风电项目开发、建设、验收流程指引2015-10-31版本日期修改记录编制审批01 2015-10-31 新文件马清鹏熊葳目录第一章风电项目开发基础知识 (3)1.1风力发电概述 (3)1.2现行上网电价政策 (3)1.3财税政策 (4)1.4项目投资收益和经济性评价 (5)1.5行政审批权限 (5)第二章风电项目前期开发工作 (6)2.1风电项目前期工作开发流程 (6)2.2前期各阶段工作说明 (7)2.3项目开发过程中需特别注意的问题： (10)第三章建设阶段工作流程和注意事项 (11)3.1建设阶段总流程 (11)3.2各阶段工作说明 (11)3.3风电项目实施过程中存在的问题和建议 (15)附件一：《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》 (17)附件二：《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》 (20)附件三：《工程前期工作管理暂行办法》 (21)附件四：《风电场场址选择技术规定》 (24)第一章风电项目开发基础知识1.1风力发电概述风力发电原理是风轮在气流作用下旋转，将风能转换为机械能，机械能经传动链传递至发电机，发电机将机械能转变为电能。

所以，风机发出电能的大小既取决于风能的大小，又取决于齿轮箱及其传动机构、发电机等设备的效率和特性。

风力发电属于国内新兴的热门行业，符合低碳清洁发展理念。

由于风力发电有着环保、低运行成本等特点，为加快风电的规模化发展，国家会给予一定的补贴支持。

1.2现行上网电价政策我国风电上网电价的价格形成机制，经历了六个不同的历史阶段。

2009年国家发改委确定分区域四类上网标杆电价（详见附件一）。

2014年12月31日，国家发展和改革委员会发布《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(附件一)，决定陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策，同时，将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元;第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。

见表1.资源区标杆各类资源区所包括的地区上网电价（元/kwh）Ⅰ类资源区0.49 内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区；新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市Ⅱ类资源区0.52 河北省张家口市、承德市；内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市；甘肃省张掖市、嘉峪关市、酒泉市Ⅲ类资源区0.56 吉林省白城市、松原市；黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区；甘肃省除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外其他地区；新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市以外其他地区；宁夏回族自治区Ⅳ类资源区0.61 除Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区以外的其他地区表1：2014年调整后的全国风力发电标杆上网电价表注：新的风电标杆电价适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。

国家发改委于2015年10月30日下发《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，（讨论稿），风电标杆电价将继续往下调整，新电价将于2016年1月1日起执行。

《讨论稿》提出光伏发电标杆上网电价具体调整为：一类资源区价格从现行的0.9元/千瓦时，逐年下调为0.85元/千瓦时、0.82元/千瓦时、0.79元/千瓦时、0.76元/千瓦时和0.72元/千瓦时。

二类资源区价格从现行的0.95元/千瓦时，逐年下调为0.92元/千瓦时、0.89元/千瓦时、0.86元/千瓦时、0.83元/千瓦时和0.8元/千瓦时。

三类资源区从现价1元/千瓦时，逐年下调为0.98元/千瓦时、0.96元/千瓦时、0.94元/千瓦时、0.92元/千瓦时到0.9元/千瓦时。

1.3财税政策对利用风力生产的电力实现的增值税实行即征即退50%的政策。

——国家税务总局财税【2008】156 号文《关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》，自2009年1月1日起，在维持现行增值税税率不变的前提下，允许企业逐年抵扣其新购进设备所含的进项税额。

风电企业享受所得税三免三减半的优惠(自项目取得生产经营收入的第一个纳税年度起，前三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税)。

——财政部、国家税务总局和国家发展改革委联合发布《关于公布公共基础设施项目企业所得税优惠目录(2008年版)的通知》（财税[2008]116号）1.4项目投资收益和经济性评价经济评价是从项目或企业角度出发，在国家现行财税制度和价格体系的基础上，对项目进行经济效益分析，以判断项目在经济上的可行性。

风电项目投资收益由项目建设成本和项目收益两个因素决定。

风电项目由于费用效益计算比较简单，如按照风电项目满发小时数最低1700小时计算，则单位千瓦静态投资应控制在7500元/kW以内，才能保障8%的全部投资内部收益率。

当满发小时数达到2000小时，单位千瓦静态投资不超过9000元/kW即能保障全部投资内部收益率不低于8%。

图1：不同满发小时数和投资水平下的全部投资内部收益率图1.5行政审批权限2013年5月15日，《国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》正式发布。

根据该决定，企业投资风电站项目核准由原来的国家发展改革委下放至地方政府投资主管部门；风电审批权下放后，目前各省风电项目的审批方式大致分为三种：一是风电项目统一由省发改委核准，如福建、河北；二是审批权层层下放，由省里下放至市县，如内蒙、山西；三是根据自身情况制定新政策，如广东。

虽然核准权限已经下放，但是国家能源局制定年度风电核准计划，只有列入计划的项目才能获得可再生能源补贴，申报核准计划仍然由省发改委统一汇总。

所以项目核准名单中的排名一定要靠前，提前预判国家能源局年度核准计划容量。

第二章风电项目前期开发工作介绍2.1风电项目前期工作开发流程国家发改委于2005年5月发布了《风电场工程前期工作管理暂行办法》（见附件三），对风电项目前期工作的工作内容、管理要求、工作经费等进行了明确的规定，对风电项目前期工作予以指导和规范。

该管理办法是风电项目前期工作的技术总则。

前期工作流程如下：风电场宏观选址：通过对若干场址的风能资源、电网接入和其它建设条件的分析和比较，确定风电场的建设地点、开发价值、开发策略和开发步骤的过程。

获得开发权：指和地方政府签订风电项目开发协议。

现场查勘：考察交通条件、地形地貌、参证气象站、接入站、测风塔等。

风能资源分析：风能资源分析主要是通过对风电场测风塔测风数据的统计分析及代表年订正，掌握风电场的风能资源情况，确定风电场可开发规模并且为机组选型及布置提供依据。

项目规划：风电场开发与建设要整体规划，近、中、远期相结合，科学分期，分步实施，避免重复投资和不合理投资，提高项目整体的投资效益。

项目预可行性研究：初拟项目任务和规模，初步选定场址，初拟设计方案和开展经济评估。

取得路条：获得省发改委同意开展前期工作的批复。

可行性研究：风电项目的可行性研究工作是预可研报告的展开，并且各章节内容比预可研报告内容更深入，是项目决策和核准的依据，其质量关系着项目的效益甚至存亡。

获得核准支持性文件：递交建设申请，获得政府各主管部门的批复文件。

项目核准：取得省发改委对项目的核准批复。

2.2前期各阶段工作说明2.2.1风电场宏观选址风电场宏观选址主要指导文件：《风电场场址选择技术规定》（见附件四）。

风电场宏观选址的基本原则如下：风能资源丰富、风能质量好。

选择的风场，一定要纳入省（自治区）的风力发电发展规划中，没有规划的要争取列入规划，符合国家产业政策。

满足当地电网并网要求。

具备交通运输和施工安装条件。

拟选场址应避免洪水、潮水、地震、火灾和其它地质灾害（山体滑坡）、气象灾害（台风）等对工程造成破坏性的影响。

满足环境保护和其他建场条件的要求。

首先要避开自然保护区，自然林保护区，水源保护区等。

规划装机规模满足经济性开发要求，项目满足投资回报要求，一般要求风电场资本金回报率不低于8%，集团公司一般要求不低于12%。

2.2.2获得开发权宏观选址完成后，开发方应到区域所属市（县、区）的发改局（有的地方由招商局、经贸局、科工贸与信息化产业局等负责招商引资工作），向主管领导表达在该区域投资开发风电项目的意愿，尽快争取风电项目的开发权，签订风电项目开发协议。

政府作为协议签约方的甲方，根据风电场开发范围，可以是市（县、区、镇）级人民政府。

2.2.3风资源的测量和评价风电场前期测风投入虽少，但对项目机组选型、微观选址、发电量影响大，是风电开发最重要的前期工作之一。

因此，应严格按照《风电场风能资源测量方法》GB/T18709-2002、《风电场风能资源评估方法》GB/T18710-2002、《风电场风能资源测量和评估技术规定》三个指导文件的具体要求，在测风阶段给予足够的投入，安装足够数量的测风塔，并安装满足要求的传感器，测风时间长度满足国家标准要求。

2.2.4项目规划经过至少1年的测量，且有效数据完整率达到90％以上，即可进入风电场工程规划阶段。

依据《风电场工程规划报告编制办法》，风电场工程规划主要研究内容包括：风电场选址、建设条件、规划装机容量、接入系统初步方案、环境影响初步评价、开发顺序以及下一步工作安排等。

为了提高规划的可实施性，应考虑对综合建场条件落实工作的提前。

2.2.5风电项目的预可行性研究在风电场工程规划基础上，对具备条件的风电场，进行风电场预可行性研究。

风电场预可可行研究的指导文件主要是《风电场工程预可行性研究报告编制办法》（发改能源[2003]1403号）。

风电场预可行性研究报告编制完成后，业主应积极组织评审。

设计评审一般应分为设计内评审和设计外评审。

设计内评审由业主组织并主导，邀请资深风电专家结合业主工程技术人员就预可行性研究报告的编制深度、完整性进行检查，特别要检查是否有可能的方案未参与技术经济必选。

就造价指标(如单位电度造价、单位装机造价等)、财务指标(资产投资回报率、投资回收年限等)，项目风险评价进行内部评审。

如内部评审通过后，再邀请发改、规划、电网、国土、环保等地方政府行政主管部门对预可行性研究报告进行合规性检查并提出意见和建议。

2.2.6取得省发改委同意开展风电项目前期工作的批复风电场预可行性研究报告经过评审并获得评审意见后，业主应立即督促当地发改部门向省级发改部门要求出具“同意项目开展前期工作”的文件。

在申请路条过程中，不宜以业主名义直接向省级发改委提出申请，而要按照项目开发协议调动地方政府招商引资的积极性由地方政府申请，业主在幕后积极沟通协调。