海上风电上网电价敲定

中国海上风电政策

中国海上风电政策
中国的海上风电政策是为了推进可再生能源的利用和减少碳排放，提高能源的清洁化。

以下是中国海上风电政策的主要内容：
1. 目标设定：中国将海上风电作为优先发展的领域，设定了一系列海上风电装机容量和发展目标。

到2020年，中国计划在
海上建设总装机容量达到530万千瓦，并力争到2030年，装
机容量达到1亿千瓦以上。

2. 立法和政策支持：中国政府发布了一系列的法律和政策文件来支持发展海上风电产业，包括《海上风电发展规划（2016-2020年）》、《海洋能源法》等。

这些文件明确了政府对海
上风电的支持力度和政策措施。

3. 融资支持：中国政府通过各种方式支持海上风电项目的融资，包括设立了专项基金、提供优惠的贷款利率、税收优惠等。

此外，政府还鼓励金融机构为海上风电项目提供融资支持。

4. 研发与技术支持：中国政府加大了对海上风电技术研发和示范项目的支持力度，鼓励企业进行创新，提高技术水平。

政府还积极推动国内海上风电技术的引进和合作，吸收先进的海上风电技术经验。

5. 市场监管和政府采购：中国政府加强了对海上风电市场的监管，制定了市场准入、发电权和电价等方面的管理办法。

同时，政府还通过政府采购方式推动海上风电项目的发展。

通过以上政策的实施，中国海上风电产业得到了快速发展。

目前，中国已经建成了一批示范性海上风电项目，并在多个沿海地区推进了海上风电项目的建设。

未来，中国将继续加大对海上风电产业的支持力度，努力实现可再生能源的高比例利用和碳排放的减少。

国能新能[2014]1216号国家发展改革委关于海上风电上网电价政策的通知

电项目上网电价为每千瓦时 0.85 元（含税，下同），潮间带风电项
目上网电价为每千瓦时 0.75 元。二、鼓励通过特许权招标等市场竞争方式确定海上风电项目女‘ .
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国家发展和改革委员会文件
发改价格〔 2014〕 12 16 号
国家发展改堆委关于海 l 二风电上网电价政策的通知
各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，国家电网公司，南方电网公司：
为促进海上风电产业健康发展，鼓励优先开发优质资源，经研究，现就海上风电上网电价有关享项通知如下：
一、对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。2 () 17 年以前（不含 2017 年）投运的近海风
况研究钊定。
抄送：国家能源局
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开发业主和上网电价：通过特许权招标确定业主的海上风电项写，其上两电价按照中标价格执行，但不得高于以上规定的同类项目上网电价水平。
三、 ( " 7 年及以后投运的海上风电项目上网电价， 2 我委将根据海上风电技术进步和项目建设成本变化，结合特许权招投标情

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。

风电上网电价及补贴政策综述

风电上网电价及补贴政策综述一、风电上网电价政策近年来随着技术进步和发展规模的壮大，风力发电成本迅速下降，政府也逐步下调风电上网标杆电价。

2019年起，风电标杆上网电价改为指导价，作为风电项口竞价的最高限价，要求陆上风电在2021年实现全面平价，体现了全面实施竞争配置的政策导向。

*1/Mh)1•标杆电价阶段2009年7月20日，国家发展改革委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格(2009) 1906号)，按照风能资源状况和工程建设条件，把全国分为四类资源区，并核定了对应的标杆上网电价。

同时规定，风电项LI上网电价包括脱硫标杆电价和绿电补贴两部分；上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，山当地省级电网负担，并随脱硫燃煤机组标杆上网电价调整而调整；高出部分通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。

该分摊制度延续至今。

2014-2016年，国家发展改革委根据风电行业发展情况，接连出台多份政策文件，对陆上风电的标杆上网电价进行了3次降价调整。

并鼓励通过招标等竞争方式确定陆上风电项LI的业主和上网电价；同时规定，通过竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的当地风电标杆上网电价水平。

2.指导价阶段2018年，根据国家能源局印发的《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能（2018） 47号）要求，从2019年起，新增核准的集中式陆上风电项U和海上风电项U应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。

以竞争的方式配置风电项LI和竞价上网成为风电行业新趋势。

2019年5月21日，国家发展改革委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格（2019） 882号）提出，集中式项EJ标杆上网电价改为指导价, 新核准上网电价通过竞争方式确定，不得高于项U所在资源区指导价；对于分布式项II,参与市场化交易的由发电企业与电力用户直接协商形成上网电价，不享受国家补贴；不参与市场化交易的，执行项LI所在资源区指导价。

江西省发展和改革委员会转发国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知

江西省发展和改革委员会转发国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知文章属性•【制定机关】江西省发展和改革委员会•【公布日期】2017.05.03•【字号】赣发改商价〔2017〕478号•【施行日期】2017.01.01•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业,价格正文江西省发展和改革委员会转发国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知各设区市、省直管试点县（市）发展改革委、物价局，国网江西省电力公司：现将《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格〔2016〕2729号）转发给你们，并就有关事项通知如下，请一并贯彻执行。

一、光伏发电价格（一）光伏电站我省光伏发电属Ш类资源区，光伏电站执行Ш类资源区标杆上网电价。

1.2016年以前备案并纳入年度规模管理的光伏电站，在2016年6月30日以前全部投运的，上网电价为每千瓦时1元（含税，下同）；在2016年6月30日以前仍未全部投运，但于2017年6月30日以前投运的，上网电价为每千瓦时0.98元。

2.2016年备案并纳入年度规模管理的光伏电站，在2017年6月30日以前投运的，上网电价为每千瓦时0.98元。

3.2017年以前备案并纳入以前年份财政补贴规模管理的光伏电站，但于2017年6月30日以前仍未投运的，上网电价为每千瓦时0.85元。

4.2017年1月1日以后纳入财政补贴年度规模管理的光伏电站，上网电价为每千瓦时0.85元。

5.光伏电站中的村级或集中式光伏扶贫电站，上网电价按照我省同期光伏电站标杆上网电价政策执行，我委不再批复具体项目的上网电价。

（二）分布式光伏发电1.“自发自用、余电上网”模式项目实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元，通过国家可再生能源发展基金予以支付，由电网企业转付；其中，自用有余上网的电量，由电网企业按照我省同期燃煤机组标杆上网电价(含环保电价，下同)收购。

国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知

国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会•【公布日期】2019.05.21•【文号】发改价格〔2019〕882号•【施行日期】2019.07.01•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】价格正文国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知发改价格〔2019〕882号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委（物价局），国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：为落实国务院办公厅《能源发展战略行动计划（2014～2020）》关于风电2020年实现与煤电平价上网的目标要求，科学合理引导新能源投资，实现资源高效利用，促进公平竞争和优胜劣汰，推动风电产业健康可持续发展，现将完善风电上网电价政策有关事项通知如下。

一、关于陆上风电上网电价（一）将陆上风电标杆上网电价改为指导价。

新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。

（二）2019年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电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）；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。

指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价，下同）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。

（三）参与分布式市场化交易的分散式风电上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴。

不参与分布式市场化交易的分散式风电项目，执行项目所在资源区指导价。

（四）2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。

自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

平价时代下海上风电整体解决方案

4.55 12.12
35 12.3
《广东省能源发展“十四五”规划》提出，规模化开发海上风电，推动项目集中连片开发利用，打造粤东、粤西千万千瓦级海上风电基地。“十四五”期间新增海上风电装机容量
约1700万千瓦
2022~2024年全容量幵网的海上项目，分别按照每千瓦1500元、
1000元、500元的标准给予补贴。
9479 13044 9245 12303 16228 17437 15027 15725 13028 13638 11369 12662 9600 10669 9069 11366
海上固定式风场建设投资
设备成本-基础, 31.29%
设备成本-其他, 2.88%
设备成本-控制, 0.11%
设备成本-升压站, 1.57%
• 塔架基础 • 集电线路 • 道路、运输、
吊装
降低运维成本
• 时间 • 物资 • 人员
迎合发展趋势
• 供应链完整 • 经济性更优 • 提升潜力大
海上风电技术发展趋势—由近海走向深远海
由陆向海，由浅到深，由固定式向漂浮式
海上风电技术发展趋势—由近海走向深远海
我国海洋能源立体融合开发不海洋经济的高质量发展。
创新技术 · 海上风电+海水制氢
高效的微纳米结构化电极电解海水制氢技术
明阳智能美国研发中心研发的微纳米结构化电极电解海水制氢技术，通过在阳极涂上富含负电荷的涂层的方式直接电解海水制氢，相对于传统的电解制氢技术，节省了海水淡化环节，极大的降低了生产成本，首台氢能设备将于9月28日在广东阳江下线。
2021年，中国新增装机的风电机组平均单机容量为3514kW，同比增长31.7%，其中，陆上风电机组平均单机容量为3114kW，同比增长20.7%，海上风电机组平均单机容量为5563kW，同比增长13.9%。

江苏省物价局关于华能如东300MW海上风电场等风电项目上网电价的批复

江苏省物价局关于华能如东300MW海上风电场等风电项目上网电价的批复文章属性•【制定机关】江苏省物价局•【公布日期】2018.01.19•【字号】苏价工〔2018〕6号•【施行日期】2018.01.19•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业,价格正文省物价局关于华能如东300MW海上风电场等风电项目上网电价的批复苏价工〔2018〕6号各有关风力发电企业：根据国家发展改革委风力发电上网电价政策，现将已投入运行的风力发电项目上网电价予以确认。

华能如东八仙角海上风力发电有限责任公司投资建设的华能如东300MW海上风电场项目（核准文件:苏发改能源发〔2015〕85号，总容量300MW，首批并网48MW）末批风机（252MW）含税上网电价为每千瓦时0.85元，接网补贴为每千瓦时0.01元。

徐州市铜山区协合风力发电有限公司投资建设的徐州铜山协合风电场工程项目（核准文件:徐发改行政许可服务核字〔2014〕72号,总容量48MW）投运风机（48MW）含税上网电价为每千瓦时0.61元，接网补贴为每千瓦时0.01元。

江苏盐阜银宝新能源有限公司投资建设的江苏盐阜银宝射阳风电场工程（核准文件：苏发改能源发〔2015〕1526号，总容量100MW，首批并网48MW）末批风机（52MW）含税上网电价为每千瓦时0.61元，接网补贴为每千瓦时0.01元。

国华（江苏）风电有限公司投资建设的国华东台六期风电场项目（核准文件：苏发改能源发〔2016〕243号、苏发改能源发〔2017〕453号，总容量50.7MW）首批风机（30MW）含税上网电价为每千瓦时0.60元，接网补贴为每千瓦时0.01元。

龙源盐城大丰海上风力发电有限公司投资建设的江苏大丰200MW海上风电项目（经苏发改能源发〔2013〕1056号文件核准、国能新能〔2015〕241号文件变更为常规近海海上风电项目）投运风机（200MW）含税上网电价为每千瓦时0.85元，接网补贴为每千瓦时0.01元。

发改委明确海上风电上网电价

发改委明确海上风电上网电价
佚名
【期刊名称】《玻璃钢／复合材料》
【年(卷),期】2014()7
【摘要】令风电行业期盼已久的海上风电上网电价终于出炉。

近日,有风电企业透露,国家发改委已下发《关于海上风电上网电价政策的通知》（下称“《通知》”）,对潮间带风电和近海风电分别确定上网电价为0.75元/千瓦时和0.85元/千瓦时。

【总页数】2页(P96-97)
【关键词】海上风电;上网电价;国家发改委;电价政策;潮间带;千瓦
【正文语种】中文
【中图分类】TK89
【相关文献】
1.发改委公布陆上风电上网电价调整结构 [J], 农辕
2.发改委调降陆上风电标杆上网电价前三类资源区每千瓦时降2分 [J], ;
3.国家发改委完善风电上网电价\r2021年陆上风电全面实现平价上网 [J],
4.发改价格[2014]1216号：国家发改委确定海上风电上网电价 [J],
5.国家发改委下发通知调整陆上风电标杆上网电价 [J],
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浙江省物价局关于风力发电上网电价的通知-浙价资[2010]72号

浙江省物价局关于风力发电上网电价的通知正文：---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 浙江省物价局关于风力发电上网电价的通知（浙价资〔2010〕72号）各市物价局、电力（业）局，省电力公司，有关风力发电企业：为规范风力发电上网电价管理，促进我省风力发电产业健康持续发展，根据《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906号）和《国家发展改革委关于调整华东电网电价的通知》（发改价格〔2009〕2924号）规定，经省政府同意，现将我省风力发电上网电价有关事项通知如下：一、2009年8月1日前核准的风力发电项目，上网电价为每千瓦时0.70元（含税，下同）；2009年8月1日前招投标建设的项目，上网电价按中标电价执行；2009年8月1日后核准或招投标建设的项目，上网电价为每千瓦时0.61元。

二、在以上电价基础上，风力发电项目再按线路长度享受接网工程补贴。

其中：50公里以内为每千瓦时1分钱，50-100公里为千瓦时2分钱，100公里及以上为每千瓦时3分钱。

三、上述规定自并网发电之日起执行。

附件：浙江省风力发电项目上网电价表二○一○年三月二十九日附件浙江省风力发电项目上网电价表单位：万千瓦、元/千瓦时（含税）单位装机容量综合电价水平其中：上网电价其中：接网工程补贴备注慈溪长江风力发电有限公司4.950.71 0.70 0.012009年8月1日前核准浙江岱山衢山风电场4.080.71 0.70 0.012009年8月1日前核准浙江温岭东海塘风力有限公司40.71 0.70 0.012009年8月1日前核准浙江浙能洞头风力发电有限公司1.350.795 0.785 0.012009年8月1日前招投标浙江星星风力发电有限公司大陈岛风电场2.550.71 0.70 0.012009年8月1日前核准——结束——。

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。

四类风资源区

关于完善风力发电上网电价政策的通知各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局：为规范风电价格管理，促进风力发电产业健康持续发展，依据《中华人民共和国可再生能源法》，决定进一步完善我委印发的《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。

现就有关事项通知如下：一、规范风电价格管理（一）分资源区制定陆上风电标杆上网电价。

按风能资源状况和工程建设条件，决定将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。

具体标准见附件。

（二）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。

（二）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。

（三）省级投资及能源主管部门核准的风电项目，要向国家发展改革委、国家能源局备案。

二、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。

三、有关要求（一）上述规定自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。

（二）各风力发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存风电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查。

各级价格主管部门要加强对风电上网电价执行和电价附加补贴结算的监管，确保风电上网电价政策执行到位。

国家发展改革委二○○九年七月二十日附件：标杆上网电价(元/kWh)0.51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、石河子市各资源区所包括的地区全国风力发电标杆上网电价表资源区Ⅰ类资源区Ⅱ类资源区0.54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类资源区0.58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类资源区0.61除Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区以外的其他地区。

2019~2020年风电价格政策(风电上网电价政策)解读

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）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。

风资源划分

风资源划分 This manuscript was revised on November 28, 2020发改委确定风电上网价格政策明确四类资源区发改委发布关于完善风力发电上网电价政策的通知。

按照通知内容，全国划分为4类风能资源区，上网电价分别确定为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

这是国家第一次明确划分风能资源区以及按照风能资源区确定上网电价。

发改委网站在上周五已发布新闻，称国家已制定风电上网标杆电价标准，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。

其中四个风能资源区的上网电价分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

今后新建陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。

海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。

同时规定，继续实行风电费用分摊制度，风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。

全国四类风能资源区的详细划分情况如下：一类风能资源区：内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外的其他地区;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;二类风能资源区：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;三类风能资源区：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、石河子市其他地区;宁夏回族自治区;四类风能资源区：除一、二、三类资源区以外的其他地区。

通知全文如下：各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局：为规范风电价格，促进风力发电产业健康持续发展，依据《中华人民共和国可再生能源法》，决定进一步完善我委印发的《可再生能源发电价格和费用分摊试行办法》(发改价格[2006]7号)有关规定。

风力发电价格管理新政出台四类资源区相应定价

风力发电价格管理新政出台四类资源区相应定价中新网7月24日电据发改委网站消息，国家发展改革委今日发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。

《通知》规定，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，相应制定风电标杆上网电价。

四类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

今后新建陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。

海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。

同时规定，继续实行风电费用分摊制度，风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。

《通知》要求，各风力发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存风电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料；各级价格主管部门要加强对风电上网电价执行和电价附加补贴结算的监管，确保风电上网电价政策执行到位。

2006年，国家发展改革委颁布了《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)，建立了我国可再生能源发电定价和费用分摊机制，有力地促进了可再生能源发电产业发展。

但随着风电的快速发展，该办法已无法满足现实管理的需要。

这次出台的风电标杆上网电价政策是对原有办法的补充和完善，它有利于改变当前风电价格机制不统一的局面，进一步规范风电价格管理。

有利于引导投资。

通过事先公布标杆电价水平，为投资者提供了一个明确的投资预期，鼓励开发优质资源，限制开发劣质资源，保证风电开发的有序进行。

有利于降低成本、控制造价。

项目造价越低、管理越好，收益就越高，激励风电企业不断降低投资成本和运营成本。

此外，实行标杆电价也有利于减少政府行政审批。

广东省物价局关于公布风电项目上网电价的通知

广东省物价局关于公布风电项目上网电价的通知文章属性•【制定机关】广东省物价局•【公布日期】2004.04.22•【字号】粤价[2004]110号•【施行日期】2004.04.22•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】失效•【主题分类】价格正文广东省物价局关于公布风电项目上网电价的通知（粤价[2004]110号）省广电集团有限公司，各地级以上市物价局：根据原省计委、经贸委、物价局《关于印发〈关于促进我省风电发展的意见〉的通知》（粤计基[2001]587号）的有关规定，为规范我省风电项目上网电价的管理，现就有关问题明确如下：一、除国家风电特许权示范项目仍按中标电价执行外，我省今后新投产的风电项目，从该项目正式投入商业运行之日起，其上网电价按0.528元／千瓦时（含税）的标准执行。

目前已投入商业运行但尚未经物价部门核定上网电价的风电项目，从该项目投入商业运行之日起，其上网电价也按上述标准执行。

二、上述风电项目的上网电价不包括风电场配套送出工程的各项费用。

配套送出工程由风电项目业主建设的，经审核后，可在上网电价的基础上加配套送出工程的还本付息费用。

如配套送出工程未移交给供电部门，仍由风电项目业主负责运行维护的，可另加送出工程的运行维护费用。

配套送出工程还本付息费用和运行费用的具体标准由当地物价局审核后报我局审批。

三、供电部门必须严格执行公布的上网电价，不得将本应由供电部门负担的线损等费用转嫁到风电项目负担，从而变相降低风电的上网电价。

四、目前已投入商业运行并经当地物价部门核定上网电价的风电项目，其上网电价暂按原标准执行。

下一步我局将对此部分风电项目的价格成本进行审核，并在审核基础上重新核定上网电价。

二○○四年四月二十二日。

新能源电价的四步走：从带补贴到倒贴，新能源的平价上网时代即将终结（833号文）

新能源电价的四步⾛：从带补贴到倒贴，新能源的平价上⽹时代即将终结（833号⽂）2021：刚平价就降价-新能源需要做好持续降本的准备端午节即将到来，祝⼤家和⼴⼤球迷端午安康！就在前两天，国家能源局公布了⼤家既关⼼担⼼的问题：电价如何⾛向！⼀个问题是海上风电平价结束后如何连续，⽬前海上风电的建设成本还不⾜以⽀撑度电成本。

⼀个是陆上平价风电的延续性。

这两个问题国家能源局在833号⽂给出了答案：海上风电各个省市区你们⾃⼰玩！反正你们都是⼤款，都是经济⼤省，经济强省，电价⾼⼀点⽤得起，⾄于多少，你们⾃⼰定吧。

（2021年起，新核准（备案）海上风电项⽬、光热发电项⽬上⽹电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置⽅式形成，上⽹电价⾼于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电⽹企业结算。

）陆上风电市场定价吧！构建以新能源为主题的电⼒结构不是⼀句空话，833号⽂给出了答案：2021年新建项⽬上⽹电价，按当地燃煤发电基准价执⾏；新建项⽬可⾃愿通过参与市场化交易形成上⽹电价，以更好体现光伏发电、风电的绿⾊电⼒价值。

意味着未来风电上⽹的电价我不保证你的电价能达到标杆电价，因为市场只可能选择低价电源，如果我是⽤户，肯定不⽤考虑也是这种选择。

⽆论是海上风电价格省市⾃定，还是陆上风电市场竞价，那就是⼀个原则：低价上⽹，平价国家不再保证！陆上风电电价完成了四步⾛：从补贴到倒贴，风电电价完美转⾝实际上，今天国家能源局出台的这个833号⽂，实际上就是宣布，新能源电⼒完全市场化竞价，平价不保证（当然可能电价也可能⾼于标杆电价，电⼒紧缺的时候），风电电价已经完成了四步⾛：1. 带补贴（部分省份额外补贴）2. 半补贴：2017年，三北区域⼏个省份就出台了保障性收购新能源电⼒的政策，也就是说，新能源电⼒我收购，但不保证全部以标杆电价收购（当然此前的政策保障性收购是含补贴），3. ⽆补贴（陆上）：2020年，全⽣命周期固定补贴⼩时数的收购，4. 倒贴（负补贴）：2021年，833号⽂，市场竞价，实际上也就是上⽹电价低于标杆电价。

风资源划分

发改委确定风电上网价格政策明确四类资源区发改委发布关于完善风力发电上网电价政策的通知。

按照通知内容，全国划分为4类风能资源区，上网电价分别确定为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

这是国家第一次明确划分风能资源区以及按照风能资源区确定上网电价。

发改委网站在上周五已发布新闻，称国家已制定风电上网标杆电价标准，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。

其中四个风能资源区的上网电价分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

今后新建陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。

海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。

同时规定，继续实行风电费用分摊制度，风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。

全国四类风能资源区的详细划分情况如下：一类风能资源区：内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外的其他地区;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;二类风能资源区：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;三类风能资源区：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、石河子市其他地区;宁夏回族自治区;四类风能资源区：除一、二、三类资源区以外的其他地区。

通知全文如下：各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局：为规范风电价格管理，促进风力发电产业健康持续发展，依据《中华人民共和国可再生能源法》，决定进一步完善我委印发的《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。

现就有关事项通知如下：一、规范风电价格管理(一)分资源区制定陆上风电标杆上网电价。

海上风电电价水平初步测算与比较

海上风电电价水平初步测算与比较作者：《风能》编辑部来源：《风能》2014年第06期我国可供开发的海上风能资源丰富，场址靠近负荷中心，海上风电的开发利用不仅是风电产业向纵深发展的关键一环，也是带动我国相关海洋产业协调发展的有效途径，具有重要的战略意义。

近日，国家发改委正式下发关于海上风电电价政策文件，对我国海上风电项目上网电价进行了规定。

其中有几点值得关注：首先是时限。

国家发改委下发的《关于海上风电电价政策的文件》规定，该文件中所涉及的电价适用于2017年以前投运的海上风电项目，并不包括2017年投运的。

因此该电价将对2014年至2016年三年间的海上风电发展起到重要作用。

这一时间段是大规模海上风电成本与电价水平的实际摸索阶段，意味着到2017年会有一个更加客观合理的电价政策。

从欧洲各国的经验来看，海上风电电价也是在不断调整当中，需要调高时会向上调整，根据行业发展水平也会适当下调。

文件中规定了“投运”一词，应特别注意该文件的适用范围不包括正在建设或做前期工作的项目。

根据中国可再生能源学会风能专业委员会的数据，截止到2013年我国已经完成的海上风电项目仅有43万千瓦，而此前对“十二五”期间的海上风电装机规划目标为500万千瓦，因此，未来两年将成为“十二五”期间海上风电发展的关键时期，而海上风电电价政策的落实，无疑将对完成规划目标起到直接影响作用。

其次是价格。

《关于海上风电电价政策的文件》在价格方面规定，对非招标的近海风电项目的上网电价为每千瓦时0.85元（含税，下同），潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。

这个电价水平与海上风电发展最好的欧洲国家相比，仍有一定的差距。

例如，德国海上风电上网电价目前约为每千瓦时1.27元到1.6元，英国约为每千瓦时1.58元，丹麦约为每千瓦时1.14元，意大利约为每千瓦时1.4元到1.5元，荷兰则是在该国年度平均电价基础上，每千瓦时平均补贴约0.94元（详见表1）。