深度报告 | 集中式陆上风电项目指标的历史、现状与展望

2003年起，我国风电发展进入规模化阶段。本文拟对2003年起集中式陆上风电项目指标、与指标紧密相连的上网电价及电价补贴的历史沿革进行梳理和分析。

来源：中伦世界 ID：zhonglunlawfirm 作者：高燕 吉利剑 

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高燕 律师 北京办公室合伙人 业务领域 公司/外商直接投资, 建设工程与基础设施, 一带一路与海外投资, 环境、能源与资源

吉利剑 律师 北京办公室 公司部

一、集中式陆上风电项目指标的历史沿革、现状及后续发展

自2003年起，取得风电项目的开发经营权主要通过两种方式，分别为特许权方式与核准方式。以核准方式取得风电项目的开发经营权时，又分为有补贴及无补贴两种方式，分别受限于不同的管理机制。

（一）特许权方式

在2003年以前，我国风电价格成本高、规模有限，风电设备严重依赖进口，国产设备的性能有待考验。在此背景下，为了促进国内风电产业的发展，国家发展改革委组织开展了大型风电特许权示范项目。

2003年9月30日，国家发展改革委为加强风电特许权项目前期工作，建立和健全风电特许权项目前期工作管理机制，发布了《风电特许权项目前期工作管理办法》（发改能源[2003]1403号，已失效，下称“《风电特许权办法》”）。根据《风电特许权办法》，风电特许权项目是指需通过公开招标选择投资者建设的风力发电项目。企业通过公开招投标方式取得投资该等风电项目的特许权。中标的特许权人会与政府签订特许权协议，该协议会对电价、运营期限、期满移交等事项进行约定。中标的特许权人作为风电项目的投资者，承担项目建设和运营的商业风险。

（二）核准方式

1.核准层级

（1）分级核准

2004年7月16日，国务院发布了《关于投资体制改革的决定》（《国发〔2004〕20号》，下称“《投资体制改革决定》”），并同时发布了《政府核准的投资项目目录(2004年本) 》（下称“《政府投资目录2004》”）。

根据《投资体制改革决定》及《政府投资目录2004》，总装机容量5万千瓦及以上的项目由国务院投资主管部门核准，其余项目由地方政府投资主管部门核准。新能源行业通常按照MW计算项目规模，5万千瓦等于50MW。而就笔者项目经验而言，风电项目一般均在50MW以上，按此推算这一阶段的风电项目大部分由国家发展改革委进行核准，少部分由地方发展改革委核准。

在2004年至2007年，既有特许权方式的风电项目，也有核准方式的风电站项目。2007年后，国家发展改革委不再进行风电特许权招标后，仅有核准方式的风电项目。

2005年7月4日，国家发展改革委发布《关于风电建设管理有关要求的通知》（发改能源[2005]1204号，下称“《风电建设管理要求》”），重申了风电项目需由发改委核准的要求。

（2）地方发改委核准阶段

2013年5月15日， 国务院发布了《关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》（国发〔2013〕19号，下称“《取消下放审批项目决定》”）。根据《取消下放审批项目决定》，企业投资风电站项目核准的审批权限由国家发展改革委下放至地方政府投资主管部门。在《取消下放决定》发布后，部分省市将风电站项目的核准再次下放。自此以后，风电站核准项目的审批权限由省级、或设区的市级或直辖市区级的发展改革委进行核准。同年12月2日发布的《政府核准的投资项目目录（2013年本）》亦重申了该等要求。

2.核准指标要求

（1）拟核准计划管理

2009年以前核准的风电项目，由发改委直接核准后即可并且可享受电价补贴政策。但自2010年起，发改委核准的项目需要同时满足指标要求才可享受电价补贴。

2010年3月25日，国家能源局发布《关于加强风电开发与电网接入和运行管理协调工作的通知》（国能新能〔2010〕75号，下称“《开发并网运行协调通知》”）。《开发并网运行协调通知》规定，各省级能源主管部门应当依据国家风电建设技术归口管理单位评审通过的风电发展规划，梳理已建、在建和正在开展前期工作的风电项目，核实进度和电网接入工程情况，筛选提出2010年风电开发方案，报国家能源局审核。通过审核的项目，方可享受国家电价补贴政策。

2011年8月25日，为加强风能资源开发管理，规范风电项目建设，国家能源局发布了《风电开发建设管理暂行办法》（国能新能[2011]285号，下称“《风电开发建设办法》”）。《风电开发建设办法》重申了《开发并网运行协调通知》确立的原则。国务院能源主管部门负责全国风电场工程建设规划的编制和实施。省级政府能源主管部门根据全国风电场工程建设规划要求，编制本地区的风电场工程建设规划与年度开发计划，报国务院能源主管部门备案。各省（区、市）风电场工程年度开发计划内的项目经国务院能源主管部门备案后，方可享受国家可再生能源发展基金的电价补贴。

根据上述办法，国家能源局先后发布了多批风电项目核准计划，该等风电项目核准计划中包含了具体的项目信息。

（2）年度开发方案管理

2015年5月15日，国家能源局发布《关于进一步完善风电年度开发方案管理工作的通知》（国能新能〔2015〕163号，下称“《年度开发方案通知》”）。根据《年度开发方案通知》，后续全国年度开发方案将仅包括各省（区、市）年度建设规模、布局、运行指标和有关管理要求，不再包括具体的项目清单。各省（区、市）年度开发方案根据本省（区、市）风电发展规划和全国年度开发方案的要求编制，包括项目清单、预计项目核准时间、预计项目投产时间、风电运行指标和对本地电网企业的管理要求。

根据上述通知，在年度开发方案管理阶段，国家层面不再把具体的项目清单纳入年度开发方案。

（3）竞争方式配置

2018年5月18日，国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能〔2018〕47号，下称“《2018年风电建设管理通知》”）。根据《2018年风电建设管理通知》，自该通知发布之日起，尚未印发2018年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）新增集中式陆上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。且自2019年起，各省新增核准的集中式陆上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。

（三）平价项目

1.示范项目

2017年5月17日，国家能源局综合司发布《关于开展风电平价上网示范工作的通知》（下称“《示范项目通知》”）。根据《示范项目通知》，示范项目的建设规模由各省（区、市）、新疆兵团能源主管部门协调电网企业确定，不受年度规模指标的限制。且除风电红色预警地区外，其他地区不设针对示范项目的额外规模限制。

示范项目的上网电价按当地煤电标杆上网电价执行，并且相关发电量不核发绿色电力证书（下称“绿证”）。

2.平价上网项目与低价上网项目

2019年1月7日，国家发展改革委与国家能源局发布《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，下称“《平价上网通知》”）。根据《平价上网通知》，平价上网项目与低价上网项目不受年度规模限制，但受限于(1)本省可再生能源建设规划，(2)符合国家风电发电年度监测预警要求，及(3)电网企业落实接网和消纳条件。

与2017年示范项目不同的是，2019年风电平价上网项目和低价上网项目可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的绿证，通过出售绿证获得收益，获得一定形式上的补贴。

二、集中式陆上风电项目指标与电价、电价补贴的衔接

（一）特许权招标方式的电价与电价补贴

1.电价

特许权方式风电项目的上网电价不得高于国务院价格主管部门规定的上网电价水平。在特许权方式阶段，风电资源的获取需要通过竞争方式取得，而投标方的风电价格在评判该投标者能否取得风电项目开发权上至关重要。为了取得风电资源，一度出现“价低者得”的现象，特许权方式风电项目的电价核算甚至会低于开发成本。

与此同时，省级发展改革委核准的风电项目，仍采取价格主管部门审批的方式确定上网电价。

2.电价补贴

特许权方式阶段，政府承诺执行了固定电量、固定电价模式，因此风电项目公司的收入仅来源于其电价收入，没有额外的电价补贴。

（二）核准方式的电价与电价补贴

1.审批电价阶段

除国家发展改革委在2003年至2007年先后组织的五期风电特许权项目招标外，2006年以前省级发改委审批的风电项目的电价由省级价格主管部门审批确定。

2.政府指导价阶段

《可再生能源法》于2005年2月28日发布并于2006年1月11开始实施。《可再生能源法》明确要求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。

2006年1月4日，国家发展改革委发布了《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，下称“《发电价格办法》”）。根据《发电价格办法》，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。实践中，部分组织了省级风电特许权招标的省市，会参考中标电价核准非特许权项目的电价。没有组织特许权招标的省市，一般采用具体项目的电价分别核准的方式。

自《发电价格办法》实施后，即实行风电价格费用分摊制度，风电上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，通过向电力用户征收电价附加的方式解决。具体到实行层面而言，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；高出部分的电价补贴，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。这一电价分摊制度自此延用至今。

3.标杆电价阶段

2009年7月1日，为规范风电价格管理，国家发展改革委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号，下称“《风电上网电价政策》”）。根据《风电上网电价政策》，按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。I类资源区、II类资源区、III类资源区与IV类资源区的标杆上网电价（元/kWh）分别为0.51、0.54、0.58与0.61。此后国家发展改革委分别于2014年、2016年、2018年进行了调整。

标杆电价阶段继续实行始自2006年的可再生能源电价补贴模式，可再生能源发电项目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，通过电价附加补贴解决。

2011年及2012年，财政部、国家发展改革委及国家能源局先后出台了《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》（财综〔2011〕115号）及《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》（财建〔2012〕102号），对可再生能源发展基金的征收使用及可再生能源电价附加资金补助的取得进行了详细规定。自此之后，风电项目的电价补贴按照该等文件进行申请与享受。

4.新指导价阶段

2019年5月21日，国家发展改革委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号，下称“《新风电上网电价政策》”）。《新风电上网》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，竞争配置的电价不高于项目所在资源区指导价。

同时，《新风电上网电价政策》还规定了2019年、2020年的指导价并将燃煤机组标杆上网电价作为指导价的下限。

此外，对2018年底之前及2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目设定了获取补贴的并网时限要求；并且明确自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。

来源:中伦世界