2019~2020年风电上网电价政策解读
欧阳光明（2021.03.07）
2019年5月24日，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），对陆上风电和海上风电上网电价政策予以完善，有利于落实国家风电平价上网目标，科学合理引导风电投资，实现资源高效利用，推动产业健康可持续发展。
一、政策出台背景
价格机制是支持风电产业发展的核心政策之一。我国于2009年确定了分四类资源区的陆上风电标杆上网电价机制，2014年确定了海上风电标杆上网电价。其中，标杆电价与燃煤标杆价格的差额，由可再生能源发展基金分摊解决。
对于风电上网电价水平的确定，主要是考虑项目的投资成本、资源状况、技术水平等因素。同时，根据产业技术进步和成本下降情况，我国对上网电价实行了定期评估和下调的补贴退坡机制。2015年~2018年国家发改委价格司分别四次下调了风电标杆上网电价。
固定电价机制的实施极大激励了风电产业的规模化发展；同时，电价定期评估和下调机制，给予了投资企业合理的收益预期，避免了产业的大起大落，促进产业技术水平不断提升。十年间，我国风电年均装机规模增速约26%，保障了产业的整体稳定有序发
展。截至2018年底，全国风电装机达到1.84亿千瓦，累计规模连续9年领跑全球。在规模发展带动下，我国风电装备制造水平和研发能力持续进步，形成了较完整的风电装备制造产业链。从总体来看，价格支持政策已经扶持我国风电产业实现了规模化发展，形成了较完备的产业技术体系，实现了政策制定的初衷。
现阶段，我国风电产业已改变传统以扩大规模为主的快速发展模式，向提质增效的精细化方向发展。结合国家《能源发展战略行动计划（2014~2020）》关于风电实现平价上网的目标要求，2019年~2020年，在价格机制方面，亟需加快风电补贴退坡步伐，结合行业总体竞争性配置要求，改变传统固定上网电价机制，通过竞争方式确定上网电价，推动产业持续技术进步和成本下降，实现风电产业的健康可持续发展。
二、政策主要内容
（一）电价机制由标杆上网电价调整为指导价
为有效降低发电成本，推进风电产业尽快实现平价上网，2019年起我国风电项目将全面采取竞价方式配置资源，其中申报电价将作为重要的评分因素。即风电项目的上网电价不再是固定的标杆上网电价，而是通过竞争方式确定其上网电价水平。在此背景下，有必要改变现有电价机制，将风电标杆上网电价调整指导价，作为企业申报上网电价的上限，为风电项目的竞争性配置开展提供价格依据。
（二）陆上风电上网电价调整幅度对接平价上网步伐
1.价格水平
2019年：四类资源区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）。相比2018年，各资源区降价幅度在每千瓦时6分钱左右。
2020年：四类资源区指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。相比2019年，各资源区每千瓦时再下降5分钱。需注意的是，对于河北省张家口、承德地区，其燃煤标杆电价为每千瓦时0.37元，高于其对应的Ⅱ类资源区指导价0.34元，其风电指导价仍然按照每千瓦时0.37元执行。
2021年：新核准陆上风电全面实现无补贴平价上网。相比2020年，各资源区平价电价下降约每千瓦时5分钱。
从陆上风电的总体价格调整思路看，为实现2021年后陆上风电全面平价上网的目标，2019年~2021年，每年需保持合理的降价幅度。按照目前政策提出的价格水平，每年下降幅度为每千瓦时5~6分钱，较为均衡，有利于保持行业的健康稳定发展。
2.建设要求
对于2018年底前已核准的项目，通知要求在2020年底前完成并网，即项目有2年的建设周期；对于2019年1月1日至2020年底前核准的项目，要求在2021年底前完成并网，即项目有1~2年的建设周期。超期未完成并网的风电项目，国家不再给予补贴。
根据统计，陆上风电的建设周期一般为半年至一年。可见，通知对建设周期1~2年的要求，是在项目的合理建设周期基础上，予以适当放宽，只要项目及时开展相关工作，完全可以满足建设周期要求，获得补贴资格。
（三）海上风电上网电价适当下调
1.近海风电
2019年新核准的近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年为每千瓦时0.75元。相比2018年，近海风电每年的降价幅度为5分钱，降价幅度较小。电价的调整主要是考虑我国海上风电资源条件有限，在开发成本相对较高的现阶段，电价需求还相对较高，为保障对产业的持续支持，不宜大幅下调；同时，考虑技术进度带动成本的一定下降，对近海风电指导价每年适当下调5分钱。
2.潮间带风电
通知提出，对新核准潮间带风电项目，通过竞争方式确定上网电价，且不得高于所在资源区的陆上风电指导价。从全国潮间带风电的资源情况看，主要分布在江苏省，且目前基本已无新建资源，主要是已并网的存量项目。因此，通知对潮间带风电电价的调整符合未来我国海上风电的发展方向，还是以发展近海风电为主。
2.建设要求
对于2018年底前已核准海上风电项目，通知要求在2021年底前全部机组完成并网，即项目有3年的建设周期；对于2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。
根据统计，海上风电的建设周期一般为2年至4年。通知提出3年建设周期的要求，能够满足大部分海上风电项目的建设周期。需要注意的是，对于海上风电建设，除本身施工条件外，还涉及军事、海事、生态环保等不确定因素。因此，对超过3年建设期的海上风电项目，相比于陆上风电的不再补贴，通知予以项目一定的缓
冲，即允许其执行并网年份的指导价，这对于建设周期长、投资高的海上风电项目，较大降低了其投资风险。
此外，通知对海上风电项目提出了“全部机组”并网的要求，主要是考虑近期各地方发展海上风电热情较高，仅2018年全国海上风电项目核准容量就超过了2000万千瓦。然而，受施工条件等限制，实际能够建成并网的海上风电容量有限。在海上风电技术不够成熟、成本较高的现阶段，为避免投资过热带来的相关风险，对其提出全部机组并网的要求，实际也是提醒投资企业要按照项目实际情况审慎投资，以保障行业的健康可持续发展。
（四）关于项目信息报送要求
通知要求风电企业和电网企业真实、完成地记载和保存相关发电项目上网交易电量、上网电价和补贴金额等资料，并于每月10日前将相关数据报送至国家可再生能源信息管理中心，接受有关部门监督检查。这实际是国家将电价和补贴资金管理延伸至项目后续运行阶段，实现精细化科学化管理，一方面通过对项目运行情况的有效监测，可以作为国家进行相关行业管理和补贴资金发放的依据；另一方面也是督促项目企业提高项目运行水平，促进行业高质量发展。
２019～2020年风电上网电价政策解读2019年5月２4日，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策得通知》(发改价格〔２0１9〕882号)，对陆上风电与海上风电上网电价政策予以完善,有利于落实国家风电平价上网目标，科学合理引导风电投资,实现资源高效利用，推动产业健康可持续发展. 一、政策出台背景 价格机制就是支持风电产业发展得核心政策之一.我国于2009年确定了分四类资源区得陆上风电标杆上网电价机制,２014年确定了海上风电标杆上网电价。其中,标杆电价与燃煤标杆价格得差额,由可再生能源发展基金分摊解决。 对于风电上网电价水平得确定,主要就是考虑项目得投资成本、资源状况、技术水平等因素。同时，根据产业技术进步与成本下降情况,我国对上网电价实行了定期评估与下调得补贴退坡机制。２0１5年～2０18年国家发改委价格司分别四次下调了风电标杆上网电价. 固定电价机制得实施极大激励了风电产业得规模化发展；同时，电价定期评估与下调机制，给予了投资企业合理得收益预期，避免了产业得大起大落，促进产业技术水平不断提升.十年间，我国风电年均装机规模增速约２６％,保障了产业得整体稳定有序发展.截至２0１8年底，全国风电装机达到1、84亿千瓦,累计规模连续9年领跑全球。在规模发展带动下，我国风电装备制造
水平与研发能力持续进步，形成了较完整得风电装备制造产业链。从总体来瞧，价格支持政策已经扶持我国风电产业实现了规模化发展,形成了较完备得产业技术体系，实现了政策制定得初衷。 现阶段，我国风电产业已改变传统以扩大规模为主得快速发展模式，向提质增效得精细化方向发展。结合国家《能源发展战略行动计划（２014~2０20）》关于风电实现平价上网得目标要求，2019年～２020年,在价格机制方面,亟需加快风电补贴退坡步伐,结合行业总体竞争性配置要求,改变传统固定上网电价机制,通过竞争方式确定上网电价,推动产业持续技术进步与成本下降，实现风电产业得健康可持续发展。 二、政策主要内容 （一)电价机制由标杆上网电价调整为指导价 为有效降低发电成本，推进风电产业尽快实现平价上网，２０１9年起我国风电项目将全面采取竞价方式配置资源,其中申报电价将作为重要得评分因素。即风电项目得上网电价不再就是固定得标杆上网电价，而就是通过竞争方式确定其上网电价水平。在此背景下，有必要改变现有电价机制,将风电标杆上网电价调整指导价，作为企业申报上网电价得上限，为风电项目得竞争性配置开展提供价格依据。 (二)陆上风电上网电价调整幅度对接平价上网步伐 1、价格水平
电费申请资金的请示 电费申请资金的请示该如何书写?标准的电费申请资金的请示格式是什么?下文是橙子收集的电费申请资金的请示，欢迎阅读! 电费申请资金的请示一市财政局： 市文化广电局自 20xx年底成立以来，政府安排在营口广播电视大楼11层、12层办公。营口广播电视台成立物业公司以来，多次向我局催缴20xx年度取暖费及水电费，共计14.3万元(其中取暖费4.3万元、水电费10万元)。原我局在政府大楼办公，此项费用由政府大楼统一结算。由于财政预算没有安排此项费用，请市财政批准增加此项经费。 特此请示。 电费申请资金的请示二泉州市物价局： 你局《关于上报石狮市电力联营公司申请使用电费购销差额专项资金的请示》(泉价(20xx)169号)收悉。经研究，现将有关问题批复如下： 同意将石狮市电力联营公司综合销售电价调整与省电网趸售电价调整之间因执行时间差而产生的电费盈余共计1730万元，专项用于石狮市的城市路灯建设，你局负责对该项资金的分配使用情况进行监督，资金分配使用完成后由你局将该专项资金的使用情况上报我局备案。 1 / 2
电费申请资金的请示三万州区发展和改革委员会： 根据《重庆市物价局贯彻国家发展改革委员会关于调整重庆市电网电价的通知》(渝价[20xx]408号文)的精神，20xx年7月及以后投产的水电机组应按分档上网电价标准执行。我协会会员单位重庆市万州区速泉水电开发有限公司等10家是20xx年7及以后投产的，现向贵委请示，要求按渝价[20xx]408号文件的规定，对这10家小水电站的上网电价，在现有上网电价的基础上再上调0.01元/kW·h。 以上请示当否?请批复。 2 / 2
四川省水电上网电价情况说明 一、四川电力开发的态势和特点 1、四川水电资源位居全国首位，开发潜力巨大 （1）水电资源位居全国首位。四川可开发水力资源占全国的27.2％，居第一位，目前的已开发率仅约10％，开发潜力巨大。 （2）“三江”水电基地建成后，将是全国重要的能源点。四川水电资源主要集中在境内的金沙江、雅砻江、岷江（含大渡河,简称三江），“三江”的技术可开发容量8810万千瓦（界河按一半计），占全省的80％，约占全国的23％。在全国十二大水电基地装机容量中分别排在第一、三、六位。其中金沙江和大渡河水电基地建成后具有年调节能力，雅砻江水电基地建成后将是全国唯一具有多年调节能力的水电基地，巨大的电能和充裕的调节能力将是我国未来能源网上的主要支撑点之一。 （3）优越的技术经济指标，使水能资源已成为四川省的品牌资源。在全国电力紧缺持续和西电东送的形势下，“三江”流域的水能资源已分别被各大发电集团瓜分，并在开发上加快了步伐。另外，四川在金沙江、雅砻江、大渡河、青衣江、涪江、嘉陵江等11大水系的干流及支流上，还有数量众多，装机规模多在2－20万千瓦左右的电站，其主要优势在于落差大（几十到几百米）、造价低（平均单位造价6000元/千瓦左右，低的近5000元/千瓦）、移民少（少的仅几十人）、投产快（中小水电，2－3年）。 2、电网建设情况 电力体制改革后，原省电力公司的发电资产被剥离出去，四川电网将并入华中电网统一管理。截至2006年8月末，四川电网全口径发电装机容量达2530.65万千瓦，其中火电装机882.29万千瓦，占34.9%；水电装机1648.36万千瓦，占65.1%。2006年1-8月四川主网省内累计售电431.32亿度，累计外送电量42.73亿度，同比增长1.91％，累计购入电量34.23亿度，同比增长116.7％。至2005年末，四川电网已初步形成了以500KV为主要支撑，220KV为基本网架，110KV分布较为合理的输变电网架结构，川电外送能力达到236万KV。 “十一五”期间，四川还将新增220KV及以上输电线路9227公里，变电容量4297万千伏安。到2010年，全省220KV及以上输电线路约2万公里，变电容量6295万千伏安。到2020年，建立南北两个特高压1000KV交流输电大通道；500KV电网形成贯穿四川中部经济发达地区的结构紧密、南北互通的梯格形网架结构，满足可靠供电要求，并能适应大中型电源的接入和送出，适度超前规划建设电网，保持与电源建设协调发展，统筹规划大型电源基地输电系统，构建开放、畅通的输电平台，并结合大型水电电源建设，发展特高压电网，建立外送大通道，满足“川电外送”需要，适应电力发展与改革的新形势。 二、电价的管理 电力关系国计民生，联系着千家万户，因而社会十分关注电价。由于电价的政策性、社会性很强，电价由国家直接管理。《中华人民共和国电力法》对电价与电费的有关问题作了专门规定。该法的第五章就是“电价与电费”。电价的制定，是按照合理补偿成本，合理确定收益，依法计入税金，坚持公平负担，促进电力建设的原则，由国家计委批准颁发，形成电力销售的目录电价。 三、现行水电上网标杆电价 由于国民经济的快速发展和电网改造的逐步到位，特别是钢铁、冶金、机械制造等高耗能行业的快速发展，对电力的需求每年保持高速增长趋势，电力价格一路走高： 2003年－2005年，四川省统调电网上网电价分别为0.2111元/千瓦时、0.2137元/千瓦时和0.2159元/千瓦时，前三年平均上网电价0.2136元/千瓦时；2005年国家发改委《关于华中电网实施煤电价格联动有关问题的通知》（发改价格[2005]667号），核定四川省新投产水电机组上网电价为0.246154元/千瓦时；2006年四川省电力公司《转发国家发展改革委关于调整华中电网电价的通知》（川电财[2006]94号），明确新投产电厂标杆上网电价进入商业运营后，上网电价一律按照0.288元/千瓦时（含税）执行，并执行分时电价政策。从上述电力价格的走势可
我国风电电价构成及变动分析 一、概念界定 目前，对于风电电价的分析经常会提到两个常用的概念，一是目标电价，二是基准电价。因此，在进行风电电价分析之前有必要首先对这两个概念进行界定。 (一)目标电价 目标电价的基本含义是指当风电厂在一系列政策和措施的作用下，其上网电价达到或相当于新建火电平均上网电价时的电价，即称之为风力发电的目标电价。目标电价并不是价格分类上的一个类别，而仅仅是为了适应研究分析而设定的一个虚拟价格。它的高低主要取决于火电电价的水平的变动，因此，时期不同，目标电价也不同。另外，目标电价还存在地区上的差异，因此，地区不同，上网电价亦不同。 目标电价的确定实际上就是确定全国火电平均电价。一般来说，选择目前全国最常见的主力机型之进行计算，使结果具有较大的代表性。 国家计委能源研究所在2002进行的《中国风力发电经济激励政策》研究中选择无脱硫设施的燃煤机组为比较对象，并将其上网电价设定在0.35元 /kWh。
这就是说，如果风力发电上网电价能降低到0.35元/kWh，即意味着风力发电达到了可以同常规火力发电相竞争的水平。这一电价，即为风力发电的目标电价。 (二)基准电价 基准电价是指在不考虑任何优惠政策、完全按照商业化方式运行条件下的上网电价。要正确确定基准电价，首先需要设计一个既能反映现实情况、又能代表未来发展方向的方案，以便为进一步的计算分析和比较提供科学的基础。在研究中首先确定基准方案及其参数，在这个过程中要考虑机组的大型化和风电场的大型化的趋势。 国家计委能源研究所在2002进行的《中国风力发电经济激励政策》研究中假定风电场规模为100MW，选用167台单机容量为600KW的风力发电机组进行测算，结果是：发电成本0.32元/kWh(20年平均)，平均含税电价0.642元/kWh(20年)，平均不含税电价0.548元 /kWh(20 年)。 二、风电电价的构成和影响因素 (一)风电电价的构成 中国现行的财务核算体制下，风电电价由以下部分构成：
关于上报大唐张北新能源科技有限公司出资协议及章程 的请示 中国大唐集团公司： 中国大唐集团新能源股份有限公司（以下简称“大唐新能源”）拟与张家口永清科技有限公司（以下简称“永清科技”）合作，共同出资成立大唐张北新能源科技有限公司（以下简称“公司”），注册资本300万元人民币，大唐新能源持出资比例为60%，永清科技出资比例为40%，均为货币出资。该公司拟开发河北省张家口市张北县100MW风电项目。 该项目拟先期开发大河一期49.5MW，总投资约为38117万元人民币，计划安装24台单机容量为2000KW的风力发电机组，拟通过风电场内自建的110kV场内升压变电站升压，110kV 出线一回，输送到220kV义缘变电站并入河北省电网，送出线路长度暂按25km考虑。 张北县地处坝头，境内平均海拔1400—1600m，70m高度度年平均风速达7.5m/s以上，风电可开发规模达500万千瓦以上，其中优质风资源达300万千瓦。凭借其丰富资源和区位优势，张北县风电开发起步早，拥有国家首批建设的风电场也是河北省第一个风电场，目前全县风电总装机容量已经突破100万千瓦。 经过对本风电场90m测风塔各层高度代表年份分析计算得出测风塔完整一年的测风数据如下：10m高度风速为6.12m/s， 腹有诗书气自华
风功率密度为213.05W/m2；30m高度风速为7.39m/s，风功率密度为342.84W/ m2；50m高度风速为7.47m/s，风功率密度为321.25W/ m2；70m高度风速为7.81m/s，风功率密度为423.84W/m2；90m高度风速在8.14m/s，风功率为463.92W/ m2,综合判定该地区风能资源较好。 根据项目初可研，大河风电场一期项目预计总投资为38117万元，自有资金比例20%，含税上网电价为0.54元/KW.h，风机年利用小时数2420小时，全投资内部收益率（税前）12.52%、自有资金内部收益率（税后）19.54%，项目经济上可行。 该项目已于2011年2月获得河北省发展和改革委员会《关于支持张北大河风电场等项目开展前期工作的函》（冀发改函﹝2011﹞64号），根据张北县政府要求，在项目核准前必须在当地成立项目公司。为进一步推进项目核准进度，现将拟成立的大唐新能源张北科技有限公司出资协议及章程予以上报。 妥否，请批示。 附件：1.大唐新能源张北科技有限公司出资协议 2.大唐新能源张北科技有限公司章程 3.关于支持张北大河风电场等项目开展前期工作的函 4.张北大河风电场项目简介及经济评价 5.张家口永清科技有限公司简介及营业执照 腹有诗书气自华
**********公司 风电电价、电量和电费工作管理办法 （试行） 第一章总则 第一条风电厂的电价、电量和电费管理工作是生产运营工作的重点。为了切实加强各风电厂的电价、电量和电费管理，不断提高风电项目经济效益，保证公司风电产业健康可持续发展，本着客观、公正、注重效益和循序渐进的原则，结合公司和风电厂实际，特制定本办法。 第二条本办法适用于公司、各风电厂电价、电量和电费的管理。 第二章组织与职责 第三条安全生产部负责与当地电力公司签订购售电合同（协议），要在首台风机并网发电一个月以前和当地电力公司签订《购售电合同（协议）》，并按照当地电力公司规定完成商业化运营前的准备工作。 第四条风电厂负责风电厂发电量、上网电量的统计、分析和管理工作，确保结算电量和电量日报、月报、年报中各项数据准确无误，在关口表抄表日后两天内对上网电量数据进行核对和确认。
第五条财务部负责按照财务部确认的电量数据进行电费结算工作。在电量数据出来后，经办人员应主动和电力公司确认上网电量收入，并及时向电力公司提交合格发票，办理结算手续，确保电费及时到账。 第三章引用标准 《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》 内蒙古发改委电价批复文件 《购售电协议》 第四章内容与要求 风电厂电价、电量和电费管理工作是互相关联、有机统一、对项目经营效益起着决定性意义的重要工作，只有三项工作都做好了，项目收益才能有保证。因此，对于电价、电量和电费的管理工作需要统筹考虑。 第五章电价管理 第六条风电厂电价包括上网电价（即：销售电价）和下网电价（即：外购电价）两部分。 第七条上网电价管理
（一）上网电价政策：按照目前政策，风电厂上网电价由国家发改委统一审批。批准后的上网电价一般由当地脱硫燃煤机组标杆电价和可再生能源补贴电价两部分组成。其中脱硫燃煤机组标杆电价由公司与当地电力公司签定的《购售电协议》确定，电费由当地电力公司直接支付。可再生能源补贴电价为批复上网电价和标杆电价的差值，电费由财务部定期核算后由当地电力公司转为支付。 （二）上网电价申报：风电厂要在项目核准后第一时间向当地有关部门进行电价核算和申报工作。 （三）上网电价批复：公司要明确专人跟踪电价申报程序，并保证在首台风机并网发电前两个月取得电价批复文件。 （四）下网电价管理：目前各地方对于风电厂下网电价还没有统一的政策，一般由风电厂与当地电力公司营销部门谈判确定。在电价谈判时，应该首先争取“非工业和普通工业”电价类别。 （五）签订购售电合同（协议）：风电厂要在首台风机并网发电一个月以前和当地电力公司签订《购售电合同（协议）》，并按照当地电力公司规定完成商业化运营前的准备工作，比如：需要向电力公司提供项目和电价的支持性文件、办理发电许可证、进行入网安全性评价验收等。要避免因准备不足被电力公司执行临时电价，造成不必要的电费收入损失。 （六）如由于客观原因，风机在调试期内必须执行临时电价的，
国家发展改革委关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知（2020） 各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、物价局，国家电网有限公司、南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司： 为充分发挥市场机制作用，引导光伏发电行业合理投资，推动光伏发电产业健康有序发展，现就2020年光伏发电上网电价政策有关问题通知如下。 一、对集中式光伏发电继续制定指导价。综合考虑2019年市场化竞价情况、技术进步等多方面因素，将纳入国家财政补贴范围的I～III类资源区新增集中式光伏电站指导价，分别确定为每千瓦时0.35元（含税，下同）、0.4元、0.49元。若指导价低于项目所在地燃煤发电基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价），则指导价按当地燃煤发电基准价执行。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。 二、降低工商业分布式光伏发电补贴标准。纳入2020年财政补贴规模，采用自发自用、余量上网模式的工商业分布式光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.05元；采用全额上网模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的所有工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价，且补贴标准不得超过每千瓦时0.05元。 三、降低户用分布式光伏发电补贴标准。纳入2020年财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.08元。 四、符合国家光伏扶贫项目相关管理规定的村级光伏扶贫电站（含联村电站）的上网电价保持不变。 五、鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏产业发展。 本通知自2020年6月1日起执行。 国家发展改革委 2020年3月31日 （本资料非正式文本，仅供参考。若下载后打开异常，可用记事本打开）
我国天然气分布式能源发电上网电价政策汇总（上） 2018-01-25 卡布卡让来源阅 346 转 11 国家发展改革委关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知 各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局： 为规范天然气发电上网电价管理，促进天然气发电产业健康、有序、适度发展、经商国家能源局，现就有关事项通知如下： 一、根据天然气发电在电力系统中的作用及投产时间，实行产别化的上网电价机制。 （一）对新投产天然气热电联产发电机组上网实行标杆电价政策。具体电价水平由省级价格主管部门综合考虑天然气发电成本、社会效益和用户承受能力确定。（二）新投产天然气调峰发电机组上网电价，在参考天然气热电联产发电上网标杆电价基础上，适当考虑两者发电成本的合理差异确定。 （三）鼓励天然气分布式能源与电力用户直接签订交易合同，自主协商确定电量和价格。对新投产天然气分布式发电机组在企业自发自用或直接交易有余，并由
电网企业收购的电量，其上网电价原则上参照当地新投产天然气热电联产发电上网电价执行。 （四）已投产天然气发发电上网电价要逐步向新投产同类天然气发电上网电价归并。 二、具备条件的地区天然气发电可以通过市场竞争或电力用户协商确定电价。 三、建立气、电价格联动机制。当天然气价格出现较大变化时，天然气发电上网电价应及时调整，但最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格每千瓦时0.35元。有条件的地方要积极采取财政补贴、气价优惠等措施疏导天然气发电价格矛盾。 四、加强天然气热电联产和分布式能源建设管理。国家能源局派出机构和省级政府能源主管部门要加强天然气热电联产和分布式能源建设的监督管理，新建企业必须符合集中供热规划，同时要落实热负荷，防止以建设热电联产或分布式能源的名义建设纯发电的燃气电厂。 五、对天然气发电价格管理实行省级负责制。各地天然气发电上网电价具体管理办法由省级政府价格主管部门根据上述原则制定，报我委备案，并自2015年1月1日起执行。 国家发展和改革委 2014年12月31日 这是一个统领性的文件，一是明确把价格管理权放给各省，二是规定了天然气发电最高上网电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价0.35元，对于没有明确政策的地区可以利用。
1、什么是标杆上网电价？貌似好多人并不太明白这个词到底是什么意思。在光伏行业， 有两种电价里都有“标杆上网电价”这几个字。一个是脱硫燃煤标杆上网电价，又称燃煤机组标杆上网电价、燃煤发电上网电价，顾名思义，也就是煤电企业卖给电网公司的电价。在分布式领域，测算自发自用余电上网模式的收益时需要用到这个电价，余电上网就是指用不完剩余的电要卖给国家电网，价格呢，就执行当地的脱硫燃煤标杆上网电价。比如河北省2016年的燃煤发电上网电价是0.3497，则如果你是河北省分布式用户，采用了自发自用余电上网模式，那么今年你卖给国家电网的价格，就是0.3497。另一个是光伏电站标杆上网电价，又称光伏发电标杆上网电价，有人喜欢简称为标杆上网电价，所以常常有新入行的朋友跟上面的燃煤发电上网电价搞混。这个电价是指光伏电站把所发电量卖给电网公司时收取的售电价格。如果单纯根据市场规则，光伏电价高于煤电价格，肯定没有电网公司愿意高价买电，所以国家出台了政策，指出高于燃煤电价的部分，由国家的可再生能源发展基金予以补贴。也就是说，光伏电站标杆上网电价=燃煤机组标杆上网电价+补贴。 2、2、补贴含税吗？《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的 通知(发改价格[2013]1638号)》原文中曾说“对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税，下同)”，但是根据《国家税务总局关于国家电网公司购买分布式光伏发电项目电力产品发票开具等有关问题的公告》，月发电销售额小于2万的，可以免征增值税。目前在实际操作中，河北地区的分布式用户拿到的国家补贴和地方补贴中，都没有扣税。但以后是否一直不扣税，还要看国家政策后续怎么规定。 全额上网今年补贴是0.98，今年并网的项目到了明年补贴还是0.98吗？还是执行明年的标准呢？全额上网模式还有地方补贴吗？河北省的补贴有没有规定必须是省内组件？0.42元的补贴和0.2元的地方补贴都含税吗？0.3497是指国家补贴的税后价格吗？标杆上网电价是指燃煤发电价格还是什么？ 这一系列问题非常有代表性，问的伏妹感觉自己都不懂政策了。的确是，国家政策动辄好几页，用语又艰深晦涩(模棱两可)，大家大多只挑关键的看得懂的部分看，但细细推敲，问题很多，真正落到执行层面，各方解读也偏差很大，今天伏妹就以国家和河北省的政策补贴原文来给大家详细解读下，身在河北省的分布式用户，你们的收益到底该怎么算，怎么拿。 一、国家政策再解读 1、什么是标杆上网电价？ 貌似好多人并不太明白这个词到底是什么意思。在光伏行业，有两种电价里都有“标杆上网电价”这几个字。 一个是脱硫燃煤标杆上网电价，又称燃煤机组标杆上网电价、燃煤发电上网电价，顾名思义，也就是煤电企业卖给电网公司的电价。在分布式领域，测算自发自用余电上网模式的收益时需要用到这个电价，余电上网就是指用不完剩余的电要卖给国家电网，价格呢，就执行当地的脱硫燃煤标杆上网电价。比如河北省2016年的燃煤发电上网电价是0.3497，则如果你是河北省分布式用户，采用了自发自用余电上网模式，那么今年你卖给国家电网的价格，就是0.3497。 另一个是光伏电站标杆上网电价，又称光伏发电标杆上网电价，有人喜欢简称为标杆上网电价，所以常常有新入行的朋友跟上面的燃煤发电上网电价搞混。这个电价是指光伏电站把所发电量卖给电网公司时
2019~2020年风电上网电价政策解读 2019年5月24日，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），对陆上风电和海上风电上网电价政策予以完善，有利于落实国家风电平价上网目标，科学合理引导风电投资，实现资源高效利用，推动产业健康可持续发展。 一、政策出台背景 价格机制是支持风电产业发展的核心政策之一。我国于2009年确定了分四类资源区的陆上风电标杆上网电价机制，2014年确定了海上风电标杆上网电价。其中，标杆电价与燃煤标杆价格的差额，由可再生能源发展基金分摊解决。 对于风电上网电价水平的确定，主要是考虑项目的投资成本、资源状况、技术水平等因素。同时，根据产业技术进步和成本下降情况，我国对上网电价实行了定期评估和下调的补贴退坡机制。2015年~2018年国家发改委价格司分别四次下调了风电标杆上网电价。 固定电价机制的实施极大激励了风电产业的规模化发展；同时，电价定期评估和下调机制，给予了投资企业合理的收益预期，避免了产业的大起大落，促进产业技术水平不断提升。十年间，我国风电年均装机规模增速约26%，保障了产业的整体稳定有序发展。截至2018年底，全国风电装机达到1.84亿千瓦，累计规
模连续9年领跑全球。在规模发展带动下，我国风电装备制造水平和研发能力持续进步，形成了较完整的风电装备制造产业链。从总体来看，价格支持政策已经扶持我国风电产业实现了规模化发展，形成了较完备的产业技术体系，实现了政策制定的初衷。 现阶段，我国风电产业已改变传统以扩大规模为主的快速发展模式，向提质增效的精细化方向发展。结合国家《能源发展战略行动计划（2014~2020）》关于风电实现平价上网的目标要求，2019年~2020年，在价格机制方面，亟需加快风电补贴退坡步伐，结合行业总体竞争性配置要求，改变传统固定上网电价机制，通过竞争方式确定上网电价，推动产业持续技术进步和成本下降，实现风电产业的健康可持续发展。 二、政策主要内容 （一）电价机制由标杆上网电价调整为指导价 为有效降低发电成本，推进风电产业尽快实现平价上网，2019年起我国风电项目将全面采取竞价方式配置资源，其中申报电价将作为重要的评分因素。即风电项目的上网电价不再是固定的标杆上网电价，而是通过竞争方式确定其上网电价水平。在此背景下，有必要改变现有电价机制，将风电标杆上网电价调整指导价，作为企业申报上网电价的上限，为风电项目的竞争性配置开展提供价格依据。 （二）陆上风电上网电价调整幅度对接平价上网步伐 1.价格水平
国家发展改革委关于调整 发电企业上网电价有关事项的通知 发改价格[2013]1942号 各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、电力公司，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，国家开发投资公司、神华集团公司： 为贯彻落实《国家发展改革委关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》（发改价格[2013]1651号），决定在保持销售电价水平不变的情况下适当调整电价水平。现就有关事项通知如下： 一、降低有关省（区、市）燃煤发电企业脱硫标杆上网电价，具体降价标准见附件1。各地未执行标杆电价的统调燃煤发电企业上网电价同步下调。 二、适当降低跨省、跨区域送电价格标准，具体降价标准见附件2。 三、在上述电价基础上，对脱硝达标并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，上网电价每千瓦时提高1分钱；对采用新技术进行除尘、烟尘排放浓度低于30mg/m3（重点地区低于20mg/m3），并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，上网电价每千瓦时提高0.2分钱。 四、适当疏导部分地区燃气发电价格矛盾。提高上海、江苏、浙江、广东、海南、河南、湖北、宁夏等省（区、市）天然气发电上网电价，用于解决因存量天然气价格调整而增加的发电成本。具体调价标准由省级价格主管部门从紧制定，并报我委备案。
五、将向除居民生活和农业生产以外的其他用电征收的可再生能源电价附加标准由每千瓦时0.8分钱提高至1.5分钱（西藏、新疆除外）。 六、以上电价调整自2013年9月25日起执行。 七、请各省（区、市）价格主管部门组织电网经营企业和发电企业严格贯彻执行上述调价措施。同时，不得超越价格管理权限另行降低发电企业上网电价，不得自行降低对电力用户尤其是高耗能企业的销售电价。 附件：1、各省（区、市）统调燃煤机组上网电价调整表 2、有关跨省、跨区域送电价格调整表 国家发展改革委 2013年9月30日
2019年最新电力价格批复文件电力价格不是由市场决定的。下面是关于最新电力价格的批复文件，仅供参考! 20xx年最新电力价格批复文件一赣州市物价局： 你局《关于要求批准〈石城电网峰谷分时电价实施办法〉的请示》(赣市价价[20xx]93号)收悉。 石城县小水电资源丰富，并对县电网具有调峰能力，为充分利用水电资源，促进县域经济发展，根据江西省发展和改革委员会、江西省经济贸易委员会《关于完善峰谷分时及季节性电价实施办法的通知》(赣发改商价字[20xx]972号)精神及该县电网负荷特性和调峰能力，经研究，同意该县电网实施峰谷分时电价，具体实施方案见附件。 特此批复 20xx年最新电力价格批复文件二张家口市物价局： 你局《关于沽源50兆瓦光伏电站项目上网电价的请示》(张价〔20xx〕115号)收悉。经研究决定，该项目已建成投产的24兆瓦装机容量，自并网发电之日起，按省有关规定，其上网电价暂在国家规定的光伏发电项目标杆上网电价基础上加价0.2元，即每千瓦时1.15元，并随国家对标杆上网电价的调整相应调整。三年后按国家规定的光伏发电项目标杆上网电价执行。其余装机容量建成投产后再申请上网电价。 1 / 2
河北省物价局 20xx年12月18日 20xx年最新电力价格批复文件三国电山东电力有限公司：你公司《关于国电泰安热电有限公司2×35万千瓦机组上网电价的请示》(国电鲁计〔20xx〕140号)收悉。现批复如下：根据《国家发展改革委关于降低发电上网电价和工商业用电价格的通知》(发改价格〔20xx〕748号)、《山东省物价局关于降低上网电价和销售电价的通知》(鲁价格一发〔20xx〕25号)等文件规定，核定国电泰安热电有限公司#1机组(1×35万千瓦)进入商业运营后的上网电价，按我省燃煤发电机组标杆上网电价(不含环保电价)每千瓦时0.3924元执行。商业运营前调试运行期上网电价按相关规定执行。 该机组脱硫、脱硝、除尘等环保电价，待省级环保部门验收合格后另行批复。 山东省物价局 20xx年7月22 2 / 2
标杆电价下风电项目投资收益分析 摘要：简析“十一五”期间我国风电发展现状，对我国不同区域2010年风电工程造价进行分析测算，对现行标杆电价机制下风电项目投资效益进行评价，分析了风电投资成本、发电设备年利用小时数、贷款利率等因素变化对投资收益的影响，提出了加强投资管理，规避资源风险、市场风险以及政策风险，确保投资收益的建议。 关键词：风电，投资效益，工程造价，风险 0 引言 “十一五”期间，在相关政策的推动下，我国风电产业发展迅速，风电可有效地协助满足日益增长的电力需求和节能减排要求，国内风电装机容量以年均近100%的速度增长，远远超过全球风电累计装机容量年均27．4%的增长率。随着风电装机规模的扩大，风电进一步发展面临的制约因素已从“十一五”初期机组设备制造能力的制约转变为风电并网和市场消纳能力的制约，部分地区风电限电现象日趋频繁的同时，风电设备价格也不断下降，二者共同影响风电经济性变化。2011年围家宏观管理部门对风电行业加强了调控与监管，出台了一系列政策法规，也将对风电发展及项目投资的经济性产生一定的影响[1-7]。 基于公开发布的数据，文中估算了2010年我国风电项目造价，重点分析了现行风电标杆电价机制下的风电投资收益及其主要影响因素，提出风电投资应关注资源风险、市场风险以及政策风险等，加强投资管理，提高投资收益[8-11]。 1 “十一五”期间风电发展基本情况 1.1 装机容量与上网电量 截至2010年12月31日，全国（不含港、澳、台地区，下同）共建设802个风电场，累计吊装风电机组32400台，吊装容量达到4146万kW，并网运行容量3131万kW，占全国发电总装机容量的3%，其中近90%的并网风电分布于蒙西、蒙东、河北、辽宁、吉林、黑龙江、甘肃、新疆、宁夏等“三北”地区以及江苏和山东等沿海地区[8，12]。 2010年我国风电上网电量490亿kW·h，约占全国总发电量的1．2%，风电机组平均年利用小时数达到2097h。上述11个地区的风电上网电量453亿kW·h，占全国风电总上网电量的92．5%，风电机组年利用小时数为1911～2356 h。 1.2 主要风力发电投资商情况 截至2010年年底，全国共有80多家风电投资开发企业成立了近900个项目公司。中央企业仍是风电投资的主体，2010年，五大发电集团风电装机容量占全国风电建设总容量的62．2%，其中，国电集团以装机800．1万kW位列国内风电装机排名首位，华能集团
申请调整电价请示范文 电价调整是需要提出申请的，那么知道该如何写吗?下文我收集了关于申请调整电价的请示，欢迎阅读! 申请调整电价请示范文篇一 万州区发展和改革委员会： 根据《重庆市物价局贯彻国家发展改革委员会关于调整重庆市电网电价的通知》(渝价[20xx]408号文)的精神，20xx年7月及以后投产的水电机组应按分档上网电价标准执行。我协会会员单位重庆市万州区速泉水电开发有限公司等10家是20xx年7及以后投产的，现向贵委请示，要求按渝价[20xx]408号文件的规定，对这10家小水电站的上网电价，在现有上网电价的基础上再上调0.01元/kW·h。 以上请示当否?请批复。 附：万州区20xx年7月及以后投产水电站基本情况表 重庆市万州区小水电协会 二〇一〇年六月八日 申请调整电价请示范文篇二 宁都县供电有限公司： 小布镇位于宁都县西北部，距县城63公里，总面积152.57平方公里，辖9个行政村，1个居委会，总人口171人，镇政府现有干部职工70人。我镇原有干部职工办公生活住房始建于上世纪70年代，是全县干部职工办公生活住房条件较差的乡镇。为改善干部职工办公住房条件和营造
良好的群众办事环境，我镇于20xx年3月份开始动工新建干部职工办公住房大楼，于20xx年1月份竣工并投入使用。 我镇现有干部职工办公住房大楼设计六层，建筑面积4000平方米，其中一楼为便民服务大厅，其余五层为干部职工住房。由于我镇距县城较远，且本地干部较多，因此有较多的干部职工家属居住，用电量较大，鉴于我镇是边远山区乡镇，且财力困难，为确保干部职工办公住房大楼正常用电，现恳请贵公司调整我镇干部职工住房大楼用电电价。 特此请示! 小布镇人民政府 20xx年3月20日 申请调整电价请示范文篇三 凉山州发展和改革委员会： 根据四川省发展和改革委员会《转发的通知》(川发改价格〔20xx〕1666号)和《转发的通知》(川发改价格〔20xx〕673号)文件精神，结合我县实际，拟对我县电力销售电价进行调整。 根据国家、省、州物价主管部门文件要求，此次我县销售电价分类结构按居民生活用电、大工业用电、一般工商业及其他用电、农业生产用电四大用电类别设置。应将商业用电、非居民照明用电、非工业普通工业用电合并为一般工商业及其他用电类别，鉴于需合并的各类用电电价差较大，不宜一次性合并，五年内逐步将商业用电、非居民照明用电、非普工业用电合并为一般工商业及其他用电，执行统一电价。 1、居民生活用电：居民生活用电电价不作调整，执行电价0.45元
我国天然气分布式能源发电上网电价政策汇总 目前，我国有明确天然气发电上网电价的省市集中在东部沿海地区，这些地方用电量大，靠近负荷中心；经济发达，用户承受能力强；对环境要求高，煤改气启动早力度大；政府意识超前，便于接受新鲜事物，这些特点与天然气分布式能源优点十分匹配，进一步催化了天然气发电上网电价政策的诞生。
目录 一、国家政策 (3) 二、地方政策 (5) 1、北京 (5) 2、天津 (6) 3、河北 (9) 4、山东 (11) 5、江苏 (12) 6、上海 (15) 7、浙江 (16) 8、福建 (18) 9、广东 (19) 10、湖北 (21) 11、湖南 (23) 12、河南 (24) 13、陕西 (25) 14、山西 (26) 15、四川 (27) 16、广西 (28) 17、江西 (30) 18、海南 (32) 三、暂无明确政策地区 (33)
一、国家政策 国家发展改革委关于规范天然气发电 上网电价管理有关问题的通知 发改价格[2014]3009号 各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局： 为规范天然气发电上网电价管理，促进天然气发电产业健康、有序、适度发展、经商国家能源局，现就有关事项通知如下： 一、根据天然气发电在电力系统中的作用及投产时间，实行产别化的上网电价机制。 （一）对新投产天然气热电联产发电机组上网实行标杆电价政策。具体电价水平由省级价格主管部门综合考虑天然气发电成本、社会效益和用户承受能力确定。 （二）新投产天然气调峰发电机组上网电价，在参考天然气热电联产发电上网标杆电价基础上，适当考虑两者发电成本的合理差异确定。 （三）鼓励天然气分布式能源与电力用户直接签订交易合同，自主协商确定电量和价格。对新投产天然气分布式发电机组在企业自发自用或直接交易有余，并由电网企业收购的电量，其上网电价原则上参照当地新投产天然气热电联产发电上网电价执行。 （四）已投产天然气发发电上网电价要逐步向新投产同类天然气发电上网电价归并。 二、具备条件的地区天然气发电可以通过市场竞争或电力用户协商确定电价。 三、建立气、电价格联动机制。当天然气价格出现较大变化时，天然气发电上网电价应及时调整，但最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电
作者：于椅上 作品编号：785632589421G 101 创作日期：2020年12月20日 实用文库汇编之2019~2020年风电上网电价 政策解读 2019年5月24日，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），对陆上风电和海上风电上网电价政策予以完善，有利于落实国家风电平价上网目标，科学合理引导风电投资，实现资源高效利用，推动产业健康可持续发展。 一、政策出台背景 价格机制是支持风电产业发展的核心政策之一。我国于2009年确定了分四类资源区的陆上风电标杆上网电价机制，2014年确定了海上风电标杆上网电价。其中，标杆电价与燃煤标杆价格的差额，由可再生能源发展基金分摊解决。 对于风电上网电价水平的确定，主要是考虑项目的投资成本、资源状况、技术水平等因素。同时，根据
产业技术进步和成本下降情况，我国对上网电价实行了定期评估和下调的补贴退坡机制。2015年~2018年国家发改委价格司分别四次下调了风电标杆上网电价。 固定电价机制的实施极大激励了风电产业的规模化发展；同时，电价定期评估和下调机制，给予了投资企业合理的收益预期，避免了产业的大起大落，促进产业技术水平不断提升。十年间，我国风电年均装机规模增速约26%，保障了产业的整体稳定有序发展。截至2018年底，全国风电装机达到1.84亿千瓦，累计规模连续9年领跑全球。在规模发展带动下，我国风电装备制造水平和研发能力持续进步，形成了较完整的风电装备制造产业链。从总体来看，价格支持政策已经扶持我国风电产业实现了规模化发展，形成了较完备的产业技术体系，实现了政策制定的初衷。 现阶段，我国风电产业已改变传统以扩大规模为主的快速发展模式，向提质增效的精细化方向发展。结合国家《能源发展战略行动计划（2014~2020）》关于
光伏电站申请电价补贴流程及所需条件 国家能源局通常于年初，在综合考虑全国光伏发电发展规划、各地区上一年度建设情况、电力市场条件及各方面意见的基础上，编制该年的光伏发电建设实施方案。下文是橙子收集的关于光伏电站申请电价补贴流程及所需条件，仅供参考! 申请电价补贴的流程国家能源局通常于年初，在综合考虑全国光伏发电发展规划、各地区上一年度建设情况、电力市场条件及各方面意见的基础上，编制该年的光伏发电建设实施方案。 光伏发电建设实施方案将规定各地区新开工的集中式光伏电站的总规模，规模内的项目具备享受国家可再生能源基金补贴资格。 而分布式光伏发电不受建设方案所规定的规模限制，随时建设完成之后随时可以并网拿补贴。 集中式光伏发电和分布式发电申请电价补贴的条件、流程具体如下： 集中式光伏发电根据《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》，申请补助的项目必须符合以下条件： 1.属于《财政部、国家发展改革委、国家能源局关于印发的通知》规定的补助范围(可再生能源电价附加收入的补助范围) 1)电网企业按照国务院价格主管部门确定的上网电价，或者根据法律规定通过招标等竞争性方式确定的上网电价，收购可再生能源电1 / 5
量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额; 2)执行当地分类销售电价，且由国家投资或者补贴建设的公共可再生能源独立电力系统，其合理的运行和管理费用超出销售电价的部分; 3)电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，不能通过销售电价回收的部分。 2.已完成审批、核准或备案，且已经过国家能源局审核确认; 3.上网电价已经价格主管部门审核批复。财政部、国家发展改革委、国家能源局对地方上报材料进行审核，并将符合条件的项目列入可再生能源电价附加资金补助目录。可再生能源电价附加补助资金原则上实行按季预拨、年终清算。省级电网企业、地方独立电网企业应根据可再生能源上网电价和实际收购的可再生能源发电上网电量，按月与可再生能源发电企业结算电费。国家电网公司和南方电网公司范围内的并网发电项目和接网工程，补贴资金不再通过省级财政部门拨付，而是由中央财政直接拨付给国家电网公司、南方电网公司。 分布式光伏发电根据今年5月份国家发改委、国家能源局下发的《关于完善光伏发电规模管理和实行竞争方式配置项目的指导意见》，以及9月份刚刚发布的第六批补贴目录通知，分布式光伏发电补贴申领发放流程大大简化了。 分布式自然人不再按目录制管理，项目完成并网发电即可享受电 2 / 5
风电迎来标杆电价时代的思考 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。这是继200，4年火电标杆电价之后，国家推出的第二类发电上网标杆电价，通过积极的价格信号，将对全国风电领域资源的开发和利用发挥重要的引导作用。 一、标杆价区分布情况 四类风电标杆价区水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元，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。 I类风资源区即五毛一价区，包括内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区；新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市。 Ⅱ类风资源区即五毛四价区，包括河北省张家口市、承德市；内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市；甘肃省张掖市、嘉峪关市、酒泉市。Ⅲ类风资源区即五毛八价区，包括吉林省白城市、松原市；黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区；甘肃省除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外其他地区；新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市以外其他地区；宁夏回族自治区。 Ⅳ类风资源区即六毛一价区，为除I类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区以外的其他地区。
二、风电电价政策的演变 《可再生能源法》实施以来，国家有关部门已研究和制定了一系列配套措施，先后颁布了《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)和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》(发改价格[2007]44号)。国家通过价格政策促进和引导包括风电在内的可再生能源发电项目的发展，鼓励优先开发资源好的地区，有力地促进了可再生能源产业发展。根据上述文件规定的原则和办法，目前，我国的风电上网电价采取的是招标价和政府定价两种方式并行的定价机制。 2003年以来实施的特许权招标政策，在风电探索发展初期，起到了促进风电行业发展的作用。按照现行招投标原则，通常应是报价最低者中标。在这种模式下，一些项目公司为了抢占风资源、进入风电领域，出现人为压价中标现象。在内蒙就曾出现了中标电价仅为每千瓦时0.382元的明显低报价。这些企业或以其身后母公司即大型能源集团为依托，靠火电等项目养风电特许权项目暂时生存下来；或以先进入风电领域为目的，暂不计项目利益盈亏。低价中标制度虽然压低了上网成本，但容易引起价格战，通过价格信号延伸到整个产业链，造成激烈竞争，投资者为了先“跑马圈地”人为低报电价，致使这类风力发电企业可能尽管处于优质风能区域，也出现了普遍亏损、无钱可赚、资源浪费的现象。而5万千瓦以下的风电项目由地方审批和组织招投标，由于风电上网电价超出火电标杆部分由全国分摊买单，现行政策对地方缺乏有效的约束机制，又容易出现中标电价偏高的另一极端现象，造成不公平。