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《吉林长岭风电制氢项目完成节点有序推进中》

  • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者： guokm
  • 发布时间：2024-01-18

  • 国际能源网获悉，日前，金风科技在互动平台表示：吉林省长岭县龙凤湖200MW风电制氢示范项目已完成重要工程节点，目前按照计划有序推进中。

    据悉，长岭县龙凤湖200MW风电制氢示范项目工程，位于吉林省松原市长岭县。项目总体规模：1500Nm3/h 制氢、混氢、售氢站，分两期建设。生产规模300Nm3/h，土建及公共附属设施一次建成。长岭龙凤湖200MW风电制氢示范项目对于推动地方经济发展、拓展新能源产业链具有十分重要的意义。

    金风科技成立于1998年，全球清洁能源和节能环保领域领跑者，是中国风能风电龙头企业，业务遍及全球6大洲、38个国家，目前已实现全球风电累计装机量超100GW，风电机组安装超4700台。

    据了解，2022年8月31日，金风科技与吉林省人民政府在长春签署战略合作框架协议，共同推动新能源制造绿氢和绿氨等领域务实合作。2022年3月，参与开发的吉林长岭风电制氢项目。

  • 原文来源：https://h2.in-en.com/html/h2-2432966.shtml
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相关报告

  • 《吉林省建成秸秆直燃发电项目18个 装机规模54.7万千瓦》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2020-05-29
    • 吉林省能源局近日发布对省政协十二届三次会议第24号委员提案的答复，吉能法规〔2020〕75号，详情如下： 蔡鸿亮委员： 您在省政协十二届三次会议上提出的《关于科学实施秸秆还田加快秸秆能源化利用的建议》收悉，经认真研究办理，现答复如下： 近年来，特别是2016年《吉林省人民政府办公厅关于推进农作物秸秆综合利用工作的指导意见》、2017年《吉林省人民代表大会常务委员会关于农作物秸秆露天禁烧和综合利用的决定》)等相关政策规定出台以后，我省积极探索秸秆能源化利用方式，研究秸秆能源化利用支持政策，促进了秸秆能源化产业发展，在秸秆禁烧和能源化利用等方面取得了一定成效。 一、全省秸秆资源情况 经农业部门调查统计，依照种植种类、种植面积、产量等指标测算，全省农作物秸秆可利用量约为4063万吨(其中长春地区1019万吨、松原地区789万吨，四平地区506万吨，吉林地区438万吨，白城地区442万吨，辽源地区171万吨，延边州160万吨，通化地区135万吨，白山地区31万吨，公主岭市314万吨，梅河口市58万吨)，去除肥料化、饲料化，基料化、农村生活燃用，可能源化利用量约为863万吨。 二、秸秆能源化开发利用情况 (一)秸秆直燃发电项目并网运行情况 目前，全省建成秸秆直燃发电项目18个，主要分布在长春、吉林、四平、松原、白城等资源相对富集地区，装机规模54.7万千瓦(实际运行机组43.9万千瓦)，其中热电联产项目4个，分别为双阳成泰、镇赉众合、乾安聚太、大安现代农林生物质热电联产项目，总装机规模15万千瓦，实现供热面积约800万平方米。 2019年全年发电量26.1亿千瓦时，设备平均利用小时数5023小时，较上一年增加296小时，实际消耗秸秆约340万吨。 (二)秸秆成型燃料加工利用情况 近年来，我省以“煤改生物质”为方向，加大秸秆成型燃料加工及生物质锅炉替代燃煤锅炉供热力度，形成市场化、规模化、产业化发展态势，质量效益显著提升。 1.秸秆成型燃料加工情况。目前，我省秸秆成型燃料主要以玉米秸秆、稻壳、花生壳等农作物为原料，秸秆成型燃料加工企业初具规模，据统计，2019年，全省秸秆成型燃料加工生产量约为145万吨，年消耗秸秆188万吨。 2.生物质成型燃料供热情况。全省生物质锅炉种类比较齐全，供热能力明显提升，供热面积逐步增长。 其中，生物质成型燃料锅炉供热在我省应用比较广泛，初步形成供热规模。特别在工商业应用领域具有一定经济性，市场化应用前景广泛。以粮食烘干应用为例，烘干每吨粮食的成型燃料(稻壳颗粒)使用成本约为40元，较煤炭烘干成本减少5元/吨。 生物质直燃锅炉主要通过增加炉膛面积，以打包秸秆为燃料，依靠每次大量投入原杆快速燃烧，实现热量快速释放，满足用户热力需求，其供热成本低于燃煤锅炉，并在所有生物质供热方式中实现成本最低。 秸秆压块燃烧机主要应用于改造原有燃煤锅炉供热，利用原有燃煤锅炉炉体，正面加装燃烧机，以秸秆压块为燃料，通过引风将热量导入炉内，供热成本与原燃煤锅炉持平或略低。运行效果较好，主要用于工业生产、烘干、采暖等领域。 (三)有序推进农村户用秸秆炉具试点 农村户用秸秆炉具推广对改变农村传统用能方式，改善农村生活环境，推动美丽乡村建设起到积极促进作用，目前，榆树市、梅河口市利用地方财政支持当地开展户用炉具推广试点工作。其中，榆树市地方财政对炉具及成型燃料给予一定补贴，梅河口市全额补贴购置炉具费用，农户通过秸秆换取秸秆成型燃料。 三、秸秆能源化利用面临的机遇和挑战 (一)面临的机遇 吉林省煤炭资源短缺，2019年，全省煤炭产量仅为1184.6万吨，每年消费量约8500万吨左右，全省煤炭消费缺口较大，自给率较低。未来几年，煤炭消费总量仍然逐年略增，市场需求较大，而我省生物质资源丰富，生物质成型燃料替代燃煤巨大空间。 随着秸秆禁烧、大气治理力度越来越大以及煤炭消费总量实行双控，煤炭消费综合成本将逐步提高，经济性逐步下降，倒逼煤炭逐步减量化使用，通过市场化、法治化等手段，煤炭将逐步被替代。 同时，随着技术装备进步，生物质供热成本逐步下降，市场化接受程度逐步提高，供热主体主动性积极性显著提升，特别在工业用热、粮食烘干等领域应用逐步扩展，供热成本略低于燃煤，市场化前景广阔。 (二)面临的挑战 从战略定位层面看，2019年，省政府制定下发了《吉林省秸秆综合利用三年行动方案(2019-2021年)》，今年，国家农业农村部、财政部制定了《东北黑土地保护性耕作行动计划(2020-2025年)》，都明确要求将秸秆肥料化摆在优先发展战略地位，实现对黑土地的长久保护。这一政策导向将导致资源、政策、资金等要素都要向秸秆还田倾斜，一定程度上降低了秸秆能源化利用的重要性和紧迫性。 从发展实践层面看，当前秸秆能源化利用以市场配置资源为主，行政规治约束为辅，由于省级财政支出困难，没有支持资金引导产业发展，完全依靠市场驱动，一定程度上减缓了发展步伐。尽管秸秆直燃发电项目享受国家可再生能源电价附加补贴，但受建设条件、电网接入、补贴资金、设备老旧、自然环境等因素影响，开工建设及并网运行也存在诸多困难。 从技术装备层面看，设备故障较多，能耗较高，技术标准不完善，创新能力弱，研发水平不高，缺少专业装备制造产业园，技术装备发展缓慢。 四、秸秆能源化利用有关政策 (一)秸秆直燃发电项目。秸秆直燃发电项目享受国家可再生能源电价附加补贴，上网电价可达0.75元/度电，以确保项目具有一定经济性。 (二)秸秆成型燃料加工项目。生产用电执行农电价格，原料运输享受绿色通道。 (三)省级财政资金奖补政策。2016-2018年，利用省级节能减排和生态保护专项资金能源部分(每年2800万元)每年抽出840万元用于补助秸秆成型燃料加工利用项目，三年来，共使用专项资金2372万元，增加秸秆成型燃料加工能力65吨/小时，新增生物质锅炉338蒸吨，带动供热面积130万平方米。2018年底，省政府取消了该专项资金，目前没有支持秸秆能源化利用省级奖补资金。 (四)制定下发《吉林省秸秆能源化利用三年行动方案(2019-2021年)》。2019年10月9日，我局印发了《吉林省秸秆能源化利用三年行动方案(2019-2021年)》，明确各地区秸秆能源化利用年度目标，指导各地积极推进秸秆能源化利用。预计到2020年，秸秆直燃发电装机73万千瓦，年消耗秸秆510万吨;秸秆成型燃料产量107万吨，年消耗秸秆139万吨;生物天然气日产10万立方米，年消耗秸秆20万吨，消耗秸秆总计约669万吨。 五、存在问题 (一)农林生物质发电项目建设运行存在诸多不利因素。从项目建设情况看，2019年度新增并网项目2个，装机规模6万千瓦。由于企业征地进度慢、筹集资金难，北方冬季时间长，有效施工期短，以及电网接入工程建设滞后等因素，导致开工建设及并网进展缓慢。从项目运行情况看，由于设备老旧，增加故障维修时间，以及电价补贴不及时到位，企业购置燃料资金周转困难，导致部分项目运行困难，设备利用率较低，达不到正常运行水平，减少了秸秆利用规模。 (二)秸秆成型燃料加工环节多成本高。秸秆比较分散，储存占用场地较大，收集困难，成型燃料加工用电费用大，燃料热值较低，加工成本和价格较高。经过测算，热值3500大卡/公斤的秸秆成型燃料，收储运及加工总成本在450-500元/吨，市场价格在600元/吨左右。 (三)热电项目供热市场协调困难。由于既有供热市场都被特许经营所占据，热电企业与供热企业协商热价困难，导致热电机组只发电，不供热，综合效益不能最大化。发电企业也无意用较大资金收购现有供热市场，不能形成“网源合一”供热模式。对于新增供热市场，供热面积小，整体效能不能充分发挥，影响项目综合效益。 (四)生物质供热排放受制约。目前，我省建成区生物质锅炉排放要达到天然气排放标准，需要增加除尘、脱硫、脱硝设施，必然导致建设和运行成本明显提高，无法实现市场化推广。运行的中小生物质成型燃料锅炉、直燃锅炉等生物质锅炉主要分布在城乡接合处和乡镇，布局具有局限性。 六、下步工作安排 (一)积极推进《秸秆能源化利用三年行动方案(2019-2021年)》有效实施。组织考核各地年度落实情况，结合目标、任务，科学制定秸秆利用量的核算依据、方式、内容，组织各地区开展本地秸秆能源化利用核算工作，确保考核结果准确可靠，力争完成预期目标任务。 (二)继续推动农林生物质发电项目建设。通过科学制定可再生能源“十四五”发展规划，认真谋划项目布局、建设时序、装机规模，协调督促落实已核准项目建设条件，定期调度项目进展情况，及时了解项目进度，力争实现项目建设平稳有序进行。 (三)积极开展调查研究，深入了解掌握各地秸秆能源化利用情况，总结推广好的经验和做法，督促指导各地积极推进秸秆能源化利用。 (四)密切同国家能源主管部门沟通协调，及时掌握宏观政策措施，积极争取生物质能非发电领域国家支持政策，促进我省生物质能产业持续快速发展。 吉林省能源局 2020年4月1日
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  • 《 风电项目电价政策汇总 》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2023-01-03
    • 一、前言 风电项目电价政策事关项目投资收益，与规模管理政策一同构成规范行业发展的重要支柱。近年来，随着技术水平的进步和行业发展状况的变化，我国风电项目电价政策不断调整。 本文主要以时间为脉络对风电项目的电价政策演变过程进行回顾和汇总，同时兼顾一些特殊的电价认定规则，力求尽可能较为全面地梳理出电价政策的全貌。 二、不同时期的风电项目电价政策 (一)政府定价(2003年之前) 1994年7月26日，电力工业部印发的《风力发电场并网运行管理规定(试行)》[1]第七条规定，风电场上网电价按发电成本加还本付息、合理利润的原则确定，并兼顾用户承受能力，增值税在价外计征。高于电网平均电价部分，其价差采取均摊方式，由全网共同负担，电力公司统一收购处理。 1999年1月12日，国家计委和科技部发布《关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知》(计基础[1999]44号)，首次专门对可再生能源并网发电项目的电价进行规定。通知规定，可再生能源并网发电项目在项目建议书阶段应出具当地物价部门对电价的意向函，可行性研究阶段由当地物价部门审批电价(包括电价构成)，并报国家计委备案。项目在还款期内实行“还本付息+合理利润”的定价原则，高出电网平均电价的部分由电网分摊;还本付息期结束以后的电价按电网平均电价确定。 1999年11月22日，《国家经济贸易委员会关于进一步促进风力发电发展的若干意见》(国经贸电力〔1999〕1286号)规定，电网管理部门收购风电电量，应以物价部门批准的上网电价全部收购，其电价高于电网平均电价的部分在全省(区、市)电网范围内均摊。 在1999年至2000年之间，国家计委曾根据前述文件确定的原则对多个风电项目的电价作出批复，包括： (1)1999年8月31日，《国家计委关于调整新疆自治区电网电价有关问题的通知》(计价格(1999)1152号)[2]核定新疆自治区新建成投产的风力发电厂机组上网电价(含税)为每千瓦时0.533元。上述电价为整个经营期电价。 (2)1999年12月16日，《国家计委关于调整京津唐电网电价有关问题的通知》(计价格(1999)2239号)[3]核定京津唐电网新建成投产的长城风电机组上网电价(含税)为每千瓦时0.8106元。上述电价为整个经营期电价。 (3)2000年4月6日，《国家计委关于调整内蒙古自治区电网电价有关问题的通知》(计价格(2000)401号)[4]核定内蒙古西部电网新建成投产的风电场机组上网电价为每千瓦时0.671元。以上电价为经营期电价。 (4)2000年6月27日，《国家计委关于调整东北三省电网电价有关问题的通知》(计价格〔2000〕880号)[5]核定吉林通榆风电厂(含送出工程)机组上网电价(含税)为每千瓦时0.992元(含电网线损)。上述电价为整个经营期电价。 (5)2000年7月4日，《国家计委关于调整山东省电网电价有关问题的通知》(计价格[2000]876号)[6]核定长岛风电上网电价(含税)为每千瓦时0.9元。 2001年4月23日，《国家计委关于规范电价管理有关问题的通知》(计价格〔2001〕701号)[7]规定，在建立电力市场、实行竞价上网之前，为了防止新建发电项目投产初期上网电价过高，推动销售电价水平过多上涨，将现行按发电项目还贷需要核定还贷期的还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价。现有发电企业已按还贷期核定上网电价的，也统一改为按剩余经营期核定平均上网电价。还贷已经结束或折旧已经提完的，要重新核定发电成本，降低上网电价;仍在还贷期内的，对尚未归还的贷款改为按剩余的经营期(整个经营期减已运行年限)重新核定上网电价。根据该文件要求，国家计委又多次核定了多个风电项目的电价，主要包括： (1)2002年1月25日，《国家计委关于疏导北京市电价矛盾有关问题的通知》(计价格〔2002〕91号)[8]将张家口长城风电上网电价(含税)降低为每千瓦时0.65元。 (2)2002年2月20日，《国家计委关于河北北部电网电价调整和城乡用电同价问题的通知》(计价格[2002]242号)[9]将张家口长城风电上网电价(含税)降低为每千瓦时0.65元。同时核定新投产红松风电电厂上网电价为每千瓦时0.65元。 (3)2002年2月20日，《国家计委关于疏导天津市电价矛盾及天津市实现城乡用电同价有关问题的通知》(计价格[2002]243号)[10]决定适当降低向天津供电的发电企业上网电价，降价后张家口长城风电公司上网电价为(含税)每千瓦时0.65元。 (4)2002年11月29日，《国家计委关于甘肃省疏导电价矛盾和实现城乡用电同价问题的通知》(计价格〔2002〕2611号)[11]核定新投产洁源风电公司玉门风电场上网电价每千瓦时为0.65元。 (5)2002年12月5日，《国家计委关于疏导宁夏自治区电价矛盾的通知》(计价格〔2002〕2662号)[12]核定新投产的贺兰山风电电厂上网电价每千瓦时为0.53元。 (6)2003年5月28日，《国家发展改革委关于疏导辽宁省电价矛盾的通知》(发改价格〔2003〕424号)[13]核定新投产的彰武、法库、康平和大连风电场上网电价为每千瓦时(含税)0.55元。 (二)政府定价和政府指导价/招标电价(2003年-2008年) 2003年7月9日，《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)规定，风电、地热等新能源和可再生能源企业暂不参与市场竞争，电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买，电力市场成熟时由政府规定供电企业售电量中新能源和可再生能源电量的比例，建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场。 2005年3月28日，《国家发展改革委关于印发电价改革实施办法的通知》(发改价格〔2005〕514号)[14]规定，常规水力发电企业及燃煤、燃油、燃气发电企业(包括热电联产电厂)、新建和现已具备条件的核电企业参与市场竞争;风电、地热等新能源和可再生能源企业暂不参与市场竞争，电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买，适时由政府规定供电企业售电量中新能源和可再生能源电量的比例，建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场。 2005年7月4日，《国家发展和改革委员会关于风电建设管理有关要求的通知》(发改能源〔2005〕1204号)[15]规定，风电场上网电价由国务院价格主管部门根据各地的实际情况，按照成本加收益的原则分地区测算确定，并向社会公布。风电特许权建设项目的电价通过招标方式确定，但是，不得高于国务院价格主管部门规定的上网电价水平。 2006年1月5日，国家发展改革委印发的《可再生能源发电有关管理规定》第七条规定，可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整和公布。实行招标的可再生能源发电项目的上网电价，按照中标确定的价格执行;电网企业收购和销售非水电可再生能源电量增加的费用在全国范围内由电力用户分摊，具体办法另行制定。 2006年1月4日，国家发展改革委印发的《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)第五条第一款规定，可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。政府指导价即通过招标确定的中标价格。第六条规定，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。 此后，国家发展改革委亦有单独核定具体项目电价的例子，如：2007年12月3日，《国家发展改革委关于核定河北张家湾、黑龙江乌尔古力山等风电项目上网电价的批复》(发改价格〔2007〕3303号)核定并公布了河北张家湾、黑龙江乌尔古力山、辽宁昌图辽能协鑫、内蒙古巴彦诺尔公、宁夏贺兰山三期、新疆小草湖、山西右玉、福建漳浦六鳌风电场二期等72个风力发电项目的上网电价。上述电价自风电机组并网发电之日起执行至累计发电利用小时数达到30000小时;累计发电利用小时数达到30000小时之后执行当地平均上网电价，具体价格由国家价格主管部门确定。再如：2008年7月23日，《国家发展改革委关于核定黑龙江马鞍山、辽宁阜新等风电项目上网电价的批复》(发改价格[2008]1876号)核定并公布了黑龙江马鞍山、辽宁阜新一期、吉林大岗子一期、河北满井三期、山西左云五路山、湖北九宫山一期、内蒙古赤峰克旗达里四期、河南南阳方城、甘肃白银捡财塘、山东中电长岛、福建平潭长江澳二期等风力发电项目的上网电价。各风电场累计等效满负荷发电30000小时之前，按批复的上网电价执行;等效满负荷发电30000小时之后，按当地届时平均上网电价执行，具体价格由国务院价格主管部门确定。 在法律层面，《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 根据2009年12月26日第十一届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议《关于修改〈中华人民共和国可再生能源法〉的决定》修正)第十九条规定，可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。上网电价应当公布。依照本法第十三条第三款规定实行招标的可再生能源发电项目的上网电价，按照中标确定的价格执行;但是，不得高于依照前款规定确定的同类可再生能源发电项目的上网电价水平。 总结这一时期的风电项目电价政策，可以概括为“政府定价和招标确定电价并行”。 (三)风电标杆上网电价和招标电价(2009年-2018年) 2009年-2014年 国家发展改革委于2009年7月20日印发的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格〔2009〕1906号)首次针对陆上风电项目提出了“标杆上网电价”的概念。 发改价格〔2009〕1906号文规定，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。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。 需要注意的是，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。 2011年7月12日，《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)规定，电网企业对分散式多点接入系统的风电发电量应认真计量、全额收购。风电发电量的电价补贴执行国家统一的分地区补贴标准。 2014年6月5日，《国家发展和改革委员会关于海上风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2014〕1216号)[16]规定，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。2017年以前(不含2017年)投运的近海风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。鼓励通过特许权招标等市场竞争方式确定海上风电项目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目，其上网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。2017年及以后投运的海上风电项目上网电价，国家发改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况研究制定。 2015年-2018年 在2014年年底至2016年年底期间，国家发改委陆续发布多份文件对2015年至2018年的陆上风电项目上网标杆电价标准进行调整，主要文件及其内容摘要如下[17]： (1)《国家发展改革委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) 2014年12月31日，《国家发展改革委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)规定，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。 需要注意的是，上述规定适用于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。 (2)《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) 实行陆上风电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。 需要注意的是，2016年、2018年等年份1月1日以后核准的陆上风电项目分别执行2016年、2018年的上网标杆电价。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。2016年前核准的陆上风电项目但于2017年底前仍未开工建设的，执行2016年上网标杆电价。2018年前如投资运行成本发生较大变化，国家可根据实际情况调整上述标杆电价。 该文件于2015年12月22日发布，自2016年1月1日起执行。 (3)《国家发展和改革委员会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) 根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，降低2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价，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。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标准如下： 需要注意的是，根据上表附注，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。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。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。 此外，对非招标的海上风电项目，仍然区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价，其中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，该标准未发生变化。 该文件于2016年12月26日发布，自2017年1月1日起执行。 (四)风电指导价/竞价电价(2019年-2020年) 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》(发改价格〔2019〕882号)，对风电项目上网电价政策进行了较大调整。 针对陆上风电项目，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。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、脱硝、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。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。另外，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。 针对海上风电项目，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。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。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。此外，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。 国家能源局于2019年5月28日印发的《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》(国能发新能〔2019〕49号)附件1《2019年风电项目建设工作方案》规定，2019年度新增集中式陆上风电和海上风电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价，各项目申报的上网电价不得高于国家规定的同类资源区指导价，同时不得设置竞争最低限价。 (五)平价和低价(2017年至今) 2017年-2020年 2017年5月17日，《国家能源局综合司关于开展风电平价上网示范工作的通知》印发，首次在全国范围内开展风电平价上网示范工作。示范项目的上网电价按当地煤电标杆上网电价执行，相关发电量不核发绿色电力证书。2017年8月31日，国家能源局以《国家能源局关于公布风电平价上网示范项目的通知》(国能发新能[2017]49号)文件公布了河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆等5个省(区)的13个风电平价上网示范项目，总规模共计70.7万千瓦。 2019年1月7日，国家发展改革委、国家能源局印发《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)，要求开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，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)，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)。据此，平价上网项目执行的电价标准为燃煤标杆上网电价，低价上网试点项目执行的上网电价低于燃煤标杆上网电价。 2021年至今 国家发展改革委于2021年6月7日印发的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》(发改价格〔2021〕833号)开启了陆上风电项目的全面平价时代。文件规定，2021年起，对新核准陆上风电项目(以下简称“新建项目”)，中央财政不再补贴，实行平价上网。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。2021年起，新核准海上风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。 三、关于电价的特殊认定规则 (一)调试运行期上网电价和商业运营期上网电价 国家发展改革委、国家电监会和国家能源局于2009年10月11日印发的《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》(发改价格[2009]2474号)明确了不同类型的发电机组进入商业运营前和商业运营后的电价确定规则。通知规定，在发电机组进入商业运营前，其调试运行期上网电价按照当地燃煤发电机组脱硫标杆上网电价的一定比例执行，其中，水电按照50%执行，火电、核电按照80%执行，水电以外的可再生能源发电机组自并网发电之日起执行价格主管部门批复的上网电价;在发电机组进入商业运营后，除跨省、跨区域电能交易及国家另有规定的以外，其上网电量一律执行政府价格主管部门制定的上网电价。 据此，风电项目的调试运行期上网电价和商业运营期上网电价并无不同。 (二)全容量并网时间的上网电价 财政部办公厅于2020年11月18日印发的《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》(财办建〔2020〕70号)规定，按照国家价格政策要求，项目执行全容量并网时间的上网电价。对于履行程序分批次并网的项目，除国家另有明确规定以外，应按每批次全容量并网的实际时间分别确定上网电价。项目全容量并网时间由地方能源监管部门或电网企业认定，如因技术原因等特殊原因确实无法认定的，为加快项目确权，暂按本文所附《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》进行认定。需要注意的是，该文件对存量项目具有溯及力。 (三)2022年国补核查确定的认定规则 2022年9月30日，国家发展改革委办公厅、财政部办公厅和国家能源局综合司联合印发《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》(发改办运行〔2022〕853号)，明确了建设时间跨度大的风电项目上网电价的确定规则，即：若风电项目在核准有效期(依据《企业投资项目核准和备案管理条例》(国务院令第673号)第十二条：项目自核准机关作出予以核准决定或者同意变更决定之日起2年内未开工建设，如需可申请1次延期开工建设，期限最长不得超过1年)内开工建设，且在相关政策文件规定的并网时间之前完成全容量并网，则该项目上网电价按项目核准时所在资源区的风电上网电价政策确定。 四、总结 通过以上对风电项目电价政策演变过程的梳理可以发现，与光伏项目类似(光伏项目电价政策的梳理详见《光伏项目电价政策汇总》一文)，风电项目近十年间的电价政策变化亦较为频繁，并且不时出现后来出台的政策对之前政策进行修改、补充和解释说明等情况，因此系统、全面地理清电价政策的全貌对于正确认定某一具体项目的电价至关重要，望本文内容对各位行业同仁有所帮助。 (正文完) [1] 该文件已被《国家发展改革委关于废止部分规章和规范性文件的决定》(2016年1月1日发布;2016年1月1日实施)废止。 [2] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [3] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [4] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [5] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [6] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [7] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [8] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [9] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [10] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [11] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [12] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [13] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [14] 该文件已被《国家发展和改革委员会公告2017年第5号—国家发展改革委决定废止的价格规范性文件目录》(2017年7月13日发布;2017年7月13日实施)废止。 [15] 该文件已被《国家发展和改革委员会关于废止、修改若干规范性文件的决定》(2013年12月16日发布;2013年12月16日实施)废止。 [16] 该文件已被《国家发展和改革委员会公告2017年第5号—国家发展改革委决定废止的价格规范性文件目录》(2017年7月13日发布;2017年7月13日实施)废止。
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