2014年中国我国风电发展模式及定价机制分析

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内容提要：未来几年我国的风电发展模式为：“大型风电基地建设为中心，规模化和分布式发展相结合”，即在过去建立大基地融入大电网促进风电规模化发展的基础上，支持资源不太丰富的地区，发展低风速风电场，倡导分散式开发模式。

(1）我国风电行业发展模式

a. 大规模集中开发是我国“十一五”期间风电开发的主要模式为更好推动我国风电发展，有效利用苏、沪沿海漫长的潮间带以及内蒙古、甘肃、新疆等地区丰富的草原和荒漠，国家发改委于2008 年提出了按照“建设大基地、融入大电网”的要求，规划建设八个千万千瓦级风电基地的发展目标。八个千万千瓦级风电基地分别位于甘肃酒泉、新疆哈密、河北、吉林、内蒙古东部、内蒙古西部、江苏、山东等风能资源丰富的地区。根据规划，到2020 年，在配套电网建成的前提下，各风电基地具备总装机1.4 亿kW 的潜力。

b. 规模化和分布式发展相结合将成为“十二五”期间新的发展模式在大规模集中开发的模式下，风电场建设密集，但绝大部分分布于“三北”（华北、西北、东北）地区，远离东南部电力消费地区，使得风电并网难度较高。因此，国家能源局提出，未来几年我国的风电发展模式为：“大型风电基地建设为中心，规模化和分布式发展相结合”，即在过去建立大基地融入大电网促进风电规模化发展的基础上，支持资源不太丰富的地区，发展低风速风电场，倡导分散式开发模式。这样能避免风电场的过于集中对电网造成的压力，尤其是在东部建设低风速风电场可以就近为东部电力负荷较大的地区供电，缓解电网输配电压力。

（2）我国风电行业发展的区域特征

截至2011 年12 月31 日，我国有30 个省、市、自治区（不含港、澳、台地区）已实现风电场并网发电，风电累计并网装机容量超过1GW 的省份为11个，其中超过2GW 的省份为7 个。内蒙古自治区领跑我国风电发展，紧随其后的是甘肃省和河北省，前十名省份并网装机容量合计占全国装机容量的87.74%。下表所列为2011 年各省风电并网装机容量及上网电量统计：根据《可再生能源法》及《可再生能源发电有关管理规定》，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。

（3）行业定价机制

根据国家发改委颁布并于2006 年1 月1 日生效的《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），2005 年12 月31 日后获得国家发改委或者省级发改委核准的风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；可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊。

2009 年7 月，国家发改委发布了《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。四类风电标杆上网电价水平分别为0.51 元/kWh、0.54 元/kWh、0.58元/kWh 和0.61 元/kWh，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。政府针对四类风能资源区发布的指导价格为最低限价，实际执行电价由风力发电企业与电网公司签订购电协议确定后，报国家物价主管部门备案。2009 年8 月1 日之前核准的陆上风电项目，上网电价仍按原有规定执行。并继续实行风电价格费用分摊制度，风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整。全国风力发电标杆上网电价表如下所示：

(4) 我国“可再生能源电价补贴”政策

a、可再生能源电价补贴相关政策规定

《可再生能源法》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。”可再生能源执行电价由国务院价格主管部门确定。《可再生能源法》第二十条规定，“电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，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，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。”

在《可再生能源法》的基础上，国家发改委于2006 年和2007 年分别制定《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（以下简称《分摊管理试行办法》）和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（以下简称《调配暂行办法》）。《分摊管理试行办法》第五条规定，“可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊。”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”，第十二、十三与十四条规定，“可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的方式解决。可再生能源电价附加向省级及以上电网企业服务范围内的电力用户（包括省网公司的趸售对象、自备电厂用户、向发电厂直接购电的大用户）收取。可再生能源电价附加由国务院价格主管部门核定，按电力用户实际使用的电量计收，全国实行统一标准”，第十七条规定，“可再生能源电价附加计入电网企业销售电价，由电网企业收取，单独记账，专款专用”。

《调配暂行办法》第五、六条规定，“可再生能源电价附加标准、收取范围由国务院价格主管部门统一核定，并根据可再生能源发展的实际情况适时进行调整。可再生能源电价附加调配、平衡由国务院价格主管部门会同国务院电力监管机构监管”、“可再生能源电价附加由省级电网企业（东北电网公司和华北电网公司视同省级电网企业，西藏自治区除外）按照国务院价格主管部门统一核定的标准和范围随电费向终端用户收取并归集，单独记账，专款专用”，第八条规定，“省级电网企业将收取的可再生能源电价附加计入本企业收入，首先用于支付本省（区、市）可再生能源电价补贴，差额部分进行配额交易、全国平衡。”第九条规定，“可再生能源电价补贴包括可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等。其中：可再生能源发电项目补贴额=（可再生能源上网电价-当地省级电网脱硫燃煤机组标杆电价）×可再生能源发电上网电量”。第十三条规定，“省级电网企业收取的可再生能源电价附加金额小于本省应支付可再生能源电价补贴金额的，差额部分作为可再生能源电价附加配额对外出售。省级电网企业收取的可再生能源电价附加金额大于本省应支付可再生能源电价补贴金额的，余额用于购买可再生能源电价附加配额。”第十五条规定，“国务院价格管部门统计审核各省级电网企业上一月度可再生能源电价附加余缺后，对收取的可再生能源电价附加不足以支付本省可再生能源电价附加补贴的省级电网企业，按照短缺资金金额颁发同等额度的可再生能源电价附加配额证，同时制定和下达配额交易方案。为方便交易，可以对每个电网企业在本省资金总额度内开具多张电价附加配额证”、“各省级电网企业可再生能源电价附加金额的余缺逐期滚存。可再生能源附加总额不足时，按收取额占应付额的比例开具电价附加配额证，累计不足部分在次年电价附加中解决。”

2009 年7 月20 日，国家发改委颁布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，其中第一条规定，“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。”第二条规定，“风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整”。

2012 年3 月14 日,财政部、国家发展改革委、国家能源局颁布了《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》。该办法第十三条规定：“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”；第十一条规定：“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、地方独立电网企业根据本级电网覆盖范围内的列入可再生能源电价附加资金补助目录的并网发电项目和接网工程有关情况，于每季度第三个月10 日前提出下季度可再生能源电价附加补助资金申请表，经所在地省级财政、价格、能源主管部门审核后，报财政部、国家发展改革委、国家能源局。公共可再生能源独立电力系统项目于年度终了后随清算报告一并提出资金申请”。

b、“可再生能源电价补贴”的具体工作执行过程

本公司各子公司与所在地电网公司所签署的《购售电合同》中，电价是确定的和唯一的。对于包括本公司在内的可再生能源发电企业而言，电网公司是一次性支付全部电价，还是出于其资金周转考虑，将电价根据资金筹措来源的不同分解为两部分（即“当地脱硫燃煤机组标杆上网电价”部分和“可再生能源电价补贴”部分）进行支付，仅仅是电价结算周期上的差异。对于本公司在电力生产、销售过程中的合同义务的满足时点（即：完成上网电力的供应）而言，并不存在差异。本公司及其合并范围内子公司的各项收入中，亦不存在独立于“售电收入”以外的“可再生能源电价补贴”收入。

由于电网企业之间存在一个将其收取的可再生能源电价附加进行调配的过程，因此，部分电网企业出于自身资金周转的考虑，会在向发电企业支付电力价款时暂按较低的常规能源上网电价（即“当地脱硫燃煤机组标杆上网电价”）为参照结算部分电力价款，剩余部分价款则待其完成“可再生能源电价附加”的配额交易后再行支付。

全国范围内的配额调配的周期通常在6 个月以上。国家发改委分别在2008年11 月、2009 年6 月、2009 年12 月、2010 年8 月和2011 年1 月发布发改价格[2008]3052 号、发改价格[2009]1581 号、发改价格[2009]3217 号、发改价格[2010]1984 号和发改价格[2011]122 号通知，公布2007 年10 月至2008 年6月、2008 年7-12 月、2009 年1-6 月、2009 年7-12 月和2010 年1-9 月的可再生能源电价补贴和配额交易方案。根据以上通知，电价附加存在资金缺口的省级电网企业，应在配额交易完成10 个工作日内，对可再生能源发电项目结清电费。7）我国风电行业发展趋势

为满足“十二五”规划1 亿kW 的风电装机目标，我国确定了三条具体的风电规划路径，分别为陆上大型基地建设、陆上分散式并网开发、海上风电基地建设，具体如下：

a. 继续建设陆上大型基地。虽然八大千万千瓦级风电基地是我国风电最为集中的地区，但其开发空间仍非常广阔。根据国家《新能源产业振兴规划》草案，到2020 年，八大千万千瓦级风电基地的装机容量将超过1.35 亿kW，保证我国3,000 多亿千瓦时电能的输出和消纳，实现国家可再生能源中长期规划的目标。b. 进行陆上分散式并网开发。山西、辽宁、黑龙江、宁夏等部分地区，风能资源品质和建设条件较好，适宜开发建设中小型风电场。河南、江西、湖南、湖北、安徽、云南、四川、贵州以及其他内陆省份，也有一些资源条件和建设条件较好、适宜进行分散式并网开发的场址。“十二五”期间，我国将在上述地区因地制宜开发建设中小型风电项目。

c. 建设海上风电基地。在江苏、山东、河北、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等沿海区域开发建设海上风电场。到2015 年底，实现海上风电场装机容量500 万kW。

目前，我国风电行业的高速发展留下了一些问题，风力发电发展迅猛而电网建设相对滞后，造成并网困难；行业标准出台迟缓，行业缺乏统一的衡量准则，也使得质量不过关风机产品进入市场，导致事故发生等。因此，“十二五”期间，我国风电进入战略转型期，从注重总量提升，向质量并举，以质取胜转变，风电行业将由高速发展向健康发展过渡。

日前，中央政府已出台一系列政策旨在有效抑制地方的投资冲动，控制风电行业过快发展，进一步完善市场化运作。如，工业和信息化部把风机制造行业确定为产能过剩行业，国家能源局要求对50MW 以下项目实行备案制等。

内容选自188bet金宝搏网站发布的《 2013-2018年中国风电设备行业投资分析及发展趋势预测报告》