设工程监理按监理阶段可分为设计监理和施工监理。

3.2.3工程设计

工程设计含场内道路设计、风机微观选址、风机基础设计、场内集电线路设计、变电站土建和电气设计、送出线路设计等。

3.2.4现场施工

现场施工分施工准备和施工实施两个阶段。

（1）施工准备阶段：施工前的现场考察、编制施工组织设计，制定施工方案，施工机具的准备、施工现场三通一平（通水，通电，通路和施工场地的平整）、测量定位放线等。

（2）施工实施阶段：风电场施工实施分为五大类工程，分别是风机

土建工程、风机安装工程、集电线路工程、变电站工程、送出线路工程。

风机土建工程图示如下：

挖基坑基坑压实浇垫层基础环安装

基础绑钢筋基础环浇筑基础环养护回填交工

风机安装工程图示如下：

吊装第一节筒塔吊装第二节塔筒吊装机舱吊装叶轮风电场线路工程图示如下：

杆塔基础浇筑基础回填杆塔组装杆塔安装变电站工程图示如下：

综合楼基础支模无功补偿室砌筑围墙基础浇筑35kV电缆沟拆模

SF6断路器安装主变压器安装35kV开关柜接线二次盘柜接线

3.2.5工程验收和移交

（1）单位工程完工验收：风电项目单位工程可按风力发电机组、升压站电气、升压站建筑、集电和送出线路、场地和道路五大类进行划分。

（2）工程启动试运验收：单台风力发电机组安装工程及其配套工程完工验收合格后，应及时进行单台机组启动调试试运工作，以便尽早上网发电。工程最后一台风力发电机组调试试运验收结束后，必须及时组织工程整套启动试运验收。

(3)消防设施和安全通道验收:根据《中华人民共和国消防法》及电力行业相关管理规定，应依法开展消防验收的基建工程竣工后，项目公司应及时向出具消防设计审核意见的公安消防机构申请消防验收，按要求提交相关报审资料，建设项目经验收合格后方可投入使用。

(4)水土保持验收：根据水利部《中华人民共和国水土保持法》及其实施条例、《开发建设项目水土保持设施验收管理办法》的规定，开发建设项目水土保持设施经验收合格后，方可正式投入生产或者使用。

(5)竣工环保验收:项目公司在建设项目完工后应及时向环保部门申请

开展建设项目竣工环保验收工作。

(6)工程移交生产验收：工程移交生产前的准备工作完成后，项目公司应及时提出工程移交生产验收申请。根据工程实际情况，工程移交生产验收可以在工程竣工验收前进行。

(7)工程竣工验收：工程竣工验收应在完成工程整套启动试运、环境保护、水土保持、消防、工程档案和工程决算等专项验收的基础上进行。竣工验收应由建设单位组织，并接受工程质量监督机构的监督。

3.3风电项目实施过程中存在的问题和建议

（1）征地补偿问题引起村民阻挠施工，严重影响工程进度。

风电场占用土地的特点是点征，所用土地覆盖的范围很广，涉及的农户可能会很多。因为征地补偿不到位或者因对补偿面积价格不满意，农民在施工的关键时刻，例如风机基础混凝土浇筑施工，风机吊装过程中阻挠施工，严重影响工程进度，并给项目带来巨大损失。

建议：及早签订征地补偿协议，征地补偿款按时打给政府。督促政府逐级下拨征地补偿款到农户手中。积极依靠当地政府和村干部给村民做好解释工作。在有条件的情况下积极为村村民办一些好事、实事，取得村民的信任和理解。

（2）施工单位人员结构和管理方式影响工程进度。

由于施工单位做过的大工程较多，对风电项目没有引起足够的重视，导致风电项目人员配备不齐、人员素质不高，车辆配置不能满足要求。管理方式上对许多施工项目进行了分包，并且分包队伍素质较差，麦收秋收时施工人员流失严重，工作效率低，较大的影响了工程进度和工程质量。

建议：合同谈判时，要多方了解施工单位情况，要求施工单位选择具有建造师资质的人员担任项目经理。要求施工单位的组织机构和人员安排，车辆安排等严格按投标文件上承诺进行。严格审查施工单位的分包队伍资质，杜绝工程以包代管现象的出现。在麦收秋收前安排详细的施工计划和人力资源配置，确保人员流失不影响工程。

（3）施工道路质量成为影响工程进展的原因

在风电项目开工之前，往往没有道路通至风机机位，全部道路都是开工后新修的，在道路路基较软的情况下，修建标准较高的道路将投入巨大，而修建标准太低，雨雪天气过后将停滞很长时间不能施工，施工单位往往因为道路原因造成窝工，并向业主提出索赔。

建议：道路修建工作含在风电场土建工程招标书内，可避免因施工道路造成纠纷和索赔。结合工程工期，合理设计道路修建的质量。设备运输和吊

装可安排在冬春季(冻士层)土地开化前完成。

（4）合同纠纷影响工程进度

由于风电场地质条件复杂，在风机基础开挖时往往造成开挖标高超过设计标高，这就造成一方面土方开挖量增加，另一方面造成混凝土垫层工作量增加很多，而合同中往往不会约定这部分费用的承担方，经常引起开放和也施工方的争论。

建议：考虑到地质条件复杂。控制精确的开挖深度有一定困难，为了降低施工单位和业主方的投入，可在合同中约定超挖的土方量由施工单位承担，增加的垫层工作量由双方分摊。

（5）送出系统工程影响工程进度甚至导致无法并网

由于一方面建设工期不匹配，风电项目建设周期短,通常首台机组建设周期仅为6个月,全部建成需要1年左右，而电网工程建设周期长,输电线路有时需要跨地区,协调工作难度大。另一方面，送出线路变电站由电网公司负责筹建，进度不受己方控制。

建议：风电场选址和规划时要考虑电网的接入能力和建设规划。项目实施期间派专人负责跟踪送出线路工程的建设，当工期不一致的时候，积极和电网公司协商调整送出变电站建设工期，并实时调整风电场建设进度计划，优化资源配置，避免资源过早投入带来损失。

（6）施工组织不科学

土建工程施工工期受冬歇期影响造成工程延期。当外界温度较低时，商品混凝土硬化速度较慢，特别是接近O℃时，商品混凝土硬化就更慢，强度也就更低。当温度低于3℃时，商品混凝土中的水会结冰，水泥颗粒不能和冰发生化学反应，水化作用几乎停止，强度也就无法增大，进而影响混凝土的质量。

建议：一方面合理安排施工进度，土建工程施工应避开冬歇期。如无法避开，需考虑并及时采取冬施措施保证混凝土工程的安全。

附件一：《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》

发改价格[2009]1906号

国家发展改革委关于

完善风力发电上网电价政策的通知

各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局：

为规范风电价格管理，促进风力发电产业健康持续发展，依据《中华人民共和国可再生能源法》，决定进一步完善我委印发的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号）有关规定。现就有关事项通知如下：

一、规范风电价格管理

（一）分资源区制定陆上风电标杆上网电价。按风能资源状况和工程建设条件，决定将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。具体标准见附件。

今后新建陆上风电项目，包括沿海地区多年平均大潮高潮线以上的潮上滩涂地区和有固定居民的海岛地区，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。跨省区边界的同一风电场原则上执行同一上网电价，价格标准按较高的风电标杆上网电价执行。

（二）海上风电项目上网电价，今后将根据建设进程，由国务院价格主管部门另行制定。

（三）省级投资及能源主管部门核准的风电项目，要向国家发展改革委、国家能源局备案。

二、继续实行风电价格费用分摊制度

风电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；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整。

三、有关要求

（一）上述规定自2009年8月1日起实行。2009年8月1日之前核准的风电项目，上网电价仍按原有规定执行。

（二）各风力发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存风电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查。各级价格主管部门要加强对风电上网电价执行和电价附加补贴结算的监管，确保风电上网电价政策执行到位。

国家发展改革委

二○○九年七月二十日

全国风力发电标杆上网电价表

各资源区所包括的地区

资源区标杆上网电

价（元

/kwh）

Ⅰ类资源区0.51 内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴

安盟、呼伦贝尔市以外其他地区；新

疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈

萨克族自治州、昌吉回族自治州、克

拉玛依市、石河子市

Ⅱ类资源区0.54 河北省张家口市、承德市；内蒙古自

治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦

贝尔市；甘肃省张掖市、嘉峪关市、

酒泉市

Ⅲ类资源区0.58 吉林省白城市、松原市；黑龙江省鸡

西市、双鸭山市、七台河市、绥化

市、伊春市，大兴安岭地区；甘肃省

除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外其

他地区；新疆维吾尔自治区除乌鲁木

齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回

族自治州、克拉玛依市、石河子市以

外其他地区；宁夏回族自治区

Ⅳ类资源区0.61 除Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区以外的其

他地区

附件二：《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》

各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局：

为合理引导风电投资，促进风电产业健康有序发展，提高国家可再生能源电价附加资金补贴效率，依据《中华人民共和国可再生能源法》，决定适当调整新投陆上风电上网标杆电价。现就有关事项通知如下：

一、对陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策。将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元、0.56元；第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。

二、鼓励通过招标等竞争方式确定业主和上网电价，但通过竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的当地风电标杆上网电价水平。具体办法由国家能源主管部门会同价格主管部门另行制定。

三、继续实行风电价格费用分摊制度。风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过国家可再生能源发展基金分摊解决。燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分相应调整。

四、各风力发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存风电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查。各级价格主管部门要加强对风电上网电价执行和电价附加补贴结算的监管，督促风电上网电价政策执行到位。

五、上述规定适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。