现在国家对风力发电的政策是怎样的

据前瞻产业研究院《2016-2021年中国能源行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》显示，进入2014年，中国政府仍将风电发展作为能源革命、能源结构调整和国家能源安全的重要一环，加以大力支持。2014年中国对陆上风电电价进行了调整，海上风电电价顺利出台，陆上和海上风电的核准工作也有序进行。虽然2013年弃风限电有所缓解，但国家主管部门仍在2014年出台多项举措力图进一步减少弃风限电，同时开始实施风电整机及关键零部件型式认证，建立全国风电设备质量信息监测评价体系。

2014年国家发改委对风电上网电价进行了下调，将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，IV类风区维持不变。I类至IV类资源区电价下调后分别为0.49元、0.52元、0.56元和0.61元。

同样在2014年，国家发改委公布了海上风电价格政策， 2017年以前投运的潮间带风电项目含税上网电价为每千瓦时0.75元，近海风电项目含税上网电价为每千瓦时0.85元。2017年及以后投运的海上风电项目，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况另行研究制定上网电价政策。

2014年，中国光伏行业显然已在回暖，各路资本纷纷瞄准光伏行业，上马光伏电站，挖掘商机。造成投资热这一局面的，除了光伏电站成本降低是很大因素外，政策的扶持更是举足轻重。近几年是中国光伏政策密集制定出台的时期，在2014年显得更为突出。

今年国家陆续出台了一系列推进光伏应用、促进光伏产业发展的政策措施，各省市也积极响应，纷纷为光伏产业保驾护航。

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%。

第五期风电特许权招标已完成专家评审工作，目前正等待牵头单位国家发改委对推荐中标企业进行最后审批。

1月14日本报记者从中国农机协会风力设备分会获知该消息。共有26家企业参与本期4个项目的竞标。该分会秘书长祁广生告诉记者：“参与此期竞标者主要还是国有发电企业，民营企业与外资企业都没有独立参与竞标。”

令外界颇为关注的是，此次招标一改以往“低价者胜”的招标方案，而采用“中间价”的模式。“与前四次最大的不同是谁出价更接近平均价，谁得分就更高。”中国水电工程顾问集团新能源项目教授级高工施鹏飞说。

风电特许权项目招标始于2003年，由于竞标企业争先压价以获取风电资源，导致特许权项目价格低于一般项目的审核价格。各发电集团争夺特许权项目是为完成国家规定的可再生能源发电配额做准备。

施鹏飞表示，此次采用中间价竞标对改善风电上网价格形成机制是个利好。多位风电专家均认为，非理性出价不利于风电上网价格形成，也导致风电产业发展过热。

目前，国内风电电价采用招标和核准两种模式。而值得注意的是，广东省已于近期率先采用风电标杆价，开启了国家风电“固定电价”的先河。

招标新政

第五期风电特许权招标项目包括内蒙古北清河风电场、内蒙古乌兰伊力更风电场、河北围场御道口风电场和甘肃玉门昌马风电场4个项目，总装机容量95万千瓦。本期招标是去年11月30日正式开标的。

记者获悉，此次招标在电价权重上依然保持25％比例，但在评分体系上，根据所有通过初评的投标人的投标上网价格，去掉一个最高价和一个最低价，然后算出平均投标电价，谁越接近平均投标定价，得分越高。

祁广生表示：“采取这个方式招标，避免了恶性低价的竞争局面。虽然还不是最合理的价格，但是比往届价格都有所提高。”施鹏飞也认为，此次中标价格虽然还是相对偏低，但已开始向合理理性回归。

“竞标价是国家为未来制订风电上网电价的重要依据，但竞标者往往是以取得项目抢占优质资源为出发点，而不是以项目投资收益为出发点，这种非理性出价导致竞标价格与合理水平相差甚远。这不仅不利于风电未来合理定价，也不利于整个风电产业的发展。”施鹏飞指出。

迄今开展的五期风电特许权招标共15个项目，总装机容量330万千瓦。但前四期由于“价格战”导致特许权项目价格明显低于一般项目的审核价格。

据施鹏飞介绍，第一、二期风电特许权项目明确规定承诺上网电价最低的投标商中标，结果实际中标的上网电价远低于合理范围，甚至出现了像0.382元／千瓦时（含税，下同）夺标的低价。2004年第二期特许权项目招标，北京国际新能源竞标联合体以此低价中标内蒙古辉腾锡勒风电场项目。

祁广生认为：“这种恶性竞争导致中标价格明显低于成本价格。”各竞标体都不以风能评估数据为出价标准，出价偏离理性水平。最明显的案例是如东项目连续两年招标，风能资源和其他条件几乎完全相同，而华睿公司2003年和2004年的投标上网价格却相差0.16元／千瓦时，飙升40％。

“低价为王”使得发改委不得不改变竞标方案。第三、四期的招标降低了价格的评选权重，但效果并不明显。第三期电价占项目评选权重调整为40％，第五期再减少至25％。据公开资料显示，除第四期巴音项目是出价第二低的竞标人夺标外，其它四个项目仍然是上网电价最低的投标商。

据介绍，第五期特许权招标方案另外一个重要的调整是对风电机组制造商参与投标的具体规定方面。对于其生产的同一种机型，在同一项目上可以与不超过三家的投标人签署供货协议。而在以前几期招标中，供货协议都必须是一对一、排他性的。

风电过热

为何企业宁愿亏本也想夺得特许权招标项目？施鹏飞告诉记者：“这是进入风电领域和扩大风电装机容量最简单的方法，看重的是风电未来的前景。”

据了解，采用特许权招标的项目装机规模比一般项目都要大，且国家在立项前已完成项目的前期工作。祁广生指出：“对于企业来说，这样可以少走很多弯路，国家把前期工作弄好了，所以通过这种方式取得项目可以避免许多麻烦。”

同时，上述两位专家都指出了各能源企业抢“风”更深层次的原因：各电力企业都在为完成新能源发电配额储备装机容量。

早在2006年1月，国家发改委发布的＜可再生能源发电有关管理规定＞指出：“发电企业应当积极投资建设可再生能源发电项目，并承担国家规定的可再生能源发电配额义务。”但具体配额指标迟迟没有出台。

施鹏飞对记者表示，国家有意要求装机容量超过500万千瓦，发电投资商在2010年除水电外，可再生能源配额达到3％，2020年达到8％。“由于生物质能发电目前发展并不顺利，所以各大发电集团把这部分指标押在风电上。”

专家指出，对于各国有发电集团来说，风电造成的亏损都可以从火电项目里补足。同时，施鹏飞表示：“五大发电集团也面临着做大做强的压力，虽然2002年电改时为打破垄断成立五大发电集团，但由于国资委要求各行业央企要争取做到前三，所以各发电集团积极加码风电装机容量。”

1月9日，华电集团及其下属公司达成协议，由中国华电、华电国际(4.73,-0.05,-1.05%)、华电能源(3.74,-0.05,-1.32%)、贵州水电及华电工程订立增资协议，共同向华电新能源公司注资1.52亿元。增资完成后，华电集团注入华电新能源的资金将达2.54亿元，持有后者51％的股份，并由此做大风电业务。

国家支持风电的发展，但施鹏飞和祁广生都认为目前风电的发展速度是非理性的，“明显过热”。公开资料显示，风电装机容量已经连续两年增长速度超过100％，到2007年年底总装机容量已超过500万千瓦时，提前三年完成国家提出的2010年风电装机容量目标。

施鹏飞指出，风电过热表现之一是盲目立项，有些项目没开展足够的前期工作，跟电网也没充分协调。“上海东海大桥海上风电场立项前就连一座测风塔都没有。”“有些地方政府和企业只管装机容量而不管未来能不能发电，能发多少电。”

其次，对风机设备是个严峻考验。“样机还没经过严格试验就大批量生产，两三年后很多风电场肯定会为此付出代价。”祁广生也指出：“有些产品还没有安装，就已经有定单了，它没有经过一个逐步的完善的过程，这对我国风电设备的发展是不利的。”

定价机制争议

风电价格形成机制是近年来风电产业关注的焦点，关于招标定价与固定定价的争议也已持续多年。祁广生认为：“从行业发展的角度来看，风电采取招标定价的方式不是太好，如果采用固定电价会好一些。”

目前，国内风电电价采用招标和核准两种模式。施鹏飞指出：“国家是想通过招标定价为未来确定风电电价做参考，但目前即使同等条件的风电场，招标电价也相差很大，而且什么项目应该招标也没有明确。”据了解，相关政策只规定高于5万千瓦的项目需要国家发改委批准，其它项目由地方政府批准。

＜2007年风电发展报告＞也指出：“资源条件差异形成的价格差别正常的，但是价格形成机制的因素造成的价格差异，往往容易成为人们批评的焦点。”例如，在同一时期建设运行的南澳岛的3个风电场，价格各异，高低相差高达0.28元。

施鹏飞对记者表示：“固定电价更有利于产业的发展，但也要有一个形成过程，且各地资源不同，可以根据不同区域的情况实行不同的价格。”祁广生也认为，即使实行固定电价，南方和北方也应该有所区别。

就在各方对风电价格争论之际，广东省在2007年12月1日起率先实行风电标杆价，开启了国家风电“固定电价”的先河。目前暂定为0.689元／千瓦时（含税），原上网电价高于这一标准的维持原有标准不变，其中实行招标的项目按照招标确定的价格执行。

施鹏飞认为：“这个价格相对于广东省内的风电资源情况是比较合理的，基本上就是在当地燃煤机组标杆电价基础上加价0.25元，等同于发改委规定的生物质能发电加价政策。”

平安证券电力行业分析师窦泽云对本报记者表示：“广东风电实现标杆价将使行业合理盈利得到保障，有利于吸引更多的投资者参与投资。”

根据＜可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法＞，风电电价高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，由可再生能源电价附加支付，高出部分由全国分摊。可再生能源电价附加按照0.001元／千瓦时的标准在销售电价中征收。

第一章　总则第一条　为了促进可再生能源的开发利用，增加能源供应，改善能源结构，保障能源安全，保护环境，实现经济社会的可持续发展，制定本法。第二条　本法所称可再生能源，是指风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源。

水力发电对本法的适用，由国务院能源主管部门规定，报国务院批准。

通过低效率炉灶直接燃烧方式利用秸秆、薪柴、粪便等，不适用本法。第三条　本法适用于中华人民共和国领域和管辖的其他海域。第四条　国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，通过制定可再生能源开发利用总量目标和采取相应措施，推动可再生能源市场的建立和发展。

国家鼓励各种所有制经济主体参与可再生能源的开发利用，依法保护可再生能源开发利用者的合法权益。第五条　国务院能源主管部门对全国可再生能源的开发利用实施统一管理。国务院有关部门在各自的职责范围内负责有关的可再生能源开发利用管理工作。

县级以上地方人民政府管理能源工作的部门负责本行政区域内可再生能源开发利用的管理工作。县级以上地方人民政府有关部门在各自的职责范围内负责有关的可再生能源开发利用管理工作。第二章　资源调查与发展规划第六条　国务院能源主管部门负责组织和协调全国可再生能源资源的调查，并会同国务院有关部门组织制定资源调查的技术规范。

国务院有关部门在各自的职责范围内负责相关可再生能源资源的调查，调查结果报国务院能源主管部门汇总。

可再生能源资源的调查结果应当公布；但是，国家规定需要保密的内容除外。第七条　国务院能源主管部门根据全国能源需求与可再生能源资源实际状况，制定全国可再生能源开发利用中长期总量目标，报国务院批准后执行，并予公布。

国务院能源主管部门根据前款规定的总量目标和省、自治区、直辖市经济发展与可再生能源资源实际状况，会同省、自治区、直辖市人民政府确定各行政区域可再生能源开发利用中长期目标，并予公布。第八条　国务院能源主管部门根据全国可再生能源开发利用中长期总量目标，会同国务院有关部门，编制全国可再生能源开发利用规划，报国务院批准后实施。

省、自治区、直辖市人民政府管理能源工作的部门根据本行政区域可再生能源开发利用中长期目标，会同本级人民政府有关部门编制本行政区域可再生能源开发利用规划，报本级人民政府批准后实施。

经批准的规划应当公布；但是，国家规定需要保密的内容除外。

经批准的规划需要修改的，须经原批准机关批准。第九条　编制可再生能源开发利用规划，应当征求有关单位、专家和公众的意见，进行科学论证。第三章　产业指导与技术支持第十条　国务院能源主管部门根据全国可再生能源开发利用规划，制定、公布可再生能源产业发展指导目录。第十一条　国务院标准化行政主管部门应当制定、公布国家可再生能源电力的并网技术标准和其他需要在全国范围内统一技术要求的有关可再生能源技术和产品的国家标准。

对前款规定的国家标准中未作规定的技术要求，国务院有关部门可以制定相关的行业标准，并报国务院标准化行政主管部门备案。第十二条　国家将可再生能源开发利用的科学技术研究和产业化发展列为科技发展与高技术产业发展的优先领域，纳入国家科技发展规划和高技术产业发展规划，并安排资金支持可再生能源开发利用的科学技术研究、应用示范和产业化发展，促进可再生能源开发利用的技术进步，降低可再生能源产品的生产成本，提高产品质量。

国务院教育行政部门应当将可再生能源知识和技术纳入普通教育、职业教育课程。第四章　推广与应用第十三条　国家鼓励和支持可再生能源并网发电。

建设可再生能源并网发电项目，应当依照法律和国务院的规定取得行政许可或者报送备案。

建设应当取得行政许可的可再生能源并网发电项目，有多人申请同一项目许可的，应当依法通过招标确定被许可人。第十四条　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。第十五条　国家扶持在电网未覆盖的地区建设可再生能源独立电力系统，为当地生产和生活提供电力服务。

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。

其实在“十四五”“十五五”期间，我国将持续优化风电和太阳能发电发展布局，在继续推进集中式基地建设的同时，全力支持分布式风电、光伏发展，鼓励有条件的地区大力发展海上风电。

对于缺水、缺燃料和交通不便的沿海岛屿、草原牧区、山区和高原地带，因地制宜地利用风力发电，是实现能源可持续发展的重要举措。海上风电是可再生能源发展的重要领域，是推动风电技术进步和产业升级的重要力量，是促进能源结构调整的重要措施。

创新和技术在风电领域发挥着越来越重要的作用，结合GIS技术、大数据、物联网、移动应用和智能应用等先进技术的综合应用给风电行业前景带来更大的价值提升，解决着困扰风电行业的深层顽疾。数字化技术的深度应用打通了数据壁垒，实现数据共享，让风电行业与数字化实现深度融合。

图扑软件（HIghtopo）打造风电场远程集控中心可视化系统，建立风电场远程监控自动化，实现风电场运行管理、检修管理、经营管理和后勤管理集中化，是风电发电场未来发展的趋势，同时也是保障风电场综合利用效益最大化实现的方式。

伴随着风电开发的深入发展，偏远山区，高海拔地区、海上风电正在成为风电的主要方向，而在这些地区的运维人员，必然面对生活条件艰苦、工作环境恶劣的问题。其次，在大型的风电场中有几十台甚至上百台风电机组，同时一个风力发电公司拥有多个风电场，多个风电场分散于不同的区域，如需对每个风电场单独进行管理，需要消耗大量的人力物力，也给电网的调度和电网的安全运行带来诸多问题。通过结合GIS技术、云计算、大数据、物联网、移动应用和智能应用等先进技术的综合应用，让运维感知更透彻、互通互联更全面、智能化更深入，可以大大提升现场作业人员的工作效率。

风电的实用价值

1、实现能源管理绿色化

利用HT的可视化技术，以及结合GIS技术的应用，进行全方位的数字化建设，让风电场的监控更为直观，控制更加精准，提高风电场的整体管理水平和运维效率，推进风电场的绿色化和智能化的转型升级进程。

2、运营管理精细化

可实现整个风电场系统的过程管理和运行管理，提高了风电场系统的管理效率。通过数据面板信息实时了解风电场的运行情况实现精准的管理。利用大数据分析及风电模型仿真技术，定量分析运营过程中的各项运营指标，用数字驱动风电机的运营管理与决策。

3、监测管理透明化

实现远程监控、无人值守，通过远程智慧控制，只需在集控中心就能实现均衡输送、精确调节，并能及时发现风电机损耗情况，及时检测修复，保障风电场的安全运维。

国家发展改革委关于完善

太阳能光伏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：

为规范太阳能光伏发电价格管理，促进太阳能光伏发电产业健康持续发展，决定完善太阳能光伏发电价格政策。现将有关事项通知如下：

一、制定全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价。按照社会平均投资和运营成本，参考太阳能光伏电站招标价格，以及我国太阳能资源状况，对非招标太阳能光伏发电项目实行全国统一的标杆上网电价。

（一）2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、我委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元（含税，下同）。

（二）2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦时1元执行。今后，我委将根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整。

二、通过特许权招标确定业主的太阳能光伏发电项目，其上网电价按中标价格执行，中标价格不得高于太阳能光伏发电标杆电价。

三、对享受中央财政资金补贴的太阳能光伏发电项目，其上网电量按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价执行。

四、太阳能光伏发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，仍按《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，通过全国征收的可再生能源电价附加解决。

国家发展改革委

二○一一年七月二十四日

601016节能风电股吧：证券代码：601016，证券简称：节能风电。

公司的前身为中节能风力发电投资有限公司，成立于2006年1月6日，由中国节能投资公司和北京国投共同出资设立。经公司创立大会及国务院国资委(国资产权[2010]472号)批准，风电有限公司整体变更为股份有限公司，并于2010年6月30日取得国家工商总局核发的(注册号:100000000040090)。主营业务：风力发电的项目开发、建设及运营。

中节能风力发电股份有限公司是中国节能环保集团公司控股的现代股份制公司。公司于2014年9月29日在上海证券交易所主板挂牌上市。公司前身中节能风力发电投资有限公司是中国节能环保集团公司根据国家建设“资源节约型、环境友好型”社会的号召，加快风力发电等可再生能源发展和集团主业发展战略目标，投资成立的从事风力发电项目开发、投资管理、建设施工、运营维护的专业化公司。公司先后成功中标并示范建设了国家第一个百万千瓦级风电基地启动项目——河北张北单晶河200MW风电特许权项目和第一个千万千瓦级风电基地启动项目——甘肃玉门昌马200MW风电特许权项目，是国家首个百万千瓦、千万千瓦风电基地的示范者和引领者，在业内树立了较高的知名度和良好的品牌形象。

拓展资料：

1.节能风电股票董事长刘斌简介、简历：刘斌：男，1963年出生，硕士研究生，工程师，中国国籍，无境外居留权。1989年3月至1994年4月，在首都钢铁公司钢铁研究所工作；1994年4月至2006年3月，历任北京国投节能公司实业部经理、总经理助理、副总经理；2006年3月至2009年3月，任中节能风力发电投资有限公司副总经理（2007年6月至2009年3月，任中节能风力发电投资有限公司董事）；2009年4月至2009年9月，任中国节能投资公司太阳能事业部总经理；2009年9月至2010年6月，任中节能太阳能科技有限公司总经理；2010年6月至今，任本公司董事、总经理。