一、風電上網電價政策

　　

　　近年來隨著技術進步和發展規模的壯大，風力發電成本迅速下降，政府也逐步下調風電上網標桿電價。2019年起，風電標桿上網電價改為指導價，作為風電項目競價的最高限價，要求陸上風電在2021年實現全面平價，體現了全面實施競爭配置的政策導向。

　　（一）陸上風電項目

　　

　　1.標桿電價階段

　　

　　2009年7月20日，國家發展改革委發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》（發改價格〔2009〕1906號），按照風能資源狀況和工程建設條件,把全國分為四類資源區,并核定了對應的標桿上網電價。同時規定，風電項目上網電價包括脫硫標桿電價和綠電補貼兩部分；上網電價在當地脫硫燃煤機組標桿上網電價以內的部分，由當地省級電網負擔，并隨脫硫燃煤機組標桿上網電價調整而調整；高出部分通過全國征收的可再生能源電價附加分攤解決。該分攤制度延續至今。

　　

　　2014-2016年，國家發展改革委根據風電行業發展情況，接連出臺多份政策文件，對陸上風電的標桿上網電價進行了3次降價調整。并鼓勵通過招標等競爭方式確定陸上風電項目的業主和上網電價；同時規定，通過競爭方式形成的上網電價不得高于國家規定的當地風電標桿上網電價水平。

　　

　　2.指導價階段

　　

　　2018年，根據國家能源局印發的《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》（國能發新能〔2018〕47號）要求，從2019年起，新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。以競爭的方式配置風電項目和競價上網成為風電行業新趨勢。

　　

　　2019年5月21日，國家發展改革委發布的《關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號）提出,集中式項目標桿上網電價改為指導價，新核準上網電價通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區指導價；對于分布式項目，參與市場化交易的由發電企業與電力用戶直接協商形成上網電價，不享受國家補貼；不參與市場化交易的，執行項目所在資源區指導價。風電指導價低于當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵電價，下同）的，以燃煤機組標桿上網電價作為指導價；2021年1月1日起，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。

　　

　　（二）海上風電項目

　　

　　1.標桿電價階段

　　

　　2014年6月5日，國家發展改革委發布《關于海上風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2014〕1216號），旨在促進海上風電產業健康發展，鼓勵優先開發優質資源，首次規定了對于非招標的海上風電項目標桿上網電價，區分近海風電和潮間帶風電兩種類型。2017年以前（不含2017年）投運的近海風電項目和潮間帶風電項目的標桿上網電價分別為每千瓦時0.85元、0.75元。

　　

　　2016年12月26日，《關于調整光伏發電標桿上網電價的通知》（發改價格〔2016〕2729號）印發，規定2017年和2018年的海上風電標桿上網電價不作調整。同時，為更大程度發揮市場形成價格的作用，政府鼓勵各地繼續通過特許權招標等市場競爭方式確定海上風電項目開發業主和上網電價。

　　

　　2.指導價階段

　　

　　2019年5月21日，國家發展改革委印發的《關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號）提出海上風電標桿上網電價改為指導價，新核準海上風電項目全部通過競爭方式確定上網電價，不得高于上述指導價。考慮到我國海上風電資源條件有限，現階段開發成本相對較高，為保障產業平穩發展，海上風電上網電價調整幅度相對較小。

　　

　　二、風電補貼政策

　　

　　隨著風電價格政策的不斷完善，政府在風電項目的補貼小時數、補貼年限和補貼標準等方面都做出了明確的規定。為減少風電行業對國家補貼的依賴，優先發展補貼強度低、退坡力度大、技術水平高的項目，逐步實施風電競價機制。目前，我國風電行業同時存在參與競爭方式配置以享受國家補貼與無補貼平價上網兩種模式。

　　

　　（一）風電補貼計算

　　

　　2011年和2012年，財政部會同有關部門頒發《可再生能源發展基金征收使用管理暫行辦法》（財綜〔2011〕115號）及《可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法》（財建〔2012〕102號），規定風電項目的電價補貼按照文件進行申請與享受。其中，風電項目補貼=（風電上網電價-當地省級電網脫硫燃煤機組標桿電價）×風電上網電量。

　　

　　2020年1月20日，財政部、國家發展改革委與國家能源局聯合出臺《可再生能源電價附加資金管理辦法》（財建〔2020〕5號），財建〔2012〕102號文同時廢止。文件基于火電電價機制轉軌，將“燃煤標桿上網電價”修改為“燃煤發電上網基準價”，電網企業按照上網電價（含通過招標等競爭方式確定的）和風力發電量給予補助的，風電項目補貼=（電網企業收購價格-燃煤發電上網基準價）/（1+適用增值稅率）×風力發電量。

　　

　　2020年9月29日，財政部同有關部門聯合印發《<關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見>有關事項的補充通知》（財建〔2020〕426號），首次以文件的形式，明確風電項目補貼的“全生命周期合理利用小時數”和補貼年限。其中：

　　

　　1.按照利用小時數限定補貼：全生命周期合理利用小時數I至IV類資源區分別為48000、44000、40000和36000小時；海上風電為52000小時。合理利用小時數以內的電量，全部享受補貼；超過電量，按當地火電基準電價收購，并核發綠證參與綠證交易。

　　

　　2.按照補貼年數限定補貼：風電項目自并網之日起滿20年，無論是否達到全生命周期補貼電量，不再享受中央財政補貼資金，核發綠證參與綠證交易。

　　

　　3.風電項目補貼總額＝（競爭確定上網電價-燃煤發電上網基準價）/（1＋適用增值稅率）×項目容量×項目全生命周期合理利用小時數。

　　

　　（二）補貼與無補貼模式并存

　　

　　2019年5月21日，國家發展改革委印發《關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號），充分考慮技術成本下降及項目合理收益水平，科學制定了補貼的退坡節奏和幅度，明確了享受補貼項目的核準日期和并網日期，同時明確了陸上風電項目的補貼期限。具體情況如下：

　　2019年5月28日，國家能源局下發了《關于2019年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》（國能發新能〔2019〕49號），明確要求積極推進并優先建設風電平價上網項目，嚴格規范風電補貼項目競爭配置，加大需國家補貼的風電項目競爭配置力度。

　　

　　（作者：朱雅芳、林詩媛、葉穎津、柯美鋒，國網福建電力經研院）