過網費課題

『壹』 河南省自備電廠發電過網費含哪些項目

具體的項目不是很清楚，不過如果選擇用阿法洛比特比較不錯， 超強cmcc接收器 每月網費僅2元。

『貳』 為什麼風電都建成4.95萬千瓦規模

一句話，超過五萬的項目得國家批，4.95的省內就可以，為了好批

『叄』 新電改概念股龍頭股有哪些

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新電改概念股

編者按：新電改方案已上報國務院 電網逐步退出售電。能源局牽頭制定的新電改方案已經上報國務院。新方案以電網逐步退出售電和大用戶直購競價上網為主線，以及電網的財務和調度兩者擇其一獨立。

競爭領域引入競爭

據介紹，電網逐步退出售電就是所謂的「電改從售電側起步」。今年全國兩會期間，國家能源局副局長史玉波接受媒體采訪時曾表示，當下電改將「放開售電側，讓用戶選擇售電商進行交易。」

在大用戶直購電改革方面，建立多買多賣的電力市場，用電企業和發電企業繞過電網自主交易，並擁有自主選擇權。核心是電價的市場化，其最終目的都是打破電網公司在電力交易中對發電公司的單一買家地位和對電力用戶的單一賣家地位，實現電力交易市場化，逐步形成發電和售電價格由市場決定、輸配電價由政府制定的價格機制。

這位權威人士稱，新電改方案從售電側改革起步是折中的結果，在此前的課題申報階段，有關部門的改革思路不一致，如果電網只保留輸配權，發電方和用電方直接交易，電價完全市場化，多年來一貫形成的國家定價局面將被改變。最後意見統一後確定先放開售電價交易。「在剔除電網的過網費，電力完全市場交易後，發電企業只要成本能覆蓋，電價的下調是可以預見的，具體來說，購電價有下降空間，而售電則不好說。」他表示。

地區先行先試

不過，記者獲悉，去年國家能源局公開招標的大用戶直購電交易模式研究課題由中電投獲得，目前課題研究還沒結題，各地展開的工作也只能是自下而上的試點。更重要的是，電網的輸配電成本無法有效監測，直購電廣泛開展尚不具備條件，因此在新電改方案中要求電網的財務或調度必須獨立。

「目前來看，電網的財務獨立可能性更大。」這位權威人士說，因為電力調度在組織和協調電力系統運行和電力市場交易中作用很大，涉及區域電網的協調，而財務獨立能更好地核算電網輸配電成本，加快大用戶直購進程。

今年2月，國家能源局下發的《2014年市場監管工作要點》顯示，2013年湖南、四川、山西、甘肅等省已成為大用戶直購電改革試點新成員，國家能源局將選擇10個省級電網企業組織開展輸配電成本專項監管，發布監管報告，公布輸配電成本水平。

據報道，山東省已經出台了《電力用戶與發電企業直接交易試點工作方案》，年度交易電量100億千瓦時，下一步的工作是制定交易規則和用電企業市場准入標准，主要針對國家級、省級高新技術企業和戰略新興產業。另一發電大省雲南在全國兩會期間提交了將其列為電力體制改革試點省的建議。www.southmoney.com

對此，國家發改委能源研究所研究員吳鍾瑚在接受記者采訪時說，在電力法第二十五條修改之前，電改授權在局部地區試點是有可行性的，比如個別供電公司實行混合所有制向民企開放。

新電改方案呼聲漸高銷售端改革或令售電企業受益

能源局牽頭制定的新電改方案已經上報國務院，新方案主要延續五號文的電改思路。具體而言，上網電價由國家制定的容量電價和市場競價產生的電量電價組成。輸、配電價仍由政府定價，銷售電價則以上述電價為基礎形成，並且建立多買多賣的電力市場，通過大用戶直購試點放開上網電價和銷售電價，逐步實現電網退出售電環節。

目前，電價不能有效傳導和電網企業的低效率經營有望加速電改的實施。從我國的電力市場結構來看，發電側主要由五大發電集團及地方電力集團組，而輸電、配電、售電環節仍然處於一體化經營的現狀。主要由國家電網、南方電網兩大電網控制，內蒙古電網、陝西電網等若乾地方電網企業占據小部分市場。發電企業的上網電價、對用戶的銷售電價均由政府定價，發電企業成本變化無法及時傳達到用戶側，發電企業基本處於靠天吃飯的現狀。由於上網電價和銷售電價均為固定電價，電網企業亦沒有動力改進經營效率。

[NextPage]根據新電改方案，合理回報下的"通道費"模式，將成為未來電網的主要盈利模式，改造配電網路將成為電網企業的重中之重。據統計，在電網損耗中，10KV配電網損耗佔比70%以上。其中，10KV配電網中80%損耗來自於變壓器損耗、20%來自於線路損耗。要提高經營效率，必須加快配電網改造，尤其是加快高耗能變壓器更換及增加智能化、自動化設備的配置。

據相關專家介紹，2014-2015年配電自動化建設的重點區域是國網轄區內的31座核心城市，2016-2020年投資重點將從核心城市逐步過渡到一般地級城市及發達縣域。預計2014-2016年是配電行業需求的高峰時期，投資規模將分別達到150、300及400億元。A股上市公司中，中元華電、北京科銳、森源電氣、特銳德、積成電子、置信電氣等公司在配電網路自動化產品方面各具特色。

對於售電側而言，市場化將是新電改方案中力度最大的地方。推進電價形成機制改革，實行大用戶直購電，開展"競價上網"，形成以雙邊合同市場為主、實時競爭市場為輔的競爭性電力市場。

未來，電網售電業務的逐步剝離將在售電領域形成一定的競爭，提高服務效率，大規模的售電企業亦有望逐漸形成。明星電力為四川省電力公司在遂寧地區唯一的電力上市平台，供電網路主要覆蓋范圍位於船山區和安居區，遂寧城區是公司目前售電區域，伴隨著電改的進一步深入，公司或將在售電側迎來較多實質性利好。廣安愛眾擁有完整的發電、供電和配電網路，是獨具特色的"廠網合一"的地方電力企業，公司業務主要分布在四川、雲南等地。 2013年募集資金進行水電站收購和變電站的改擴建，電力裝機容量將從27.3萬千瓦增加到48.3萬千瓦，未來可售電量也將水漲船高。

A股市場上，可關注三類新電改概念股

一類是直接或間接參與電力混合所有制改革的上市企業。例如，中電投下屬子公司吉電股份(000875)、漳澤電力(000767)、上海電力(600021)都值得重點關注。

一類是電網類企業。市場普遍認為，電力改革從售電側的改革起步可能性較大，包括引入民營資本介入售電側，形成多元化售電市場，電網類企業將直接受益於售電側的改革。相關公司包括雲南電網旗下唯一上市公司文山電力(600995)、國網四川省電力公司旗下上市公司樂山電力(600644)、明星電力(600101)等。

一類是發電類企業。發電類企業業績向好，一方面，水電電價機制改革落地，對水電類公司形成利好，進一步提升水電公司盈利;另一方面，短期內煤電聯動可能性很小，秦皇島煤價仍有下降空間，火電公司盈利水平將繼續提升。與此同時，電力板塊估值水平很低，部分公司股價已經跌破凈資產，板塊長期投資價值十分突出。在電力改革加速推進的大背景下，內蒙華電(600863)、豫能控股(001896)、長源電力(000966)等發電類上市公司有望迎來估值修復行業。

新電改概念股解讀

吉電股份：中電投在東北區域的旗艦企業，是其整合東北電力資產的平台。

漳澤電力：中電投子公司，主要火力發電。

上海電力：上海地區最大的電力生產企業，中電投子公司。

文山電力：雲南電網旗下唯一上市公司。

電網類其他企業包括：樂山電力、西昌電力(600505)、桂東電力(600310)、明星電力、郴電國際(600969)等。

發電類企業包括：華能國際(600011)、內蒙華電、華電國際(600027)、深圳能源(000027)、深南電A、穗恆運A、閩東電力(000993)、皖能電力(000543)、湖北能源(000883)、長江電力(600900)、國投電力(600886)、浙能電力(600023)、贛能股份(000899)等。

『肆』 農電服務公司的成立與現有供電所的職能有什麼區別成立農電服務公司後，供電所是否就取消

農電服務公司的成立與現有供電所的職能相同，只是改了名稱和體制。成立農電服務公司後，供電所可能取消。

供電所屬於電力公司的派出機構，分布在各鄉鎮，主要進行線路維護服務、停、送電服務、抄表、電費收取等工作。

在2002年電力體制改革之前，由國家電力工業部直供直管的供電企業，都稱之為供電局。省級電力工業局在作為地方行政機構，既有行政職能又負責生產銷售。

所以省電力工業局是政企合一的機構，在電力體制改革前，各省電力工業局和省電力公司是兩塊牌子，一套人馬。省級以下的供電企業無行政管理職能，只負責生產銷售。

1988年後，部分地級市供電局更名為電業局，縣級供電企業都叫供電局。2002年電力體制改革後，撤銷了電力工業部，國家電力公司被劃分為五大發電集團和兩大電網公司，省級電力工業局被撤銷，行政職能劃入省級經貿委，省級電力公司作為企業不再具有行政職能。

地級市電業局、縣級供電局更名為供電公司。但由於中國國情和老百姓的接受度，更名並不徹底，很多地方仍然使用電業局和供電局的稱謂，在部分老百姓心目中，並不把供電局當做企業看待，而依然當做是一個行政事業單位。

(4)過網費課題擴展閱讀

能源局牽頭制定的新電改方案已經上報國務院。新方案以電網逐步退出售電和大用戶直購競價上網為主線，以及電網的財務和調度兩者擇其一獨立。

電網逐步退出售電就是所謂的「電改從售電側起步」。2014年全國兩會期間，國家能源局副局長史玉波接受媒體采訪時曾表示，當下電改將「放開售電側，讓用戶選擇售電商進行交易。」

在大用戶直購電改革方面，建立多買多賣的電力市場，用電企業和發電企業繞過電網自主交易，並擁有自主選擇權。

核心是電價的市場化，其最終目的都是打破電網公司在電力交易中對發電公司的單一買家地位和對電力用戶的單一賣家地位，實現電力交易市場化，逐步形成發電和售電價格由市場決定、輸配電價由政府制定的價格機制。

新電改方案從售電側改革起步是折中的結果，在此前的課題申報階段，有關部門的改革思路不一致，如果電網只保留輸配權，發電方和用電方直接交易，電價完全市場化，多年來一貫形成的國家定價局面將被改變。最後意見統一後確定先放開售電價交易。

在剔除電網的過網費，電力完全市場交易後，發電企業只要成本能覆蓋，電價的下調是可以預見的，具體來說，購電價有下降空間。

『伍』 電力體制改革的改革內容

能源局牽頭制定的新電改方案已經上報國務院。新方案以電網逐步退出售電和大用戶直購競價上網為主線，以及電網的財務和調度兩者擇其一獨立。
電網逐步退出售電就是所謂的「電改從售電側起步」。2014年全國兩會期間，國家能源局副局長史玉波接受媒體采訪時曾表示，當下電改將「放開售電側，讓用戶選擇售電商進行交易。」
在大用戶直購電改革方面，建立多買多賣的電力市場，用電企業和發電企業繞過電網自主交易，並擁有自主選擇權。核心是電價的市場化，其最終目的都是打破電網公司在電力交易中對發電公司的單一買家地位和對電力用戶的單一賣家地位，實現電力交易市場化，逐步形成發電和售電價格由市場決定、輸配電價由政府制定的價格機制。
新電改方案從售電側改革起步是折中的結果，在此前的課題申報階段，有關部門的改革思路不一致，如果電網只保留輸配權，發電方和用電方直接交易，電價完全市場化，多年來一貫形成的國家定價局面將被改變。最後意見統一後確定先放開售電價交易。「在剔除電網的過網費，電力完全市場交易後，發電企業只要成本能覆蓋，電價的下調是可以預見的，具體來說，購電價有下降空間。

『陸』 信陽工業城的相關政策

豫發〔2007〕14號即《關於加快黃淮四市發展若干政策的意見》中，有關支持我市加快我市工業化進程如下：
（一）從2007年起到2010年，對黃淮四市區域內省級開發區和縣（市）工業園區內符合國家產業政策的工業企業用電，參照省外送電價（適當確定過網費）實行大用戶直供或開展售電市場改革試點。
（二）採用貼息、補助等方式，對符合國家產業政策和區域污染物減排要求、技術含量較高的重點項目，特別是對帶動農副產品精深加工業發展和擴大就業作用大的項目給予扶持。優先推薦符合條件的項目申報國家中小企業專項資金、企業創新基金。
（三）優先保障建設用地。對符合條件的重點項目特別是工業項目的建設用地優先供應。 信政文〔2007〕225號即《信陽市人民政府關於優化我市中心城區工業項目布點的通知》相關內容：
（一）新建工業項目要安排到工業集聚區建設。新建工業項目的選址和布局，應符合環境保護規劃、土地利用總體規劃、城市規劃、村莊和集鎮規劃、水資源保護規劃以及環境功能區劃等要求。市區內的企業進行改擴建，需新增建設用地的，原則上要遷入工業集聚區建設；積極鼓勵市區內的企業遷入工業集聚區建設。
（二）市級新上工業項目向信陽工業城集中。國家、省扶持的工業項目，市直單位引的工業項目，原則上要進入信陽工業城建設。平橋區、上天梯管理區工業項目向區級工業集聚區集中；在浉河、羊山、南灣、雞公山轄區內原則上不得安排新建工業項目。
（三）浉河、羊山、南灣、雞公山引進的工業項目，要安排到信陽工業城建設。項目按行業進入信陽工業城相應的功能區，執行信陽工業城統一的土地、稅收等各項政策。項目建設期間，投資完成情況和建成後的各類統計報表由信陽工業城統計，按所屬區上報，統計口徑歸各區，項目建設成績計入所屬區，信陽工業城只作內部統計，不作為信陽工業城的建設項目上報。信陽工業城負責項目建設期間的協調服務和建成之後的正常管理，入園項目與信陽工業城其他項目共享工業城基礎設施。項目建成投產後，企業上繳稅收由信陽工業城統一收繳，地方財政所得部分，市區按3：7比例分成，市級所得部分全部用於信陽工業城基礎設施建設，各區所得部分計入當年區財政。各縣招商引資的工業項目願意進入工業城建設的，參照執行。 第一條 客商在信陽投資，享受國家、河南省規定的各項稅收優惠政策，由稅務部門予以落實。
第三條 客商投資創辦符合國家產業政策，經營期在10年以上的生產型企業，從獲利年度起，前5年繳納的所得稅由本市受益財政全額補償，第6至第10年補償實際繳納所得稅地方分享部分的50%。
第四條 客商投資興辦高新技術企業，經營期在10年以上的，從獲利年度起-，前7年繳納的企業所得稅由本市受益財政全額補償，第8至第10年補償實際繳納所得稅地方分享部分的50%。
第六條 客商投資企業從開業之日起，前3年實際繳納的增值稅地方留成部分、房產稅和車船牌照使用稅由本市受益財政全額補償。
第十四條 客商投資興辦高新技術企業，免繳本市收取和支配的各項行政事業性收費。
第十五條 客商投資建設能源、交通、城市基礎設施，興辦教育、文化、體育、衛生和其它社會公益事業的，前3年免繳本市收取和支配的各項行政事業性收費，3年後按50%收取。
第十六條 客商投資興辦一般性企業，前3年免繳本市收取和支配的各項行政事業性收費，3年後按60%收取。 （一）禁止任何部門、單位、個人未經工業城管委會許可進入工業城管理區內對企業進行檢查。
（二）禁止違反法律、法規的規定向企業收費和罰款。
（三）禁止以拉贊助、集資、安插人員等形式向企業攤派。
（四）禁止無償向企業借款、借物。
（五）禁止向企業推銷產品、商品、設備及勞務。
（六）禁止違反規定在企業參股和領取報酬，或報銷應由個人支付的費用。
（七）禁止要求企業接受指定的保險、評估、咨詢等中介服務。
（八）禁止以任何理由，強攬工程，刁難、阻撓企業施工建設，干擾企業正常經營。

『柒』 新電改方案的主要內容

由國家發改委綜合改革司等部門牽頭編制的新電改正式上報。依據上報的電改方案,將不會拆分國家電網、南方電網等電網企業,而是將其公用事業化,電網企業只能用過網費來維持運轉而不能再「吃差價」來盈利。
能源局牽頭制定的新電改方案已經上報國務院。新方案以電網逐步退出售電和大用戶直購競價上網為主線，以及電網的財務和調度兩者擇其一獨立。
在大用戶直購電改革方面，建立多買多賣的電力市場，用電企業和發電企業繞過電網自主交易，並擁有自主選擇權。核心是電價的市場化，其最終目的都是打破電網公司在電力交易中對發電公司的單一買家地位和對電力用戶的單一賣家地位，實現電力交易市場化，逐步形成發電和售電價格由市場決定、輸配電價由政府制定的價格機制。
新電改方案從售電側改革起步是折中的結果，在此前的課題申報階段，有關部門的改革思路不一致，如果電網只保留輸配權，發電方和用電方直接交易，電價完全市場化，多年來一貫形成的國家定價局面將被改變。最後意見統一後確定先放開售電價交易。在剔除電網的過網費，電力完全市場交易後，發電企業只要成本能覆蓋，電價的下調是可以預見的，具體來說，購電價有下降空間，而售電則不好說。
2015年10月19日，媒體記者從相關職能部門獲悉，新一輪電力體制改革區域綜合試點方案將在近期落地，而貴州、雲南兩地有望成為國內首輪獲批的省份。與輸配電價改革試點不同，貴州和雲南的綜合試點為國內首輪，而且內容涵蓋輸配電價、電力交易、售電側和跨省跨區電力交易。
有關專家認為，雲南、貴州兩地電力富餘需外送，綜合改革意願強烈。從國家層面考慮，雲、貴電源結構豐富，競價上網、電力交易、跨區配置等試點更具試點意義，改革阻力也相對較小。
實際上，此輪綜合試點呼聲已久，此前各省區角逐頗為激烈，雲南、貴州也被認為是「實力選手」。按照新一輪電改積極穩妥、分布有序推進的原則，輸配電價改革先後確定深圳、蒙西、湖北、安徽、寧夏、雲南、貴州等七個省區進行試點。

『捌』 風力發電機的國內外發展史 哪裡有啊

國內外風力發電狀況及有關政策介紹
作者：施鵬飛 2006-5-27

第一部分 中國風電現狀及鼓勵政策
我國並網型風力發電技術在80年代中期開始進行試驗、示範。經過十多年的努力，現逐步轉向規模開發。到1996年底，在全國風能資源豐富的9個省(自治區)已經建設了16個風電場，共安裝單機容量30～600千瓦風電機225台，總裝機容量從1990年的4000千瓦增加到5．7萬千瓦，1996年新增風電裝機容量1．9萬千瓦，年增長超過50％(詳見表1—1)。1997年預計可完成風電裝機11萬千瓦，面臨一個大的發展。
近年來，新能源發電工作得到國家的積極鼓勵和支持。《電力法》明確規定。國家鼓勵和支持利用可再生能源和清潔能源發電」。八屆人大四次會議批準的我國經濟和社會發展「九五」計劃和2010年遠景目標綱要中也提出「積極發展風能、海洋能、地熱能等新能源發電」。為了支持風力發電，電力部制定了《風力發電場並網運行管理規定》，明確了風電上網及電價確定的原則。一些地方的政府部門也相繼出台了一些風電的優惠政策，對風電的發展起到了較好的推動作用。現選擇這幾年制定的有關政策匯集介紹如下，供各單位在工作中執行和作為爭取地方政策的參考。
一、電力部頒布的《風力發電場並網運行管理規定》 1．風力發電按項目核算所得稅，十年還貸期內的前三年全部返還企業，第四至五年返還70％，後五年返還50％。
2．風電企業按6％繳納增值稅，並按高新技術規定，前三年地方留成的25％增值稅全部返還企業。
3．風力發電用地按每台風機實際佔用面積徵收耕地佔用稅，按規定辦理用地審批手續，以劃撥方式提供建設用地。
四、內蒙古自治區對風電項目也給予了一定的優惠。
1．內蒙古自治區以外引資的合資項目(引資比例大於、等於30％)免徵五年企業所得稅。
2．對已投產的風電項目。內蒙古物價局已批復了0．713元／千瓦時的上網電價(含稅)。
3．按風力發電機基礎所佔面積計算土地徵用費，並按能源項目給予一定的優惠。
除此之外，國內各風電場所在地區，上網電價的核算一般都採用還本付息政策，風電場所需征地按每台風機基礎所佔面積計算徵收土地徵用費。
第二部分 國外風力發電狀況及其鼓勵政策介紹
一、前言
風能在近期內是最有前景的可再生能源，許多國家都制定了開發利用風能的發展規劃，促進新技術的研究和鼓勵市場的開拓。本文根據國際能源局(IEA，InternationalEnergy Agency)1995年風能年度報告、英國和丹麥有關專業風能咨詢公司的資料對國外風力發電的進展先進行總的概括的敘述，然後按國家分別介紹，重點放在鼓勵風電發展的政策方面，以資借鑒。
二、綜述
據IEA統計1995年全世界風電裝機容量達到490萬千瓦(見表2—1)，發電80億千瓦時，比1994年的350萬千瓦增加140萬千瓦。其中德國當年裝機最多．約50萬千瓦，其次是印度，約43萬千瓦，這反映了目前國際上對新的發電能力的需求可以分為截然不同的兩類：一類是受到環境保護的壓力，要求提供更清潔的發電方式，美國、德國和歐洲北部傳統的風電市場屬於這一類，另一類是經濟增長需要新的發電能力．如印度和南美正在崛起的風電市場。
1．風電場並入電網運行，必須嚴格遵守和執行《電網調度管理條例'。
2．電力工業部負責風電場的規劃、建設、管理和運行的歸口管理、監督指導與協調服務。
3。各級電力部門要積極協助本地區做好風電場建設規劃、可行性研究、風力資源詳測等前期工作，並負責設計審查和協調風電場並網工作。
4．風電場建設單位在可行性研究階段，要積極主動爭取電網管理部門和調度機構支持，並簽定並網協議。電網管理部門應允許風電場就近上網，並收購全部上網電量。
5．風電場容量與電網統一調度的比例，原則上由穩態運行下的電能質量、最小線路損失和狀態穩定性等因素決定。當風電場容量占電網統一調度容量的5％以下時，一般無需裝設控制設備；當超過5％時，應與電網調度機構協商解決。
6．風電場上網電價按發電成本加還本付息、合理利潤的原則確定，並兼顧用戶承受能力，增值稅在價外計征。高於電網平均電價部分，其價差採取均攤方式，由全網共同負擔，電力公司統一收購處理。
7．風電場運營單位應繪制出風速頻率曲線和風向頻率玫瑰圖、編制月平均風速變化和年平均風速日(0～24小時)變化曲線，並根據每台機組的輸出功率曲線，結合年度檢修計劃，編制出年、月(季)和日預報發電計劃以及次日的風速和發電預報．報送電網管理部門和調度部門審批．
8．風電場必須建立完善的自動監控系統，保證電網安全經濟運行，其功能包括數據採集與處理、監槐與記錄和自動控制等。
1996年lEA的統計數字尚未收到，據丹麥出版的《風能月刊(Windpower Monthly)>1997年1月號的統計專欄，估計1996年底裝機約584萬千瓦(見表2—2)，當年裝機約100萬千瓦，德國和印度仍然領先，丹麥和荷蘭由於土地利用規劃的限制有所放鬆，取得較大進展，英國則因有關鼓勵政策開始實施，裝機量上升，西班牙後來居上，成為新的重要風電市場，美國雖然裝機總量仍居首位，但是由於電力工業結構改組，加上80年代初期安裝的機組大量拆除，容量有所下降。《風能月刊》對1995年裝機的統計．與lEA略有差別，僅供參考。

許多國家的政府制定了風電的規劃目標(見表2—3)。但這些指標沒有一個是很確定的。所有發達國家中的市場都受到政治方面的限制以及環境組織的影響，其增長速度不是受技術或生產設施的制約。

lEA風能執行委員會有16個成員國，分別來自北美、歐洲、大洋洲和日本，每年向lEA提交國家風能年度報告，基本反映了發達國家風電進展情況，1995年的主要內容摘要如下。

已建成的風電場發電性能
由於在商業方面的敏感性，有關風電場發電性能的資料很少。多數商業性風電場報告機組運行的可利用率超過95％。 運行經驗,一般來說已安裝的風電機性能良好，沒有什麼運行方面的困難。只有兩種問題反映過，一是雷擊。二是冰凍。在並入電網方面也沒有反映出什麼重要問題。只有德國提出並入人口稀少地區的電網可能有潛在的限制。然而希臘和西班牙的報告都提到高比例風電並入弱電網的正面效應。特別是西班牙Ca—nary島風電在電網中的比例高達30％。

經濟性
風電機的出廠成本在過去15年中穩定下降，但1995年與1994年的變化不大。1995年的出廠價范圍在780至1205美元／千瓦，平均1000美元左右。
1995年風電場項目的成本維持穩定或略有增加，每千瓦裝機容量1126到1570美元，平均1350美元左右。成本變化的原因是通往風場的道路和並網送出工程費用增加。在裝機容量超過10萬千瓦的國家中風電的發電成本每千瓦時為0．04至011美元。成本的變化主要是受全部項目規模、成本及發電量等因素的影響，而後者取決於風場的風力資源。

1995年單機容量增大的趨勢還在繼續，以適應商業市場的需求，500千瓦和600千瓦機組已投放市場，大於1000千瓦的商品樣機開始試驗。較小的機組仍繼續採用新技術不斷改進，一般是通過價值工程使其重量更輕，成本更有競爭性。

隨著風電機銷售的增長．零部件製造商的市場更趨興旺。在一些國家當地生產的部件走俏。尤其是在1995年又出現了一批葉片製造商。政府資助的研究開發和示範項目在所有的國家都有政府資助的項目，有的是中央政府通過有關部門撥款，有的是國有公司投資和管理的。1995年預算中直接投入研究開發和示範的資金，不含間接支持措施，如鼓勵電價和減稅等，其范圍從小於100萬美元(希臘、芬蘭、加拿大、挪威)至100萬～1500萬美元(荷蘭、西班牙、丹麥、日本、英國、義大利、瑞典)，德國為2800萬美元，美國為4900萬美元。在歐洲研究開發和示範的經費比上面提到的還要多，因為歐洲聯盟根據各個成員國的要求再提供一部分資金。除了德國和美國外，其他國家資助的水平與1994

24年相比變化很小。成員國報告中提到的主要優先領域基本上可以分成兩類，一類是有關全國性的項目，如可利用的風力資源和風電機選址。另一類是技術開發本身。全國性課題：
一風力資源評估(測風，模擬)
一規劃許可(風電機選址)
一環境影響(噪音，景觀干擾)
一電力系統(並網，電能質量)
一標准和鑒定
技術開發
一提高效率(空氣動力性能，變轉速運
行)
一降低成本(價值工程，部件開發)
一先進風電機開發(新概念)
一安全(結構負載)
一般說來全國性的課題由政府部門領導，技術開發則是政府與產業界合作，由企業投入部分資金。

1995年風電機技術開發的趨勢是重量更輕，結構更具柔性，直接驅動發電機(無齒輪箱)和變轉速運行。荷蘭研製了柔性風輪試驗樣機。更大單機容量的機組仍在繼續研製。

開發岸外風電場 對岸外風電場感興趣的國家，一類是陸地上缺少合適的風場(義大利．瑞典)，另一類是由於人口密度高，在陸地上發展會干擾環境(丹麥、荷蘭、英國)。丹麥已經有了兩個岸外風電場，投入運行的容量達到5000千瓦，荷蘭在近海安裝了4台500千瓦機組，1996年又安裝了19台600千瓦機組，瑞典有1台250千瓦的示範機組，1996年又安裝了19台600千瓦機組，瑞典有1台250千瓦的示範機組，義大利有一個小的研究開發項目。英國雖然過去10年從事過研究工作，但還是決定維持觀望狀態。

國際合作
在歐洲通過許多JOULE和』FHERMIE項目加強多邊合作進行研究開發活動，部分經費由歐洲聯盟提供。美國與一些國家簽訂了雙邊協議，尋求建立海外貿易關系。大多數國家都在積極與具有巨大潛在市場的國家和地區進行合作，如印度、中國和南美洲。
市場開發的主要障礙影響市場開發的基本障礙是利用廉價燃料常規發電的低成本和多餘的裝機容量，使得風電進入開放的市場競爭在經濟上沒有吸引力。在實行鼓勵收購價格的國家其市場開發率的主要障礙是難以取得土地利用規劃方面的許可，特別是那些可能幹擾環境景觀的地方。只有德國提到並入電網可能受到容量的潛在限制。

激勵市場的政策和措施
激勵市場的措施主要有對投資的補貼、稅收減免和鼓勵電價。趨勢是實行鼓勵電價，取消直接的投資補貼。鼓勵電價一般與國家的電價有關，但是英國除外。是採用招標方式，投標電價最低的獲得合同。各個國家實施優惠政策的具體情況將在下面分別介紹．
美國
美國曾經是世界上的主要風電市場．但是近年來讓位於歐洲，或者現在又讓給發展中國家。1985年以前減稅法時代產生的戲劇性增長被稱為「風沖擊」，現在已經消失而且看起來也不會重演。美國電力工業目前正處在弱化管制(de—regulation)和重新組織之中，任何迅速擴大風電市場的可能性都將推遲，直到這些主要的結構問題得到解決。

1985年以前由於政府減稅政策的優惠，裝機容量增長很快，達到100多萬千瓦，以後增長緩慢，近年來因為大量拆除早期安裝的低效風電機，能夠運行的裝機容量不易統計，出現多種不同統計數字，以1995年底為例，國際能源局為177萬千瓦，美國風能協會為175萬千瓦，而『風能月刊》則為165．5萬千瓦，差別較大。美國風能協會估計1996年新安裝的機組只有1萬千瓦．主要原因是在美國常規發電成本很低，發電裝機容量飽和，政府的鼓勵政策不力。

鼓勵政策。
80年代初法律規定電力公司必須收購再生能源發出的電力，並以固定的優惠價格收購若干年。1985年底以前對風電場的投資者聯邦政府減稅25％，加州政府減稅25％。目前聯邦政府規定再生能源每發l千瓦時電減1．5美分的生產稅。有些州規定電力結構中必須有一定比例的再生能源發電，可免除財產稅和銷售稅。
德國
90年代初出台了對再生能源利用非常優惠的政策，風電裝機迅速增長，80年代後期只有1．5萬千瓦，1994年底增加到63．2萬千瓦，1995年底為3655台機組，113．6萬千瓦，1996年約150萬千瓦，以後將進入平穩發展時期，預計到2000年可達200萬千瓦．

德國建立較全面的再生能源支持政策體系。包括：
1．1991年供電法規定，電力公司要全部收購再生能源所發電量，並且其標准上網電價為90％的平均銷售電價．即0．16德國馬克／千瓦時(相當於10．2美分)，而常規電廠的上網電價為0．10德國馬克／千瓦時，這一部分差價由用戶均攤。
2．政府通過研技部的250MW計劃，每千瓦時支付業主0。06馬克的生產補貼，但是這一補貼已在1996年被取消。
3．開發商能夠向地方政府申請總投資的20％一45％的投資補貼。
4．經濟部下屬的德國政策銀行可以為銷售額低於5億馬克的中小風電場提供高達總投資額的80％的融資。
5．建立了一個較好的個人入股投資風電的機制。
開發風電的主要政府職能已經由研技部過渡到經濟部。德國支持風電的激勵體系取得了較大的成功，政府的規劃目標很快就達到了。但是現在出現了一些發展中的問題•電力公司對風機特性提出了一些嚴格要求。並在一些邊遠風能豐富區以電網容量小而阻礙項目的實施。盡管存在一些問題，但德國風電發展仍具有潛力。

丹麥
丹麥是世界上成功地支持風力發電發展的國家之一，主要特點是政府支持再生能源的長遠目標明確和融資渠道多樣．由於低的稅率，投資風電非常普遍，投資者和銀行對風電的投資回報很有信心。在80年代末和90年代初，大約每年裝機7萬千瓦，1986年為1250台機組，8萬千瓦。1995年底為3893台機組，63萬千瓦。其中私人擁有3245台，42．5萬千瓦，電力公司擁有648台機組，20．5萬千瓦。只有四分之一的機組是安裝在至少有5台機組的風電場內。1995年當年增加199台，9．8萬千瓦，其中電力公司安裝133台，6．7萬千瓦。1995年風電裝機容量佔全國發電總裝機容量1000萬千瓦的6．3％。1995年風電年發電量為11．8億千瓦時，佔全國年用電量的3．7％。預計2000年裝機達90萬千瓦。1979年政府曾給予風電30％的投資補貼，但隨著其發展，從1989年開始這種補貼就已經不復存在了。1985年政府和丹麥電力聯合會簽定了一個購電協議，規定國有電力公司必須購買所有再生能源所發電量，並且保證電價為平均銷售電價的85％。此外，非電力公司的業主能獲得退還的二氧化碳稅和能源稅(包括能源稅的增值稅)，風電的電價構成見表2—4。而電力公司作為業主時，僅能得到二氧化碳稅的退還。
衰2—4非電力公司風電的電價構成
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┃ 電價構成的因素 ┃價格(丹麥克郎／千瓦時) ┃
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┃ 鋪售電價的85％ ┃ O．38 ┃
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┃ 能源稅 ┃ O．17 ┃
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┃ 二氧化碳稅 ┃ 0．10 ┃
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┃ 能源稅的增值稅(25％) ┃ O．04 ┃
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┃ 總計 ┃ 0．69 ┃
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通過這種方式，風電的電價就由原來的0．38增至0．69丹麥克郎／千瓦時。

電力公司是發展風電的主力軍。對於其他業主既可以與電力公司聯合開發，又可以獨立開發。對於非電力公司的業主．如果投資的風電場容量低於業主每年耗電等效量的1509，6，此風電場的投資收益可得到免稅。獨立業主可以在20年期限內折舊風電機。業主僅負責並入11kV電網的費用，電力公司負責並入更高電壓等級的費用以及電網延伸的
費用。

荷蘭
荷蘭的風電開發較早，1987年裝機1．6萬千瓦，1990年達到4．9萬千瓦．以後發展較快，1994年為15．3萬千瓦．1995年底為25萬千瓦，1996年約27．7萬千瓦。到2000年時可能達到75萬千瓦。1990年荷蘭政府制定了國家環境戰略來完善再生能源的支持機制．它包括如下三個方面的政策。

1．溫室氣體減排費
為了減少二氧化碳等溫室氣體的排放．電力公司必須購買所有的再生能源發電力，並且可以增收小用戶電費最多達2％，用於補貼再生能源發電。
2．再生能源發電的優惠電價火電和核電的平均電價為8～8．5荷蘭分／千瓦時，而風電平均電價為13～14荷蘭分／千瓦時，最高達20．3荷蘭分／千瓦時。風電與常規電能的電價差額主要由溫室氣體減排費來支付。
3．投資補貼
荷蘭能源環境部可向風電投資者提供高達總投資額的35％的補貼。電力公司是風電的主要投資者和開發商。

1996年初，再生能源支持政策有所變化，支持重點由過去的政府撥款轉移到稅收鼓勵。在風電開發商和荷蘭電力聯合會簽定的協議中，2MW"以下的風電項目的標准上網電價為每千瓦時16．3荷蘭分(大約10美分)，這一電價由環保獎勵費5．4分、生態稅3分和基本發電成本7．9分組成。另外，對於再生能源，增值稅由17．5％減少到6％。同時還建立了一個新的稅收和再生能源投資基金等支持機制。

英國
90年代初裝機不到1萬千瓦，政府推行非化石燃料義務法(NFFO)後才有較大發展，1994年達到17萬千瓦，1995年底20萬千瓦，1996年約26．9萬千瓦。預計2000年約60萬千瓦。1989年，國家電力法明確提出實施非化石燃料義務工程以減少二氧化碳的總排放量，要求所有地區電力公司必須購買所有非化石燃料的上網電量，並付給一個優惠上網電價，其與平均電價的差值由全網攤銷。1992年共向用戶非化石燃料義務稅為全年電費總收入的11％，其中2％用於補貼再生能源，其餘用於核電．

1990,1991和1994年，共公布了三批非化石燃料項目計劃。在1994年的項目中，風電電價第一次實行真正競標。超過1．6Mw的風電項目的平均電價為6．9美分／千瓦時，而其他小項目的電價為8．5美分／千瓦時。1992年的再生能源咨詢專家組的報告中指出，再生能源具有經濟可行性和環境可接受性的前景，政府應確定2000年再生能源總的發展目標為150萬千瓦。

雖然英國是一個較晚地實施市場激勵機制來鼓勵風電發展的國家，但是由於非化石燃料義務計劃的實施，其風電發展速度很快。競爭機制的引入增加了對風能豐富場址的需求，同時也引起了環境組織的反對(主要是生態和噪音問題)。這種情況和其他國家非常相似，快速增長，高風速和弱網地區的飽和以及環境組織的反對。但與其他歐洲國家不同的是，剛剛私有化的英國電力公司積極參與風電場建設，地區電力公司在多數風電場有股份。

通過補貼等方式，國家電力公司和國家風電公司在風電開發中起著舉足輕重的作用。在1994年的第三期非化石燃料義務計劃中，他們獲得了70％購電合同。很可能非化石燃料計劃再執行幾年後就結束了．未來的英國風電發展將簡單地依靠市場機制和公眾對「綠色電力」的態度。今後的政府換屆很可能改變激勵機制，但是風電發展的趨勢是不可阻擋的。

西班牙
從90年代起西班牙的風電發展很快，1990年不到l萬千瓦，1994年達到7．2萬千瓦，1995年底為12．6萬千瓦，1996年約21．5萬千瓦，預計2000年約70萬千瓦。1991年西班牙政府通過了國家能源規劃(PEN)，包括1991～2000年節能和高效利用能源規劃(PAEE)。這個規劃中制定了到2000年裝機168MW的目標，在1995年就會超過。1995年3月又通過了新的PAEE，這個規劃沒有推薦任何具體的風能目標。西班牙在今後5年中將是風能利用最活躍的國家之一。它具有優越的風能資源，以及比北部歐洲國家更少受限制的空間。西班牙製造商與其他成立早的風電機製造商建立了合資企業。1995年取得極為迅速的增長，至少會繼續發展5年。擴展規劃中的一個重要因素是西班牙電力公司與貿易聯盟達成了一項協議。基於從不同發電形式可能創造更多的就業機會，貿易聯盟同意電力公司將2000年的目標定為75萬千瓦。

國家補貼政策的依據是「節約與有效利用能源規劃」，其中規定對再生能源進行補貼。1995年有13個風電場項目分別獲得投資額14％～27％的補貼，總投資額ESP(比塞塔)210億(1750萬美元)，裝機容量14萬千瓦。

1994年國家法律規定非常規發電在電力結構中的比例要從1990年的4．5％增加到2000年的10％。其中對風電上網電價有特殊規定，而且購電合同期至少5年。

印度
最近幾年在發展中國家裡印度是風電裝機增長最快的。80年代末約2萬千瓦，1993年3萬千瓦，1994年底20萬千瓦，1995年和1996年分別裝機43萬千瓦和25萬千瓦，累計分別達到55萬千瓦和81萬千瓦。主要原因是隨著經濟的發展，新的電力需求大，政府重視開發再生能源，制定了許多優惠政策，由非常規能源部統一規劃和管理。印度的電力正在迅速發展，缺電依然嚴重，對電力的需求以每年800的比率增長，一部分是由於現有用戶的需要。一部分是因為正在進行農村電氣化工程。目前總的發電容量大約是7200萬千瓦，估計高峰時缺電20％，而對整個系統平均為10％，新增裝機容量每年約400萬千瓦。

作為第八個五年計劃(1993～1997)的一部分，印度政府提出了一個綜合配套工程項目，促進250萬千瓦再生能源的建設，其中60萬千瓦是風電。這個項目包括資金籌措、選址、電能利用、進口關稅及風力資源測量，由非常規能源部組織實施，印度再生能源發展局負責資金的籌措。目前項目的目標已經實現。

鼓勵政策：
進口關稅稅率有利於引進技術和國產化．即國內不能製造的部件免稅，已國產化的征高稅．塔架進口稅率為65％，整機為25％。
政府允許風電場在第一年100％折舊，頭五年免所得稅。由於印度缺電嚴重，對企業按指標供電。政府鼓勵企業投資風電，其電量可「儲蓄」在電力公司，拉閘限電時享有優先供電的權利，企業也可利用公用電網，只交2％的過網費。印度再生能源發展局為風電項目提供比商業貸款利率低的"軟貸款」

『玖』 增值稅征稅范圍的特殊項目有哪些共20項，分別是

增值稅征稅范圍的特殊項目有20項。