第一篇：山西省分散式及風電項目調研報告

山西省分散式及風電項目調研報告

三月份，按照公司市場營銷計劃，到山西省對風電項目開發建設情況及分散式風電項目在山西開發合作的可能性進行了調研，市場營銷部陪同趙普文董事長拜訪了華能山西省分公司王文瑞總經理，就上述關心的問題向他進行了咨詢和調研，并征求了王總對我公司開展此次調研的建議。

風資源狀況：

截止2010年底，山西省主管部門已經將全省的風資源全部統一規劃完畢，十二五計劃中，山西省風電開發計劃總共1200萬kW，到現在為止，已經規劃到國家級的幾大風電開發企業。十三五期間的風資源約1000萬kW，也已經分配完畢。

現在到山西尋找風資源和搞合作開發為時已晚，2010年前來山西找機會還是時候，現在已經沒有機會了。

項目合作：

央企在風電項目上與民營企業相比具有更大優勢，山西當地政府不愿與民企打交道，華能山西分公司也不可能與民營企業合作搞風電場建設。建議到其他省份和地區尋找機會。

分散式風電項目：

關于國家能源局下發的開展分散式風電項目的通知，發電商已經知道了，但那是前任領導的倡議，現任領導不感興趣。各地區企業也將分散式項目與發電商談合作，但地方政府在分散式項目開發決策上左右不了發電商的主管領導，發電商也已經將分散式的資源圈到自己名下，何時開發，等時機成熟再說。發電商不做，也不讓別的企業占用。

山西當地的特殊情況：

經過近幾年與山西當地老百姓和政府官員打交道，深刻地認識到山西的當地現有文化，做任何事情與其他省份有很大的不同，外部企業不了解。主要突出表現在做風電項目很艱難，沒有相當充裕的資金寸步難行，老百姓、村級、鄉鎮

級、縣級等官員都要錢，并且明目張膽，很難對付。如果在山西只做一個5萬的風電場，還不如不做，因為投入的資金要比其他省份做同樣的項目大得多。這種現狀可能與山西擁有很多煤老板等暴發戶的做事觀念有關，做任何事情先談錢，并且太明顯。

建議：

針對山西目前的風電現狀和相關情況，王總建議，還是將工作重點和目標放到湖南、湖北、安徽和河南等中部地區，考慮低風速區的風電項目，這些地區的風速一般在6米/秒左右。或者到西北地區考慮做風光、太陽能項目。

建議風電設備制造企業考慮近幾年網羅一批優秀的售后服務人才，等風電業再過二到三年，風電機組的質保期基本已過，發電商根本做不了維護，可以組織一個售后服務團隊，做風電業的專業服務，是個不錯的選擇。

第二篇：分散式風電項目開發建設暫行管理辦法

附件

分散式風電項目開發建設暫行管理辦法

第一章

總則

第一條為推進分散式風電發展，規范分散式風電項目建設管理，根據《中華人民共和國可再生能源法》《中華人民共和國電力法》《中華人民共和國行政許可法》《中華人民共和國土地管理法》以及《分布式發電管理暫行辦法》，制定本辦法。

第二條分散式風電項目是指所產生電力可自用，也可上網且在配電系統平衡調節的風電項目。項目建設應滿足以下技術要求：

（一）接入電壓等級應為110千伏及以下，并在110千伏及以下電壓等級內消納，不向110千伏的上一級電壓等級電網反送電。

（二）35千伏及以下電壓等級接入的分散式風電項目，應充分利用電網現有變電站和配電系統設施，優先以T或者π接的方式接入電網。

（三）110千伏（東北地區66千伏）電壓等級接入的分散式風電項目只能有1個并網點，且總容量不應超過50兆瓦。

（四）在一個并網點接入的風電容量上限以不影響電網安全運行為前提，統籌考慮各電壓等級的接入總容量。

國家關于分布式發電的政策和管理規定均適用于分散式風電項目；110千伏（東北地區66千伏）電壓等級接入的分散式風電項目，接入系統設計和管理按照集中式風電場執行。第三條鼓勵各類企業及個人作為項目單位，在符合土地利用總體規劃的前提下，投資、建設和經營分散式風電項目。鼓勵開展商業模式創新，吸引社會資本參與分散式風電項目開發，充分激發市場活力。

第四條各省級能源主管部門在國務院能源主管部門的組織和指導下，負責本地區分散式風電項目的開發規劃、建設管理以及質量和安全監督管理職責。

第二章

規劃指導

第五條地方各級能源主管部門會同國土、環保、規劃等部門和相關企業，依據當地土地利用總體規劃和風能資源、電網接入、清潔能源消納能力等開發建設條件，制訂當地分散式風電開發建設規劃，并依法開展環境影響評價工作，編制規劃環境影響報告書，同時結合實際情況及時對規劃進行滾動修編。分散式風電開發建設規劃應做好與《風電發展“十三五”規劃》的銜接，在落實消納條件和分散式風電技術要求的條件下，嚴格按照《國家能源局關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》對風電建設規模的相關要求以及我局關于風電預警管理的相關規定編制，不得隨意擴大建設規模。

規劃編制可按以下流程開展：1.能源主管部門根據土地、資源等提出規模及布點方案；2.電網企業據此方案，基于電網、負荷，按照電網接入條件約束進行容量和布點的優化；3.能源主管部門公開發布分散式風電規劃報告并進行滾動修編。

第六條全面拓寬應用領域。鼓勵分散式風電項目與太陽能、天然氣、生物質能、地熱能、海洋能等各類能源形式綜合開發，提高區域可再生能源利用水平；與生態旅游、美麗鄉村、特色小鎮等民生改善工程深入結合，促進縣域經濟發展；與智慧城市、智慧園區、智慧社區等有效融合，為構建未來城市（社區）形態提供能源支撐；與海島資源開發利用充分結合，促進發展海洋經濟、拓寬發展空間。

第七條各級電網企業應積極配合分散式風電開發建設規劃制訂工作，提供本地區電網建設規劃、潮流、新能源消納等相關信息，并明確各并網點及其潛在接入容量等數據。鼓勵分散式風電等分布式發電建設條件好的市（縣）及地區電網企業編制分布式新能源電網接入和消納的專項規劃。

第八條分散式風電項目開發建設規劃應與土地利用、生態保護、鄉村發展、電網建設等相關規劃有效銜接，并符合城鄉規劃，避免分散式風電開發建設規劃與其他規劃沖突。

第三章

項目建設和管理

第九條各地方要簡化分散式風電項目核準流程，建立簡便高效規范的核準管理工作機制，鼓勵試行項目核準承諾制。地方能源主管部門制訂完善的分散式風電項目核準管理工作細則，建立簡便高效規范的工作流程，明確項目核準的申報材料、辦理流程和辦理時限等，并向社會公布。對于試行項目核準承諾制的地區，地方能源主管部門不再審查前置要件，審查方式轉變為企業提交相關材料并作出信用承諾，地方能源主管部門審核通過后，即對項目予以核準。

第十條鼓勵各地方政府設立以能源主管部門牽頭的“一站式”管理服務窗口，建立國土、環保等多部門高效協調的管理工作機制，并與電網企業有效銜接，建立與電網接入申請、并網調試、電費結算和補貼發放等相結合的分散式風電項目核準等“一站式”服務體系。

第十一條分散式風電項目開發企業在項目取得土地、規劃、環保等職能部門的支持性文件后，按照地方政府有關規定，向相應的項目核準機關報送項目申請報告。各地相關部門要針對分散式風電項目的特點簡化工作流程，降低項目前期成本。

第十二條開發企業應按照核準文件的要求進行建設。項目核準后兩年內不開工建設的，按照《企業投資項目核準和備案管理辦法》（國家發展和改革委員會令第2號）處理。項目開工以第一臺風電機組基礎澆筑為標志。

第十三條在滿足國家環保、安全生產等相關要求的前提下，開發企業可使用本單位自有建設用地（如園區土地），也可租用其他單位建設用地開發分散式風電項目。

分散式風電項目不得占用永久基本農田。對于占用其他類型土地的，應依法辦理建設用地審批手續；在原土地所有權人、使用權人同意的情況下，可通過協議等途徑取得建設用地使用權。第十四條分散式風電項目申請核準時可選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式。自發自用部分電量不享受國家可再生能源發展基金補貼，上網電量由電網企業按照當地風電標桿上網電價收購，其中電網企業承擔燃煤機組標桿上網電價部分，當地風電標桿上網電價與燃煤機組標桿上網電價差額部分由可再生能源發展基金補貼。對未嚴格按照技術要求建設的分散式風電項目，國家不予補貼。

第十五條鼓勵開發企業將位于同一縣域內的多個電網接入點的風電機組打捆成一個項目統一開展前期工作，辦理相關支持性文件，進行項目前期工作和開發建設。

第四章

電網接入

第十六條通過110千伏（東北地區66千伏）電壓等級接入的分散式風電項目，應滿足國家標準GB/T 19963《風電場接入電力系統技術規定》及其他國家/行業相關標準的技術要求；通過35千伏及以下電壓等級接入的分散式風電項目，應滿足國家標準GB/T 33593《分布式電源并網技術要求》及其他國家/行業相關標準的技術要求。

第十七條電網企業應為納入專項規劃的35千伏及以下電壓等級的分散式風電項目接入電網提供便利條件，為接入系統工程建設開辟綠色通道。接入公共電網的分散式風電項目，接入系統工程以及接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設。接入用戶側的分散式風電項目，在用戶范圍內的接入系統工程由項目業主投資建設，接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設。第十八條電網企業應完善35千伏及以下電壓等級接入分散式風電項目接網和并網運行服務。由地市或縣級電網企業設立分散式風電項目“一站式”并網服務窗口，按照簡化程序辦理電網接入，提供相應并網服務，并及時向社會公布配電網可接入容量信息。

第十九條35千伏及以下電壓等級接入分散式風電項目辦理并網手續的工作流程、辦理時限，參照以下要求執行：

（一）地市或縣級電網企業客戶服務中心為分散式風電項目業主提供并網申請受理服務，向項目業主填寫并網申請表提供咨詢指導，接受相關支持性文件，不得以政府核準文件、客戶有效身份證明之外的材料缺失為由拒絕并網申請。

（二）電網企業為分散式風電項目業主提供接入系統方案制訂和咨詢服務，并在受理并網申請后20個工作日內，由客戶服務中心將接入系統方案送達項目業主，經項目業主確認后實施。

（三）分散式風電項目主體工程和接入系統工程竣工后，客戶服務中心受理項目業主并網調試申請，接收相關材料。

（四）電網企業在受理并網調試申請后，10個工作日內完成關口電能計量裝置安裝服務，并與項目業主（或電力用戶）簽署購售電合同和并網調度協議。合同和協議內容參照有關部門制訂的示范文本內容。

（五）電網企業在關口電能計量裝置安裝完成后，10個工作日內組織并網調試，調試通過后直接轉入并網運行。

（六）電網企業在并網申請受理、接入系統方案制訂、合同和協議簽署、并網調試全過程服務中，不收取任何費用。

第二十條電網企業應按規定的并網點及時完成應承擔的接網工程，在符合電網運行安全以及網絡與信息安全技術要求的前提下，盡可能在用戶側以較低電壓等級接入，允許內部多點接入配電系統，避免安裝不必要的升壓設備。

第二十一條電網企業應根據分散式風電接入方式、電量使用范圍，本著安全、簡便、及時、高效的原則做好并網管理，提供相關服務。

第二十二條分散式風電與電網的產權分界點為風電機組集電線路最靠近電網的最后一臺風電機組處，電量計量點原則上盡可能接近產權分界點，在技術條件復雜時可由開發企業與當地電網企業協商確定。電網企業提供的電能計量表應可明確區分項目總發電量、“自發自用”電量和上網電量。

第二十三條完善分散式風電項目電費結算和補貼撥付。

（一）電網企業按月（或雙方約定）與分散式風電項目單位（含個人）結算電費和轉付國家補貼資金，按分散式風電項目優先原則做好補貼資金使用預算和計劃，保障國家補貼資金及時足額轉付到位。

（二）電網企業應按照有關規定配合當地稅務部門處理好購買自然人（個人）分散式風電項目電力產品發票開具和稅款征收問題。

（三）電網企業應做好項目電費結算和補貼發放情況的統計，并按要求向國務院能源主管部門及其派出機構、省級能源主管部門報送相關信息。

（四）分散式風電項目并網調試完成，并具備正式結算條件后，由電網企業按季度按流程向財政部、國家發展改革委、國家能源局申報納入可再生能源發電補貼目錄。

第二十四條對于接入10千伏及以上電壓等級電力系統的分散式風電項目，開發企業應確保其安裝的風電機組型號通過了相關國家標準、行業標準所規定的測試，并網運行時電能質量和所在公共電網的接入點電壓合格。分散式風電應充分利用自身無功電壓調節能力，補償分散式風電接入帶來的無功和電能質量控制需求。電網企業根據當地電網運行需要，統一建立覆蓋本地區的功率預測預報體系。

第二十五條分散式風電項目根據其所用的風電機組技術特性運行，在確保電力系統網絡與信息安全的前提下，向地市或縣級電網調度部門上傳運行信息。

第五章

運行管理

第二十六條分散式風電項目運營主體應當遵守電力業務許可制度，依法開展發電相關業務，并接受國務院能源主管部門及其派出機構的監管。

第二十七條加強分散式風電項目監測和評價。電網企業應與分散式風電項目建立溝通協調機制，及時掌握分散式風電運行情況。在電網和分散式風電項目檢修期間，做好接入點隔離措施。

第二十八條完善產業技術服務體系。通過市場機制培育分散式風電項目規劃設計、工程建設、評估認證、運行維護等環節的專業化服務能力，滿足分散式風電項目多元化參與主體的技術需求。

第二十九條探索新型專業化的運維商業模式。鼓勵分散式風電項目應用智能化運行管理技術，實現無人值守的運行模式；鼓勵開發企業委托第三方專業機構提供運維服務。

第三十條完善分散式風電項目機組退役管理。制訂風電機組剩余壽命評估標準，在風電機組并網運行達到設計壽命前1~2年內，對機組狀況、運行條件及剩余壽命等進行綜合評估，按照標準要求對機組采取延期服役或拆除處理。

第六章

金融和投資開發模式創新

第三十一條創新投融資機制。鼓勵各類企業、社會機構、農村集體經濟組織和個人參與投資分散式風電項目，實現投資主體多元化。

（一）鼓勵項目所在地政府建立分散式風電項目融資服務平臺，與銀行、保險公司等金融機構合作開展金融服務創新，如設立公共擔保基金、風險補償基金等。鼓勵項目所在地政府結合民生項目對分散式風電項目提供貸款貼息。

（二）鼓勵銀行等金融機構，在有效防控風險的前提下，綜合考慮社會效益和商業可持續性，積極為分散式風電項目提供金融服務，探索以項目售電收費權和項目資產為質押的貸款機制。

（三）在確保不增加地方政府隱性債務的前提下，鼓勵合法合規地采用融資租賃方式為分散式風電項目提供一體化融資租賃服務；鼓勵各類基金、保險、信托等與產業資本結合，探索建立分散式風電項目投資基金；鼓勵擔保機構對中小企業和個人提供建設分散式風電項目的信用擔保，支持分散式風電入戶、入社區（鄉村和工業園區等）。

第三十二條積極開展商業模式創新。在農民自愿的前提下，可以將征地補償費和租用農用地費作為資產入股項目，形成集體股權，并量化給農村集體經濟組織成員，建立公平、公正、公開的項目收益分配制度，以組、村、鄉鎮不同層級農村集體經濟組織為股權持有者，其成員為集體股權受益主體，推動實現共享發展。鼓勵社會資本采取混合所有制、設立基金、組建聯合體等多種方式，以PPP合作模式參與地方政府主導的分散式風電項目投資建設。第三十三條鼓勵項目所在地開展分散式風電電力市場化交易試點，允許分散式風電項目向配電網內就近電力用戶直接售電，市場化交易范圍、交易方式、交易電價、輸配電價、交易各主體權利和義務等按照分布式發電市場化交易相關規定執行。

第七章

附則

第三十四條本辦法自頒布之日起實施，有效期5年。

第三十五條本辦法由國家能源局負責解釋。

第三篇：某市風電產業調研報告

×××旗風電產業調研報告

一、×××風電產業基本概況

風能是一種可再生清潔能源，開發技術比較成熟，商業化發展前景良好。××旗風能資源十分豐富，且具有分布廣泛、穩定性高、持續性好的風能品位，開發風電的自然條件也是最好的，是××市優質風能富集區。

近年來，神×集團、大×集團、××電力投資、××能源等大批實力雄厚的央企來我旗投資，開發寶貴的風能資源。截止201×年×月底，我旗已有×戶風電企業，其中：×戶企業投產運營，×戶企業處于項目審批階段，累計完成固定資產投資×億元，實現產值×億元，總裝機容量×萬千瓦，年發電量×億度。風電行業稅收連續三年快速增長，是××局的第二大支柱稅源。

二、制約風電產業發展的不利因素

1.各級政府對風電企業的政策扶持力度不夠，準入門檻較高。一是風電企業的電力生產缺乏國家優惠信貸政策支持。二是國家對風電設備制造企業和生產企業財政補貼力度不大。三是風電行業準入門檻高、審批時間長。目前，在我旗境內投資風電場全部是央企和地方大型國有企業，實力較弱的民營企業和國外投資者則受到政策的限制，難以取得發改委的批文，幾乎不能進入風電產業。四是可再生能源電價補貼不能及時足額撥付。

2.電網規劃和建設難以滿足風電產業發展。

近年來我旗風電產業迅速發展，但電網的整體規劃和建設與風電發展速度不匹配，電網系統接納能力有限，不能及時并入電網銷售，造成風電資源的浪費，限電現象嚴重影響風電企業發展。201×，我旗風電場正常年發電等效可利用時間為2600—2800小時，實際發電可利用時間為2000—2500小時，限電影響企業發電量年平均約為20%，風電企業受到嚴重經濟損失。目前電力輸出問題已成為制約風電企業發展的瓶頸，是風電企業自身無力解決的最大問題。

3.風電企業運營成本高昂。

風電行業具有固定資產投入較大、資金運轉周期較長、經濟效益較慢等特點。我旗的×家風電普遍存在以下問題：

一是風電企業的前期建設階段固定資產投入較大，后期固定資產折舊費用大、比例高，火電成本中折舊費用比重為20—22%，而風電成本中折舊費用比重卻高達70%以上，且設備保養維修費用居高不下。

二是風電企業發電成本和上網電價偏高。與國外平均水平相比，我國風電企業的發電成本和上網電價是比較高的。風力發電受季節影響較大，風電容量系數低、發電量小。在相同容量條件下，風電年發電量僅相當于火電的二分之一，風電企業的成本也遠遠高于火電成本。我旗的×家風電企業平均上網電價0.51元/千瓦時，其中：××風電公司上網電價0.53元/千瓦時，×××風力發電公司上網電價0.488元/千瓦時，風電遠遠高于火電上網電價。

三是資金運轉周期較長，財務費用較高。風電屬于國家鼓勵發展的新能源產業，但目前大多數風電企業的融資模式仍然以銀行常規商業信貸為主,執行一般競爭性領域固定資產投資貸款利率，貸款周期期較短，一般為6—10年，風電成本回收周期長,屬長線投資產業, 前期建設階段企業所負擔的利息較高，投產后造成風電企業財務費用較高。此外，風電每千瓦的投資為8000元左右，高出火電2－3倍，金融機構要求必須有第三方連帶責任擔保，使風電企業融資更加困難，嚴重影響了風電企業的市場競爭力。

4.風電設備制造企業技術創新不足，未掌握風電設備的核心技術。我國風電設備制造企業缺乏自主知識產權的核心技術，自主研發和技術創新能力不足，風電機組核心部件研發一直沒有取得突破進展。雖然我國大型風電設備已擺脫了全部進口，但風電設備的核心技術仍然受制于人，價位高昂的核心部件依賴進口也是造成風電成本較高的原因之一。此外，我們也缺乏高素質的風電技術人才和管理人才，許多風電場每年需花巨資聘請外籍技術人員對風電設備進行維護。

5.風電企業享受稅收優惠政策難度較大。

一是增值稅優惠政策不明顯。根據財稅【2008】156號文件規定，目前大多數風電企業享受增值稅即征即退50%的優惠政策，即通常所說的增值稅兩免三減半或三免三減半，但是風電企業沒有燃料等增值稅進項稅抵扣。風電企業的發電成本80％－90％是由固定資產折舊和財務費用構成，增值稅幾乎沒有可抵扣的內容。據有關部門統計，火電的實際稅負率是8.6%，風電的實際稅負在8.5%，風電與火電稅負不分高下，沒有體現可再生資源利用應有的政策激勵。

二是所得稅減免政策不適宜風電發展。《財政部、國家稅務總局、海關總署關于西部大開發稅收優惠政策問題的通知》（財稅【2001】202號文件）和《國家稅務總局落實西部大開發稅收政策具體實施意見的通知》（國稅發【2002】47號文件）的規定，2008年1月1日以前開工立項的享受兩免三減半，即自取得第一筆生產經營收入所屬納稅起第一年至第二年免征企業所得稅，第三至第五年按15%的西部大開發優惠稅率減半征收。《中華人民共和國企業所得稅法》第27條及《中華人民共和國企業所得稅法實施條例》第87條規定，2008年1月1日以后開工立項的享受三免三減半，即自項目取得第一筆生產經營收入所屬納稅起，第一年至第三年免征企業所得稅，第四年至第六年減半征收企業所得稅。

國家對西部地區新建的電力企業在2010年前給予兩免三減半及15％稅率的優惠政策，由于風電企業投資巨大，融資額度高，折舊費和財務費用幾乎占風電經營成本的85%，導致企業前期負擔過大，基本難以實現利潤。而這段時間企業正處于企業所得稅優惠政策的前期減免階段，減免額度過低，導致部分企業很難真正享受到優惠政策。

三是風電企業增值稅即征即退政策執行難度大。目前，我旗的風電企業能夠每月按時全額繳納增值稅，但是現行的即征即退政策對何時返還風電企業50%的增值稅款沒有明確的時間限制，且企業在辦理即征即退業務時需要向財政局、國稅局等多個部門遞交申請，退稅周期較長，影響了企業的資金周轉。

6.稅收管轄權缺失，主管稅務機關管理職能難以實現。目前，我旗成立的風電企業大多屬于國家大型電力企業，這些企業的工商注冊地點大多在外地，而在生產經營地進行稅務登記，其財務核算方式大多采取總部統一核算（即報賬制核算），既不在當地核算，也不在當地開戶。在這種經營模式下，企業可能采取在不同地區和企業間轉移稅收收入。同時由于其異地核算，造成稅務機關難以對其賬務核算情況進行監管，日常管理職能難以實現。如在稅款征收方面，容易造成稅款不能及時開票入庫，影響征收及時性和財政收入穩定性。

三、進一步促進風電產業發展的措施

根據國家發改委規劃，到2020年，我國風電總裝機容量將達到2000—3000萬千瓦。根據目前開發態勢，這一數字肯定會被突破，預計屆時將達到6000萬千瓦以上。××旗作為欠發達地區，充分利用豐富的風能資源，大力發展風電產業可以有效地促進我旗的經濟發展，改善農牧民的生活現狀。

1.政府應進一步完善風電相關政策，并確保政策的完整性與連續性。風力發電對改善地方環境，優化資源配臵，優化電力結構卻有著不可估量的作用。在有風源的地區，風力發電是未來能源的發展方向，建議政府有關主管部門進一步完善對企業入駐、融資、環境治理、人才引進、就業等方面出臺相應綜合配套政策。一是對風電設備制造商補貼。二是對風電投資者和生產者進行直接補貼。三是對使用風電的電價給予補貼。

2.加快電網建設，保障風電接入和輸出通道暢通。

風電企業遠離變電站和中心城鎮，且輸變電線路建設和維護費用高昂，需要地方政府和電網公司密切協調配合，對現有電網進行整體規劃、升級改造和擴建，提高電網的等級，增建新的輸電線路，保證風電企業大規模輸出電力，滿足風電發展的需要。

電網滯后是風電發展的最大瓶頸制約，當前風電場接入電網系統配套設施相對滯后與風電裝機快速增長的矛盾日益凸顯。按照自治區“建設大基地、融入大電網”的風電發展思路，各級政府制定和完善激勵政策，加快電網建設，為風電進一步發展創造巨大空間。因此，要加快電網基礎建設，制定強制性電網配套接納比例，保障輸出。尤其是對于當前限電企業不能全負荷生產，建議政府和電力部門聯系，放寬電力上網限額，盡可能的使企業滿負荷生產。同時加大招商力度，擴大經濟規模，增加用電負荷。

3.創新管理模式，優化征管條件，促進風電產業健康發展。風電對于地方經濟的來動作用不是短期能夠顯現的，因此建議政府在引進風電企業時，著眼于地方經濟的長期發展，將重點放在為風電企業服好務上，吸引更多的風電企業來我旗投資建場。

一是建議有關部門進一步完善風電企業增值稅和企業所得稅的優惠政策，使風電企業在享受國家優惠政策時減少審批流程，及時返還應退稅額。

二是督促企業就地經營，就地辦證，就地核算，就地納稅。政府部門在招商引資過程中應該調整經濟發展思路，優化經濟發展結構，要多引進具有法人資格的企業。在企業創辦時做到在當地進行法人注冊、當地登記、當地保險、貸款、核算，便于加強稅收征管。

三是強化稅收征管，積極探索風電企業管理新思路。面對風電企業征管難的問題，只有加強稅收征管，創新管理模式，才能應對稅收新情況的挑戰。要以提高納稅人依法納稅意識為基礎，以嚴格管理為手段，建立多部門協調互動的綜合治稅網絡，不斷強化和完善征管措施，堵塞征管漏洞。

第四篇：淺談風電項目前期工作

淺談風電項目前期工作

風力發電是一種主要的風能利用形式，風力發電相對于太陽能，生物質、潮汐能等可再生能源技術更為成熟、成本更低、對環境破壞更小。中國自****年建成首個風電場起，截止到2008年底，風電裝機容量已達1221萬kW，其中2008年新增風電裝機容量630萬kW，2009年新增風電裝機容量1380萬kW。20多年以來，中國風力發電技術不斷取得突破，規模經濟性日益明顯。資料顯示，中國風能資源豐富，開發潛力巨大，經初步估算，中國可用于風力發電的風場總裝機客量超lO億kW。約相當干50座三峽電站的裝機容量。按 2006年國家發改委修訂的中國風電發展規劃目標，2020年將達到3000萬kW。

風電項目前期工作主要從投資機會研究至項目核準前所有工作。具體包含投資機會研究、風電場選址、與地方政府簽訂開發協議、風能資源測量及評估、預可行性研究及評審、路條申請、可行性研究及評審、項目申請報告及所需支持性文件取得和項目核準等工作內容。

根據《中華人民共和國政府核準的投資項目目錄》規定，總裝機容量在5萬kW及以上的風電項目由國務院投資主管部門核準，其余風電項目由地方政府投資主管部門核準。為了繞開國家發改部而直接由省級發改部門核準風電項目，盡快爭取風電項目核準和降低前期工作經費開支，一般來說，裝機容量大于5萬kW的風電項目可以分期進行，使每期裝機容量小于5萬kW，如此一來項目核準就不需要上升至國家發改委層面，直接在省級發改部門辦理即可。其實，作為業主來講分期開發也是防范和化解項目風險的好辦法。首先通過投入一期資金嘗試，待一期投產發電后再進行項目評估，如果各項評估指標均較好和開發預期較好的話，再陸續開發后期風電資源。這樣既可防范和化解項目風險，又能科學安排人力、資金，在開發過程中積累經驗，爭取做到一期比一期效果好。

經過學習總結并借鑒其他項目成功的經驗和失敗的教訓，我認為裝機容量小于5萬kW的風力發電項目開發流程應遵循以下流程，這些環節不可隨意壓縮和刪減，更不宜顛倒次序。

裝機容量小于5萬kW的風電項目開發流程：投資機會研究→風電場選址→與地方政府簽訂開發協議→風能資源測量及評估→預可行性研究及評審→路條申請 →可行性研究及評審→項目申請報告及所需支持性文件→上報核準。下面就這些流程所有環節作詳細說明：

一、投資機會研究

作為國電集團公司旗下的電源開發公司，我們可以從各種渠道獲得風電開發項目信息，但是這些項目良莠不齊，有的是風能資源優越且開發條件好;有的是風能資源一般的開發條件好;有的是風能資源優越但開發條件非常差;有的是風能資源和開發條件都很差。對于這些有好有差甚至某些項目是有陷阱的，作為業主在決定接手項目開發時，一定要對風能資源和開發條件進行現場踏勘，根據氣象站資料大致推求項目所在區域年平均風速再根據廠址處地形地貌特征、植物風吹變形(年平均風速與樹的變形最相關)、當地居民調查情況等現場實際情況對所推算的年平均風速、主導風向、風功率密度等進行驗證。至于開發條件可以通過收集當地電網、地形地貌、區域地質等資料進行大致評估。在此研究階段，不宜直接把投資機會研究委托咨詢設計單位做，要充分利用業主自身的工程技術人員和其他風電項目開發經驗，如業主確實沒有經驗豐富、專業全面的資深風電人才，可以聘請國內咨詢設計單位主設和設總、其他風電開發項目的技術負責人和項目經理、承包商項目技術負責人等資深風電專家進行評估。目前在全國風電開發資源不多特別是優質資源緊俏之際，各開發主體往往爭先恐后地跑馬圈地，甚至饑不擇食的搶奪風電資源背景下，一些地方政府為了招商引資往往會刻意夸大風電資源的優越性。在這種背景下，業主開展投資機會研究，認真評估風能資源和開發條件，測算項目財務指標、識別項目風險、把項目陷阱甄別出來就顯的尤為重要。

二、與地方政府簽訂開發協議

一旦企業內部通過投資機會研究后，認為該風電項目具有較好開發條件和投資回報就要及時與地方政府簽訂開發協議。在投資協議書中

1、要盡量爭取當地政府在用地、稅收、規費減免等方面的優惠。

2、要在協議書中明確風電場進場道路(如果能夠增加風電場檢修道路最好)土地由當地政府無償提供，投資方負責修建，進場道路雙方共同使用。

3、要明確項目投資主體以及當地政府毀約索賠補償條款。

4、要特別明確當地政府在風電項目核準前期工作期間配合業主的專用條款，比如協助辦理“路條”、環保、規劃、用地、接入電網等支持性文件的取得。

三、風能資源測量及評估

委托測風公司根據國家標準GB/T18709-2002《風電場風能資源測量方法》進行不少于一年時間對擬建風電場風能資源測量。測風塔數量應滿足風電場風能資源評價的要求，并依據風場地形復雜程度而定。對地形比較平坦的風電場，一般在場址中央選擇有代表性的點安裝1個70m高測風塔。對地形復雜的風電場，測風塔的數量應適當增加。經過測風，主要收集年平均風速、主導風向、風功率密度、風功率密度等級等參數。風功率密度蘊含風速、風速頻率分布和空氣密度的影響，是風電場風能資源的綜合指標。風功率密度等級達到或超過3級風況的風電場才有開發價值。測風滿足一年后，測風公司要根據 GB/T18710-2002《風電場風能資源評估方法》，依據測風參數對風電場的風能資源做出綜合性評估，并編寫風能資源評估報告。

四、預可行性研究

業主應根據委托合同和《風電場預可行性研究報告編制辦法》發改能源[2003]1403號文件對咨詢設計單位設計工作進行管理，主要督促其在收集資料(比如電網資料、交通運輸資料、廠址周邊調查、地形地貌測量、地質勘探、氣候調查及其他資料)過程中檢查是否認真詳實;是否與實際相符;是否滿足預可行性研究報告編制需求。要主動檢查報告編制內容是否按合同和《風電場預可行性研究報告編制辦法》發改能源[2003]1403號文件編寫。風電場預可行性研究的基本任務如下：

1、初步擬定項目任務和規模并初步論證項目開發必要性;

2、綜合比較，初步選定風電場廠址;

3、風能資源測量與評估;

4、風電場工程地質勘查與評價;

5、風電機組選型論證并提出風電機組初步布置方案;

6、初擬土建工程方案和工程量;

7、初擬風電場接入系統方案，并初步進行風電場電氣設計;

8、初擬施工總布置和總進度方案;

9、進行初步環境影響評價;

10、編制投資估算;

11、項目初步經濟評估。

業主還應根據委托合同和《風電場預可行性研究報告編制辦法》發改能源[2003]1403號文件對咨詢設計單位設計工作進行設計深度檢查，對于可能的設計方案、設備選型是否進行技術經濟比選，防治咨詢設計敷衍了事，降低設計質量，有些設計單位為了降低設計成本，減少甚至取消一些基本的現場勘察任務，比如地形地貌地物測繪、廠址地質勘探等。

風電場預可行性研究報告編制完成后，業主應積極組織評審。設計評審一般應分為設計內評審和設計外評審。設計內評審由業主組織并主導，邀請資深風電專家結合業主工程技術人員就預可行性研究報告的編制深度、完整性進行檢查，特別要檢查是否有可能的方案未參與技術經濟必選。就造價指標(如單位電度造價、單位裝機造價等)、財務指標(資產投資回報率、投資回收年限等)，項目風險評價進行內部評審。如內部評審通過后，再邀請發改、規劃、電網、國土、環保等地方政府行政主管部門對預可行性研究報告進行合規性檢查并提出意見和建議。

為防范和化解項目風險，預可行性階段應取得以下協議或承諾文件：

1、縣級政府同意項目選址建廠的文件;

2、地級政府同意項目選址建廠的文件;

3、縣級規劃行政主管部門同意選址建廠的文件;

4、縣級國土資源部門同意項目用地的文件;

5、縣級林業部門(如有占用林地)同意項目使用林地的文件;

6、縣級發改部門同意開展前期工作的文件;

7、縣級環保部門同意選址建廠的文件;

8、縣級電網對本風電項目接入電網的意見;

9、其他與本項目有關部門(自然保護區管理局、機場、軍事設施等)同意選址建廠的文件。

五、請求省級投資主管部門出具“同意開展前期工作的文件”

風電場預可行性研究報告經過評審并獲得評審意見后，業主應立即督促當地發改部門向省級發改部門要求出具“同意項目開展前期工作”的文件。在申請路條過程中，不宜以業主名義直接向省級發改委提出申請，而要按照項目開發協議調動地方政府招商引資的積極性由地方政府申請，業主在幕后積極溝通協調。路條是業主開展風電場可行性研究的基本條件和前提，路條也是取得各級政府和電網支持的重要文件，也是辦理電網接入、環評、用地、規劃、水保等前期工作和獲取項目核準所需的支持性文件的重要保證。對于業主來說，項目獲得“路條”才能證明省級政府實質上把其列入相應的經濟發展規劃、能源規劃、電網等規劃中去，這對業主防范和化解項目風險大有好處。

一般來說，申請“路條”需要以下文件：

1、地級發改部門向省級投資主管部門遞交的《請求省級投資主管部門出具同意開展前期工作的文件的請示》;

2、可行性研究報告;

3、可行性研究報告評審意見;

4、預可行性階段應取得的協議或承諾文件。

六、風電場可行性研究報告

可行性研究報告應根據批準《預可行性研究報告評審意見》的要求編制，依照《風力發電場項目可行性研究報告編制規程》— DL/T5067—1996進行設計管理。對風電場項目的建設條件進行調查和地質勘察工作，在取得可靠資料的基礎上，進行方案比較，從技術、經濟、社會、環境等方面進行全面分析論證，提出可行性評價。可行性研究報告的主要內容和深度應符合下列要求：

1、論證工程建設的必要性，確定工程的任務和規模;

2、查明風力資源參數、氣象數據、災害情況、風電場場址工程地質條件，提出相應的評價和結論;

3、選定風電場場址;

4、確定風電場的裝機容量、接入電力系統的方式、電氣主接線，選定風力發電機組機型、主要電氣設備;

5、確定工程總體布置及中央控制建筑物的結構型式、布置和主要尺寸;

6、擬定風力發電場定員編制;

7、選定對外交通方案、風力發電機組的安裝方法、施工總進度;

8、確定工程占地的范圍及實物指標;

9、評價工程建設對環境的影響;

10、編制工程概算;

11、財務評價。風電場可研報告設計管理和評審工作基本與預可研報告的設計管理和評審工作相同，只不過是深度更細、內容更翔實、調查更全面和細化、論證更充分和有力。在此不再贅述。

為防范和化解項目風險，可行性階段應取得以下協議或承諾文件：

1、地級規劃行政主管部門同意選址建廠的文件;

2、地級國土資源部門同意項目用地的文件;

3、地級林業部門(如有占用林地)同意項目使用林地的文件;

4、地級環保部門同意選址建廠的文件;

5、地級電網對本風電項目接入電網的意見;

6、融資方的貸款意向書。

七、項目申請報告風電材料設備

是企業投資建設應報政府核準的項目時，為獲得項目核準機關對擬建項目的行政許可，按核準要求報送的項目論證報告。編寫項目申請報告時，應根據政府公共管理的要求，對擬建項目從規劃布局、資源利用、征地移民、生態環境、經濟和社會影響等方面進行綜合論證，為有關部門對企業投資項目進行核準提供依據。至于項目的市場前景、經濟效益、資金來源、產品技術方案等內容，不必在項目申請報告中進行詳細分析和論證。項目申請報告應重點闡述項目的外部性、公共性等事項，包括維護經濟安全、合理開發利用資源、保護生態環境、優化重大布局、保障公眾利益、防止出現壟斷等內容。編寫項目申請報告時，應根據政府公共管理的要求，對擬建項目從規劃布局、資源利用、征地移民、生態環境、經濟和社會影響等方面進行綜合論證，為有關部門對企業投資項目進行核準提供依據。至于項目的市場前景、經濟效益、資金來源、產品技術方案等內容，不必在項目申請報告中進行詳細分析和論證。

企業投資項目申請核準，應向項目核準機關提交項目申請報告。項目申請報告應包括以下主要內容：

1、項目背景及申請單位情況;

2、擬建項目情況;

3、建設用地與相關規劃;

4、資源利用與能源耗用分析;

5、環境影響分析;

6、重大工程項目或者存在重大危險、危害因素的工程項目，按照國家有關規定進行的安全性預評價：

7、經濟和社會效果評價。

項目申請報告應由具備資質的咨詢機構編制。由省人民政府項目核準機關核準的項目，其項目申請報告應由具備乙級及以上工程咨詢資格的機構編制;由地級以上市、縣(市、區)人民政府項目核準機關核準的項目，其項目申請報告應由具備相應工程咨詢資格的機構編制。項目申請報告要嚴格按照國家和地方政府關于企業投資項目核準管理辦法編制。

業主在策劃整個項目前期工作時，可以將可研報告和項目申請報告打包，統一由一家咨詢設計單位完成。不但業主自身能夠爭取優惠的服務價格，也能減少協調管理工作，更重要是可以加快前期工作進度，爭取項目及早核準。

風電項目核準所需支持性文件：

1、城市規劃行政主管部門出具的規劃選址意見;

2、省國土資源行政主管部門出具的用地預審意見;

3、省環境保護行政主管部門出具的環境影響評價報告書審查意見;

4、省水行政主管部門出具的水土保持方案審查意見;

5、省電網公司出具的接入系統方案審查意見;

6、省國土資源行政主管部門出具的地質災害危險性評價報告審查意見;

7、省地震行政主管部門出具的地震安全性評價報告的審查意見;

8、根據有關法律法規應提交的其它文件。

第五篇：瑞典風電產業調研報告

瑞典風電產業調研報告

2009-1-4 10:44:00點擊次數：2439類型：轉載編輯：hn

一、瑞典風力發電基本情況

瑞典清潔能源技術應用比較成熟，使用量在整個能源結構中的比例較大。近十年來，瑞典清潔能源占其能源市場的份額從1994年的22%提高到了目前的28%。根據瑞典政府的能源發展政策，風能和生物能源是瑞典可持續發展能源的首選。

瑞典電力生產基本實現無油、無煤，電力來源中水電和核電各占約45%。其余電力來自太陽能、垃圾焚燒發電、風力發電及生物能源。2007年，瑞典總發電量為1463億度，其中水利發電量達655億度，占其總發電量的44.8%，核發電量達643億度，占44.95%，火力發電達138億度，占9.43%，風力發電達14億度，占0.957%，其他還有生物發電等。

目前，瑞典約有90家企業從事風電生產，共有約900臺風力發電機在運行。盡管瑞典風力發電量只占其總發電量的約1%，但增長迅速。2007年的瑞典風力發電量比上年增長了45%。瑞典議會確定的目標是到2016年瑞典風能發電量將達100億千瓦時。

按照瑞典能源署2007年底發布的報告稱，瑞典計劃到2020年將投資350億克朗，將其風電年產量提高到300億度，其中200億度來自陸地風電站，其余100億度來自離岸風電站。陸地風電站中的100億度將在2010年前完成，剩下的100億度在2012年前完成。據此300億度推算，瑞典將需要新增風力發電機2000至5000臺左右，風力發電的從業人員將從目前的2000人提高到1.1萬人。為實現這一目標，瑞典政府采取的促進措施有：明確將風能劃為清潔能源類，使其在獲得許可證方面更加便捷；政府采取一站式辦公對風電站項目加速審批；提高使用包括風電在內的可再生能源的強制性配額要求。

二、我國風電產業正在走向歐洲和瑞典

根據中國風能協會統計，截至2007年底，我國已在22個省（市、區）建設了158個風電場，風電裝機容量達到590.6萬千瓦，居全球第五位，其中2007年新增裝機容量為330.4萬千瓦，居全球第三位。我國風電總裝機規模今年就將突破1000萬千瓦，到2010年年底，全國風電累計裝機容量預計達到2000萬千瓦，到2020年年底，全國的風電可能達到8000萬千瓦，甚至可能達到1億千瓦。江蘇、河北、內蒙古、新疆、甘肅等多個城市將成為100萬千瓦級的風電基地。

在如此巨大的國內市場的驅動下，我國風電產業正在飛速發展。與此同時，隨著世界各國對風電技術和設備需求的增長以及應對全球氣候變化的要求，我國風電企業也開始走出國門與包括瑞典在內的各國企業開展貿易與合作，從以下事例中便可見一斑。

2007年10月，我國金華市電機實業有限公司與全球第二大風力發電設備供應商——荷蘭EWT風能科技公司簽訂了生產180臺、價值2.2億元的直驅式風力發電機協議，2008年又簽訂了25臺、價值3550萬元的出口歐美合同，并將在2010年前陸續出口。2008年11月該公司生產的14臺、價值1900多萬元的直驅式風力發電機又順利出口到荷蘭和美國，這是我國首批出口的直驅式風力發電機。

2008年10月，中國三峽總公司所屬的長江新能源公司與北歐環境金融公司簽訂了減排量購買合同。合同規定，中國三峽總公司開發的江蘇響水201兆瓦風電場CDM項目建成投產后，將向北歐環境金融公司出售溫室氣體減排額度，每年可為以煤電為主的華東電網提供43551萬度的清潔電力并減少約40萬噸溫室氣體排放。該減排量購買合同期限為項目投產發電開始至2012年12月31日，預計該期間將可以為新能源公司帶來約1500萬歐元的收益。

2008年6月，中國風電與瑞典碳資產管理公司達成清潔發展機制(「CDM」)合作協議，中國風電將出售旗下5間風電廠的全部碳減排量(「CERs」)予瑞典碳資產管理。該5間風電廠包括內蒙古扎魯特旗阿日昆都楞風電場、遼寧省彰武馬鬃山風電場、吉林省鎮賚黑魚泡風電場、內蒙古四子王旗夏日風電場及內蒙古武川義合美風電場，每間風電廠的封裝機容量約為4.95萬千瓦，每年可生產10萬噸CERs，即合共50萬噸CERs。

三、幾點建議

1．抓住機遇，擴大我風電設備的出口。有業內人士認為，全球對風力發電機的需求巨大且供不應求，但目前風力發電機價格仍然十分昂貴，包括瑞典在內的歐洲風電企業和客商都在世界范圍內尋求質優價廉的風電設備，這將給我國風力發電設備制造廠商出口瑞典和歐洲市場帶來很多商機。

2．加強風電國際合作，分得應有的一杯羹。風力發電設備制造業的國際間合作日趨密切，加速了新技術的商品化和進一步開拓了市場空間。例如，瑞典和荷蘭、丹麥、挪威四國正在合作發展適合民用住宅的太陽能-風能發電組合設備，還有瑞典瀑布能源公司與西門子公司的合作等。另一方面，許多大型跨國公司已經開始通過兼并、合作等手段力求壟斷世界風力發電設備市場。我國風電企業也應加強國際合作，絕不能游離其外袖手旁觀而失去應有的國際份額。

3．我風電設備生產企業和有關行業協會應加強對我風電設備和技術的對外宣傳力度。瑞典公司和商人對作為世界制造工廠的中國風電設備也很感興趣，駐瑞典經商室2008年多次答復了瑞典客商的各種有關咨詢。在答復咨詢中發現，我國部分風電設備制造的網頁特別是英文網頁還急需完善和細化。

4．國際競爭激烈，我企業應加倍重視我出口產品的質量和售后服務。在瑞典和北歐風電市場參與競爭的外國企業也不少，主要有Vestas, Enercon, Bonus, GE Wind，Nordex, WinWind，Gamesa 和RePower。盡管如此，我國部分風電企業的產品也已銷到瑞典等北歐國家，如上海模斯電子設備有限公司的風電設備。在我領區內也有瑞典企業進口和銷售我國生產的風力發電機。但與此同時，我經商室也接到該瑞典企業對我風電產品質量和售后服務的投訴。因此，我企業應該特別重視產品質量及售后服務，維護好自己的良好信譽。

隨著我國風電設備生產企業競爭力的提升和日趨國際化，我們相信我國風電產業的出口和國際合作機會將與日俱增。