国家将制定风电电价补贴政策
国家将制定风电电价补贴政策
随着风电产业的快速发展，去年下半年至今年上半年，风电机组脱
网、机组故障等事故呈上升趋势。国家电监会首席工程师杨昆表示，尤其是今年上半年发生的4 起风电机组大规模脱网事故，暴露出风电运行不稳定、风电
规划建设不协调、风电接入和消纳困难、设备制造产业整体竞争力较低等问
题。
风电事故上升
根据电监会同日发布的《风电安全监管报告》显示，今年前8 月，全国发生193 起风电机组脱网事故，是去年全年总量的2.4 倍。其中，一次损失风电出力10 万50 万千瓦的脱网事故54 起，一次损失风电出力50 万千瓦以上的脱网事故12 起。
对此，今年8 月电监会启动了全国风电大检查。对360 个并网运行风电场、8O 个在建风电场安全情况进行自查，共排查隐患1700 余项，目前53%已完成整改。此基础上，电监会选派了6 个督查组，对39 个风电场、2O 个省级
电网企业及电力调度机构进行了重点督查，共查出风电机组设备、风电场设
计、建设施工、安全管理、并网运行等隐患430 余项，目前85%已完成整改。
2015 年风电比重翻番
报告显示，截至2011 年8 月底，全国并网运行的风电场达486 个，分布在29 个省份（除西藏、广西），装机容量3924 万千瓦，在建容量1377 万千瓦。今年前10 月，全国风力发电量达到583 亿千瓦时，比去年同期增长
56.9%，占到全国发电量的1.5%。
我国风能资源丰富，陆地风能资源可开发量为23.8 亿千瓦，海上风能资
2019~2020年风电价格政策(风电上网电价政策)解读
２019～2020年风电上网电价政策解读2019年5月２4日，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策得通知》(发改价格〔２0１9〕882号)，对陆上风电与海上风电上网电价政策予以完善,有利于落实国家风电平价上网目标，科学合理引导风电投资,实现资源高效利用，推动产业健康可持续发展. 一、政策出台背景 价格机制就是支持风电产业发展得核心政策之一.我国于2009年确定了分四类资源区得陆上风电标杆上网电价机制,２014年确定了海上风电标杆上网电价。其中,标杆电价与燃煤标杆价格得差额,由可再生能源发展基金分摊解决。 对于风电上网电价水平得确定,主要就是考虑项目得投资成本、资源状况、技术水平等因素。同时，根据产业技术进步与成本下降情况,我国对上网电价实行了定期评估与下调得补贴退坡机制。２0１5年～2０18年国家发改委价格司分别四次下调了风电标杆上网电价. 固定电价机制得实施极大激励了风电产业得规模化发展；同时，电价定期评估与下调机制，给予了投资企业合理得收益预期，避免了产业得大起大落，促进产业技术水平不断提升.十年间，我国风电年均装机规模增速约２６％,保障了产业得整体稳定有序发展.截至２0１8年底，全国风电装机达到1、84亿千瓦,累计规模连续9年领跑全球。在规模发展带动下，我国风电装备制造
水平与研发能力持续进步，形成了较完整得风电装备制造产业链。从总体来瞧，价格支持政策已经扶持我国风电产业实现了规模化发展,形成了较完备得产业技术体系，实现了政策制定得初衷。 现阶段，我国风电产业已改变传统以扩大规模为主得快速发展模式，向提质增效得精细化方向发展。结合国家《能源发展战略行动计划（２014~2０20）》关于风电实现平价上网得目标要求，2019年～２020年,在价格机制方面,亟需加快风电补贴退坡步伐,结合行业总体竞争性配置要求,改变传统固定上网电价机制,通过竞争方式确定上网电价,推动产业持续技术进步与成本下降，实现风电产业得健康可持续发展。 二、政策主要内容 （一)电价机制由标杆上网电价调整为指导价 为有效降低发电成本，推进风电产业尽快实现平价上网，２０１9年起我国风电项目将全面采取竞价方式配置资源,其中申报电价将作为重要得评分因素。即风电项目得上网电价不再就是固定得标杆上网电价，而就是通过竞争方式确定其上网电价水平。在此背景下，有必要改变现有电价机制,将风电标杆上网电价调整指导价，作为企业申报上网电价得上限，为风电项目得竞争性配置开展提供价格依据。 (二)陆上风电上网电价调整幅度对接平价上网步伐 1、价格水平
我国风电电价构成与变动分析报告
我国风电电价构成及变动分析 一、概念界定 目前，对于风电电价的分析经常会提到两个常用的概念，一是目标电价，二是基准电价。因此，在进行风电电价分析之前有必要首先对这两个概念进行界定。 (一)目标电价 目标电价的基本含义是指当风电厂在一系列政策和措施的作用下，其上网电价达到或相当于新建火电平均上网电价时的电价，即称之为风力发电的目标电价。目标电价并不是价格分类上的一个类别，而仅仅是为了适应研究分析而设定的一个虚拟价格。它的高低主要取决于火电电价的水平的变动，因此，时期不同，目标电价也不同。另外，目标电价还存在地区上的差异，因此，地区不同，上网电价亦不同。 目标电价的确定实际上就是确定全国火电平均电价。一般来说，选择目前全国最常见的主力机型之进行计算，使结果具有较大的代表性。 国家计委能源研究所在2002进行的《中国风力发电经济激励政策》研究中选择无脱硫设施的燃煤机组为比较对象，并将其上网电价设定在0.35元 /kWh。
这就是说，如果风力发电上网电价能降低到0.35元/kWh，即意味着风力发电达到了可以同常规火力发电相竞争的水平。这一电价，即为风力发电的目标电价。 (二)基准电价 基准电价是指在不考虑任何优惠政策、完全按照商业化方式运行条件下的上网电价。要正确确定基准电价，首先需要设计一个既能反映现实情况、又能代表未来发展方向的方案，以便为进一步的计算分析和比较提供科学的基础。在研究中首先确定基准方案及其参数，在这个过程中要考虑机组的大型化和风电场的大型化的趋势。 国家计委能源研究所在2002进行的《中国风力发电经济激励政策》研究中假定风电场规模为100MW，选用167台单机容量为600KW的风力发电机组进行测算，结果是：发电成本0.32元/kWh(20年平均)，平均含税电价0.642元/kWh(20年)，平均不含税电价0.548元 /kWh(20 年)。 二、风电电价的构成和影响因素 (一)风电电价的构成 中国现行的财务核算体制下，风电电价由以下部分构成：
风电项目电价、电量和电费工作管理办法(试行)
**********公司 风电电价、电量和电费工作管理办法 （试行） 第一章总则 第一条风电厂的电价、电量和电费管理工作是生产运营工作的重点。为了切实加强各风电厂的电价、电量和电费管理，不断提高风电项目经济效益，保证公司风电产业健康可持续发展，本着客观、公正、注重效益和循序渐进的原则，结合公司和风电厂实际，特制定本办法。 第二条本办法适用于公司、各风电厂电价、电量和电费的管理。 第二章组织与职责 第三条安全生产部负责与当地电力公司签订购售电合同（协议），要在首台风机并网发电一个月以前和当地电力公司签订《购售电合同（协议）》，并按照当地电力公司规定完成商业化运营前的准备工作。 第四条风电厂负责风电厂发电量、上网电量的统计、分析和管理工作，确保结算电量和电量日报、月报、年报中各项数据准确无误，在关口表抄表日后两天内对上网电量数据进行核对和确认。
第五条财务部负责按照财务部确认的电量数据进行电费结算工作。在电量数据出来后，经办人员应主动和电力公司确认上网电量收入，并及时向电力公司提交合格发票，办理结算手续，确保电费及时到账。 第三章引用标准 《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》 内蒙古发改委电价批复文件 《购售电协议》 第四章内容与要求 风电厂电价、电量和电费管理工作是互相关联、有机统一、对项目经营效益起着决定性意义的重要工作，只有三项工作都做好了，项目收益才能有保证。因此，对于电价、电量和电费的管理工作需要统筹考虑。 第五章电价管理 第六条风电厂电价包括上网电价（即：销售电价）和下网电价（即：外购电价）两部分。 第七条上网电价管理
（一）上网电价政策：按照目前政策，风电厂上网电价由国家发改委统一审批。批准后的上网电价一般由当地脱硫燃煤机组标杆电价和可再生能源补贴电价两部分组成。其中脱硫燃煤机组标杆电价由公司与当地电力公司签定的《购售电协议》确定，电费由当地电力公司直接支付。可再生能源补贴电价为批复上网电价和标杆电价的差值，电费由财务部定期核算后由当地电力公司转为支付。 （二）上网电价申报：风电厂要在项目核准后第一时间向当地有关部门进行电价核算和申报工作。 （三）上网电价批复：公司要明确专人跟踪电价申报程序，并保证在首台风机并网发电前两个月取得电价批复文件。 （四）下网电价管理：目前各地方对于风电厂下网电价还没有统一的政策，一般由风电厂与当地电力公司营销部门谈判确定。在电价谈判时，应该首先争取“非工业和普通工业”电价类别。 （五）签订购售电合同（协议）：风电厂要在首台风机并网发电一个月以前和当地电力公司签订《购售电合同（协议）》，并按照当地电力公司规定完成商业化运营前的准备工作，比如：需要向电力公司提供项目和电价的支持性文件、办理发电许可证、进行入网安全性评价验收等。要避免因准备不足被电力公司执行临时电价，造成不必要的电费收入损失。 （六）如由于客观原因，风机在调试期内必须执行临时电价的，
2019~2020年风电价格政策(风电上网电价政策)解读
2019~2020年风电上网电价政策解读 2019年5月24日，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），对陆上风电和海上风电上网电价政策予以完善，有利于落实国家风电平价上网目标，科学合理引导风电投资，实现资源高效利用，推动产业健康可持续发展。 一、政策出台背景 价格机制是支持风电产业发展的核心政策之一。我国于2009年确定了分四类资源区的陆上风电标杆上网电价机制，2014年确定了海上风电标杆上网电价。其中，标杆电价与燃煤标杆价格的差额，由可再生能源发展基金分摊解决。 对于风电上网电价水平的确定，主要是考虑项目的投资成本、资源状况、技术水平等因素。同时，根据产业技术进步和成本下降情况，我国对上网电价实行了定期评估和下调的补贴退坡机制。2015年~2018年国家发改委价格司分别四次下调了风电标杆上网电价。 固定电价机制的实施极大激励了风电产业的规模化发展；同时，电价定期评估和下调机制，给予了投资企业合理的收益预期，避免了产业的大起大落，促进产业技术水平不断提升。十年间，我国风电年均装机规模增速约26%，保障了产业的整体稳定有序发展。截至2018年底，全国风电装机达到1.84亿千瓦，累计规
模连续9年领跑全球。在规模发展带动下，我国风电装备制造水平和研发能力持续进步，形成了较完整的风电装备制造产业链。从总体来看，价格支持政策已经扶持我国风电产业实现了规模化发展，形成了较完备的产业技术体系，实现了政策制定的初衷。 现阶段，我国风电产业已改变传统以扩大规模为主的快速发展模式，向提质增效的精细化方向发展。结合国家《能源发展战略行动计划（2014~2020）》关于风电实现平价上网的目标要求，2019年~2020年，在价格机制方面，亟需加快风电补贴退坡步伐，结合行业总体竞争性配置要求，改变传统固定上网电价机制，通过竞争方式确定上网电价，推动产业持续技术进步和成本下降，实现风电产业的健康可持续发展。 二、政策主要内容 （一）电价机制由标杆上网电价调整为指导价 为有效降低发电成本，推进风电产业尽快实现平价上网，2019年起我国风电项目将全面采取竞价方式配置资源，其中申报电价将作为重要的评分因素。即风电项目的上网电价不再是固定的标杆上网电价，而是通过竞争方式确定其上网电价水平。在此背景下，有必要改变现有电价机制，将风电标杆上网电价调整指导价，作为企业申报上网电价的上限，为风电项目的竞争性配置开展提供价格依据。 （二）陆上风电上网电价调整幅度对接平价上网步伐 1.价格水平
标杆电价下风电项目投资收益分析
标杆电价下风电项目投资收益分析 摘要：简析“十一五”期间我国风电发展现状，对我国不同区域2010年风电工程造价进行分析测算，对现行标杆电价机制下风电项目投资效益进行评价，分析了风电投资成本、发电设备年利用小时数、贷款利率等因素变化对投资收益的影响，提出了加强投资管理，规避资源风险、市场风险以及政策风险，确保投资收益的建议。 关键词：风电，投资效益，工程造价，风险 0 引言 “十一五”期间，在相关政策的推动下，我国风电产业发展迅速，风电可有效地协助满足日益增长的电力需求和节能减排要求，国内风电装机容量以年均近100%的速度增长，远远超过全球风电累计装机容量年均27．4%的增长率。随着风电装机规模的扩大，风电进一步发展面临的制约因素已从“十一五”初期机组设备制造能力的制约转变为风电并网和市场消纳能力的制约，部分地区风电限电现象日趋频繁的同时，风电设备价格也不断下降，二者共同影响风电经济性变化。2011年围家宏观管理部门对风电行业加强了调控与监管，出台了一系列政策法规，也将对风电发展及项目投资的经济性产生一定的影响[1-7]。 基于公开发布的数据，文中估算了2010年我国风电项目造价，重点分析了现行风电标杆电价机制下的风电投资收益及其主要影响因素，提出风电投资应关注资源风险、市场风险以及政策风险等，加强投资管理，提高投资收益[8-11]。 1 “十一五”期间风电发展基本情况 1.1 装机容量与上网电量 截至2010年12月31日，全国（不含港、澳、台地区，下同）共建设802个风电场，累计吊装风电机组32400台，吊装容量达到4146万kW，并网运行容量3131万kW，占全国发电总装机容量的3%，其中近90%的并网风电分布于蒙西、蒙东、河北、辽宁、吉林、黑龙江、甘肃、新疆、宁夏等“三北”地区以及江苏和山东等沿海地区[8，12]。 2010年我国风电上网电量490亿kW·h，约占全国总发电量的1．2%，风电机组平均年利用小时数达到2097h。上述11个地区的风电上网电量453亿kW·h，占全国风电总上网电量的92．5%，风电机组年利用小时数为1911～2356 h。 1.2 主要风力发电投资商情况 截至2010年年底，全国共有80多家风电投资开发企业成立了近900个项目公司。中央企业仍是风电投资的主体，2010年，五大发电集团风电装机容量占全国风电建设总容量的62．2%，其中，国电集团以装机800．1万kW位列国内风电装机排名首位，华能集团
风电工程项目收益
. 风电工程项目收益 影响风电投资收益的主要因素包括：①风电场单位千瓦造价②风力发电设备年利用小 时数③资金成本④政策变化。 1、风电场工程总投资由机电设备及安装费、建筑工程费、其他费用、预备费和建设期利息组成。 机电设备及安装费一般占风电场总投资的80%左右(风电机组和塔筒的设备购置费约占风电场总投资的75%)。经测算，风电场单位投资下降500元/kW，风力发电单位成本将下降约0.0211元/kWh，相应自有资金内部收益率可提高近4.5个百分点，举例如下表： 、年利用小时数2风能资源是影响风电机组发电设备年利用小时数的关键因素。根较丰富区及一般地区。据风能功率密度，我国风能资源划分为丰富区、机组选型及风电场的微观选址等也对风电机组的利投资区域确定后，类风资源区理论年等4我国风电标杆电价所对应的用率有一定影响，，2500 h，1840效发电设备年利用小时数为～3250 h其中一类地区高于，四类地区一般～，三类地区为2500 2301二类地区为～h21012300h.
低于2100h，但弃风减少了风力发电设备年利用小时数，相应影响风电的投资效益。计算表明，发电设备年利用小时数每减少100h，资本金财务内部收益率平均约降低2个百分点。 3、融资成本 风力发电项目投资一般自有资金占20%，其余资金通过银行贷款获得，因而银行贷款利率对风电融资成本有较大的影响。2011年我国先后3次调整了银行贷款利率，目前5年以上长期贷款年利率为6.55%。经测算，长期贷款利率下降0.5个百分点，风电项目资本金 财务内部收益率平均上升近2个百分点。 其中折旧费在发电成本中所占比例最大，目前一般折旧年限15年，残值5%。如果加速折旧，折旧率提高，发电成本增加，利润率降低，影响股东初期收益，但设备全寿命过程中的收益增加。 运行维护成本：按总投资每千瓦9000元(以33台单机容量1.5MW风机为例)，满发2000h计算，度电成本约0.47元/kWh，其中运维成本约占15%左右。 风电项目发电成本构成比例图 . .
风电工程项目收益
风电工程项目收益 影响风电投资收益的主要因素包括：①风电场单位千瓦造价②风力发电设备年利用小 时数③资金成本④政策变化。 1、风电场工程总投资由机电设备及安装费、建筑工程费、其他 费用、预备费和建设期利息组成。 机电设备及安装费一般占风电场总投资的80%左右(风电机组和 塔筒的设备购置费约占风电场总投资的75%)。经测算，风电场单位 投资下降500元/kW，风力发电单位成本将下降约0.0211元/kWh，相应自有资金内部收益率可提高近4.5个百分点，举例如下表： 2、年利用小时数 风能资源是影响风电机组发电设备年利用小时数的关键因素。根据风能功率密度，我国风能资源划分为丰富区、较丰富区及一般地区。投资区域确定后，机组选型及风电场的微观选址等也对风电机组的利用率有一定影响，我国风电标杆电价所对应的4类风资源区理论年等效发电设备年利用小时数为1840～3250 h，其中一类地区高于2500 h，二类地区为2301～2500 h，三类地区为2101～2300h，四类地区一般
低于2100h，但弃风减少了风力发电设备年利用小时数，相应影响风电的投资效益。计算表明，发电设备年利用小时数每减少100h，资本金财务内部收益率平均约降低2个百分点。 3、融资成本 风力发电项目投资一般自有资金占20%，其余资金通过银行贷款获得，因而银行贷款利率对风电融资成本有较大的影响。2011年我国先后3次调整了银行贷款利率，目前5年以上长期贷款年利率为6.55%。经测算，长期贷款利率下降0.5个百分点，风电项目资本金财务内部收益率平均上升近2个百分点。 其中折旧费在发电成本中所占比例最大，目前一般折旧年限15年，残值5%。如果加速折旧，折旧率提高，发电成本增加，利润率降低，影响股东初期收益，但设备全寿命过程中的收益增加。 运行维护成本：按总投资每千瓦9000元(以33台单机容量1.5MW 风机为例)，满发2000h计算，度电成本约0.47元/kWh，其中运维成本约占15%左右。 风电项目发电成本构成比例图
实用文库汇编之~2020年风电价格政策(风电上网电价政策)解读
作者：于椅上 作品编号：785632589421G 101 创作日期：2020年12月20日 实用文库汇编之2019~2020年风电上网电价 政策解读 2019年5月24日，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），对陆上风电和海上风电上网电价政策予以完善，有利于落实国家风电平价上网目标，科学合理引导风电投资，实现资源高效利用，推动产业健康可持续发展。 一、政策出台背景 价格机制是支持风电产业发展的核心政策之一。我国于2009年确定了分四类资源区的陆上风电标杆上网电价机制，2014年确定了海上风电标杆上网电价。其中，标杆电价与燃煤标杆价格的差额，由可再生能源发展基金分摊解决。 对于风电上网电价水平的确定，主要是考虑项目的投资成本、资源状况、技术水平等因素。同时，根据
产业技术进步和成本下降情况，我国对上网电价实行了定期评估和下调的补贴退坡机制。2015年~2018年国家发改委价格司分别四次下调了风电标杆上网电价。 固定电价机制的实施极大激励了风电产业的规模化发展；同时，电价定期评估和下调机制，给予了投资企业合理的收益预期，避免了产业的大起大落，促进产业技术水平不断提升。十年间，我国风电年均装机规模增速约26%，保障了产业的整体稳定有序发展。截至2018年底，全国风电装机达到1.84亿千瓦，累计规模连续9年领跑全球。在规模发展带动下，我国风电装备制造水平和研发能力持续进步，形成了较完整的风电装备制造产业链。从总体来看，价格支持政策已经扶持我国风电产业实现了规模化发展，形成了较完备的产业技术体系，实现了政策制定的初衷。 现阶段，我国风电产业已改变传统以扩大规模为主的快速发展模式，向提质增效的精细化方向发展。结合国家《能源发展战略行动计划（2014~2020）》关于
风电项目表格
第一章总则 第一条为统一规范湖南蓝山紫良风电场50MW风电项目的表格形式,根据《电力建设工程监理规范》（DL/T 5434-2009）、《建设监理规范》（GB/T50319-2013）、《湖南蓝山紫良风电场50MW风电项目基建工程档案管理细则（试行）》（ Q/LSXNY-GC(007)-2017 ）和风力发电企业科技文件归档与整理规范（NB/T 31021-2012）结合工程建设实际情况，制订 本规定。 1.编制与使用说明如下：《电力建设工程监理基本表式》共分四大类：A类表(总承包单位用表)30个表式、B类表(监理单位用表)10个表式、C类表设计单位用表)4个表式、D类表(各方通用表)2个表式。 注：现场资料在审核过程如需增加审核单位，可在监理、业主确认后进行添加。 2.说明：打印及书写要求 2.1统一使用标准A4幅面白色打印纸，大于A4幅面的图表或图纸，应折叠成A4幅面；小于A4幅面的，要居中用防虫性的不干胶粘贴在A4复印纸上，一张纸上也可粘贴两张及 以上小幅面文件。 2.2文件必须使用激光打印机打印，不得使用喷墨或针式打印机。 2.3打印文档页边距：要求左边距（装订侧）25mm，右边距20 mm，上边距20mm，下边距20mm； 2.4文字规格：标题为宋体三号加粗，正文为宋体小四，表格内文字可用宋体小四或五 号，行间距为 1.5倍行距，首行缩进2字符，英文、数字均采用宋体。 2.5必须用使用符合档案管理耐久性要求的材料书写，可用墨水、碳素墨水、蓝黑墨水、黑色签字笔、原子印油等，不能用纯蓝墨水、红墨水、铅笔、圆珠笔、蓝色签字笔、彩笔、 荧光笔、普通印油、热敏传真纸或复写纸等材料书写。 2.6严禁涂改、刮改及修正液涂改。 2.7用于记录的专业施工与验收表格式文件，应符合现行电力行业标准的格式，没有填
风电的迎来标杆电价时代的思考
风电迎来标杆电价时代的思考 2009年7月底，国家发展改革委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格[2009]1906号)，对风力发电上网电价政策进行了完善。文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。这是继200，4年火电标杆电价之后，国家推出的第二类发电上网标杆电价，通过积极的价格信号，将对全国风电领域资源的开发和利用发挥重要的引导作用。 一、标杆价区分布情况 四类风电标杆价区水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元，2009年8月1日起新核准的陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的标杆上网电价；海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。 I类风资源区即五毛一价区，包括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类风资源区即五毛四价区，包括河北省张家口市、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类风资源区即五毛八价区，包括吉林省白城市、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类风资源区即六毛一价区，为除I类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区以外的其他地区。
二、风电电价政策的演变 《可再生能源法》实施以来，国家有关部门已研究和制定了一系列配套措施，先后颁布了《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)和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》(发改价格[2007]44号)。国家通过价格政策促进和引导包括风电在内的可再生能源发电项目的发展，鼓励优先开发资源好的地区，有力地促进了可再生能源产业发展。根据上述文件规定的原则和办法，目前，我国的风电上网电价采取的是招标价和政府定价两种方式并行的定价机制。 2003年以来实施的特许权招标政策，在风电探索发展初期，起到了促进风电行业发展的作用。按照现行招投标原则，通常应是报价最低者中标。在这种模式下，一些项目公司为了抢占风资源、进入风电领域，出现人为压价中标现象。在内蒙就曾出现了中标电价仅为每千瓦时0.382元的明显低报价。这些企业或以其身后母公司即大型能源集团为依托，靠火电等项目养风电特许权项目暂时生存下来；或以先进入风电领域为目的，暂不计项目利益盈亏。低价中标制度虽然压低了上网成本，但容易引起价格战，通过价格信号延伸到整个产业链，造成激烈竞争，投资者为了先“跑马圈地”人为低报电价，致使这类风力发电企业可能尽管处于优质风能区域，也出现了普遍亏损、无钱可赚、资源浪费的现象。而5万千瓦以下的风电项目由地方审批和组织招投标，由于风电上网电价超出火电标杆部分由全国分摊买单，现行政策对地方缺乏有效的约束机制，又容易出现中标电价偏高的另一极端现象，造成不公平。
风电上网电价
装机容量 上网电价（含税） MW 元/千瓦时 1依兰龙源马鞍山风电场49.32依兰龙源合作林场风电场24.653依兰龙源合作林场风电场二期24.654桦南龙源横岱山西风电场45.055桦南龙源横岱山东风电场24.656桦南龙源横岱山东风电场二期20.47伊春龙源风电公司小城山风电场49.38伊春龙源少白山风电场49.59伊春龙源大白山风电场49.510海林龙源小锅盔风电场20.411抚远龙源大蜂山风电场31.512大庆龙江公司瑞好风电场49.513大唐桦南大架子山风电场一期49.514大唐桦南大架子山风电场二期49.515国华齐齐哈尔一期（富裕）风电场49.516华富风力发电公司富锦风电场二期1817华富风力发公司富锦风电场三期4818辽宁华能阜新风电场一期（高山子）100.50.6119 大安大岗子风电场一期工程49.5 20大唐吉林瑞丰公司大通风电场49.521河北张北满井风电场三期49.50.5422山西大唐国际左云五路山风电场49.50.6123 湖北九宫山风电场一期工程 13.6 0.61附件： 有关风力发电项目上网电价表 序号 项目名称 省份 黑龙江 0.61 吉林 0.61
装机容量 上网电价（含税） MW 元/千瓦时 序号 项目名称 省份 24大唐赤峰克旗达里四期4925大唐赤峰克旗达里五期49 26赤峰克旗大黑山风电项目49.527赤峰克旗大光顶山风电项目49.528锡盟阿旗灰腾梁风电场B区二期项目 49.529锡盟阿旗灰腾梁风电场A区一期项目49.530锡盟太旗贡宝拉格风电场一期项目49.5 31二连浩特市风电场2032大唐多伦风电项目 30.633乌拉特中旗龙源川井风电场三期49.534 南阳方城风电 23.25 35大唐三门峡黄河风电场一期工程25.536 国投白银捡财塘风电场 45 37大唐白银景泰兴泉风电场4538华能中电长岛风电场27.239鲁能荣成风电场1540栖霞润霖风电26.4541长岛联凯风电1242华能中电威海风电19.5 43国华瑞丰荣成风力发电48.7544烟台海阳东源风电1545莱州鲁能风电48.7546大唐莱州风力发电49.547华电莱州风电 40.548 福建平潭长江澳二期风电场 100 0.585 内蒙古西部 甘肃 0.54 0.51 0.61 山东 0.61 河南 内蒙古东部 0.54
国内风电政策一览(2013年至2014年上半年)
国内风电政策一览（2013年至2014年上半年） 2013 年2 月16 日，《国家能源局关于做好2013 年风电并网和消纳相关工作的通知》。要求要高度重视风电的消纳和利用，把提高风电利用率作为做好能源工作的重要标准;认真分析风电限电的原因，尽快消除弃风限电。通知中还对全国风电开发较多的省区做出了具体工作部署。 2013 年2 月26 日，财政部、国家发展改革委、国家能源局《关于可再生能源电价附加资金补助目录(第四批)的通知》。其中风力发电项目涉及18918MW。 2013 年3 月11 日，《国家能源局关于印发“十二五”第三批风电项目核准计划的通知》。列入第三批风电核准计划的项目共491 个，总装机容量27970MW。此外，安排促进风电并网运行和消纳示范项目4 个，总装机容量750MW。 2013 年3 月29 日，财政部《关于预拨可再生能源电价附加补助资金的通知》。按照第一至第四批目录，预拨付风力发电补助资金93.14 亿元(含风力发电项目和接网工程等)。 2013 年3 月15 日，国家能源局《关于做好风电清洁供暖工作的通知》。为提高北方风能资源丰富地区消纳风电能力，减少化石能源低效燃烧带来的环境污染，改善北方地区冬季大气环境质量，将在北方具备条件的地区推广应用风电清洁供暖技术。 2013 年在吉林和内蒙共建成了4 个清洁电力供暖示范项目，有效探索了供热、储热技术，及相关调度运行实践。 2013 年4 月，国家能源局对白城申报的《吉林省白城市风电本地消纳综合示范区规划》予以正式批复。同意白城市开展风电本地消纳试点工作。白城市成为全国唯一的风电本地消纳综合示范区。 2013 年5 月8 日，《国家能源局关于建立服务能源企业科学发展协调工作机制的通知》。决定建立国家能源局服务企业发展协调工作机制，其中，新能源和可再生能源司牵头成立服务新能源和可再生能源企业科学发展协调工作小组并负责建立相关工作机制。 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》发布。当月国家能源局发布公告，将“企业投资风电站项目核准”权限下放到地方投资主管部门。 2013 年5 月23 日，《国家能源局关于加强风电产业监测和评价体系建设的通知》。为全面准确掌握风电产业发展信息和形势，提高产业技术水平和工程质量，促进风电产业健康持续发展，要求加强风电产业的发展动态、开发建设、并网运行和设备质量等重要信息的监测和评价工作。对国家可再生能源中心、水电水利规划设计总院、中国可再生能源学会风能专业委员会、各电网公司及各省(区、市)能源主管部门都做了具体分工。
风电项目上网电价表
5.方茴说：“那时候我们不说爱，爱是多么遥远、多么沉重的字眼啊。我们只说喜欢，就算喜欢也是偷偷摸摸的。” 6.方茴说：“我觉得之所以说相见不如怀念，是因为相见只能让人在现实面前无奈地哀悼伤痛，而怀念却可以把已经注定的谎言变成童话。” 7.在村头有一截巨大的雷击木，直径十几米，此时主干上唯一的柳条已经在朝霞中掩去了莹光，变得普普通通了。 8.这些孩子都很活泼与好动，即便吃饭时也都不太老实，不少人抱着陶碗从自家出来，凑到了一起。 9.石村周围草木丰茂，猛兽众多，可守着大山，村人的食物相对来说却算不上丰盛，只是一些粗麦饼、野果以及孩子们碗中少量的肉食。 风电项目上网电价表 2008-6-16 17:39:33 世界风力发电网信息中心
5.方茴说：“那时候我们不说爱，爱是多么遥远、多么沉重的字眼啊。我们只说喜欢，就算喜欢也是偷偷摸摸的。” 6.方茴说：“我觉得之所以说相见不如怀念，是因为相见只能让人在现实面前无奈地哀悼伤痛，而怀念却可以把已经注定的谎言变成童话。” 7.在村头有一截巨大的雷击木，直径十几米，此时主干上唯一的柳条已经在朝霞中掩去了莹光，变得普普通通了。 8.这些孩子都很活泼与好动，即便吃饭时也都不太老实，不少人抱着陶碗从自家出来，凑到了一起。 9.石村周围草木丰茂，猛兽众多，可守着大山，村人的食物相对来说却算不上丰盛，只是一些粗麦饼、野果以及孩子们碗中少量的肉食。
5.方茴说：“那时候我们不说爱，爱是多么遥远、多么沉重的字眼啊。我们只说喜欢，就算喜欢也是偷偷摸摸的。” 6.方茴说：“我觉得之所以说相见不如怀念，是因为相见只能让人在现实面前无奈地哀悼伤痛，而怀念却可以把已经注定的谎言变成童话。” 7.在村头有一截巨大的雷击木，直径十几米，此时主干上唯一的柳条已经在朝霞中掩去了莹光，变得普普通通了。 8.这些孩子都很活泼与好动，即便吃饭时也都不太老实，不少人抱着陶碗从自家出来，凑到了一起。 9.石村周围草木丰茂，猛兽众多，可守着大山，村人的食物相对来说却算不上丰盛，只是一些粗麦饼、野果以及孩子们碗中少量的肉食。
中国风电及电价发展研究报告
中国风电及电价发展研究报告 中国-丹麦风能发展项目办公室 中国可再生能源专业委员会 2009年11月14日
目录 一、中国风电电价定价机制的演变过程 (1) 二、特许权招标项目 (4) 三、特殊省份电价分析 (6) 四、中国政府对风电的补贴政策 (6) 五、总体结论 (7)
一、中国风电电价定价机制的演变过程 中国的并网风电从20世纪80年代开始发展，尤其是“十一五”期间，风电发展非常迅速，总装机容量从1989年底的4200kW增长到2008年的1,200万kW ，跃居世界第四位，标志着中国风电进入了大规模开发阶段。总体看来，中国并网风电场的发展经历了三个阶段，即初期示范阶段、产业化建立阶段、规模化及国产化阶段。各阶段的电价特点及定价机制概括如下： (一)初期示范阶段（1986-1993年） 中国并网型风电发展起步于1986年。1986年5月，第一个风电场在山东荣成马兰湾建成，其安装的Vestas V15-55/11风电机组，是由山东省政府和航空工业部共同拨付外汇引进的。此后，各地又陆续使用政府拨款或国外赠款、优惠贷款等引进了一些风电机组，建设并网型风电场。由于这些风电场主要用于科研或作为示范项目，未进入商业化运行，因此，上网电价参照当地燃煤电价，由风力发电厂与电网公司签订购电协议后，报国家物价部门核准，电价水平在0.28元/kWh左右，例如20世纪90年代初期建成的达坂城风电场，上网电价不足0.3元/kWh 总体来说，此阶段风电装机累积容量为4200kW，风电发展的特点是利用国外赠款及贷款，建设小型示范电场。政府的扶持主要是在资金方面，如投资风电场项目及风力发电机组的研制。风电电价水平基本与燃煤电厂持平。 (二)产业化建立阶段（1994-2003年）
风电电价构成及变动分析修订稿
风电电价构成及变动分 析 集团档案编码：[YTTR-YTPT28-YTNTL98-UYTYNN08]
我国风电电价构成及变动分析 一、概念界定目前，对于风电电价的分析经常会提到两个常用的概念，一是目标电价，二是基准电价。因此，在进行风电电价分析之前有必要首先对这两个概念进行界定。(一)目标电价目标电价的基本含义是指当风电厂在一系列政策和措施的作用下，其上网电价达到或相当于新建火电平均上网电价时的电价，即称之为风力发电的目标电价。目标电价并不是价格分类上的一个类别，而仅仅是为了适应研究分析而设定的一个虚拟价格。它的高低主要取决于火电电价的水平的变动，因此，时期不同，目标电价也不同。另外，目标电价还存在地区上的差异，因此，地区不同，上网电价亦不同。 目标电价的确定实际上就是确定全国火电平均电价。一般来说，选择目前全国最常见的主力机型之进行计算，使结果具有较大的代表性。国家计委能源研究所在2002进行的《中国风力发电经济激励政策》研究中选择无脱硫设施的燃煤机组为比较对象，并将其上网电价设定在0.35元 /kWh。这就是说，如果风力发电上网电价能降低到0.35元/kWh，即意味着风力发电达到了可以同常规火力发电相竞争的水平。这一电价，即为风力发电的目标电价。(二)基准电价基准电价是指在不考虑任何优惠政策、完全按照商业化方式运行条件下的上网电价。要正确确定基准电价，首先需要设计一个既能反映现实情况、又能代表未来发展方向的方案，以便为进一步的计算分析和比较提供科学的基础。在研究中首先确定基准方案及其参数，在这个过程中要考虑机组的大型化和风电场的大型化的趋势。国家计委能源研究所在2002进行的《中国风力发电经济激励政策》研究中假定风电场规模为100MW，选用167台单机容量为600KW的风力发电机组进行测算，结果是：发电成本0.32元/kWh(20年平均)，平均含税电价0.642元/kWh(20年)，平均不含税电价0.548元 /kWh(20 年)。二、风电电价的构成和影响因素(一)风电电价的构成中国现行的财务核算体制下，风电电价由以下部分构成：上网电价=发电成本+税金+利润(税后) 发电成本=折旧费+维修费+工资福利+保险金+材料费+转贷费+摊消费+利息+其他税金=增值税+增值税附加+所得税增值税=售电收入×8.5% 增值税附加=增值税×8%所得税=(售电收入-发电成本-税金)×33%利润=售电收入-发电成本-税金(二)风电电价的影响因素影响风电电价的因素很多，其中主要有五个方面：第一，资源状况，直接影响发电量多少。第二，系统造价，包括机组造价及配套设施造价两大部分。第三，政策影响，主要是国家对企业在税收、融资、上网电价等方面的优惠政策，以及是否引入新的运行机制。第四，市场条件，即市场对风电的需求。中国的风电市场与生产成本和电价直接相关。第五，计算方法，主要指是采用动态计算方法，还是静态计算方法;是按经营期核定平均电价，还是区分还贷期和还贷后电价，方法不同，电价水平不同。三、我国风电电价分析(一)风电电价的一般计算过程与国外风电发展较快的主要国家相比，中国风电开发的规模普遍偏小。1995年到2000年，平均项目的规模小于10000kw，平均电价(不含增值税)却高于0.6元/kwh，处于0.6-0.7元/kwh之间。例如，某风场共安装100台容量为660kW的风电机组。项目总容量 =660×100=66000kW。根据该风场所处地理位置的风能数据，可以计算该风场的理论年发电量，然后要考虑相关的折减因素如紊流、尾流、可用率、低空
火电、水电、风电等上网电价对比2014
最新水电、核电、风电电价对比 电价情况 类型 电价范围（元）平均电价（元）电价发展趋势备注水电0.2—0.4 0.265 随着火电的逐渐减少，有 上升趋势，但变化幅度小。 火电0.3—0.5 0.4—0.5 由于煤炭市场的萎靡以及 环境的要求，国家再次下 调火电价位，今后也会逐 渐降低，火电在能源板块 中的比例会逐渐减少。 脱硫煤电在 此基础加价 0.015元。 核电0.43 0.43 将根据核电技术进步、成 本变化、电力市场供需状 况变化情况对核电标杆电 价进行评估并适时调整。 核电实行标 杆上网电价 政策 风电0.51—0.61 按风能资源状况 和工程建设条 件，将全国分为 四类风能资源 区，分别规定每 千瓦时0.51元、 0.54元、0.58元 和0.61元的风电 标杆上网电价。 国家有下调的趋势。发展 下调风电上网电价的原因 主要有两个：一个是风电 设备价格降价明显，一个 是可再生能源发展基金缺 口较大，所以评估减少补 贴。 政府政策和 财政补贴，可 再生能源基 金补贴。 光电0.8—1.1 一类资源区（年 大于1600小时） 为0.8元；二类 资源区（年在 1400—1600小 时）为0.9元； 三类资源区（年 在1200—1400小 时）为1.0元； 四类资源区（年 小于1200小时） 为1.1元。其中 对于特殊地区如 西藏、云南、青 海等为1.15元。 国家根据地区情况，统一 定价，较稳。 对于分布式 开发，自发自 用余电上网 的光伏发电 系统的电价 为：一类资源 区1.0元；二 类资源区 1.15元；三类 资源区 1.25 元；四类资源 区1.35元。 说明：此价位表根据近两年各类电价的实际情况整理。
最新最完善的各类上网电价归总
各类电价表 电价情况 类型 电价范围（元）平均电价（元）电价发展趋势备注水电0.2—0.4 0.265 随着火电的逐渐减少，有 上升趋势，但变化幅度小。 火电0.3—0.5 0.4—0.5 由于煤炭市场的萎靡以及 环境的要求，国家再次下 调火电价位，今后也会逐 渐降低，火电在能源板块 中的比例会逐渐减少。 脱硫煤电在 此基础加价 0.015元。 核电0.43 0.43 将根据核电技术进步、成 本变化、电力市场供需状 况变化情况对核电标杆电 价进行评估并适时调整。 核电实行标 杆上网电价 政策 风电0.51—0.61 按风能资源状况 和工程建设条 件，将全国分为 四类风能资源 区，分别规定每 千瓦时0.51元、 0.54元、0.58元 和0.61元的风电 标杆上网电价。 国家有下调的趋势。发展 下调风电上网电价的原因 主要有两个：一个是风电 设备价格降价明显，一个 是可再生能源发展基金缺 口较大，所以评估减少补 贴。 政府政策和 财政补贴，可 再生能源基 金补贴。 光电0.8—1.1 一类资源区（年 大于1600小时） 为0.8元；二类 资源区（年在 1400—1600小 时）为0.9元； 三类资源区（年 在1200—1400小 时）为1.0元； 四类资源区（年 小于1200小时） 为1.1元。其中 对于特殊地区如 西藏、云南、青 海等为1.15元。 国家根据地区情况，统一 定价，较稳。 对于分布式 开发，自发自 用余电上网 的光伏发电 系统的电价 为：一类资源 区1.0元；二 类资源区 1.15元；三类 资源区 1.25 元；四类资源 区1.35元。 说明：此价位表根据近两年各类电价的实际情况整理。
国家发改委下调风电电价 执行期限留悬念
国家发改委下调风电电价执行期限留悬念 21世纪网-《21世纪经济报道》作者:陆宇 关键词: 风电电价风电项目风电机组 由于风资源较差、地形复杂、补偿成本较高等因素的存在，第Ⅳ类风资源区的风电项目对发电商的建设管理能力提出了更高的要求，且随着第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区电价的下降，部分地区将失去投资价值，中国风电建设布局或将发生改变。 2014年12月31日，国家发改委下发《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(下称“《通知》”)，明确对陆上风电继续实行分资源区的标杆上网电价政策，并将第Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类资源区风电标杆上网电价下调0.02元/千瓦时，第Ⅳ类资源区风电标杆上网电价保持不变。 调整后的四类资源区风电标杆上网电价分别为0.49、0.52、0.56和0.61元/千瓦时。 与2014年9月“陆上风电价格座谈会”通报的调价设想方案相比，最终出台的调价方案降幅较小，据悉，“座谈会”调整方案建议的四类资源区标杆上网电价分别为0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦时。 部分地区渐失投资价值 在电价靴子落地的一刻，发电集团即开始计算利润下降的幅度。据中国风能协会观察，部分地区将失去投资价值，而山西、安徽等第Ⅳ类风资源区会迎来快速发展局面。 根据主要风力发电集团年度报告的数据，中国风电平均每年运行1903小时，平均含税电价0.568元/千瓦时，陆上风电平均生命周期为20年，以资本金20%、银行贷款80%、贷款期限15年、贷款利率7.2%测算，在电价调整前，各发电集团投资风电场的内部收益率为10.77%，其中，前十年的净收益率为7.43%，略高于银行贷款利率。 如果降价0.02元/千瓦时，则内部收益率从10.77%降至9.21%，资产净收益率从7.43%下降至5.79%。分别降低了1.56和1.64个百分点。 北京计鹏信息咨询公司的计算更加细化，其分别测算了降价对第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区的影响。 计鹏信息咨询公司以装机容量50MW、单位造价8000元/千瓦、成本费用770/千瓦、每年发电小时数2100小时测算，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区风电项目的全部投资内部收益率分别下降0.69%、0.66%、0.64%，而资本金内部收益率分别下降了2.14%、2.25%、2.3%。
风电电价
四大风电标杆电价区正式划定2009年8月1日执行 国家发改委昨日正式公布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》全文。该文件公布了按风力资源从优到劣划分的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类风力资源区的具体地域。 文件规定，该上网价标准自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。 根据文件公布的《全国风力发电标杆上网电价表》，Ⅰ类资源区为：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，上网电价为0.51元/度。 Ⅱ类区为：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，上网电价为0.54元/度。 Ⅲ类区为：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，上网电价为0.58元/度。 Ⅳ类资源区为除Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区以外的其他地区，上网电价为0.61元/度。 文件规定，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。不过，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。 此外，文件还规定，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。 风电电价补贴之谜 排除电网容量等硬性指标的制约外,风电电价是另外一个不得不关注的问题。 “目前我国风电的上网电价还是普遍高于火电的上网电价,这在很大程度上限制了风电的发展。”国元证券电力行业分析师常格非认为,如果国家相关部门能够在一定范围内给予风电一定的补贴（如将风电的价格控制在0.5元到0.6元之间）,加上风电技术的不断改进带来的成本降低,必将使风电得到最大程度的开发利用。 根据记者从有关部门获得的一份调研报告显示,目前国内风电场平均水平,设定基本条件为:风电场装机容量5 万千瓦,年上网电量为等效满负荷2000小时,单位千瓦造价8000－1 0000元,折旧年限12.5 年（其他成本条件按经验选取）。