我国风电电价构成及变动分析
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。
风电项目造价分析
风电项目造价分析风电产业在我国得到了迅猛发展，各大省份纷纷加大投入，纷纷加入风电装机的行列。
据统计，截至2023年12月底，并网风电 4.4亿千瓦，占全部装机容量的15.1%，据国际能源网统计，全国十大风电装机省份依次为：1.内蒙古，风电装机容量达到6961万千瓦，位居全国首位。
得益于丰富的风能资源，内蒙古大力发展风电产业，成为我国风电产业的重要基地。
2.新疆，风电装机容量为3258万千瓦。
新疆地域辽阔，风能资源丰富，具有巨大的发展潜力。
3.河北，风电装机容量为3141万千瓦。
河北地理位置优越，靠近京津，风电产业得到了快速发展。
4.甘肃，风电装机容量为2614万千瓦。
甘肃风能资源丰富，成为我国重要的风电基地之一。
5.山东，风电装机容量为2591万千瓦。
山东半岛地理位置独特，风能资源丰富，为风电产业发展提供了有力支撑。
6.山西，风电装机容量为2500万千瓦。
山西地处华北，风能资源较为丰富，发展风电产业具有较大潜力。
7.江苏，风电装机容量为2286万千瓦。
江苏地处东部沿海，风能资源充足，为风电产业发展提供了良好条件。
8.河南，风电装机容量为2178万千瓦。
河南地处中原，风电产业逐渐崛起，为当地经济发展注入新活力。
9.广东，风电装机容量为1657万千瓦。
广东位于南方沿海地区，风能资源丰富，风电产业发展迅速。
10.云南，风电装机容量为1531万千瓦。
云南地处中国西南，风能资源独具优势，发展风电产业前景广阔。
从上述数据可以看出，我国风电产业取得了显著成果，各大省份纷纷加大投入，助力国家能源结构调整。
在未来，我国将继续推进风电产业发展，为实现绿色低碳发展目标作出更大贡献。
另外今年4月1日，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部印发关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知。
通知指出：推动风电成为农村能源革命的新载体、助力乡村振兴的新动能！建成一批就地就近开发利用的风电项目，原则上每个行政村不超过20兆瓦，探索形成“村企合作”的风电投资建设新模式和“共建共享”的收益分配新机制，推动构建“村里有风电、集体增收益、村民得实惠”的风电开发利用新格局。
风电发电量装机容量及电力价格走势分析
风电发电量装机容量及电力价格走势分析一、利用小时数回升，弃风率进入下行通道2017年前三季度，中国新增并网风电装机容量970万千瓦，较去年同期减少了30万千瓦。
其中，东、中部地区新增装机占比达到62%，风电布局延续上年以来的向东、中部地区转移趋势。
9月底，全国并网风电装机容量1.57亿千瓦，同比增长12.8%。
全国6000千瓦及以上电厂并网风电发电量2,128亿千瓦时、同比增长25.7%，明显超过装机容量增速。
全国风电累计装机、新增装机及增速2017年，弃风问题有所缓解，全国风电设备平均利用小时1,386小时、同比提高135小时。
弃风电量295.5亿千瓦时，同比减少103亿千瓦时，弃风率同比下降6.7个百分点，实现弃风电量和弃风率“双降”。
中国弃风率拐点已现。
2017年前三季度，新疆、甘肃和吉林是弃风量最高的三个省区，占全国弃风总量的77%。
其中，甘肃和新疆的弃风率分别为33%和29.3%。
虽然2017年弃风率已经在逐步下降，但离国家规划的2020年弃风率达到5%的目标还有很大距离2016年分区域风电利用小时数（小时，%）中国弃风率情况（%）2017年弃风地区分布经过连续多年爆发式增长，中国出现了严重的弃风现象，制约风电行业发展。
2012年中国弃风率达17.12%，成为有史以来弃风最为严重的一年。
2016年7月，国家能源局发布关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知，风电投资监测预警机制启动。
由于2016年弃风率居高不下，新疆、甘肃、内蒙、宁夏、吉林、黑龙江6省被核定为红色预警省份。
从2017年前三季度并网风电装机和利用小时数双双回升，可以看出，政府对风电行业的运行监管和投资预警控制，有效避免了弃风情况的进一步恶化。
随着风电投资、建设爆发式增长阶段已经过去，未来弃风率将会逐步下行。
二、风电投资持续下降提升现有产能将成重点2017年1-9月份，全国风电企业电源工程完成投资397亿元，同比下降14.1%。
风电电价构成及变动分析
风电电价构成及变动分析 Final revision on November 26, 2020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)。
风力发电技术与电价分析
风力发电技术与电价分析本文主要介绍风电电价的构成，发展风力发电的必要性和现阶段我国发展风电面临的论难和机遇。
通过对国内外的电力来源，能源结构，风能储量及分布,风电的社会价值等方面的评价入手阐述我国发展风电的必要性和紧迫性。
通过对风电场建设规模，风力发电成本要素，风电电价构成,减低成本途径，政府现行对风电的税收鼓励政策，现行风电产业特点和风电设备制造技术以及风电的社会效益等方面的分析,为政府，风电产业，融资领域和社会关注层面为解决风电产业中得各种矛盾以及为促进和发展风电产业建设提供理论依据和解决方案。
阐明我国积极发展风力发电事业，风电技术国产化和提高风电市场竞争力在我国具备着巨大的潜力。
积极利用和发展风电这一再生能源，推动我国走可持续发展的能源之路，在我国已是势在必行。
关键词:风力发电，能源结构，政府鼓励，风电电价1.绪论1. 1引言能源，是人类生存的基本要素，也是国民经济发展的主要物质基础。
随着国际丄业化的进程，全球未来能源消耗预计仍将以3的速度增长，常规能源资源面临日益枯竭的窘境。
进入20世纪，由于对能源的渴求，人们无节制地开采石油，煤炭，天然气等这些埋在地层深处的维系人类生存的“能源食粮”，不仅严重地污染了我们的生存空间，恶化了自然环境，而且带来了更可怕的恶果一能源枯竭。
进入70年代，世界能源发生危机，石油价格剧烈上涨，极大的刺激了那些能源消耗大国，使他们把研究开发其他能源放到了重要位置，要生存就必须寻求开发新能源。
为此，各国政府纷纷制定自己的能源政策，给新能源开发以特殊优惠政策和政府税收补贴，从而使风能,原子能，太阳能,潮汐能，地热能等的开发利用得以迅速发展。
进入21世纪，可再生能源的发展与研究将在全球的资源利用中得到越来越多的重要,可再生能源在资源消耗中也将占据越来越高的比例。
世界能源危机为风电发展提供了机遇，但山于起步较晚,存在很多不确定因素阻碍风电行业的发展。
我国风电行业发展比较迅速，但与国际风电行业的发展水平还有很大差距，国内的风电发动设备主要依黑进口，对外依赖性强，虽然风电成本已下降很多,但相比火电成本的优势在短期内并不会明显突出，风电行业的发展还有很多的阻碍因素。
风电供热价格机制研究及经济性分析
风电供热价格机制研究及经济性分析摘要：对风电供热试点工程运行情况进行分析发现，提高风电消纳水平的同时，工程在运行模式上仍存在一定的问题，从而影响风电供热项目的推广。
研究风电供热项目价格机制，并结合风电供热试点的运营情况，对风电供热项目经济性进行深入分析。
关键词：风力发电；供热；消纳；价格机制随着我国风电并网规模的快速发展，三北地区受负荷规模小、供热机组比重大、电网调峰能力有限等因素影响，冬季供暖期风电消纳困难问题日益突出。
风电供热项目的经济性是影响风电供热实施和推广的关键因素之一，研究风电供热价格机制以及项目经济性，是提出相关激励、补贴政策，推广风电供热的重要基础。
利用风电供热提高风电消纳能力在国外已有实践，但由于其风电供热利用方式与我国有较大差别，因此没有直接可比性。
1风电供热现状分析根据风电出力及冬季负荷特性，风电供热试点普遍采用蓄热式的电加热技术。
在负荷低谷期启动电加热设备，供热的同时储热热量用于白天供热，不仅可以增加低谷期电网负荷，还可以享受电网低谷电价。
试点工程主要采取的运行模式是风电供暖项目确定合作意向后，风电企业需要出资兴建热力站，购买电蓄热锅炉等供热设备并与电网公司、热力公司签订协议。
设备到位后，供热站按照峰谷电价政策购电，使用电力生产热量供应给热力公司。
由于热力站的初期投资较大，在热价不高于燃煤锅炉的前提下，如果单独核算热力站的经营效益会处于亏损状态，需要对风电企业进行电量补偿，即通过增加风电企业上网电量，减少其弃风损失来补偿热力站的亏损。
在实际运行过程中，按照现行的用户电价、热价以及风电上网电价计算，参与供暖的风电企业需多发1倍于热力站所需的电量才能保证盈利，显然这种方式只有通过挤占其他电源的发电计划额度才能实现。
由于项目所在地区调峰困难本已较为明显，其结果必然加剧对其他电源调度的难度，失去了增加电网调峰能力的意义。
2影响风电供热的经济性因素分析从现有风电供热项目的运营情况来看，影响风电供热的经济性因素主要有热力站投资、风电上网电价、供热电价等。
中国风电价格形成机制分析
中国风电价格形成机制分析“中国正逢发展风电的大好时机，其未来发展很大程度上依赖于有利的价格体系基础。
”“当前政策导致的风电价格多变性和不确定性，对国内外的制造商非常不利，他们会因无法承受价格压力而对风电望而却步。
”“虽然这个研讨会提供给我们一个说话的机会，但结果会怎样，我不知道。
”10月26日，在“2006长城世界可再生能源论坛”风电价格政策研讨会上，一位风场投资商有点悲观。
在研讨会的上上下下，更多风电界人士表达了这种忧虑。
“我在内蒙古搞了20多年风电，70岁的人了，想不通为何当地差不多的风电项目价格相差那么多！”“风机技术看似不复杂，其实有‘大’与‘转’的特点，如果关键零部件走得太快，就可能出问题。
很多风力发电机组可能刚做出样品就卖了，并没有经过验证。
外界希望在保证风机质量的同时把价格降下来。
请给风机制造商一点呼吸的空间！”“我们都明了风电价格、市场和产业发展之间的逻辑联系。
中国目前的风电定价方针对中国风电产业的发展不利。
”他们的忧虑来自今年1月1日生效的《可再生能源法》及其实施细则——《可再生能源法电价格和费用分摊管理试行办法》，该试行办法并没有像他们所希望的那样采用风电固定电价的定价方法，而是保留了原有的特许权招标方式。
中国可再生能源专委会秘书长李俊峰说：“风电是一个成长中的新兴行业，需要培育、需要支持。
目前风电价格形成机制与实现这一目标有相当的距离，需要进一步完善。
”风电价格政策研讨会由中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会、绿色和平和世界风能理事会共同举办，同时还发布了《中国风力发电价格政策分析研究报告》，报告希望中国风电价格形成机制进一步完善。
变化中的特许权招标中国风电上网电价的形成机制，经历了三个不同的历史阶段：发展初期，因为发电设备基本上由国外援助资金购买，上网电价很低，其水平基本与燃煤电厂持平，每千瓦时的上网价少于0.3元。
第二阶段，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，最低的仍是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，最高的每千瓦时达1.2元。
风电上网电价政策变更解读_张雷
每次/2-3年的频度，预计下次调整时间为2017年。
3.正式公布的方案证实了电价调整方案将按照“新老划断”的原
则进行，电价调整仅针对新建项目，老项目继续按照原有电价3万小
时不变，电价政策的不确定性大幅降低。
4.从降价调整依据来看，未来降价的考虑因素主要为投资成本及
新增规模。价格司将风电价格作为一种手段来对开发规模进行调控，
6.从调价对开发项目收益的影响来看，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风区项目的
ROE将降低2%~3%，Ⅳ类风区不受影响，具体参见附表：各省份盈
利测算表。
7.正式发布的方案中未涉及风资源区的调整，部分原因在于2014
年发电小时数变化发生较大的地区性差异，比如原有计划从Ⅳ类调整
至Ⅲ类的山西发电小时数下降了400多小时，但监管部门已意识到现 有的风资源的划分与风资源的实际情况存在差异，预计这次调整后将 发文对风资源进行重新调整。
4.电价下调反过来加大发电成本的下降的压力以平衡对收益的影 响。对设备商来说，要求进一步提高风机设备的性价比，推动风机设 备质量和性能的提升。开发商对运营管理效率将提出更加严格的要 求，在此背景下，如远景提出的智慧风场、风电场全生命周期管理、 少人和无人值守风场的方案将会得到迅速的推广和发展。
附表：各省份盈利测算表
关键词：反倾销 现状 应对措施
一、引言
倾销（dumping）这一词最早源自北欧国家语言，根据《牛津英 语词典》解释是将大宗货物或其他东西倒翻、倾卸及抛弃。《关于实 施1994年关税与贸易总协定第六条的协定》，即WTO《反倾销守则》 第二条第二款的规定“如果一项产品自一国出口至另一国的出口价格 低于在正常过程中出口国供消费的同类产品的可比价格，即以低于正 常价值的价格进入另一国的商业，则该产品将被视为构成倾销。”
风能发电基本计价表(单价)
风能发电基本计价表（单价）一、概述风能发电基本计价表是针对风能发电项目投资进行预算编制、成本控制和投资回报分析的重要依据。
本计价表仅供参考，实际价格可能因地区、市场供需、工程规模、设备配置等因素而有所差异。
二、计价依据1. 国家及地方政策：根据国家能源局、国家发改委等部门发布的有关风能发电的政策、法规和标准。
2. 市场行情：结合当前风能发电行业设备价格、人工成本、材料价格等市场行情。
3. 技术方案：根据风能发电项目的技术路线、设备选型、系统配置等因素确定。
4. 工程规模：考虑风能发电项目的容量、塔架高度、风机数量等工程规模因素。
三、计价内容本计价表包含以下内容：1. 设备购置费：包括风电机组、塔架、基础、控制系统等设备的购置成本。
2. 土建工程费：包括风电场基础设施建设、施工临时设施、排水工程等土建工程费用。
3. 安装工程费：包括风电机组安装、塔架安装、电气设备安装等安装工程费用。
4. 运输费用：包括设备、材料从产地到施工现场的运输费用。
5. 施工辅助费：包括施工用水、用电、用气、通信等辅助费用。
6. 项目管理费：包括项目前期研究、设计、施工、验收等过程中的项目管理费用。
7. 保险费用：包括施工期和运行期的人身意外险、设备保险等。
8. 财务成本：包括项目融资、贷款利息等财务成本。
9. 税费：包括增值税、关税、所得税等税费。
四、单价构成以下为风能发电基本计价表的单价构成：五、注意事项1. 本计价表仅供参考，实际价格可能因地区、市场供需、工程规模、设备配置等因素而有所差异。
2. 各项目单价应根据实际情况进行调整，以满足项目投资需求。
3. 在编制投资预算时，应充分考虑政策、市场和技术等因素，确保投资回报的合理性。
六、结论风能发电基本计价表（单价）为风能发电项目投资提供了重要依据。
在实际应用中，应结合项目具体情况进行调整，以确保投资决策的科学性和合理性。
同时，关注行业动态、政策导向和技术创新，为风能发电行业的发展贡献力量。
2022年上半年我国电力行业领先企业节能风电主营业务收入构成情况及优势分析
2.节能风电：风电发电助力环保、可持续发展，缓解电力供 应压力
风电发电业务的优势在于其清洁、可再生的特性，符合当前全球对于环境保护和可持续发展的需求。此外，节能风电的 风电发电业务分布广泛，遍布全国各个省份，有助于平衡电网负荷，稳定电力供应。
1. 节能风电的优势分析
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配套设施运营服务
Supporting facility oper来自风力发电
在2022年上半年，我国电力行业领先企业节能风电的主营业务收入构成情况较为清晰。从总体收入构成来看，该公司的主营业务收入主要来自于风力发电。在报告期内，节能风电的风力发电业务收入占比超过90%，显示 出其对于风力发电的强大掌控力。
2.节能风电：主营业务收入来自风力发电，技术先 进，项目分布广泛
首先，节能风电的主营业务收入主要来源于风力发电业务。公司的风力发电项目分布在全国各地，且 多数位于风能资源丰富的地区，这使得其能够充分利用当地的自然资源，提高发电效率。此外，节能 风电的风力发电技术也较为先进，能够适应不同的气候和环境条件，进一步提高了其运营的稳定性和 可靠性。
2.节能风电：深度理解和高效运营成就风力发电优势
节能风电的优势在于其对于风力发电的深度理解和高效运营。首先，节能风电拥有先进的风力发电技术， 能够有效地利用风能资源，提高发电效率。其次，节能风电在风力发电领域的深厚经验使其能够更好地预 测和应对市场风险，保持稳定的营收。最后，节能风电在风力发电领域的领先地位使其在供应链、技术研 发等方面具有强大的竞争优势。
TEAM
节能风电主营业 务收入构成分析
风电场运营费用分析
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运营费用。运营费用主要包括维护、修理、保险、地皮费用和税务。"其他费用” 主要是指法律咨询、员工工资、工会以及当地组织的会费。
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图：风电机价格（千瓦时/年产电量）
风电机越来越大，每千瓦的造价也持续降低。自 1990 到 2005，每安装一千瓦的 风电机造价降低了 29%，每生产一度电的价格降低了 53%（因为新的风电机效率更高）。
附加费用。附加费用大约占了投资费用的 1/4，其余的都是购买风电机的费用。 图：自 1994-2001 年附加费用的统计
图：1997-2001 年风电场运营费用分布
运营费用在风电机有效寿命之内并不保持平衡，而是随着投入运营时间的增长而 增加：前十年每年的运营费用大约相当于风电机总价格的 4.8 %，后十年每年的运营 费用大约相当于风电机总造价的 6.6% 。费用的增加主要是因为维护和维修费用的增 加以及更换零件数目的增加。
四、风电场运营费用分析
费用分配。风电场的费用分成投资费用（风电机开始发电之前的费用）和运营费 用（风电机开始发电之后的费用）两大类。 投资费用又细分成风电机费用（占大约 70%-80%）和附加费用。
根据德国风能技术研究所的一个关于风电机造价分配的调研报告，考察了 2002 年德国境内 400 多台陆地风电机之后作出的统计。影响风电机费用分配的因素包括项 目计划、风电机型号（大小和设计）、风电场地点（海岸、内陆或者山区）以及风电 场内风电机的数目。
#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。
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
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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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在较 大差 距 。福建 东 山澳仔 山 风 电场 的上 网电价仅
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
关于风电成本构成与运行价值的分析
关于风电成本构成与运行价值的分析摘要：风能作为可再生的能源和水能、海洋能、太阳能、地热能以及生物能等绿色能源引起了广泛重视，风能的应用也得到了广泛的发展，尤其是风能在发电方面的应用。
本文浅析了风电成本构成与运行价值的相关内容。
关键词：风电发电风电成本构成风电运行价值在人类环境保护和能源保护意识淡薄的时代，以牺牲环境和对能源的过度开采为代价换取短暂的经济利益，导致环境的严重破坏和资源紧缺。
人类为此付出代价的同时也意识到了环境保护和能源节约的重要性，为此提出了可持续发展的观点，立足环境保护和开发新型环保无污染的清洁能源。
风能作为可再生的清洁绿色能源，在风力发电领域得到了越来越广泛的应用。
一、风能发电风的产生是由于太阳照射地表产生温差，形成空气对流运动。
风能发电就是将风的能力利用起来，通过风电设备进行供电。
其实早在很久之前，人们就已经提出风力发电的想法，经过努力确实也逐步的建立起风力发电的体系，但是在大规模的应用上却得不到推广。
分析原因除去风力发电的技术还有待进一步的提高和完善之外，风力发电的费用远大于风力发电的收益也是风力发电难以推广的主要原因。
二、风电成本构成1.风电投资的成本构成风电项目建设成本和风电设备的管理维护费用是构成风电投资成本的两大主要方面。
其中的风电建设成本具体包括有四项：风电场的基础建设费用、风电机组购置费用、风电机组的吊装和调试费用以及风电入网的建设费用。
风电技术作为一项新型技术，其技术的运用一般都存在着扩散效应。
在通常情况下，一项新技术的应用规模每提高一倍，设备的价格将会下降20％左右。
因此，随着风电技术的不断推广和风电技术的实际应用面不断的扩大，风电投资将不断地显现出其经济性，我国风电技术的发展和风电产业的市场潜力都具有很大的发展空间。
2.风电项目运行的成本构成与传统的火电相比较，风力发电明显具有两大特点：第一点，因为风能本身具有间歇性，所以导致风力发电机组的输出就带有很强的随机性质。
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。
海上风电项目电价演变及竞争性配置政策解析
海上风电项目电价演变及竞争性配置政策解析2021年规模巨大的海上风电抢装潮已经退去，新核准的海上风电项目将不再纳入中央财政补贴范围，国家层面的补贴全面退出了海上风电行业发展历史，并将在“十四五”期间逐步实现平价。
虽然海上风电项目在实现平价的初期，电价政策仍存在一定的不确定性，但受“双碳”目标以及国家大力扶持绿色新能源产业发展的利好刺激及陆上风电资源有限的大环境影响，2022年海上风电将成为新能源行业重要的发展方向之一，并将继续保持良好的发展势头。
一、海上风电项目类型依据国家能源局《关于印发海上风电场工程规划工作大纲的通知》（国能新能〔2009〕130号）的规定，海上风电分为三类，分别为潮间带和潮下带滩涂风电场、近海风电场和深海风电场。
潮间带和潮下带滩涂风电场,指在沿海多年平均大高潮线以下至理论最低潮位以下5米水深内的海域开发建设的风电场。
近海风电场,指在理论最低潮位以下5米～50米水深的海域开发建设的风电场，包括在相应开发海域内无居民的海岛和海礁上开发建设的风电场。
深海风电场,指在大于理论最低潮位以下50米水深的海域开发建设的风电场，包括在相应开发海域内无居民的海岛和海上开发建设的风电场。
此前我国潮间带风电资源开发已经接近饱和，深海风电项目开发难度仍较大，下一阶段开发的主要为近海风电。
根据我国海上风能资源普查成果，我国近海风能资源丰富，近海风电的可开发风能资源是陆上可开发风能资源储量的3倍，5-25米水深、50米高度近海海上风电开发潜力约2亿千瓦，5-50米水深、70米高度近海海上风电开发潜力约5亿千瓦。
二、海上风电的电价政策演变我国海上风电的上网电价[1]前后经历了不同时期，从最初的通过招标方式确定具体项目电价，到执行国家确定的标杆上网电价，再到国家确定指导电价，具体项目通过竞争性配置方式确定电价。
2020年起新核准的海上风电项目已不再纳入中央财政补贴范围，由地方政府根据当地实际情况自行通过竞争性配置的方式确定上网电价，并自行承担燃煤标杆电价与核定上网电价差额的补贴资金。
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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、低空气密度、低温和电力传输损耗等，可以确定年实际发电量。
实际发电量=187892MWh按照中国的政策框架(法规、财务制度)，可以估计项目的总投资规模。
投资规模=625亿元人民币其中包括风电机组、进口关税、输电工程，通讯、土地占用、土建工程、前期费用、管理监理费用、保险费、准备费、运行维护费等，其中，运行维护费包括备品备件、易耗品和工资福利等项目，取0.45元/千瓦。
如果使用国际贷款还要考虑外汇风险和贷款利息。
假定该项目生产期为20年，建设期为1年，资本金占总投资的20%，其余利用世行贷款，年利息8%，贷款期为15年。
考虑到前面国内的税利为：进口关税6%，增值税8.5%，所得税33%。
然后，把上述条件输入风电项目财务分析模型，则得出的结果为：含增值税风电电价=0.577不含增值税风电电价=0.532资本金内部收益率(IRR)=15%(二)各种因素对风电电价的影响分析为了揭示各种因素对风电电价(不含增值税)的影响，我们将改变相应影响因素的参数，而保持其他参数不变。
1、资源条件对风电电价的影响资源条件主要指风机年发电时数(小时)，即发电量的多少。
从下表可以看出，可以看出，如果项目发电时数从2800小时增加到3200小时，则电价将减少8.1%，反之则会相应增加。
因此，风能的资源条件是影响风电电价的关键因素之一。
根据美国的经验，如在一个极好场址(平均风速为8.9米/秒)的大风场(50MW 及以上)的电价可以做到3美分/kWh或以下，而在中等场址(平均风速为7.1米/秒)的小风场的电价可能高达8美分/kWh。
所以合理选择场址对改善风能经济性至关重要。
图表1：资源条件对电价的影响2、内部收益率对风电电价的影响根据计算，当资本金的内部收益率由15%上升到18%时，风电电价的上升幅度为0.33元/KWH，IRR平均增加1%，电价上升约0.011元/KWH。
IRR的高低取决于开发商对风电行业的发展信心，如果信心大，则开发商要求的IRR低，电价也会相应降低。
<!--插入图片12-->图表2：内部收益率对风电电价的影响3、增值税对风电电价的影响增值税对风电价格的影响见下表。
从结果可以看出，增值税对不含增值税的风电价格几乎无影响，而对含增值税的风电价格影响显著。
例如，新的优惠税率(8.5%)比原税率(17%)能使风电价格降低约0.045元/KWH。
可见，税收激励性政策对电价的影响非常大。
图表3：增值税对风电电价的影响4、进口关税对风电电价的影响从表中计算结果可以看出，关税对风电价格的影响也是很明显的。
关税减少1%，风电电价大约能下降0.003元/KWH。
当取消关税时，电价减少到0.467元/KWH。
原因是，关税为0时，进口增值税也降低为0。
可见，取消关税的税收激励性政策对电价的影响更大。
图表4：关税对风电电价的影响5、所得税对风电电价的影响从表中计算结果可以看出，如果所得税由33%减少到0，则风电价格降低幅度可达到三分以上。
而原来的免二减三政策对风电电价影响很小。
图表5：所得税对风电电价的影响6、还贷期对风电电价的影响很明显，项目还贷期长短风电电价的影响最大，20年期比10年期的贷款项目可以降低近8分钱/KWH的电价。
但是，目前国内只有开发银行贷款期限较长，今后国家有必要规定所有的商业银行也能提供更多的优惠贷款，包括延长还贷期和提供贴息贷款等融资优惠条件。
图表6：还贷期对风电电价的影响7.项目投资总额对风电电价的影响如果投资总额减少10%，则电价可以减少近5分钱/KWH，减少近9%。
图表7：投资总额对风电电价的影响除了上述因素外，还有风机价格、电场管理维护费用、贷款利率等因素都对风电价格有直接的影响。
但这些费用的高低与电价呈明显的正比关系，因此，这里不再累述。
(三)风电电价差异及变动趋势我国风能发电已经形成了一定规模，但与欧美国家相比还有很大的差距。
突出表现在风电设备制造方面，我们还没有独立开发的技术，只能与外国合作生产国外设计的产品，这是目前我国风电成本比较高的主要原因。
除此以外，由于受资源条件的影响，我国风电价格水平地区差异非常明显。
例如，风电电价最高是浙江苍南风电场，电价为1.20元/KWH，最低的是新疆达坂城风电场，电价为0.53元/KWH，其余风场电价大多数在0.6-0.9元/KWH之间。
总体看来，风电上网电价每千瓦时比煤电要高出0.3-0.4元，可见，目前风力发电尚难以与常规电力(煤电、水电)竞争。
从项目投资角度，我们认为，首先应研究和把握国家的风电政策，在用足现有的优惠政策的同时关注未来将出台的政策。
这样有利于大幅度降低风电价格，把握市场商业机遇，提高企业的市场竞争力。
通过上述风电价格的几个基本影响因子的分析，我们已经可以得出以下一些基本认识：不同的影响因子对风电价格均有不同程度的影响，但效果差异较大。
其中，还款期的长短对电价影响较大，因此，延长贷款期限对降低风电价格非常有效，目前普遍要求国内银行能够对风电项目提供15年以上的贷款;另外，税收对电价影响很大，今后国家还会继续在关税、增值税、所得税方面有所减免，以降低风电的上网电价。
另外，选择建场条件好、资源丰富的项目会大大降低风电场造价。
今后政府将更加注重采取多种优惠政策，使每个影响因子共同起作用来有效降低风电价格。
可以预见，在不久的将来，随着我国风电技术的提高，大型风电设备制造的国产化的实现，风电设备价格可能由目前的8000-10000元/KW下降到4000元/KW。
如果国家继续出台多种优惠政策，则风电的上网电价会大大降低。
在资源条件好的内地，风电上网电价可能降低到0.25元/KWh，在资源条件相对差的东部沿海，上网电价可能在0.35/KWH水平以下。
这样，风电的上网电价将可能低于煤电电价，从而在电力市场上开始具有很强的竞争力。