2022年风电政策释放利好信号，吊装行业或将再迎发展机遇

影响。

风电项目碳减排指标碳排放交易会影响可再生能源补贴。如果交易不顺利的话，可再生能源的补贴会减少。当然指标的大小也会影响到交易的进行。

可再生能源的补贴是发放到每一个环保公司。

数据显示，截至2018年底，我国可再生能源发电装机占全部电力装机的比重已达到38.3%，其替代作用日益突显。而根据不久前国家能源局公布的信息，2019年上半年，我国可再生能源发电装机已至7.5亿千瓦，较去年同期增长9.5%。其中，水电装机3.54亿千瓦(抽水蓄能为2999万千瓦)；风电装机1.93亿千瓦；光伏发电装机1.86亿千瓦；生物质发电装机1995万千瓦。

不过，根据中电联最新发布的数据，2019年1月份-8月份，我国新增光伏装机为1495万千瓦，比上年同期同比大幅下降54.7%。在业界看来，导致这一局面主要因为2019年度光伏补贴政策的改变，以及由此导致的政策推出时间延迟，而其中根源问题之一，在于可再生能源发电补贴资金缺口较大；且随着可再生能源发电成本的大幅下降，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏国家补贴的 历史 使命似乎也已完成。

事实上，此前财政部、国家发改委、国家能源局在《关于促进非水可再生能源发电 健康 发展的若干意见》以及《可再生能源电价附加补助资金管理办法》征求意见座谈会上就曾明确，到2021年，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴(户用光伏是否包含其中尚未明确)。

以光伏为例，据相关媒体报道，目前，“2020年的光伏发电补贴政策”即将进入意见征求阶段，而鉴于此，业界推测，2020年大概率将成为我国光伏电站(户用待定)享受国家补贴的最后一年。

根据财政部公布的数据，按照相关办法，2012年以来，财政部累计安排可再生能源补贴资金超过4500亿元，其中2019年安排866亿元。

财政部介绍，一方面，对于新增项目，一是积极推进平价上网项目，目前已经公布了第一批共计2076万千瓦平价上网项目名单；二是调控优化发展速度，加大竞争配置力度，明确新建风电、光伏发电项目必须通过竞争配置，优先建设补贴强度低的项目，有效降低新建项目补贴强度。三是价格主管部门积极完善价格形成机制推动补贴强度降低的政策措施，新建陆上风电2019年和2020年的最低指导价已经分别下降到每千瓦时0.34元和每千瓦时0.29元，在局部地区已经低于煤电标杆电价；新建光伏发电项目2019年的指导价已经下降到每千瓦时0.4元，通过加大竞争配置力度可进一步降低补贴强度。通过上述措施，可以有效降低新增规模项目所需补贴资金，缓解补贴缺口扩大趋势。

另一方面，对于存量项目，一是拟放开目录管理，由电网企业确认符合补贴条件的项目，简化拨付流程；二是通过“绿证”交易和市场化交易等方式减少补贴需求；三是与税务部门保持沟通，进一步加强可再生能源电价附加征收力度，增加补贴资金收入。通过上述措施，可逐步缓解存量项目补贴压力。

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

1

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）

2

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。每年新增装机不超过十万千瓦。到2003 年底，

全国风电装机容量仅56.84 万千瓦。

这一阶段，风电电价经历了还本付息电价和经营期平均电价两个阶

段。1994 年，国家主管部门规定，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、加合理利润的

原则确定，高出电网平均电价部分的差价由电网公司负担，发电量由电

网公司统一收购。随着中国电力体制改革的深化，电价根据“厂网分开，

竞价上网”的目标逐步开始改革。

总体来说，这一时期的电价政策呈现出如下特点：上网电价由风力

发电厂与电网公司签订购电协议，各地价格主管部门批准后，报国家物

价部门备案，因此，风电价格各不相同。最低的仍然是采用竞争电价，

与燃煤电厂的上网电价相当，例如，中国节能投资公司建设的张北风电

场上网电价为0.38 元/千瓦时；而最高上网电价每千瓦时超过1 元，例

如浙江的括苍山风电场上网电价高达每千瓦时1.2 元。

由此可见，从初期示范阶段到产业化建立阶段，电价呈现上升趋势。

(三) 规模化及国产化阶段（2003 后）

为了促进风电大规模发展，2003 年，国家发展改革委组织了第一期

全国风电特许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式

3

确定风电上网电价。截至2007 年，共组织了五期特许权招标，总装机容

量达到880 万千瓦。

为了推广特许权招标经验，2006 年国家发展改革委颁布《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）文件，提

出了“风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价

格主管部门按照招标形成的价格确定”。根据该文件，部分省（区、市），

如内蒙古、吉林、甘肃、福建等，组织了若干省级风电特许权项目的招

标，并以中标电价为参考，确定省内其他风电场项目的核准电价。其他

未进行招标的省（区、市），大部分沿用了逐个项目核准定电价的做法。

因此，这一时期中国在风电电价政策属于招标电价和核准电价并存。

由风电特许权项目确定的招标电价呈现出逐年上升的趋势，随着中标规

则的完善，中标电价也趋于合理。特许权招标项目的实施在风电电价定

价方面积累的许多有益的经验，尤其是2006 年国家发展改革委颁布《发

改价格[2006]7 号》文件后，各省的核准电价更加趋于合理。风电场装

机容量在50MW 以下，以省内核准的形式确定上网电价。由于各地风电场

的建设条件不同，地方经济发展程度不一，核准的电价也差别较大，但

一般采取当地脱硫燃煤电厂上网电价加上不超过0.25 元/kWh 的电网补

贴。

(四) 目前中国风电电价政策

随着风电的快速发展，“招标加核准”的模式已无法满足风电市场发

展和政府宏观引导的现实需要。因此，在当前各地风电进入大规模建设

阶段，从招标定价加政府核准并行制度过渡到标杆电价机制，是行业发

4

展的必然，也将引导风电产业的长期健康发展。

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。

四类风电标杆价区水平分别为0.51 元/kWh、0.54 元/kWh、0.58 元

/kWh 和0.61 元/kWh，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。政府针对四类风能资源区发布的指导价格即最低限价，

实际电价由风力发电企业与电网公司签订购电协议确定后，报国家物价

主管部门备案。

二、 特许权招标项目

2003-2007 年，五期风电特许权项目招标，是中国电力体制改革、

厂网分家后的重要举措，风电上网电价政策不够明确的情况下，特许权

招标对合理制定价格、加快风电大规模发展发挥了重要作用。

通过对五次风电特许权项目电价的分析可以看出，国家通过特许权

方式确定的招标电价总体上呈现上升的趋势，如：内蒙古西部地区特许

权招标项目从2002的0.382元/kWh上升到2007年的0.5216元/kWh；甘肃的

特许权招标项目的电价从2005年的0.4616元/kWh上升到2007年的0.5206

元/kWh河北的上网电价由2006年的0.5006 元/kWh上升到2007年的

0.551元/kWh。图1、图2、图3分别概括了内蒙古西部地区、甘肃、河北

等风电特许权项目大省的电价变化趋势。

5

0.382

0.42

0.4656 0.468

0.5216

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

2004 2006 2006 2007 2007

中标电价

年份

图1. 内蒙古西部地区特许权项目中标电价

0.4616

0.5206

0.43

0.44

0.45

0.46

0.47

0.48

0.49

0.5

0.51

0.52

0.53

2005 2007

中标电价

年份

图2. 甘肃省特许权项目中标电价

0.5006

0.551

0.47

0.48

0.49

0.5

0.51

0.52

0.53

0.54

0.55

0.56

2006（Phase4） 2007(Phase5)

中标电价

年份

图3. 河北省特许权项目中标电价

6

三、 特殊省份电价分析

根据上述分析，全国范围内风电价格整体呈现上升趋势，但个别地

区也有例外，例如黑龙江和内蒙古西部。特说明如下：

黑龙江省由于其特殊的地理环境，风资源相对贫乏，并且建设成本

居高不下。此期间的建设项目单位投资在1.1万元/kW以上，导致该区域

风电发展相对滞后于其他省份。2003-2004年在黑龙江投建的两个示范工

程，都采用价格较高的进口设备和技术，因此上网电价较高，即便如此，

也仅能维持正常运行。目前，随着风电企业逐渐掌握黑龙江风能资源的

特性，运行成本进一步降低，风电项目增多，此外，风电设备国产化的

进程加快，也使风电建设成本降低。黑龙江省的风电产业的发展趋于正

常，电价有降低趋势。

在内蒙古西部，由于风能资源地理位置远离电网主网架，送电距离

远，出力不稳定，对电网调度冲击大，风电企业建设风场的同时需要考

虑部分输电设施的建设，因此风电成本较高，核准的电价也较高。加上

2003-2004年间，内蒙古地区由于其电网技术落后及电力需求容量限制了

风电产业的商业化发展，该地区风电产业处于成长初期，没有大规模发

展。国家、地方为了扶持风电的发展，加快了输电线路的建设，使企业

减少了相关成本。此外，随着风电设备国产化速度加快，国内设备价格

降低，因此风电建设成本降低，电价也相应趋于下降。

四、 中国政府对风电的补贴政策

中国政府一直大力支持风电的发展，从2002 年开始，要求电网公司

在售电价格上涨的部分中拿出一定份额，补贴可再生能源发电（即高出

7

煤电电价的部分）。，电网和中国政府对风电的政策性补贴力度逐年加大，

由2002 年的1.38 亿元上升到2008 年的23.77 亿元1（见图4）。由此可

见，中国政府的政策是鼓励可再生能源发展的，因此，中国风电迅速发

展，三年间装机容量翻番。尽管如此，由于风电运行的不确定性，技术

操作能力和管理水平的限制，中国风电企业的盈利仍然是微薄的。

13844

22929 26988 31379

60364

96336

237694

0

50000

100000

150000

200000

250000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

年份

补贴额（万元）

图4. 中国政府对风电补贴额的变化

五、 总体结论

从以上分析我们可以看出，中国的风电电价变化和风电行业的发展

特点密不可分。风电行业发展经历了初期示范、产业化建立、规模化及

国产化、目前逐渐完善等四个阶段。与此相对应，四个阶段的风电电价

基本情况为：初期示范阶段：与燃煤电价持平（不足0.3 元/kWh）；产业

化建立阶段：由风力发电厂和电网公司签订购电协议确定，电价各不相

1 其中 2002 年至2006 年没有公开可得的官方数据，本报告撰写者根据历年电力年鉴风电发电量的统计数据，采用历史

最高电价扣除煤电标杆电价的方法，对补贴额度做了保守的估算，即：补贴额=风电年发电量 ×（历史最高电价－煤电

标杆电价）；2007 年至2008 年的补贴额度全部来自中国国家发改委和电监会公布的风电项目电价补贴额度统计数据

8

同（0.38 元/kWh～1.2 元/kWh）；规模化及国产化阶段：招标电价与核准

电价共存，国家招标电价保持上升；目前完善阶段：四类标杆电价（0.51

元/kWh，0.54 元/kWh，0.58 元/kWh，0.61 元/kWh）。在这期间，中国政

府一直努力探索合理的风电电价市场形成机制。不同阶段的机制不同，

风电电价亦有所波动，国家的指导电价逐年上升，核准电价则略微下降，

这都符合中国风电产业和世界风电产业的发展规律，使中国的风电电价

更趋理性。同时，可以看到，中国政府在探索风电价格机制和规范风电

电价的过程中，一直给予风电行业巨大的支持， 2002 年至2008 年，国

家对风电的补贴额从1.38 亿元上升为23.77 亿元，每年都在大幅度增长，

这极大地提高了投资者的积极性，促使中国的风电装机容量成倍增加，

中国一跃成为风电大国。

因此，我们认为，中国政府是依据风电本身发展的客观规律、电网

的承受能力来确定风电电价，在确定电价时从未考虑CDM 因素，定价过

程完全与CDM 无关。但是，也应该看到，在中国风力发展的过程中，CDM

对风力发电企业克服资金和技术障碍确实发挥了积极作用，如果没有

CDM，中国风电发展速度不会如此迅速，更不会为减缓全球温室气体排放

做出如此巨大的贡献。因此，我们希望EB 在审核中国风电项目时能充分

考虑和理解中国特殊的定价机制，推动全球范围内更多高质量CDM 项目

的成功注册，为减缓全球气候变化作出更多贡献。

法律分析：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，风电项目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，由当地省级电网负担，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

法律依据：《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》 第三条 战略导向 “十四五”时期推动高质量发展，必须立足新发展阶段、贯彻新发展理念、构建新发展格局。把握新发展阶段是贯彻新发展理念、构建新发展格局的现实依据，贯彻新发展理念为把握新发展阶段、构建新发展格局提供了行动指南，构建新发展格局则是应对新发展阶段机遇和挑战、贯彻新发展理念的战略选择。必须坚持深化供给侧结构性改革，以创新驱动、高质量供给引领和创造新需求，提升供给体系的韧性和对国内需求的适配性。必须建立扩大内需的有效制度，加快培育完整内需体系，加强需求侧管理，建设强大国内市场。必须坚定不移推进改革，破除制约经济循环的制度障碍，推动生产要素循环流转和生产、分配、流通、消费各环节有机衔接。必须坚定不移扩大开放，持续深化要素流动型开放，稳步拓展制度型开放，依托国内经济循环体系形成对全球要素资源的强大引力场。必须强化国内大循环的主导作用，以国际循环提升国内大循环效率和水平，实现国内国际双循环互促共进。

法律分析：关于补贴，意见稿提出：实施适当的财政补贴政策。合理安排省管海域未能享受国家补贴项目的省级补贴，采取投资补贴的方式，实现项目开发由补贴向平价的平稳过渡。其中：补贴范围为省管海域2022年和2023年全容量并网项目，对2024年起并网的项目不再补贴补贴项目总装机容量不超过450万千瓦,其中2022年补贴项目装机容量不超过210 万千瓦；补贴标准为2022 年、2023 年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500 元、1000元，补贴后的项目电价为我省燃煤发电基准价补贴方式为按照项目“全容量并网、先并先得”原则，经电网公司核定为全容量并网的项目，按其完成全容量并网年度的补贴标准进行补贴，其中：2022年实际全容量并网容量超过210 万千瓦的，超过部分按 2023年标准进行补贴低于 210 万千瓦的，按实际全容量并网容量计算补贴，且剩余补贴容量结转到2023 年度，并按该年补贴标准予以补贴补贴资金由省财政统筹解决。鼓励地方政府配套财政资金、支持项目建设和产业发展。

法律依据：《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》

一、积极推进平价上网项目建设

各省级能源主管部门会同各派出能源监管机构按照《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》（发改能源〔2019〕19号）要求，研究论证本地区建设风电、光伏发电平价上网项目的条件，在组织电网企业论证并落实平价上网项目的电力送出和消纳条件基础上，优先推进平价上网项目建设。

二、严格规范补贴项目竞争配置

各省级能源主管部门应按照国家可再生能源“十三五”相关规划和本区域电力消纳能力，分别按风电和光伏发电项目竞争配置工作方案确定需纳入国家补贴范围的项目。竞争配置工作方案应严格落实公开公平公正的原则，将上网电价作为重要竞争条件，优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目。各派出能源监管机构加强对各省（区、市）风电、光伏发电项目竞争配置的监督。

针对近两年国内风电产业发展较快的状况，我国政府近期对风电产业的发展目标作了调整。2007年“可再生资能源中长期规划”中提出，到2010年，全国风电总装机容量达到500万千瓦，而在今年3月发布的"可再生资能源十一五年规划"中，这一目标被提高到了1000 万千瓦；此外，按照“中长期规划”，到2010年要“形成江苏、河北、内蒙古3个100万千瓦级的风电基地” 凇笆 晃骞婊 敝校 庖荒勘瓯惶岣叩? 个。风电也是"十一五规划"中对发展目标唯一作出修订的可再生能源类别。 与此同时，为了给风电产业长期发展提供良好的外部环境，自2005年起，国家相继出台了《可再生能源法》、《可再生能源发电有关管理规定》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》、《可再生能源中长期规划》、《节能发电调度办法（试行）》、《可再生能源十一五规划》等多项扶持风电政策，目前国内扶持政策主要涉及以下几项内容： 1、支持风电设备国产化 为鼓励国内风电设备产业发展，早在1996年当时的国家计委就推出了“乘风计划”。该计划以市场换技术为策略，提出：以一定的风力发电机定单为筹码，采取合资合作方式引进技术，在“十五”期间，实现大型风力发电机风机国产化率60%-80%以上的目标。 为鼓励国内企业开发、制造大功率风力发电机，2007年4月财政部发布通知规定，从2008年1月1日起，中国国内企业为开发、制造单机额定功率不小于1.2兆瓦的发电机组而进口的关键零部件、原材料，所缴纳的进口关税和进口环节增值税实行先征后退。 8月20 日，国家财政部发布《风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法》，明确了中央财政安排风电设备产业化专项资金的补助标准和资金使用范围，提出将对风力发电设备制造商给予直接的现金补贴。《办法》规定，政府将对符合支持条件的首50台兆瓦级风电机组按照600元/千瓦的标准予以补助，其中，整机制造企业和关键零部件制造企业各占50%。 2、风电全额上网 2006年，国家法改为颁布的《可再生能源法》要求电网公司全额收购新能源发电量。此后颁布的《可再生能源发电有关管理规定》明确，大型风电场接入系统工程由电网企业投资，并根据国家发改委《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》，风电场接网费用纳入可再生能源电价附加给予补偿。 3、风电特许权招标 2003年，国家发改委开始推行风电特许权开发方式，即：通过招投标确定风电开发商和上网电价。目前国内的风电项目招标已经先后进行了5期，通过招标综合考虑风电项目投标商的融资能力、财务方案、技术方案、机组本地化方案、上网电价等因素，有力地培育了国内风电产业发展。 4、强制风电发电目标 根据国家有关可再生能源发电配额规定，到2010 年和2020 年，权益发电装机总容量超过500 万千瓦的投资者，所拥有的非水电可再生能源发电权益装机容量应分别达到其权益装机总容量的3%和8％以上。 5、风电价格分摊和补偿 《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》确定了风电项目的价格分摊机制。相关规定，风电与常规电源上网的电价之差在全国用电量中进行分摊。据统计，2006年度可再生能源电价附加补贴金额合计2.6亿元，包括38个发电项目的支付补贴电量和补贴金额，涉及装机容量141.4万千瓦。其中，受补贴的风电项目占133万千瓦，比例达95%；获补贴2.27亿元，占87%。 6、税收财政支持 此外，我国政府还对可再生能源电力技术的增值税、所得税减免优惠制度，其中风电的增值税税率从正常的17%降到8.5%，风力发电项目的所得税税率由33%降到15%。

第一，风电光伏属于绿色能源，是全世界积极推广的新能源，我国自然也是鼓励和扶持；第二，风电光伏企业属于资金密集型行业，具有投资大、收益慢等特点，财政补贴是为了推动行业快速发展；第三，风电光伏是未来新能源大势所趋，促进我国企业在行业占据的优势地位，是国家层面的一种对未来产业的投资。

政策如下：

一、严格落实规划和预警要求。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要严格执行《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能〔2017〕31号）（以下简称《指导意见》）中各地区新增风电建设规模方案的分年度规模及相关要求。预警为红色和橙色的地区应严格执行《国家能源局关于发布2018年度风电投资监测预警结果的通知》（国能发新能〔2018〕23号）的有关要求，同时不得在“十三五”规划中期评估的过程中调增规划规模。预警为绿色的地区如需调整规划目标，可在落实风电项目配套电网建设并保障消纳的前提下，结合“十三五”规划中期评估，向国家能源局申请规划调整后组织实施。

二、将消纳工作作为首要条件。

各省（自治区、直辖市）要按照《国家发展改革委、国家能源局关于印发〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉的通知》（发改能源〔2017〕1942号）和《国家能源局综合司关于报送落实〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉工作方案的通知》（国能综通新能〔2018〕36号）要求向国家能源局报送2018年可再生能源电力消纳工作方案，对未报送的省（自治区、直辖市）停止该地区《指导意见》中风电新增建设规模的实施。

三、严格落实电力送出和消纳条件。

新列入年度建设方案的风电项目，必须以电网企业承诺投资建设电力送出工程并确保达到最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%，以下同）为前提条件，在项目所在地市（县）级区域内具备就地消纳条件的优先纳入年度建设方案。通过跨省跨区输电通道外送消纳的风电基地项目，应在送受端省级政府间送受电协议及电网企业中长期购电合同中落实项目输电及消纳方案并约定价格调整机制，原则上受端省（自治区、直辖市）电网企业应出具接纳通道输送风电容量和电量的承诺。

四、推行竞争方式配置风电项目。

从本通知印发之日起，尚未印发2018年风电度建设方案的省（自治区、直辖市）新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。已印发2018年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）和已经确定投资主体的海上风电项目2018年可继续推进原方案。从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。各省（自治区、直辖市）能源主管部门会同有关部门参照随本通知发布的《风电项目竞争配置指导方案（试行）》制定风电项目竞争配置办法，抄送国家能源局并向全社会公布，据此按照《指导意见》确定的分年度新增建设规模组织本地区风电项目竞争配置工作。分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。

五、优化风电建设投资环境。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要完善风电工程土地利用规划，优先选择未利用土地建设风电工程，场址不得位于生态红线范围和国家规定的其他不允许建设的范围，并应避开征收城镇土地使用税的土地范围，如位于耕地占用税范围，征收面积和征收标准应当按照风电工程用地特点及对土地利用影响程度合理确定。有关地方政府部门在风电项目开发过程中不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，不得强制要求项目直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务。各地市（县）级政府相关部门推荐风电项目参加新增建设规模竞争配置时，应对上述建设条件做出有效承诺或说明，省级能源主管部门应对相关市（县）履行承诺的情况进行考核评估，并作为后续安排新增风电建设规模的重要依据。

六、积极推进就近全额消纳风电项目。

支持风能资源丰富地区结合当地大型工业企业和产业园区用电需求建设风电项目，在国家相关政策支持下力争实现不需要补贴发展。鼓励在具备较强电力需求的地级市区域，选择年发电利用小时数可达到3000小时左右的风能资源场址，在省级电网企业确保全额就近消纳的前提下，采取招标方式选择投资开发企业并确定上网电价，特别要鼓励不需要国家补贴的平价上网项目。

中国风力等新能源发电行业的发展前景十分广阔，预计未来很长一段时间都将保持高速发展，，随着国家不断加大对清洁能源的开发支持力度，一批批大型风电项目落户，加速了风电基地建设。

拓展资料

风力发电种类：水平轴风力发电机；垂直轴风力发电机；达里厄式风轮；双馈型发电机；马格努斯效应风轮；径流双轮效应风轮。

尽管风力发电机多种多样，但归纳起来可分为两类：①水平轴风力发电机，风轮的旋转轴与风向平行；②垂直轴风力发电机，风轮的旋转轴垂直于地面或者气流方向。

检测方法

1.风力机运行状态的监控。

2.单个风电机组的信息，风电机组转子，传动链，发电机，变换器，变压器，舱室，偏航系统，塔架，气象站状态监控。

3.风速，风向，叶轮转速，电网频率，三相电压，三相电流，发电机绕组温度，环境温度，机舱温度，出力等监控。

4.保证风电厂数据的实时性和可靠性。实时调整风能的最优性，实现风电绿色能源，满足国家电力系统二次防护要求。

参考资料来源：百度百科：风力发电