国家发改委下调风电电价 执行期限留悬念[合集5篇]

第一篇：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%。“第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区中部分地区的收益率将低于银行贷款利率，这意味着，部分风电项目将不再具有投资价值。”中国风能协会认为。

事实上，国家发改委的调价政策具有明显的指向性，由于电价水平较高，未来，第Ⅳ类风资源区的投资价值将得以凸显，按规定，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区外的所有地区均为Ⅳ类风资源区，主要集中于中国的中、南部广大地区，包括山西、安徽、云南、贵州等诸多省份。

低风速开发考验发电公司测风能力

虽然第Ⅳ类风资源区的投资价值因电价得以凸显，但其开发难度却远高于前三类地区，业界常将第Ⅳ类风资源区笼统地称为为低风速地区。

风资源状况不佳是低风速地区最大的特点，据龙源电力在安徽的测风数据显示，安徽的年平均风速仅有6米/秒，远低于“三北”地区，并且平均每年仅有1700小时的发电时间。这里曾在2009年被业界称为风电开发的“鸡肋”，皖能电力曾在考察完安徽的情况后，放弃了开发。

除了风资源较差外，第Ⅳ类风资源区难以找到成片的开发区域，如云南、贵州、安徽、山西等地，山地众多，其中云南省山区面积占全省总面积96%。

2011年5月，龙源电力安徽公司在来安县建成投产20万千瓦低风速风电场，其安徽公司负责人保伟中发现，在地形复杂、植被茂密的安徽内陆，风电机组安装位置相差几米就会极大地影响发电量，对发电公司的测风能力提出了很高要求。

由于山地众多，风电机组的运输成为发电公司需要克服的普遍困难，在云南和贵州，大多数风电机组均安装于海拔2000米以上山头，“我们几乎是一公里一公里炸开的。”龙源贵州风电项目负责人说，“一个山头一台风机，每个山头都要修路上去，总共一百多公里的山路开凿。”

在低风速地区开发风电项目，关键看成本控制得好不好。这一成本除了修路炸山外，还包括对当地农民的林业补偿，据龙源电力安徽公司负责人介绍，安徽凤阳、定远两地极为突出，补偿费用随着高铁占地而水涨船高，一个5万千瓦的风电场，总投资不到4亿元，但林地补偿就要花去2000万元，占总投资的5%。

即使存在诸多困难，但由于低风速地区电价高、限电少，其开发风电的前景仍被业界看好，事实上，只要在控制成本的前提下尽力提高发电量，第Ⅳ类风资源区的风电项目是可以保持盈利的。据悉，安徽来安风电场投产以来，每年可以保证数千万元的利润。大规模抢装潮不会出现

无论是光伏，还是风电，几乎每次电价的调整都会带来“抢装潮”，但此次调价留出了较为宽裕的建设时间，业内预测，大规模的抢装潮将不会出现。

根据《通知》，新电价政策适用于2015年1月1日以后核准，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的风电项目。这意味着，对于前三类风资源区，政策出台前已经核准的项目还有1年的建设期，对于风电建设而言，这一期限较为从容。

根据风能协会的数据，已经核准的风电项目中将近一半为第Ⅳ类风资源区项目，故尽管会出现抢装现象，但几年前的抢装潮不会发生。

虽然文件强调了补贴政策结算和确保政策执行到位，但也留下了不小的悬念，新电价政策的执行期限仍未明确。

电价是风电行业最重要的支持政策，其连续性和稳定性直接关系到企业投资决策，事实上，没有预期或者频繁变动，是投资方最不愿看到的情况。

不过，对于下调风电上网电价，中国风能协会认为无法体现能源结构调整的清洁化目标。

据悉，风电的补贴资金远远少于污染更大的煤电，2013年，用于风电的补贴资金为200亿元，至2015年，这一金额上升至300亿元，但仍旧难以与煤电相提并论。

如果按2013年全口径煤电发电量计算，仅脱硫、脱硝、除尘三项公开补贴资金即达到1131亿元。中国风能协会认为，如果将煤电的外部成本计算在内，早已达到了“风火同价”的目标。

原标题:国家发改委下调风电电价 执行期限留悬念

第二篇：国家发改委能源研究所与国际能源署风电计划

国家发改委能源研究所与国际能源署（IEA）10月19日发布《中国风电发展路线图2050》，设立了中国风电未来40年的发展目标：到2020年、2030年和2050年，风电装机容量将分别达到2亿、4亿和10亿千瓦，在2050年，风电将满足17%的国内电力需求。

这些目标带来的是未来40年累计12万亿元的投资需求。在经济性方面，路线图预计到2020年前后，陆上风电成本将与煤电持平。

这份路线图预计，如果将风电上网电价水平控制在0.55元/度以内，2009年规划的七大风电基地的经济可开发量就可达到7亿千瓦的水平。

在陆上和海上风电的布局方面，路线图的规划是：2020年前，以陆上风电为主，开展海上风电示范；2021年-2030年，陆上、近海风电并重发展，并开展远海风电示范；2031年-2050年，实现在东中西部陆上和近远海风电的全面发展。

在解决并网问题方面，制定和实施风电分级和跨省区消纳方案，协调风电、其他电源和电网建设与运行，推进和完成电力市场运行机制改革，这些均被路线图称作迫切需要开展的工作。

除了并网与消纳，未来十年中国风电行业的关键行动，还应包括制定落实可再生能源发电配额和电网保障性收购制度，完善行业管理和技术标准规范等。

第三篇：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，风电厂要在首台风机并网前向上级主管部门提交《临时电价执行情况说明》。

（七）特许权项目凭中标通知就可取得电价批复和签订《购售电合同（协议）》，更应提前办理相关工作，确保上网电量能全额全价结算。

第六章 电量管理

第八条 各风电厂要加强风电厂发电量、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，电量报表要按时分析、整理、上报并存档。

第九条 上网关口电量数据管理

（一）上网关口在《购售电协议》中有明确规定，一般设在双方的产权分界点，关口计量电度表一般有两块，一块主表、一块备用表。

（二）为了确保关口电量数据准确，要求每月对关口电量进行一次核算，尤其要对设在对方变电站的关口表计加强核对工作。电量核算可以采取母线电量平衡、线路电量和理论线损平衡、主表和备表比对等方法进行。在厂用电率或线损率异常增高时，一定要认真核算关口电量准确性，找出异常原因。一旦发现异常，应该立即收集相关证据，并尽快与电力公司协商并妥善解决。

（三）月度上网电量和上网电量由《购售电协议》中确定的

月度和关口表抄表时点数据为准，在结算时要认真核对。

（四）可再生能源补贴电费的电量数据以电力公司和风电厂双方确认的月度和上网电量数据为准，在结算时要认真核对。

（五）实际上网（销售）电量数据取各风厂上网关口的累计上网电量。对于多期项目共用一个关口表计的风电厂，上网电量按各期发电量比例进行分配，或按与电力公司约定的计算方法计算。

第七章 电费管理

第十条 风电厂要加强电费结算和回收管理，确保电费足额按时到账，提高电费资金效益。

第十一条 风电厂负责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。

第十二条 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。

第十三条 各电网的可再生能源补贴电费结算周期不同，各风电厂要密切跟踪结算动态，确保第一时间完成可再生能源补贴电费结算。

第十四条 电费结算时间要求如下：

（一）地方电网电价附加可再生能源基金有结余的项目和特许权项目，要求每月按批复电价进行结算，每月30日之前将上月上网电量电费全款结算到帐。

（二）地方电网电价附加可再生能源基金存在缺口的风电厂，每月按当地标杆上网电价结算电费，要求每月30日之前将上月标杆电价的电费结算到帐。可再生能源补贴电费要求按物价主管部门的规定及时进行结算。

第八章 附则

第十五条 本办法暂行情况由安全生产部负责检查与考核。第十六条 本办法由安全生产部负责解释。第十七条 本办法自下发之日起施行。

第四篇：陕西省风电项目开发建设指南及上网电价执行情况

陕西省风电项目开发建设指南及上网电价执行情况 陕西省物价局转发国家发改委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知，通知明确指出，陆上风电标杆上网电价适当调整。

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，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类资源区风电标杆电价维持现行每千瓦时0.61元不变。（国家划分陕西省属于此类）同时，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。

一、资源概况

陕西省风能资源总储量为3808万千瓦,从地域上看，陕西风功率密度相对较大的地区主要在陕北长城沿线、渭北、黄河小北干流沿岸区域以及秦岭的高山区。陕北长城沿线位于毛乌素沙漠的南缘，地势平坦，地面冷空气较为活跃，地形对空气运动的阻挡作用较小，加上地面植被状况与沙漠地区差异较大，易引起局地环流，造成风速较大，风能资源较大;渭北地势较为平坦，海拔明显高于其南部的关中盆地，黄河小北干流沿岸区域处于关中盆地东西向喇叭口开口处，地势同样开阔平坦，特殊的地形造成风能资源大于其它地区。

二、电价

2014年12月31日，国家发改委发布《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》(发改价格〔2014〕3008号)，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。

表1：2014年调整后的全国风力发电标杆上网电价表

陕西省属于Ⅳ类资源区，本次调价对海南地区的风电建设投资收益没有影响。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。

三、经济性评价

如按照风电项目满发小时数最低的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，则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%。

表2：陕西风电不同电价水平内部收益率估算表

从上表可看出，2014年电价调整后，河北省Ⅱ类资源区风电全部投资税前内部收益率大约降低0.69%,资本金内部收益率大约降低2.14%。

四、陕西省风电建设运行情况

根据国家能源局发布的《2014年风电产业监测情况》，截止到2014年底，陕西省风电项目累计核准容量343万千瓦，累计在建容量212.7万千瓦，新增并网容量29.7万千瓦，累计并网容量130.3万千瓦。

陕西省本地的电力消纳能力较弱，大量的电力需要外送，风电上网受到外部需求的影响。陕西省电源结构以火电为主，调峰能力较弱，影响风电的外送。此外，由于电网建设的滞后，在一定程度上也影响了风电的输送。榆林等陕北长城沿线地区的风能资源属于陕西最好的区域，但该地地处黄土高原，交通运输费用、原材料价格相对较高，风电场区域内有村庄、居民点、基本农田、文物古迹、油井、移动基站等建筑物存在，周围环境复杂，对风电机组的布置造成一定困 难。

表3：陕西风电运行情况

截止2015年11月陕西省风电装机143万千瓦、光伏46.82万千瓦、水电290.25万千瓦。2016年上半年投产风电140万千瓦和60万光伏。

五、陕西省风电建设政府补贴政策

基本是高出当地火电上网电价部分由国家、省、市政府补贴。

六、2014年陕西省重点建设的风电项目

陕西省发布2014年重点建设项目计划。计划显示，2014年陕西省计划推进的重点建设项目370个，总投资2.06万亿元，投资2544亿元。其中，续建项目155个，新开工项目65个，开展前期工作的项目150个。

这些重点建设项目中，风电项目共有17个：续建风电项目3个，新开工风电项目4个，开展前期工作的风电项目10个。

陕西省2014重点建设项目-续建风电项目

陕西省2014重点建设项目-新开工风电项目

陕西省2014重点建设项目-开展前期工作风电项目

第五篇：风电企业“两落实”工作标准化执行总结

风电企业“两落实”工作标准化

执行总结 一、三讲一落实

1、班组内配备齐全的制度、图纸、规程、资料及危险点分析手册，供班组人员学习借鉴。现场工作人员已基本掌握“三讲一落实”流程。

2、接班前班长能很好地了解生产任务及其中存在的危险点，并能按照计划指定出每一项任务的主讲人，保证每个现场作业人员都能参与进来。

3、在班前会上讲清任务，分析风险，指定防范措施。在班后会中积极点评。并在班与班之间，人与人之间展开评比。

4、在工作过程中，各级负责人深入工作现场，认真检查安全措施的落实，切实确保每一名员工的生命安全。

5、在班组内认真切实的落实“三率”、“两榜”制度，保证讲解到位、指导到位、监督到位。但在工作中我们也及时发现自身的不足，如对“三讲一落实”的记录保存工作存在一定的问题，针对这个问题我们也在积极的进行处理。

二、两票三制

1、在工作中严格执行“两票三制”制度，现场作业开票率达到100%。两票填写使用标准的操作术语和标准的名词术语，从2012年10月1日开始使用新的两票编号，工作票（操作票）所列安全措施正确、完整，危险点分析、准确到位，控制措施有针对性，现场工作人员认真学习并签名。

2、工作前要对标准检查项目认真检查核对后才会进行操作。工作中严格履行工作票执行程序，运行操作严格执行监护制和复诵制，履行操作票的执行程序。

3、完成工作后妥善保存工作操作票，并定期对执行情况进行统计、分析、点评，对存在的问题及时整改。

4、认真执行交接班制度。接班人员在掌握设备运行状态后才能接班，每名接班人员都十分重视设备巡检，认真查阅各种记录以及详细掌握休班期间发生的各类事件的原因、过程及防范措施。同时交接班时认真履行签字、交接仪式。交班会对本班工作及时总结、分析。

5、运行人员都有较强的监盘、巡检质量，运行人员通过抄表、监视画面、巡检设备做到对设备运行状态要心中有数，发现问题能及时上报。

6、定期试验及轮换制度是“两票三制”中不应忽视的一项工作，运行人员经常检验运行及备用设备是否处于良好状态。能及时联系处理备用设备的缺陷，使之处于良好的备用状态。

三、重点反事故措施

1、我大唐新能源辉腾梁风电场重点设备设施场所主要包括变电所、主变、电缆夹层及沟道、塔架、油系统及电气回路、风轮系统、塔架升降机、大型施工机械、临时吊蓝、通勤车辆、生活水源、食堂。对每一个重点场所都制定有本单位“重点设备设施场所安全监督管理办法”，并设有专业管理人和监督人。

2、针对重点设备设施场所定期开展应急预案演练，演练后认真分析总结。在水井、食堂门口处设有摄像头，防止坏人投毒，防止外力破坏等。

3、组织对员工进行巡检知识、应急处理知识等培训与学习，并对平时检查中发现的问题及时的制定整改计划，按计划进行整改。

4、重在点设备设施场所设置“重点防火部位”和“安全保卫部位”标志。

四、重点反事故措施

1、在风场认真组织学习《中国大唐集团公司防止风力发电生产重大事故六项重点要求实施细则》、《中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则》并进行详细记录。

2、对电缆火灾事故积极组织应急预案演练，定期对电缆接头及电缆防火进行专项检查，发现问题及时处理。

3、在以后工作中还要认真学习落实“两措”制度，做好“两措”计划，并且要设立专门的“两措”记录本，对“两措”开展情况、发现问题、整改情况作好记录。

五、安全生产培训

1、对于新入职员工严格按照公司规定，进行严格的三级安全教育与培训，并进行三级安全教育，保存考试试卷和员工三级教育教育卡。对于调岗或离岗人员再上岗时认真组织学习《电力安全工作规程》，并将考试合格后方可上岗。

2、在运行班组内配置齐全的学习资料，包括安规、系统图、运规、检修台账等培训资料。班组每月都会组织运行人员进行安全知识考试，并保存试卷，除此之外还积极开展触电急救、心肺复苏等安全技能培训。

3、对外围单位的安全教育与安全技术交底工作也在积极开展，以后还将进一步的做好对外围单位安全教育与安全技术交底的统计存档工作。

4、对于运行人员、继电保护人员都已取得集团公司的上岗证件，对登高、电工等特种作业人员都已取得特种作业资格证并定期进行检查。

5、对于一些常规的培训活动也都在积极的开展之中，其中包括反事故演习、事故预想、技术讲课等活动。以后还要开展更多的适合自身教育培训活动。