《河南:实施春节午间低谷工业电价政策》

  • 来源专题:能源情报网监测服务平台
  • 编译者: 郭楷模
  • 发布时间:2025-01-08
  • 1月6日,河南省人民政府印发《推动2025年第一季度经济“开门红”若干政策措施》(以下简称《措施》)的通知。

    《措施》指出,实施春节午间低谷工业电价政策,将2025年1月28日至2025年2月6日午间11时至14时调整为低谷时段,工业企业午间生产用电执行低谷电价政策,鼓励企业节日连续生产、多消纳新能源电量。开工焦洛平高铁等重大项目,建成投用郑开城际铁路延长线、信阳五岳抽水蓄能电站首台机组等重点工程,2025年第一季度完成全口径交通、能源、水利等基础设施投资800亿元以上。

    原文如下:

    河南省人民政府办公厅

    关于印发推动2025年第一季度经济

    “开门红”若干政策措施的通知

    豫政办明电〔2025〕1号

    各省辖市人民政府,济源示范区、航空港区管委会,省人民政府各部门:

    《推动2025年第一季度经济“开门红”若干政策措施》已经同意,现印发给你们,请认真贯彻执行。

    河南省人民政府办公厅

    2025年1月5日

    推动2025年第一季度经济“开门红”若干政策措施

    第一季度是全年经济的风向标。为深入贯彻党的二十届和中央经济工作会议精神,落实省委经济工作部署,抢抓机遇、提振信心,稳定预期、激发活力,进一步巩固和增强经济回升向好态势,推动2025年第一季度全省经济实现“开门红”,制定如下政策措施。

    1.加快推进2024年“两重”项目建设,健全周调度制度,确保2025年提前批项目第一季度全部开工。建立2025年“两重”项目储备库,按照“钱到即开工”标准同步做好前期工作,争取更多项目纳入国家“大盘子”。(责任单位:省发展改革委、省有关行业主管部门)

    2.以落后低效设备替代、本质安全设备提升、高端先进设备更新为重点,开展存量设备诊断和项目储备,同步推进项目前期工作,2025年第一季度储备项目1000个以上。(责任单位:省发展改革委、省有关行业主管部门)

    3.继续实施消费品以旧换新政策,将手机、平板、智能手表手环等纳入支持范围,全面迭代升级线上申报程序,优化资金补贴审批发放流程,将“以旧换新”工作从申请审核到资金发放全流程时间控制在20个工作日以内,2025年第一季度开展各级各类促消费活动500场以上。(责任单位:省发展改革委、商务厅、财政厅)

    4.谋划实施提振消费专项行动,在增强消费能力、提升消费意愿、拓展消费供给、优化消费环境等方面推出一批针对性举措。2025年第一季度围绕零售、餐饮、文旅、住宿等重点领域发放2亿元消费券,鼓励各地因地制宜发放消费券。(责任单位:省发展改革委、商务厅、财政厅、文化和旅游厅)

    5.持续实施服务业新供给培育工程,新公布129个新服务、新供给重点企业和培育企业名单,高质量办好首场品牌企业发布展示活动。(责任单位:省发展改革委)

    6.持续办好“行走河南·读懂中国”系列活动,大力推介“冬游中原·老家河南”等主题线路,推出民俗庙会、主题灯会、沉浸式演艺等活动500场以上。深入实施“引客入豫”行动,对2025年第一季度组织省外游客以专列、包机形式来豫旅游的境内外旅行社,分别按3.5万元/列、6.5万元/架次的标准给予奖补。(责任单位:省文化和旅游厅)

    7.指导各地落实房地产存量支持政策,督促各地因城施策出台加力支持政策,举办不少于50场购房展销活动,进一步落实个人住房贷款优化调整政策,因城施策发放购房补贴、契税补贴,用好地方政府专项债券、保障性住房贷款支持盘活闲置存量土地、新增土地储备和收购存量商品房等政策,3月底前将所有符合条件的存量住房开发贷款项目纳入“白名单”机制,推动房地产市场止跌回稳。(责任单位:省住房城乡建设厅、财政厅、发展改革委、自然资源厅、河南金融监管局、人行河南省分行)

    8.举办第十五期“三个一批”项目建设活动,推动当期签约项目开工率、开工项目入统率2025年第一季度分别达到70%、50%。出台2025年重大项目“双百工程”工作方案,印发2025年省重点项目清单,2025年第一季度“双百工程”项目、省重点项目投资额均完成年度计划的30%以上。(责任单位:省发展改革委)

    9.开工焦洛平高铁等重大项目,建成投用郑开城际铁路延长线、信阳五岳抽水蓄能电站首台机组等重点工程,2025年第一季度完成全口径交通、能源、水利等基础设施投资800亿元以上。(责任单位:省发展改革委、交通运输厅、水利厅)

    10.引导各地完善提升城中村改造“一项目两方案”,争取更多条件成熟项目获得国家专项借款资金支持。(责任单位:省住房城乡建设厅)

    11.高效推进2025年提前批专项债券发行使用,按照“资金跟着项目走”原则完善专项债券管理机制,推动新增专项债券优先保障省委及各地重大项目和在建、续建项目,推动新增专项债券早发快发、发挥效益。(责任单位:省财政厅)

    12.规范实施政府与社会资本合作新机制项目,支持符合条件的项目申报发行基础设施领域不动产投资信托基金,储备一批拟向民间资本推介的优质项目。(责任单位:省发展改革委、财政厅、住房城乡建设厅、交通运输厅、水利厅、文化和旅游厅、河南证监局)

    13.落实重大项目白名单、月调度、核查三项制度,实施项目审批“绿色”通道、联审联批等机制。2025年第一季度先行预支土地计划指标13万亩,确保重要项目用地即报即批、应保尽保。支持各地在确保完成能耗强度下降目标任务的前提下,以提高能源产出率为导向统筹做好重大项目能耗要素保障工作。实行规划环评与项目环评联动,对符合生态环境保护要求的重大投资项目实行即报即受理即转评估。(责任单位:省发展改革委、自然资源厅、生态环境厅)

    14.深入实施“千企百展”拓市场行动,组织企业参加50个左右全球重点展会、新签订单200亿元,发布全省2025年度国际性展会推荐名录、首批跨境电商“源头工厂”名录100家。发布3000个重大招商项目,举办2025全球豫商大会、豫港澳企业家春茗活动。(责任单位:省商务厅)

    15.对2025年第一季度满负荷生产的规模以上工业企业,给予10万元财政奖励;对2025年第一季度满负荷生产且实现营业收入同比增长10%以上的规模以上工业企业,给予20万元财政奖励。(责任单位:省工业和信息化厅、财政厅、税务局)

    16.实施春节午间低谷工业电价政策,将2025年1月28日至2025年2月6日午间11时至14时调整为低谷时段,工业企业午间生产用电执行低谷电价政策,鼓励企业节日连续生产、多消纳新能源电量。(责任单位:省发展改革委、电力公司)

    17.2025年1月25日至2025年12月31日,对通行我省收费公路的氢能货车免收通行费,对通行我省收费公路的电动货车实行7折通行费优惠。(责任单位:省交通运输厅)

    18.对全省主营业务收入前900家工业企业、前600家服务业企业实行实名制、台账化重点帮扶机制,逐企建立“领导干部+责任部门+金融机构”服务专班。(责任单位:各级“万人助万企”活动工作专班)

    19.健全政企多层次常态化沟通交流机制,召开50场以上民营企业座谈会,用好民营经济发展综合服务平台,完善听取、办理、反馈的工作闭环。(责任单位:省发展改革委)

    20.开展规范涉企执法专项行动,出台我省关于严格规范涉企行政检查的政策举措,完善部门行政裁量权基准制度,印发行政执法规范化工作手册,推行包容审慎监管执法,纠治小错重罚、多头处罚,依法实行轻微免罚、首违不罚。开展跨部门综合监管,推动实现“进一次门、查多项事”。(责任单位:省司法厅、市场监管局、行政审批政务信息管理局)

    21.实施降低社会物流成本专项行动,出台实施方案,开展现代物流业与先进制造业融合发展试点,完成百家物流“豫军”企业认定,培育5个左右省级枢纽经济先行区。制定省级综合货运枢纽补链强链支持政策,出台农村客货邮融合发展专项支持政策,2025年第一季度打造500个标准化县乡村“一点多能”物流快递服务点。(责任单位:省发展改革委、交通运输厅)

    22.高效运转省、市、县三级支持小微企业融资协调机制,深入开展“千企万户大走访”活动,落实无还本续贷扩围政策和普惠信贷尽职免责制度,支持各地设立小微企业贷款风险补偿资金池,提高协调机制内小微企业首贷、信用贷、续贷规模和占比,推动信用贷占比达到50%左右,2025年3月末小微企业贷款余额较年初增加1500亿元以上,实现新发放贷款加权平均利率稳中有降。(责任单位:省发展改革委、河南金融监管局、省委金融办、人行河南省分行)

    23.对全省地方法人金融机构发放符合支农支小再贷款使用条件的贷款,按一定比例给予再贷款支持,对票面金额500万元以下的涉农票据、小微企业票据、民营企业票据和直贴票据优先办理再贴现。(责任单位:人行河南省分行)

    24.对相关金融机构发放的符合科技创新和技术改造再贷款、碳减排支持工具、普惠养老专项再贷款使用条件的贷款,按照一定比例给予再贷款支持,2025年第一季度新增本外币各项贷款3500亿元。(责任单位:人行河南省分行、省委金融办)

    25.因墒因苗抓好8500万亩春季麦田管理,加强条锈病、赤霉病等重大病虫害防控,科学防范应对“倒春寒”等灾害性天气,推进1500万亩小麦高产示范区建设,2025年第一季度完成110万亩高标准农田建设任务。做好畜产品、水产品、蔬菜等重要农产品稳产保供工作。加大牛羊养殖支持力度。(责任单位:省农业农村厅)

    26.组织开展“春风行动”“就业援助月”“大中城市联合招聘高校毕业生春季专场”“豫荐未来青春启航”等服务活动,实施学校书记、校长访企拓岗促就业专项行动,2025年第一季度完成城镇新增就业28万人、农村劳动力转移就业15万人,为大学毕业生开拓有效就业岗位50万个,开展职业技能培训50万人次、新增高技能人才(取证)17.5万人。(责任单位:省人力资源社会保障厅、教育厅)

    27.用足用好隐性债务置换政策,切实降低流动性压力和利息支出成本,带动全省存量债务降息增效。(责任单位:省财政厅)

    28.严格落实“三保”预算管理和执行机制,加强城乡低保对象、残疾人、孤儿、独居老人等困难群体生活保障,扎实推进城镇燃气、电动自行车等“一件事”全链条安全监管,强化消防、工矿、危化、交通运输、烟花爆竹等重点领域安全综合治理,加强冬春火灾防控,坚决防范和遏制重特大事故发生。(责任单位:省财政厅、民政厅、安全生产委员会成员单位)

    各地、各部门要深刻认识做好第一季度经济工作的重要性、紧迫性,切实增强机遇意识、拼抢意识,采取超常规、快节奏、具体化举措,推动政策靠前发力、项目靠前实施、措施靠前落地。省有关部门要加强宣传解读、业务指导、跟踪调度,各地要结合实际进一步细化具体措施、健全推进机制,上下联动、横向协同,形成工作合力,确保政策落实、尽早发挥效益。

  • 原文来源:https://power.in-en.com/html/power-2456275.shtml
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    • 来源专题:能源情报网监测服务平台
    • 编译者:郭楷模
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    • 2月10日,河南省工业和信息化厅发布关于征求《河南省工业企业园区工业绿色微电网建设指南(征求意见稿)》意见的通知。文件明确,工业企业和园区通过建设运行工业绿色微电网,加快分布式光伏、分散式风电、多元储能、高效热泵、余热余压利用、智慧能源管控等一体化系统开发运行,加强能源系统优化和梯级利用,因地制宜推广园区集中供热、能源供应中枢等新业态。促进工业企业、园区提高能效,保障工业稳增长合理用能需求,实现多能高效互补利用,促进就近大规模高比例消纳可再生能源,降低用能成本,推动落实“双碳”目标实现。 实施需求侧响应策略,通过需求侧管理,充分发挥工业企业和工业园区负荷侧调节能力,在电网负荷高峰或能源供应紧张时,调整生产计划,减少非关键设备的用电负荷,或调整生产工艺,将部分用电负荷转移至低谷时段,实现削峰填谷,提高电力系统整体运行效率。 原文如下: 河南省工业和信息化厅办公室 关于征求《河南省工业企业 园区工业绿色微电网建设指南(征求意见稿)》意见的通知 各省辖市、航空港区、济源示范区工业和信息化主管部门,有关省级行业协会,三方服务机构: 为引导我省工业企业、园区调整用能结构,提高可再生能源使用比例,降低用能成本,我厅组织编制了《河南省工业企业、园区工业绿色微电网建设指南(征求意见稿)》。请你们组织辖区内、行业内企业、园区研究提出修改意见,并于2025年2月28日前书面反馈至省工业和信息化厅节能与综合利用处,电子版发送邮箱。 联 系 人:孙志民 王占昍 联系电话:0371-65509953 电子邮箱:hngxtjn@163.com 附件:河南省工业企业、园区工业绿色微电网建设指南(征求意见稿) 2025年2月9日 附 件 河南省工业企业 园区工业绿色微电网建设指南 (征求意见稿) 工业绿色微电网是基于工业企业和园区用能需求特点,采用先进的数字信息以及互联网技术,由分布式能源、用电负荷、配电设施、储能装置、智能管控等组成的发配用电系统;是一种以智慧能源管控为基础,集成应用光伏、风电、高效热泵、工业余热余压、新型储能、氢能等多种能源,以期实现工业企业、园区内电、热、冷、气等多种形式能源高效互补利用的工业用能新载体。工业绿色微电网是降低工业企业用电成本的主要途径,是实现节能降碳目标的重要手段,为指导工业企业、园区建设工业绿色微电网,推动工业企业、园区提高能效,保障工业稳增长合理用能需求,制定本指南。 一、建设目标 工业企业和园区通过建设运行工业绿色微电网,加快分布式光伏、分散式风电、多元储能、高效热泵、余热余压利用、智慧能源管控等一体化系统开发运行,加强能源系统优化和梯级利用,因地制宜推广园区集中供热、能源供应中枢等新业态。促进工业企业、园区提高能效,保障工业稳增长合理用能需求,实现多能高效互补利用,促进就近大规模高比例消纳可再生能源,降低用能成本,推动落实“双碳”目标实现。 二、建设思路 (一)从需求侧出发,主动适配以新能源为主体的新型电力系统 工业企业和园区要加强厂房光伏、分布式风电、多元储能、高效热泵、余热余压利用、智慧能源管控系统等一体化系统应用,增强工业能源供给可靠性,提升用电灵活性和韧性,提高电力需求侧调节响应能力,灵活适配可再生能源大规模发展、促进清洁能源接入和就地消纳,增强工业能源供给可靠性。 (二)从过程入手,系统提升工业企业和园区用能效率和水平 工业企业和园区要系统推进现有用能终端设施改造升级,应用智能用电设备,提升能源消费智能化和电气化水平,按照多能协同供应、多元储能设施和智能管控系统的建设要求,提高工业能源利用效率,促进工业生产过程绿色高质量发展。 三、建设内容 (一)能源供应多元化 1.可再生能源利用:工业企业和园区工业绿色微电网接入能源应以分布式能源为主,集成应用能源耦合技术、太阳能光伏、风力发电等可再生能源发电技术,因地制宜开发自身可再生能源,鼓励具备条件的工业企业和园区利用煤层气(瓦斯)发电、生物质发电、天然气冷热电联合供能,为工业生产提供绿色能源。 2.余能回收利用:鼓励工业企业和园区回收利用工业生产过程中的余热余压,如钢铁企业的高炉煤气余压、水泥企业的窑尾余热等,将其转换为电能或其他形式的可用能源,提高能源利用效率。 3.其他能源形式:鼓励尝试引入高效热泵技术,利用浅层地热能、空气热能等低品位热能为工业生产提供供热、制冷等需求;有条件的企业和园区,可将氢能作为一种补充能源,用于燃料电池发电或为特定工业设备提供动力。 (二)新型储能系统 储能作为微电网重要的调节手段之一,配置规模应该通过合理性分析,与电源发电特性、负荷特性相匹配,最大化利用清洁能源。推广用户侧储能,利用峰谷电价差为企业降低用能成本,同时通过与绿色能源出力特性相匹配,建设合理规模的新型储能电站。储能类型以新型储能为主,除电化学储能外,尝试推广抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气储能、氢(氨)储能等多种形式的储能方式。鼓励在有合适的地形条件时,建设小型抽水蓄能电站;建设压缩空气储能可利用低谷电力将空气压缩储存,在需要时释放驱动涡轮机发电。 (三)智能电网建设 1.网架建设:以工业企业、园区用电侧配电网为中心,清洁能源就近、就地以专变、专线直接接入工业企业、园区配电设施,所发电力电量直接由工业企业、园区利用,鼓励利用屋顶建设分布式光伏项目,原则上工业园区、工业企业红线外清洁能源项目汇集点与接入微电网的距离不超过20公里。工业绿色微电网应作为整体接入公共电网,与公共电网电气断面清晰,断面之间交换功率和交换时间段应可观、可测、可调、可控。 2.智能电网技术:利用传感器技术、通信技术和智能控制技术,对微电网内的电力设备和线路进行实时监测和控制,实现电力的智能调度和分配,提高电网运行效率和可靠性,确保各能源供应环节与负荷需求的精准匹配。 (四)负荷管理 1.智能用电设备应用:推进工业用能电气化,扩大电锅炉、电窑炉、电动力等应用,并推荐采用高效电动机、风机、变压器等节能产品,根据实际负荷需求自动调整运行状态,降低能耗。 2.需求侧响应:实施需求侧响应策略,通过需求侧管理,充分发挥工业企业和工业园区负荷侧调节能力,在电网负荷高峰或能源供应紧张时,调整生产计划,减少非关键设备的用电负荷,或调整生产工艺,将部分用电负荷转移至低谷时段,实现削峰填谷,提高电力系统整体运行效率。 3.加强冷热电三联供技术、风光储互补技术、系统能量梯级利用技术应用,通过多能互补和能源梯级利用,实现工业能效提升。 (五)智慧能源管控系统 构建智慧能源管控系统,对工业绿色微电网内的多种能源进行统一管理和优化调度。通过大数据分析、预测算法等,根据工业生产的负荷特性和能源需求,制定最优的能源供应方案,实现能源的高效利用和成本最小化。 管控系统应具有能源监控(包括运行监控、数据管理、告警管理等)、能源分析(包括统计分析、能源报表等)、碳排分析(包括碳管理、碳分析、碳评价等)、能源预测(预测未来的能源需求和供应情况)、源网荷储协调控制、最优调度策略、需求侧响应、运行状态全景分析、智能安全分析等功能。 (六)开发模式 工业绿色微电网项目可以业主自主开发建设,可以委托专业队伍以合同能源管理模式开发建设;依据建设规模和能源类型,可以自主开发+合同能源管理混合模式开发建设。根据自身条件,可以一次性全部建设,也可以分阶段开发建设。 四、实施成效 (一)可再生能源消费量占本企业、园区能源消费总量的比例达到15%以上,或可再生能源、工业余热余压等余能利用、能源梯级利用(含热电联产、燃气分布式能源等)等合计占本企业、园区能源消费总量的比例达到30%以上。 (二)工业企业可再生能源装机规模达到2MW以上,工业园区可再生能源装机规模达到10MW以上。 (三)可再生能源就地消纳比例(可再生能源消费量占可再生能源发电量的比例)达到80%以上。 (四)电力负荷调节能力(可根据电力系统需要变动其输出功率的负荷占电力最大负荷的比例)达到5%以上。 (五)新型储能装机规模(包括电化学储能、飞轮储能、压缩空气储能、氢(氨)储能等)达到1MW以上。 (六)可再生能源制氢或工业副产氢年生产规模达到5000吨以上,并实现就近利用。 (七)工业余能利用率(实现回收利用的工业余热、余压、化学余能、余冷及其他余能占理论可利用余能量的比例)达到60%以上。 五、组织实施 (一)加强统筹协调。工业企业和园区应设立工业绿色微电网建设领导小组,并设置专职或兼职的节能管理人员,强化部门间协同合作,统筹各部门资源,推动形成工作合力,确保工业绿色微电网项目建设顺利实施。 (二)强化团队建设。鼓励工业园区和企业组建工业绿色微电网的建设和运维团队,提供专业化的建设和运维服务。通过培训和技术引进,提升团队成员的专业技能和知识水平,确保工业绿色微电网的稳定运行和持续优化。同时,加强与外部专业机构的合作,引入先进的管理经验和技术支持,确保工业绿色微电网安全稳定运行。
  • 《 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。