《山东一风电项目未批先建》

  • 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:2021-01-31
  • 在烟台市牟平区鲍家泊村附近的山上,有一处风力发电项目。这本是利民的好项目,却因其未批先建的问题,经当地村民多次举报未果,依然在山头上“转啊转啊转”。在1月28日播出的《问政山东》节目直播现场,山东省自然资源厅厅长宇向东表示,将立即派出专班,依法依规严肃查处。
    1月22号,记者来到位于烟台市牟平区正南方向的鲍家泊村。记者发现,在这个村子周围的山头上都矗立着风力发电设施,部分已经开始运转。
    “从2020年4月份开始建的这个风电,我们老百姓都不知道怎么个事就开始建,后来打听一下,他们没有任何相关的手续。”鲍家泊村的村民告诉记者,他们担心大风车的建设会破坏山上的林地,但大家多次举报,却依然迎来了投入使用的风机。
    根据高陵镇人民政府出具的一份文件显示,2020年9月2号,牟平区自然资源局向该项目责任方烟台青能风力发电有限公司发出了行政处罚决定书,其中包括责令退还非法占用的土地。然而,4个月后,这处风力发电项目却已经建成并投入使用。
    那么,这处工地到底有没有经过牟平区自然资源部门的手续审批呢?记者来到了烟台市牟平区自然资源局,“到目前为止,我们还没给他办理过任何手续。”工作人员向记者说,该项目并没有通过手续,而未批先建的问题应该去问稽查处。
    既然没有办理任何手续,这种违规建设风力发电项目的行为为何没有及时制止呢?记者带着疑问又来到了烟台市牟平区自然资源局执法大队,“我们没有权利和义务跟你说(该项目的事情),我们制止(他的违规问题),他得听,他不听我们再想别的办法。”
    这位执法大队的工作人员还向记者诉苦说,“整个区就我们这几个人,不可能整天蹲那里盯,处罚不执行,我们也没办法。”甚至,这位工作人员向记者拷问道,“换你干这活,你能整天盯吗?”
    多方推诿,这个非法占用土地、破坏山林、未批先建的风力发电项目真的没人管了吗?针对以上问题,在《问政山东》节目现场,山东省自然资源厅厅长宇向东表示,风力发电的用地审批没有多大难度,而未批先建的情况是坚决不允许的,是违法行为,必须严肃查处。
    在烟台市的直播连线现场,烟台牟平区区长林钰涛介绍说,该项目2014年立项的,经群众举报后,工作人员调查发现,该项目别的手续基本齐全,只有用地手续没有办出来。在9月2号,牟平区自然资源局对该项目下达了处罚通知,要求停产。但是四个月过去了,该项目依然在正常运行。针对该情况,林钰涛说,“我明天就马上赶到现场去,现场督导办理。”
    为什么一个违法项目的事情,烟台市牟平区自然资源局执法大队没有权利和义务向普通民众告知呢?“打官腔,说官话,就是不能把执法做到实处。”在节目现场,山东省自然资源厅厅长宇向东表示,作风建设及将执法做到实处是山东省自然资源厅需要攻克的问题。下一步,将派出专门的工作专班和烟台市牟平区自然资源局共同查清该项目的问题,依法依规处理到位。

相关报告
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    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
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    • 党的二十大报告提出,我国将积极稳妥推进碳达峰碳中和,立足我国能源资源禀赋,坚持先立后破,有计划分步骤实施碳达峰行动。作为我国新能源行业的重要组成部分,风电产业的发展前景尤为广阔。 风电+牧场、风电+氢能、风电+储能、风光水火储一体化、风电+乡村振兴等综合能源融合发展也在推动地区能源低碳绿色发展。 下面请跟着小编一起来探索吧。 海上风电+海洋牧场 近日,烟台莱州市海上风电与海洋牧场融合发展研究试验项目220千伏陆上升压站建筑施工已完成,工程进入电气设备调试高峰期;电气风电中标全球首个漂浮式海上风电和渔业养殖融合装备研究与示范项目,将为此项目提供主机设备与塔筒;由金海智造与驻厂合作单位中岛建设联合承建的龙源福建浮式风机基础项目开工,该项目具备“风电+牧场+光伏”融合发展三种功能......   龙源福建浮式风机基础项目开工 不同于单纯的海上风电,“海上风电+海洋牧场”融合发展是现代农业和新能源产业高效结合发展的典型代表,是节约集约用海的重要新型产业模式与未来发展方向。海上风电+多元化发展正在成为新兴产业,近两年来,海上风电+海洋牧场可以说已经进入实质性的推进阶段。 11月11日,远景能源高级副总裁田庆军在海口举办的第七届全球海上风电大会上指出:合理布局“海上风电+”,未雨绸缪解决限电弃电难题。他表示,海南、广西、广东、福建、江苏、浙江等沿海省份都会走向海上风电开发2.0,因地制宜发展“海上风电+”模式。 不仅如此,在广西、山东等多地发布的“十四五”能源规划中,都明确鼓励海上风电结合海洋牧场融合发展。在去年年底山东省还发布了《“十四五”海洋经济发展规划的通知》,其中提到,将积极探索推进“海上风电+海洋牧场”、海上风电与海洋能综合利用等新技术、新模式,支持海洋清洁能源与海水淡化、深远海养殖、海洋观测等融合发展。 《浙江省可再生能源发展“十四五”规划》指出,将“探索海上风电基地发展新模式”,集约化打造海上风电+海洋能+储能+制氢+海洋牧场+陆上产业基地的示范项目。 《广东省海洋经济发展“十四五”规划》提出,支撑海洋资源综合开发利用,推动海上风电项目开发与海洋牧场、海上制氢、观光旅游、海洋综合试验场等相结合,力争到2025年底累计建成投产装机容量达到1800万千瓦。 据了解,海上风电的塔筒基础结构能起到类似人工鱼礁聚集和增殖鱼类的作用,为鱼类、贝类和藻类等海洋生物提供良好的栖息和产卵场所,为此可以充分利用风机塔筒基础发展深水养殖网箱。海上风电投入运行后,既能生产绿电,又合理利用了风电场占用的海洋水域空间,使海洋资源价值最大化,而这正符合海洋经济发展的大势。 为促进“海上风电+海洋牧场”进一步发展,今年7月底,阳江市农业农村局与多个企业、科研单位签订框架合作协议,共同推动“海上风电+海洋牧场”融合发展。10月31日,山东省首个海上风电与海洋牧场融合试验示范项目完成全部风机的吊装工作,该项目在建设时期,在风机基础周围50米海域内布置养殖区,投放产卵礁、集鱼礁、海珍品礁,为鱼类、贝类和藻类等海洋生物提供极佳的栖息和产卵场所,推进“水上水下立体开发利用”,打造“绿色能源+蓝色粮仓”新样板,助力打造可复制的“海上风电+海洋牧场”示范项目,是赋能现代能源体系、海洋生态保护与经济社会发展有机融合的新路径。 风电+氢能 近年来,我国风电装机虽稳居世界首位,但也伴随着弃风限电等问题的产生。为解决这一问题,风电市场积极探索能源转换方式,将风能转化为氢能加以利用,成为当前研究的重点方向。 风电制氢是将风力发出的电直接通过水电解制氢设备,将电能转化便于长期存储的氢气。当前我国风电制氢不但有效解决了大规模的弃风问题,而且对于综合能源系统中风电的消纳能力具有重要意义,同时,也将探索出不同于储能、供冷供热等,进行本地可再生能源消纳的新途径。另外,风电制氢有望加速海上风电进一步降低成本,进入平价上网时代。 在今年北京2022年冬奥会和冬残奥会举办之际,张家口市崇礼区的河北建投风电制氢项目走入了大众视野。 国际能源网/风电头条(微信号:wind-2005s)了解到,由于风机和光伏发电受制于环境、天气等因素,电压十分不稳定,作为全球首个通过直流微网输电的离并网风光耦合可再生能源电解水制氢项目,不需要外接电源也可制氢,不制氢时,也可向电网输送可再生能源电力。而风电、水电、太阳能等,被称为零碳能源,不仅绿色环保,同时也解决了电解水制氢受制于电价、生产成本居高难下的问题。 据悉,河北建投风电制氢项目全部达产后,氢能生产能力将达到600多吨,为企业更快更强融入张家口氢能产业链条打下坚实基础。同时,张家口市可再生能源电解水制氢成本力争由每公斤30元降至14元,从这一点上看,风电制氢项目具备较好的示范和带动意义,也意味着“十四五”期间将会迎来风电制氢产业的快速发展阶段。 除此之外,随着我国海上风电制造、建设、运维技术水平均不断提高,建设以海上风电为核心的海洋经济圈成为可能。以“海上风电+海水制氢”正成为海上能源综合开发的趋势,打造海上蓝色能源基地正在成为现实。 今年6月20日,上海市印发的《上海市氢能产业发展中长期规划 (2022-2035年)》,其中提出:“在海上风电制氢方面,开展深远海风电制氢相关技术研究,结合上海深远海风电整体布局,积极开展示范工程建设。突破海上使用淡水电解水制氢的瓶颈,降低海水制氢成本。” 福建省漳州的相关规划也提出,将加快开发漳州外海浅滩千万千瓦级海上风电,布局海上风电制氢等氢能产业基地,发展氢燃料水陆智能运输装备,构建形成“制氢—加氢—储氢”的产业链。 10月10日,唐山市政府发布唐山市海上风电发展规划(2022-2035年),其中氢能方面指出:探索培育“海上风电+氢储能”一体化开发应用新模式,在风电消纳、电网调峰等方面形成示范。鼓励“海上风电+氢氨”融合”。发挥氢能调节周期长、储能容量大的优势,开展氢储能在海上风电消纳、电网调峰等应用场景的示范,培育开发“海上风电+氢储能”一体化应用新模式。积极推进海生风电+海水淡化、电解水制氢布局,开发离网式海上风电和制氢一体化示范项目。 可以预见,在未来,海上风电将形成新的产业链,尤其是海上风电制氢,将有望成为海上风电深远海开发的破局关键。 风电+储能 风电是绿色清洁的可再生能源,但因具有间歇性和波动性的特点,规模并网会对电力系统稳定运行造成冲击。 当前我国电网对电的要求是即发即用,经过电网传输到用户,用电器直接使用,经过的是源-网-荷三大环节,中间没有存储的环境。另外,我国风电装机增量规模庞大,但是消纳问题依然是整个产业的痛点,因此对于整个风电产业来说,储能之于风电意义重大。 目前,已有不少省份出台了新能源配置储能相关政策要求,在前不久国际能源网/风电头条整理发布的建设方案中,就有9省市明确要求风光配套储能。(详情点击:204.49GW!15省市风光建设指标明确 ) 国际能源网/风电头条(微信号:wind-2005s)注意到,9月2日,国家能源局召开的8月份全国可再生能源开发建设形势分析视频会上。会议也明确要求,第一批大型风电光伏基地项目尽快完成所有项目核准(备案),尽快提交接网申请,加快项目主体建设,按期完成2022年承诺并网目标,加快配套储能调峰设施建设,确保同步建成投产。 可见,“风电项目配套储能”已成为标配。 无不例外,就在今年10月,上海市发改委发布的《杭州湾海上风电项目竞争配置工作方案》中,明确要求配套建设电化学等储能装置,预留储能配置比例时长4小时以上。要求储能装置应适应海上风电应用场景,具备电网调峰、辅助调频、备用电源、削峰填谷、电力需求响应、紧急功率支撑、无功补偿等功能。储能设计、施工、运行维护及退役应符合国家、行业规程规范,安全管理应满足应急管理、消防、电力监管等相关部门技术与管理要求。 风光水火储一体化 近年来,随着内蒙古乌兰察布新一代绿色电站示范项目、广西崇左“风光水火储一体化”综合能源基地、新疆巴州8000兆瓦“风光水火储一体化”项目、榆林“风光热储”多能互补一体化绿电示范项目等一批重大项目的建设,以及1000米以上高空风能发电、300兆瓦压缩空气储能电站等重大能源新技术的不断突破,能源融合发展的步伐愈加坚定,路径愈加清晰。 内蒙古乌兰察布新一代绿色电站示范项目 “风光水火储一体化”通过优先利用风电、光伏等清洁能源,发挥水电、煤电调节性能,适度配置储能设施,统筹多种资源协调开发、科学配置,有利于发挥新能源富集地区优势,实现清洁电力大规模消纳,在优化能源结构的同时,破解资源环境约束,对我国实现“双碳”目标和绿色发展意义重大。 近两年,国家及地方层面多维度布局建设“风光水火储”多能互补示范项目,相关项目陆续落地,尤其是以多能互补模式为主的大型风光基地建设趋势逐渐清晰。业内人士指出,未来“风光水火储一体化”或将成为风光大基地建设的主流模式。 在国家及地方政策方面,2021年3月,国家发展改革委、国家能源局发布了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》,明确提出“多能互补实施路径”、“推进多能互补,提升可再生能源消纳水平”。   今年3月,国家发展改革委、国家能源局发布《“十四五”现代能源体系规划》,进一步提出,积极推进多能互补的清洁能源基地建设,科学优化电源规模配比,优先利用存量常规电源实施风光水(储)、风光火(储)等多能互补工程。5月份,国家能源局、科技部印发《“十四五”能源领域科技创新规划》,将“源网荷储一体化和风光火(储)、风光水(储)、风光储一体化规划与集成设计研究”作为重要研究课题。 进入“十四五”,陕西、宁夏等多地陆续发布“风光水火储”多能互补示范项目或基地建设相关规划,明确加快“风光水火储”多能互补清洁能源示范基地建设。在此背景下,内蒙古、新疆、青海、甘肃等西部和北部省区大型风光基地建设重点也逐渐倾向“风光水储”“风光火储”等多能互补模式。 不仅如此,在今年11月贵州省发布的《关于做好2023年风电光伏发电年度建设规模项目申报工作的通知》中也明确提出,按照风光水火储一体化、源网荷储一体化和规模化、基地化发展要求,统筹风电、光伏发电资源开发和电网送出通道利用。 在国家及地方层面相关政策的支持下,“风光水火储”多能互补示范项目受到了各家能源企业的青睐,如雨后春笋般涌现,在各地多维度布局建设。(详见:前三季度121.857GW“风光储”项目:中国能建、京能领跑,甘肃、内蒙古位居前列 ) 风电+乡村振兴 近年来,我国坚持“绿水青山就是金山银山”的发展理念,充分利用丰富的风力资源、太阳能资源,发展田野风能、光伏发电等绿色经济产业,助力乡村振兴,实现生态保护和可持续发展。 在今年年初,国家能源局、农业农村部及国家乡村振兴局印发《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》中提出,到2025年,建成一批农村能源绿色低碳试点,风电、太阳能、生物质能、地热能等占农村能源的比重持续提升,利用农户闲置土地和农房屋顶,建设分布式风电和光伏发电,配置一定比例储能,自发自用,就地消纳,余电上网,农户获取稳定的租金或电费收益。   随之,6月份,吉林省下发全国首个“风电+乡村振兴”省级方案,为国家“千村万乡驭风计划”先行示范。文件要求:2022年在吉林省9个市(州)以及长白山管委会、梅河口市,约3000个行政村开展新能源乡村振兴工程(全省共计9034个行政村未开展乡村振兴工程,各县(市、区)行政村数量以省民政厅提供数据为准)。每个行政村建设100千瓦风电项目或200千瓦光伏发电项目,2024年度实现省内全面覆盖。 8月12日,在分散式风电技术研讨会上,国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏表示,下一步,将创新风电投资建设模式和土地利用机制,重点实施“千乡万村驭风行动”,大力推进乡村风电开发,鼓励村集体利用存量集体土地通过作价入股、收益共享等机制,参与分散式风电项目开发。目前,正在组织编制“千乡万村驭风行动”方案,争取尽快推动实施。 世界风能协会副主席、中国可再生能源学会风能专业委会秘书长秦海岩曾在记者采访时指出:“'千乡万村驭风行动'正是与国家乡村振兴战略相结合,探索低碳能源产业发展与推动共同富裕的深度结合之路,既立足长远又聚焦务实,充分体现了全面系统的规划思维和开拓创新的政策视野。” 截止目前,“千乡万村驭风行动”试点工程已于9月29日在河南省淮滨县开工建设。据悉,这是“千乡万村驭风行动”全国率先编制实施方案、全国率先开工建设的首批试点工程。 河南淮滨县“千乡万村驭风行动”试点工程项目总投资150亿元,计划在该县19个乡镇295个行政村选布295个机位,总装机容量约1800兆瓦,拟在2023年底前实现首批650兆瓦项目并网发电,2024年底前剩余1150兆瓦并网发电。
  • 《 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。