对“可再生能源法”关于“风电上网电价”规定的期望与实际
对“可再生能源法”关于“风电上网电价”规定的期望与实际
编者按：本文为施鹏飞老师（shi-pengfei@https://www.360docs.net/doc/f213200286.html,）在国务院参事室座谈会上的讲话提纲，文中为作者个人观点，供大家参考，并欢迎大家参与讨论。
感想一“久旱逢甘雨”—对发展可再生能源纳入立法计划
期望出台类似于实践证明效果显著的德国“可再生能源优先法（可再生能源法）”，规定明确具体，可以操作，其中关于“风电上网电价”的部份法律条文（详细内容参见附录3）摘录如下：
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“第10章支付风能发电的费用
（1）支付风电机组所发电量的费用除了以下第（3）条规定的以外应至少每千瓦时5.5欧分。从机组投入运行之日起的五年期间内，对于在此期间风电机组的发电量达到了本法附录中定义的参考机组计算发电量的百分之一百五十，支付的费用应根据上面第一句的规定每千瓦时再增加3.2欧分。对于任何其他机组，其发电量在参考发电量的百分之一百五十以下，每相差百分之零点七五则这个期间应延长两个月。
………”
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感想二“干打雷不下雨”—对人大通过的“中华人民共和国可再生能源
法”
对风电上网电价只规定了原则，不可操作。
有关“风电上网电价”的法律条文摘录如下：
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“第五章价格管理与费用分摊
第十九条可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。上网电价应当公布。
依照本法第十三条第三款规定实行招标的可再生能源发电项目的上网电价，按照中标确定的价格执行；但是，不得高于依照前款规定确定的同类可再生能源发电项目的上网电价水平。”
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感想三“打霹雷下酸雨”—对国家发展改革委“特急发改价格[2006]7号文件” 印发的“可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法”（以下简称“试行办法”）
关于风电上网电价的规定更加抽象，不可操作，不能称为“细则”。
有关“风电上网电价”的规定摘录如下：
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“第一章总则
第四条可再生能源发电价格和费用分摊标准本着促进发展、提高效率、规范管理、公平负担的原则制定。
第五条………
第二章电价制定
第六条风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定。”
第七条………
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对照2005年11月8日国家发展改革委办公厅“发改办价格[2005]2397号”文件印送的关于可再生能源发电价格征求意见稿（以下简称“征求意见稿”），其中总则第四条的原文是：
“可再生能源发电价格和费用分摊标准本着促进发展、提高效率、规范管理、公平负担的原则制定。可再生能源发电项目的投资回报率，应高于常规发电项目的平均投资回报率。”
而在“试行办法”中删去了“可再生能源发电项目的投资回报率，应高于常规发电项目的平均投资回报率”这句体现区别于常规能源，鼓励可再生能源发展，可以测算出数据进行衡量对比的准则，使“细则”比法律条文的原则还抽象。
“按照招标形成的价格确定”的实际结果
2003年和2004年在国家发展改革委（国家计委）的文件对风电特许权招标
明确规定承诺上网电价最低的投标人为中标人（参见附件2）。
2003年江苏如东10万千瓦风电特许权招标项目共有6家投资商投标，其中5家投标上网电价范围在每千瓦时0.6070元到0.7191元之间，只有一家投标每千瓦时0.3979元（按合资企业15%所得税待遇测算），专家认为投标方案过高估计风能资源条件，过低地估算设备价格、银行利率和运行维护费用等，投这样低的价格必然使项目亏损，建议废标。决策者坚持让其中标，实际中标价是每千瓦时0.4365元（按33%所得税率测算，实际享受15%所得税待遇）。
2005年虽然在国家发展改革委的文件中取消了“承诺上网电价最低的投标人为中标人”的文字，评标办法中也将上网电价的评分权重定为40%，但评标的原则仍然是“综合分最高不一定中标，听领导的”。
迄今为止，总共有8个风电特许权项目招标，7个项目已发给8个投标商中标通知书（龙源与华能共同中标通榆项目），江苏大丰20万千瓦项目不在风电特许权项目招标之列，却发给一家投标商中标通知书。剩下一个项目悬而未决（参见附件1）。
悬而未决的是山东即墨风电特许权15万千瓦招标项目，这个案例更加荒唐，当对山东省发改委提交的建议书征求意见时，专家们一致认为这个项目的风能资源条件差（及格水平应该达到年等效满负荷2000小时，即1千瓦风电装机容量的年发电量应达到2000千瓦时），能够利用的土地面积容纳不了15万千瓦风电机组装机，明确表示反对将这个项目列入2005年风电特许权项目招标。而决策者坚持要招，结果只有一家投资商参加，投标上网电价为每千瓦时0.7260元，投资商对此项目可行性研究的结果是年上网电量为等效满负荷1686小时，而青岛市供电局负责人在评标时提供了在相同地点已建风电场2004年10月到2005年9月完整一年实际收购到的电量是等效满负荷1403
小时，按此电量投标每千瓦时0.80元亦不算高。但决策者对这个项目的建议是既不废标也不让投标的实际最低价中标，提出10万千瓦装机容量每千瓦时0. 60元就可以中标！
以上只是客观反映风电特许权招标形成的价格，一个不告诉大家具体规则的游戏，如何鼓励大家来玩？
民主科学决策如何体现？
在制定“风电上网电价”实施细则的过程中，清华大学、世界自然基金会、美国能源基金会、世界银行、能源研究所等都承担或支持了许多课题研究，提出各种方案和测算数据供价格司参考，2005年11月8日国家发展改革委办公厅“发改办价格[2005]2397号”文件印送的关于可再生能源发电价格征求意见稿还附有说明，2006年1月4日国家发展改革委印发的“特急发改价格[2006]7号”文件中“试行办法”对风力发电实行政府指导价，“按照招标形成的价格确定”这样关键性的正式决策，征求了谁的意见？什么课题组进行了论证和测算？
这是深层次的决策问题，技术专家只能无奈。
关于中国风电发展的基本观点（参见附件4）
附件1
2003年至2005年风电特许权项目招标形成的上网电价
施鹏飞
E-mail: shi-pengfei@https://www.360docs.net/doc/f213200286.html,
中标上网电价（含8.5%售电增值税和33%所得税）
注：* 华睿按合资企业待遇实际投标电价是 0.3979元（含8.5%售电增值税和15%所得税）
** 未定，华电国际投标电价是 0.7260元，决策者建议0.60元才能中标
中标商全称：
北国电–北京国际电力新能源有限公司
国华–国华能源投资有限公司
华电国际–华电国际电力股份有限公司
华能–华能新能源环保产业控股有限公司
华睿–华睿投资集团有限公司
龙源–龙源电力集团公司
粤电–广东省粤电集团有限公司
中电投–中国电力投资集团公司
投标上网电价（含8.5%售电增值税和33%所得税）
注：* 华睿按合资企业待遇实际投标电价是 0.3979（含8.5%售电增值税和15%所得税）
投标商全称：
EHN –（西班牙）
北节投–北京国投节能公司
北国电–北京国际电力新能源有限公司
国华–国华能源投资有限公司
华电–中国华电集团公司
华电国际–华电国际电力股份有限公司
华能–华能新能源环保产业控股有限公司
华睿–华睿投资集团有限公司
华润–华润电力控股有限公司华亭–甘肃华亭发电有限公司
金陵–江苏金陵电力资产投资有限公司
凯迪–武汉凯迪电力股份有限公司
龙源–龙源电力集团公司
三峡–中国长江三峡工程开发总公司
英华威– Infra Vest （德国）
粤电–广东省粤电集团有限公司
中电投–中国电力投资集团公司
附件2
国家发展计划委员会文件
（计基础［2002］2692号）
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国家计委关于江苏如东风电场特许权
示范项目建议书的批复
江苏省计委：
你委《关于上报江苏如东风电场工程初步可行性研究报告及其特许权招标方案的请示》（苏计基础发[2002]274）收悉。经研究，现批复如下：
一、为了促进我国风力发电的规模化发展和商业化经营，通过竞争机制提高风力发电的经济性，同意按照特许权招标的方式建设如东风电场工程。
二、该项目建设规模为100兆瓦级，机组选型由招标选定的投资者决定，但单机容量不应低于600千瓦。
三、该项目通过招标选择投资者。投资者负责机组选型和优化布置所必需的风资源核查、土建工程所需要的地质勘查、风力发电机组及其辅助设施的采购、安装和调试。以及从风电场到指定上网交接点之间的电力送出工程等风电场建设运行所需的全部投资，风电机组采购的本地化率不低于50%。
四、该项目在特许经营期内执行两段制电价政策，第一段电价执行期为风电机组累计发电利用小时数达到30000小时之前的时期，执行中标人在投标书中要求的电价。第二段电价执行期为风电机组累计发电利用小时数达到30000小时到特许期结束的时期，电价执行当时电力市场中的平均上网电价。风电场建成后的可供电量全部由所在地电网企业按上述电价收购，风电上网电价对销售电价的影响纳入全省电价方案统一考虑。
五、该项目风电场建设期间的征地、移民和环境保护方面的工作，以及风电场运行期间安全、税收等与地方有关的各项工作由你委负责协调。该项目特许权招标以上网电价为主要评标标准，同时考虑设备本地化率指标，承诺上网电价最低和设备本地化率最高的投标人为中标人。
六、该项目特许权招标工作由我委牵头，会同你委和有关部门委托招标公司统一进行。中标者应在项目所在地注册成立项目公司，项目公司与省政府指定的部门签订特许权协议，并同时与电网企业签订购售电合同。经营期为第一台机组投产后25年，经营期满后该项目全部生产设施交省政府指定部门管理，也可重新签订延期合同。
七、该项目的建设和运行管理执行国家和地方有关风电发展的各项优惠政策。风电场投产后的上网电价执行投标者承诺的价格。如遇国家重大政策调整，给投资者的收益造成重大损失时，可按照当时国家价格政策对该项目的电价进行合理的调整。
该风电场的特许权协议签订后，项目公司应尽早开展各项建设工作，保证风电场在两年内投入使用。如在两年内不能完成项目建设，应说明理由。如无特殊理由，将终止该项目的执行，所有损失由投资者自行承担。
请按上述要求抓紧做好该项目招标的各项准备工作，在招标选定投资者的基础上，编制项目建设的可行性研究报告，报我委审批。
二○○二年十二月十日
附件3
2004年7月21日修订，2004年8月1日实施的
德国可再生能源法部份内容摘要
第一部份可再生能源优先法（可再生能源法）
第1章目的
（2）本法将更加促进可再生能源比例的增长，2010年至少达到12.5%，2020年至少达到20%。
………
第2章应用范围
（1）本法规定
1. 可再生能源发电厂供应的电力优先接入电网。…
2.（可再生能源发电厂供应的）电力由电网系统运营商优先收购、传输和支付，和
3. 收购及支付的电量在全国分摊的体系。
（2）本法不适用于联邦政府拥有超过25%股权的电厂…以及2004年8月1日以前投产的电厂。
………
第3章定义
（1）可再生能源…
（2）电厂（机组）（plant）是指任何利用可再生能源或…发电的独立技术装置。…
（3）电厂运营商（plant operator）是指任何人，不论是否有业主身份，使用电厂达到从可再生能源或…发电的目的。
（4）试运行（commissioning）是指电厂第一次投入运行，…
（5）电厂装机容量（capacity of a plant）是指电厂在的正常运行时不受时间限制，技术上可以生产的有效发电容量，与短期偏差无关。…
（6）电网系统（grid system）是指用于一般供电的输电和配电的所有连接设施。
（7）电网系统运营商（grid system operator）是指一般供电的所有电压等级的运营商。输电系统运营商在电网系统运营商中负责高压和超高压系统用于远程输电到下游系统。
………
第4章收购和传输电力的义务
………
第5章支付费用的义务
（1）按照第6章到第12章的规定，电网系统运营商应对完全用可再生能源或矿井气的发电厂所发电量支付费用，根据第4章第（1）条或第（5）条规定购电。上面第一句所规定的义务应只适用于容量500千瓦以上的机组，其容量是测量和记录过的。
………
第10章
支付风能发电的费用
（1）支付风电机组所发电量的费用除了以下第（3）条规定的以外应至少5.5欧分每千瓦时。从机组投入运行之日起的五年期间内，对于在此期间风电机组的发电量达到了本法附录中定义的参考机组计算发电量的百分之一百五十，支付的费用应根据上面第一句的规定再增加3.2欧分每千瓦时。对于任何其他机组，其发电量在参考发电量的百分之一百五十以下，每相差百分之零点七五则这个期间应延长两个月。
………
（4）与第5章第（1）条的规定偏离，对于在投入运行之前不能证明那些机组在准备安装的场址能够达到参考电量的百分之六十，则电网运营商将不再有义务去支付其所发电量。电厂运营商应将与此有关的证明提供给电网运营商，其方式为提交符合本法附录中定义的技术鉴定意见并委托经电网运营商同意的技术专家。如果电网运营商未能在电厂运营商提出要求的四周之内给
出其同意意见，则联邦环境局在咨询Fordergesellschaft Windenergie e.V.(FGW)机构之后将指定技术专家。电厂运营商和电网系统运营商将各承担百分之五十的费用。
（5）从2005年1月1日起，上面第（1）条规定的最低费用，以及从2008年1月1日起，上面第（3）条规定的最低费用，对于在此期限之后投入运行的新机组其电价数额每年将比前一年投入运行的新机组减少百分之二；支付的数额计算到小数点后两位。
（6）为了执行上面第（1）条到第（4）条的规定，联邦环境、自然保护及核安全部被授权颁布关于参考发电量计算和应用的规定。
………
附件4
关于中国风电发展的基本观点
（2006.02.14.国务院参事室座谈会背景资料）
施鹏飞
shi-pengfei@https://www.360docs.net/doc/f213200286.html,
一、发展风电的目的：
1. 远期
从战略上我曾经为能源研究会预测风电2020年装机3000万千瓦和600亿千瓦时电量，占当时全国电力总装机容量（10亿千瓦）的3%和全国电量（5万亿千瓦时）的1.2%（按全国平均风电年等效满负荷2000小时，其他电源5000小时估算）。2030年1亿千瓦和2000亿千瓦时电量、以及2050年4亿千瓦和8000亿千瓦时电量。即风电要在能源供应和减排温室气体方面起显著作用是2020年以后，届时风电成本才可能接近常规电源。
2. 近期
2020年以前发展风电的主要目的：
(1)尽快培育出本国的风电设备制造产业，降低占风电项目投资70%的风电机组成本;
(2)拉动相对贫困而风能资源丰富地区的经济发展。
二、培育风电设备产业的必要性
本国生产的风电机组可以比国外同类型产品成本低约20%，但我们目前只能够成批生产国外10年前主流技术的产品，技术差距还在拉大，自主开发新产品的能力更是薄弱，远远不能满足市场需求。2004年当年国产机组只占18%，2005年也只有28%，要扶植这个幼稚的产业赶上当前国际主流水平除了国家的科研和产业支持的资金外，从政策上和法规上给予风电项目比常规电源项目投资回报率略高的上网电价才是可持续的，能够培育出健康的市场，使风电产业链的源头风电机组制造业成长起来，形成真正的市场竞争才能降低成本，如我国家电、汽车和移动通信产业经历过的发展历程。
三、庞大电力市场是培育风电产业的有利条件
据测算年上网电量为等效满负荷2000小时的风电场，上网电价约每千瓦时0.60元其投资回报率较为合理。2004年我国风电装机76万千瓦，只占全国总装机（4.4亿千瓦）的0.17%，总电量（2.2万亿千瓦时）的0.05%，即只有万分之五（按2003年底风电装机容量56万千瓦在2004年发电测算），在总量这样微小的情况下，风电与常规电源上网的电价之差在全国分摊，即11.4亿千瓦时风电电量，高于常规电源平均上网电价每千瓦时0.25元，总额为2.85亿元，按全国平均上网电价每千瓦时0.30元测算，电网公司收购电量支付的总额约6600亿元，风电分摊还不到1厘钱，给予风电合理的较高电价是完全可行的，其结果是能够较快培育出本国的风电设备制造能力，从长远看经济效益也是显著的。例如丹麦在80年代初期除了给予风电较高上网电价外，还给用户购买风电机组30%的补贴，到了今天全世界有40%的风电机组是从丹麦进口的，显示出当时政策对国家的战略意义。
四、风电产业的风险
风力发电机组设备看起来很简单，实际技术很复杂，主要难度是机组在野外应可靠运行20年，经受住各种极端恶劣天气和非常复杂的风力交变载荷，没有实践经验的积累是很难想象的，美国波音公司、西屋公司，中国的直升机研究所和火箭研究院都涉足过风电机组开发，均未成功，都是对风电技术的困难估计不足。准备和已经从事风电机组开发制造的企业必须有充足的思想准备。
2010年设定风电装机500万千瓦的目标，国家发改委要求70%的国产化率，从2006年到2010年平均每年新增80万千瓦，从目前基础看，任务极为艰巨，必须加大支持力度又要十分谨慎，确保质量，防止国外发生过的几千台齿轮箱更换质量事故，否则新生的产业会遭到严重挫折。
五、目前中国风电的状况
1. 从对风电的重视程度上看似乎形势大好，可再生能源法及实施办法出台，总书记和总理多次批示，国家发改委频频发文件，北京宣言昭示全世界。甚至有些地区基层县委书记和村支部书记都怕没有风电项目要丢官。2005年当年新增风电装机容量近50万千瓦，累积126万千瓦。
2. 从决策者对风电产业发展的实际政策上看，整个产业又面临危机。从上到下都很浮躁，在资源尚未搞清楚的情况下，发改委下文让河北黄骅和江西鄱阳湖各上100万千瓦；江苏大丰刚作预可研就批下20万千瓦的项目。几乎全都以最低价中标的特许权项目上网电价为每千瓦时0.382到0.519元，这些亏损的项目规模达到135万千瓦，采用的设备还要求达到70%国产化率，时间在三到四年内建成，这四个边界条件要同时满足就是危机。风电产业如同刚学迈步的婴儿，目前的状态是谁给的奶少才能让谁领养，这个婴儿吃不饱，还要跟成年人（煤电）赛跑，产业可能夭折。
这种恶果要到2008年6月才能显现出来，届时江苏如东风电特许权项目投产达到一年，实际上网电量、设备价格、运行维护费用和项目融资等数据可以和投标方案对比。不合理的低价必然影响工程质量，当地政府引进亏损项目更不利于地方经济发展。
投标商为了本企业的某种利益不惜亏损投不合理的低价力争中标是可以理解的，然而政府必须从整个新兴产业健康成长考虑。
3. 风电发展目标只提装机容量不够落实，而风电年上网电量才是实际成果。我对2010年风电装机500万千瓦目标的理解是全部投产后，在2011年底电网公司应当收购到100亿千瓦时的风电电量，否则500万千瓦装机对投资人
和国家都没有意义，只是摆设。如果把1万千瓦发电机组比喻成一个鸡蛋，2004年底全国电力装机容量就是4万4千个蛋，风电机组只有76个蛋，多100个蛋少100个蛋对全国影响很小，重要的是我们要培育出每年能生产100多个好蛋的强壮母鸡（风电机组制造产业）。
可否将2010年的发展目标也用风电电量表示，如2009年底装机400万千瓦，2010年考核的指标应当是电网企业收购到80亿千瓦时的风电电量，由于与常规电源的价差要在全国分摊，这个数据是必须统计出来的。
4. 健康的可持续的风电市场应该使投资者获得合理的略高于煤电的回报，当新兴的风电产业最需要大量资金投入的时期给以扶持，才能吸引和聚集人才，认真攻关，尽快掌握国外当前主流技术。畸形的风电市场暂时招来大批投资者来结果项目赔钱，制造商生产了大批风电机组却不能在野外正常运行。国外发生过Micon公司在全世界几千台齿轮箱因质量问题被迫更换，国内进口Nedwind公司50多台机组在新疆达坂城安装后至今不能发电的教训应当牢记。
5. 可再生能源法的实施细则的制定和决策要透明，印发的办法要明确具体，真正能够操作，才能将风电发展纳入法制的轨道。
6. 实现加快风电发展，开发商和制造商要静下心来认真干，积累经验，保证质量，要真的快、真的多。现在这个领域存在很大风险，不是装金子的大桶，而是火坑，跳进去就得像孙悟空在太上老君的炼丹炉里面耐得住煎熬，方能锻炼出火眼金睛，否则就是灰烬。开发商认真做好前期工作冷静投资，制造商确保产品质量，千万不能为追求形式上的指标而放松对质量的控制，时刻牢记风电是对未来20年野外恶劣条件的投资，能否有回报取决于今天是否一
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
关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知(发改价格[2009]2474号)
关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知(发改价格 [2009]2474号) 2009年10月26日16:29发改委网站【大中小】【打印】共有评论0 条 发改价格[2009]2474号 关于规范电能交易价格管理等 有关问题的通知 各省、自治区、直辖市发展改革委、经贸委（经委）、物价局，各区域电监局、城市电监办，国家电网公司、南方电网公司，内蒙古电力公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司： 为进一步规范电能交易价格行为，维护正常的市场交易秩序，促进电力资源优化配置，现就有关问题通知如下： 一、关于发电企业与电网企业的交易价格 （一）发电机组进入商业运营后，除跨省、跨区域电能交易及国家另有规定的以外，其上网电量一律执行政府价格主管部门制定的上网电价。 （二）发电机组进入商业运营前，其调试运行期上网电价按照当地燃煤发电机组脱硫标杆上网电价的一定比例执行。其中，水电按照50%执行，火电、核电按照80%执行；水电以外的可再生能源发电机组自并网发电之日起执行价格主管部门批复的上网电价。电网企业据此支付购电费，并计入购电成本。 （三）发电企业启动调试阶段或由于自身原因停运向电网购买电量时，其价格执行当地目录电价表中的大工业类电度电价标准。 （四）燃煤发电机组安装脱硫设施、具备在线监测功能且运行正常的，已经环保部门验收合格的，自环保部门验收合格之日起执行脱硫加价；环保部门不能按时验收的，由省级价格主管部门商环保部门通知电网企业，自发电企业向环保部门递交验收申请之日起30个工作日后执行脱硫加价；经环保部门验收不合格的，相应扣减已执行的脱硫加价。发电企业向环保部门递交验收申请时应抄送省级价格主管部门和电力监管机构，并抄录电能表起始表示数。
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：
国家发展改革委关于调整上网电价通知
国家发展改革委关于调整 发电企业上网电价有关事项的通知 发改价格[2013]1942号 各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、电力公司，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，国家开发投资公司、神华集团公司： 为贯彻落实《国家发展改革委关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》（发改价格[2013]1651号），决定在保持销售电价水平不变的情况下适当调整电价水平。现就有关事项通知如下： 一、降低有关省（区、市）燃煤发电企业脱硫标杆上网电价，具体降价标准见附件1。各地未执行标杆电价的统调燃煤发电企业上网电价同步下调。 二、适当降低跨省、跨区域送电价格标准，具体降价标准见附件2。 三、在上述电价基础上，对脱硝达标并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，上网电价每千瓦时提高1分钱；对采用新技术进行除尘、烟尘排放浓度低于30mg/m3（重点地区低于20mg/m3），并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，上网电价每千瓦时提高0.2分钱。 四、适当疏导部分地区燃气发电价格矛盾。提高上海、江苏、浙江、广东、海南、河南、湖北、宁夏等省（区、市）天然气发电上网电价，用于解决因存量天然气价格调整而增加的发电成本。具体调价标准由省级价格主管部门从紧制定，并报我委备案。
五、将向除居民生活和农业生产以外的其他用电征收的可再生能源电价附加标准由每千瓦时0.8分钱提高至1.5分钱（西藏、新疆除外）。 六、以上电价调整自2013年9月25日起执行。 七、请各省（区、市）价格主管部门组织电网经营企业和发电企业严格贯彻执行上述调价措施。同时，不得超越价格管理权限另行降低发电企业上网电价，不得自行降低对电力用户尤其是高耗能企业的销售电价。 附件：1、各省（区、市）统调燃煤机组上网电价调整表 2、有关跨省、跨区域送电价格调整表 国家发展改革委 2013年9月30日
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，
国家发展改革委关于适当调整电价的通知发改价格(2011)1101号
发改价格[2011]1101号 国家发展改革委关于适当调整电价 有关问题的通知 各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、电力公司，各区域电监局、省电监办，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，三峡集团公司： 为补偿火力发电企业因电煤价格上涨增加的部分成本，缓解电力企业经营困难，保障正常合理的电力供应，经商国家电力监管委员会、国家能源局，决定适当调整电价水平。现将有关事项通知如下： 一、适当提高火电企业上网电价 （一）重点提高山西等15个省(市)统调火电企业上网电价。综合考虑煤炭价格上涨对火电成本的影响及发电设备利用情况等因素，对山西等15个省(市)统调火电企业上网电价适当提高。具体提价标准每千瓦时分别为：山西3.09分钱、青海3分钱、甘肃2.68分钱、江西2.62分钱、海南2.53分钱、陕西2.52分钱、山东2.45分钱、湖南2.39分钱、重庆2.28分钱，安徽、河南、湖北各2分钱，四川1.5分钱、河北1.49分钱，贵州1.24分钱（其中0.46分钱用于提高脱硫加价标准）。上述省市燃煤发电企业标杆上网电价同步调整。甘肃、陕西、安徽三省高于标杆电价的燃煤发电企业上网电价具体调整标准由省级价格主管部门确定。 （二）对上述15个省（市）以外的其余省(区、市)统调火电企业上网电价小幅提
高，燃煤发电企业标杆上网电价同步调整。其中，广西、云南省（区）燃煤发电企业脱硫加价标准每千瓦时分别提高0.5分钱和0.3分钱；北京、上海、江苏、浙江4个省（市）燃气发电企业上网电价每千瓦时分别提高1分钱、3.6分钱、3.6分钱和3.6分钱；青海、广东、福建省燃气发电企业上网电价暂不调整。其他省（区、市）燃气发电企业上网电价提价标准与当地燃煤发电企业相同。 （三）酌情提高部分省(市)经营困难的统调电厂上网电价。对吉林等部分省(市)低于当地标杆电价的统调电厂上网电价适当多调。广东省云浮、韶关、坪石电厂上网电价提价标准最高不超过每千瓦时1.5分钱，具体由广东省物价局下达。为鼓励河南义马铬渣电厂按规定焚烧铬渣，减少对当地环境的损害，将该电厂上网电价每千瓦时提高3.0分钱（必须按规定焚烧铬渣）。 有关发电企业上网电价具体调整标准见附件一、附件二。 （四）适当提高跨省、跨区域送电价格标准。具体见附件三。 二、核定和调整部分水电企业上网电价 （一）核定贵州石垭子、海南大广坝二期水电站临时结算上网电价每千瓦时分别为0.293元和0.39元。 （二）三峡地下电站投入商业运营后，三峡电站送湖北上网电价调整为每千瓦时0.2506元，送其他地区上网电价每千瓦时提高0.19分钱。三峡电站送电至各地的落地电价相应调整。 （三）为缓解水电企业经营困难，将贵州省统调水电站上网电价每千瓦时提高0.3分钱；湖南省挂治、三板溪水电站上网电价调整为每千瓦时0.36元，凌津滩、洪江、碗米坡水电站上网电价调整为每千瓦时0.336元；广西岩滩、甘肃大唐麒麟寺、重庆中电狮子滩水电站上网电价分别调整为每千瓦时0.1612元、0.26元和0.3元。
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
转发自治区发改委关于调整区内部分地州销售电价的通知
转发自治区发改委关于调整区内部分地州销售电价的通知 哈地发改价格〔2008〕38号 哈密地区电业局： 现将自治区发展改革委《关于调整区内部分地州销售电价的通知》（新发改能价[2008]1260号）转发给你们，请认真遵照执行。同时 调整后电价的峰、谷电价，严格按照《哈密地区峰、谷电价表》（附件）的价格执行。 附件：《关于调整区内部分地州销售电价的通知》 二〇〇八年七月二十五日
附件： 关于调整区内部分地州销售电价的通知 新发改能价[2008]1260号 伊犁州计委，各地、州、市发展改革委，新疆电力公司： 近年来，我区电网基本建设与技术改造投入较大，需要疏导的电价矛盾较多，为缓解电网企业生产经营困难，保障电力供应，根据国家发展改革委《关于提高电力价格有关问题的通知》（发改电〔2008〕207号）精神，结合我区实际情况，自治区研究决定对伊犁、博州、阿勒泰、塔城、哈密、巴州、阿克苏、喀什、克州、和田等地州的部分类别销售电价进行调整，现将有关事宜通知如下： 一、为解决近年来电网基本建设还本付息问题，伊犁、博州、阿勒泰、塔城、哈密、巴州、阿克苏、喀什、克州、和田等地州平均销售电价提高2分/千瓦时，各电网具体销售电价详见附件。此次调价对居民生活用电、农业生产用电和化肥生产用电价格不做调整，由其它电量平摊。 二、在用电分类中增设大工业用电类别。适用范围：凡以电为原动力或以电冶炼、烘焙、熔焊、电解、电化的一切工业生产，受电变压器总容量在315千伏安及以上用电。大工业用电电价由电度电价和基本电价两部分构成。 在大工业用电类别下设置电炉铁合金、电解烧碱、合成氨、电炉钙镁磷、电炉黄磷、电石等用电子类别。 三、具备条件的电网，实行峰谷电价和分电压等级电价。
国家发展改革委关于调整南方电网电价的通知
国家发展改革委关于调整南方电网电价的通知 发改价格[2009]2926号 广东、广西、云南、贵州、海南省（区）发展改革委、物价局、电力公司，南方电监局，昆明、贵阳电监办： 为疏导电价矛盾，完善电价结构，促进可再生能源发展，经商国家电监会、国家能源局，决定适当调整电价水平。现将有关事项通知如下： 一、调整发电企业上网电价 （一）为合理反映燃煤电厂投资、煤价、煤耗等情况变化，适当调整统调燃煤机组标杆上网电价水平。广东省统调燃煤机组标杆上网电价每千瓦时下调0.8分钱，其他燃煤机组同步下调；海南省统调燃煤机组标杆上网电价每千瓦时上调0.32分钱；云南省统调燃煤机组标杆上网电价每千瓦时上调0.7分钱，现行上网电价低于标杆电价的机组，同步上调。 （二）为合理补偿燃煤电厂脱硫成本，将贵州燃煤发电机组脱硫加价标准由每千瓦时1.5分钱调整为1.7分钱。 （三）为促进水电站库区和移民安置区经济社会发展，缓解水电企业亏损严重、更新改造资金不足等问题，适当提高部分水电企业的上网电价。云南省鲁布革、以礼河、大寨、西洱河、绿水河、六郎洞等原厂网分离电厂平水期和枯水期上网电价的上浮幅度由10%提高至20%，丰水期电价保持不变。云南省单机容量25万千瓦以下中小水电站上网电价每千瓦时提高0.7分钱。海南省大广坝水电站、牛路岭水电站上网电价每千瓦时分别提高1分钱、2分钱。广西长洲水电站上网电价每千瓦时提高1分钱。广东省南告、潭岭、新丰江、枫树坝、流溪河、南水、长湖、长潭水电站上网电价每千瓦时提高2分钱。贵州省洪家渡、鱼塘、普定、引子渡、光照、
清溪水电站上网电价每千瓦时提高0.5分钱，红枫、索风营、大花水电站上网电价每千瓦时提高0.2分钱。 （四）由于水电项目开发的政策环境变化较大，新建水电暂停执行我委核定的水电标杆电价。贵州构皮滩水电站和思林水电站暂执行临时上网电价每千瓦时0.277元；云南小湾水电站暂按每千瓦时0.300元结算；广西龙滩水电站上网电价按每千瓦时0.307元执行。 （五）同意广东南海发电一厂、汕头万丰电厂、坪石发电厂3号机上网电价每千瓦时分别提高1.5分钱、1.5分钱、2分钱。 二、理顺发电企业上网电价与销售电价关系。2008年8月全国火力发电企业上网电价提高影响电网企业增加的购电成本，通过调整销售电价予以疏导。 三、根据可再生能源发展需要，按照《可再生能源法》和《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，将可再生能源电价附加标准提高到每千瓦时0.4分钱。 四、各省（区）销售电价每千瓦时提高0.2分钱，暂用于解决电网企业“一户一表”改造投资还本付息等问题。 五、适当提高电网销售电价。有关省（区）销售电价平均提价标准每千瓦时分别为：广东省1.90分钱、广西自治区2.40分钱、云南省2.28分钱、贵州省2.61分钱、海南省3.45分钱。各类用户调价后具体电价标准见附件一至附件五。 六、进一步优化销售电价结构。同意广东省缩小商业与非普工业用电价差，扩大峰谷电价比价，拉大电压等级差价；广西自治区商业与非普工业用电价格合并为一般工商业及其他电价类别；贵州省缩小商业与非普工业和非居民照明用电价差。 七、以上电价调整自2009年11月20日起执行。其中，电力用户11月20日后
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 . .
国家发展改革委关于印发《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》的
国家发展改革委关于印发《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》的通知 发改价格[2007]44号 各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、电力公司，国家电网公司、南方电网公司： 为促进可再生能源的开发利用，保证可再生能源电价附加收入的合理分配，根据《中华人民共和国可再生能源法》和《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），经商国家电监会，我委研究制定了《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》，现印发你们，请按照执行。对执行中出现的问题，请及时报告我委。 附件：可再生能源电价附加收入调配暂行办法 国家发展改革委 二○○七年一月十一日附件： 可再生能源电价附加收入调配暂行办法 第一条为促进可再生能源发电产业的发展，保证可再生能源电价附加的合理分配，根据《中华人民共和国可再生能源法》和《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），制定本办法。 第二条本办法所称可再生能源发电是指风力发电、生物质能发电（包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电）、太阳能发电、海洋能发电和地热能发电。本办法所称可再生能源附加是指为扶持可再生能源发展而在全国销售电量上均摊的加价标准。 第三条本办法适用于2006年1月1日之后核准的可再生能源发电项目（含接网工程）及公共可再生能源独立电力系统。 第四条可再生能源电价附加调配遵循权责明确、管理规范、公开透明、操作简便的原则。 第五条可再生能源电价附加标准、收取范围由国务院价格主管部门统一核定，并根据可再生能源发展的实际情况适时进行调整。可再生能源电价附加调配、平衡由国务院价格主管部门会同国务院电力监管机构监管。 第六条可再生能源电价附加由省级电网企业（东北电网公司和华北电网公司视同省级电网企业，西藏自治区除外）按照国务院价格主管部门统一核定的标准和范围随电费向终端用户收取并归集，单独记账，专款专用。 第七条省级电网企业应收取的可再生能源电价附加按以下公式计算，并作为电价附加调配的依据：
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
国家发展改革委关于调整发电企业上网电价有关事项的通知
国家发展改革委关于调整发电企业上网电价有关事项的通知 【法规类别】价格综合规定电力工业管理 【发文字号】发改价格[2013]1942号 【发布部门】国家发展和改革委员会(含原国家发展计划委员会、原国家计划委员会) 【发布日期】2013.09.30 【实施日期】2013.09.25 【时效性】现行有效 【效力级别】部门规范性文件 国家发展改革委关于调整发电企业上网电价有关事项的通知 （发改价格[2013]1942号） 各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、电力公司，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，国家开发投资公司、神华集团公司：为贯彻落实《国家发展改革委关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》（发改价格[2013]1651号），决定在保持销售电价水平不变的情况下适当调整电价水平。现就有关事项通知如下： 一、降低有关省（区、市）燃煤发电企业脱硫标杆上网电价，具体降价标准见附件1。各地未执行标杆电价的统调燃煤发电企业上网电价同步下调。 二、适当降低跨省、跨区域送电价格标准，具体降价标准见附件2。
三、在上述电价基础上，对脱硝达标并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，上网电价每千瓦时提高1分钱；对采用新技术进行除尘、烟尘排放浓度低于30mg/m3（重点地区低于20mg/m3），并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，上网电价每千瓦时提高0.2分钱。 四、适当疏导部分地区燃气发电价格矛盾。提高上海、江苏、浙江、广东、海南、河南、湖北、宁夏等省（区、市）天然气发电上网电价，用于解决因存量天然气价格调整而增加的发电成本。具体调价标准由省级价格主管部门从紧制定，并报我委备案。 五、将向除居民生活和农业生产以外的其他用电征收的可再生能源电价附加标准由每千瓦时0.8分钱提高至1.5分钱（西藏、新疆除外）。 六、以上电价调整自2013年9月25日起执行。 七、请各省（区、市）价格主管部门组织电网经营企业和发电企业严格贯彻执行上述调价措施。同时，不得超越价格管理权限另行降低发电企业上网电价，不得自行降低对电力用户尤其是高耗能企业的销售电价。 附件：1、各省（区、市）统调燃煤机组上网电价调整表 2、有关跨省、跨区域送电价格调整表 国家发展改革委 2013年9月30日 附件1： 各省（区、市）统调燃煤机组上网电价调整表 单位：分/千瓦时（含税）
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。