将陕西电网统一调度范围内，执行燃煤机组脱硫、脱硝、除尘标杆上网电价及新投产且安装脱硫、脱硝、除尘设施并经省级环保部门验收合格的燃煤发电机组（含热电联产机组）标杆上网电价每千瓦时降低为0.3796元（含税，下同），未执行标杆电价的其他燃煤发电机组（含自备电厂）上网电价每千瓦时同步降低0.98分。
未安装脱硫、脱硝、除尘设施的燃煤发电机组，上网电价在上述电价基础上每千瓦时分别扣减1.5分、1分和0.2分。
大唐略阳发电有限责任公司上网电价每千瓦时降低为0.3836元。
（二）实行燃煤发电机组超低排放电价。
为加快我省燃煤发电机组环保升级改造，改善大气环境质量，对达到超低排放标准并经省级环保部门验收合格的燃煤发电机组，实行超低排放电价，其上网电价每千瓦时加价1分。
（三）提高水电上网电价。
为鼓励清洁能源发展，促进节能减排，适当提高水电上网电价。
总装机2.5万千瓦及以上的水电机组，在1991年5月1日前投产的，上网电价每千瓦时提高1分，在1991年5月1日至2006年9月1日前投产的，上网电价每千瓦时提高1.5分，在2006年9月1日以后投产的，上网电价每千瓦时提高2分；小水电上网电价每千瓦时提高1.5分。
省地方电力（集团）有限公司所属趸售县水电上网电价和水电站富裕上网电量送陕西电网的，也按以上规定执行。
二、同步调整陕西电网销售电价（一）陕西电网居民生活和农业生产用电价格不作调整；除中小化肥生产用电以外的一般工商业和大工业销售电价每千瓦时降低0.8分；中小化肥生产用电分步取消价格优惠政策每千瓦时提高9.2分，至2016年4月20日全部取消优惠，执行相同用电类别的工商业用电价格。
我委结合陕西电力运行实际，在充分征求有关单位意见后，编制完成《陕西省2023年电力中长期市场化交易实施方案》。
现予以印发，请遵照执行。
陕西投资环境介绍陕西简称"秦"，地处中国内陆的中心位置，面积20.58万平方公里，人口3790万。
设西安、宝鸡、咸阳、铜川、渭南、延安、榆林、汉中、安康、商洛10个省辖市和杨凌农业高新技术产业示范区，107个县（市、区）。
从北至南，依次分为陕北、关中、陕南三大区域。
陕西是华夏文明的重要发祥地。
省会西安，古称长安，先后有13个朝代在此建都，历时1100多年，是世界历史文化名城，著名的"丝绸之路"起点。
陕西能源资源富集，全省矿产资源潜在总价值超过42万亿元，据全国之首。
特别是煤炭、石油、天然气能源资源储量丰富，已成为国家西气东输、西电东送、西煤东运的重要能源接续地。
陕西科教实力雄厚，科研院所众多，高校林立，现有科研院所1076个，普通高校98所，在校生约120万人。
陕西产业基础良好，是中国的老工业基地，以能源化工、装备制造、高新技术、旅游文化为主导的特色产业得到了长足发展。
陕西区位优势明显，交通枢纽地位日益凸显，铁路运营里程4965公里，高速公路通车里程达到4083公里，居西部第一。
随着西北地区最大国际枢纽机场——西安咸阳国际机场扩建工程的完工和西安地铁二号线的开通运营，一个综合性、立体化的交通体系正在形成。
西部大开发以来，陕西经济实现了又好又快发展，国内生产总值连续十年保持两位数增长。
2012年度陕西省GDP14451亿元，跃居全国第16位，人均GDP6110美元，跃居全国第14位，陕西省从欠发达省份阔步迈入中等发达省份、全面建设西部强省其势已成、其时已至。
目前国家正在深入实施新一轮西部大开发战略和《关中—天水经济区发展规划》，陕西正以更加自信、开放的姿态融入世界经济发展的大潮中，对外贸易、利用外资和省际合作迅速增长，世界500强已有80家在陕设立130家企业或分支机构，越来越多的中外客商来陕投资兴业。
古老的陕西充满魅力，开放的陕西充满商机。
风电开发建设管理暂行方法目录：第一章总则第二章风电开发建设管理机构第三章风电项目选址与规划第四章风电项目建设准备第五章风电项目建设第六章风电项目运行管理第七章风电项目检查与监管第八章风电项目安全管理第九章环境保护与监测第十章法律责任第一章总则第一条为了加强对风电开发建设管理工作的规范和引导，促进风电产业的健康、快速进展，保护生态环境和人民群众的利益，特订立本方法。
第二条本方法适用于中国境内风电开发建设管理工作，包括风场选址、规划、建设、运行、检查、监管、安全管理、环境保护和监测等各环节。
第三条风电开发建设应遵从“节省能源、保护环境、可持续进展”的基本方针，依照“能效优先、技术先进、安全第一、质量至上”的原则，加强风电工程学科交叉应用和协同创新，推动风电技术创新，提高风电产业核心竞争力。
第四条风电开发建设应充分发挥市场机制作用和政府调控作用，优化风电产业链布局和产业进展结构，调动社会气力参加风电开发建设，形成良好的进展环境和秩序。
第二章风电开发建设管理机构第五条国家能源局是风电开发建设的主管部门，负责订立风电开发建设总体规划、政策、标准和技术指南，对风电开发建设实施监督和管理，处理风电开发建设的重点问题。
第六条国家能源局应当建立风电开发建设管理机构，其重要职责包括：拟订年度风电开发建设计划，引导和管理风电开发建设，组织开展风电技术和标准讨论、监测、检查和评估工作等。
第七条地方政府应当依照国家风电开发建设规划定期订立本地区风电开发建设规划，引导和管理本地区风电开发建设。
第八条地方政府应当相应建立风电开发建设管理机构，负责本地区风电开发建设的规划、引导、监管和评估工作等。
第三章风电项目选址与规划第九条风电项目选址应遵从生态环境保护的原则，避开污染、破坏自然景观和生态环境，并考虑风能资源、基础设施、用地情况等综合因素。
第十一条风电项目建设准备应当充分调查、讨论、评估项目的可行性和可行性讨论报告的结论，包括风能资源、选址、技术、经济、社会和环境等方面。
陕西省发展和改革委员会关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知正文：----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------陕西省发展和改革委员会关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知各设区市、韩城市发展改革委，杨凌示范区发展改革局，国网陕西省电力有限公司，陕西电力交易中心有限公司，各增量配电网企业：根据《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）精神，为充分发挥电价杠杆作用，引导用户削峰填谷和促进新能源消纳，服务新型电力系统建设及提升整体利用效率，保障电力安全稳定供应，现就进一步完善我省分时电价机制有关事项通知如下。
一、执行范围（一）除电气化铁路牵引用电外的执行工商业及其他电价的电力用户，应执行峰谷分时电价。
其中机关、部队、医院暂不执行峰谷分时电价。
（二）居民峰谷分时电价和季节性电采暖电价政策仍按现行规定执行。
农业生产用电执行峰谷分时电价，其中排灌用电暂不执行峰谷分时电价。
（三）我委将根据电力供需状况逐步扩大峰谷分时电价政策执行范围。
二、完善机制（一）除居民生活用电外的峰谷分时电价每日分为高峰、平段、低谷三个时段，每个时段8个小时。
（二）峰谷分时电价浮动比例保持不变，大工业生产用电峰平谷比价为1.63：1：0.37，农业生产用电、一般工商业及其他用电峰平谷比价为1.5：1：0.5。
市场交易电力用户以当月购电价格（含电能量交易价格和输配电价）为基数浮动。
政府性基金及附加不参与浮动。
（三）每年夏季7月、8月，冬季1月、12月对工商业及其他用电实施尖峰电价，夏季尖峰时段为每日19:30-21:30，冬季尖峰时段为每日18:30-20:30，尖峰时段用电价格在峰段电价基础上每千瓦时上浮20%。
经研究，现批复如下：一、为合理利用陕北丰富的太阳能资源，优化电源结构，实现能源多元化供应，同意华电陕西能源有限公司建设靖边5MWp太阳能光伏发电项目。
二、项目建设地点位于靖边县杨桥畔乡西南8km处九里滩村，距靖边县城东约12km处，南临子靖高速公路。
三、项目建设应本着节约和集约用地原则，按设计要求从严控制用地面积，工程建设占地原则上不超过11.27公顷。
四、项目总装机容量5MWp，由功率225Wp多晶硅光伏电池组件组成，共计22400个。
建设方案为：光伏阵列由5个1MWp单元组成，每个单元配置一台容量为1250KVA的三相升压变压器。
所发电量接至电站内35KV配电室后通过电站外架空电线送出。
五、华电靖边5MWp太阳能光伏发电项目装机接入省电力公司榆林电网，具体以接入系统设计批准方案为准。
上网电价按照《金太阳示范工程财政补助资金管理暂行办法》有关规定执行。
六、项目总投资10942万元。
其中，资本金3283万元，占总投资的30%，由企业自筹；申请金太阳示范工程补助资金5471万元，占项目总投资的50%；其余资金申请银行贷款解决。
电力直接交易价格的说明为了让各市场主体更好的理解陕西电网输配电价核定后电力直接交易电价构成，促进直接交易平稳有序开展,现对交易结算电价给予具体说明：电力用户结算电价(平段)=直接交易电价+输配电价（含线损和交叉补贴）+政府性基金附加其中:直接交易电价为电厂上网侧成交电价。
输配电价核定后，按照最新要求，发电企业报价中包含工业企业结构调整专项资金及超净排放的环保加价，发电企业实际结算电价=直接交易电价-1.99分/千瓦时.如实际成交电价为0。
3346元/千瓦时,则发电企业实际结算电价为0.3147元/千瓦时,且不再有环保加价。
目前省内火电企业脱硫脱硝实际电价为0。
3545元/千瓦时（不含超净排放加价，含超净排放加价为0.3645元/千瓦时）,结算时征收1。
68分/千瓦时工业企业结构调整专项资金后(不含税，计及增值税及附加费用对应发电企业支出成本为1.99分/千瓦时,以下均以1。
99分/千瓦时计算发电企业成本,具体见《关于征收工业企业结构调整专项资金有关问题的通知(财税〔2016〕6号)》），发电企业实际结算标杆电价按0。
3346元/千瓦时执行。
输配电价（含线损和交叉补贴）及政府性基金附加按照陕价商发〔2017〕3号文《陕西省物价局关于2017—2019年输配电价有关问题的通知》执行。
附件：申报电价与结算电价关系实例一、发电企业结算电价发电企业结算电价=直接交易电价(含工业企业结构调整专项资金、含税、含环保电价）。
例如：某含超净的电厂申报电价为334.6元/兆瓦时,此时较原先电价降价幅度为29.9元/兆瓦时,其中包括10元/兆瓦时的超净电价，19。
9元/兆瓦时的工业企业结构调整专项资金。
表1电厂申报电价与降价幅度比较二、电力用户结算电价电力用户结算电价(平段）=直接交易电价+输配电价(含线损和交叉补贴）+政府性基金附加。
1。
陕西电网(不含榆林）电力用户结算电价例如：陕西电网(不含榆林)某110kV大工业电力用户销售电价为519。
一、保留居民、农业目录销售电价。
居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，仍执行陕西电网现行目录销售电价政策（详见附件1）。
低价电源优先用于保障居民、农业用电。
二、取消工商业目录销售电价。
有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消陕西电网大工业生产用电、一般工商业及其它用电目录销售电价。
目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。
工商业及其它用电的输配电价和政府性基金及附加由电网企业按照现行规定收取（详见附件2），峰谷分时电价按我省规定的峰谷时段及浮动比例等政策执行。
三、建立电网企业代理购电机制。
对暂未直接从电力市场购电的用户，由电网企业（含各增量配电网企业，下同）代理购电，代理购电实施方案按照国家要求另行制定下发。
电网企业要在近期尽快发布首次代理购电公告，公告至少1个月后向代理用户售电，在此之前，工商业用户用电价格继续按我省原目录销售电价水平执行（具体可见陕发改价格〔2020〕1639号）。
陕西省发展和改革委员会关于调整榆林电网电力价格的通知正文：----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------陕西省发展和改革委员会关于调整榆林电网电力价格的通知榆林市发展改革委，神木市、府谷县发展改革科技局，省电力公司、省地方电力（集团）有限公司：为全面贯彻落实《政府工作报告》关于一般工商业平均电价再降低10%的要求，根据《国家发展改革委关于降低一般工商业电价的通知》（发改价格〔2019〕842号）精神，经研究，决定调整榆林电网电力价格。
现就有关事项通知如下：一、降低一般工商业目录电价和输配电价。
按照国家部署安排，结合我省实际，利用降低省内电网企业固定资产折旧率0.5个百分点和适当压减电网企业利润所形成的降价空间降低榆林电网一般工商业用电价格和输配电价，每千瓦时平均降低3.17分，调整后的榆林电网销售电价表、峰谷电价表和输配电价表分别见附件1、附件2和附件3。
本次电价调整后省内一般工商业用户可按规定选择执行峰谷电价政策，也可选择在平段电价基础上每千瓦时加价4分的电价标准执行。
以上价格调整自2019年7月1日起执行。
各级发展改革部门要做好政策宣传解释工作，在政策执行过程中发现问题，请及时报告我委。
附件：1.榆林电网销售电价表附件：2.榆林电网峰谷分时销售电价表附件：3.2017-2019年榆林电网输配电价表陕西省发展和改革委员会2019年5月22日——结束——。
我国分省区风电项目开发建设指南-河南我国分省区风电项目开发建设指南——河南——概述风能是清洁的可再生能源，大力开发利用风能资源是有效应对气候变化的重要措施。
我国风能资源丰富，根据国际上通用的风能资源技术开发量评价指标，我国陆地70m高度年平均风功率密度≥300W/m2的风能资源技术开发量为26亿kW。
一、资源概况河南省风能资源丰富区主要分布在：豫北太行山东部（安阳、鹤壁和新乡）的山地和山前丘陵高地；豫西三门峡、洛阳境内的崤山山脉和黄河南岸的山体；郑州、平顶山、南阳、驻马店一带山区与平原过渡地带的山体和丘陵高地；大别山区和桐柏山的局部山区；豫西伏牛山、熊耳山和外方山的局部山地；太行山南部（济源、焦作）局部山体。
其中，河南省中部山区向平原过渡区的低山丘陵（海拔为200~700m），是风能资源开发价值最好的区域。
在我国中部地区属风电开发潜力较大的省份之一。
风能资源年变化规律一般是冬天、春季节较好，夏、秋较差，3-4月为最高值，8-9月为最低值。
在70m高度，河南省平均风功率密度达到400W/m2以上的技术开发面积为274km2，技术开发量仅为89万kW；达到300W/m2以上的技术开发面积为1151km2，技术开发量为389万kW；达到250W/m2以上的技术开发面积为1375km2技术开发量为561万kW；达到200W/m2以上的技术开发面积为1567km2，技术开发量为657万kW。
技术可开发的风能资源多数分布在山区，少量分布在丘陵、高地，连片形成10万kW以上规模的风场少。
图1：河南省70m高度层30年平均风速分布图图2：河南省70m高度层30年平均风功率密度分布图二、电价2009年7月20日，国家发改委发布《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906号），决定按风能资源状况和工程建设条件，将全国陆地风电标杆电价按照4类风能资源区分别定价（见下表），四类风能资源区风电标杆电价分别为0.51元/kwh、0.54元/kwh、0.58元/kwh、0.61元/kwh。
我国分省区风电项目开发建设指南-湖南湖南省风电资源丰富，具备优良的风能资源条件，是风电项目开发建设的理想区域。
为了进一步推动湖南省的风电产业发展，制定本指南，以促进项目开发建设，提高能源利用效率，推动经济可持续发展。
一、项目规划与选址1.基于风速、风向和地形条件等因素，选择适宜的风电项目布局区域。
2.考虑到电网接纳能力、电力需求等因素，科学规划风电项目的装机容量和数量。
3.推动分散式、集中式和混合式的风电项目布局，形成多样化的发展格局。
二、环境评估与规划1.对风电项目进行环境影响评价，确定项目对环境的影响，并制定相应的环境保护措施和监测计划。
2.合理规划项目区域的保护与修复，确保项目施工和运营不对生态环境造成重大破坏。
三、项目可行性研究1.进行项目的技术、经济、社会和环境可行性研究，确定项目的导入性和可持续发展性。
2.对风电资源、电力需求、政策环境等进行综合分析，评估项目的风险和收益情况。
3.优化项目方案，确保项目建设和运营的经济效益和社会效益。
2.积极引导金融机构参与风电项目融资，提供资金支持和金融产品创新。
3.加强政府与企业的合作，为项目的融资提供政策支持和企业服务。
五、项目建设与运维1.根据项目规划，制定项目建设和运维计划，确保项目的顺利实施和长期稳定运行。
2.优化项目建设流程，加强项目管理和组织协调，提高工程质量和进度。
3.建立风电项目的运维管理体系，加强设备监测和维护，提高项目的可靠性和可持续性。
六、政策支持与促进措施1.制定风电产业发展政策，鼓励企业参与风电项目建设，提供税收和财务优惠政策。
2.加强技术研发和创新，提升风电技术水平，推动风电产业的可持续发展。
3.建立风电项目运行数据和信息共享平台，提供行业标准和技术支持。
七、监督管理与评估1.加强对风电项目建设和运行的监督管理，确保项目遵守法律法规和技术标准。
陕西省发展和改革委员会关于明确转供电环节电价政策有关事项的通知正文：----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------陕西省发展和改革委员会关于明确转供电环节电价政策有关事项的通知各设区市、韩城市、杨凌示范区、西咸新区发展改革委（局），国网省电力公司、省地方电力（集团）有限公司：为了便于电费收取透明化、简便化，提高一般工商业电价降价政策的可操作性，根据国家有关规定，在充分借鉴外省有关经验和做法基础上，结合我省实际，现将转供电环节电价政策有关事项进一步明确如下。
一、转供电主体电价结算方式及标准。
商业综合体、产业园区、物业、写字楼等转供电主体与省内电网企业的结算电价，选择按照一般工商业峰谷电价标准或者一般工商业各电压等级平段电价每千瓦时加4分钱的标准执行。
二、峰谷分时电表终端用户到户电价。
终端用户安装峰谷分时电表的，转供电主体要按照我省目录电价规定的终端用户相应电压等级峰谷分时销售电价标准和分表电量收取电费。
三、其他终端用户到户电价。
对暂不具备峰谷分时电表计量的其他终端用户，除合理的损耗电费（包括变压器和线路损耗）外，转供电主体不得随国家规定销售电价加收其他费用。
终端用户当月到户电价=转供电主体相应电压等级平段电价每千瓦时加4分钱+损耗电价，损耗电价=转供电主体相应电压等级平段电价每千瓦时加4分钱/（1-损耗率）-转供电主体相应电压等级平段电价每千瓦时加4分钱，损耗率=1-（上一年度所有终端用户到户电量之和+公共部位、共用设施设备用电量+转供电主体自用电量）/上一年度转供电主体与电网企业结算电量。
转供电主体应通过加强管理、改造供用电设施设备等方式降低损耗率，损耗率最高不超过10%。
国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知正文：----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知发改价格[2015]3044号各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局：为落实国务院办公厅《能源发展战略行动计划（2014-2020）》目标要求，合理引导新能源投资，促进陆上风电、光伏发电等新能源产业健康有序发展，推动各地新能源平衡发展，提高可再生能源电价附加资金补贴效率，依据《可再生能源法》，决定调整新建陆上风电和光伏发电上网标杆电价政策。
经商国家能源局同意，现就有关事项通知如下：一、实行陆上风电、光伏发电（光伏电站，下同）上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。
为使投资预期明确，陆上风电一并确定2016年和2018年标杆电价；光伏发电先确定2016年标杆电价，2017年以后的价格另行制定。
具体标杆电价见附件一和附件二。
二、利用建筑物屋顶及附属场所建设的分布式光伏发电项目，在项目备案时可以选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式；已按“自发自用、余电上网”模式执行的项目，在用电负荷显著减少（含消失）或供用电关系无法履行的情况下，允许变更为“全额上网”模式。
“全额上网”项目的发电量由电网企业按照当地光伏电站上网标杆电价收购。
选择“全额上网”模式，项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案，并不得再变更回“自发自用、余电上网”模式。
三、陆上风电、光伏发电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
陕西省风电项目开发建设指南及上网电价执行情况陕西省物价局转发国家发改委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知，通知明确指出，陆上风电标杆上网电价适当调整。
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，继续实行分资源区标杆上网电价政策。
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、0.56元：第IV类资源区风电标杆电价维持现行每千瓦时0.61元不变。
（国家划分陕西省属于此类）同时，继续实行风电价格费用分摊制度。
风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）以内部分，由当地省级电网负担：高出部分，通过国家可再生能源发展基金分摊解决。
燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分相应调整。
一、资源概况陕西省风能资源总储量为3808万千瓦,从地域上看，陕西风功率密度相对较大的地区主要在陕北长城沿线、渭北、黄河小北干流沿岸区域以及秦岭的高山区。
陕北长城沿线位于毛乌素沙漠的南缘，地势平坦，地面冷空气较为活跃，地形对空气运动的阻挡作用较小，加上地面植被状况与沙漠地区差异较大，易引起局地环流，造成风速较大，风能资源较大;渭北地势较为平坦，海拔明显高于其南部的关中盆地，黄河小北干流沿岸区域处于关中盆地东西向喇叭口开口处，地势同样开阔平坦，特殊的地形造成风能资源大于其它地区。
二、电价2014年12月31日，国家发改委发布《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》(发改价格〔2014〕3008号)，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。
韩城市项目纳入渭南市统筹备案，神木、府谷县项目纳入榆林市统筹备案。
屋顶（不含农业大棚）分布式光伏发电项目由各县（区）发展改革部门备案。
二、请各地发改部门切实做好备案权限下放的承接工作，按照国家能源局《光伏电站项目管理暂行办法》和《陕西省企业投资项目备案暂行办法》，结合当地光伏产业发展、电力消纳等实际情况，制定本地区光伏项目管理办法，严格项目准入条件。
在本地光伏电站“十三五”规划总规模内合理确定年度备案规模，做好项目备案工作。
表1：2014年调整后的全国风力发电标杆上网电价表陕西省属于Ⅳ类资源区，本次调价对海南地区的风电建设投资收益没有影响。
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。
三、经济性评价如按照风电项目满发小时数最低的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，则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%。
表2：陕西风电不同电价水平内部收益率估算表从上表可看出，2014年电价调整后，河北省Ⅱ类资源区风电全部投资税前内部收益率大约降低0.69%,资本金内部收益率大约降低2.14%。
四、陕西省风电建设运行情况根据国家能源局发布的《2014年风电产业监测情况》，截止到2014年底，陕西省风电项目累计核准容量343万千瓦，累计在建容量212.7万千瓦，新增并网容量29.7万千瓦，累计并网容量130.3万千瓦。
陕西省本地的电力消纳能力较弱，大量的电力需要外送，风电上网受到外部需求的影响。
陕西省电源结构以火电为主，调峰能力较弱，影响风电的外送。
此外，由于电网建设的滞后，在一定程度上也影响了风电的输送。
榆林等陕北长城沿线地区的风能资源属于陕西最好的区域，但该地地处黄土高原，交通运输费用、原材料价格相对较高，风电场区域内有村庄、居民点、基本农田、文物古迹、油井、移动基站等建筑物存在，周围环境复杂，对风电机组的布置造成一定困难。
表3：陕西风电运行情况截止2015年11月陕西省风电装机143万千瓦、光伏46.82万千瓦、水电290.25万千瓦。
2016年上半年投产风电140万千瓦和60万光伏。
五、陕西省风电建设政府补贴政策基本是高出当地火电上网电价部分由国家、省、市政府补贴。
六、2014年陕西省重点建设的风电项目陕西省发布2014年重点建设项目计划。
计划显示，2014年陕西省计划推进的重点建设项目370个，总投资2.06万亿元，年度投资2544亿元。
其中，续建项目155个，新开工项目65个，开展前期工作的项目150个。
这些重点建设项目中，风电项目共有17个：续建风电项目3个，新开工风电项目4个，开展前期工作的风电项目10个。
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