绿色能源专辑

福尔莫斯

谁在给风电概念吹“不正之风”

从呼和浩特出发往西,约莫七十多公里,便到达了位于内蒙古自治区乌兰察布市中部的卓资县城。这个在中国版图上很难发现其踪迹的地方,近几年声名鹊起。用内蒙古自治区政府风能顾问陈通谟的话说,就是“卓资因风能而闻名”。

　　当2008年10月中旬,记者第一次到达卓资县城时,包括大唐电力、内蒙古君达风电有限公司等两个公司的两风场在建,而因为注入风场资产而化身为新能源概念上市公司的汇通能源一期4.95万kw工程也早已获得有关部门的核准,有待动工。此外,包括武汉凯迪公司在内的四家企业也分别在卓资县的几大风场进行测风等一些前期准备工作,并分别与当地有关部门签订了210万kw的开发协议书。

　　忽如一夜春风来,千树万树梨花开。

　　虽然,一边是风能的开发和投资风生水起,但一个现实也不得不提。

　　“目前国内电网容量还远远不能满足目前上马的风电项目的并网,就算为数不多的已经并网发电的风电厂家,也只能勉强维持收支平衡,最多略有微利。”卓资县工经委专项负责风电项目的有关负责人告诉记者,“就目前而言,在所有的风电设备都在理想的使用状态之下,要收回投资成本需要15年左右,更何况该项目投资巨大,前景更不明朗。”

　　“微利”状态为何还会出现大规模的风电投资圈地热潮？风电项目目前是否存在真正的投资机会？这一风电投资潮还将持续多久？风能概念里的有关上市公司,未来带给投资者的究竟会是一夜暴富的“传奇”,还是只有耳闻的“传说”？

　　风电投资跑马圈地之谜

　　近日屡见报端的一份数据统计,似乎成了近期风能投资者投资热情的有力支持。

　　据全球风能委员会(GWEC)的最新统计数据显示,2008年,中国新增风电装机容量630万千瓦,占全球新增装机容量的23%;总装机容量达到1221万千瓦,已占全球总装机的10%,名列全球第四。

　　“面对这些数据,我们似乎应该骄傲,但实际上却存在隐忧。”某不愿透露姓名的行业人士告诉记者,“风电装机容量与实际发电量是完全不能等同的两个概念。”

　　“许多政府部门和发电集团只追求增加风电装机容量,连风能资源和能够利用的土地面积是否可行都不考虑,更何况机组质量是否可靠也值得考虑。”中国可再生能源学会风能专业委员会首席风能专家施鹏飞表示,风电场完成装机容量指标后,比预期少发电甚至不发电的现象不但可能发生,而且现实存在,这样不但项目效益差,而且浪费电网接入系统的资源。

　　而据上述不愿具名的行业人士透露,据他了解,目前被闲置的风电设备不在少数,“2008年我国新增风电装机容量激增的同时,被闲置的风电设备的数量也在激增,这不仅不是在节约资源,反而造成了资源的浪费。”

　　据日前中国电力企业联合会发布的《2008年全国电力工业统计快报》有关数据显示,截至2008年底,全国发电设备容量79253万千瓦,风电并网总容量仅为894万千瓦。而与2008年底风电总装机容量1221万千瓦相比,意味着至少有近28%的已建风电设备的闲置。

　　“即使已经并网的风电设备,也并不是全部都开机发电,也有相当部分的设备处于闲置中。”上述人士告诉记者。上述《2008年全国电力工业统计快报》显示,2008年我国全口径发电量共计34334亿千瓦时,其中风电仅为128亿千瓦时,占比仅为0.373%。

　　“一个风场的建设前期投资巨大,就拿一个5万千瓦的项目而言,前期投资就需要超过5亿元。”一位曾主导卓资县风场招商的卓资县工经委的有关官员向记者坦言。

　　虽然如此,但“在2009年和2010年中,各地的风场建设还将继续猛增,与2008年相比,或许是有过之而无不及”。一位大型发电企业有关负责人士向记者表示。

　　这一趋势的触发者就是《可再生能源中长期发展规划》。

　　2007年6月国务院原则通过的该《规划》明确规定,国家将实行可再生能源生产的配额制,要求能源企业在其所生产销售的能源产品中,可再生能源要占一定的比例。至2010年前,大型能源企业必须发展一定数量非燃煤的发电机组,所占的比例应达到5%,到2020年企业用可再生能源发电的装机比例要达到10%。达不到标准的企业将受到相关政策的制约。

　　“从目前来看,相当多的企业要在2010年完成可再生能源发电装机比重达5%以上还很困难。”该大型发电企业有关人士向记者表示。

　　2008年8月25日,吉电股份发布公告称将与公司实际控制人中国电力投资集团公司旗下另一附属新能源公司组建合资公司建设经营管理长岭风电项目,而该公告明确表示组建该公司开发风电项目的目的就是为了完成《可再生能源中长期发展规划》中有关“配额”的规定。

　　风电电价补贴之谜

　　排除电网容量等硬性指标的制约外,风电电价是另外一个不得不关注的问题。

　　“目前我国风电的上网电价还是普遍高于火电的上网电价,这在很大程度上限制了风电的发展。”国元证券电力行业分析师常格非认为,如果国家相关部门能够在一定范围内给予风电一定的补贴（如将风电的价格控制在0.5元到0.6元之间）,加上风电技术的不断改进带来的成本降低,必将使风电得到最大程度的开发利用。

　　根据记者从有关部门获得的一份调研报告显示,目前国内风电场平均水平,设定基本条件为:风电场装机容量5 万千瓦,年上网电量为等效满负荷2000 小时,单位千瓦造价8000－10000元,折旧年限12.5 年（其他成本条件按经验选取）。

　　工程总投资分别取4 亿元（8000 元/千瓦）??5 亿元（10000 元/千瓦）,流动资金150 万元。项目资本金占20％,其余采用国内商业银行贷款,贷款期15 年,年利率6.12％。增值税税率为8.5％,所得税税率为33％,资本金财务内部收益率10％。

　　由此计算出的风电平均成本分别为0.373～0.461 元/千瓦时,按此推算较为合理的上网电价范围是0.566～0.703 元/千瓦时（含增值税）。

　　但如果全国风电的平均水平是每千瓦投资9000 元,以及资源状况按年上网电量为等效满负荷2000 小时计算,则风电的上网电价约每千瓦时0.63 元,比全国火电平均上网电价每千瓦时约0.31 元的价格高出一倍。

　　“事实上,新能源的发展和利用也的确离不开政府补贴支持。目前国际上新能源大国比如德国、美国、西班牙都是在国家补贴的情况下做大做强的。” 一位国家有关部门的知情人士告诉记者。

　　为何国家在高喊大力发展风能开发的同时,却迟迟不肯给风电上网价格进行实质意义的补贴？

　　“近几年内风电国家补贴政策的放开几乎不可能。”一位国家有关部门资深专家告诉记者,除了政府内部职能体系责任划分的问题外,更主要的原因在于“中国没有更多钱来为国外的风电设备厂商买单,而现在补贴对于国内的风电行业发展也并不一定会有积极效应,更易造成风电行业的泡沫”。

　　他解释,国内的风电设备厂家目前更多的是作为组装工厂,中国目前还没有掌握风电设备的核心技术,很多核心的零部件必须依靠从国外市场以高价进口,如果一旦给风电上网补贴,那么势必造成风电项目较目前更迅速的发展,对于风电设备的需求量将猛增,而有关企业并不能真正享受到国家的补贴,这部分补贴会变相流入到国外的垄断企业囊中。

　　“同时,这种对设备的巨大需求,短时间内也必将使得国内风电设备行业内部转移精力和资金在零部件的进口上,而减缓甚至忽略国内技术的研发和提高,从而使国内风电行业对国外厂商的依赖性和自主研发的惰性大大增加。”上述资深专家补充道,即使目前国内被称为龙头企业,宣称国产设备已占70%的某风电设备公司,其产品在业界也颇多诟病,而2000千瓦以上的机组,国内厂商基本无法生产。

　　“等到国内风电设备技术成熟之时,可能就是国家补贴风价之时。”上述专家认为。

　　另外,记者从数家银行了解到,国家虽然表示将进一步加大对新能源的开发和利用,但对于风能项目而言,信贷方面似乎也并没有切实的支持政策,与之相反,对于风电项目,部分银行的信贷部门态度更偏向“惜贷”。

　　“风电项目,尤其是风场投资,贷款规模巨大,贷款周期长,未来业绩也不明确,我们一般都不会对这些项目轻易放贷。”某股份制银行省分行行长对记者直言,“目前,火电和水电项目都做不过来,更没有时间关注风电。”

　　“中行去年已经做了一些风电项目,我们考察它们,也并不是把它们当作新能源概念公司,而还是从它们具体的还贷能力、资金投放、项目风险等常规考察项目去筛选。”中国银行信贷部门的有关人士告诉记者,风能投资属于一个新兴行业,任何新兴行业的初期发展都是有风险的,在考察这些项目的时候,都是优中选优,“之前,风能有关项目根本就不在我们放贷项目之列,去年,已经把它放到了可以考虑贷款的项目中,已经是对它的政策支持了,而电力行业,水电和火电还是考虑的重点。”

　　风能投资机会之谜

　　尽管如此,在资本市场中,但凡沾上风能概念的股票均能风光无限。

　　早在2009年1月21日,内蒙华电便公告称2008年公司面临净利润大幅亏损,但该消息并没有阻挡其股价不断高企的趋势,原因则是其在2009年年初宣布的另一则消息,2009年1月5日,内蒙华电以3042万元受让龙源风力发电公司18.75%的股权,公司将借此进一步进军风电业务。

　　2009年1月13日,素有妖股之称的国内风电设备龙头上市公司??金风科技(002202,股吧)首席财务官余丹柯更是自掏近十年薪水727万元买入自家股票,而该项投资,使其两天获利过百万元。

　　“说目前风电投资面临'微利’的说法并不准确。”光大证券电力行业分析师王海生接受记者采访时表示,“虽然风场项目短期内没有发展空间,但近年来的风场'圈地’却给风电上游厂家??风电设备厂商带来了较大的投资机会。”

　　“展望2009 年,增值税转型政策大大提升了风电运营业务的内部回报率(由8%上升至10%以上),中国风电行业增长的驱动力更为健康。我们预计风电新增装机将达到813 万千瓦,同比增长30%。”近日中金一份行业研究报告明确指出。

　　“那么二级市场上,有关风电设备的上市公司或将面临投资机遇。”王海生认为。

　　与金风科技、东方电气等龙头型风电设备上市公司不同,许多并没有电力行业从业经验的,也没有大规模的资金作后盾的民营企业大力上马风场项目,其动机就不得不值得怀疑。这些企业究竟葫芦里卖的什么药？记者通过对一家上市公司风场资源的调查,似乎可以窥其一斑。

　　2007年9月11日,原轻工机械重组后正式更名为汇通能源,并发布公告称公司在大股东上海弘昌晟集团有限公司将向上市公司注入有关风场资源。

　　2007年12月6日,汇通能源发布公告,称分别与控股股东上海弘昌晟集团有限公司及其间接控股100%的子公司上海弘昌晟贸易有限公司签署了《股权转让协议》,汇通能源以自有资金收购其持有的内蒙古汇通100%的股权。其后,汇通能源旗下原有的房产业务也在“为开发风场投资筹集资金”的理由之下被分批出售。

　　从表面看,汇通能源似乎已经下定决心,做大风电。但一年过后,其风电业务似乎还只是“只闻雷声不见雨”。

　　2008年年底,当记者徒步14公里,由卓资县城出发来到位于县城东北方向巴音锡勒风电场,被注入汇通能源的部分风场资产便位于此。但令记者惊讶的是,在这一片海拔2000米左右的开阔台地上,早已用铁丝圈好的地界上,除了几座测风塔高高耸立外,似乎与其他内蒙古台地并无二致。同时,据知情人士透露,汇通能源在四子王旗的另一块风场也同样未开工。

　　“这两块风场迟迟未开工的主要原因还是因为电网和电价的原因。”一位熟悉上海弘昌晟公司的人士介绍说。

　　“内蒙自治区和国家电网公司虽然都已承诺接纳内蒙风能发电,但是目前内蒙风能发电突飞猛进,已经远远超过了电网承诺的容量。”卓资县工经委的一位副主任告诉记者,“虽然在9月份刚刚召开的大唐二期工程的奠基仪式上,有关部门领导表示2009年内蒙古电网建设进一步扩大容量,但即使如此,恐怕在短期内也难以满足风电并网的需要。”

　　对汇通能源来说,“跑接入”就有点晚了,卓资县周围的几大变压站都已经被挤满。但是如果“跑接入”不成,则其风电项目没有任何开工意义。

　　“汇通能源大股东上海弘昌晟也明确表示,只要一天不拿到入网凭证,风场建设就不会开工。”上述熟悉上海弘昌晟公司的人士告诉记者。

　　那么上海弘昌晟这样等待下去,是否能够承担这样的损失？

　　“上海弘昌晟走的是一步完美的棋局。无论风场是否能够获利,对于他们来说似乎都有好处。”上述熟悉上海弘昌晟公司的知情人士表示,因为这两块早在几年前就被上海弘昌晟拿在手里的风场资源,已经被其以近1亿的价格注入到上市公司汇通能源之中,“上海弘昌晟公司拿到这些风场的价格极其低廉,并与当地政府达成协议,因为到现在还没有介入电网,故风场迟迟未有开工,在未开工之前,上海弘昌晟公司仅仅只需交纳百万元的土地出让押金。”

　　随后,卓资县工经委一位负责人也向记者证实了上述相关说法。

　　“对于上海弘昌晟来说,如果风能资源能够被开发出来,结果自然是皆大欢喜,如果风能资源开发缓慢,其本身资金也由于已经将此风场注入到上市公司里,其自身并不会出现资金占压。”一位资深投行人士告诉记者,除此之外,更可以在汇通能源变身新能源公司后,可以在二级市场上炒作一番。

　　一百个人眼中有一百个哈姆雷特,有关风能的投资亦如此。

　　一位外资PE人士告诉记者:“目前风能概念已经被炒作太过厉害,很多项目已经报价过高,再加上目前石油和煤等能源价格的下调,风电的需求也不大,我们目前不会考虑投资风电项目。”

　　同样,一位北京的本土PE投资总监接受记者采访时表示:新能源作为国家未来发展的战略规划,的确存在投资机会,但目前来说,投资的方向仍然要投入到能源开发的技术环节,去掉新能源的概念外壳,把它当成一个普通的制造业看待,或许还有投资的前景。

福尔莫斯

《自然》社论：中国风力发电的潜力

1月22日出版的《自然》杂志发表了关于中国风力发电潜力的社论，社论认为，只要相关政策更连贯，中国能统领风力发电行业。

　　文章介绍说，中国风力发电的统计数据，粗看起来一切都在朝好的方向发展。在过去的3年中，中国每年风电装机能力翻倍。

2007年提前计划3年达成500万千瓦目标，2008年提前2年达成1000万千瓦目标。未来3年中，中国厂家准备制造比任何其他国家都要多的风力发电机。

　　但是现实情况远比看起来的复杂。很多风力发电项目由于电力公司得不到收益，甚至根本没有启动。对那些已经启动的项目来说，制造出来的机器经常要等4个月甚至更长时间才能并入电网。即使并入了电网，风力发电机也经常出问题，相比很多其他使用风力发电的国家来说，发电效率是比较低的。

　　2007年5月，全球风能委员会（Global Wind Energy Council）、中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会（CREIA）和中国风能协会(China Wind Energy Association)发布了一份联合备忘录，提出一些对风力发电业的改进意见。不到2年以后，这些担忧被证实了，而且这些建议现在看都仍然是中肯的。

　　比如，政府采用的选择制造商的竞标系统偏向那些同意采取低价的厂商，即使这种价格根本不能盈利。结果，很多项目甚至根本没有启动。更有经验的国际开发公司和外国能制造效率更高风力发电机的厂商甚至都不竞标。备忘录建议设立长期保护性电价(Feed-in Tariffs)政策，这一政策为能源供应提供了保障，并能让制造厂商更连贯和有计划地进行业务。中国已经开始在这方面有所动作，但是分配项目的过程仍不透明，并且从开发者和风力发电机制造商的角度来看是令人泄气的。

　　社论文章认为，中国还需要显著地改进电网，并且将电网与可再生能源发展相结合。电网公司不太愿意采纳风力发电，这是可以理解的，因为风力发电不稳定且相对昂贵，所以需要刺激电网公司来接纳风力发电。

　　中国也有一些其他政策鼓励本土厂商发展，比如规定70%的风力发电机组件要在当地制造，这样就鼓励了外国公司在中国建设制造厂。

　　文章说，对于风力发电机的制造以及风力发电厂的维护和管理，中国还有很多地方需要向在风力发电方面更有经验的国家学习。比如停止对发电机数字和容量的迷恋，而是关注用发电机发电。

　　文章说，中国风力装机容量达到1000万千瓦的速度令人惊叹。如果中国能够利用其土地上大约30亿千瓦的风能的话，将能够满足几乎所有中国当前的电力需求，短时期内这是不可能的，不过中国有可能将2020年风电总装机目标由3000万千瓦调高至1亿千瓦。在国际效率标准下运行的话，这能够满足5%的中国电力需求，并且使中国成为世界最大的风能发电国，当然这也要取决于美国今后几年相关政策如何。只要中国采取更进取而有理智的方针，就能最大限度地利用其国家的风能。（科学网 徐青/编译）

ICE

国际巨头重金投向中国绿色能源市场

　　生意社2月5日讯　达沃斯力推八大清洁能源行业，20年内全球每年至少需投资5150亿美元

　　在世界经济论坛2009年会上，CNET绿色科技博客的资深撰稿人马丁-拉穆尼卡(Martin LaMonica)在瑞士达沃斯发布了关于绿色能源基础设施的报告。马丁-拉穆尼卡在报告中具体列出了八种政府应该扶持的“大规模清洁能源行业”，包括海上风力发电、陆上风力发电、太阳能光伏发电、太阳能光热发电、市政太阳能、垃圾发电、生物燃料和地热。

　　报告指出，全球清洁能源投资已经从2004年的300亿美元上升至2008年的1550亿美元。其中发展中国家在这一领域的投资迅速增加，2007年发展中国家在这方面的投资金额为260亿美元，而2004年仅为18亿美元。

　　马丁-拉穆尼卡预计，从现在起到2030年，全球每年至少需要投资5150亿美元用于发展绿色能源。他指出，替代能源科技不仅可以解决能源稀缺和气候变化这两大全球性问题，同时也能够产生丰厚的财务回报。

　　而中国由于传统能源结构的突出矛盾和特殊的地理位置使中外能源巨头纷纷重金投向清洁能源市场。

　　中国急需走清洁化能源道路

　　首先，由于经济快速发展、能源日益紧张、生态环境的恶化和以煤炭为主的能源消费结构等因素决定了中国不得不走清洁能源之路。为此，国家能源局局长张国宝在上任伊始就表示，以煤炭为主体、清洁优质能源占比偏低是中国能源结构的深层次矛盾，中国要走多元化、清洁化的能源发展道路。

　　据记者了解，在中国的能源结构中，95%是传统能源，其中绝大部分是靠燃烧化石燃料(即煤、石油、天然气和其衍生产品)，清洁能源仅占5%，预计5年后后者可占能源结构的10%，而20年后所占国内能源结构将达到25%。

　　其次，是我国特殊的地理位置。中国位于亚洲大陆东部，濒临太平洋(601099行情,爱股,主力动向)，季风强盛，内陆的许多山系，地形复杂，加之青藏高原耸立我国西部，改变了海陆影响所引起的气压分布和大气环流，增加了我国季风的复杂性。

　　2006年，中国气象局以全国31个省(市)2390个气象站10米高度近30年历史观测资料为基础，采用气候统计方法，完成了第三次全国风能资源普查工作，初步探明我国陆地风能资源总储量42亿千瓦，技术可开发量3亿千瓦。另外，估计近海可开发风能资源为7.5亿千瓦。这样算来，实际可开发利用的风能资源总储量达10亿千瓦以上。

　　我国风能资源丰富的地区主要有东北、华北、西北三个地区，可利用的小时数在5000小时以上，有的可达7000小时以上。这一风能丰富带的形成，主要是由于三北地区处于中高纬度。近海地区，我国东部沿海水深5米～20米的海域面积辽阔，按照陆上风能资源测算方法估测，10米高度可利用的风能资源约是陆上的3倍。东南沿海及附近岛屿太阳能资源丰富，包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等省(市)沿海近10千米宽的地带。

　　此外，中国幅员辽阔，陆疆总长达2万多千米，还有18000多千米的海岸线，为生物的多样性提供了生长的土壤。

　　能源巨头先行一步

　　早在2004年，英国石油(BP)公司就和中方合作建成深圳国际园林花卉博览园的兆瓦级太阳能光伏并网发电系统，总装机容量居全亚洲第一，投资总额达750万美元。次年，BP与中国新疆新能源携手在西安成立了太阳能合资企业??碧辟新能源有限责任公司。2008年1月，BP与金风科技股份有限公司旗下的北京天润新能源投资有限公司签署合资框架协议，旨在共同投资开发、建设、拥有并运行内蒙古白云鄂博镇附近3个49.5兆瓦的风力发电场，双方还一致同意在内蒙古地区寻求其它风电投资机会。同月18日，借首相布朗访华之机，BP与中国签署了一系列涉及煤炭清洁利用技术战略整合及商业化、风力发电及醋酸生产等几个方面的协议。

　　“未来5年，BP将在中国投资不少于3亿美元，用于以上项目。”让人不得不佩服跨国公司企业家们的高瞻远瞩。

　　另一个能源巨头也不甘落后。2007年11月15日，壳牌上海首座为燃料电池汽车服务的加氢站正式开业。仅过了一个多月，12月26日，壳牌中国勘探与生产有限公司又获得山西省一个煤层气项目55%的参与权益。2008年2月28日，壳牌集团洁净煤能源业务全球领导团队来到北京，向中国销售其洁净煤能源业务。资料显示，壳牌在中国已经出售了16个煤气化技术许可证，而同一时期北美地区仅售出1份技术许可证。

　　金融危机也不能打消跨国公司投资中国清洁能源的热情。2008年12月12日美国高盛高调宣布将携手鼎晖投资，向我国太阳能光热产业的龙头企业皇明集团投资近1亿美元。当人们还在为其行为感到诧异时，仅隔不到一个月时间，世界第二大风力发电设备制造商和第一大独立风电开发投资商，西班牙歌美飒风电设备公司签署协议，将在潍坊西部山区建设15万千瓦风电项目。该项目建成后每年可发电3亿千瓦时，年收入达1.4亿元。

　　西方跨国能源企业在清洁能源开发、低碳技术、能效提高、资金投入等方面拥有的独特优势，使他们在中国清洁能源市场已经占有先机。从能源发展的长远战略考量出发，因为国际能源巨头的迫近，中国的跨国能源企业也正加速进军清洁能源领域。

　　1月8日，中国电力投资集团公司与湖南省政府签订了战略合作框架协议，中电投将投资600亿元推进湖南电力建设，合作推进华容小墨山核电项目前期工作。中电投党组书记、总经理陆启洲说，目前，中电投正积极推进清洁能源建设，大力发展水电、风电、核电。

　　据中石油高层透露，中国石油计划2010年前斥资百亿元进军新能源，形成新能源生产能力300万吨油当量。“十一五”计划末，中石油非粮乙醇年生产能力将超过200万t/a，达到全国产量的40%以上，同时形成林业生物柴油每年20万t/a的商业化规模，并建设生物质能源原料基地40万公顷以上。目前，中石油不仅拥有煤层气3万亿立方米，国内规模最大的30亿立方米煤层气处理厂正在建设中，还在煤层气、油砂矿、油页岩、地热等多方面取得初步成果。

　　与此同时，中石化、中煤能源(601898行情,爱股,主力动向)集团公司等5家企业也联合投资210亿元的大型煤炭转化项目工程筹建工作已在内蒙古鄂尔多斯启动，这个项目成功投产后将年产420万吨甲醇和300万吨可替代柴油的清洁能源二甲醚，成为国内同类项目中产能最大的项目。

　　未来几十年仍将是投资热门

　　大手笔的投资，均下注清洁能源。“能源产业，作为国民经济巨大的供给产业链，在日前的金融危机中正在发挥着稳定的、可持续发展的势头。金融危机让许多行业遭受重伤，而新能源产业，将有可能在这次危机中得到快速发展。这是新能源发展的大好机遇。”中国金融研究院院长何世红表示，传统产业的过剩格局难改，在油价波动的背景之下，能源尤其是新能源领域的产业投资将是中国未来经济增长的不二方略，也是当下地方政府寻找新的经济增长点的突破口。

　　国际能源署(IEA)对2000年?2030年国际电力的需求进行了研究，研究表明，来自可再生能源的发电总量年平均增长速度将最快。

　　全球风能理事会主席泽尔沃斯表示，与其他行业特别是传统化石能源行业相比，清洁能源，尤其是风能受到金融危机的影响较小，应该说目前金融风暴尚未对全球风能产业造成直接冲击。

　　泽尔沃斯分析认为，风能作为主要替代能源，即使国际能源价格下降，决策者考虑到环境污染和气候变化的因素，世界各国仍将会大力发展风能。

　　中国最大的风力发电机组设备制造商、新疆金风科技股份有限公司董事长武钢预计，“不论是从投资商还是从一些传统产业的转型来看，现在对于风电行业而言是一个比较好的机遇。总体而言，金融危机不会对中国风电产业发展造成大的影响。”

　　据国内首家以能源企业管理者为培训对象的“新能源投资与优化整合研修班”的主办单位清华大学相关专家介绍，2008年全球新能源领域投资超过1000亿美元，增长幅度接近30%。普华永道、汤普森风险经济及美国风险资本协会报告中，给出了同样的数据，并指出，新能源投资超过所有行业的投资增长幅度，在新兴产业风向标的纳斯达克市场，新能源指数近两年一直位居第一。

　　清华大学继续教育学院刘奇麟同时指出，新能源投资属于新兴的投资领域，加速的成长市场为投资者创造了一个充满丰厚利润的的投资机会和风险的有利环境。

　　在面对国际国内对清洁能源投资持续走高的市场环境下，专家建议，我国对清洁能源产业的政策应有仰有抑，对于国内成立时间比较早的新能源企业，我们要考虑对其自身的技术创新和产业升级，以提升发展速度和市场适应能力。从世界资源储备来看，清洁能源的发展趋势将上升，相应的成本将下降。未来30年里，清洁能源投资都将是一个热门的投资行业。

ICE

风电行业自动化市场潜力巨大

　　中国新能源战略开始把大力发展风力发电设为重点。按照国家规划，未来15年，全国风力发电装机容量将达到2000万至3000万千瓦。以每千瓦装机容量设备投资7000元计算，未来风电设备市场将高达1400亿元至2100亿元。

目前国外的主流机型为1.5兆瓦和2兆瓦至3兆瓦，并已研制出5兆瓦的样机。近年来，我国风电机组单机容量也从600千瓦逐步走向兆瓦级，具备1.5兆瓦以上机型生产能力的企业将具有更强的市场竞争力。与之相配套，大型风电叶片也将具有广阔的市场前景。以前，我国兆瓦级风电叶片的生产技术和关键设备主要从国外引进。近年来，越来越多的企业意识到了自主开发的重要性，为我国风电产业做出积极贡献。

随着风电机组容量的扩张，风电设备对自动化产品的要求越来越高，如，自动化产品控制器的响应速度，SCADA系统的监控技术，现场总线的通信速度，伺服电机等自动化产品的精确控制程度。另外，国产化是风电行业的重要趋势。国产自动化厂商若要在风电领域占有一席之地，也要加强和提高自己的自动化技术水平，才可以与国外自动化厂商在风电行业展开激烈竞争。

自动化产品是风电设备的重要组成部分，整个行业的自动化产品市场也有几个亿的空间，并且，风电行业的快速发展，直接带动了自动化产品在该行业的市场容量。

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Wind power becomes Europe's fastest growing energy source

Europe installs 20 wind turbines a day and 10 EU states reach wind power capacity of more than 1GW

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• David Gow in Brussels
• guardian.co.uk, Tuesday 3 February 2009 12.33 GMT
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The UK added 836MW of wind power to reach 3.24GW in 2008. Photograph: Andrew Milligan/PAT

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More wind power was installed in the EU than any other electricity-generating technology in 2008, according to data released yesterday.

The European Wind Energy Association (EWEA) produced figures showing wind power provided 43% of new capacity ? or almost two gigawatts (GW) ? compared with 35% for gas, 13% for oil, 4% for coal and 2% for hydro power.

The EWEA's claim that wind power is the fastest growing technology in Europe for the first time came as it emerged that the US overtook Germany last year ? before Barack Obama entered the White House with his "green" agenda - to become the world's number one wind power installer.

The Global Wind Energy Council (GWEC) said China, whose capacity doubled for the fourth year in a row, was set to reach second place by 2010 ? meeting its 2020 target of 30GW 10 years ahead of schedule.

EWEA's figures come at a period of heightened EU debate over the role of nuclear power, with France awarding the contract for its second EPR (the controversial European Pressurised Reactor) to state-owned EDF last week.

There is also concern over the viability of plans to generate 20% of primary energy from renewables by 2020, the future of carbon emissions trading and the security of gas supplies after the latest Russia-Ukraine dispute.

Christian Kjaer, the EWEA chief executive, said: "The figures show that wind energy is the undisputed number one choice in Europe's efforts to move towards clean, indigenous renewable power." On each average working day in Europe last year, 20 wind turbines were installed.

The new wind power capacity, costing

福尔莫斯

电监会发布《可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告》

为贯彻落实科学发展观，促进能源产业结构向节约能源资源和保护环境方向发展，促进可再生能源协调、可持续发展，规范电网企业全额收购可再生能源电量行为、规范可再生能源电价附加补贴和配额交易行为，维护有关各方合法权益，促进可再生能源发展，依据《可再生能源法》、《电力监管条例》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（电监会25号令）、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等相关规定，2008年6～11月，电监会组织各派出机构在全国范围开展了可再生能源电量收购和电价政策执行情况（2006年1月1日至2008年8月）专项检查。根据检查情况，形成可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告，现予公布。

附件:《可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告》

国家电力监管委员会监管公告2008年第7号
（总第10号）

为贯彻落实科学发展观，促进能源产业结构向节约能源资源和保护环境方向发展，促进可再生能源协调、可持续发展，规范电网企业全额收购可再生能源电量行为、规范可再生能源电价附加补贴和配额交易行为，维护有关各方合法权益，促进可再生能源发展，依据《可再生能源法》、《电力监管条例》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（电监会25号令）、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等相关规定，2008年6～11月，电监会组织各派出机构在全国范围开展了可再生能源电量收购和电价政策执行情况（2006年1月1日至2008年8月）专项检查。根据检查情况，形成本报告，现予公布。

一、基本情况

本次检查涉及全国（除西藏）30个省、自治区、直辖市约576家电力企业。其中，电网企业126家，包括：各区域、省级电网企业及其调度机构36家，省级以下电网企业90家；发电企业约450家，包括：华能、大唐、华电、国电、中电投、长江电力、国开投、国华电力、华润电力等中央发电公司所属可再生能源发电企业和其他地方可再生能源发电企业。

本次检查，首先由电监会各派出机构组织全国30个省份的电网企业及其调度机构、可再生能源发电企业开展自查。在此基础上，采取召开座谈会和实地察看等方式对104家电网企业和241家发电企业进行了重点检查和抽查。

自《可再生能源法》实施以来，全国可再生能源发电装机容量和发电量逐年增长。据本次检查统计，截至2007年底：全国可再生能源发电装机约为15494万千瓦，占当年全国总装机容量的21.6％。其中水电、风电、生物质能发电装机容量分别为14823、561、108万千瓦，分别占总装机容量的20.64％、0.78％、0.15％。全国可再生能源发电量为4825亿千瓦时，占当年全国总发电量的14.8％。其中水电、风电、生物质能发电量分别为4714、53.6、42.5亿千瓦时，分别占总发电量的14.4％、0.16％、0.13％。

　　自2005年底至2007年底：全国可再生能源发电装机增加了3631万千瓦，增长了30.6％，其中，水电、风电、生物质能发电装机分别增长了26.3％、444％、429％。两年来可再生能源发电装机占全国发电装机比例下降了1.37个百分点。全国可再生能源发电量增加了822亿千瓦时，增长了20.6％，其中，水电、风电、生物质能发电量分别增长了18.9％、268％、363％。两年来可再生能源发电量占全国发电量比例下降了1.23个百分点。

　　二、监管评价

　　从检查情况看，《可再生能源法》及其配套规章实施以来，可再生能源发电建设步伐逐年加快、发展环境明显改善。特别是《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等规章实施后，电网企业在可再生能源发电接入工程建设、上网服务、并网安全运行保障、电量优先调度、电价和附加政策执行、电费全额结算以及信息披露和报送等工作方面有较大提高，进一步促进了可再生能源产业的发展。

（一）可再生能源发展环境日趋改善

可再生能源一系列法规出台以来，电力企业对可再生能源开发与利用日益重视，依法发展和利用可再生能源的意识逐步增强。电网企业比较重视可再生能源的利用，制定相应措施和办法，尽可能多地收购可再生能源发电量，为可再生能源发电的发展创造良好条件。

（二）可再生能源发电配套电网规划及建设工作得到加强

电网企业能够配合政府有关部门做好可再生能源发展规划和研究工作，力求电网规划建设与可再生能源发电规划建设有机结合。例如：上海、江苏、宁夏等省市电力公司积极开展风力发电建设对电网影响等调研工作，形成了研究分析报告；安徽、上海等省市电力公司配合政府有关部门开展了生物质能、太阳能、潮汐能发展的规划编制和研究等工作；辽宁省电力公司完成了风电接入系统规划方案，并报东北电监局备案。

电网企业能够按照可再生能源发展规划及时建设、改造可再生能源发电配套电网设施，为可再生能源发电机组的电力送出提供必要的网络条件。东北、华中电网公司以及广东、贵州、辽宁、江苏、安徽、山西、陕西、宁夏等省电力公司抓紧做好可再生能源发电项目接入系统工程建设、调试、验收等工作，较好满足了可再生能源电量送出的需要。福建省电力公司实施了小水电电量上省级电网的战略性改造，安排新建或改造电网项目70项，总投资额达13.86亿元，解决了历史形成的130多万千瓦小水电上网容量受阻问题，提高了水能利用效率，水电送出基本不受限制，小水电业主对此反映良好。

（三）可再生能源发电量全额收购得到切实推进

电网企业能够按照示范文本与可再生能源发电企业签订《购售电合同》和《并网调度协议》，配合电力监管机构做好可再生能源发电机组并网安全性评价。北京、青海、浙江等省市电力公司通过开辟“绿色通道”、“一站式服务”等方式，建立了可再生能源发电项目并网申请受理、送出工程设计审查、并网协议签订等工作制度，有效提高了可再生能源发电项目并网工作效率；福建省电力公司专门针对地方中小型可再生能源发电企业制定了合同管理和并网调度规范等文件；甘肃、宁夏电力公司编制了可再生能源发电机组并网工作流程，积极为可再生能源发电机组并网提供技术服务和指导。

电网企业能够执行全额收购可再生能源电量相关规定，除不可抗力和影响电网安全稳定运行情况外，尽量避免由于电网调度因素导致可再生能源发电机组出力受限。南方电网公司及广东、广西、重庆等省市电力公司制定了节能发电调度、保证可再生能源全额上网的相关细则和办法。华东区域内各级调度机构在实践中摸索了一套保障可再生能源发电量全额上网的做法：风电、径流式小水电、太阳能、潮汐能根据来风、来水、日照、潮汐情况发电；生物质能发电机组根据发电原料来料情况调整发电量，在自愿的前提下参与调峰；安排有调节能力的小水电在不弃水的前提下参与调峰。南方电网公司所属各省级及以上调度机构充分考虑可再生能源发电季节性、间歇性特点，优化水火调度，合理编制发电调度计划，积极开拓低谷用电市场，加大省区间余缺调剂力度，不断提高可再生能源机组的发电利用小时，其中贵州电力调度通信局充分发挥梯级水库调节互补性，根据中短期天气预报，按不弃水或少弃水原则优化水电调度。华东电网公司充分发挥跨流域调节作用，积极组织协调上海、江苏、浙江等省市电力公司，按照年度计划消纳三峡、葛洲坝等地水电，并通过双边交易消纳四川低谷富余水电。浙江省电力公司合理安排省内火电机组出力，消化周边省份的丰水期水电，有效避免了水能浪费。湖南省电力调度中心根据气候与来水变化实施了较为科学的水电调度方案，甘肃省电力公司通过调整网内其他机组开机方式或出力曲线保证风电最大限度送出，宁夏电力公司将影响可再生能源发电的检修安排在发电负荷较低时期进行，有效保证了可再生能源发电量优先上网。

（四）可再生能源电价政策执行和电费结算情况趋于规范

电网企业能够按照价格主管部门批准的可再生能源发电项目上网电价和《购售电合同》约定的电费结算流程、计算方法、结算时间、结算方式等，与发电企业及时、足额结算电费。对政府价格主管部门尚未审批上网电价的可再生能源发电项目，多数电网企业能够先按临时结算电价与电厂结算，待电价批复后进行清算及退补电费。可再生能源电价附加征收、补贴、配额交易、可再生能源接网工程的补贴费用标准能够按照《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等有关规定执行，规范账户管理，按照文件要求参与配额交易。例如：青海省电力公司通过加强内部管理，大大降低了承兑汇票的比例；宁夏电力公司在可再生能源附加配额交易金额尚未到位的情况下，按照国家批复价格由电网企业垫支及时与发电企业结算电费。

（五）可再生能源信息披露和上报逐步规范

电力企业能够真实、完整地记载和保存可再生能源发电机组相关技术参数、可再生能源发电量、上网电量、电费及补贴结算情况等有关资料。部分电网企业能够按照有关要求及时将因不可抗力或者有危及电网安全稳定而未能全额收购可再生能源发电量的情况通知可再生能源发电企业，以各种方式向相关发电企业披露有关信息，并定期报送电力监管机构。例如：华中、西北、南方区域的省级及以上电网企业通过电力交易大厅实时信息平台、每日网厂电话生产例会、电力市场交易信息网站、厂网联席会议等方式定期向可再生能源发电企业披露有关信息。上海市电力公司、广东电网公司每月定期向电力监管机构报送所属各地市供电企业收购可再生能源电量、电价和电费结算以及可再生能源电价附加收支和配额交易等情况。甘肃省电力公司及时将风电等可再生能源发电送出受限原因、持续时间以书面或会议通报等形式通知发电企业，同时努力做好调整和改进工作。

三、存在问题

（一）可再生能源发电项目建设需进一步加强规划

部分地区缺乏统一、合理的可再生能源发电和接入系统项目建设规划，工程项目存在布局不合理和无序建设等问题，风力发电规划与电网调峰调频能力的协调有待加强，不同投资主体的电网企业在电网规划和建设上的协调机制有待完善。例如：内蒙古风电资源富集地区缺乏统一规划，国家审批和地方审批的项目并存（内蒙锡林郭勒盟灰腾梁地区的风电基地分属7个发电集团的8个风电企业，装机容量从1.5万到4.95万千瓦不等），风电接入系统工程难以统一建设，同一区域内送出线路重复建设，既浪费土地资源，又造成电网安全隐患。河北北部地区也存在类似问题。江苏省部分地区生物质能发电规划布局不合理，部分秸秆电厂之间距离较近，秸秆收集半径交叉，造成秸秆收集恶性竞争，抬高了成本。山东省菏泽市已投产2个秸秆发电项目，仍有3个项目在建，根据秸秆数量和质量测算，市内秸秆资源已无法满足需要。广东、广西、海南部分地县小水电建设开发缺乏统一规划，建设无序，部分小水电建设手续不齐，建设过程中与电网缺乏必要信息沟通，电网规划建设难以及时配套，部分小水电上网受阻，汛期矛盾较为突出。另外，部分省级政府有关部门未制定可再生能源项目发展规划，部分省级电网企业未按照要求将可再生能源发电配套电网设施建设规划情况报电力监管机构备案。

（二）部分可再生能源发电项目接入系统工程建设管理不够规范

部分电网企业未能按照《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》第五条要求建设可再生能源并网发电项目的接入系统工程，加大了发电企业建设成本。例如：内蒙古西部电网15个风电项目中，仅5个项目的接入电网工程由电网公司负责建设和管理；黑龙江省的风电项目配套接入电网工程基本上由发电企业承担；吉林省电力公司要求白城地区风电企业共同投资建设500千伏变电站；青海黄河公司大通河流域4座水电站与青海省电力公司协商未果，投资约1亿元自建135公里110千伏送出线路；江西省居龙潭、廖坊等两个省调水电厂的接入系统工程全部由发电企业投资建设。

（三）部分可再生能源发电上网存在“卡脖子”现象

部分电网企业未能及时改造可再生能源发电送出电网设施，造成可再生能源发电出力受限、电量损失。例如：河北张家口地区风电发展迅速，但由于变电容量较小且电网改造滞后，造成风电出力受限；浙江省泰顺县小水电发展迅速，但泰顺电网与温州电网间只有2条110千伏输电线路，受输送限额的影响，水电企业只能轮流发电，弃水较多；甘肃风电建设较快，电网建设相对滞后，风电送出受阻问题加剧。

（四）部分可再生能源电量收购中依然存在不规范现象

部分电网企业及其调度机构未制定保证可再生能源发电量全额上网的具体操作规则，在收购可再生能源发电量时，存在通过考核变相减少发电企业上网电量、压低上网电价、强行分摊线损、不按期或不足额支付电费等问题，特别是一些地方电网企业与小水电矛盾较为突出。例如：陕西电网企业对小水电发电计划仍然进行考核，造成小水电一定电量损失，变相降低上网电价，且存在延迟、不足额支付电费以及要求小水电承担2％～10％线损等现象；安徽省、浙江省、重庆市、福建省小水电企业反映关口计量表计安装点、产权分界点不规范或线损分摊依据不明，存在线损分摊争议；湖北省电力公司在与清江高坝州电厂结算时，将所谓超过测价电量的上网电量按230元/千千瓦时结算(国家核价为414.5元/千千瓦时)；河南省洛阳市宜阳、栾川、嵩县等地供电企业与小水电企业结算时，未执行优惠增值税率（6％），通过采取扣减电量或电费形式将税负转嫁给小水电企业；广西地方县级供电企业与大网之间未建立规范的交易机制，丰水期间小水电弃水情况时有发生。

（五）部分可再生能源发电《购售电合同》和《并网调度协议》签订需进一步规范

部分电网企业特别是地县级电网企业对《购售电合同》和《并网调度协议》签订工作不够重视，存在合同过期、丢失，形式和内容与范本相差较大，合同双方的权利和义务不对等，甚至无合同调度交易等现象。例如：广西大部分县级供电企业未与可再生能源发电企业签订并网调度协议；广西兴安县供电公司在协议中出现“电费在第三个月付清”等条款；海南电网公司所属供电企业在与小水电签订的合同中，无功考核标准不符合当地政府部门有关规定；湖北省电力公司在与水电企业签定的合同中仍然规定超过年度计划的上网电量执行下调后的临时电价；江苏省仍在年度合同中约定购电量计划；贵州电网公司部分县级供电企业与小水电企业签订的《并网调度协议》中，存在变相扣减电量的条款；山西省电力公司在与风电企业签订的合同中要求其缴纳系统调峰补偿费。

（六）可再生能源相关电力企业信息披露和报送工作有待改进

部分省级电网企业存在披露信息不及时、不全面，未能每月向所在地电力监管机构报送上一月度可再生能源发电量、上网电量、电价、电费结算以及电价附加收支等情况。部分可再生能源发电企业也存在报送信息不主动、质量差等问题。有些省级电网企业未能按照要求将调度范围内可再生能源发电配套电网设施建设规划报电力监管机构备案，部分电力调度机构未将保证可再生能源电量全额上网的具体操作细则报电力监管机构备案。

（七）可再生能源现行政策、法规、标准需进一步完善

《可再生能源法》颁布实施以来，有关部门出台了一系列可再生能源配套法规和相关标准，但在执行过程中反映出还存在一些不足。一是2006年1月1日前投产的可再生能源发电项目仍执行以前电价规定，部分企业上网电价偏低，不利于企业持续发展。例如安徽芜湖绿洲环保有限公司的上网电价为415元/千千瓦时，接近于脱硫标杆电价。二是可再生能源电价补贴和配额交易方案滞后，半年或一年一次的配额交易周期过长，在电价附加存在资金缺口的省份，电网企业无法及时、足额支付本省补贴。三是可再生能源发电项目接入工程的补贴标准偏低，电网投资回收期较长，影响电网企业投资建设积极性。四是直接接入配电网的可再生能源发电项目，其接入系统工程投资主体不够明确，容易引起厂网矛盾。五是生物质能发电缺乏可遵循的行业标准，在合同签订、单位能耗、排放、造价等方面只能参照火电标准，不能反映生物质发电特殊性、更好地维护生物质能发电企业利益。六是某些省市垃圾发电厂垃圾处理费标准偏低，部分垃圾发电得不到足够的成本补偿。七是与可再生能源法规不相符的相关规定尚待清理。

（八）可再生能源电量全额收购受到电网安全稳定运行等因素影响

一是受可再生能源与常规能源电源分布结构特性以及用电负荷特性影响，负荷低谷时段，在火电最小开机方式下，可能出现电网无法承受突然增加的可再生能源发电出力的状况，造成可再生能源发电出力受限。二是风力发电具有随机性、间歇性，大多具有反调节特性，大规模风电机组接入电网，给电网调峰、调频带来困难，加大了电网运行方式安排难度，对电网安全稳定运行造成一定影响。例如位于东北电网末端的蒙东等地，大量风电项目建设和集中接入，进一步增加了这些地区的电源外送压力，同时降低了电网稳定水平。三是风电和小水电多分布在偏远且网架相对薄弱地区，用电市场容量有限，调节手段和能力不足，在电量集中送出时，线路、变压器等电网设施经常出现过载，影响电网安全稳定运行和供电可靠性。四是目前投产的风电机组大多不能进行有功、无功调节，缺乏低电压穿越等电网安全运行需要的基本功能，也没有功率预测系统，加之一些运行管理水平较低的风电和小水电并入电网，给电网的安全稳定运行带来了一定威胁。

四、整改要求

电力企业要充分认识促进可再生能源开发利用的重要性，不断增强法律意识，认真贯彻落实可再生能源相关法规、政策，促进可再生能源发电的可持续发展。

（一）电力企业要严格执行可再生能源电价和附加政策

电力企业应严格执行国家可再生能源电价和附加政策，做好电价附加征收、配额交易、电费和补贴结算等工作。可再生能源发电企业、电网企业要按照电监会关于厂网电费结算的规定，签订《购售电合同》，不得自行变更上网电价，也不得通过变相改变上网电量、强行分摊线损等方式变相降低上网电价，要按照价格主管部门批复的上网电价和《购售电合同》的约定及时、足额进行电费结算，不得擅自变更补贴标准，要按照国家批复的补贴标准及时进行补贴支付。电网企业要按照附加征收标准做好可再生能源电价附加的征收工作，要继续做好账户管理工作，按照批复的附加调配方案及时进行配额交易，完成可再生能源电价附加的调配工作。

（二）电网企业要进一步做好全额收购可再生能源电量各项工作

电网企业要加强与可再生能源发电企业间的沟通协调，建立健全相关联系机制。调度机构要制定科学合理、确保全额收购可再生能源电量的发电调度计划，制定有关调度操作规则，及时报电力监管机构备案。电网企业应进一步提高可再生能源发电预测的准确性，优化各类机组负荷分配，合理安排设备检修，防止风力发电出力受限，尽量避免丰水期水电弃水。电网企业要尽快研究解决水电密集度较高地区在丰水期水电电量跨省（区）外送问题。可再生能源上网电量网损要严格按产权分界点界定，对于产权不明晰的部分，应本着友好协商的原则确定。电网企业特别是地、县供电企业要按照电监会《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》、《发电企业与电网企业电费结算暂行办法》以及《电网运行规则》等要求，参照有关示范文本与可再生能源发电企业协商签订并严格执行《购售电合同》和《并网调度协议》，规范并网及电费结算等行为。电网企业要抓紧研究解决历史遗留问题，应由电网企业负责运行和管理的可再生能源送出工程要尽快收购其资产并承担相应运行和维护职责。

（三）电网企业要科学规划电网，进一步优化与完善电网结构，促进可再生能源协调发展

电网企业要进一步深入研究论证适应可再生能源发展的电网规划，提出可再生能源发电配套电网设施建设规划、电网建设方案以及加强电网管理的意见；结合可再生能源发展规划，进一步加强对电网结构特性的分析，不断优化和完善电网结构，努力提高可再生能源发电机组上网发电效率，促进可再生能源发电和电网的协调、可持续发展；进一步加强网架建设，切实做好可再生能源配套电网设施的建设维护工作，按照有关要求做好并网安全性评价和新机组进入商业化运行工作，保证可再生能源项目及时上网发电。

（四）电力企业要加强信息披露和报送工作

电网企业应不断完善可再生能源相关信息披露制度，进一步加强与发电企业沟通，及时将可再生能源发电上网电量、电价情况及未能全额收购可再生能源电量持续时间、估计电量、具体原因和改进措施等情况书面通知发电企业；严格执行可再生能源相关信息报送和备案制度，定期将政府有关部门批准的可再生能源配套电网规划及其滚动规划报监管机构备案；制定保证可再生能源发电全额上网的具体操作规则，并报电力监管机构备案。各省级电网企业要定期汇总所属各级电力调度机构直调可再生能源发电未能全额上网的情况、原因、改进措施等情况并报电力监管机构。省级电网企业和可再生能源发电企业要于每月20日前向所在地电力监管机构报送上一月度可再生能源发电上网电量、上网电价和电费结算情况，省级电网企业应当同时报送可再生能源电价附加收支情况和配额交易情况。

（五）进一步做好可再生能源发电企业安全生产工作

电网企业应进一步加强对可再生能源发电企业的技术指导，消除设备安全隐患。可再生能源发电企业要加强水情、风情等预测工作，及时提出发电计划申请，协调设备检修管理，充分发挥可再生能源利用效率。可再生能源发电企业要严格执行国家有关并网技术要求，严格遵守调度命令，配备必要的保护装置、自动化装置及通信装置，提高负荷预测及生产管理水平。

五、监管建议

（一）加强统一、科学规划，促进可再生能源协调、有序发展

应根据国家制定的《可再生能源中长期发展规划》，进一步做好各地区可再生能源发展中长期规划与年度计划，制定同步、协调、可持续的可再生能源电源和电网发展规划，以更好满足可再生能源发电规模化发展的需要。应充分发挥区域在可再生能源利用上的优势，在编制省级可再生能源开发利用规划时，充分考虑可再生能源项目在一定时期的建设容量限制，科学布置可再生能源电源点。进一步理顺中央与地方可再生能源发电项目审批体制，使可再生能源发电开发利用规范化，布局合理化，避免无序开发。

（二）进一步完善促进可再生能源发展的价格、财税政策

全面分析总结近年来促进风电、生物质能、太阳能等可再生能源发电项目发展的有关价格、税收和财政政策，巩固成果，进一步完善相关政策，为实现可再生能源的规模化和产业化发展创造条件；进一步研究可再生能源发电上网电价形成机制，结合各地实际情况，对同一地区同类可再生能源发电项目尽可能明确同等水平的价格，生物质能发电价格应根据近两年来物价水平变化情况适当提高，研究完善小水电上网电价形成机制；进一步研究完善可再生能源发电项目和接入工程的补贴政策，改变现有补贴方式，确定统一的投资回收期，在回收期既定的情况下，制定接网费补贴标准；研究出台可再生能源发电项目建设和电费、补贴结算的税收优惠政策，明确减免比例和额度，大力扶持风力发电、太阳能发电、秸秆和垃圾焚烧发电等产业的发展；研究出台对可再生能源发电企业贴息政策，减少企业的财务费用；根据各地实际，分省、区出台垃圾补贴标准，适当提高垃圾补贴收入；研究建立全国范围内的配额交易平台，按月度开展可再生能源附加收入的配额交易，加快附加补贴的支付。此外，对于2006年以前批准建设的可再生能源发电项目以及小水电的接入工程，也应结合实际情况进行研究，适当解决其电价和补贴问题，减轻电力企业的经营压力。

（三）进一步加强可再生能源相关技术研究

政府有关部门应进一步引导有关电力机构做好可再生能源相关运行技术研究工作：一是结合可再生能源发展规划，深入研究电网内电源布局、网架结构以及不同电力系统可接纳可再生能源类型与规模问题，发挥资源在更大范围利用的优势；二是加强风电、小水电等季节性、间歇性较强的可再生能源发电与电力系统安全稳定之间关系等研究工作，在确保电力系统安全稳定的同时，尽可能保证可再生能源电量全额收购；三是研究编制可再生能源发电接入电网的相关技术导则，规范可再生能源发电的接入系统及其继电保护、自动化、通信和能量计量装置等技术标准；四是引进国外先进风电运行经验和技术，加强对风能参数的预测工作，研究建立风能参数测评系统，研究解决风电场输出功率稳定和无功补偿问题，不断提高风电在电网中的运行水平；五是不断提高风电机组及风电场整体测试技术，研究风电场接入电网确保电力系统安全稳定运行的分析评价技术，逐步建立风电场接入电网测试、评价和许可制度。

（四）进一步加强对可再生能源相关规则规范的研究

研究制定针对可再生能源发电项目的辅助政策，为可再生能源发电产业发展创造条件，推动能源结构转型。一是研究制定促进可再生能源发展的相关标准；二是研究大规模风电场对电网安全稳定运行的影响，提出在电网低谷时段对风电采取限制收购措施的有关规定；三是研究进一步规范和促进可再生能源发电接入配套电网工程建设，提出明确的电网投资建设主体，理清产权分界点和计量点，规范联网小水电的线损分摊办法；四是针对联网小水电倒送电量和力率考核问题，研究修订新的管理办法，解决当前各地混乱无序现象，促进小水电协调、可持续发展；五是加强电网输配电成本监管，科学核定电网建设成本，推进电网建设和改造工作，解决输电瓶颈问题；六是开展地方电网与主网间购售电价差异调研，逐步规范网间交易行为。

ICE

世界经济论坛：未来需大量投资绿色能源

世界经济论坛于1月29日发布的有关绿色能源基础设施的报告说，从现在起到2030年，全球每年至少需要投资5150亿美元用于发展绿色能源，否则全球气温就将升高两度。

根据该报告，绿色能源行业将涉及8大领域，其中包括陆上风能、海上风能、太阳能发电、城市垃圾转化为能源和地热发电等。

报告指出，全球清洁能源投资已经从2004年的300亿美元上升至2008年的1550亿美元。其中发展中国家在这一领域的投资迅速增加，2007年发展中国家在这方面的投资金额为260亿美元，而2004年仅为18亿美元。

该报告还认为，除了开发新的清洁能源之外，各国还应该在充分利用能源方面采取措施，这主要包括提高能源使用效率、建立合理的电网和有效储备能源等。

ICE

金融危机下 中国风电市场紧抓机遇迅速发展

　　中国网?滨海高新讯 中国风能协会副会长施鹏飞在此间表示，全球金融危机不会给近年来迅猛发展的中国风能产业造成冲击，相反金融危机在某种程度上会给中国风电产业提供一个发展机遇。

一方面，会加速中国制造企业的整合，优胜劣汰，催生制造业健康发展；另一方面，在全球金融危机的情形下，华能、大唐、华电、国电等国有风电开发商会优先得到银行低息贷款的支持，从而继续保持中国风电装机容量的高速增长。

最新数据显示，２００８年中国风电装机容量新增约６３０多万千瓦，与２００７年新增装机容量相比增长率为９１％，累计装机容量超过１２００万千瓦。

施鹏飞１６日出席在天津高新区举行的风能产业形势发展报告会上分析认为，金融危机对全球经济的负面冲击仍在继续，从国际市场看，由于全球需求放缓，原材料价格的下降会进一步降低风电机组的成本，外资品牌机组制造商会加大在中国市场的促销力度，加剧与内资品牌机组的竞争。这会在一定程度上缓和供求关系，缩短风电场建设周期，利于风电产业健康发展。

施鹏飞进一步表示，由于２００８年以来国内经济形势发生重大变化，发电企业生产经营受到了前所未有的挑战和严峻考验，均出现集团性亏损，火电企业亏损面达９０％，企业的资本金不足，对投资风电场有些不利影响。火电增速放缓，电源企业有可能把资金投入到风电场建设项目中，这对风电制造商来说是利好。

　　“头顶”小风车、“肩扛”太阳能板，清风拂面时采集风能，阳光普照时存储太阳能，并将它们源源不断地转化为电能，晚间自动为路灯供电，这样的新型节能路灯在天津高新区的马路上随处就能看到。据测算，与同样亮度的普通路灯相比，这种节能路灯可以省电近80%。

这种新型的节能灯的省电基本原理是“利用小风车和太阳能电路板可随时将风能和太阳能转化为电能，存储到蓄电池中。在蓄电池电量充足的情况下，即使没有能源补给，也能连续工作5个晚上，完全可保证为路灯供电。”

据了解，“风光互补”型路灯的节能效果非常明显，以每天照明10小时计算，每月可节电609度。

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中国可再生能源利用步入快车道

　　政策扶持新能源利用

2月17日，财政部、科技部、国家发改委、工业和信息化部等四部委联合为北京、上海、重庆等13个开展节能与新能源汽车试点城市授牌，鼓励率先在公交、出租、公务、环卫和邮政等公共服务领域推广，中央财政将视情况给予消费者最高60万元补贴。

新能源频接政策扶持橄榄枝。在此前通过的汽车产业振兴规划中，决定实施新能源汽车战略，推动电动汽车及其关键零部件产业化。决定还强调，要以新能源汽车为突破口，加强自主创新，形成新的竞争优势。

这些都表现出中国推广利用新能源的决心。

可再生能源利用步入快车道

据了解，在《可再生能源法》及《可再生能源中长期发展规划》等推动下，中国可再生能源已步入了快速发展阶段，2008年的可再生能源利用量约为2.5亿吨标准煤，约占一次能源消费总量的9％。

2008年，中国新增风电装机容量超过600万千瓦，全国风电装机容量达到了1200多万千瓦。2008年光伏电池产量达200多万千瓦，成为世界第一大光伏电池生产国。太阳能热水器年生产能力达到了4000万平方米，全国累计太阳能热水器使用量超过1.25亿平方米，占世界太阳能热水器总使用量的60％以上；生物质能开发利用也有较大发展，户用沼气池达到了2800多万口，大中型沼气设施达到了8000多处，沼气年利用量达到了约120亿立方米。

中国可再生能源学会理事长石定环表示，大力开发可再生能源不仅是世界能源发展的必然趋势，也是中国能源战略的必然选择。

新能源成投资重点

2月３日，全国能源大会在北京举行。这次大会是自1992年国家能源部撤消后，中国17年来首次举行的全国性能源工作会议，确定了以结构转换为主题的工作方向，预示着新能源产业新时代的到来。会上，国家发改委副主任、国家能源局局长张国宝表示，从长期看，改善中国能源结构，必须积极发展可再生能源和新能源，不断提高清洁能源在中国一次能源消费中的比重。

2008年，核电仅占中国电力装机总容量的1.3%，核电年发电量683.94亿千瓦时，占全国总发电量的2%左右。

“中国发展核电潜力很大。当前，无论是人才队伍，还是技术水平和装备制造能力，都具备了加快发展核电的条件。”张国宝说。据了解，今年中国将开工建设多个核电项目，新核准开工规模840万千瓦。

积极发展水电、风能、太阳能、生物质能等可再生能源与新能源，不断提高清洁能源在中国一次能源消费中的比重，成为中国优化能源结构的另一个突破口。

今年，国家电力投资将达5800亿元，以核电、风电等为投资重点。从今年起力争用10多年时间在甘肃、内蒙古、河北和江苏等地建成几个千瓦级的风电基地。

据了解，为了适应核电、风电等清洁能源快速发展的需要，国家今年将加快研究调整核电中长期发展规划、风电发展目标和建设规划，此前公布的预期目标都将作调整。

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风雪寒冬中傲然挺立的风电产业

2008年不断深化的全球金融危机未能阻挡全球风电市场的快速发展，风电产业这朵奇葩在风雪中越开越艳。

扶持政策将加强

从各国传出的政策信息看，部分国家加强了或将加强对新能源的政策支持力度。美国新一届总统奥巴马承诺将制定更多利于风能发展的政策，计划在三年风将可再生能源发电翻一番的目标。

中国也已将发展风能作为新能源战略的重点，以应对金融危机。财政部规定，自2008年1月1日起，对国内企业为开发、制造大功率风力发电机组而进口的关键零部件、原材料所缴纳的进口关税和进口环节增值税实行先征后退，所退税款作为国家投资处理，转为国家资本金，主要用于企业新产品的研制生产以及自主创新能力建设。

无论从增强国家能源完全角度，还是从经济角度、环境保护角度考虑，政府在未来对于风电投资的扶持力度将会进一步加大，风电产业在未来几年都将处于超景气度阶段。

我国风能发展状况

新增装机容量跃居全球第二，风电总装机容量跃居世界第四。2008年新增风电装机容量达到6300MW，增长率为91%；全国风电总装机容量已超过12200MW，增长率为106.8%，排在前五位的省份依次为内蒙古、辽宁、河北、吉林和黑龙江，占中国总装机容量的69.3%，也是中国目前风电装机超过百万千瓦的五个省份。另外，在云南、江西、重庆三个省市实现风电装机零的突破。

增长空间巨大

2007年9月，政府公布了《可再生能源中长期发展规划》，首次提出了电量的目标：“对非水电可再生能源发电规定强制性市场份额目标：到2010年和2020年，大电网覆盖地区非水电可再生能源发电量的比例分别达到1%和3%以上”。要实现此目标，估计风电装机在2010年超过2000万千瓦，按照风电市场目前的发展速度，2009年有望再翻番。

中国气象局风能太阳能资源评估中心，采用气象学科的数值模拟方法对全国风能资源再次进行评估，初步得到的结论是全国陆上技术可开发量为26.8亿千瓦，考虑到风能资源丰富地区能够利用的土地面积以及其他制约因素等，粗略估计其中30%可以得到开发，大约是8亿千瓦。另外离岸20公里范围内可能开发的资源量约1.5亿千瓦。初步估计陆上与近海合计每年可提供约2万亿千瓦时的电量，相当于2004年全国用电量。

海上风电场是发展趋势：虽然目前海上风电场的市场尚不成熟，建设成本高，技术难度大，施工、运行和维护风险大，但海上风电场是风能发展方向。专家预测，2020年前，我国陆地风电发展将是重点。2030年以后水能资源大部分也将开发完，近海风电进入大规模开发时期，将来风电电量有可能占到全国电量的10%以上。

看好风电零部件生产厂商

风电设备市场中，看好风电零部件生产厂商。

国内零部件生产企业已掌握发电机、齿轮箱、叶片等关键部件的技术，目前零部件的生产不仅可以满足国内需求，而且开始供应国际市场，2009年将进军英国和日本市场，已获200套叶片订单。其中，中航（保定）惠腾是国内最大的大型风力叶片生产商，2007年市场占有率接近40%；南京高齿在国内风电齿轮箱市场占有率超过40％，目前东方传动、重齿、杭齿都已介入齿轮箱生产。零部件上市公司的实力则稍逊一筹。

风电机组制造业的市场主要在国内，目前兆瓦级以下的风电机组已完全实现国产化，兆瓦级以上容量的风电机组仍需进口，目前国内已研制出1.5-2兆瓦级的多种样机，进入小批量生产。其中上市公司金风科技、东方电气分别位于2008年总装机容量第一和第三。