~2020年风电价格政策(风电上网电价政策)解读之欧阳家百创编
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。
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。
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。”
《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》解读
|| 政策解读|492020.04.DQGYPOLICY ANALYSIS 项目并网消纳等事项的监管；二是地方能源主管部门要加大与国土、环保等部门的协调，推动降低非技术成本，为风电发展营造良好环境。
为落实党中央、国务院关于有序做好企业复工复产工作的有关要求，减轻疫情对风电行业的冲击，保障行业平稳有序发展，在广泛征求行业相关方意见的基础上，我们对2020年征求意见稿中平价项目申报时间进行了调整。
考虑到疫情对平价项目在办理前期手续、获得电网消纳意见和项目申报等方面带来的影响，将征求意见稿中平价项目的申报截止时间延长一个半月，申报截止时间延长至4月底。
关于对《2020年光伏发电项目建设方案》的解读 《2020年光伏发电项目建设方案》（简称“《光伏建设方案》”）中提出要积极支持、优先推进无补贴平价上网光伏发电项目建设，平价上网项目由各省级能源主管部门按照19号文有关要求，在落实接网、消纳等条件基础上组织实施，以更好地落实“放管服”工作要求，为地方的平价上网项目创造有利条件。
为加强项目监测管理，各省需于2020年4月底前向我局报送项目信息并抄送所在地派出机构，相关项目应在2020年底前完成备案且开工建设。
2020年国家对光伏发电项目总体上仍然采取2019年分类管理的思路。
其中，需国家财政资金补贴的光伏发电项目参照2019年建设方案有关要求执行，即户用光伏不参与补贴竞价，只有2020年新建的需要国家补贴的光伏发电项目（包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目，下同）参与补贴竞价，由地方通过竞争配置方式组织项目、国家通过全国统一竞价排序确定补贴名单。
相应地，补贴资金亦按照分类切块管理，即2020年度新建光伏发电项目补贴预算总额度为15亿元，其中5亿元用于户用光伏，10亿元用于补贴竞价项目。
《光伏建设方案》未直接给出2020年纳入国家财政补贴范围的户用光伏建设规模，而是对规模的测算方法进行了详细说明。
主要是考虑，目前仅是财政部明确了2020年新增户用光伏的补贴预算总额度为5亿元，而国家发展改革委对户用光伏项目的电价政策尚未确定，无法明确户用光伏具体建设规模。
风电项目表格之欧阳家百创编
第一章总则欧阳家百（2021.03.07）第一条为统一规范湖南蓝山紫良风电场50MW风电项目的表格形式,根据《电力建设工程监理规范》（DL/T 5434-2009）、《建设监理规范》（GB/T50319-2013）、《湖南蓝山紫良风电场50MW风电项目基建工程档案管理细则（试行）》（ Q/LSXNY-GC(007)-2017 ）和风力发电企业科技文件归档与整理规范（NB/T 31021-2012）结合工程建设实际情况，制订本规定。
1.编制与使用说明如下：《电力建设工程监理基本表式》共分四大类：A类表(总承包单位用表)30个表式、B类表(监理单位用表)10个表式、C类表设计单位用表)4个表式、D类表(各方通用表)2个表式。
注：现场资料在审核过程如需增加审核单位，可在监理、业主确认后进行添加。
2.说明：打印及书写要求2.1统一使用标准A4幅面白色打印纸，大于A4幅面的图表或图纸，应折叠成A4幅面；小于A4幅面的，要居中用防虫性的不干胶粘贴在A4复印纸上，一张纸上也可粘贴两张及以上小幅面文件。
2.2文件必须使用激光打印机打印，不得使用喷墨或针式打印机。
2.3打印文档页边距：要求左边距（装订侧）25mm，右边距20 mm，上边距20mm，下边距20mm；2.4文字规格：标题为宋体三号加粗，正文为宋体小四，表格内文字可用宋体小四或五号，行间距为 1.5倍行距，首行缩进2字符，英文、数字均采用宋体。
2.5必须用使用符合档案管理耐久性要求的材料书写，可用墨水、碳素墨水、蓝黑墨水、黑色签字笔、原子印油等，不能用纯蓝墨水、红墨水、铅笔、圆珠笔、蓝色签字笔、彩笔、荧光笔、普通印油、热敏传真纸或复写纸等材料书写。
2.6严禁涂改、刮改及修正液涂改。
2.7用于记录的专业施工与验收表格式文件，应符合现行电力行业标准的格式，没有填写内容的空白格应划线或加盖“以下空白”章，以示闭环。
2.8各项文件的表式和数据要用合格的书写材料书写，内容、结论填写和签字盖章手续要齐全完备，签字处必须亲笔签全名，并写全日期（例如：2014年11月09日）。
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
ห้องสมุดไป่ตู้
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 )
国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施(修订版)-版之令狐采学创编之欧阳家百创编
欧阳家百创编国家电网有限公司欧阳家百（2021.03.07）十八项电网重大反事故措施（修订版）目录1 防止人身伤亡事故12 防止系统稳定破坏事故63 防止机网协调及新能源大面积脱网事故134 防止电气误操作事故215 防止变电站全停及重要客户停电事故246 防止输电线路事故337 防止输变电设备污闪事故418 防止直流换流站设备损坏和单双极强迫停运事故439 防止大型变压器（电抗器）损坏事故5310 防止无功补偿装置损坏事故6111 防止互感器损坏事故6912 防止GIS、开关设备事故7413 防止电力电缆损坏事故8414 防止接地网和过电压事故8915 防止继电保护事故9516 防止电网调度自动化系统、电力通信网及信息系统事故11017 防止垮坝、水淹厂房事故13118 防止火灾事故和交通事故1331 防止人身伤亡事故为防止人身伤亡事故，应全面贯彻落实《中共中央国务院关于推进安全生产领域改革发展的意见》（中发〔〕32号）、《特种作业人员安全技术培训考核管理规定》（国家安全监管总局令第80号）、《电力建设工程施工安全监督管理办法》（国家发展和改革委员会令第28号）、国家电网公司《电力安全工作规程变电部分》（Q/GDW 1799.1）、《电力安全工作规程线路部分》（Q/GDW 1799.2）、《关于印发<国家电网公司电力安全工作规程(配电部分)（试行）>的通知》（国家电网安质〔〕265号）、《国家电网公司电力安全工作规程（电网建设部分）（试行）》（国家电网安质〔〕212号）、《国家电网公司关于强化本质安全的决定》（国家电网办〔〕624号）、《国家电网公司关于印发<生产作业安全管控标准化工作规范（试行）>的通知》（国家电网安质〔〕356号）、《国家电网公司关于印发贯彻落实<中共中央国务院关于推进安全生产领域改革发展的意见>实施方案的通知》（国家电网办〔〕1101号）、《国家电网公司业务外包安全监督管理办法》(国家电网安质〔〕311号）、《营销业扩报装工作全过程安全危险点辨识与预控手册（试行）》(国家电网营销〔〕237 号)、《国家电网公司生产作业安全管控标准化工作规范（试行）》（国家电网安质〔〕356号）及其他有关规定，并提出以下重点要求：1.1 加强各类作业风险管控1.1.1 实施生产作业标准化安全管控，科学安排作业任务，严格开展风险识别、评估、预控，有序组织生产工作。
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。
风电机组地基基础设计规定FD003-之欧阳家百创编
欧阳家百创编1 范围欧阳家百（2021.03.07）1.0.1本标准规定了风电场风电机组塔架地基基础设计的基本原则和方法，涉及地基基础的工程地质条件、环境条件、荷载、结构设计、地基处理、检验与监测等内容。
1.0.2本标准适用于新建的陆上风电场风电机组塔架的地基基础设计。
工程竣工验收和已建工程的改（扩建）、安全定检，应参照本标准执行。
1.0.3风电场风电机组塔架的地基基础设计除应符合本标准外，对于湿陷性土、多年冻土、膨胀土和处于侵蚀环境、受温度影响的地基等，尚应符合国家现行有关标准的要求。
2 规范性引用文件下列标准中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用标准，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些标准的最新版本。
凡是不注日期的引用标准，其最新版本适用于本标准。
GB 18306 中国地震动参数区划图GB 18451.1 风力发电机组安全要求GB 50007 建筑地基基础设计规范GB 50009 建筑结构荷载设计规范GB 50010 混凝土结构设计规范GB 50011 建筑抗震设计规范GB 50021 岩土工程勘察规范GB 50046 工业建筑防腐蚀设计规范GB 50153 工程结构可靠度设计统一标准GB 60223 建筑工程抗震设防分类标准GB 50287 水力发电工程地质勘察规范GBJ 146 粉煤灰混凝土应用技术规范FD 002—2007 风电场工程等级划分及设计安全标准DL/T 5082 水工建筑物抗冰冻设计规范JB/T10300 风力发电机组设计要求JGJ 24 民用建筑热工设计规程JGJ 94 建筑桩基技术规范JGJ 106 建筑基桩检测技术规范JTJ 275 海港工程混凝土防腐蚀技术规范3 总则3.0.1为统一风电场风电机组塔架地基基础设计的内容和深度，特制定本标准。
3.0.2风电机组地基基础设计应贯彻国家技术经济政策，坚持因地制宜、保护环境和节约资源的原则，充分考虑结构的受力特点，做到安全适用、经济合理、技术先进。
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。
季布煤业重大风险分析研判报告之欧阳家百创编
重大风险分析研判报告欧阳家百（2021.03.07）河南地方煤炭集团季布煤业有限公司二0一八年八月七日目录重大风险分析研判报告- 2 -一、召开专题会议- 2 -二、工作要求- 4 -三、重大风险分析研判报告- 4 -（一）采掘接替失调组织生产- 4 -（二）主要生产安全系统不完善、不可靠- 5 -（三）安全监控系统运行不正常- 6 -（四）重大灾害治理不到位- 7 -（五）安全生产主体责任不落实- 9 -（六）蓄意违法违规生产建设- 10 -（七）建设项目不按规定组织施工- 10 -（八）列入当年化解过剩产能退出计划煤矿监管缺失- 11 -（九）汛期“三防”工作措施不落实- 11 -四、风险分析研判清单（附表见后）- 11 -重大风险分析研判报告根据许昌市煤炭工业管理办公室关于转发《河南省煤炭工业管理办公室河南煤矿安全监察局关于进一步深化打击整治煤矿违法违规行为专项行动的通知》的通知（许煤[2018]32号）及《国家煤矿安全监察局关于进一步深化依法打击和重点整治煤矿安全生产违法违规行为专项行动的通知》（煤安监监察[2018]16号）工作要求和7月16日全省安全生产紧急电视电话会议精神，及时化解煤矿系统性安全风险，有效治理消除重大隐患，坚决防范遏制重特大事故。
矿长于8月7日组织召开专题会议，组织开展本次重大风险分析研判排查整治活动。
一、召开专题会议会议时间：8月7日会议主题：根据许昌市煤炭工业管理办公室关于转发《河南省煤炭工业管理办公室河南煤矿安全监察局关于进一步深化打击整治煤矿违法违规行为专项行动的通知》的通知（许煤[2018]32号），切实落实分析研判责任，对照9个方面突出问题，立足矿井各大生产安全系统，认真分析主要安全风险，确保矿井安全风险可控，隐患及时消除。
会议地点：办公楼二楼会议室会议主持人：矿长范奇参加人员：生产矿长钱留套、总工程师张国华、安全矿长陈文艺、机电矿长郑书提，各副总工程师、各科室科长、区队长等各单位负责人。
《电力建设工程质量监督检查典型大纲》(风力发电部分)之欧阳家百创编
附件1：欧阳家百（2021.03.07）电力建设工程质量监督检查典型大纲（风力发电部分）电力建设工程质量监督总站发布2009年5月编制说明为适应风力发电建设工程质量监督工作的需要，加强对工程建设各责任主体的质量行为和“工程建设标准强制性条文”执行情况的监督，促进工程质量管理和投产水平不断提高，电力建设工程质量监督总站组织编制了电力建设工程质量监督检查典型大纲（风力发电部分）。
本大纲是在山西省电力建设工程质量监督中心站编制并试用的基础上，吸纳了由江苏省电力建设工程质量监督中心站、内蒙古电力建设工程质量监督中心站分别编制的“风电建设工程质量监督检查大纲”中机务专业的相关内容，而形成的。
电力建设工程质量监督总站于2009年4月28日，在南京组织部分电力建设工程质量监督中心站的代表和专家，对本大纲进行了正式审查。
根据审查意见，又进行了修改、完善，形成了本版本。
电力建设工程质量监督检查典型大纲（风力发电部分）包括《风电场首次及土建工程质量监督检查典型大纲》、《风电场升压站受电前和首批风机并网前质量监督检查典型大纲》和《风电场整套启动试运前质量监督检查典型大纲》三个阶段性监检大纲，适用于接入公用电网的风电工程。
由于风电工程主要是由升压站和若干台风力发电机组组成，不同地区的建设特点存在差异，本大纲引入了风机“批”的概念，即可以是1-N台的任意数量。
第一阶段的监检在首批风机基础完成后即可进行，后续完成的其它风机基础可在下一阶段再进行抽检；同样，第二阶段的监检在首批风机基本具备并网条件后进行，其它批次的风机可在下一阶段再进行抽检；当风机数量较多、建设周期较长或工程责任主体发生变化时，可按“批”增加巡检。
第三阶段“整套启动试运前”的监检，是指本期工程最后一台风机调试试运验收结束后进行的监督检查。
各中心站可根据工程的实际情况，灵活确定各阶段监检的时间，保证检查的针对性和实际效果。
本大纲自颁发之日起开始试行。
本大纲由电力建设工程质量监督总站负责解释。
国家发展改革委关于印发《省级电网输配电价定价办法》的通知-发改价格规〔2020〕101号
国家发展改革委关于印发《省级电网输配电价定价办法》的通知正文：----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------国家发展改革委关于印发《省级电网输配电价定价办法》的通知发改价格规〔2020〕101号各省、自治区、直辖市发展改革委（物价局），国家电网有限公司、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《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）、《关于推进价格机制改革的若干意见》（中发〔2015〕28号）决策部署，持续深化电价改革，进一步提升输配电价核定的规范性、合理性，经商国家能源局，对《省级电网输配电价定价办法（试行）》（发改价格〔2016〕2711号）作了修订，形成了《省级电网输配电价定价办法》。
现印发你们，请按照执行。
附件：省级电网输配电价定价办法国家发展改革委2020年1月19日省级电网输配电价定价办法第一章总则第一条为科学合理核定省级电网企业输配电价，健全输配电定价制度，根据《中华人民共和国价格法》《中华人民共和国电力法》《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（中发〔2015〕28号）《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）的相关规定，制定本办法。
第二条本办法适用于省级电网输配电价的核定。
省级电网输配电价，是指省级电网企业在其经营范围内为用户提供输配电服务的价格。
第三条核定省级电网输配电价遵循以下原则：（一）促进电网企业高质量发展。
立足保障电力安全可靠供应，强化电网企业成本约束，以严格的成本监审为基础，按照“准许成本加合理收益”方法核定输配电准许收入；健全激励约束机制，促进电网企业加强管理降低成本，为用户提供安全高效可持续的输配电服务，助力行业和用户提高能效降低能耗。
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。
国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施之欧阳地创编
2.1.1 设计阶段
2.1.1.1 合理规划电源接入点。受端系统应具有多个方向的多条受电通道，电源点应合理分散接入，每个独立输电通道的输送电力不宜超过受端系统最大负荷的10%-15%，并保证失去任一通道时不影响电网安全运行和受端系统可靠供电。
2.1.1.2 发电厂宜根据布局、装机容量以及所起的作用，接入相应电压等级，并综合考虑地区受电需求、动态无功支撑需求、相关政策等的影响。
1.1.2.7 对于输电线路放线紧线工作，应做好防杆塔倾覆风险辨识与预控，登杆塔前对塔架、根部、基础、拉线、桩锚、地脚螺母（螺栓）等进行全面检查，正确使用卡线器或其它专用工具、安全限位以及过载保护装置，充分做好防跑线措施，并确保现场各岗位联系畅通，严禁违反施工作业技术和安全措施盲目作业。
1.1.2.8 对于有限空间作业，必须严格执行作业审批制度，有限空间作业的现场负责人、监护人员、作业人员和应急救援人员应经专项培训。监护人员应持有限空间作业证上岗；作业人员应遵循先通风、再检测、后作业的原则。作业现场应配备应急救援装备，严禁盲目施救。
1.1 加强各类作业风险管控
1.1.1 实施生产作业标准化安全管控，科学安排作业任务，严格开展风险识别、评估、预控，有序组织生产工作。对于事故应急抢修和紧急缺陷处理，按照管辖范围履行审批手续，保证现场安全措施完备，严禁无工作票或事故（故障）紧急抢修单、无工作许可作业。
1.1.2 根据工作内容做好各类作业各个环节风险分析，落实风险预控和现场管控措施。
1.1.2.1 对于开关柜类设备的检修、试验或验收，针对其带电点与作业范围绝缘距离短的特点，不管有无物理隔离措施，均应加强风险分析与预控。
1.1.2.2 对于敞开式隔离开关的就地操作，应做好支柱绝缘子断裂的风险分析与预控，操作人与专责监护人应选择正确的站位。监护人员应实时监视隔离开关动作情况，操作人员应做好及时撤离的准备。
我国各地海上风电电价补贴政策梳理！
我国各地海上风电电价补贴政策梳理！2015―2022年，我国海上风电电价政策走过了两个阶段：第一阶段为电价逐步退坡，第二阶段为国家取消补贴，地方接力补贴。
2015年以前，我国海上风电电价政策基本上以特许权招标为主。
随着2015年12月22日，国家发展改革委印发《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（下称《通知》），我国开启了海上风电固定电价周期。
《通知》首次明确了海上风电潮间带与近海项目的上网电价，分别为0.75元/千瓦时、0.85元/千瓦时。
2019年5月21日，国家发展改革委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》，将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0.8元/千瓦时，2020年调整为0.75元/千瓦时。
且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；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。
政策还规定，对于2018年年底前已核准的海上风电项目，如在2021年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。
2020年1月20日，财政部、国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》进一步明确，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。
这意味着，自2022年起，我国海上风电项目不再纳入中央财政补贴范畴，海上风电开发进入地方补贴接力时期。
上海市两次出台扶持办法在国家补贴即将退出之际，上海市成为较早公布海上风电地方补贴（奖励）政策的地区。
2020年6月2日，上海市发展改革委、上海市财政局印发《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》（2020），对该市2019―2021年投产发电的可再生能源项目，根据实际产生的电量对项目投资主体给予奖励，奖励时间为连续5年，单个项目年度奖励金额不超过5000万元。
国家发改委下发通知调整陆上风电标杆上网电价
国家发改委下发通知调整陆上风电标杆上网电价作者：来源：《风能》2015年第01期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发改价格？[2014]3008号》（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。
《通知》显示，为合理引导风电投资，促进风电产业健康有序发展，决定适当调整新投陆上风电上网标杆电价。
对陆上风电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。
鼓励通过招标等竞争方式确定业主和上网电价，但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。
具体办法由国家能源主管部门会同价格主管部门另行制定。
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）以内的部分，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。
此次调价规定适用于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。
【短评】调价之后，一部分风电项目净资产收益率将低于银行基准利率，意味着这部分风电项目将不具备投资价值，与此相对的是，山西、安徽等风能资源较好、项目存量较大的第IV类资源区将迎来快速发展局面，国家调整产业布局的效果会非常明显。
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，业内预测，大规模的“疯狂”抢装潮将不会出现。
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2019~2020年风电上网电价政策解读
欧阳家百（2021.03.07）
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。
二、政策主要内容
（一）电价机制由标杆上网电价调整为指导价
为有效降低发电成本，推进风电产业尽快实现平价上网，2019年起我国风电项目将全面采取竞价方式配置资源，其中申报电价将作为重要的评分因素。
即风电项目的上网电价不再是固定的标杆上网电价，而是通过竞争方式确定其上网电价水平。
在此背景下，有必要改变现有电价机制，将风电标杆上网电价调整指导价，作为企业申报上网电价的上限，为风电项目的竞争性配置开展提供价格依据。
（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。
2021年：新核准陆上风电全面实现无补贴平价上网。
相比2020年，各资源区平价电价下降约每千瓦时5分钱。
从陆上风电的总体价格调整思路看，为实现2021年后陆上风电全面平价上网的目标，2019年~2021年，每年需保持合理的降价幅度。
按照目前政策提出的价格水平，每年下降幅度为每千瓦时5~6分钱，较为均衡，有利于保持行业的健康稳定发展。
2.建设要求
对于2018年底前已核准的项目，通知要求在2020年底前完成并网，即项目有2年的建设周期；对于2019年1月1日至2020年底前核准的项目，要求在2021年底前完成并网，即项目有1~2年的建设周期。
超期未完成并网的风电项目，国家不再给予补贴。
根据统计，陆上风电的建设周期一般为半年至一年。
可见，通知对建设周期1~2年的要求，是在项目的合理建设周期基础上，予以适当放宽，只要项目及时开展相关工作，完全可以满足建设
周期要求，获得补贴资格。
（三）海上风电上网电价适当下调
1.近海风电
2019年新核准的近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年为每千瓦时0.75元。
相比2018年，近海风电每年的降价幅度为5分钱，降价幅度较小。
电价的调整主要是考虑我国海上风电资源条件有限，在开发成本相对较高的现阶段，电价需求还相对较高，为保障对产业的持续支持，不宜大幅下调；同时，考虑技术进度带动成本的一定下降，对近海风电指导价每年适当下调5分钱。
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2018年底前已核准海上风电项目，通知要求在2021年底前全部机组完成并网，即项目有3年的建设周期；对于2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。
根据统计，海上风电的建设周期一般为2年至4年。
通知提出3年建设周期的要求，能够满足大部分海上风电项目的建设周期。
需要注意的是，对于海上风电建设，除本身施工条件外，还涉及军事、海事、生态环保等不确定因素。
因此，对超过3年建设期的海上风电项目，相比于陆上风电的不再补贴，通知予以项目一定的缓冲，即允许其执行并网年份的指导价，这对于建设周期长、投资高的海上风电项目，较大降低了其投资风险。
此外，通知对海上风电项目提出了“全部机组”并网的要求，主要是考虑近期各地方发展海上风电热情较高，仅2018年全国海上风电项目核准容量就超过了2000万千瓦。
然而，受施工条件等限制，实际能够建成并网的海上风电容量有限。
在海上风电技术不够成熟、成本较高的现阶段，为避免投资过热带来的相关风险，对其提出全部机组并网的要求，实际也是提醒投资企业要按照项目实际情况审慎投资，以保障行业的健康可持续发展。
（四）关于项目信息报送要求
通知要求风电企业和电网企业真实、完成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，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，接受有关部门监督检查。
这实际是国家将电价和补贴资金管理延伸至项目后续运行阶段，实现精细化科学化管理，一方面通过对项目运行情况的有效监测，可以作为国家进行相关行业管理和补贴资金发放的依据；另一方面也是督促项目企业提高项目运行水平，促进行业高质量发展。