中国风电2011

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1、中国风电及电价发展研究报告中国-丹麦风能发展项目办公室中国可再生能源专业委员会2009年11月14日目录一、中国风电电价定价机制的演变过程1二、特许权招标项目4三、特殊省份电价分析6四、中国政府对风电的补贴政策6五、总体结论7一、中国风电电价定价机制的演变过程中国的并网风电从20世纪80年代开始发展，尤其是“十一五”期间，风电发展非常迅速，总装机容量从1989年底的4200kW增长到2008年的1,200万kW，跃居世界第四位，标志着中国风电进入了大规模开发阶段。总体看来，中国并网风电场的发展经历了三个阶段，即初

2、期示范阶段、产业化建立阶段、规模化及国产化阶段。各阶段的电价特点及定价机制概括如下：(一)初期示范阶段（1986-1993年）中国并网型风电发展起步于1986年。1986年5月，第一个风电场在山东荣成马兰湾建成，其安装的VestasV15-55/11风电机组，是由山东省政府和航空工业部共同拨付外汇引进的。此后，各地又陆续使用政府拨款或国外赠款、优惠贷款等引进了一些风电机组，建设并网型风电场。由于这些风电场主要用于科研或作为示范项目，未进入商业化运行，因此，上网电价参照当地燃煤电价，由风力发电厂与电网公司签订购电协

3、议后，报国家物价部门核准，电价水平在0.28元/kWh左右，例如20世纪90年代初期建成的达坂城风电场，上网电价不足0.3元/kWh总体来说，此阶段风电装机累积容量为4200kW，风电发展的特点是利用国外赠款及贷款，建设小型示范电场。政府的扶持主要是在资金方面，如投资风电场项目及风力发电机组的研制。风电电价水平基本与燃煤电厂持平。(二)产业化建立阶段（1994-2003年）71994年起，中国开始探索设备国产化推动风电发展的道路，推出了“乘风计划”，实施了“双加工程”，制定了支持设备国产化的专项政策，风电场建设逐

4、渐进入商业期。这些政策的实施，对培育刚刚起步的中国风电产业起到了一定作用，但由于技术和政策上的重重障碍，中国风电发展依然步履维艰。每年新增装机不超过十万千瓦。到2003年底，全国风电装机容量仅56.84万千瓦。这一阶段，风电电价经历了还本付息电价和经营期平均电价两个阶段。1994年，国家主管部门规定，电网管理部门应允许风电场就近上网，并收购全部上网电量，上网电价按发电成本加还本付息、加合理利润的原则确定，高出电网平均电价部分的差价由电网公司负担，发电量由电网公司统一收购。随着中国电力体制改革的深化，电价根据“厂网

5、分开，竞价上网”的目标逐步开始改革。总体来说，这一时期的电价政策呈现出如下特点：上网电价由风力发电厂与电网公司签订购电协议，各地价格主管部门批准后，报国家物价部门备案，因此，风电价格各不相同。最低的仍然是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，例如，中国节能投资公司建设的张北风电场上网电价为0.38元/千瓦时；而最高上网电价每千瓦时超过1元，例如浙江的括苍山风电场上网电价高达每千瓦时1.2元。由此可见，从初期示范阶段到产业化建立阶段，电价呈现上升趋势。(一)规模化及国产化阶段（2003后）为了促进风电大规模发展，

6、2003年，国家发展改革委组织了第一期全国风电特许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化7方式确定风电上网电价。截至2007年，共组织了五期特许权招标，总装机容量达到880万千瓦。为了推广特许权招标经验，2006年国家发展改革委颁布《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）文件，提出了“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”。根据该文件，部分省（区、市），如内蒙古、吉林、甘肃、福建等，组织了若干省级风电特许权项目的招标，并以

7、中标电价为参考，确定省内其他风电场项目的核准电价。其他未进行招标的省（区、市），大部分沿用了逐个项目核准定电价的做法。因此，这一时期中国在风电电价政策属于招标电价和核准电价并存。由风电特许权项目确定的招标电价呈现出逐年上升的趋势，随着中标规则的完善，中标电价也趋于合理。特许权招标项目的实施在风电电价定价方面积累的许多有益的经验，尤其是2006年国家发展改革委颁布《发改价格[2006]7号》文件后，各省的核准电价更加趋于合理。风电场装机容量在50MW以下，以省内核准的形式确定上网电价。由于各地风电场的建设条件不同，

8、地方经济发展程度不一，核准的电价也差别较大，但一般采取当地脱硫燃煤电厂上网电价加上不超过0.25元/kWh的电网补贴。(一)目前中国风电电价政策随着风电的快速发展，“招标加核准”的模式已无法满足风电市场发展和政府宏观引导的现实需要。因此，在当前各地风电进入大规模建设阶段，从招标定价加政府核准7并行制度过渡到标杆电价机制，是行业发展的必然，也将引导风电产业的长期健康发展。2