《江西:强化电价价格政策与产业和环保政策的协同》

  • 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:2025-01-07
  • 2024年12月25日,江西省人民政府印发《江西省空气质量持续改善行动计划实施方案》(以下简称《方案》)的通知。

    《方案》指出,落实峰谷分时电价政策,推进销售电价改革。(省发展改革委负责)强化价格政策与产业和环保政策的协同,综合考虑能耗、环保绩效水平,完善高耗能行业阶梯电价制度。(省发展改革委、省生态环境厅等按职责分工负责)对港口岸基供电实施支持性电价政策,推动降低岸电使用服务费。鼓励各地对新能源城市公共汽电车充电给予积极支持。

    原文如下:

    江西省人民政府关于印发《江西省空气质量持续改善行动计划实施方案》的通知

    各市、县(区)人民政府,各部门:

    现将《江西省空气质量持续改善行动计划实施方案》印发给你们,请认真贯彻执行。

    2024年12月25日

    (此件主动公开)

    江西省空气质量持续改善行动计划实施方案

    为贯彻落实《空气质量持续改善行动计划》(国发〔2023〕24号),持续深入打好蓝天保卫战,推动空气质量持续改善,切实保障人民群众身体健康,以生态环境高水平保护推动经济高质量发展,制定本方案。

    一、总体要求

    坚持以新时代中国特色社会主义思想为指导,深入贯彻习生态文明思想和考察江西重要讲话精神,以降低细颗粒物(PM2.5)浓度为主线,大力推动氮氧化物和挥发性有机物(VOCs)减排,强化源头防控,开展区域协同治理,突出精准、科学、依法治污,完成国家下达的空气质量指标和主要污染物总量减排任务,推动空气质量持续改善。

    二、推进产业结构调整,促进产业产品绿色升级

    (一)严格高耗能、高排放、低水平项目准入。新改扩建项目严格落实国家和省产业规划、产业政策、生态环境分区管控方案、长江经济带发展负面清单、规划环评、项目环评、节能审查、产能置换、重点污染物总量控制、污染物排放区域削减、碳排放达峰目标等相关要求,原则上采用清洁运输方式。严格落实钢铁、水泥、平板玻璃等行业产能置换相关政策。涉及产能置换的项目,被置换产能及其配套设施关停后,新建项目方可投产。(省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省能源局等按职责分工负责,地方各级人民政府负责落实。以下均需地方各级人民政府落实,不再列出)

    严禁新增钢铁产能。推行钢铁、焦化、烧结一体化布局,大幅减少独立焦化、烧结、球团和热轧企业及工序,淘汰落后煤炭洗选产能,有序引导高炉—转炉长流程炼钢转型为电炉短流程炼钢,力争到2025年,短流程炼钢产量占比达10%。(省工业和信息化厅、省发展改革委、省能源局、省生态环境厅等按职责分工负责)

    (二)加快退出重点行业落后产能。严格执行《产业结构调整指导目录》要求,依法依规淘汰钢铁、水泥、玻璃、有色金属、石化、化工、陶瓷、玻璃纤维和砖瓦等重点行业落后产能,加快推进淘汰类涉气行业工艺和装备退出,推动限制类涉气行业工艺和装备逐步退出。(省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省应急管理厅、省市场监管局等按职责分工负责)

    (三)提升改造产业集群。中小型传统制造企业集中的城市要制定涉气产业集群发展规划,明确产业定位、规模、布局等要求,严格项目审批,严防污染下乡。针对现有石化、化工、家具、有色金属等产业集群制定专项整治方案,按照“疏堵结合、分类施治”的原则,依法淘汰关停一批、搬迁入园一批、就地改造一批、做优做强一批。各地要结合产业集群特点,因地制宜建设集中供热中心、集中喷涂中心、有机溶剂集中回收处置中心、活性炭集中再生中心。(省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省能源局等按职责分工负责)

    (四)推进含VOCs原辅材料和产品源头替代。在生产、销售、进口、使用等环节严格执行VOCs含量限值标准。严格控制生产和使用高VOCs含量涂料、油墨、胶粘剂、清洗剂等建设项目,推动现有高VOCs含量产品生产企业加快升级改造,提高低(无)VOCs含量产品比重。实施源头替代工程,加大工业涂装、包装印刷、电子行业低(无)VOCs含量原辅材料替代力度,鼓励赣州南康家具产业园等家具行业推进“油改水”源头替代。室外构筑物防护和城市道路交通标志推广使用低(无)VOCs含量涂料。(省生态环境厅、省工业和信息化厅、南昌海关、省市场监管局等按职责分工负责)

    (五)推动绿色环保产业健康发展。支持开发区绿色低碳循环发展。加大政策支持力度,在低(无)VOCs含量原辅材料生产和使用、VOCs污染治理、超低排放、环境和大气成分监测等领域支持培育一批龙头企业。(省发展改革委、省科技厅、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省市场监管局、省气象局等按职责分工负责)

    三、推进能源结构优化,加速能源清洁低碳高效发展

    (六)加快发展新能源和清洁能源。非化石能源逐步成为能源消费增量主体,到2025年,非化石能源消费比重达到18.3%左右,可再生能源电力消纳责任权重目标达到国家要求。积极扩大天然气利用范围,有序引导天然气消费,到2025年,天然气占一次能源消费比重提高到6.8%。(省发展改革委、省能源局、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省农业农村厅等按职责分工负责)

    (七)严格合理控制化石能源消费。在保障能源安全供应的前提下,严格控制煤炭消费,因地制宜大幅压减散煤消费,有序推进“煤改电”“煤改气”工程。原则上不再新增自备燃煤机组,支持自备燃煤机组实施清洁能源替代。对支撑电力稳定供应、电网安全运行、清洁能源大规模并网消纳的煤电项目及其用煤量应予以合理保障。(省发展改革委、省生态环境厅、省能源局、省工业和信息化厅等按职责分工负责)

    (八)积极推进燃煤锅炉关停整合。各地要将燃煤供热锅炉替代项目纳入城镇供热规划。县级及以上城市建成区原则上不再新建35蒸吨/小时及以下燃煤锅炉。到2025年底,设区市城市建成区10蒸吨/小时及以下燃煤锅炉全部淘汰到位。鼓励有条件的城市加快推进热力管网建设,依托电厂、大型工业企业开展远距离供热示范,淘汰管网覆盖范围内的燃煤锅炉和散煤。(省生态环境厅、省发展改革委、省住房城乡建设厅、省市场监管局、省能源局等按职责分工负责)

    (九)实施工业炉窑清洁能源替代。有序推进以电代煤,稳妥推进以气代煤。稳步推进使用高污染燃料的工业炉窑改用工业余热、电能、天然气等;燃料类煤气发生炉实行清洁能源替代,或因地制宜采取开发区集中供气、分散使用方式;逐步淘汰固定床间歇式煤气发生炉。(省生态环境厅牵头,省工业和信息化厅、省能源局等按职责分工负责)

    四、推进交通结构优化,大力发展绿色运输体系

    (十)持续优化调整货物运输结构。大宗货物中长距离运输优先采用铁路、水路运输,短距离运输优先采用封闭式皮带廊道或新能源车船。探索将清洁运输作为煤矿、钢铁、火电、有色、焦化、煤化工等行业新改扩建项目审核和监管重点。推进“公转铁”“公转水”行动,到2025年,全省铁路、水路货运量较2020年分别增长13%和12%左右。(省交通运输厅、省发展改革委、省生态环境厅、南昌铁路局等按职责分工负责)

    加强铁路专用线和联运转运衔接设施建设,最大程度发挥既有线路效能,重要港区新建大宗干散货、集装箱作业区时,原则上同步规划建设进港铁路;扩大现有作业区铁路运输能力。新建及迁建大宗货物年运量150万吨以上的物流园区、工矿企业和储煤基地,原则上接入铁路专用线或管道。强化土地利用、验收投运、运力调配、铁路运价等措施保障。(省交通运输厅、省发展改革委、南昌铁路局、省自然资源厅、省生态环境厅、省林业局等按职责分工负责)

    (十一)加快打造绿色高效城市交通。以公共领域用车为重点推进新能源化,到2025年,公交车、出租汽车(含网约车)新能源汽车分别达到72%、35%。新增公务用车鼓励使用新能源车辆。加快淘汰采用稀薄燃烧技术的燃气货车。在火电、钢铁、煤炭、焦化、有色、水泥等行业和物流园区推广新能源中重型货车,发展零排放货运车队。加快充电设施建设,力争到2025年,高速服务区快充站覆盖率不低于60%。(省交通运输厅、省公安厅、省生态环境厅、省工业和信息化厅、省能源局等按职责分工负责)

    强化新生产货车监督抽查,实现系族全覆盖。加强重型货车路检路查和入户检查。建立用车大户清单制度,推进重点行业企业清洁运输。全面实施汽车排放检验与维护制度、机动车排放召回制度,强化对年检机构的监管执法。(省生态环境厅、省交通运输厅、省公安厅、省市场监管局按职责分工负责)

    (十二)强化非道路移动源综合治理。全面实施非道路移动柴油机械第四阶段排放标准。加快推进铁路货场、物流园区、港口、机场以及工矿企业内部作业车辆和机械新能源更新改造。鼓励新增或更新的3吨以下叉车基本实现新能源化。推动发展新能源和清洁能源船舶,提高岸电使用率。大力推动老旧铁路机车淘汰,鼓励中心城市铁路站场及煤炭、钢铁、冶金等行业推广新能源铁路装备。到2025年,基本消除非道路移动机械、船舶“冒黑烟”现象,基本淘汰第一阶段及以下排放标准的非道路移动机械,年旅客吞吐量500万人次以上的机场桥电使用率达到95%以上。(省生态环境厅、省发展改革委、省工业和信息化厅、省交通运输厅、省农业农村厅、省能源局、民航江西监管局、南昌铁路局等按职责分工负责)

    (十三)全面保障成品油质量。加强油品进口、生产、仓储、销售、运输、使用全环节监管,全面清理整顿自建油罐、流动加油车(船)和黑加油站点,坚决打击将非标油品作为发动机燃料销售等行为。提升货车、非道路移动机械、船舶油箱中柴油抽测频次,对发现的问题线索进行溯源,依法严厉追究相关生产、销售、运输者主体责任。(省发展改革委、省公安厅、省生态环境厅、省交通运输厅、省商务厅、南昌海关、省市场监管局、省能源局等按职责分工负责)

    五、强化面源污染治理,提升精细化管理水平

    (十四)深化扬尘污染综合治理。鼓励有条件的地区5000平方米及以上建筑工地安装视频监控,并接入当地监管平台;道路、水务等长距离线性工程实行分段施工。将防治扬尘污染费用纳入工程造价。大力推广应用装配式建筑,到2025年,装配式建筑新开工面积占新建建筑总面积的比例力争达到40%;推进机械化湿法清扫作业,设区市建成区道路湿法作业机械化清扫率力争达到85%,县城达到70%。对城市公共裸地进行排查建档并采取防尘措施。到2025年底,城市大型煤炭、矿石等干散货码头物料堆场基本完成抑尘设施建设和物料输送系统封闭改造。(省住房城乡建设厅、省生态环境厅、省交通运输厅、省水利厅等按职责分工负责)

    (十五)推进矿山生态环境综合整治。新建矿山原则上要同步建设铁路专用线或采用其他清洁运输方式。对限期整改仍不达标的矿山,根据安全生产、水土保持、生态环境等要求依法关闭。(省自然资源厅、省生态环境厅、省水利厅、省应急管理厅、省林业局等按职责分工负责)

    (十六)加强秸秆综合利用和禁烧。健全秸秆收储运服务体系,推进秸秆科学还田、有序离田。力争到2025年,全省秸秆综合利用率稳定在95%以上。综合运用卫星遥感、高清视频监控、无人机等手段,提高秸秆焚烧火点监测精准度,依法依规严格管控秸秆露天焚烧。完善网格化监管体系,充分发挥基层组织作用,开展秸秆焚烧重点时段专项巡查。(省生态环境厅、省农业农村厅、省发展改革委、省气象局等按职责分工负责)

    六、强化多污染物减排,切实降低排放强度

    (十七)强化VOCs全流程、全环节综合治理。鼓励储罐使用低泄漏的呼吸阀、紧急泄压阀,定期开展密封性检测。鼓励石化、化工行业集中的城市和重点工业园区建立统一的泄漏检测与修复(LDAR)信息管理平台,规范开展泄漏检测与修复。汽车罐车推广使用密封式快速接头。污水处理场所高浓度有机废气要单独收集处理,含VOCs有机废水储罐、装置区集水井(池)有机废气要密闭收集处理。企业开停工、检维修期间,及时收集处理退料、清洗、吹扫等作业产生的VOCs废气;不得将火炬燃烧装置作为日常大气污染处理设施。(省生态环境厅负责)

    (十八)推进重点行业污染深度治理。高质量推进钢铁、水泥、焦化等重点行业及燃煤锅炉超低排放改造。到2025年,基本完成全省钢铁行业超低排放改造任务,在用65蒸吨/小时以上燃煤锅炉(含电力)全面实现超低排放。(省生态环境厅牵头,省发展改革委、省工业和信息化厅等按职责分工负责)

    确保工业企业全面稳定达标排放。推进有色、石化、化工、陶瓷、玻璃、石灰等行业深度治理。全面开展锅炉、工业炉窑和VOCs简易低效污染治理设施排查,通过清洁能源替代、升级改造、整合退出等方式实施分类处置。推进燃气锅炉低氮燃烧改造。生物质锅炉采用专用锅炉,配套布袋等高效除尘设施,禁止掺烧煤炭、生活垃圾等其他物料。推进整合小型生物质锅炉,积极引导城市建成区内生物质锅炉(含电力)超低排放改造。强化治污设施运行维护,减少非正常工况排放。重点涉气企业逐步取消烟气和含VOCs废气旁路,因安全生产需要无法取消的,安装在线监控系统及备用处置设施。(省生态环境厅牵头,省工业和信息化厅、省市场监管局等按职责分工负责)

    (十九)开展餐饮油烟、恶臭异味专项治理。强化油烟源头管控,严格居民楼附近餐饮服务单位规划布局管理,拟开设餐饮服务单位的建筑烟道应符合有关标准规范要求,并加强装饰装修管理。推动有条件的地区实施治理设施第三方运维管理及在线监控。对群众反映强烈的恶臭异味扰民问题加强排查整治,投诉集中的工业园区、重点企业要安装运行在线监测系统,强化恶臭污染综合治理。各地要加强部门联动,因地制宜解决人民群众反映集中的油烟及恶臭异味扰民问题。(省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省商务厅、省市场监管局等按职责分工负责)

    (二十)稳步推进大气氨污染防控。推广氮肥机械深施。提升畜禽养殖集约化水平,提高粪污资源化利用质量效益,到2025年,畜禽养殖规模化率达到80%,规模养殖场粪污处理设施装备配套率达97%以上。鼓励生猪、蛋鸡规模养殖场圈舍封闭管理,推广粪污覆膜处理、密闭发酵处理等粪污处理技术和气体收集处理装备。推广低蛋白日粮和精准饲喂技术。加强氮肥、纯碱等行业大气氨排放治理;强化工业源烟气脱硫脱硝氨逃逸防控。(省农业农村厅、省生态环境厅等按职责分工负责)

    七、加强机制建设,完善大气环境管理体系

    (二十一)实施城市空气质量达标管理。推进PM2.5和臭氧协同控制,全省各设区城市持续稳固改善空气质量,确保稳定达标。(省生态环境厅负责)

    (二十二)完善区域大气污染防治协作机制。持续与周边省份共同开展大气污染联防联控工作,推动长江中游城市群大气污染联防联控工作。根据预测预报结果,组织开展跨设区市污染天气联合应对。各设区市政府加强本行政区域内联防联控。鼓励省际交界地区市县积极开展联防联控,推动联合交叉执法。对省界两侧20公里内的涉气重点行业新建项目,以及对下风向空气质量影响大的新建高架源项目,与交界省份开展环评一致性会商。(省生态环境厅负责)

    (二十三)完善重污染天气应对机制。建立健全省市县三级重污染天气应急预案体系,明确地方各级政府部门责任分工,规范重污染天气预警启动、响应、解除工作流程。优化重污染天气预警启动标准。完善重点行业企业绩效分级指标体系,规范企业绩效分级管理流程,鼓励开展绩效等级提升行动。结合排污许可制度,确保应急减排清单覆盖所有涉气企业。位于同一区域的城市要按照区域预警提示信息,依法依规同步采取应急响应措施。(省生态环境厅牵头,省气象局等按职责分工负责)

    八、加强能力建设,严格执法监督

    (二十四)提升大气环境监测监控能力。完善城市空气质量监测网络,基本实现县城全覆盖,加强数据联网共享。各设区市开展非甲烷总烃自动监测,在人口密集区内的臭氧高值区域至少建设一个非甲烷总烃自动监测站点,开展光化学监测。推进PM2.5和VOCS组分协同监测,到2025年底前建成全省首个大气超级站。开展交通污染来源监控,南昌市建设公路、港口、机场和铁路货场等交通污染监测站,九江市建设港口监测站。加强大气环境监测系列卫星、航空、地基等遥感能力建设。加强空气质量预测预报能力建设。(省生态环境厅、省气象局等按职责分工负责)

    设区市生态环境部门定期更新大气环境重点排污单位名录,确保符合条件的企业全覆盖。推动企业安装工况监控、用电(用能)监控、视频监控等。加强移动源环境监管能力建设。(省生态环境厅牵头,省交通运输厅等按职责分工负责)

    (二十五)强化大气环境监管执法。拓展非现场监管手段应用,加强污染源自动监测设备运行监管,确保监测数据质量和稳定传输。提升各级生态环境部门执法监测能力,按照“省级配强、市级配优、县级配全”的思路,结合各地产业特征和功能区划需求,分批完成全省执法装备标准化、专业化配置。加强重点领域监督执法,对参与弄虚作假的排污单位和第三方机构、人员依法追究责任,涉嫌犯罪的依法移送司法机关。(省生态环境厅牵头,省公安厅、省市场监管局等按职责分工负责)

    (二十六)加强科技支撑能力建设。依托江西省大气污染防治攻关联合中心,持续开展大气污染防治攻关研究。开展环鄱阳湖区域小尺度环流对大气污染影响机制、天然源VOCs二次转化机制、PM2.5硝酸盐来源解析等基础研究和本地化预报模型研发。研发和推广VOCs、氮氧化物深度治理的新材料、新技术、新装备,建立典型行业应用示范工程和创新基地。2025年底前,各设区市完成大气污染源排放清单编制,鼓励有条件的地区实现逐年动态更新。(省生态环境厅、省科技厅、省发展改革委、省市场监管局、省气象局等按职责分工负责)

    九、健全法规标准体系,完善环境经济政策

    (二十七)完善环境标准技术规范体系。研究制订工业炉窑、VOCs综合排放、水泥、钢铁行业大气污染物排放地方标准;推进有机化工、表面涂装等重点行业VOCs污染防治技术指南研究制定。(省生态环境厅、省发展改革委、省工业和信息化厅、省市场监管局等按职责分工负责)

    (二十八)完善价格税费激励约束机制。落实峰谷分时电价政策,推进销售电价改革。(省发展改革委负责)强化价格政策与产业和环保政策的协同,综合考虑能耗、环保绩效水平,完善高耗能行业阶梯电价制度。(省发展改革委、省生态环境厅等按职责分工负责)对港口岸基供电实施支持性电价政策,推动降低岸电使用服务费。鼓励各地对新能源城市公共汽电车充电给予积极支持。(省发展改革委、省交通运输厅、省生态环境厅等按职责分工负责)严格执行环境保护税法,根据中央部署完善环境保护税征收体系。(省财政厅、省税务局、省生态环境厅等按职责分工负责)

    (二十九)积极发挥财政金融引导作用。充分发挥中央大气污染防治资金等专项资金作用,对减污降碳项目予以支持。(省生态环境厅、省财政厅等按职责分工负责)按照市场化方式加大传统产业及集群升级、工业污染治理、铁路专用线建设、新能源铁路装备推广等领域信贷融资支持力度,引导社会资本投入。(中国人民银行江西省分行、省生态环境厅、省交通运输厅、南昌铁路局等按职责分工负责)强化对金融机构的绿色金融业绩评价,吸引长期机构投资者投资绿色金融产品。积极支持符合条件的企业、金融机构发行绿色债券,开展绿色债券信用评级,提高绿色债券的信息披露水平。(中国人民银行江西省分行、省发展改革委、省生态环境厅、江西证监局等按职责分工负责)

    十、落实各方责任,开展全民行动

    (三十)加强组织领导。坚持和加强党对大气污染防治工作的全面领导。地方各级政府对本行政区域内空气质量负总责,省生态环境厅要加强统筹协调,做好调度评估。各有关部门要协同配合落实任务分工,出台政策时统筹考虑空气质量持续改善需求。(省生态环境厅牵头,各有关部门按职责分工负责)

    (三十一)严格监督考核。将空气质量改善目标完成情况作为深入打好污染防治攻坚战成效考核的重要内容。对超额完成目标的地区给予激励;对未完成目标的地区,按有关规定实施惩戒;对问题突出的地区,视情组织开展专项督察。(省生态环境厅牵头,各有关部门按职责分工负责)

    (三十二)推进信息公开。加强环境空气质量信息公开力度。将排污单位和第三方治理、运维、检测机构弄虚作假行为纳入信用记录,定期依法向社会公布。重点排污单位及时公布自行监测和污染排放数据、污染治理措施、环保违法处罚及整改等信息。机动车和非道路移动机械生产、进口企业依法公开排放检验、污染控制技术等环保信息。(省发展改革委、省生态环境厅、省市场监管局等按职责分工负责)

    (三十三)实施全民行动。动员社会各界广泛参与大气环境保护。政府带头开展绿色采购,全面使用低(无)VOCs含量产品。完善举报奖励机制,鼓励公众积极提供环境违法行为线索。强化企业污染治理主体责任,省属企业带头引导绿色生产,推进治污减排。强化公民环境意识,推动形成简约适度、绿色低碳、文明健康的生活方式,共同改善空气质量。(省生态环境厅、省财政厅、省国资委等按职责分工负责)

  • 原文来源:https://power.in-en.com/html/power-2456256.shtml
相关报告
  • 《储能五年:成也政策 忧也政策》

    • 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:2019-11-14
    • 在我国,储能产业“政策先行、项目随后”的模式,一方面推动储能在电力市场的应用向更大、更多、更广的趋势快速发展,推动了资本加大投入和技术研发的突破,是行业发展初期强有力的支撑;另一方面政策的调整与变动,也不可避免地造成从业人员的担忧与审慎,阻碍储能产业良性发展。 以史为镜,可以知兴替。我们对近五年储能的主要政策进行了汇集梳理,对相关的储能在电力市场的应用进行归纳分析,多角度看待政策在储能产业发展中的影响,对储能政策进行利弊分析,主要是为了以储能政策为镜,来探讨未来储能政策的趋势和储能企业的理念战略。 储能不同发展阶段的政策 首先对近五年储能的主要政策进行回顾,从储能产业的发展期、战略期、“新时代”三个阶段归纳储能政策的发展史。在储能产业的初期发展中,政策是影响储能发展的决定性因素之一,通过整合政策对此有更加直观的感受。直面储能政策历史,发现储能产业发展的每一步都伴随着政策的出台。 (一)发展期:锂电潜力与调频服务的初步探索 随着“十三五”规划纲要等文件的发布(见表1),储能产业迎来发展期。 在推动储能发展的发展期,首先是锂电在储能电站与储能设施的建设中快速占领市场,2015年至今关于锂电的政策也在节节推进中,据统计,未来动力锂电池产业规模有望突破1600亿元以上。 其次是国家首次将储能和电力市场改革结合,明确指出储能可以与机组联合参与调峰调频,承认发电侧/用户侧储能作为独立市场主体的地位,并且政策还推出了按“效果付费”的价格机制,鼓励企业探索发电侧储能和用户侧储能的商业应用模式,足见国家对电力辅助服务的重视。 以下是相关政策的发布: 2016年6月7日,《关于促进电储能参“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》正式发布,为储能参与调频服务和市场推广运用创造了要求和约束。 2016年12月13日,《能源技术创新“十三五”规划》发布,其中20MW/10MWh储能示范系统目标实现锂电池循环寿命达到10000次,成本低于3000元/kWh。 2019年7月15日,《锂离子电池发展产业白皮书》发布,随着锂离子电池制造成本的降低以及政策的推出落地,锂离子电池大规模装机到电化学储能领域将是趋势,在储能领域迎来爆发增长。 2015年8月,工信部发布《锂离子电池行业规范条件》,规范条件指出要加强锂离子电池行业管理,推动锂离子电池产业健康发展。 (二)战略期:电力辅助服务新政与储能未来十年目标 2017年《关于促进储能技术与产业发展的指导意见(征求意见稿)》首次明确储能战略定位,储能产业迎来战略期。 首先,储能产业落实“两步走”战略,出台了相关的指导意见为储能产业未来发展制定了目标与执行方式,为储能产业从短期到中长期的发展书写了储能产业未来十年的发展目标。 国家出台的关于产业落实指导意见如下: 2017年2月《2017年能源工作指导意见》发布,要求积极推进储能项目工程建设。 2017年3月《关于促进储能技术与产业发展的指导意见(征求意见稿)》印发,首次明确储能战略定位。 2017年10月《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》发布,为储能产业从短期到中长期的发展书写了储能产业未来十年的发展目标。 其次,储能参与电力辅助服务新政在战略期密集出台,能参与电力辅助服务的领域越发宽阔,储能的灵活性也得以体现。储能参与调峰调频服务的制度越发清晰明了,相关的资金补偿规则操作性更强。 其相关政策如下: 17年《新疆电力辅助服务市场运营规则(试行)》等文件在确立储能参与电力辅助服务市场主体的基础上,赋予电储能极大的灵活性。 17年《山西省电力辅助服务市场化建设试点方案》和《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》等文件还提出自动发电控制辅助服务,根据调节速率、调节精度和响应时间等指标制定了资金补偿规则,为储能参与调频服务交易打破了政策障碍。 再者,在战略期电力辅助服务新政成为国内电力市场改革的热点。东北、江苏、山东陆续发布实施本省的电力辅助服务市场运营规则。2017年-2019年电力辅助服务政策如下表: 最后,储能参与需求响应也成为了战略期的热点。2017年11月《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》为用户需求响应和储能参与电力市场创造了条件。2018年-2019年电力需求响应政策如下表: (三)“新时代”:指导意见落实与盈利时代 在政策的指引下储能产业进入新时代,储能行业的发展将随着 “指导意见”落实到“行动计划”的落实变得更为具体。 在“新时代”中,较为典型的政策如下: 2019年7月1日国家四部委正式发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》2019-2020年行动计划,成为储能行业又一个划时代意义的文件。 2018年7月2日,国家发改委还印发了《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》,旨在为电储能设施参与削峰填谷增加补贴。 同时在工商业电价连续降价的背景下,储能行业获利的空间也进一步被压缩,《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》旨在为电储能设施参与削峰填谷增加补贴。各省绿色发展价格机制汇总表如下: 在“新时代”建设电力现货市场的进程中,2019年5月全国首个电力现货市场结算在广东实施。6月,四川开启电力现货市场试运行,创新开发了水电参与现货市场运营新模式。之后福建省电力现货市场试运行开启,此外,山西、浙江、贵州、山东、蒙西等地也开始推进储能电力现货市场,为探索建立辅助服务费用分担共享机制探索经验。 储能在电力市场的应用 总结近五年储能的主要政策,再观察五年来储能在电力市场的应用情况,可以明显发现储能应用的快速增长离不开政策的推动作用。储能在电力市场的应用呈现扩增趋势,主要体现在三个方面: (一)储能在辅助市场的发展 在辅助市场,《通知》认可储能可以与机组联合参与调峰调频,大量的储能调峰调频项目在实践中得到发展进步,以下是截止2018年国内储能调频项目数量汇总图。 2018年各省储能调频项目数量汇总图 在2017年到2019年电力辅助服务政策密集出台,除了最初的调频调峰服务,需求响应等其他辅助服务市场的应用也已经初具经济性,以下是近年储能在需求响应上的应用案例(如表5所示)。 目前,山西、浙江、贵州、山东、蒙西等地也开始推进储能电力现货市场,为探索建立辅助服务费用分担共享机制探索经验。 (二)储能在电力市场的应用领域多元化发展 根据CNESA的数据,截止2017年底全球电化学储能项目在电源侧、集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧、用户侧的占比分别为4%、28%、34%、16%和18%。 2017全球电化学储能应用领域占比 其中能源结构转型的依托下,集中可再生能源并网项目已经初具规模。用户侧储能是商业模式最为清晰的应用,峰谷价差套利模式清晰明了,也是目前受到广泛认可的方式之一。国家印发相关政策为电储能设施参与削峰填谷增加补贴,为用户侧储能保驾护航。 电网侧储能在《指导意见》支持下,各地开始布局一批有引领作用的重大储能试点示范工程(见表6),这些工程以技术创新、运营模式、发展业态和体制机制的探索为重心。 储能在在电力市场的应用领域多元化发展,未来也必将保持共同发展,协同合作的状态进一步前行。 (三)储能技术类型的多种尝试 步入“十三五”后,电化学储能技术作为储能产业的潜力股率先进入发展快车道,在未来动力锂电池产业规模有望突破1600亿元以上。 在储能市场,其他电池也在技术研发与应用中逐渐发展,2017年全球电化学储能项目技术分布图如下,钠硫电池、铅蓄电池、液流电池、超级电容等分别占全球电化学储能总装机13%、7%、3%、0.002%,体现了电化学储能的多样性。 2017年全球电化学储能项目技术分布 目前多种储能类型受到重视,《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》明确重点支持高性能铅碳电容电池储能系统、10MW/100MWh级超临界压缩空气储能系统、10MW/100MJ级飞轮储能阵列机组、大容量吸能熔盐储热装置等7种储能技术。 未来,也将有更多的储能技术被关注,被使用,被推广,储能行业也会在政策的推动下迎来更加广阔的道路,和更加快速的发展。储能产业历经近十年的示范应用,为我国储能产业探索出了一条商业道路,同时在营利性、市场机制和规范化方面的问题也将探索其解决路径。 储能产业的发展障碍 对于储能行业本身,安全和成本是大家一致寻求解决的问题,可对于政策所带给储能产业的障碍,可能很难得到统一的答案,简单将近五年的政策进行梳理,从政策所带来的问题方面着手,可以总结出三个方面需要解决的问题: (一)储能在电力市场的应用领域 1、储能在辅助服务应用中,2016年《通知》明确了储能按“效果付费”的价格机制,但是到目前为止,还缺少政策去引导市场通过价格反映储能的价值,导致储能的价值被广泛认可,价格却无法体现,以及商业模式不清晰; 2、《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》明确支持电容电池、压缩空气储能、飞轮储能等7种储能技术,新型储能技术目前处于探索阶段,在短时间被无法获益,给行业投资带来不确定性,让政策、技术与资本的三方带给企业更大的风险; (二)储能在电力市场 1、《国家能源局关于做好电力市场建设有关工作的通知》等国家政策的发布,市场对于中长期电力机制交易模式具备一定的经验,但是在电力电量平衡机制缺乏的情况下,电力供需不能准确反映,价格也存在失真,因此迫切需要建立完善的电力现货交易市场。 2、国内的电力市场化进程还在起步期,没有建立反映供需平衡和成本的竞价制度,需要借助区域电网(如华东电网)制定的服务计量公式来实现。 3、储能还没有明确的定价机制,具体说没有同效同价、按效计价的合理市场交易机制,市场期盼按效计价的、开放的电力交易市场尽快形成。 (三)储能在国家政策 1、鼓励性和认可性政策让资本加强信心对储能产业的投入,但是标准建设不完善,资本一哄而上,造成产能过剩,将原本是解决环境问题的方案,带来新的环境问题; 2、近期多项有关储能的政策接连出台,广泛的应用推广并没有普遍出现,储能行业期盼更多可操作性政策措施能够推出,明确储能实体在电网中的角色,明确储能电力的商业属性及价值界定规则。 3、储能投资方并不能有效了解电网对储能的需求,而且基本上没有了解的途径。电网需要系统化设计、规划并指导全社会储能的投资建设,使得储能系统投资建设更合理、更有效。 储能产业的前景展望 兵马未动,政策先行,是储能产业发展的每个阶段必经之路;而政策出台,如同将军振臂一呼,千军万马奔腾而来,有其波澜壮阔之观,是储能行业兴起之势。 回望过去,预测回来,关于政策将带领储能产业去往何方,我们可以依据近五年的储能政策谨慎分析,大胆展望。在未来,可以预测国家政策将以其更广、更深、更强的趋势,来推动储能行业的健康良性且快速地增长。 (一)覆盖范围更广 在储能产业发展推进中,首先国家将持续关注储能技术的发展阶段,对于新的储能技术发现如压缩空气储能新进展,及时以政策表达关注与认可,给资本与科研以信心来推进储能应用,让储能技术快速进入市场,在实践中不断总结经验不断进步; 其次,对于日渐成熟的储能技术如锂电等,技术突破不断实现降本,商业模式试运行阶段企业快速发展,国家政策也对进行阶段性调整,相信当各因素的改变,综合判断后国家必定会出台有利于行业发展的政策。 (二)涉及细节更深入 除了对储能技术的不同类型给予支持,对于每个储能技术类型如电化学储能等,国家政策也将不断关注所涉及的方方面面,对储能技术以把控细节方式进行深度政策的支持。 无论是技术要求、价格机制、商业模式、结算标准、效能评估、标准化建设、投资回收等各种维度、各个层面都被国家政策所包含,对储能技术的商业化进程实行全面构建,标准化推进,从而减少企业危机、减少行业混乱现象、全力推进储能产业快速前进,避免从业人员的风险,跟随国家政策是储能技术发展的最佳方案。 (三)更加强有力的政策出台 对于目前的储能产业,国家政策主要以支持鼓励的指导意见为主;对于未来,国家的目标依然是支撑产业健康发展。对于储能新政的制定,肯定是以更加审慎的态度,站在国家战略高度,进行新的调整,最终实现强有力的操作性政策出台。 随着行业发展的潮流,储能行业必将从示范试点走向推广应用,从“指导意见”走向“执行计划”,从一个热点变成推动国家能源转型的实业,是储能产业蓬勃发展后必将达到的光明未来。 对于从业人员,我们需要相信国家的判断,汇报行业最前沿信息的同时,企业仍要立足在自身的发展而不是等待政策的到来,我们应该去创造条件、攻克难关,促进行业发展推动政策的制定。
  • 《 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。