风力发电项目十三五规划(风力发电项目十三五规划内容)

风力发电项目十三五规划内容

为加快推进分散式风电发展，完善分散式风电的管理流程和工作机制，根据《可再生能源法》和国家发展改革委《分布式发电管理暂行办法》，国家能源局制定了《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》，现印发你们，请遵照执行。

国家能源局

2018年4月3日

附件：

分散式风电项目开发建设暂行管理办法

第一章 总 则

第一条 为推进分散式风电发展，规范分散式风电项目建设管理，根据《中华人民共和国可再生能源法》《中华人民共和国电力法》《中华人民共和国行政许可法》《中华人民共和国土地管理法》以及《分布式发电管理暂行办法》，制定本办法。

第二条 分散式风电项目是指所产生电力可自用，也可上网且在配电系统平衡调节的风电项目。项目建设应满足以下技术要求：

（一）接入电压等级应为110千伏及以下，并在110千伏及以下电压等级内消纳，不向110千伏的上一级电压等级电网反送电。

（二）35千伏及以下电压等级接入的分散式风电项目，应充分利用电网现有变电站和配电系统设施，优先以T或者π接的方式接入电网。

（三）110千伏（东北地区66千伏）电压等级接入的分散式风电项目只能有1个并网点，且总容量不应超过50兆瓦。

（四）在一个并网点接入的风电容量上限以不影响电网安全运行为前提，统筹考虑各电压等级的接入总容量。

国家关于分布式发电的政策和管理规定均适用于分散式风电项目；110千伏（东北地区66千伏）电压等级接入的分散式风电项目，接入系统设计和管理按照集中式风电场执行。

第三条 鼓励各类企业及个人作为项目单位，在符合土地利用总体规划的前提下，投资、建设和经营分散式风电项目。鼓励开展商业模式创新，吸引社会资本参与分散式风电项目开发，充分激发市场活力。

第四条 各省级能源主管部门在国务院能源主管部门的组织和指导下，负责本地区分散式风电项目的开发规划、建设管理以及质量和安全监督管理职责。

第二章 规划指导

第五条地方各级能源主管部门会同国土、环保、规划等部门和相关企业，依据当地土地利用总体规划和风能资源、电网接入、清洁能源消纳能力等开发建设条件，制订当地分散式风电开发建设规划，并依法开展环境影响评价工作，编制规划环境影响报告书，同时结合实际情况及时对规划进行滚动修编。分散式风电开发建设规划应做好与《风电发展“十三五”规划》的衔接，在落实消纳条件和分散式风电技术要求的条件下，严格按照《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》对风电建设规模的相关要求以及我局关于风电预警管理的相关规定编制，不得随意扩大建设规模。

规划编制可按以下流程开展：1.能源主管部门根据土地、资源等提出规模及布点方案；2.电网企业据此方案，基于电网、负荷，按照电网接入条件约束进行容量和布点的优化；3.能源主管部门公开发布分散式风电规划报告并进行滚动修编。

第六条 全面拓宽应用领域。鼓励分散式风电项目与太阳能、天然气、生物质能、地热能、海洋能等各类能源形式综合开发，提高区域可再生能源利用水平；与生态旅游、美丽乡村、特色小镇等民生改善工程深入结合，促进县域经济发展；与智慧城市、智慧园区、智慧社区等有效融合，为构建未来城市（社区）形态提供能源支撑；与海岛资源开发利用充分结合，促进发展海洋经济、拓宽发展空间。

第七条 各级电网企业应积极配合分散式风电开发建设规划制订工作，提供本地区电网建设规划、潮流、新能源消纳等相关信息，并明确各并网点及其潜在接入容量等数据。鼓励分散式风电等分布式发电建设条件好的市（县）及地区电网企业编制分布式新能源电网接入和消纳的专项规划。

第八条 分散式风电项目开发建设规划应与土地利用、生态保护、乡村发展、电网建设等相关规划有效衔接，并符合城乡规划，避免分散式风电开发建设规划与其他规划冲突。

第三章 项目建设和管理

第九条 各地方要简化分散式风电项目核准流程，建立简便高效规范的核准管理工作机制，鼓励试行项目核准承诺制。地方能源主管部门制订完善的分散式风电项目核准管理工作细则，建立简便高效规范的工作流程，明确项目核准的申报材料、办理流程和办理时限等，并向社会公布。对于试行项目核准承诺制的地区，地方能源主管部门不再审查前置要件，审查方式转变为企业提交相关材料并作出信用承诺，地方能源主管部门审核通过后，即对项目予以核准。

第十条 鼓励各地方政府设立以能源主管部门牵头的“一站式”管理服务窗口，建立国土、环保等多部门高效协调的管理工作机制，并与电网企业有效衔接，建立与电网接入申请、并网调试、电费结算和补贴发放等相结合的分散式风电项目核准等“一站式”服务体系。

第十一条 分散式风电项目开发企业在项目取得土地、规划、环保等职能部门的支持性文件后，按照地方政府有关规定，向相应的项目核准机关报送项目申请报告。各地相关部门要针对分散式风电项目的特点简化工作流程，降低项目前期成本。

第十二条 开发企业应按照核准文件的要求进行建设。项目核准后两年内不开工建设的，按照《企业投资项目核准和备案管理办法》（国家发展和改革委员会令第2号）处理。项目开工以第一台风电机组基础浇筑为标志。

第十三条 在满足国家环保、安全生产等相关要求的前提下，开发企业可使用本单位自有建设用地（如园区土地），也可租用其他单位建设用地开发分散式风电项目。

分散式风电项目不得占用永久基本农田。对于占用其他类型土地的，应依法办理建设用地审批手续；在原土地所有权人、使用权人同意的情况下，可通过协议等途径取得建设用地使用权。

第十四条 分散式风电项目申请核准时可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。自发自用部分电量不享受国家可再生能源发展基金补贴，上网电量由电网企业按照当地风电标杆上网电价收购，其中电网企业承担燃煤机组标杆上网电价部分，当地风电标杆上网电价与燃煤机组标杆上网电价差额部分由可再生能源发展基金补贴。对未严格按照技术要求建设的分散式风电项目，国家不予补贴。

第十五条 鼓励开发企业将位于同一县域内的多个电网接入点的风电机组打捆成一个项目统一开展前期工作，办理相关支持性文件，进行项目前期工作和开发建设。

第四章 电网接入

第十六条 通过110千伏（东北地区66千伏）电压等级接入的分散式风电项目，应满足国家标准GB/T 19963《风电场接入电力系统技术规定》及其他国家/行业相关标准的技术要求；通过35千伏及以下电压等级接入的分散式风电项目，应满足国家标准GB/T 33593《分布式电源并网技术要求》及其他国家/行业相关标准的技术要求。

第十七条 电网企业应为纳入专项规划的35千伏及以下电压等级的分散式风电项目接入电网提供便利条件，为接入系统工程建设开辟绿色通道。接入公共电网的分散式风电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的分散式风电项目，在用户范围内的接入系统工程由项目业主投资建设，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。

第十八条 电网企业应完善35千伏及以下电压等级接入分散式风电项目接网和并网运行服务。由地市或县级电网企业设立分散式风电项目“一站式”并网服务窗口，按照简化程序办理电网接入，提供相应并网服务，并及时向社会公布配电网可接入容量信息。

第十九条 35千伏及以下电压等级接入分散式风电项目办理并网手续的工作流程、办理时限，参照以下要求执行：

（一）地市或县级电网企业客户服务中心为分散式风电项目业主提供并网申请受理服务，向项目业主填写并网申请表提供咨询指导，接受相关支持性文件，不得以政府核准文件、客户有效身份证明之外的材料缺失为由拒绝并网申请。

（二）电网企业为分散式风电项目业主提供接入系统方案制订和咨询服务，并在受理并网申请后20个工作日内，由客户服务中心将接入系统方案送达项目业主，经项目业主确认后实施。

（三）分散式风电项目主体工程和接入系统工程竣工后，客户服务中心受理项目业主并网调试申请，接收相关材料。

（四）电网企业在受理并网调试申请后，10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主（或电力用户）签署购售电合同和并网调度协议。合同和协议内容参照有关部门制订的示范文本内容。

（五）电网企业在关口电能计量装置安装完成后，10个工作日内组织并网调试，调试通过后直接转入并网运行。

（六）电网企业在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网调试全过程服务中，不收取任何费用。

第二十条 电网企业应按规定的并网点及时完成应承担的接网工程，在符合电网运行安全以及网络与信息安全技术要求的前提下，尽可能在用户侧以较低电压等级接入，允许内部多点接入配电系统，避免安装不必要的升压设备。

第二十一条 电网企业应根据分散式风电接入方式、电量使用范围，本着安全、简便、及时、高效的原则做好并网管理，提供相关服务。

第二十二条 分散式风电与电网的产权分界点为风电机组集电线路最靠近电网的最后一台风电机组处，电量计量点原则上尽可能接近产权分界点，在技术条件复杂时可由开发企业与当地电网企业协商确定。电网企业提供的电能计量表应可明确区分项目总发电量、“自发自用”电量和上网电量。

第二十三条 完善分散式风电项目电费结算和补贴拨付。

（一）电网企业按月（或双方约定）与分散式风电项目单位（含个人）结算电费和转付国家补贴资金，按分散式风电项目优先原则做好补贴资金使用预算和计划，保障国家补贴资金及时足额转付到位。

（二）电网企业应按照有关规定配合当地税务部门处理好购买自然人（个人）分散式风电项目电力产品发票开具和税款征收问题。

（三）电网企业应做好项目电费结算和补贴发放情况的统计，并按要求向国务院能源主管部门及其派出机构、省级能源主管部门报送相关信息。

（四）分散式风电项目并网调试完成，并具备正式结算条件后，由电网企业按季度按流程向财政部、国家发展改革委、国家能源局申报纳入可再生能源发电补贴目录。

第二十四条 对于接入10千伏及以上电压等级电力系统的分散式风电项目，开发企业应确保其安装的风电机组型号通过了相关国家标准、行业标准所规定的测试，并网运行时电能质量和所在公共电网的接入点电压合格。分散式风电应充分利用自身无功电压调节能力，补偿分散式风电接入带来的无功和电能质量控制需求。电网企业根据当地电网运行需要，统一建立覆盖本地区的功率预测预报体系。

第二十五条分散式风电项目根据其所用的风电机组技术特性运行，在确保电力系统网络与信息安全的前提下，向地市或县级电网调度部门上传运行信息。

第五章 运行管理

第二十六条 分散式风电项目运营主体应当遵守电力业务许可制度，依法开展发电相关业务，并接受国务院能源主管部门及其派出机构的监管。

第二十七条 加强分散式风电项目监测和评价。电网企业应与分散式风电项目建立沟通协调机制，及时掌握分散式风电运行情况。在电网和分散式风电项目检修期间，做好接入点隔离措施。

第二十八条 完善产业技术服务体系。通过市场机制培育分散式风电项目规划设计、工程建设、评估认证、运行维护等环节的专业化服务能力，满足分散式风电项目多元化参与主体的技术需求。

第二十九条 探索新型专业化的运维商业模式。鼓励分散式风电项目应用智能化运行管理技术，实现无人值守的运行模式；鼓励开发企业委托第三方专业机构提供运维服务。

第三十条 完善分散式风电项目机组退役管理。制订风电机组剩余寿命评估标准，在风电机组并网运行达到设计寿命前1~2年内，对机组状况、运行条件及剩余寿命等进行综合评估，按照标准要求对机组采取延期服役或拆除处理。

第六章 金融和投资开发模式创新

第三十一条 创新投融资机制。鼓励各类企业、社会机构、农村集体经济组织和个人参与投资分散式风电项目，实现投资主体多元化。

（一）鼓励项目所在地政府建立分散式风电项目融资服务平台，与银行、保险公司等金融机构合作开展金融服务创新，如设立公共担保基金、风险补偿基金等。鼓励项目所在地政府结合民生项目对分散式风电项目提供贷款贴息。

（二）鼓励银行等金融机构，在有效防控风险的前提下，综合考虑社会效益和商业可持续性，积极为分散式风电项目提供金融服务，探索以项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制。

（三）在确保不增加地方政府隐性债务的前提下，鼓励合法合规地采用融资租赁方式为分散式风电项目提供一体化融资租赁服务；鼓励各类基金、保险、信托等与产业资本结合，探索建立分散式风电项目投资基金；鼓励担保机构对中小企业和个人提供建设分散式风电项目的信用担保，支持分散式风电入户、入社区（乡村和工业园区等）。

第三十二条 积极开展商业模式创新。在农民自愿的前提下，可以将征地补偿费和租用农用地费作为资产入股项目，形成集体股权，并量化给农村集体经济组织成员，建立公平、公正、公开的项目收益分配制度，以组、村、乡镇不同层级农村集体经济组织为股权持有者，其成员为集体股权受益主体，推动实现共享发展。鼓励社会资本采取混合所有制、设立基金、组建联合体等多种方式，以PPP合作模式参与地方政府主导的分散式风电项目投资建设。

第三十三条 鼓励项目所在地开展分散式风电电力市场化交易试点，允许分散式风电项目向配电网内就近电力用户直接售电，市场化交易范围、交易方式、交易电价、输配电价、交易各主体权利和义务等按照分布式发电市场化交易相关规定执行。

第七章 附则

第三十四条本办法自颁布之日起实施，有效期5年。

第三十五条本办法由国家能源局负责解释。

风力发电十四五规划

国家十四五规划重点项目是：

高速铁路：建设成都重庆至上海沿江高铁、上海经宁波至合浦沿海高铁、京沪高铁辅助通道天津至新沂段和北京经雄安新区至商丘、西安至重庆、长沙至赣州、包头至银川等高铁。

普速铁路：建设西部陆海新通道黄桶至百色、黔桂增建二线铁路和瑞金至梅州、中卫经平凉至庆阳、柳州至广州铁路，推进玉溪至磨憨、大理至瑞丽等与周边互联互通铁路建设。提升铁路集装箱运输能力，推进中欧班列运输通道和口岸扩能改造，建设大型工矿企业、物流园区和重点港口铁路专用线，全面实现长江干线主要港口铁路进港。

城市群和都市圈轨道交通：新增城际铁路和市域（郊）铁路运营里程3000公里，基本建成京津冀、长三角、粤港澳大湾区轨道交通网。新增城市轨道交通运营里程3000公里。

高速公路：实施京沪、京港澳、长深、沪昆、连霍等国家高速公路主线拥挤路段扩容改造，加快建设国家高速公路主线并行线、联络线，推进京雄等雄安新区高速公路建设。新改建高速公路里程2.5万公里。

港航设施：建设京津冀、长三角、粤港澳大湾区世界级港口群，建设洋山港区小洋山北侧、天津北疆港区C段、广州南沙港五期、深圳盐田港东区等集装箱码头。推进曹妃甸港煤炭运能扩容、舟山江海联运服务中心和北部湾国际门户港建设。深化三峡水运新通道前期论证，研究平陆运河等跨水系运河连通工程。

现代化机场：建设京津冀、长三角、粤港澳大湾区、成渝世界级机场群，实施广州、深圳、昆明、西安、重庆、乌鲁木齐、哈尔滨等国际枢纽机场改扩建工程，建设厦门、大连、三亚新机场。建设朔州、嘉兴、瑞金、黔北、阿拉尔等支线机场，新增民用运输机场30个以上。

综合交通和物流枢纽：推进既有客运枢纽一体化智能化升级改造，实施枢纽机场引入轨道交通工程。推进120个左右国家物流枢纽建设。加快邮政国际寄递中心建设。

风力发电项目十三五规划内容包括

2020年1月，温州市启动国有企业深化改革，原温州市工业投资集团优化组建为现在的温州市工业与能源集团，为温州市十大国有集团之一，注册资本50亿元。集团同时还挂温州市手工业合作社联合社牌子。

根据温州市深化市级国企改革的工作意见，明确集团主要职责是培育工业、能源、数字经济等产业，促进我市制造业高质量发展，做强做大贸易、资产营运板块，抓好改制企事业单位历史遗留问题处置和集体经济管理服务。

集团现有五大主业。一是电力、热力、燃气生产和供应，二是批发、零售、制造，三是投资管理、综合体运营、专业市场等组织管理服务，四是产业培育、产业创新综合管理服务，五是拓展数字经济等互联网软件信息服务。

集团下辖木材集团、冶炼公司、快鹿集团等17家全资及控股子公司，温州电厂、乐清电厂等7家参股公司，温州市工艺美术研究院等3家事业单位，以及101家托管老国有集体企业。集团及所属子公司员工1700多人，托管企业员工近800人。集团涉及原机械、电子、化工、轻工、二轻、纺织、医药和陶建等八大工业局300余家企业，职工服务面达9万人。

近年来，集团加快优化产业结构调整，积极盘活国有存量土地资产，共推动开发、置换、购置、出让土地1300多亩，新建90万方物业，先后实施建设了综合体、专业市场、风力发电、太阳能光伏发电等一大批重大工程项目，现拥有权益装机容量238万千瓦，位居全省地级市之首。“十三五”时期，集团累计实现营收160.8亿元、利润2.5亿元，上缴税费6.9亿元；资产总额从2015年的129亿元提高到160亿元，净资产从68亿元增加到85亿元，分别增长了24%和25%，实现了国有资产保值增值。

预计2021年全年集团实现营业收入、利润总额分别为46亿元、1.4亿元，分别达到年度目标值的131%、280%；资产总额、净资产分别为180亿元、88亿元，较去年底各增长超12.5%、3.5%；负债率为51%，与去年基本持平。总体上，继续保持稳中有进、稳中向好的发展态势。

风力发电规划目标

随着我国农业进入新阶段,农业生产从注重数量转向注重质量和效益.在这种背景下,生态农业越来越受到社会关注.那么,何谓“生态农业”?它有什么特点?　　据农业专家解释,生态农业是指在保护、改善农业生态环境的前提下,遵循生态学、生态经济学规律,运用系统工程方法和现代科学技术,集约化经营的农业发展模式.生态农业是一个农业生态经济复合系统,将农业生态系统同农业经济系统综合统一起来,以取得最大的生态经济整体效益.它也是农、林、牧、副、渔各业综合起来的大农业,又是农业生产、加工、销售综合起来,适应市场经济发展的现代农业.　　生态农业要求农业发展同其资源、环境及相关产业协调发展,强调因地、因时制宜,以便合理布局农业生产力,适应最佳生态环境,实现优质高产高效.生态农业能合理利用和增殖农业自然资源,重视提高太阳能的利用率和生物能的转换效率,使生物与环境之间得到最优化配置,并具有合理的农业生态经济结构,使生态与经济达到良性循环,增强抗御自然灾害的能力.　　生态农业建设的主要内容有：通过调查统计掌握生态与经济的基本情况,进行农业生态经济系统诊断和分析,进行生态农业区划和农业生态系统的工程优化设计；调整土地利用结构和农业经济结构；优先保护农业生态环境,建设生态工程,合理利用与增殖农业资源,改善农业生态环境；按照生态学原理和农业生态工程方法,从当地资源与生态环境实际出发,设计与实施适宜的生态农业模式；发展太阳能利用、小型水利水电、风力发电、沼气等清洁能源；使农业废弃物资源化,对其进行多层次综合、循环利用,实现无污染的清洁生产；对农业生态经济系统进行科学调控,实行现代集约化经营管理等.

十四五规划关于风电主要内容

生态环境部应对气候变化司司长李高15日表示，在“十四五”“十五五”期间，我国将进一步大力发展风电、太阳能发电。

近日，中国在气候雄心峰会上提出，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上等4项目标。

李高说，这一目标充分展现了中国积极应对气候变化的力度与决心。我国风电和太阳能发电装机规模实现快速发展，均居全球首位。到2030年的风电、太阳能发电装机目标接近现有规模的3倍，相当于美国目前全部发电装机规模，超过了目前全球风电、光伏的装机规模。这意味着我国风电和太阳能发电在过去快速发展的基础上，未来十年仍要实现持续的高速发展。

风力发电项目十三五规划内容是什么

为什么不用天然气发电的原因：

1、气电是世界公认的清洁能源，电力行业“十三五”规划也为其设定了颇具雄心的发展目标，但前3年完成度不足40%。

2、天然气发电目前未现快速增长的迹象，目标“落空”几成定局。

3、与同为清洁能源的风电、光伏发电的耀眼发展速度相比，差距明显。

天然气发电简介：

燃气发电就是使用天然气或者其他可燃气体来发电的过程。

燃气轮机是把热能转换为机械功的旋转机械，包括压气机（在燃气轮机中通常将压缩机称为压气机）、加热工质的设备（如燃烧室）、透平、控制系统和辅助设备等；一般引用空气作为工质。

风电发展十三五规划

2005年2月28日，全国人民代表大会常务委员会第十四次会议《可再生能源法》，这是我国可再生能源的专门法律、基干法律。为实施《可再生能源法》，我国制定了一系列有关可再生能源的专门规章和其他规范性文件（2006-2014年）。

2015年我国西北部分地区出现了较为严重的弃风弃光现象，为了解决弃风限电问题，国家在2016年初出台了相应政策，但是效果并不是很理想，弃风主要发生在甘肃、新疆和宁夏，2016年以来，国家为了解决弃风弃光问题煞费苦心 ，出台了一系列助力风光消纳的政策 。2017年国家政策主要关注可再生能源的开发利用指导。

图表1：国家关于可再生资源行业的政策历程图

资料来源：前瞻产业研究院整理

图表2：截至2017年国家可再生资源行业的政策汇总（一）

资料来源：前瞻产业研究院整理

图表3：截至2017年国家可再生资源行业的政策汇总（二）

资料来源：前瞻产业研究院整理

在《可再生能源法》以及有关政策支持下，我国可再生能源产业快速发展，技术水平显著提高，制造产业能力快速提升，市场应用规模不断扩大，为推动能源结构调整、保护生态环境和培育经济发展新动能发挥了重要作用，为深入贯彻能源生产和消费革命战略，有效解决可再生能源发展中出现的弃水弃风弃光和补贴资金不足等问题，实现可再生能源产业持续健康有序发展，国家能源局印发了《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》：明确，到2020年，非化石能源占一次能源消费总量的比重达到15%左右，到2030年达到20%左右。截至2015年，这一比重仅为12%。

国家可再生能源规划汇总

加快建立清洁低碳、安全高效的现代能源体系，促进可再生能源产业持续健康发展, 实现2020年非化石能源占一次能源消费比重15%的目标，2012年12月、2016年12月，国家发展改革委相继发布了《可再生能源发展“十二五”规划》、《可再生能源发展“十三五”规划》。

图表4：2020 年可再生能源开发利用主要指标（单位：万千瓦，亿立方米，万吨，万吨标准煤/年，%）

资料来源：《可再生能源发展“十三五”规划》前瞻产业研究院整理

可再生能源制度汇总

目前，我国已经建立了可再生能源的目标引导制度、监测预警机制、补贴优化机制及能源绿色电力证书核发及自愿认购交易机制：

图表5：国家可再生资源行业的制度汇总

资料来源：前瞻产业研究院整理

各省市可再生能源相关政策汇总

新能源和可再生能源绿色低碳、环境友好，是能源生产和消费革命的重要内容，代表能源未来发展方向。为响应国家《可再生能源法》号召，各省也颁布了可再生能源的地方政策。

图表6：各省市可再生能源政策汇总（一）

资料来源：前瞻产业研究院整理

图表7：各省市可再生能源政策汇总（二）

资料来源：前瞻产业研究院整理

图表8：各省市可再生能源政策汇总（三）

资料来源：前瞻产业研究院整理

图表9：各省市可再生能源政策汇总（四）

资料来源：前瞻产业研究院整理

各省市可再生能源规划目标汇总

为鼓励可再生能源的开发和利用，2020全国各省出台了可再生能源配额制及2017-2020年风电、光伏电站、生物质发电新增规模和规划布局：

图表10：2020年各省(自治区、直辖市)行政区域全社会用电量中非水电可再生能源电力消纳量比重指标（单位：%）

资料来源：前瞻产业研究院整理

图表11：2017-2020年风电新增建设规模方案（单位：万千瓦）

资料来源：前瞻产业研究院整理

图表12：2017-2020年光伏电站新增建设规模方案（单位：万千瓦）

资料来源：前瞻产业研究院整理

图表13：生物质发电“十三五”规划布局方案（单位：万千瓦）

资料来源：前瞻产业研究院整理

风力发电项目十三五规划内容有哪些

国家分布式补贴政策

分布式电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税，下同)，光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。

分布式：

电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税，下同)，光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。光伏发电先确定标杆电价，2021年以后的价格另行制定。

国家给予分布式光伏的优惠政策

根据国能新能〔2013〕433号、国家电网财[2013]2044号文，分布式是光伏项目的前期工作和并网办理流程大大简化。

1)免除发电业务许可、规划选址、土地预审、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件;

2)个人项目由电网公司代备案

自然人利用自有住宅及在住宅区域内建设的分布式光伏发电项目，由当地电网企业直接登记并集中向当地能源主管部门备案。

根据国家电网财[2013]2044号文，分布式是光伏项目的并网办理流程大大简化。

1)鼓励地市级或县级政府结合当地实际，建立与电网接入申请、并网调试和验收、电费结算和补贴发放等相结合的分布式光伏发电项目备案、竣工验收等一站式服务体系，简化办理流程;

2)由地市级或县级电网企业按照简化程序办理相关并网手续，并免费提供并网咨询、电能表安装、并网调试及验收等服务;

根据《关于完善光伏发电规模管理和实行竞争方式配置项目的指导意见》(发改能源[2021]1163号)，光伏项目的备案被分为三类：

普通光伏项目和领跑者项目，都要采取竞争性配置的方式获得规模指标。

屋顶项目不分“自发自用、余电上网”还是“全额上网”，都不限指标。

为了解决屋顶难找的问题，地方政府也在想办法解决。很多地方政府都对下辖的现有建筑、新建建筑的标准作出规定，提出要按照分布式光伏的标准考虑。

对于现有建筑屋顶，全国9个省/市/县(北京市、南昌市、太原市、杭州市、富阳市、德清县、龙游县、江山市、安吉县)规定下辖区域内，已有企业年综合能耗达到1000~5000吨标煤等不同标准时，政府鼓励或强制要求在屋顶上安装光伏发电项目。

对于新建建筑屋顶，全国18个省/市/县(合肥市、洛阳市、无锡市、镇江市、南昌市、太原市、浙江省、杭州市、德清县、嘉兴市、温州市、洞头县、瑞安市、乐清市、永嘉县、绍兴市、安吉县、丽水市)规定下辖区域内，新建建筑屋顶面积达到1000~3000等不同标准时，政府鼓励或强制要求屋顶按照安装分布式光伏项目的要求进行同步规划、设计、施工和验收。

除了国家补贴以外，全国很多有实力的省、市、县，在国家补贴的基础上又出台了地方补贴

据不完全统计，目前，全国共9个省(北京、山东省、江苏省、江西省、河北省、上海市、吉林省、湖南省、浙江省)有省级单独的度电补贴;10个地级市(合肥市、南昌市、商洛市、杭州市、宁波市、嘉兴市、温州市、绍兴市、衢州市、丽水市)有市级单独的度电补贴;12个县级单位(萧山区、富阳市、建德市、德清县、安吉县、洞头县、瑞安市、乐清市、永嘉县、龙游县、江山县、余姚市)有县级单独的度电补贴。

全国共2个省(江西省、陕西省)、4个市(无锡市、合肥市、嘉兴市、绍兴市)、8个县(富阳市、建德市、德清县、安吉县、洞头县、永嘉县、龙游县、江山县)给予初始投资补贴。

以在北京市普通商业建筑上建设光伏项目为例，无论是自用电量还是上网电量，电价均在1元/kWh以上：

6、补贴结算有保障

国家可再生能源补贴实行由电网企业按月转付补贴资金的制度。

当可再生能源附加不足时，优先发放分布式光伏项目的补贴;而且，自然人投资的分布式光伏项目，补贴由电网公司垫付。

另外，在刚刚颁布的《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》中，未把分布式光伏项目纳入绿证范围之内。可见，国家计划在地面电站领域，用市场化的手段解决补贴问题;然而，在分布式光伏领域，将仍然采用可再生能源附加的形式来解决。由于绿证价格低于可再生能源附加，因此，分布式光伏项目的补贴保障性更强!

7、电量可计入节能量

根据《“十三五”节能减排综合工作方案》，到2021年全国万元GDP能耗要下降15%，各企业节能压力大。

然而，根据各地的分布式光伏政策：企业建设自发自用的分布式光伏项目，使用的分布式光伏项目产生电量，可计入企业的节能量。

8、不参与竞争售电

在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2021〕9号)中，对于分布式电站的提法：

(五)稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务。

18、多途径培育市场主体。

允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电;鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售;允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易;鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务;允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务。

同时，根据电改系列文件中的配套附件4《关于有序放开放用电计划的实施意见》：

(一)优先发电基本内容。

优先发电是指按照政府定价或同等优先原则，优先出售电力电量。优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障，拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障，目前不参与市场竟争。

(二)优先发电适用范围。

为便于依照规划认真落实可再生能源发电保障性收购制度，纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电。