我国风电定价机制的历程及评价
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。
我国风力发电政策及其对上网电价的影响
□李杰超我国风力发电政策及其对上网电价的影响摘要：回顾了我国风电的价格形成机制，介绍了我国对风电的扶持政策。
分析了我国现行的风电特许权招标政策，对我国风电的扶持政策提出了合理化建议。
关键词：风力发电；扶持政策；上网电价我国风能资源丰富，仅次于俄罗斯和美国，居世界第三位，风能资源总储量约３２．２６亿ｋＷ，可开发和利用的陆地上风能储量有２．５３亿ｋＷ，近海可开发和利用的风能储量有７．５ｋＷ，共计约１０亿ｋＷ。
风力发电清洁无污染，不存在燃料价格风险，建设周期短，是目前技术比较成熟、发展最快的可再生能源发电技术，展现出很好的发展前景。
在市场经济中，价格是最有效的调节机制，合理的电价政策，对于改变我国目前电力生产与消费中能耗过高、污染严重的局面，促进可再生能源的发展，具有举足轻重的作用。
目前，风电价格高于煤电价格，消费者购买积极性不高，使得风电发展受到极大的影响。
许多国家均通过政策干预促进风电产业的健康发展。
研究风电政策，将有助于解决我国风电发展中的宏观障碍，形成有利于风电大规模发展的环境。
1我国风电价格形成机制回顾我国风电上网电价的价格形成机制，经历了四个不同的历史阶段：完全上网竞争阶段。
这是风电发展的初期阶段，即２０世纪９０年代初到１９９８年左右，由于风力发电设备基本上是使用国外援助资金购买的，上网电价很低，上网电价的收入仅够维持风电场运行，例如２０世纪９０年代初期建成的达坂城风电场，上网电价的水平基本上与燃煤电厂持平，不足０．３元／（ｋＷ·ｈ）。
审批电价阶段。
这是风电电价的“春秋战国”时代，即１９９８年左右到２００３年。
上网电价由各地价格主管部门批准，报中央政府备案。
这一阶段的风电价格五花八门，最低的仍然是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，最高上网电价超过１元／（ｋＷ·ｈ），例如浙江的括苍山风电场上网电价高达１．２元／（ｋＷ·ｈ）。
招标和审批并存阶段。
这是风电电价的“双轨制”阶段，即从２００３年到２００５年。
中国风电上网电价机制发展.综述.vA0
中国风电上网电价机制发展. 综述中国风电上网电价的价格形成机制，经历了五个不同的历史阶段：第一阶段完全竞争上网阶段，即20世纪90年代初到1998年左右。
由于发电设备基本上是由国外援助资金购买的，上网电价很低，其水平基本上与燃煤电厂持平，每千瓦时的上网价格水平不足0.3元。
第二阶段审批电价阶段，即1998年左右到2003年。
上网电价由各地价格主管部门批准，报中央备案，这一阶段的风电价格五花八门，最低的仍然是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，最高上网电价每千瓦时达1.2元。
第三阶段招标和审批电价并存阶段，即从2003年到2005年。
这一阶段与前一阶段的分界点是首期特许权招标，出现招标电价和审批电价并存的局面，即国家组织的大型风电场采用招标的方式确定电价。
特许权项目规定：为提高国产风电机组在市场上的竞争力，中标者风电机组采购的本地化率不得低于50%。
特许经营期内执行两端制电价政策，风电机组累计发电利用小时数在3万小时前，执行中标人在投标书中要求的电价；3万小时到特许期结束（特许期为特许权协议正式签署并生效后25年），执行当时电力市场上的平均上网电价。
而在省区级项目审批范围内的项目，仍采用的是审批电价的方式。
第四阶段招标与核准这一阶段是在2006年之后。
主要标志是2006年1月《可再生能源法》生效以及国家可再生能源发电价格等有关策的出台。
根据国家有关策规定：风电电价通过招标方式产生，电价标准根据招标电价的结果来确定。
第五阶段标杆电价阶段阶段，2009年7月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)，对风力发电由招标定价改为实行标杆上网电价政策。
依据分资源区制定陆上风电标杆上网电价的原则，按风能资源和工程建设条件将全国分为四类风能资源区，制定了每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元及0.61元四种电价。
2014-12-31，国家发改委公布了陆上风电标杆上网电价调整结果，将第Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后标杆上网电价分别为0.49元/kW、0.52元/kW、0.56元/kW。
国内风电的发展历程全
国内风电的发展历程纵观我国风电发展史，主要可分为以下几个阶段：一、早期示范阶段（1986-1993年）：主要利用国外赠款及贷款，建设小型示范风电场，政府的扶持主要在资金方面，如投资风电场项目及支持风电机组研制。
二、产业化探索阶段（1994-2003年）：首次建立了强制性收购、还本付息电价和成本分摊制度，由于投资者利益得到保障，贷款建设风电场逐渐增多。
但此时国产的风力发电机功率不稳定，效率低，国内大功率的风力发电机组十分依赖进口，国产发电机占比仅有30%,国外如西班牙的歌美飒、丹麦的维斯塔斯、美国的通用电气这些外企进口的机组占据了当时国内70%的份额。
三、风电行业产业化高速阶段（2004-2010年）：主要通过实施风电特许权招标来确定风电场投资商、开发商和上网电价，通过施行《可再生能源法》及其细则，建立了稳定的费用分摊制度，迅速提高了风电开发规模和本土设备制造能力。
在国家政策和各类补贴的推动下，这段时间里风电行业实现了数年的高速增长，在2010年新增装机容量达到18.97GW,此时国内风电设备国产化率已达到90%o当时新生了比较有名的企业代表有金风科技、明阳智能、华锐风电（由于当时激进的扩张已退市）四、弃风现象严重阶段（2011年2012）由于早期我国大部分的风电站集中建设在三北地区（远离用电量大东的南沿海地区），风电发电不稳定，发电量时大时小无法实现稳定供给，再加上当时储能设施配套和特高压输电的不完善，导致出现严重的弃风弃电现象。
与此同时，风机产品故障问题也开始显现，国内风电场后发生多起大面积脱网事故。
为此，政府监管趋严，电监会要求已经电网运行的风电场要通行风电机组低电压穿越能力核查，不具备低电压穿越能力的要尽快制定切实可行的低电压穿越能力改造计划。
由于风电电网检测资源不足，风电整机企业排队等待检测，影响电网速度。
五、弃风现象改善，装机量增长阶段（2013年2015）一方面，风电弃风率在2013和2014年出现下滑：2013年冬季气温同比偏高,供暖期电网调峰压力较小,风电消纳较好的夏秋季来风增加，同时全国电力负荷同比增速提升，弃风率呈现一定好转;另一方面，受2015年以后的网风电标杆电价下调影响,2015年出现较为强烈的抢装潮，推动2015年新增装机达30.75GW,为历年最高值。
我国电价发展历史沿革与政策分析
我国电价发展历史沿革与政策分析摘要：电价是电能商品的价格。
与一般商品相比，电能的发、输、配、用需要同时完成，电价政策直接影响着整个电力能源行业的发展。
本文整体梳理了我国建国以来至今的五个阶段电价政策，详解各种电价的发展历程，并对主要政策成效进行分析，以期对未来电价改革提供参考。
关键词：电价发展；历史沿革；政策分析回顾历史，电价形成机制承载着各方利益诉求，影响着电力行业发展格局，改革难度最大、争议最多。
我国电价发展历史大致可分为以下五个阶段。
一、完全管制定价时期（1949～1985年）：稳定电价、稳定供应1949年新中国成立，为了稳定全国经济形势，整体推进国家的工业建设，确立了中央计划经济体制。
直到1985年之前，我国电力行业处于高度集中的管理模式，政府严格统一管理电价，电价制度以满足社会公益事业的需要为原则。
这时期的电价有三个特点：（1）定价权限高度集中。
1952年以前，电价管理由省级政府负责，1952年成立了大区电业管理局，主要电力企业划归燃料工业部管理，电价管理收归国家计委，形成了中央集中管理模式。
（2）电价体系统一。
1961年国家颁布了统一的目录电价，按用电性质将电价分为照明电价、非工业、普通工业电价、大工业电价和农业电价。
在此后30多年时间里，历次电价的调整和改革均是对上述体系的修订。
（3）电价水平相对稳定。
这一时期电价水平虽经多次调整，但总体保持平稳，电价改革仍侧重于通过结构性的调整，缓解电价管理中存在的突出的不合理问题。
由于这个时期我国的电力市场属于比较典型的计划经济体制下的政府垄断经营模式，改革开放以后，电力在计划经济下的垂直垄断经营已经越来越不适应经济社会发展的要求，缺电局面日益严重，全国各地出现拉闸限电，电力工业成为制约我国经济社会发展和正常运行的瓶颈产业。
二、还本付息电价时期（1985～1997年）：鼓励投资、保障需求为解决“发展等电”的问题，调动各方办电积极性，特别是鼓励社会资本投入到电力行业，政府放松上网环节价格管制，引入“还本付息电价”，规定上网电价由发电单位成本、税金和利润构成。
我国风电政策发展历程
中国的风电政策发展历程可以追溯到20世纪80年代末和90年代初。
以下是风电政策的主要里程碑事件：1. 1990年代初：中国开始意识到可再生能源的重要性，风能成为其中的一项重要资源。
在此期间，中国引进了最早的风力发电技术和设备。
2. 2005年：中国政府正式发布了第一个国家性的风能法规——《可再生能源法》，目的是推动可再生能源的开发和利用，为风能产业的发展提供了强有力的政策支持。
3. 2007年：中国政府发布了《可再生能源发展中长期规划》，明确了可再生能源在能源结构中的重要地位，并提出了2020年可再生能源占一次能源消费比重达到15%的目标。
4. 2009年：中国启动了全国风电资源调查项目，以评估和确定风能资源分布情况，为风电开发提供科学依据。
5. 2011年：中国政府发布了《关于加快发展风能产业的若干意见》，提出了进一步支持风电产业发展的政策措施，包括加大对风电项目的电价补贴和金融支持，加强技术支持和示范项目建设等。
6. 2013年：中国政府发布了《关于积极推进风电健康可持续发展的指导意见》，强调风电产业应做到健康发展，加强技术创新和标准化建设，提高风电的并网运行质量。
7. 2014年：中国政府发布了《关于促进风电产业健康发展的若干意见》，提出进一步规范风电产业发展，实施分类管理，推动技术进步和装备升级，加强市场准入和运行管理等。
8. 2015年：中国启动了全国风电可再生能源试点示范项目，并提出到2020年建设200个风电示范区。
9. 2016年：中国政府发布了《可再生能源电价政策（2016年修订）》，进一步完善风电的市场准入机制和电价政策。
10. 2017年：中国政府发布了《关于推进风电健康可持续发展的若干意见》，提出进一步加快风电市场化进程，推动风电装备制造和技术创新，推动风电与其他能源形式的融合发展。
11. 2020年：中国发布了《关于新能源发展的2030年规划》，将风电作为重点发展的新能源形式之一，并提出了到2030年风电装机容量达到1,200万千瓦的目标。
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。
风电机组 调价机制
风电机组调价机制
风电机组的调价机制主要涉及两个主要阶段：谈判阶段和交割阶段。
谈判阶段：在这个阶段，买卖双方在股权收购的谈判过程中会建立双方认可的估值商业模型，并对模型中的预设参数达成一致。
通过谈判，预期收益率也会被确定并在模型中固定，据此计算收购价格，并签订股权交割协议。
交割阶段：风电机组的交割以项目并网运行为条件。
在交割前，对可以确定的调价因素，如电价、容量等，根据实际值代入模型，在保持收益率不变的前提下重新计算收购价格。
项目交割后，一般在30天内完成交割审计。
通过审计后，才能确定一些调价因素，如营运资金和长期借款。
这些调价因素在保持收益率不变的前提下会再次计算收购价格。
如果计算结果大于交割支付价格，则买家需要向卖家支付超出部分；如果小于交割支付价格，则卖家需要退还差价，这就是所谓的“多退少补”。
以上信息仅供参考，具体的调价机制可能会因项目、合同和地区等因素而有所不同。
如果需要更详细的信息，建议咨询相关的专业人士或查阅相关的合同和法规。
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）1994年起，中国开始探索设备国产化推动风电发展的道路，推出了“乘风计划”，实施了“双加工程”，制定了支持设备国产化的专项政策，风电场建设逐渐进入商业期。
这些政策的实施，对培育刚刚起步的中国风电产业起到了一定作用，但由于技术和政策上的重重障碍，中国风电发展依然步履维艰。
对我国风电电价政策的分析与建议
为 ０ ６元／Ｗｈ 已接 近甚 至低 于某 些 火 电厂 的上 网 ． ４ ｋ ， 电价 ， 而浙 江 苍 山风 电场 则 高达 １ － ｋ ， 福 建 ２元／Ｗｈ 是 东 山澳仔 山上 网电价 的 ２６倍 。总体 而 言 ， 些风 电 ． 这 场 的上 网 电价 较 高 ， 均 电价 为 ０７ 平 ． ３元／Ｗｈ 高 于 ｋ ， 火 电上 网电价 ０３元／Ｗｈ左右 。 ． ｋ １ 特 许权 招标 项 目的风 电上 网 电价 ． ２ ２０ ０ ３年 中 国将 特 许 权 招 标 方 式 引入 风 电项 目 后， 中国风 电开始 引入 市场 竞争 ， 电投 资商 开始关 风 注风 电电价降低问题 。 特许权招标项 目的中标上 网电 价， 都在 ０ ． ｋＷｈ左 右 ， ５元／ 经营 期 内的平 均 上 网电价
设 备 依赖 进 口， 应 开发 利用 成 本 比较 高 ， 电上 相 风 网 电价 仍 高于煤 电和水 电的 上 网电价 ， 并且 差价 （ 尤 其是 与火 电的差 价 ） 大［ ， 国 目前 不 同类 型 能源 较 ４我 Ｚ 发 电上 网电价 的 比较见 表 １ 所示
策 皇 ， ．风．上 网 电价 的 妻 题而 最 核资的是 ， 。 ， 问 题 ， 全政 心 阶 问 电 兰 上 风电
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１ 风 电 电价 现 状 与 问题
１１ 风 电 电价 现状 ．
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我 国 自上世 纪 ８ ０年 代末 开始从 事 风 电产业 ， 经 过近 ２ ０年 的商 业化 发展 ， 前景 看好 。风 电场 平均 综 合造价 由“ 八五 ” 间及 “ 五” 期 九 初期 的 １ ０ ００ ０元／ｗ ， ｋ 降 到“ 九五” 期 的 ８５ ０元／Ｗ ， 末 ０ ｋ 约降低 了 １％。到 ５ “ 五 ” 期 ． 电 厂 平 均 综 合 造 价 进 一 步 下 降 到 十 末 风 ７０ ０元／Ｗ ． 降 幅度约 为 １ ．％ 。 电场综 合造 ０ ｋ 下 ７６ 风 价 的降低 直 接带 来 风 电上 网 电价 的降 低 。 目前 ， 我 国 的 风 电平 均 上 网 电 价 已 经 由 １元／Ｗｈ多 降 到 ｋ ０５ ０６元／Ｗｈ 但 由于 我 国风 电产 业化 发展 刚 刚起 ．～ ． ｋ 。 步 ． 内风机 设备 制造 能力低 ， 大部 分大 中型风机 国 绝
实用文档之~2020年风电价格政策(风电上网电价政策)解读
实用文档之"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。
2019~2020年风电价格政策(风电上网电价政策)解读
（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
2019年：四类资源区指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税，下同）。相比2018年，各资源区降价幅度在每千瓦时6分钱左右。
2020年：四类资源区指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。相比2019年，各资源区每千瓦时再下降5分钱。需注意的是，对于河北省张家口、承德地区，其燃煤标杆电价为每千瓦时0.37元，高于其对应的Ⅱ类资源区指导价0.34元，其风电指导价仍然按照每千瓦时0.37元执行。
2.潮间带风电
通知提出，对新核准潮间带风电项目，通过竞争方式确定上网电价，且不得高于所在资源区的陆上风电指导价。从全国潮间带风电的资源情况看，主要分布在江苏省，且目前基本已无新建资源，主要是已并网的存量项目。因此，通知对潮间带风电电价的调整符合未来我国海上风电的发展方向，还是以发展近海风电为主。
2.建设要求
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。
国内风电的发展历程全
国内风电的发展历程全风电是利用风能转化为电能的一种清洁能源，它在国内的发展历程可以追溯到上世纪80年代。
以下是国内风电发展的主要历程：1.1986年：中国首次引进风力发电技术，开始了国内风电的研究和开发。
2.1996年：华能集团在内蒙古巴彦淖尔地区建成了国内第一座风电场，该项目具备了商业化运作的基本条件，标志着中国风电产业的起步。
3.2005年：国家发改委发布《关于加快风电建设的若干意见》，明确提出风电发展目标，将风电作为可再生能源的重要组成部分。
4.2024年：国家发改委印发了《中国可再生能源中长期发展规划》，确定了到2024年风电装机容量要达到3000万千瓦的目标。
5.2024年：我国风电装机容量突破1万千瓦大关，国内风电发展进入高速增长阶段。
6.2024年：国家发改委发布《关于加快风电发展的意见》，进一步提出了加快风电发展的政策措施，包括加大风电装机规模和淘汰落后产能等。
7.2024年：国内风电装机容量达到7.7万千瓦，成为世界上装机容量最大的国家之一8.2024年：我国风电装机容量突破10万千瓦，行业规模进一步扩大。
9.2024年：国家发改委发布了《2024年风电规划》，给出了风电发展的具体指导，提出2024年风电装机容量要达到2.5亿千瓦的目标。
10.2024年：我国风电装机容量超过1亿千瓦，年新增装机容量创下历史纪录。
11.2024年：我国风电装机容量突破1.5亿千瓦，成为全球最大的风电装机国家。
12.2024年：国内风电装机容量达到1.6亿千瓦，风电发展取得了显著成效。
13.2024年：我国风电装机容量超过1.85亿千瓦，继续保持全球最大装机规模。
14.2024年：国内风电装机容量达到2亿千瓦，成为全球最大的风电市场。
15.2024年：国内风电装机容量达到2.4亿千瓦以上，风电发展取得了巨大的成就。
总结起来，国内风电发展经历了起步、快速增长和巩固发展的阶段，从初期试点到大规模商业化运作，从引进技术到自主研发，中国风电行业取得了长足的发展，成为世界上最大的风电市场之一、未来，随着清洁能源的需求增加和技术的进一步突破，国内风电发展将迎来更加广阔的前景。
中国风电行业发展史
中国风电行业发展史
中国风电行业自上世纪80年代末开始起步，经过多年的努力，已经成为世界上最大的风电市场之一。
在其发展历程中，经历了以下几个阶段：
第一阶段（1980年代末-1997年）：中国风电行业起步阶段。
该时期，中国开始引进国外风电技术，并在国内进行试验和研究。
以江苏省为例，1993年建成了中国第一台3.2千瓦的风力发电机组，标志着中国风电行业开始走上实质性发展的道路。
第二阶段（1998年-2004年）：中国风电行业加速发展阶段。
该时期，中国政府加大了对风电行业的支持力度，制定了一系列的政策措施，如国家“九五”期间能源规划中明确提出了发展可再生能源，支持风电的发展。
同时，中国风电行业开始采用国外先进技术，生产规模不断扩大。
第三阶段（2005年-2010年）：中国风电行业快速发展阶段。
该时期，中国风电行业进入了快速发展的黄金时期。
政府进一步加大了对风电行业的支持力度，出台了一系列政策措施，如实施“可再生能源发展规划”，提高对风电的资金投入等。
同时，国内风电企业开始崛起，取得了重大进展。
第四阶段（2011年至今）：中国风电行业成为世界领先的风电市场。
该时期，中国风电行业取得了惊人的发展成就。
政府继续加大对风电行业的支持力度，出台了更为明确的政策措施，如提高风电上网电价、实施风电配额制等。
同时，国内风电企业也取得了一
定的国际市场份额，在海外市场上有了更多的施展空间。
经过这些年的努力，中国风电行业已经取得了举世瞩目的成就。
预计未来几年，中国风电行业将继续保持高速发展，成为世界上最大的风电市场之一。
国外风电价格政策及其对我国的启示
国外风电价格政策及其对我国的启示通过对国外相关政策的分析发现,国外风电价格政策形式多样,且相互协调。
相比之下,我国风电价格政策以固定电价为主,形式单一,缺少灵活性和主动性。
通过分析国外常用的风电价格政策,提出完善我国风电价格政策的几点建议。
标签：风电价格;固定电价;资金补助;税收调控;可交易绿色证书1 我国风电价格政策及其评价1.1 我国风电价格政策演变历程从上世纪八十年代开始,我国风电价格政策经历了三个阶段:(1)成本电价时期(1986年-1998年)。
从1986年起,我国开始利用国际组织和外国政府的赠款引进风电机组建立示范性风电场。
1994年,《风力发电场并网运行管理规定》指出:电网管理部门应允许风电场就近上网,并收购全部上网电量,上网电价按发电成本加还本付息、合理利润的原则确定,高出电网平均电价部分,其差价采取均摊的方式,由全网共同负担,电力公司统一收购处理。
明确了发展风电的目标。
这种风力发电模式持续到20世纪90年代初。
在这一时期,风力发电处于尝试发展阶段。
(2)区域电价时期(1998年-2003年)。
区域电价在成本电价的基础上考虑了地区间的能源以及经济等方面的差异。
在这一时期,风电价格由各地价格主管部门批准,报中央政府备案。
因此,这一时期内不同地区内的风电价格各不相同。
风资源丰富的地区可以充分发挥资源优势,确定较低的风电价格;经济发达的地区借助经济优势,减轻了确定风电价格的压力。
但是由于各地区的风电价格确定标准不同,区域间风电价格差异较大。
有的区域风电价格与传统电力价格相当,有的区域风电价格高至1元/千瓦时。
(3)政府定价和招标电价并行时期(2003年-2009年)。
这期间国家实施了多项风电价格政策。
2003年国务院提出风电电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买。
2005年发改委公布了《国家发展改革委员会关于风电建设管理有关要求的通知》,其中规定风电场的上网电价由国务院价格主管部门根据各地的实际情况,按照成本加收益的原则分地区测算确定。
中国风电电价分析
中国风电电价分析1、世界风电发展随着全球经济的不断发展和越来越严格的环保要求，近年来，国际风电市场快速发展，年平均增长速度在30％以上，相当于蓬勃发展的信息技术的发展速度。
今天，估计全球风电的总装机容量超过1800万千瓦，年发电量约360亿千瓦时，这相当于中国大城市的3600万户家庭用电量，如北京、上海和广州等，即能满足近1亿城市人口的生活用电的需求。
1996至2000年全球风电市场见表1。
表1–全球风电装机容量年度新增装机容量(M W)年底的总装机容量(M W)总容量的增长速度(%)19961,2926,0702719971,5667,6362619982,59710,1533319993,92314,0763920004,500(估计)18,50032平均31.4来源: BTM咨询公司和Vestas对2000年度市场的估计近年最成功的风电市场是欧洲，特别是德国、丹麦和西班牙。
美国也非常积极地利用风能技术，印度、中国和南美等许多发展中国家也是如此。
在多种经济和地理条件下，风能都显示了其优越性。
目前，一个主要趋势是在商业化的基础上，开发大规模的风电场，如2001年美国将建设四个超过20万千瓦的风电场。
据国际能源机构预测，如正常发展，2020年度世界用电量将翻一番。
未来增长的电力需求意味着2020年风电的装机容量将达到12亿千瓦，年发电量约 2.5-3万亿千瓦时，相对于10％的全球用电量。
2.风电电价风电是最便宜的再生能源。
在风能资源好的风场，它已经能够完全与新建的化石燃料电厂和核电厂相竞争。
随着更多和更大风电场的开发以及采用更先进技术，电价继续下降。
另外，众所周知，化石燃料价格不断上升，因此，预计在3到5年后，当风电电价比常规能源的便宜时，风电市场将更加繁荣。
根据美国风能协会分析，在过去的二十年里，风能电价已经下降了80％，见图 2.1。
在80年代早期，当第一台风机并网，风电高达30美分/千瓦时。
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允许风力发电就近并网。风 电价格等于还本付息的风电 成本加上合理利润 ，电力公 司按照此成本全额收购风力 发电量 。 该价格超出电网平均价格部分由全网共同均摊。 在这一阶段， 风电投资商的经济效益得到充分的保障， 风 电产业开始进入商业化发展阶段。
２ 营期 平均 电价 阶段 。为 了风 电成本 不要 继续 上 ． 经
资源的优势。在风能资源相对匮乏 ，但经济较发达的地 区， 可以借助其经济优势来提高一定的风 电价格 ， 间接减
【 收稿 日期】 ０ １１－５ ２１－ ２０ 【 作者简 介】弭婷婷（ ８一 ， 山东德州人 ， １ ６ ）女， ９ 上海理工大学产业经济学专业硕士研究生。研 究方向： 风力发电产业。
在我国风 电产业发展初期 ，即是上世纪 ８ Ｏ年代至 １９ 年，风电的价格是由市场盲 目 ９４ 决定 的。风电比火电 的成本高出很多 ， 没有竞争力 ， 却仍然要与火电竞争 ， 效 仿火电的价格。 在这个阶段 ， 风电场的建设成本以及风电
机的成本问题都由国家补助拨款、贷款优惠甚至是国外
的资金援助的形式解决 的。 由于在此阶段 ， 只是探索风电
弭婷 婷
（ 上海理 工 大学 ， 上海 ２ｏ９ ） ０ｏｏ
【 摘
要】 我国风电产业发展经过 了盲目定价、 区域定价、 招标定价和标杆电价四个阶段。 在盲目定价阶段， 扩大 为了
风 电市场 ， 国开始 尝试 实施各种价 格政 策 ， 我 但此 阶段制定 的风 电价格欠缺公平合理性 。 区域 定价 阶段 。 在 各地审批 的风 电 价格差异很 大， 不相 同。 各 在招标 电价 阶段 ， 电生产 商为了抢得 中标资格 ， 渡降低 风电价格 ， 风 过 进行 恶性 竞争。 严重阻碍 了 我 国风 电产业的健康 发展 。 分 区域标杆定价 阶段 。 充和完善 了原有 的风 电价格政 策， 在 补 进一 步规 范了风 电电价的管理 。 增
二、 区域定价 阶段
在 区域 定价 阶段 ， 不再 由国家制定 风 电价格 ， 各 而是 地风电价格主管部门确定风电价格 ， 并报中央审批备案 ，
升， 努力降低风电价格 ， 国家计划委员会 曾适当调整了并 网电价的核算方法 ， 例如在 ２０ 年 ， ０ １ 国家计划委员会发 布 的关 于规 范电力 价格 的管理 问题 的通 知中 ，要求 风电
价格根据经营期的平均价格进行核算， 另外， 还将风力发 电产业列入税收优惠的范畴内， 从此， 风电项 目便开始享 受增值税减半优惠政策 ， 并一直沿用到现在。
三、 招标定价 阶段
我国各地区经济发展不平衡 、风能资源分布不平衡 以及经济的承受能力也不平衡。 因此 ， 我国在 ２０ 年， ０３ 为
一
场风电价格达到每千瓦时 １ 元 。而在某些地区风电价 ． ２
格只有 每千瓦 时 ０ 元 。 ． ３
、
盲 目定价 阶段
从 １９ 年开始 ， 国探索风电产业发展之路 ， ９４ 我 非常 注重风电技术 自主研发和风电设备国产化。风电产业从 这个阶段开始逐步进行商业化运作 ， 虽然这一逐步转变 为我国风电产业的发展起到了推动作用， 但是， 因为我国 风电技术仍然不能和国际风电发达国家匹敌 ，政策的扶 持力度 也不够 ， 以在 我 国风 电产业 发展 的道路上 ， 然 所 仍 存在着重重障碍。 国的风电装机容量在 ２０ 年底才仅 我 ０３ 仅有 ５． ６ ４万千瓦。审批风电价格时期还分为两个小阶 ８ 段， 分别是平均电价阶段和还本付息阶段。 １ ． 还本付息电价阶段。 国家部门在 １９ 年开始规定 ， ９４
第 ２１ 年第 １ ０２ 期 （ 第 ３０ ） 总 ９期
商 业 经 济 Ｓ ＨＡＮ Ｅ ＪＮＧ Ｉ ＧＹ Ｉ Ｊ
Ｎ ．．Ｏ ｏ１２ １
Ｔｏａ Ｎｏ３ ０ ｔｌ ．９
【 文章编号】 １ ９ ６４（ １）１Ｏ９一２ ０ －０３２ ２０一ＯＯ ０ ０ ０
我 国风 电定价机制 的历程及评价
加风 电投 资商开发 风能责源的积极性 ， 而激励其降低风 电成本 ， 高了管理水 平 ， 志着我 国风 电产业进入 了新的发展 从 提 标
阶段 。
【 关键词】 风电产业； 定价机制； 发展历程
【 中图分类号】 Ｆ １ ４６
【 文献标识码】 Ｂ
轻了风电压力。 但是由于各地可以自 行定价， 所形成的风
所以此阶段又被称作审批定价阶段。 这一阶段从 １９ 年 ９４ 开始 ， 一直持续到 ２０ 年《 ０５ 可再生能源法》 颁布前。这一 阶段的定价机制考虑了不同地区间的风能资源及经济差 异， 所以各个地区的风电价格有所不同。 在风能资源丰富 的地区， 可以制定一个较低的风电价格 ， 来充分发挥风能
一
９ 一 Ｏ
弭婷 婷 ： 国风 电定价机制的历程及评价 我 了在风 电定 价机 制 中引 进市 场竞争 机制 ， 进风 电产业 促
规模化发展 ， 开始实施 招标 电价定 价机 制 。在 这一 阶段 ，
根据 规 定 ，以后 陆 地 风 电 项 目的并 网 电价 必 须按
照其所 在 区域 的风 电标 杆 电价 制 定 。这 些 区域 包 括大
产业的发展之路， 为以后其他风电商的投资生产做示范， 并没有考虑风电生产商的利益。此阶段的风电定价机制 仅仅考虑了怎样让风电场正常运行 ，只要收回风电成本 就可以， 并没有综合考虑风电的市场机制、 经济效率以及 各地区的经济资源差异等问题 。所以在这个阶段风电的 价格盲 目 过低， 严重打击了风电投资商的积极性 ， 阻碍了 风电技术的研发， 使我国风电产业发展相对缓慢。
电价 格差异 巨大 、 差不 齐 ， 参 例如 ， 浙 江 的括苍 山风 电 在
我国的风电产业从上世纪 ８ 年代开始初步发展， Ｏ 在
几十年 风电发展过 程 中 。 电定价 机制 经历 了 四个 时期 ， 风
即盲 目 定价阶段、 区域定价阶段、 招标定价阶段以及现在 实行的分区域标杆电价阶段 。