電改配套文件助力新能源消納 行業入市準備不足

電改配套文件助力新能源消納 行業入市準備不足

一財網 張旭東 2015-12-03 13:38:00

新一輪電改下，一向靠補貼生存的可再生能源將迎來新的機遇。日前發布的6個電改配套文件中，再提落實可再生能源全額保障性收購，還提出建立清潔能源優先發電制度。

核電大發展消納成問題：個別機組臨時停機

由於中國的電力供過於求，被認為具有“清潔、穩定、高效”的特點的核電，如今也面臨了消納的難題。

5月18日晚間，中國廣核集團（下稱“中廣核”）通過官方微信發布的一則題為“香港記者走進大亞灣反向路演”的消息，該公司新聞發言人黃曉飛在接受香港記者提問時表示，近幾年來，由於中國經濟正在進行結構性調整，經濟發展從高速增長轉為中高速，對電力的消納確實產生了一定影響。

中國廣核集團旗下大亞灣核電站

但黃曉飛同時表示，從長遠來看，目前中國人均用電量僅3400多千瓦時，基本上是加拿大的1/5、美國的1/4、不到日本的1/2，也遠低於國際經合組織人均8000千瓦時的用電量。隨著中國向高收入國家的邁進，電力需求仍將有較大增長空間。“我們對未來的發展仍充滿信心。”黃曉飛說道。黃曉飛稱，核電具有清潔、穩定、高效的特點。中國在未來15年內核電裝機將新增1至1.2億千瓦，核電發展空間很大。

中廣核電力董事會秘書魏其巖則表示，未來核電利用率有好轉跡象。

首先，今年3月份的經濟數據有一定程度的好轉。其次，國家持續推進結構調整，對清潔能源有很多利好。他說，3月底，國家發改委和國家能源局下發《關於促進我國煤電有序發展的通知》，通知要求取消一批不具備核準條件的煤電項目，暫緩核準一批電力盈余省份除民生熱電外的自用的煤電項目、緩建一批電力盈余省份的自用煤電項目，這些都有利於緩解未來上網競爭的壓力。

魏其巖還舉例說，3月份國家能源局發布《關於下達2016年全國風電開發建設方案的通知》，東北地區和內蒙古暫不安排新增項目規模，在一定程度上也有利於緩解東北地區未來電力消納問題。另外，魏其巖表示，中廣核電力也會通過提升核電機組的管理水平，減少非計劃停機停堆，優化大修計劃等提升負荷因子，並積極謀劃電力市場改革。

中廣核已經在遼寧紅沿河核電站投入建設了6臺百萬千瓦的核電機組，但是自2014年以來，東北三省出現嚴重的窩電現象，核電的消納已經成為該公司的一個問題。目前，該核電站至少已經有3臺核電機組投入了商業運行。

2014年以來，東北三省出現了較為嚴重的窩電現象。第一財經記者從國家電網了解到，2014年，由於受經濟下滑因素影響，用電增速也在放緩，風電裝機容量卻逐年增加，紅沿河核電站的並網發電容量不斷加大，遼寧省接納風電等新能源的形勢愈發嚴峻。

而在2016年全國“兩會”期間，吉林團代表金碩仁提交《關於提高吉林省占東北新增外送電量份額的建議》(下稱《建議》)中提到，“近年來，東北地區尤其是吉林發電設備利用率低，發電企業連年虧損。”

另外，第一財經記者從有關權威渠道獲悉，中廣核在廣西的核電站也可能出現電力消納的難題。官方資料顯示，該公司在廣西防城港核電基地規劃建設6臺百萬千瓦級核電機組，其中，1號機組於2010年7月30日正式開工建設， 2015年10月25日並網發電，2016年1月1日正式投入商業運行，2號機組於2015年12月24日開始熱態功能試驗。

而2015年，南方電網售電量7822億千瓦時,同比下降0.5%;營業收入4707億元,同比下降0.7%。

中廣核董事長賀禹在今年全國“兩會”期間表示，核電平均利用小時數每下降1000小時，一臺百萬千瓦機組將少發10億度電，按照核電發展2020年和2030年規劃目標測算，屆時將分別減少清潔發電580億度和1500億度，相當於有8臺和20臺核電機組全年處於完全停運狀態。

因此，賀禹等核電企業高層、全國政協委員當時聯名提交的一份提案建議呼籲，要“從政策上確保核電滿發、多發”。

2015年是“核電投產規模創年度新高”的一年。官方資料顯示，截至2015年底，全國核電裝機容量2608萬千瓦，設備利用小時7350小時，同比降低437小時。

針對香港記者關於“目前社會用電需求下降，以致部分機組臨時減載或停機，中廣核電力今年第一季度的經濟效益如何”的提問，魏其巖表示，今年第一季度，中廣核電力運營管理的核電機組總上網電量達到24461.51吉瓦時，較去年同期增長了54.42%。收入同比增加66.7%，扣除匯兌損益後歸屬母公司凈利潤同比增長71.7%，經濟效益是很好的。

但值得關註的是，中電聯對2016年中國社會用電量的預測是，在“宏觀經濟增速總體將呈現穩中緩降態勢”下，“總體判斷用電需求仍較低迷”。

綠色奧運有多遠？保爾森基金會稱可再生能源消納是關鍵

在北京工作和生活6年，能說一口流利中文的保爾森基金會研究部副主任侯安德(Anders Hove)早已把北京當作自己的第二故鄉。

正因為熟悉北京也熟悉能源，他在近期的研究中建議，將整個京津冀地區設為“可再生能源並網試點區”。

建議京津冀協調發展新能源

可再生能源是支撐京津冀未來能源供給的重要支柱，並在京津冀的整體規劃中被賦予了重要的地位。但是，可再生能源並網難的問題一直是該地區可再生能源發展的障礙。

在北京和張家口攜手備戰2022年冬奧會之際，兩地都制定了雄心勃勃的發展戰略，以展示在治理空氣汙染和發展清潔能源方面的成就。張家口已被列為首個國家級可再生能源示範區。

截至2015年底，張家口的風電和光伏發電容量達到8吉瓦，計劃到2030年增長到50吉瓦。但張家口城市規模較小，用電需求並不大，不足以完全消納本地的清潔電力，導致張家口棄風率一直居高不下。

在保爾森基金會7月5日發布的報告《風光無“限”——助力京津冀可再生能源的領軍之旅》(以下簡稱“報告”)中，侯安德認為，中國發展可再生能源的最大挑戰在於傳統高碳能源過渡到低碳或零碳能源，具體到京津冀地區，其亟待解決的問題是把清潔能源從張家口輸送到北京和區域內其他地方。

由於棄風仍是京津冀地區甚至全國實現清潔能源轉型的重大困擾，報告建議將降低棄風率作為未來衡量清潔能源發展的關鍵目標之一。

報告還建議，降低棄風率的並網試點可擴大到張家口之外，從而將整個京津冀地區設為“可再生能源並網試點區”，將張家口的清潔電力直接輸送到北京和天津等電力需求較高的中心地區。

“2022冬奧會之前，如果在京津冀之內任何需要的地方都能用上清潔能源，綠色奧運就成功了”， 侯安德在接受《第一財經日報》記者的專訪時說。

用市場化調度強化並網配置效率

根據侯安德的研究，京津冀地區在電力需求和可再生能源分布特點上與德國和美國得州相似，京津冀或許可以在輸電規劃、調度和市場政策上從德國和美國得州經驗中獲得啟示。

德國和美國得州通過新增輸電線路、調整電力市場規則和電網運營模式，成功降低了棄風率。目前，德國和美國得州的棄風率低於年發電量的1%，且二者仍在不斷完善政策：德國計劃在2025年可再生能源電力占比達到80%;得州計劃在2015-2017年之間，將風電和光電容量提高1倍。

報告認為，德國和美國得州的主要經驗主要有四個顯著特點。一是以分布式太陽能光伏發電為主，降低輸電設施投資。德國大多數光伏發電設施都是屋頂式光伏系統，發電與用電距離很近。雖然也需要投資加強輸配電系統，但遠低於重點發展大型可再生能源電廠的投資。

二是加大可再生能源專屬輸配電設施的投資，費用由電力用戶共同承擔。德國法律要求電網規劃機構和四大輸電公司負責電網規劃和建設，確保所有可再生能源都可以輸送給用戶。

三是交易活躍、透明的日間電力市場確保可再生能源電力可以優先調度。得州電力市場交易間隔短至5分鐘，更符合風力和太陽能發電的瞬變性特點，降低了可再生能源的並網成本。

四是擴大調度區域，實現統一調度。德國與歐洲其他國家聯網，打破國內外界限;得州在全州範圍內平衡電力供需確保清潔能源以最低成本輸送給客戶。

保爾森基金會北京代表處執行主任莫爭春解釋說，原則上，區域輸電能力的提升要與可再生能源的增長保持一致，並通過收取電費回收成本。

“在德國也是這樣，我們不得不快速擴大配電系統。在現有配電網發達的地區，新投資壓力較小，通過采用最新技術，條件良好的配電網還可以改造成智能配電網，擴大可再生能源並網發電規模，也避免了一些高昂的輸電項目投資。”德國能源署署長Andreas Kuhlmann表示。

南方電網：今夏水電消納形勢嚴峻

南方電網官方向第一財經記者表示，隨著氣溫不斷的升高，最近，南方電網多地區電網負荷受高溫影響屢創新高。即便如此，南方區域內各大流域來水豐沛，水電消納形勢嚴峻。

來自南方電網的數據顯示，今夏廣東電網最高負荷10007萬千瓦，比去年增長7%;廣西電網最高負荷1697萬千瓦，比去年增長6.4%;雲南電網最高負荷3638萬千瓦，比去年增長4.3%;貴州最高負荷1327萬千瓦，與去年增長18%;海南電網最高負荷412.9萬千瓦，同比增長26.3%。至此，南方電網總體迎來今夏最高峰值。

南方電網認為，用電量被譽為是國民經濟發展的“溫度計”，與社會經濟的發展存在著密切的關系。記者從南方電網獲得的材料顯示， 1-7月，該公司經營區域用電量5053億千瓦時，同比增長2.8%，其中第三產業和城鄉居民用電增長最快。

“原本我們預測今年的經濟形勢與去年應該相差不大，沒想到負荷能夠破億，這說明廣東經濟整體情況正在回溫。”廣東電網電力調度控制中心技術工作人員呼士招對包括第一財經在內的媒體說，近幾年廣東在進行產業結構調整，用電量去年僅上漲了2%，而今年上半年，用電量上漲了3.94%。

南方電網稱，促使用電量的增長，除了社會經濟發展之外，公司近年來推動電能替代和實施農網改造升級也是重要因素。

比如，南方電網向記者提供的材料顯示，截至今年上半年，該公司實施農網改造升級工程共完成投資112億元，完成小城鎮、中心村農網改造升級和農村機井通電工程24.5億元。農網改造升級在一定程度上改善了城鄉居民的用電需求。今年上半年，僅廣東省粵東西北地區的用電量增速就超過珠三角，同比增長約5.9%。

電網最高負荷不斷在刷新紀錄，為保障廣東、廣西迎峰度夏電力供應，促進西部富余水電消納，南方電網持續加大跨省區資源優化調劑，跨省區輸送電力、電量雙雙創下歷史新高，西部送廣東最大電力2894萬千瓦、累計電量842億千瓦時，同比分別增長2%、5%;通過500千伏主網架向廣東送電電力最大占比均在30%左右。

南方電網電力調度控制中心的數據顯示，入夏以來，雲南、廣西、貴州等西部地區來水較多，為了加大西部的清潔能源消納，今年1-7月，西電東送累計電量較年度計劃增加101億千瓦時，其中，廣東受西電比年度計劃增加100億千瓦時;雲南送西電電量較年度計劃增加54.5億千瓦時;貴州送西電電量較年度計劃增加11.5億千瓦時。

南方電網官方向記者分析稱，今年夏季，南方電網迎峰度夏呈現出新的特點：受高溫天氣影響負荷屢創新高;南方區域內各大流域來水豐沛，水電消納形勢嚴峻，西電東送通道持續重載運行，系統調控難度增大。

記者了解到，作為中國的水電大省，近幾年來，雲南一直面臨著富余水電消納的難題。據雲南省能源局提供的數據，2014年全省發電裝機容量7257萬千瓦，發電量2550億千瓦時，以水電為主的可再生能源發電占7成以上。

對於雲南富余水電消納問題，南方電網表示，接下來將與雲南省政府緊密配合，加快西電東送送出通道建設 。

目前，南方電網全網裝機容量2.56億千瓦，隨著滇西北特高壓直流工程，金中直流輸電工程、魯西背靠背直流異步聯網工程常規單元建成投產，預計“十三五”末，南方電網統調總裝機規模約達到3.8億千瓦。南方電網稱，屆時全網的供電能力和供電質量將進一步提高。

新能源消納難 能源局官員說要搞電力靈活性建設

國家能源局電力司司長黃學農日前指出，中國對可再生能源的提升重點必須從“千瓦”轉移到“千瓦時”。

對於“千瓦”到“千瓦時”的變化，黃學農解釋，就是要以確保電力系統安全穩定運行為原則開展電力系統靈活性建設，著力提升電力系統新能源消納能力，並兼顧高比例新能源並網的系統安全問題，最大限度提升電力系統接納非化石能源電量的能力。

他是在蘇州召開的2016國際能源變革論壇上提出以上觀點。

“十二五”期間，我國加快了非化石電源的發展步伐。全國水電累計投產1.1億千瓦，水電裝機占全國發電裝機比重為21.2%;風電規模高速增長，占比由2010年的3.1%提高至8.5%，成為我國第三大電源;光伏發電實現了累計新增4100萬千瓦;核電在運裝機規模居世界第四，在建規模居世界第一。

與新能源跨越式發展相對應的是，從2014年起，我國煤炭消費量、火電發電量連續兩年下降。我國非化石能源消費比重已經從2010年的8.6%提高到2015年的12%，超額完成了“十二五”規劃目標。

基於此，黃學農提出，未來將重點致力於實施煤電靈活性提升工程、推進靈活調節電力設施建設、推動新型儲能技術發展及應用、全面提升電能替代水平、科學優化輸配電網建設等方面的工作。

具體來看，黃學農稱，我國抽水蓄能、燃氣發電等靈活調峰電源比例小，作為主力調峰電源，煤電的靈活性不足，缺乏需求側調節手段。黃學農指出，要根據不同地區調節能力需求，科學制定各省煤電靈活性提升工程實施方案。

優先提升30萬千瓦級煤電機組的深度調峰能力，適度積累煤電機組的快速增減負荷和快速啟停改造運行經驗。到2020年，完成對全國2.2億千瓦煤電機組的靈活性提升工作，其中熱電機組1.33億千瓦，純凝機組8700萬千瓦。

在推進各類靈活調節電力設施建設方面，黃學農提出，要加快已納入規劃的抽水蓄能電站建設，適時開展新一輪選點規劃;在具有天然氣價格優勢、氣源有保障、調峰需求突出的地區，發展燃氣機組進行啟停調峰;積極支持太陽能熱發電，推動產業化發展和規模化應用，鼓勵建設具有較好儲熱能力的項目;加快推進西南地區龍頭水電站建設，緩解西南水電的豐枯矛盾，提高流域梯級水電站的綜合調節能力。

與此同時，要不斷優化和提升電網調度水平，加強電力系統與現代信息、控制技術的深度融合，構建多層次智能電力系統調度控制平臺，實現電源、電網、用戶之間電力潮流和信息的雙向流動。

隨著我國能源消費總量的增長，電力在能源消費中的比重不斷提高，電力清潔低碳轉型發展勢在必行。黃學農表示，要加快新型儲能技術的研發創新，重點在大容量液流、鋰離子、鈉硫、鉛炭電池等電化學儲能電池、壓縮空氣儲能等方面開展創新，提高新型儲能技術的轉換效率和使用壽命，降低單位度電使用成本。

四川對大工業重點產業實施電價補貼 有助消納過剩電能

四川省政府日前下發《關於2017年一季度工業經濟良好開局的意見》，提出對一季度大工業重點產業用電進行電價補貼，並降低企業用氣成本。

《意見》明確，在強化電氣運等要素保障方面，該省將出臺直購電、富余電和留存電三大政策實施方案，全年直購電量規模增加到500億千瓦時以上。對今年一季度大工業重點產業用電進行電價補貼。加大推進天然氣“轉供”改“直供”工作力度，加強城市燃氣配氣價格監管，降低企業用氣成本。

消納過剩電能

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強認為，大工業常為最高耗能產業，對電價進行補貼既可以利用過剩產能又有利於降低成本。

“電力產能過剩嚴重，地方政府千方百計將過剩產能利用起來;由於交叉補貼原因，我國工業電價確實比發達國家貴，補貼利於企業降低成本。”林伯強告訴第一財經記者。

四川電力產能過剩主要體現在水電消納困難方面。四川省政府在去年10月出臺的《關於進一步加強和規範水電建設管理的意見》顯示，近年來，四川電力需求增長緩慢，外送通道建設滯後，水電消納矛盾日益突出。

“十二五”以來，隨著水電裝機快速增加和省內外用電需求持續下行，四川省電力供大於求矛盾日益突出。從2012年開始，棄水問題逐漸凸顯，2012-2015年四川電網水電棄水電量分別為76億、26億、97億、102億千瓦時，其中2015年棄水電量約占水電發電總量的3.96%。

國網四川省電力公司副總經理陳雲輝曾對媒體表示，四川水電棄水的成因主要體現在水電發電特性與用電負荷特性不匹配、水電集中投產與省內用電需求增長不匹配、水電大範圍配置消納需求與省外接納意願減弱不匹配、外送通道建設與水電發展不匹配四個方面。

對於大工業的汙染問題，林伯強認為，如果企業嚴格按照環保標準執行，國家有關部門加大督查力度，則問題不大。

與此同時，《意見》顯示，文件的出臺目的是為進一步鞏固工業企穩回升的發展態勢，確保實現一季度良好開局，工作舉措是力爭一季度全省新開工重點工業項目450個、竣工450個。

作為長江經濟帶和絲綢之路經濟帶的重要紐帶，四川省從去年起產業結構發生重大變化，經濟增長格局由工業主導轉向服務業、工業共同主導。

從上月四川省發布的2016年經濟數據看，2016年全省實現地區生產總值(GDP)32680.5億元，按可比價格計算比上年增長7.7%，增速比全國平均水平高1個百分點。

從三次產業看，第三產業增加值占GDP比重達45.4%，超過第二產業比重。

去年一季度每度電補3分錢

對大工業重點產業用電進行電價補貼在四川省已不是首次。

去年6月，四川省發改委安排將上一年度直購電、富余電量政策結余資金對重點工業企業進行電價補貼，總額達13089萬元。四川省發改委利用這筆資金，按統一標準對去年一季度累計網購大工業用電量達到5000萬千瓦時及以上的四川電網直供區直購電用戶進行電價補貼。

據新華社消息，去年一季度獲得補貼的用電總量為380235萬千瓦時，電價補貼標準為每千瓦時3.442分錢。

去年一季度，四川省出臺了促進經濟穩定增長和提質增效推進供給側結構性改革的17條政策措施，其中提出降低電力要素成本，執行一般工商業用電每千瓦時降低0.6分、國網直購電、留存電量等特殊電價每千瓦時降低2.01分的電價政策，並要求全年直購電量規模不低於300億千瓦時，擴大直購電試點參與範圍。

有序放開發用電計劃公布，新增規定保障清潔能源消納

日前，國家發展改革委和國家能源局正式印發《關於有序放開發用電計劃的通知》(下稱“正式稿”)，新一輪電力體制改革繼續推動。

去年7月《關於有序放開發用電計劃工作的通知(征求意見稿)》(下稱“意見稿”)發布，意見稿發布期間、正式稿發布之前的9個月中，各省電力交易有了諸多新進展，如《電力中長期交易基本規則》發布，多個省份引入售電公司、開展集中競價等。

對比意見稿，第一財經記者註意到，正式稿出現了一些調整。最明顯的變化是新增了“認真制定優先發電計劃”和“允許優先發電計劃指標有條件市場化轉讓”這兩條規定。

華北電力大學經濟管理學院副教授劉敦楠告訴第一財經，上述兩條內容的新增，無論是從優先發電權保障機制，還是從合同電量轉讓機制，均是為了保障清潔能源消納，避免優先發電權這一權益的浪費，盡量減少由非優先發電(火電機組為主)占用優先發電(可再生能源機組為主)的電量。

具體來說，正式稿中，新增的第六條“認真制定優先發電計劃”，其內容分為兩部分：一部分為優先發電保障機制的描述。根據《電力中長期交易基本規則》(暫行)，可將交易的資源分為三類：一類為保量保價部分，即確定一定的發電量或發電小時數，按照國家批複電價收購;二類為保量不保價部分，為增加機組運行效率，促進清潔能源消納，對於一類未完成的部分，在市場中優先成交，價格由市場競價決定，屬於半市場化的一種方式;三類為不保價不保量部分，該部分完全屬於市場化的方式，量與價均需由市場主體到市場中去競爭。第二部分為優先發電資源由於各種因素無法全額消納時，提出通過制定的合理措施，逐漸增加消納小時數。

對於新增的第七條“允許優先發電計劃指標有條件市場化轉讓”，劉敦楠表示，其內容主旨是通過發電權轉讓的方式來保障優先發電權，盡量避免優先發電的電量被火電替代。

“一方面，為促進清潔能源消納，通過約定發電小時數的方式來保障清潔能源的消納;另一方面，可再生能源發電機組擁有優先發電權後，但由於各種因素，客觀上不能全額消納時，可以通過省內優先發電權轉讓的方式，由本省其他優先發電機組(可再生能源機組為主)替代其發電，或通過跨省區的優先發電權轉讓給外省的可再生能源機組。這樣可以最大程度保障優先權的完成。”劉敦楠說。

同時，正式稿顯示，新核準發電機組積極參與市場交易。關於新煤電機組原則上不再安排發電計劃，改變了意見稿中對新舊機組的劃分標準，即對2017年3月15日後投產的煤電機組，各地除對優先購電對應電量安排計劃外，不再安排其他發電計劃。

劉敦楠認為，對於此前的煤電機組需要安排發電計劃是由歷史沿革問題導致的，發電設備的投資及運營需要很長的時間周期來實現投資回報。2004年以來，我國執行標桿上網電價的核算是基於機組的發電小時數來測算。如今，新舊機組區分對待是推動深化改革的舉措。新機組將實現全電量市場化交易，不再有基本的計劃電量保障。

此外，第一財經記者註意到，正式稿中新增了三個通知對象，即中國核工業集團公司、中國廣核集團有限公司、華潤集團有限公司。

劉敦楠告訴第一財經，此次新增的三個通知對象，均在有序放開發用電計劃方面受到較大影響。“2015年12月發布的電改配套文件《關於有序放開發用電計劃的實施意見》以及2016年12月發布的《電力中長期交易基本規則》(暫行)中均將核電列為了第二類優先發電，燃煤機組將逐漸放開發電計劃。中國核工業集團公司以及中國廣核集團有限公司主營業務為核電的投資及運營，華潤集團有限公司在能源行業主要為火電的建設與運營。”

正式稿的發布具有重要意義。廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強對第一財經表示，文件出臺的最大意義在於把電力市場交易以法律法規的形式確定下來，使電力交易不再倒退。

“在目前電力過剩的情況下，地方政府為了降低電價，在推動電改方面有動力;如果在電力緊缺的情況下，地方政府還有動力推動電改，就是出臺該文件的意義。理論上放開交易的電量是越大越好，不過目前不得不兼顧電力企業的經營狀況。如果煤電聯動方面能夠對煤炭價格更敏感，即使拿出一部分電量進行交易，也不會對電力企業造成過大影響，反而更有利於推動電改。”林伯強稱。

風電項目將推行競爭配置 將消納工作作為首要條件

近日，國家能源局印發《關於2018年度風電建設管理有關要求的通知》，要求尚未印發2018年度風電建設方案的省（自治區、直轄市）新增集中式陸上風電項目和未確定投資主體的海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。

《通知》強調，2018年可再生能源要以消納工作作為首要條件，各省市要向國家能源局報送2018年可再生能源電力消納工作方案，對未報送的省(自治區、直轄市)停止該地區風電新增建設規模的實施。

全文：

國家能源局關於2018年度風電建設管理有關要求的通知

各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委（能源局）、經信委（工信委、工信廳），各派出能源監管機構，國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司，中國華能集團公司、中國大唐集團公司、中國華電集團公司、國家能源投資集團公司、國家電力投資集團公司、中國華潤集團公司、中國長江三峽集團公司、國家開發投資公司、中國核工業集團公司、中國廣核集團有限公司，電力規劃設計總院、水電水利規劃設計總院、中國風能協會、國家可再生能源中心：

2017年，我國風電裝機規模穩步增長，運行消納情況明顯好轉，技術水平不斷提升，產業發展呈現出穩中向好的勢頭。為促進風電產業高質量發展，降低度電補貼強度，現就做好2018年度風電建設管理工作的有關要求通知如下：

一、嚴格落實規劃和預警要求。各省（自治區、直轄市）能源主管部門要嚴格執行《國家能源局關於可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》（國能發新能〔2017〕31號）（以下簡稱《指導意見》）中各地區新增風電建設規模方案的分年度規模及相關要求。預警為紅色和橙色的地區應嚴格執行《國家能源局關於發布2018年度風電投資監測預警結果的通知》（國能發新能〔2018〕23號）的有關要求，同時不得在“十三五”規劃中期評估的過程中調增規劃規模。預警為綠色的地區如需調整規劃目標，可在落實風電項目配套電網建設並保障消納的前提下，結合“十三五”規劃中期評估，向國家能源局申請規劃調整後組織實施。

二、將消納工作作為首要條件。各省（自治區、直轄市）要按照《國家發展改革委、國家能源局關於印發〈解決棄水棄風棄光問題實施方案〉的通知》（發改能源〔2017〕1942號）和《國家能源局綜合司關於報送落實〈解決棄水棄風棄光問題實施方案〉工作方案的通知》（國能綜通新能〔2018〕36號）要求向國家能源局報送2018年可再生能源電力消納工作方案，對未報送的省（自治區、直轄市）停止該地區《指導意見》中風電新增建設規模的實施。

三、嚴格落實電力送出和消納條件。新列入年度建設方案的風電項目，必須以電網企業承諾投資建設電力送出工程並確保達到最低保障收購年利用小時數（或棄風率不超過5%，以下同）為前提條件，在項目所在地市（縣）級區域內具備就地消納條件的優先納入年度建設方案。通過跨省跨區輸電通道外送消納的風電基地項目，應在送受端省級政府間送受電協議及電網企業中長期購電合同中落實項目輸電及消納方案並約定價格調整機制，原則上受端省（自治區、直轄市）電網企業應出具接納通道輸送風電容量和電量的承諾。

四、推行競爭方式配置風電項目。從本通知印發之日起，尚未印發2018年度風電建設方案的省（自治區、直轄市）新增集中式陸上風電項目和未確定投資主體的海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。已印發2018年度風電建設方案的省（自治區、直轄市）和已經確定投資主體的海上風電項目2018年可繼續推進原方案。從2019年起，各省（自治區、直轄市）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。各省（自治區、直轄市）能源主管部門會同有關部門參照隨本通知發布的《風電項目競爭配置指導方案（試行）》制定風電項目競爭配置辦法，抄送國家能源局並向全社會公布，據此按照《指導意見》確定的分年度新增建設規模組織本地區風電項目競爭配置工作。分散式風電項目可不參與競爭性配置，逐步納入分布式發電市場化交易範圍。

五、優化風電建設投資環境。各省（自治區、直轄市）能源主管部門要完善風電工程土地利用規劃，優先選擇未利用土地建設風電工程，場址不得位於生態紅線範圍和國家規定的其他不允許建設的範圍，並應避開征收城鎮土地使用稅的土地範圍，如位於耕地占用稅範圍，征收面積和征收標準應當按照風電工程用地特點及對土地利用影響程度合理確定。有關地方政府部門在風電項目開發過程中不得以資源出讓、企業援建和捐贈等名義變相向企業收費，不得強制要求項目直接出讓股份或收益用於應由政府承擔的各項事務。各地市（縣）級政府相關部門推薦風電項目參加新增建設規模競爭配置時，應對上述建設條件做出有效承諾或說明，省級能源主管部門應對相關市（縣）履行承諾的情況進行考核評估，並作為後續安排新增風電建設規模的重要依據。

六、積極推進就近全額消納風電項目。支持風能資源豐富地區結合當地大型工業企業和產業園區用電需求建設風電項目，在國家相關政策支持下力爭實現不需要補貼發展。鼓勵在具備較強電力需求的地級市區域，選擇年發電利用小時數可達到3000小時左右的風能資源場址，在省級電網企業確保全額就近消納的前提下，采取招標方式選擇投資開發企業並確定上網電價，特別要鼓勵不需要國家補貼的平價上網項目。

請各有關單位按照上述要求，積極采取有效措施，切實做好相關工作，促進風電產業持續健康發展。

國家能源局

2018年5月18日