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、国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知-国家规范性文件
国家发展改革委、国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、经信委（工信委、工信厅），各国家能源局派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、国家能源投资集团公司、国家电力投资集团公司、中国华润集团公司、中国长江三峡集团公司、国家开发投资公司、中国核工业集团公司、中国广核集团有限公司、电力规划设计总院、水电水利规划设计总院：随着风电、光伏发电规模化发展和技术快速进步，在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，已基本具备与燃煤标杆上网电价平价（不需要国家补贴）的条件。
为促进可再生能源高质量发展，提高风电、光伏发电的市场竞争力，现将推进风电、光伏发电无补贴平价上网的有关要求和支持政策措施通知如下。
一、开展平价上网项目和低价上网试点项目建设。
各地区要认真总结本地区风电、光伏发电开发建设经验，结合资源、消纳和新技术应用等条件，推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目（以下简称平价上网项目）。
在资源条件优良和市场消纳条件保障度高的地区，引导建设一批上网电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目（以下简称低价上网项目）。
在符合本省（自治区、直辖市）可再生能源建设规划、国家风电、光伏发电年度监测预警有关管理要求、电网企业落实接网和消纳条件的前提下，由省级政府能源主管部门组织实施本地区平价上网项目和低价上网项目，有关项目不受年度建设规模限制。
对于未在规定期限内开工并完成建设的风电、光伏发电项目，项目核准（备案）机关应及时予以清理和废止，为平价上网项目和低价上网项目让出市场空间。
二、优化平价上网项目和低价上网项目投资环境。
有关地方政府部门对平价上网项目和低价上网项目在土地利用及土地相关收费方面予以支持，做好相关规划衔接，优先利用国有未利用土地，鼓励按复合型方式用地，降低项目场址相关成本，协调落实项目建设和电力送出消纳条件，禁止收取任何形式的资源出让费等费用，不得将在本地投资建厂、要求或变相要求采购本地设备作为项目建设的捆绑条件，切实降低项目的非技术成本。
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。
国家发展改革委办公厅关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知-发改办价格[2016]1583号
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国家发展改革委办公厅关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知正文：----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------国家发展改革委办公厅关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知发改办价格[2016]1583号各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局，国家电网公司、南方电网公司：多年来，两部制电价对于促进电力用户节约公共电网变压器固定成本及运行成本，提高电力系统整体效率发挥了重要作用。
今年以来，随着我国经济结构调整深入，部分企业需要适应新形势优化调整生产结构，短期内出现了企业开工不足，基本电费支出占比提高现象。
为支持企业转型，减少停产、半停产企业电费支出，降低实体经济运行成本，决定完善两部制电价用户基本电价执行方式。
现将有关事项通知如下：一、放宽基本电价计费方式变更周期限制（一）基本电价按变压器容量或按最大需量计费，由用户选择。
基本电价计费方式变更周期从现行按年调整为按季变更，电力用户可提前15个工作日向电网企业申请变更下一季度的基本电价计费方式。
（二）电力用户选择按最大需量方式计收基本电费的，应与电网企业签订合同，并按合同最大需量计收基本电费。
合同最大需量核定值变更周期从现行按半年调整为按月变更，电力用户可提前5个工作日向电网企业申请变更下一个月（抄表周期）的合同最大需量核定值。
电力用户实际最大需量超过合同确定值105％时，超过105％部分的基本电费加一倍收取；未超过合同确定值105%的，按合同确定值收取；申请最大需量核定值低于变压器容量和高压电动机容量总和的40%时，按容量总和的40%核定合同最大需量；对按最大需量计费的两路及以上进线用户，各路进线分别计算最大需量，累加计收基本电费。
国家已发布的新能源(风电)相关法规、政策
20
《国家能源局关于分散式接入风电开发的通知》
国能新能[2011]226号
21
《国家能源局关于印发风电开发建设管理暂行办法的通知》
国能新能[2011]285号
22
《国家能源局关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》
国能新能[2011]374号
23
《国家能源局关于印发风电功率预报与电网协调运行实施细则（施行）的通知》
国家已发布的新能源（风电）相关法规、政策
国家法律条文：
序号
法规
备注
1
《中华人民共和国可再生能源法》
2005年2月28日第十届全国人民代表大会常务委员会第十四次会议通过
2
《中华人民共和国节约能源法》
2007年10月28日第十届全国人民代表大会常务委员会第三十次会议修订通过
国家发改会、国家能源局：
序号
政策
发改能源[2006]13号
6
《促进风电产业发展实施意见》
发改能源[2006]2535号
7
《关于印发可再生能源中长期发展规划的通知》
发改能源[2007]2174号
8
《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》
发改价格[2007]44号
9
《关于2006年度可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》
发改价格[2007]2446号
备注
1
《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》
财建[2006]237号
2
《财政部关于调整大功率风力发电机组及其关键零部件、原材料进口税收政策的通知》
财关税[2008]36号
3
《风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法》
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
Ⅱ类资源区
0.45
云南
吉林白城、松原，黑龙江鸡西、双鸭山、七台河、绥化、伊市、大兴安岭地区，
Ⅲ类资源区
0.49
甘肃除嘉峪关、酒泉以外的其他地区，新疆除乌鲁木齐、伊犁哈萨克族自治州、
克拉玛依、石河子以外的其他地区，宁夏
Ⅳ类资源区
0.57
除Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区以外的其他地区
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注：1) 2018 年 1 月 1 日以后核准并纳入财政补贴年度规模管理的陆上风电项目，执行 2018 年的标杆上网电价。2 年核准期 内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价。2) 2018 年以前核准并纳入以前年份财政补贴规模管理的陆上风电 项目，但于 2019 年底前仍未开工建设的，执行 2018 年标杆上网电价。3) 2018 年以前核准但纳入 2018 年 1 月 1 日之后财 政补贴年度规模管理的陆上风电项目，执行 2018 年标杆上网电价。
Ⅱ类资源区
0.75
呼伦贝尔，河北承德、张家口、唐山、秦皇岛，山西大同、朔州、忻州、阳泉，
陕西榆林、延安，青海、甘肃、新疆除Ⅰ类外的其他地区
Ⅲ类资源区
0.85
除Ⅰ类、Ⅱ类资源区以外的其他地区
注：1) 西藏自治区光伏电站标杆电价为 1.05 元 /kWh。2) 2017 年 1 月 1 日以后纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目， 执行 2017 年光伏发电标杆上网电价。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发电项目，但于 2017 年 6 月 30 日以前仍未投运的，执行 2017 年标杆上网电价。4) 今后，光伏发电标杆上网电价暂定每年调整一次。
2) 明确海上风电标杆上网电价。对非招标的 海上风电项目，区分近海风电和潮间带风电两种 类型确定上网电价。近海风电项目标杆上网电价 为 0.85 元 /kWh，潮间带风电项目标杆上网电价 为 0.75 元 /kWh。海上风电上网电价在当地燃煤 机组标杆上网电价 ( 含脱硫、脱硝、除尘电价 )
国家发展和改革委员会关于印发电价改革实施办法的通知-发改价格[2005]514号
![国家发展和改革委员会关于印发电价改革实施办法的通知-发改价格[2005]514号](https://img.taocdn.com/s3/m/2be26b370166f5335a8102d276a20029bd646303.png)
国家发展和改革委员会关于印发电价改革实施办法的通知正文：----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------国家发展和改革委员会关于印发电价改革实施办法的通知（发改价格[2005]514号）各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局，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，各有关电力企业：根据《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（国办发〔2003〕62号）要求，为了推进电价改革的实施工作，促进电价机制的根本性转变，我委会同有关部门制定了《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》，现印发给你们，请按照执行。
请各地和有关部门根据国家关于电价改革的统一部署，结合本地实际和电力市场的建设情况，按照上述三个管理办法的规定和要求，加快电价改革步伐，积极稳妥做好电价改革的各项工作，促进电力工业与国民经济的协调、健康发展。
附件：一、《上网电价管理暂行办法》二、《输配电价管理暂行办法》三、《销售电价管理暂行办法》国家发展和改革委员会二00五年三月二十八日附件一：上网电价管理暂行办法第一章总则第一条为完善上网电价形成机制，推进电力体制改革，依据国家有关法律、行政法规和《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发〔2002〕5号）、《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（国办发〔2003〕62号），制定本办法。
第二条上网电价是指发电企业与购电方进行上网电能结算的价格。
第三条上网电价管理应有利于电力系统安全、稳定运行，有利于促进电力企业提高效率和优化电源结构，有利于向供需各方竞争形成电价的改革方向平稳过渡。
第四条本办法适用于中华人民共和国境内符合国家建设管理有关规定建设的发电项目并依法注册的发电企业上网电价管理。
中国风电相关政策.
中国风电政策一、宏观政策中国自20世纪70年代开始尝试风电机组的开发，从1996年开始，启动了“乘风工程”、“双加工程”、“国债风电项目”、科技支撑计划等一系列的支持项目推动了风电的发展。
2006年1月1日开始实施的《可再生能源法》，国家鼓励和支持可再生能源并网发电。
电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。
2007年9月1日起开始实施的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(电监会25号令)电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量，可再生能源发电企业应当协助、配合。
2010年4月1日起开始实施的《可再生能源法修正案》，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。
电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。
发电企业有义务配合电网企业保障电网安全。
2006 年，国家发改委、科技部、财政部等8 部门联合出台《“十一五”十大重点节能工程实施意见》，2010 年我国风电装机容量达到500万千瓦，2020 年全国风电装机容量达到3000 万千瓦。
2012年4月24日，科技部《风力发电科技发展“十二五”专项规划》到2015年风电并网装机达到1亿千瓦。
当年发电量达到1900亿千瓦时，风电新增装机7000万千瓦。
建设6个陆上和2个海上及沿海风电基地。
2012年5月30日，国务院《“十二五”国家战略性新兴产业发展规划》到2015年，风电累计并网风电装机超过1亿千瓦，年发电量达到1900亿千瓦时。
2012年7月，国家发改委《可再生能源发展“十二五”规划》“十二五”时期，可再生能源新增发电装机1.6亿千瓦，其中常规水电6100万千瓦，风电7000万千瓦，太阳能发电2000万千瓦，生物质发电750万千瓦，到2015年可再生能源发电量争取达到总发电量的20%以上。
国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知-发改价格〔2021〕1093号
国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知正文：----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知发改价格〔2021〕1093号各省、自治区、直辖市发展改革委，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：为贯彻落实党中央、国务院关于深化电价改革、完善电价形成机制的决策部署，充分发挥分时电价信号作用，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进能源绿色低碳发展，现就进一步完善分时电价机制有关事项通知如下。
一、总体要求适应新能源大规模发展、电力市场加快建设、电力系统峰谷特性变化等新形势新要求，持续深化电价市场化改革、充分发挥市场决定价格作用，形成有效的市场化分时电价信号。
在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定经济运行提供支撑。
二、优化分时电价机制（一）完善峰谷电价机制。
1.科学划分峰谷时段。
各地要统筹考虑当地电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素，将系统供需紧张、边际供电成本高的时段确定为高峰时段，引导用户节约用电、错峰避峰；将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低谷时段，促进新能源消纳、引导用户调整负荷。
可再生能源发电装机比重高的地方，要充分考虑新能源发电出力波动，以及净负荷曲线变化特性。
2.合理确定峰谷电价价差。
各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。
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
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】国家发展和改革委员会•【公布日期】2016.12.26•【文号】发改价格[2016]2729号•【施行日期】2017.01.01•【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号各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司：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、光伏电价2020年实现平价上网的目标要求，合理引导新能源投资，促进光伏发电和风力发电产业健康有序发展，依据《可再生能源法》，决定调整新能源标杆上网电价政策。
经研究，现就有关事项通知如下：一、降低光伏发电和陆上风电标杆上网电价根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，降低2017年1月1日之后新建光伏发电和2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价，具体价格见附件1和附件2。
2018年前如果新建陆上风电项目工程造价发生重大变化，国家可根据实际情况调整上述标杆电价。
之前发布的上述年份新建陆上风电标杆上网电价政策不再执行。
光伏发电、陆上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
二、明确海上风电标杆上网电价对非招标的海上风电项目，区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价。
近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元，潮间带风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.75元。
海上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
三、鼓励通过招标等市场化方式确定新能源电价国家鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定光伏发电、陆上风电、海上风电等新能源项目业主和上网电价，但通过市场竞争方式形成的价格不得高于国家规定的同类资源区光伏发电、陆上风电、海上风电标杆上网电价。
新政策环境下风力发电项目授信策略
1252020年15期 （5月下旬）金融研究摘要：随着国家风电改革，风电上网电价将进一步下调，并明确了陆上风电平价上网时间。
风电项目上网电价将改为指导价，标杆上网电价已成为历史。
未来风力发电行业的发展将存在一定不确定性。
以下将针对新政策环境下的风力发电项目授信策略展开分析和论述。
关键词：新政策环境；风力发电项目；授信策略近几年，我国风力发电行业迅猛发展。
2011—2019年，我国风电新增和累计并网装机连续九年位居世界首位。
到2019年底，全国累计风电装机2.1亿千瓦。
风电装机占全部发电装机10.4%。
风电成为电力供应清洁转型的重要力量。
并带动了国内制造业的发展和技术的紧闭。
2019年上半年，为推动风电产业健康可持续发展，实现2021年陆上风电项目全面平价上网目标，国家各部门密集发布了多项涉及风力发电项目用地、上网电价及竞争性配置等方面的文件，规范和促进风电行业发展。
一、风电行业新政策调整关注点(一)规范风电项目建设使用林地2019年2月，国家林业局下发《国家林业和草原局关于规范风电场项目建设使用林地的通知》。
提出要依法规范风电场建设使用林地，注意保护自然资源，特别是生态功能重要、生态脆弱敏感区域的林地，为风电场项目禁止建设区。
因此，风电项目投资主体在项目选址时，应尽量减少项目占用林地的范围，严格避让禁止建设风电项目的林地和区域，并尽量避让限制建设风电项目的林地和区域。
(二)优先建设平价上网项目，加大需国家补贴项目的竞争配置力度2019年5月20日，国家发改委与国家能源局公布了2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目的名单，优先建设该批平价上网项目，再由各省级能源主管部门启动需国家补贴的风电项目的竞争配置工作。
可以预见，未来关于风电项目竞争配置的政策会愈加明晰，未来风电项目市场化交易范围会逐步扩大，市场化交易程度会不断提高，不需要国家补贴的平价上网项目会应运而生并不断增多。
(三)风电项目上网电价改为指导价，标杆上网电价将不复存在2019年5月21日，国家发改委下发(发改价格〔2019〕882号文)《关于完善风电上网电价政策的通知》，将风力发电项目价格由标杆上网电价调为指导价，作为企业申请上网电价的上限，为风力发电项目开展竞争性配置提供依据。
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。
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
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国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知正文：---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 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）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。
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。
风电新电价政策下收益影响浅析—50MW风电场篇
风电新电价政策下收益影响浅析—50MW风电场篇近日，国家发改委正式发布了《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号）（以下简称“通知”），“通知”表示将实行陆上风电、光伏发电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。
对于风电项目来说，该“通知”是继2014年底《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2015]3044号）之后的又一次下调风电标杆上网电价，这对风电企业意味着怎样的收益影响呢？本文以目前风电项目开发最多的IV类资源区的电价政策为例，对风电项目在不同电价下的收益敏感影响进行测算分析。
表1-陆上风力发电上网标杆电价表——IV类资源区风电场规模以50MW为例，基础测算数据如下：1、单位千瓦投资按照IV类资源区可研阶段平均水平8581元/kW估列（静态投资42905万元），满发小时按照2000h估算。
风电新电价政策下收益影响浅析—100MW风电场篇2、20年运营期总成本按照74749.26万元计列。
（备注：人员按15人、工资按10万元/年，福利按60%；按风机本体抵扣税金；折旧年限15年，残值率5%；材料费按20元/KW 年，其它费用按50元/KW年；维修费率运行期前5年按0.8%，第6年按1%，以后每年递增0.05%；长期贷款利率为4.90%，短期贷款利率为4.35%；资本金按照20%考虑。
）3、根据以上的基础测算数据，财务测算结果如下表：表2-0.60元/kw与0.61元/kw财务指标对比表表2可看出，2016年前核准与2016~2018年之间核准的电价降低0.01元/kw，在假定的基础数据下，则发电利润总额降低1836.96万元，全部投资财务净现值（所得税前）降低1093.57万元，资本金内部收益率降低0.85%，资本金财务净现值降低706万元。
表3-0.58元/kw与0.60元/kw财务指标对比表表3可看出，2016~2018年之间核准与2018年后核准的电价降低0.02元/kw，在假定的基础数据下，发电利润总额降低3652.56万元，全部投资财务净现值（所得税前）降低2174.41万元，资本金内部收益率降低1.61%，资本金财务净现值降低1365.91万元。
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。
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。
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。
国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知-发改价格[2015]3044号
![国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知-发改价格[2015]3044号](https://img.taocdn.com/s3/m/187903f2988fcc22bcd126fff705cc1755275f22.png)
国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知正文：----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知发改价格[2015]3044号各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局：为落实国务院办公厅《能源发展战略行动计划（2014-2020）》目标要求，合理引导新能源投资，促进陆上风电、光伏发电等新能源产业健康有序发展，推动各地新能源平衡发展，提高可再生能源电价附加资金补贴效率，依据《可再生能源法》，决定调整新建陆上风电和光伏发电上网标杆电价政策。
经商国家能源局同意，现就有关事项通知如下：一、实行陆上风电、光伏发电（光伏电站，下同）上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。
为使投资预期明确，陆上风电一并确定2016年和2018年标杆电价；光伏发电先确定2016年标杆电价，2017年以后的价格另行制定。
具体标杆电价见附件一和附件二。
二、利用建筑物屋顶及附属场所建设的分布式光伏发电项目，在项目备案时可以选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式；已按“自发自用、余电上网”模式执行的项目，在用电负荷显著减少（含消失）或供用电关系无法履行的情况下，允许变更为“全额上网”模式。
“全额上网”项目的发电量由电网企业按照当地光伏电站上网标杆电价收购。
选择“全额上网”模式，项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案，并不得再变更回“自发自用、余电上网”模式。
三、陆上风电、光伏发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）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
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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。
二、关于海上风电上网电价
（一）将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。
（二）2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。
新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。
（三）新核准潮间带风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。
（四）对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。
三、其他事项
（一）风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。
（二）风电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存相关发电项目上网交
易电量、上网电价和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查，并于每月10日前将相关数据报送至国家可再生能源信息管理中心。
上述规定自2019年7月1日起执行。
国家发展改革委
2019年5月21日。