风电专项规划
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风电专项规划范文第1篇
(一)初步建立了应对气候变化管理体系
1．初步建立了应对气候变化的管理体系。2005年，宁夏就把应对气候变化纳入了自治区“第十一个五年规划”，制定了应对气候变化方案等一系列政策措施，大力推动宁夏资源节约型、环境友好型社会建设。进入“十二五”时期，宁夏将应对气候变化作为经济社会发展的重要战略。目前，宁夏已将《宁夏节能减排专项规划》《宁夏低碳经济发展专项规划》等纳入“十二五”专项规划，切实贯彻落实国务院制定的温室气体减排目标，同时大力发展金融、信息、物流等现代服务业，积极发展低碳经济。2．清洁发展机制(CDM)工作取得实效。早在2003年10月，宁夏就成立了国内第一家省级CDM环保服务中心，积极承担或参与了中国—日本CDM项目开发能力建设项目、中国—加拿大地方(宁夏)CDM能力建设示范项目、中意环境科技合作、中英合作—气候变化对中国农业的影响(二期)等一批国际环境科技合作项目，项目涉及能效利用、可再生能源、燃料替代等领域。截至目前，宁夏获国家发改委批准的CDM项目达89个，经联合国执行理事会签发的核证减排量(CER)达到64950万吨，为企业带来4561万元的收益。
(二)积极开发利用新能源
宁夏光热、风能资源丰富，区内可利用的荒漠荒地为发展新能源产业提供了极大空间。目前，宁夏新能源开发利用已呈现出规模化、产业化格局。宁夏相继建设了宁东、青铜峡、贺兰山、永宁、红寺堡、麻黄山等10个风电场，2010年，风电装机达到100万千瓦，减排温室气体219万吨。2011年，彭阳、西吉、海原等贫困山区的7万多农户免费领到了丰联世贸公司发放的太阳灶，农村太阳灶入户率达30%，建成被动式太阳能光热房8万多平方米;农村沼气利用量达到1．2亿立方米，沼气入户率达30%。
(三)节能减排取得了阶段性成果
一是单位GDP能耗明显下降。“十一五”期间，宁夏单位GDP能耗从2005年的4．14吨标准煤/万元，下降到2010年的3．308吨标准煤/万元，五年累计下降20．09%。2011年，宁夏单位GDP能耗比2006年下降了15．57%。与此同时，单位地区生产总值温室气体排放也明显降低，2010年，单位地区生产总值温室气体排放已下降为10．67吨二氧化碳当量/万元，“十一五”期间年均下降率为4．85%。二是能源消费增速明显回落。“十一五”期间，宁夏能源消费量累计增长45．1%，比“十五”期间回落70．7个百分点，年均增长7．7%，比“十五”期间回落了8．8个百分点。单位地区生产总值能源消费二氧化碳排放也从10．90吨二氧化碳/万元下降为8．51吨二氧化碳/万元。三是单位工业增加值能耗逐步下降。“十一五”以来，宁夏加大了工业结构调整力度。2010年，宁夏单位工业增加值能耗为6．12吨标准煤/万元，比2009年下降了5．96%，比2005年下降31．7%。四是单位GDP电耗下降。2010年，宁夏单位GDP电耗为4916．3千瓦时/万元，比2005年下降1．6%。五是能源利用效率显著提高。2010年，宁夏规模以上工业能源加工转换效率为75%，比2005年提高13．2个百分点。其中，火力发电效率为39%，比2005年提高7．1个百分点;原煤入洗效率为94%，比2005年提高5．8个百分点;炼焦效率比2005年提高31个百分点;炼油效率比2005年提高7．7个百分点。
(四)生态环境建设迈上新台阶
“十一五”以来，宁夏实施了三北防护林、天然林保护、退耕还林、退牧还草、防沙治沙等重点建设工程，工程区草原植被迅速恢复，累计造林560万亩，林草资源总量逐步增加。森林覆盖率由2005年的10．5%提高到2011年的13．8%。新增湿地85万亩，碳汇量大幅度提高，水土流失和沙化面积逐年减少。宁夏林业经济快速发展，全区治沙在1500亩以上的企业达60多家，治理沙地及荒地300多万亩。个体治沙造林户数达到14．7万户，造林65万亩。特色经济林面积连续5年增长速度超过12%，2011年达到420万亩，林业生产总值实现132亿元。卫星遥感监测显示，宁夏林地面积增加了1840平方公里。国家生态环境状况技术规范评价结果显示，2011年，宁夏生态环境状况指数达到43，比2005年提高了一个级别。
二、宁夏发展低碳经济面临的困难和问题
宁夏属于富煤省区，已探明煤炭储量310亿吨，居我国第6位。作为经济欠发达的民族地区，工业结构呈现的高耗能、高污染、资源型特征明显，面临着加快经济发展、改善民生和适应气候变化的巨大压力和挑战。
(一)环境质量问题依然突出
一是农村环境管理体制亟需进一步健全完善，农业、农村面源污染引发的环境问题应引起高度重视。宁夏纳入监测范围的6大主要排水沟入黄断面水质仍为劣Ⅴ类。固原市、中卫市的可吸入颗粒物及石嘴山市的二氧化硫等污染因子仍超过国家标准。二是全区固体废物产生量增长较快，安全处置和综合利用率还是较低。
(二)节能降耗任务仍然严峻
2011年，宁夏全区单位GDP能耗上升4．6%，后四年单位GDP能耗年均需要下降5．05%才能完成节能降耗总体目标任务。从五市情况来看，2011年，银川市单位GDP能耗上升6．95%，剔除宁东因素上升3．6%，石嘴山市单位GDP能耗同比下降3．04%，吴忠市单位GDP能耗下降4．72%，固原市单位GDP能耗同比上升5．52%，中卫市单位GDP能耗同比上升31．13%。五市均未完成节能降耗目标任务，节能减排任务的压力将逐步加大。
(三)各项主要污染物排放量大幅升高
一是二氧化硫排放量大幅升高。2011年，宁夏氮氧化物排放达45．81万吨，增长9．71%;二氧化硫排放量达41．04万吨，增长7．18%。二是氨氮削减量太低。2011年，宁夏化学需氧量排放23．37万吨，削减量只有2．67%;氨氮排放1．80万吨，削减量1．14%，氨氮削减量比例太低。三是各项主要污染物工程减排能力有待提高。全区氮肥、造纸行业废水深度治理工程进展缓慢，城市污水处理厂提标改造工程和农业源污染减排还在规划阶段。与“十一五”时期相比，污染减排形势更加严峻和艰巨。
(四)低碳技术水平落后仍是制约宁夏低碳经济发展的严重障碍
实现低碳经济需要很多科技的支撑，如甲烷的回收利用、氧化亚氮的分解、二氧化碳收集并储存到地下等技术。
三、加快宁夏低碳经济发展的对策
宁夏“十二五”规划提出，2015年，宁夏单位地区生产总值二氧化碳排放比2010年下降16%，非化石能源占一次能源消费比重提高到5%左右，森林覆盖率从11．4%提高至15%。为此，树立生态绿色发展理念，以节能减排和生态建设保护为重点，健全激励和约束机制就成为宁夏应对气候变化、加快发展低碳经济的着力点。
(一)加快结构调整步伐，大力推进光电和风电等新能源产业
首先，依照国家《产业结构调整指导目录》要求，政府要进一步加大投入，鼓励企业加快技术升级改造步伐，加快产业结构调整。其次，充分发挥宁夏太阳能、风能的资源优势，着力推进宁夏新能源开发利用。在贺兰山东麓南端和中部干旱带建设大规模光伏并网电站，大力支持光热发电领域新技术与新成果的研发与示范。鼓励开展光热熔盐、集热装置等关键技术、材料与设备的研发，进一步推进太阳能光伏发电产、学、研一体化，进行光伏产业和相关产品技术创新、产品创新，建立太阳能利用的研发和创新体系，开展光伏产业核心技术、装备制造技术、核心设备、配套产品生产技术的研发和应用，打造完整的产业链，培育光伏产业集群，形成规模优势，使光伏产业成为宁夏新的经济增长极。再次，加快发展风力发电产业。重点建设贺兰山东麓、宁东、麻黄山、中卫、红寺堡、同心、西吉、海原大型风电场，引导风电项目集中规划，因地制宜开发小型风电场，形成集中开发与分散开发相结合的格局。同时，大力扶持风电装备制造企业开发大型风电设备，提高风机的技术水平和生产规模。第四，合理开发利用生物质能，打造生物质固体成型燃料产业体系。开发推广秸秆气化技术，因地制宜建设秸秆气化站，有序发展秸秆气化发电，实现作物秸秆的能源化利用，拓宽能源多元化利用之路。
(二)积极开展重大低碳技术开发研究
依托宁夏低碳减排工程技术研究中心，重点开展共性技术研究与开发，将先进实用、应用前景好的科技成果和新型减排技术进行集成，在高载能行业、新能源产业及建筑领域进行大力推广，提高行业技术水平。1．开发应用二氧化碳捕集、利用与封存技术。在尿素、氰胺生产企业逐步推广烟道二氧化碳捕集浓缩和回收利用技术，开展煤气化产业二氧化碳捕集工艺及石油开采工艺对接技术的研究与开发;大力发展二氧化碳应用产业，开展高浓度工业级二氧化碳运用于灭火、制冷、金属保护焊接、生产碳酸盐等领域的研究。在宁东能源化工基地选择火电企业开展二氧化碳捕集技术的试点，研究制定符合宁夏实际的二氧化碳捕集与地质封存技术体系。2．开展废气中一氧化碳回收与低碳利用技术。探索回收一氧化碳并入现行的煤气化炉，制备甲醇等有机化合物的可行性研究，在密闭式电石炉上开展示范;开展以一氧化碳为原料制备醋酸、草酸等试点示范;积极开展电石、碳化硅、硅铁冶炼炉尾气回收以及一氧化碳纯化相关技术的研究。
(三)建立低碳经济人才培养机制
围绕宁夏低碳产业、低碳产品及低碳科技服务业的发展需要，加大科技人才的培养与引进。实行人才委培项目，有计划地培养低碳经济所需专业人才，全力建设低碳科技人才队伍，为低碳经济发展提供强大的人才支撑。
(四)加强荒漠化治理，大力发展碳汇林草产业
风电专项规划范文第2篇
一、指导思想
坚持以科学发展观为指导，以合理配置和利用资源为导向，以服务全县经济建设为己任，积极推进能源结构调整和优化，努力提高电力能源利用水平，不断促进全县电力能源事业又好又快发展。
二、工作目标
1、全县全社会用电量36亿千瓦时，同比增长14%。
2、全县工业用电量27.5亿千瓦时，同比增长14%。
3、全年大工业电力业扩报装新增容量10万千伏安，同比增长12%。
4、全县煤炭经营量130万吨，同比增长15%。
5、全县上网发电量17.8亿千瓦时，同比增长48%。
6、全县新增风力发电装机容量29.6万千瓦。
三、重点工作
（一）认真做好全县有序用电管理工作
一是根据“公开、公平、公正，民生优先，保限结合，效率优先”的原则，通过认真调研，制订出切合实际的有序用电方案；二是超前谋划迎峰度夏（冬），精准指导有序用电，准确预测用电形势和用电缺口，进一步细化有序用电方案，完善重点企业、重点区域的个性化方案，全面做好电力迎峰度夏（冬）准备工作；三是积极向上争取指标，争取上级电力管理和调度部门的支持，尽量减小压减负荷的可能，努力减少拉闸限电对全县经济的影响；四是强化削峰填谷，引导高峰负荷向低谷转移，完善有序用电执行机制，确保在完成有序用电指标的同时，最大限度满足企业生产用电。五是加大督查力度，促进用电有序，保障经济社会发展。
（二）突出电力要素保供
一是加强电力供应和使用的综合协调，保证供用电秩序稳定；严肃电网调度纪律，科学调度，努力满足用电需求，加强电力需求侧管理，保证电力供应，切实提高应对突发事件的能力。二是不断完善、拓展优质服务内涵，全力服务好全县经济发展。通过现场办公的形式，进一步加强与镇（区）、企业的沟通，了解供电需求，对供用电进行现场交流，主动服务，提前对接，化解电力要素瓶颈，加快协调解决各镇（区）电力规划、农居点用电、电力线路迁移、电力通道走向、重点项目用电申请等工作。
（三）全力推进平安电力创建
1、积极构建政府、企业平安电力创建工作长效管理机制，全力推进全县电力平安创建工作，完成全年平安电力创建工作目标。
2、积极开展电力专项整治活动。一是继续推进大客户用电安全专项整治活动，保障重点电力客户用电安全；二是开展电力线路下树障清理专项活动，保障电力线路的安全；三是开展反窃电、废旧收购市场专项整治活动，保障电力设施的安全。
（四）加快新能源的发展步伐
一是不断壮大全县风力发电规模，推进新能源项目的实施，加快国信东凌4.8万千瓦风电场、海上龙源15万千瓦风电场的建设进程，加快华能、中水电、中广核、华润等风电场的核准进程；二是加快天楹环保发电有限公司二期工程的建设；三是加快清洁能源LNG燃气发电项目的核准；四是推进太阳能发电项目并网发电进程。
（五）强化电力行政执法职能
加强电力行政执法办公室行政执法工作，保障和促进电力事业的发展，维护电力投资、经营和使用者的权益，保障电力安全运行，切实做好电力设施保护工作。
1、建立行政执法责任制。完善岗位责任制，做到职责分明、责任到人，并统一进行监督和考核，真正实现权力与责任的统一。各电力企业和各有关单位有义务配合电力行政执法单位开展电力行政执法工作，特别是供电公司，对保护电力设施、反窃电、保障电网安全稳定运行和维持正常的供用电秩序等电力行政执法工作要给予大力支持。
2、建立联合执法工作机制，齐抓共管形成合力。充分履行执法牵头部门的职责，建立联合执法工作机制，联合公安、工商、农委、农办、城建等相关部门以及供电公司组成联合执法队伍，定期不定期地开展具有针对性的专题执法检查，切实推动电力行政执法工作的开展。
3、严格电力行政执法程序，规范执法行为。一是严格按照法定程序行使权力、履行职责；二是建立和规范电力行政执法程序；三是强化对电力设施保护的源头管理，加强对危及电力设施的规划项目、施工项目和一般项目的行政审批，加强对危及电力设施的建设项目的有效管理。
（六）加强煤炭保供工作
一是加强对煤炭需求、库存情况的动态监测，建立预警和应急机制，切实掌握煤炭供需的动态情况。二是逐步淘汰经营不善、规模较小、不符合年审年检的煤炭企业，将有限的煤炭许可证用于引进大型煤炭经营企业。三是加快煤炭物流发展，充分挖掘和利用洋口港深水大港的资源优势，规划建设煤炭物流基地，促进煤炭经营企业的转型升级，整合现有煤炭经营企业，探索组建煤炭物流集团。
四、主要措施
1、加强组织领导，健全组织网络
进一步强化县电力工作领导小组的作用，坚持季度例会制度，及时协调解决全县重大电力问题，部署全县电力专项活动、加强对全县有序用电工作的领导；领导小组成员单位根据各自职责，全力配合全县各项电力活动；建立电力建设常态协调机制，为全县电力建设提供有效的保障和服务。
2、加大宣传力度，营造舆论氛围
通过广播电视、新闻出版等途径大力宣传有序用电工作、电力设施保护工作和平安电力创建工作，召开全县迎峰度夏（冬）有序用电工作等会议，组织“电力设施保护宣传咨询活动”、“平安电力促和谐”系列宣传活动等专项活动，着力形成社会各方面关心支持参与的工作格局，确保我县各项电力工作的顺利开展。
3、建立考核制度，落实工作职责
发挥考核的导向作用，加强对电力能源工作的考核，将各镇（区）有序用电工作和电力增容列入全县工业经济考核内容，将各镇（区）电力设施保护工作纳入农业和农村经济工作考核内容，将各镇（区）平安电力创建工作列入全县综治工作内容；对在迎峰度夏（冬）工作中表现突出的镇（区）、先进企业及先进个人予以表彰；对在电力能源工作服务地方经济发展做出突出贡献的先进个人授予“十佳服务标兵”称号；对在平安电力创建工作、各项电力专项整治活动、新农村电气化镇（村）创建活动中涌现出的先进集体和先进个人予以表彰奖励。各镇（区）、各相关部门要落实各自的工作职责，全力以赴做好涉及电力能源的相关工作。
4、转变思想观念，打造服务品牌
将服务意识、发展意识贯穿于职能工作之中，以经济发展为已任，把企业的需求作为工作的指南，积极主动地服务于基层企业，为企业解决用电难题。不断拓展服务对象，在有序用电工作中，将服务对象由重点用电企业，拓展到全县所有工业企业；在电网建设过程中，将服务对象由重点工程拓展到所有电网工程及用户专线工程。
5、加强规划引领，优化能源结构
坚持以规划为引领，不断优化全县电力能源结构，促进全县能源资源开发利用的协调性、科学性。一是努力形成以风力发电为主体，生物质发电、垃圾发电、太阳能光伏发电、LNG燃气发电等协调发展的多层次、多领域电力能源产业格局，重点组织好《县天然气发展专项规划》的编制，尽快完成《县近海及潮间带风电场总体规划》和《县新能源产业发展规划》的修编工作；二是不断完善全县“十二五”电网规划，加快各镇（区）用电规划的编制，形成全县全覆盖的电网规划；加快电力配套，尽快实现各行政镇（区）至少具有一座110千伏变电所的目标，构筑强大稳定可靠的电网，以确保重大项目的落户和全县经济发展所需的电力供应；三是加快重点电力工程项目的推进：抓紧办理220千伏中水电～五义风电接入系统的工程前期工作，积极配合相关单位做好特高压前期和宣传的工作，积极配合做好220千伏洋口主变增容工程，积极做好500千伏变电所和220千伏风电汇流站的前期工作，加快化工变的前期工作；四是积极推进新农村电气化建设进程，结合新农村电气化建设，加快推进配（农）网项目工程建设，优化农村电网，切实提高农村供电能力，长沙镇、大豫镇、丰利镇达到新农村电气化镇标准、虹桥村等31个村达到新农村电气化村标准。
风电专项规划范文第3篇
中国国务院于10月18日下发《关于加快培育和发展战略新兴产业的决定》（以下简称为《决定》），新能源产业作为先导产业赫然在列，享受更高一层的政策红利。
新能源产业“”
相较于政策的颁布，市场的嗅觉更为迅速和灵敏，投资的燥热感已经传遍整个中国经济的肌体。中投顾问高级研究员李胜茂对《凤凰周刊》记者表示，由于新能源、新材料和新能源汽车产业属典型的资本密集型产业，所以许多企业的融资愿望非常强烈。
据了解，《新型能源产业发展规划》已经上报国务院并有望于今年底出台。本刊记者获悉，根据现有的规划草案，2011-2020年新兴产业的投资将达到5万亿元，其中可再生能源将达到2-3万亿元，风电达到1.5万亿元，太阳能投资则达到2000亿元到3000亿元。同时，规划草案还指出，核电总装机量由目前的910万千瓦投产机组提升至7500万千瓦，由此需要9600亿元资金。
国网能源研究院财会与审计研究所所长郑厚清在2010“能源・经济・发展”论坛（秋季）中表示，中国已经成为世界最大的新能源投资国，风电将是新兴能源行业规模化投资的最大细分领域。大陆将在风电设备制造技术和风电投资上引领世界。风电领域的投融资将为资本市场带来广泛的业务机会。
但随之而来，迅速进发了盲目圈地、重复建设和效率低下的产业问题。2009年下半年，风电设备和多晶硅产能过剩等关键词，持续出现在中国决策层的表述中。据统计，中国已经有18个省份提出要打造新能源基地，上百个城市要把风能、太阳能作为自己的支柱产业。生产方面，全国有近50家公司正建设、扩建和筹建多晶硅生产线，总建设规模逾17万吨。针对中国已有70余家企业涌入风电设备领域，国家能源局局长张国宝日前表示，“全世界风电企业数得上的不过七八家，现在中国投资风电、制造整机的企业太多了。”
与此同时，中国新能源产业的高指标，也给相关产业链和技术水平提出了难以实现的要求。
据初步测算，如要在2020年完成非化石能源比例达15%的国家目标，核电规模至少达到7500万千瓦以上，风电1.5亿千瓦，太阳能2000万千瓦。国家发展和改革委员会能源研究所原副所长渠时远向《凤凰周刊》记者指出，完成上述目标需要付出巨大努力。
渠时远介绍，目前全国在建的28个核电厂“十二五”期间可以投产，预计届时核电可以达3800万千瓦的规模，要达到7500万千瓦的目标，“十三五”期间还需要增加3700万千瓦的核电规模，也就是说，全国要再增加近40个一百万千瓦的机组，这是有一定难度的。加之，中国目前生产核电机组的厂家，一年产量不过几台。
此外，风能飞速发展之下，其上网问题却无法跟上。目前，中国一些小风电厂发出的风电质量不高，也不稳定，使其难以成功将电上网。风电基地又多建在偏远的中西部地区，需要用电的地区却主要集中在东南沿海区域，再加上上网电价成本高，使得中国2600万千瓦风电的现有产能，有将近30%没法上网。如果电网设施不进一步完善，即使2020年风电装机达到1.5-2亿千瓦的目标，发电量也难以达到预期结果。某电网企业曾向前来调研的专家表示，即便在增强智能电网的配套设施建设的条件下，电网在2020年对风电的承受能力仅为1亿千瓦。
风险潜滋
抢占新兴产业，并不意味着随之而来的是清洁和利润。 张国宝：现在投资风电的企业太多了。
未来中国光伏电池生产量大概要超过30兆瓦，即全世界将近70-80%的光伏电池生产量都在中国。而光伏电池的生产，也是整个光伏产业链中，污染现象最为严重的。
即便如此，在各地政府空前的热情和资本推动下，相关产业的投资在2011年还将会进入一个爆发期。
新污染酝酿的同时，还膨胀着巨大的市场风险。
10月18日，由中国科技部牵头的《电动汽车发展“十二五”专项规划》也已制定完毕，最迟明年对外公布。几乎同个时间，上汽集团董事长胡茂元对外称，“按照集团的‘十二五’规划，2015年上汽集团新能源车的市场占有率将达到20%，保持在业界领先地位。”
而国务院国有资产监督管理委员会规划发展局局长王晓齐近日在北京一个论坛上表示，大家都在发展战略性新兴产业，“但是仔细想想，真正有投资价值的替代产业还没有真正出现。只是在炒一些概念，比如像智能电网、电动汽车，确实是一个概念，都需要一个培育过程。”
英国汽车贸易协会近期公布的数据显示，2009年英国电动车的销量与2007年高峰相比，暴跌了90%。不仅如此，新电动汽车的登记数从2007年的327类下降到2009年的55类，新车登记数量降至1995年以来的最低水平。因此，英国决定延长电动汽车补贴政策，并增加相关费用。
一位不愿透露姓名的专家表示，目前大陆的电动汽车在世界上技术还相当落后，并且，电动汽车配套设施还不完整，即使在国外目前也不具备相应条件。将钱直接补贴到一个根本不存在的消费市场，显然不合理。
给谁培育
“中国风电在核心技术上尚未攻克难关。作为风电最高核心技术的主轴承材料方面，中国企业还需要从国外进口。”中国地质大学教授苏文接受《凤凰周刊》记者采访时表示，“新能源前景很乐观，关键是核心技术问题需要突破，这需要战略意识的提升。但现在新能源成了地方招商引资的炒作由头，亟待转变观念。”
国务院发展研究中心产业经济研究部部长冯飞说，新兴产业成长的初始期有一个投资的蜂聚效应，就像蜜蜂聚集在一起一样，这是各个国家都有的。在新能源，如果这种投资行为是一种市场行为，绝对是好事。“但问题是中国现在的投资是不是基于市场的投资，政府在里面的作用是不是扭曲了市场的投资，这个我们是需要判断的。”
“应用技术的基础性研发，我们是欠缺的，紧迫感也不足，如果没有相应基础，就很难有原始创新，很容易被复制和拷贝。”国务院国有资产监督管理委员会规划发展局局长王晓齐用自己的调研经历作为例子：电动车有三大核心技术，一个是整车技术，一个是电池技术，一个是充电和后续服务这套技术，其中，电池技术是核心技术。王晓齐到国内做电池最好的企业中去调研，发现该厂家的生电池配方源于国外进口，生产电池的设备也源于韩国进口。韩国于五年前就开始进行设备的研--发，该厂以80、100万美金一台的价格引进。
“我们培育产业最后是给谁培育了？”王晓齐反思道。
考虑到应用技术的基础研发甚至三年五年也不会见效。国资委在“十二五”规划的制定别建言重视应用技术的研发，打造关键技术的研发平台。“下一步在做预算中，我们想重点给这些关键技术以支持。”王晓齐说。
在财政补贴方面，知识界形成的一个共识：政府的补贴应该是一个“种子钱”的概念，并且不能像“撒胡椒面一样”。
欧美虎视
国网能源研究院财会与审计研究所所长郑厚清分析，在新能源产业5万亿元投资的方面，国有企业将成为主角。这是由于国企在技术创新、工艺、人才等方面具备独特的优势造成的。新兴能源投资属资金密集型投资，“沉淀成本”高，一般民营企业难以承受这样的投资风险。加之政策因素，风险投资、PE和民营资本将主要在能源生产的外延相关行业（如设备制造、合同能源管理、储能技术）等领域进行投资。
根据以往的历史经验，在新一轮的产业革命竞争中，冲出重围成为“黑马”的，往往是中小企业。以汽车行业为例，中国汽车行业国有企业原来以市场换技术，但是，被发现真正具有创新精神的反而不是汽车行业里原有的国有大企业。
以整合优势资源、避免资源浪费和产能过剩为出发点的“央企电动车产业联盟”在今年八月高调亮相。在此联盟中，不仅在新能源汽车制造领域已经拿出产品的民营企业，比如比亚迪、众泰等没有入围，就连在核心技术方面已具备一定实力的地方国有企业上汽、广汽、北汽等也被挡在门外。“在建立新秩序的同时，央企之间形成一种资源垄断，将挤压民营资本的生存空间，扼杀其创造力。”第二十五届世界电动车大会组委会主席段瑞春明确表示，“就目前来说，在电动汽车领域做出点成绩的，无论是比亚迪还是众泰都是民营资本，而央企在新能源汽车方面无一斩获。”而除了政策资源，央企联盟还将成为今后十年国家财政补贴的最大受益者。工信部副部长苗圩直言，未来十年，中央财政、地方财政、企业在新能源领域的投入将远不止1000亿元。在一定程度上，央企联盟是为数千亿元规模的巨资确定好了投放主体。
冯飞表示，产业创新越来越多是多个行业的融合。新能源汽车是生产电池的，但实际上是和生产汽车的、生产电机的这些产业融合在一起的。从国际上来看，重大的产业创新很多是出自于联盟之手，那么这一创新联盟已经成为了国际上的一种普遍采用的方式。中国不妨考虑跨国间的技术合作。
然而到目前为止，国有大企业经营活动多数以国内市场为主，没有经历国际化的历练过程，普遍缺乏在国际市场发展有领导地位的产品和技术领导能力。
对中国新兴产业，显然美国心存警惕。在划定新能源、新能源汽车、新材料产业为先导产业的《决定》公布前三天，美奥巴马政府宣布将正式对中国太阳能发电、风力发电、新能源汽车等行业展开“301条款调查”。美国贸易代表办公室认为中国可能的“违规”行为包括“出口限制、禁止性补贴、歧视外国公司、商品进口要求技术转让、补贴国内公司”等。
事实上，中国市场已经成为发达国家新能源产业攻城略地的焦点。今年11月4日，阿尔斯通水电设备（中国）有限公司天津新厂一期在天津开业。作为全球性公司，阿尔斯通电力总裁兼阿尔斯通执行副总裁朱倍贺对本刊记者表示，公司正在加速在中国市场的布局。据朱倍贺透露，在11月与法国签署的合作计划中，包含一个中广核集团和阿尔斯通签订的价值大概2500万元合同，为位于杭州的一个核电厂提供核电汽轮机。
风电专项规划范文第4篇
一、迅猛发展的风电与“弃风”的尴尬
“十一五”以来，我国风电装机迅猛发展。2012年，全国新增风电装机容量、总量分别占全球新增风电装机容量的30%和总容量的26.8%，保持全球领先。全年风电发电量1008亿千瓦时，约占全国总上网电量的2.0%。
然而，在我国风电产业迅速发展的同时，风电与电网稳定与安全间的矛盾日益凸显，风电限电弃风现象日趋严重，也使风电制造业严重过剩。
2012年，我国风电限电超过200亿千瓦时（实际值应大于300亿千瓦时），比2011年增加一倍。按现在1千克标准煤发3度电的水平，200亿千瓦时电等于浪费了670万吨煤，直接经济损失超过100亿元。为此还带来高达2000万吨二氧化碳排放，以及二氧化硫、氮氧化物等粉尘侵害的环境污染问题。
2012年，全国风电平均利用小时数比2011年减少30个小时，个别省（区）风电利用小时数下降到1400小时左右。目前蒙东、吉林限电最为突出，冬季供暖期限电比例已超50%。蒙西、甘肃酒泉、张家口坝上地区限电比例达20%以上。
大规模限电，导致风电企业无利可图，企业经营从繁荣跌入衰退。两年前，明阳风电、金风科技和华锐风电纷纷上市，风电产业辉煌一时；如今，三大巨头全部陷入举步维艰的境地。运营商龙源集团2012年因弃风减少利润13亿元；大唐集团经营的800万千瓦风场，弃风率竟达40%～60%，由盈利进入亏损。短短两年，“最好的风”变成了“最坏的风”，我国的风电产业进入“寒冬”。
二、能源结构与国情决定我国风电不能大规模并网
中国风电之所以出现大规模弃风而不能上网，主要由于风能自身波动和间歇特性，导致风电场发出的电能随之波动，接入电网时直接破坏电网稳定性、连续性和可调性，危及电网安全。
（一）风电波动严重危及电网安全
风电输出波动剧烈，从一年中风电场每天平均输出功率看，每天最大和最少发电量至少相差约40～50倍。从微观上分析一天内的输出功率变化，风电在24小时内仍处于非常不稳定状态，输出功率（兆瓦）在0～100之间随机波动。
风电输出功率大幅度波动和间歇特性，不仅造成电压波动、闪变、频率和相位偏差、谐波等10余项指标影响电网供电质量和严重危及电网安全，同时，大规模风电并网，还须依靠以煤电为主的发电装备进行调峰，否则电网将面临“崩溃”。
（二）煤电为主的电网难以为风电做深度调峰
与欧美发达国家不同，我国能源结构以煤炭为主。2012年我国煤电发电量占总发电量的73.9%。而欧美国家的能源结构是以石油、天然气等为主，其中美国27%是天然气发电；英国燃气发电比例更高达60%；北欧国家水电占90%。
这些国家电网对风电并网容纳能力远高于我国，这是因为燃气、燃油发电和水电的调峰能力强，在一定范围内能有效减少风电波动对电网的危害。如西班牙，近十年来大力发展风电，装机容量居全球第4位。他们在迅速发展风电的同时，大力配套发展具有深度调峰能力的燃油/燃气机组、联合循环机组，可深度调节机组达3500万千瓦，满足了风电调峰需求。
即便如此，美国、丹麦等西方国家也已遭遇大规模风电上网难的制约。
（三）不同国家、不同地区地理条件和资源分布不一样，不能完全生搬硬套外国模式
我国以煤电为主的火电机组，其锅炉燃烧系统具有滞后（反应慢）、效率低、经济性差等缺陷，不宜做深度调峰。以1000兆瓦某超临界机组为例，风电充足时，参与调峰的火电机组输出功率下降，每度电耗煤迅速上升；当输出功率下降到额定功率的80%时，千瓦时电耗煤增加6克；下降到50%时，千瓦时电耗煤增加24克，煤电厂处于亏损状态；下降到30%时，千瓦时电耗煤将增加约36克，煤电厂严重亏损。同时，千瓦时电耗煤的增加也带来二氧化碳、二氧化硫等排放污染物大幅增加。
现在，国家又要新增投资约8000亿元，建“三纵三横”特高压交流骨干网架，将我国西部地区风电送到东部地区。若仅从工程来看是正确的、能解决问题的，但从宏观上进行系统运行规律分析，我们将发现这又是以邻为壑、杀敌一万自损八千的赔本举措，仍是穿新鞋走老路，不适应中国国情。而且连著名电力专家潘垣院士在支持建设“三纵三横”骨干网的同时也认为：对于风电等可再生能源的远距离输电，导致输电线路功率会发生大幅度波动，线路的利用率就会降低。而且与火电机组不同，风机的惯性小，直流输电惯性也小，这就会影响输送端的运行稳定性。
中国“富煤、少油、缺气”的国情，决定我国将在较长时间保持以煤电为主的电源结构，这也决定了我国目前电网结构不具备大规模深度调峰能力，国外传统风电并网模式不符合我国大规模风电并网的国情。中国还是一个发展中国家，这决定我们发展新能源应与经济效益统一，不能顾此失彼，为发展而发展。
三、中国风电发展特色之路
针对上述中国风电发展存在的问题，结合在主持实施国家“973”计划风能项目成果和30余年的研究，笔者认为要将我国风能潜在比较优势转化为现实生产力和国际竞争力，必须走大规模风电高效、低成本全部利用的中国特色之路。
（一）风电产业靠“补贴”难以为继
目前，我国发展风电基本是遵循欧美等发达国家的思路，将大规模风电并入电网，并靠政府“补贴”来推动风电产业发展。但中国作为发展中国家，完全以“补贴”方式发展大规模风电是不可持续的。
这是因为：按现在风电价格与煤电对比，东部地区上网标杆电价是0.61元/千瓦时，煤电上网价格是0.43元/千瓦时，也就是说，每千瓦时风电上网国家要补0.17元。我国现在每千瓦时煤电创造的利润是0.05元，相当于我们要用3.4千瓦时的煤电获得的利润才能补助1千瓦时度风电的发展。
2012年全年风电发电量1008亿千瓦时，每千瓦时风电上网国家要补0.17元，全年国家要补171.36亿元。如果风电上网电量发展到电网的10%，国家至少每年要补贴1000亿元以上（太阳能发电要每千瓦时电补贴约0.8元，达标后每年也要补几千亿）。
（二）亟待修改完善《可再生能源法》
2005年出台的《可再生能源法》第二十九条规定电网企业全额收购可再生能源电量，因风电不能上网造成损失，处一倍以下罚款。由于电网全额收购，还给予财政补贴，使我国风电出现前所未有的“”，三、四年风电装备产能和装机容量均达世界第一。但是，电网公司既没有全部收购风电，也没有被处以罚款。若按照《可再生能源法》，电网公司仅赔偿一项就损失1000亿元以上。如电网公司将大规模风电无条件全部上网，很可能造成我国若干次大面积停电事故，损失将在数万亿元以上。
2005年，笔者完成的研究报告《中国风电产业发展新战略》与《可再生能源法立法研究》，同时获得2005年度国家发展和改革委员会优秀研究成果奖二等奖（一等奖空缺）。报告阐述我国电网在现有条件下不可能大规模消纳风电，这一观点与《可再生能源法立法研究》中的观点截然相反。
笔者当时提出“风电多了上不了网”这是由中国能源结构决定的，并被事实证明。与之相对应，国家对《可再生能源法》作了8处修改，其中最为重要的修正是将原法中“全额”收购可再生能源发电改为“全额保障性”收购。
当前，又有人强烈提出政府要责成电网公司全额收购风电，政府应新增投资约8000亿元，建“三纵三横”特高压交流骨干网架将我国西部地区风电送到东部地区。我认为，这又是典型的“头痛医头、脚痛医脚”的举措。如不改变照抄照搬不适合中国国情的国外大规模风电并网方式，无疑还会重蹈覆辙，继续付出沉痛的代价。
（三）解决风电不能大规模上网的有效途径
大规模风电利用应该是多元的，解决风电不能大规模上网的一个重要途径就是发展“非并网风电”。
“非并网风电”是笔者1980年开始研究的，1985年在当时国内唯一风能研究杂志《风能》（第4期，总第12期）和1986年《江苏工学院学报》（第7卷第4期）首次提出。经过多年丰富和深化，已形成一套理论体系，在国际风能界得到广泛认可。
所谓“非并网风电”，就是大规模、超大规模风电场所发风电，通过必要的技术创新与集成，用于能较好适应风电特性的高耗能工业，使大规模、超大规模风电不经过常规电网，就能够高效、低成本、低故障率全部利用。非并网风电技术适用于大规模、超大规模风电场，以高耗能产业作为载体，将我国丰富的风能资源转化为规模化绿色产业。
“非并网风电”是我国风能发展领域的原创性成果，2007年获得国家重点基础研究发展计划（“973”计划）立项，取得一系列研究成果，并广泛应用；在国家《风电发展“十二五”专项规划》中三次提到发展“非并网风电”，为我国风电行业进行国际交流、合作的重要领域。目前已通过鉴定的示范工程，可规模化推广并产生巨大经济社会效益。
1.实现风电淡化海水可持续化。传统意义上的海水淡化是用煤电作为动力源的高耗能产业，非并网风电海水淡化，则利用我国沿海地区取之不尽的海水和风能，通过科技进步提供干净的饮用水，实现我国淡水的可持续化。
《国家“十二五”海水淡化发展规划（纲要）》采纳了“关于可再生能源与海水淡化耦合工程试点”建议，我院日产100吨风电淡水海水的示范工程已通过国家鉴定，并在此基础上，哈电集团制造建设的单台风机日产1万吨海水淡化水能力的示范工程，并将在江苏大丰市建成投产。
2.实现高耗能产业低碳化。2012年我国电解铝产能2600万吨，如60%的铝产能（1560万吨）采用非并网风电电解生产，可以消耗我国6360万千瓦的风电场装机容量（或10400万千瓦的光伏电站装机容量）一年发出电量，年节煤4700万吨，减排二氧化碳1.28亿吨。目前，该技术已建立2000A示范，并通过国家级鉴定。
3.实现风能直接制氢规模化。不仅解决规模化、低成本制氢难题，还为电网起到调峰作用。目前，该技术已通过国家级鉴定，并成为国家标准的重要内容。同时该新能源技术与传统能源天然气进行“嫁接”，如加氢天然气用于汽车可大幅度提高天然气的燃烧效率，降低氮氧排放80%。
4.实现煤炭的清洁化。采用风/煤多能源系统，通过风电与煤化工“嫁接”，可使煤化工产量提高2.5倍，实现二氧化碳近零排放、节水38%以上，解决了我国煤炭清洁化的世纪难题。
5.实现多能源协同电网智能化。以上“四化”的实现，将成为四个能适应风电大幅度波动特性和为电网进行调峰的“智能负载”。通过物联网将常规“智能电网”和“智能负载”，集成创新为具有中国特色的“智能电网系统”，可使我国电网效率由30%提升到40%～60%（美国为45%），将使我国以风能为主的可再生能源得到大规模、高效、低成本全部利用，并伴生一批相配套的万亿元级新兴制造业集群，将我国全球劣势、规模最大的高耗能产业转化为极具国际竞争力的规模化绿色产业。
风电专项规划范文第5篇
“左手边是‘华龙一号’全球首堆――5号机组反应堆厂房，高度目前已建设到30米，完成了土建工期的一半。右手边是去年年底已经开工的6号机组厂房，刚刚完成了第一个模块的吊装。”福建福清核电有限公司副总经理陈国才介绍。
2015年5月7日，“华龙一号”示范工程在福建福清正式开工。一年后，5号机组厂房土建工期已经过半，工程实际进度正按计划推进，略有提前。
与5、6号机组相隔不远的依次是已经实现商运和正在调试的1、2和3、4号机组。“电功率满功率发电是1089兆瓦，而如今电功率仅能达到845兆瓦。”在福清核电站1号机组的主控室，负责人魏智刚指着大屏幕上的数据向《能源》记者介绍，“目前机组每月满功率运行的只有几天，大部分都处在调峰状态。”
福清核电1号机组在商运一年半后，发电并网稳定运行，但由于消纳原因，今年的平均利用小时数和发电量却直线下降。
同样的问题也出现在了宁德核电站。根据福建省能源监管办的相关数据显示，今年第一季度，福建省在运的6台核电机组，设备平均利用率均未超过75%。其中，宁德核电1号机数据仅为52.77%，福清核电1号机也只有54.79%。
自2013年4 月15 日宁德核电1 号机组正式商运，实现福建核电零的突破以来，短短几年时间，核电项目快马加鞭，在福建飞速发展。预计到2016年底，福建核电装机容量达762.3 万千瓦，届时将占全国核电总装机（约3400万千瓦）的1/5。
新建核电机组大干快上的同时，在运机组却在降功率运行。福建核电机组与其他电源的消纳博弈大戏似乎即将开始，然而，它能否朝着全国第二大核电大省的目标顺利迈进？
消纳难题显现
受我国经济形势等因素影响，2016年我国全社会用电增速放缓，福建省电力市场消纳形势较为严峻。
根据中国核能行业协会的《2016年一季度我国核电运行情况报告》，福建宁德核电1号机组1月大部分时间应电网要求降功率运行，2月初至3月上旬应电网要求临时停机；3号机组1月应电网要求降功率运行，1月底至2月下旬应电网要求执行计划性停堆；福清核电1号机组2月初至3月初应电网要求停机，其余大部分时间应电网要求降功率运行。
“电网用不了那么多电，所以让我们降功率运行。”陈国才说，“今年上半年福建雨水特别丰沛，加之经济下滑厉害，用电需求急剧减少，电网就要求我们不用满负荷发电了。但对我们而言，本来能满负荷运行，而现在只能运行80%甚至更低，效益方面肯定受损。”
据悉，从机组运行角度看，核电参与负荷调节，尤其是长期低功率运行会增大降低核燃料可靠性、导致关键设备疲劳磨损、增加三废系统废水处理压力等风险。
鉴于此，核电机组往往尽可能保持满发，带电网基荷运行，即使参与负荷调节，通常也会严格考虑机组的运行状态与限制条件，在其技术可行性范围之内进行操作。
在福建，核电一直同火电一起扮演着“基荷”电源的角色。然而，根据福建省能源监管办前不久召开的第一季度主要火电企业经营状况分析通报会来看，火核之间的形势已变得十分微妙。
根据统计，作为一季度四个火电发电量降幅超过30%的省份之一，福建省火电发电量同比下降32.7%，为各省之最；其火电设备利用小时数与去年同期相比下降超过350小时。核电方面，福建目前在运的五台机组设备平均利用率也均未超过75%。
面对经济新常态和电力工业发展新常态，核电消纳问题愈加明显，加之新一轮电改来袭，核电基荷电源角色受到前所未有的挑战。
“前几年规划建设的核电站，电力需求是维持在10%左右，发电小时数也一直维持在7000小时以上，而如今电力需求严重不足，核电出现消纳问题已是必然。”厦门大学中国能源经济研究中心主任、电力经济专家林伯强对《能源》记者分析。
对于核电是否应该参与调峰，林伯强认为：核电的定位一定是“基荷”能源，至于调峰这一块，以往是不要求核电参与的，但随着核电装机的比重越来越大，今后核电可能也要适当参与，同其他电源一同承担调峰的义务。
然而，也有专家表达了不同的观点。“核电一直发挥的都是基荷作用，所谓的调峰，就是想让核电让利，还不如直接说降电价。”信达证券的一位分析师提出了不同的看法，“消纳的核心是经济。经济不刺激，消纳则无解。”
事实上，福建并非个例。核电消纳这一问题最先出现在辽宁，随后扩展至海南等省。近期，三省已频发应电网要求而降功率运行和停机停堆的事件。
6月17日，福建省经信委下发《2016年度全省差别电量发电调控计划的通知》，文件提出要全额安排可再生能源发电，优先安排水电、核电、资源综合利用机组发电，其中风电、水电发电量全额上网，核电在保证安全的前提下，按实际投产情况和调峰需要安排发电。
《能源》记者注意到，在这一发电调控计划表中的核电一栏里，核电机组的三公发电小时数和年发电小时数均被调至6500。
国网能源研究院一位不愿具名的专家向《能源》记者分析，我国大部分核电机组仍然带基荷运行，只有如红沿河、福清、宁德核电站等少数机组被要求参与调峰。然而具体实践后，经济性与该项目立项之初所设想的差距甚远。此外，新电改方案中要求发电侧竞价上网，这对于目前的核电而言压力很大。而目前核电基本上处于满发状态，标杆电价已经反映出了核电的大体成本，可供回旋的余地很小。如果不作系统性改变，核电在未来的市场化竞争中将不及煤电和水电。
不过，中广核电力董事会秘书魏其岩则认为，未来核电利用率将有望好转：国家持续推进经济结构调整，清洁能源有很多利好，有利于缓解未来核电上网竞争的压力。
电源结构之变
以人均占有电量为例计算，1987 年前福建人均电量还不及全国人均的一半，而到2002 年已达1428kWh ， 为全国人均的1.2 倍。
改革开放和经济增长推动了福建电力建设的发展。根据福建能源资源情况，福建相继确定了在80 年代“优先开发水电”和“水电为主，火电为辅”的方针，以及90年代“水火并举”的思路。
90年代后，福建沿海地区经济发展较快， 轻纺、机械加工、电子及第三产业较发达。电价占产品成本的份额较少，具有较高的电价承受能力，有利于克服核电站投产初期因还本付息带来的困难。
“从长远看，核电的价格将低于油、气电、煤电的价格，特别与增加了除硫及脱硝设施后的煤电相比更有利。所以发展核电是福建今后发电能源优化的必然选择。”原福建省电力局局长、现任福建省能源研究会理事长陈朝柱指出。
福建是我国东部沿海缺少能源的省份，一次能源对外依存度高，环境容量有限，环保与减排压力较大。在原有的能源供应体系下，火电、水电等常规能源已无法支持福建经济发展，核电和风电等新能源成为目前现实可行的替代能源。
近年来，福建风电建设与核电建设一样风声水起，高歌猛进。在2015年国内频现“弃风”事件，平均弃风率近15%的情况下，福建省2015年风电利用小时数高达2658小时，比全国平均值高出54%。
福建省“十三五”规划纲要中更提出，要积极推进一批海上风电项目建设，力争到2020年全省风电装机规模比2015年翻一番，同时打造国家级海上风电检测中心和东南沿海风电装备制造基地。
“截至2014 年年底，福建全省电源装机达4431 万千瓦，其中清洁能源的比重达到50%，提前超额实现福建省‘十二五’能源发展专项规划提出的目标。待2017 年宁德、福清核电10 台机组全部投产后，清洁能源的比重还将上升到52%。”国网福建省电力有限公司副总工程师黄文英表示。
时至今日，福建的电源结构毫无疑问地正在发生剧烈的变化。
一方面，电力市场化改革方向将增强发电企业的议价能力，为核电企业进入售电侧、新增配电领域、跨省跨区域输电项目及与用户直接交易创造了机会。另一方面，随着改革的推进，电力产品的商品属性将更加明确，核电与其他能源形式将在电力市场竞争加剧，这也必然会带来核电参与调峰运行的压力，电力销售也将面临更大挑战。
我国核电选址已有近30年，期间已完成初步可行性研究并基本确定建厂条件成立的核电新厂址有67个，以东部沿海和中部经济发达省份为主。其中，福建仅次于广东省（13个），以7个厂址位列第二，开发容量2800万千瓦，占全国核电厂址开发容量的10.1%。
目前，福建已有6台核电机组投入运行，分别是宁德1、2、3、4号机组，福清1、2号机组。除了宁德核电、福清核电，以及正在选址公示和进行前期工作的漳州核电、霞浦快堆，三明、莆田、南平和龙岩核电项目厂址也早已被企业圈定。
面对福建如火如荼的核电选址和企业的争相布局，有专家预测：核电站审批速度一定会下降。如果电力需求高的话，政府每年审核的核电站项目自然会增加，反之亦然。
与此同时，燃煤发电标杆电价的持续下调，对核电上网效益也将产生实质性影响。以福建为例，目前的煤电标杆电价为0.4075元，低于全国核电标杆电价0.43元。
根据2013年国家发改委出台的核电标杆电价政策，这就意味着：尚未定价的福建省在建二代加机组和三代“华龙一号”机组商运后，其电价将要执行相对较低的燃煤标杆电价0.4075元，而这也远低于核电第一大省广东的0.4735元以及海南的0.4528元，经济效益不容乐观。
“宁德核电一直在与相关方沟通，积极争取保持稳定的发电利用小时数。公司也会通过提升核电机组的管理水平，减少非计划停机停堆，优化大修计划等提升负荷因子，并积极谋划电力市场改革。”来自福建宁德核电有限公司的一位负责人如上表示。
风电专项规划范文第6篇
能源是经济发展的首要问题，能源规划是社会经济发展规划的核心。能源不仅是国内的问题，还是国际问题。能源还涉及国家的稳定和安全，还是国家核心利益组成部分。能源的资源、生产贸易对国际政治、外交军事格局有着深远影响。去年一段时间以来，国际油价居高不下，冲破了55美元，国际上议论纷纷。也有人指责中国，大谈中国能源，这些人不知道中国是能源消费大国，同时也是能源生产大国。中国能源生产举足轻重，进口仅占中国能源中很少部分，即使到2020年我国能源进口只占能源消费的10％，并不是有些人讲的中国能源，不存在这个问题。
需求压力巨大
能源工业现状，可以从七个方面表述。第一,产量进入世界前列，需求增长压力巨大。第二,结构逐步优化，调整任重道远；第三,技术水平不断提高，与国际比较仍有差距；第四,体制改革取得突破进展，体制约束尚未完全消除；第五，可持续发展受到重视，能源与环境社会发展的矛盾突出；第六，农村能源建设成绩显著，部分地区生活用能亟待改善；第七，节能成效明显，但与国际先进水平差距较大。
我国能源消费已经进入世界前列。2003年我国能源总量是16.03亿吨标煤，占世界的11％，居世界第三位，我国煤炭生产去年16.67亿吨，今年专家预测将突破18亿吨。我国石油从1964年告别洋油时代到1993年成为原油进口国。现在我国原油进口不断增加，去年进口9112万吨，今年专家预测有可能突破1.2亿吨。天然气去年生产345亿立方米。随着西气东输年底完工，中国天然气将进入新的发展阶段。
中国电力是不是发展慢了呢？中国电力工业发展不慢，目前中国电力工业发展是世界最快的国家。去年投产装机3500万千瓦，今年突破4500万千瓦，两年相加相当于一个英国的装机。总的讲起来，在新能源方面，核电方面还是比较小，今后还要加强。
从2000年开始能源形势再度全面紧张，今后能源供应将是在一个很大压力下来发展。整个能源发展结构调整任重道远。中国的能源消费结构有一个特殊情况，和世界相比中国煤炭消费总量基本上与世界石油天然气消费总量相当，中国煤炭消费67％，世界石油天然气是61.26％，我国的石油天然气占比例25％，与世界煤的平均消费总量26％基本相当。所以这给我国的能源结构调整带来很大困难。但只能根据中国的实际，以煤为主，以煤为基础。我们要调整这个结构，但是不能脱离中国的实际国情。
在技术水平方面，我国的煤炭工业只相当于世界的一半。我国还有很大一部分小煤窑小煤矿。产煤劳动生产率很低，每个工人一天只能生产1吨煤。煤炭工业走向市场，已经形成几个上下游、内外贸一体化的大型企业集团，但是体制约束没有完全消除，还不能完全适应社会主义市场经济体制的需要，所以十六届三中全会决定要完善社会主义市场经济体制。
电力工业也存在差距。现在30万、60万千瓦成了主力军，水电设备也在提高达到国际先进水平，总的来说开发能力还是不足。在技术方面，电力工业还存在着关键技术设备自主开发生产能力薄弱等问题。
我国发电机组平均6万千瓦，原油产量平均每口井6吨，煤矿平均每个矿井6万吨，3个6，这充分说明这些行业中技术进步还有待提高。
石油天然气也一样，几十年来我国在技术上和世界先进水平还是有差距，在地质理论研究上还有不足。炼油工业和其他工业差不多，加工能力低，回收率不高，这些问题，在能源行业都存在。新能源，也有困难，风电的装机单机还很小，风电量在全国微乎其微。
农村能源问题。中西部农民还大量用他们自己制作的能源，而没有清洁煤、商品煤，中西部地区的用煤问题是亟待解决的。
另外，可持续发展问题。能源能不能可持续发展？国民经济能不能可持续发展？当前环境与社会矛盾日益突出，当人均GDP突破1000美元以后，社会处在两个阶段，一个是发展黄金期，一个是矛盾凸现期，搞得好能渡过这个困难时期，搞得不好社会和经济就会停止。所以中央提出要以人为本，全面发展、协调发展的可持续发展纲领。
节能迫在眉睫
今年6月30日，国务院批准了我国能源20年战略规划的基本方向。我国能源发展的基本方针是节能优先，效率为本，煤为基础，多元发展，立足国内，开拓国外，统筹城乡，合理布局，依靠科技，创新体制，保护环境，保障安全，为全面建设小康社会提供稳定、经济和清洁的能源保障，以能源的可持续发展和有效利用，支持我国经济社会的可持续发展。这是今后我们20年能源发展总的方针，所以这次编制能源规划的立足点是建立在科学发展观的基础上，是建立在全民节能，建立节能型节约型社会的基础上。如果不能实现科学发展观，不能全面节能，全社会节能，这样一个能源规划是起不了作用的，所以节能优先放在第一位。
节能优先、效率为本是从我国能源实际状况出发的必然选择，要号召全民每人节1度电，1公斤煤。我国决不能像美国那样消耗，夏天进屋穿毛衣。如果那样的话，整个经济社会无从发展。所以一定要坚持走新型工业化道路。以煤为基础，多元发展，是我国未来能源结构政策的基本方略，我国是能源生产大国，又是能源消费大国，要保证我国能源安全必须长期坚持立足国内生产的基本方针，以煤为基础。如果不走这条路，整个经济就没有基础。
风电专项规划范文第7篇
关键词：房车营地；现状
摘要：新能源产业作为传统能源产业的替代产业，是现代能源发展的重要方向。新能源价格机制是产业发展的基石，贯穿产业发展始终。分析我国新能源产业当前的定价现状，发现存在的问题，提出完善定价机制、创新补贴机制、鼓励税收优惠的建议。
关键词：新能源产业；定价机制；价格补贴；税收优惠
顺应绿色低碳的能源发展战略，2010年新能源产业列为新经济增长引擎产业―战略性新兴产业之一。《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》指出，要立足国情，加快发展风能、太阳能、生物质能等新能源。我国新能源产业起步较晚，但发展很快，太阳能产业连续多年遥遥领先，风电以及并网风电装机总量已然跃居世界第一位，生物质能也是新能源发展主要政策支持领域之一。
一、新能源产业定价现状
目前，新能源产业定价仍以政府定价为主，其中风能、太阳能、生物质能产业定价现状如下表1所示：
表1主要新能源产业定价现状
主要新能源产业定价机制当前定价
风能政府主导，分资源区固定定价四大资源区分别为0.49、0.52、0.56、0.61元/千瓦时
太阳能
光伏产业政府主导，分区域固定定价三大资源区分别为0.90、0.95、1元/千瓦时；
光热产业特许招标/一事一议定价1.8元/千瓦时
生物质能政府主导，全国统一标杆定价脱硫燃煤机组上网标杆价格+0.25元/千瓦时
（一）风能利用方面。根据区域风能资源禀赋，我国风电上网定价分为四个等级，对应四类风资源区。2014年末迎来了自分区域定价实施以来的首次电价调整。国家发改委下调第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区上网电价，每千瓦时下调2分钱，调整后三类区域的标杆上网电价分别为0.49、0.52、0.56元/千瓦时，第Ⅳ类风资源区上网电价保持不变，仍为0.61元/千瓦时。
（二）太阳能利用方面。近年来，太阳能开发进展较大，光伏产业发展迅猛，光热产业初露头角，2014年光伏产业装机总量达到30GW，仅次于德国。光伏产业的发展不仅要以量取胜，现已到“质胜中国”的时代。光伏发电已从2011年的统一标杆定价调整为分区域定价机制，三大资源区光伏上网电价分别为0.90、0.95、1元/千瓦时；光热发电处于起步阶段，采用特许招标定价或一事一议定价方式，成本大约为1.8元/千瓦时，二者差异较大。
（三）生物质能利用方面。我国生物质能最初主要作为燃料供应，生物质能发电产业则处于起步阶段。2013年生物质能发电量全球约405太瓦时，中国则跻身世界前列，在生物质能发电排名中位居第四位。2014年16个生物质能电厂建成投产，发电量持续增长，但生物质能发电电价机制尚未明确[1]，当前使用的定价标准是采用2005年的脱硫燃煤机组的上网标杆价格加上全国统一的0.25元/千瓦时补贴价。
二、存在的问题
（一）政府主导定价机制不合理。电价市场尚未完全放开，新能源产品定价即便引进招标定价等竞争方式，最终定价权仍是政府定价为主导。政府以常规能源电价为基准定价，未明确其与新能源的发展程度等差异，导致新能源定价偏低，调价空间减小，各方利益相关者在长期都受到影响。
一是风电上网定价方面，从定价角度看，实行分风资源区定价。但是，政府主导的区域统一定价，忽视了区域内风资源的差异，比如出现某些高电价区域的资源与低价区资源条件相当，则其可以获得超额利润；不能通过市场竞争的方式进行资源配置优化，短期内部分企业获利，长期不利于整个风能产业规模扩大、效益提高。从调价机制看，仍是政府调价，2014年的首次调价与2009年首次实施分资源区定价的市场环境已然发生巨大变化，而此次调价仅是价格下调0.2元/千瓦时，调价机制不明确。
二是光伏发电定价方面，区域统一定价、统一调整标准不合理。区域资源禀赋是光伏发电成本一部分，企业间投入产出效率存在差异，剔除政府补贴、区域同一电价等相同因素后，企业成本低于平均成本（政府定价成本）则获得超额利润，高于平均成本则亏损。研究发现，一般企业（缴纳17%增值税）保持内部收益率6%的前提下，其发电成本在1.4元/千瓦时以下，明显高于三区域标杆电价，即使采用50%的增值税优惠政策，2015年的发电成本也才到1元/千瓦时[2]。
三是生物质能定价标准近几年未变，而发电技术、资本环境等已改变，价格补贴、税收优惠政策已不适应当前的发展条件[3]。政府主导的全国统一定价虽然简易方便，但其固定定价机制缺乏灵活性，价格不能随时间、市场、企业生产条件变化做出及时调整，滞后性明显。
（二）价格补贴机制存在缺陷。新能源产业发展仍属于幼稚工业保护阶段，世界各国主要采取价格补贴、税收优惠等方式支持产业发展。我国采取的补贴税收优惠政策仍存在一定缺陷。一、补贴资金不能及时到位：2015年预测新能源产业可用的补贴资金为480亿元左右，远低于按补贴标准测算的1000亿元政府补贴资金，补贴缺口呈逐年增大趋势。二、补贴费用分摊不合理：我国采取的是全电网消费者均摊机制[4]。
（三）税收优惠政策不全面。我国当前对新能源主要采取的是税收优惠政策，税收惩罚措施处于争议中，未全面实施，以加强对新能源产业的监管。当前的税收优惠局限于新能源技术，对于新投资者的激励作用不大。风电产业一直实行税收减半征收的优惠政策，税收优惠手段相对单一，优惠措施统一，对新能源企业来说激励作用小，无法体现产业内差异化税收竞争，产业内部竞争不足；征收环节由生产向消费调整，引起市场秩序混乱。
三、产业发展建议
（一）引入市场竞争，完善定价机制。通过建立市场机制，放开管制，让其参与市场竞争，才能实现新能源产业的健康发展。逐步引入市场竞争可以从以下几方面进行：一是细分新能源产业产品定价环节，根据各环节的发展规模、竞争力选择政府定价主导或者市场定价；成熟产业且具有竞争优势的产品由市场供求决定价格，发展潜力大但相对薄弱的环节仍以政府定价为主。二是制定合适的价格调整周期以及市场环境预警机制，以便根据市场环境及时、适时调整价格，发挥价格杠杆作用；并且随着产业发展成熟，逐渐缩短价格调整周期。
（二）优化费用分摊，创新补贴机制。改变价格补贴分摊方式，从终端消费者均摊、传统能源发电企业交叉补贴、公用部门或财政承担等几种分摊方式中，选择社会福利最大化的费用分摊方式，创新补贴机制。价格补贴与电价相挂钩，随着电价调整做出机动调整，并根据成本的下降而逐渐降低补贴标准，从而降低电价的波动幅度，使企业保持稳定增长的经营效益。
（三）引入环保机制，鼓励税收优惠。支持新能源产业发展仍要坚持“有保有压”的原则。首先采取税收减免、税收抵扣或税收返还等政策，形成与传统能源产业的差异化税收政策。其次，确定税收优惠额度标准，不能一概而论，实行统一的优惠额度，当然也要避免交易成本过高。最后，仍要坚持向传统能源产业征收环境税，对其实行税收惩罚，环境税的征收范围应当逐渐扩大，比如向中间燃料产业、化工产业等开征环境税。（作者单位：中国石油大学（华东）经济管理学院）
参考文献：
[1]付岩岩.促进我国新能源产业发展的价格策略研究[J].价格月刊，2014（7）：23-26
[2]马翠萍，史丹，丛晓男.太阳能光伏发电成本及平价上网问题研究[J].当代经济科学，2014（3）：85-94
风电专项规划范文第8篇
一、面临形势
“十二五”期间，能源科技与装备发展面临新的机遇和挑战。有利因素：一是我国正处在工业化、城市化快速发展阶段，经济社会对能源需求依然保持旺盛势头。今后一个时期，预计年均能源消费增长率约为44%，为传统能源装备创造了市场空间。二是我国已将新能源产业作为战略性新兴产业予以重点扶持。到2020年，水电、风电、核电装机规模将分别达到3亿千瓦、15亿千瓦、7800万千瓦。到2015年我省新能源发电装机占全部发电装机容量的比重将达到15%，给新能源装备制造带来契机。三是我国将继续加快大型现代化煤矿、大型油气生产基地、高效清洁发电、智能电网等基础设施建设，一批新技术得到广泛应用。我省输变电设备、核电主岛设备等形成产业优势，必将推进能源科技和装备快速发展。不利因素：能源科技突飞猛进，能源发展方式转变加速，对能源科技与装备发展提出了更高的要求。目前，我省支撑性大项目少，自主创新能力弱，扶持政策不系统，综合竞争力差，加快能源科技与装备制造发展面临许多制约因素。
二、指导思想、基本原则和发展目标
（一）指导思想
以科学发展观为指导，以转变能源科技与装备发展方式为主线，着力提高能源科技水平和能源装备自主创新能力，着力培育壮大能源装备龙头企业，着力打造能源装备制造基地，全面促进能源又好又快发展。
（二）基本原则
坚持立足当前与谋划长远相结合。以扩大增量与调整存量为重点，整合优势资源，加快优势产业规模化发展。以培育新的增长点为目标，加快科技创新步伐，推进重点项目建设，培育具有综合竞争力新的产业支撑。
坚持自主创新与战略合作相结合。发挥比较优势，增强科研投入，加快创新平台建设，提高自主创新能力。继续加强与国内外大公司、大集团的战略合作，引进消化吸收先进适用技术和管理经验，提高综合竞争能力。
坚持培育龙头企业与推进产业聚集相结合。发挥比较优势，培育和壮大骨干核心企业，增强整体竞争力。依托基地园区，引导中、小企业向“专、精、特”方向发展，提高综合配套功能，促进产业聚集。
坚持市场主导与政策扶持相结合。充分发挥市场配置资源的基础性作用，鼓励各类市场主体投资能源科技与装备制造业。加大政策扶持力度，完善重大技术装备研制与应用风险机制，引导能源科技与装备制造业又好又快发展。
（三）发展目标
能源先进技术广泛应用。到2015年，大型煤矿回采工作面机械化采掘程度达到100%，高效安全煤矿产量所占比重达到60%以上；发电煤耗降低4%以上，高效清洁火力发电技术全面推广；风力发电5兆瓦大容量机组投入运行，并网技术实现突破；光伏电池转换效率提高3-4个百分点，光伏发电实现规模化。
做大做强能源装备制造业。到2015年，全省能源装备制造业销售收入达到4000亿元（年均增长25％），占装备制造业的比重达到40％左右（提高10个百分点以上）。力争英利集团实现销售收入1000亿元左右，晶龙集团、天威集团实现销售收入500亿元左右，新奥集团、国电联合动力公司、光为绿色能源公司等实现销售收入100亿元以上，打造新能源装备、光伏产业销售收入1000亿元以上的新能源装备制造基地。光伏电池和风力发电整机生产规模均达到600万千瓦以上。
三、发展方向和重点
（一）能源科技
加快引进消化吸收先进技术。煤炭，重点推广大型矿井快速建井、复杂地质条件下煤炭开采、煤矿灾害综合防治等技术。电力，重点推广超超临界发电、亚临界发电机组综合提效、燃煤电厂资源综合利用、大容量远距离输电、大规模间歇式电源并网、智能化电网、大型风力发电、高效大规模太阳能发电等技术，核电主岛和部分配套装备完全掌握第三代核电技术。石油，推广复杂地质油气资源勘探技术，突破超重和劣质原油加工关键技术。
推进科技创新平台建设。加快省煤炭科学研究院、省电力研究院、中核第四研究设计院、省机械科学研究设计院、省石油化学工业研究院等公共平台建设，提高行业服务能力。加快国电联合动力公司风电设备及系统技术、英利集团太阳能光伏发电技术、新奥集团煤基低碳能源、中石油石油勘探开发科学研究院分院页岩气、煤机公司煤炭采掘机械装备等国家级重点研发机构（实验室）建设，增强自主创新能力。着力推进开滦集团、冀中能源集团、天威集团、中航惠腾公司、青县华油钢管公司、煤机公司等企业技术中心建设，在煤炭清洁转化、天然气长输管道、煤矿采掘机械装备等方面取得突破。
（二）能源装备
太阳能利用装备。以英利集团、宁晋晶龙集团为龙头，提高晶硅材料生产技术水平，降低太阳能级硅材料生产成本；做大做强多晶硅、单晶硅电池，积极开发非晶硅、微晶硅、非硅等薄膜太阳能电池。加快发展太阳能发电并网逆变器、控制器、自动跟踪器等太阳能发电系统配套产品，推进多晶硅、单晶硅电池片生产设备、薄膜电池生产线、电池组件层压机等生产装备研制和产业化。积极开发光热利用装备，重点发展槽式、塔式太阳能热发电系统装备，包括自动太阳跟踪仪、定日器、吸热气、储热装置等。建设、新能源产业基地，培育光伏发电装备产业基地，着力推进英利新能源多晶硅太阳能电池、天威集团非晶薄膜太阳能电池、宁晋晶龙集团单晶硅太阳能电池、新奥集团薄膜太阳能电池及薄膜电池生产线产业化、任丘永基公司铜铟镓硒柔性薄膜太阳能电池等项目建设。
风力发电装备。支持骨干整机企业尽快形成经济规模，进一步做强叶片，积极发展永磁直驱发电机、主轴、轴承、回转支承、轮毂、变浆系统等关键零部件及并网控制系统，延伸产业链。建设、曹妃甸风力发电装备制造基地，着力推进天威集团兆瓦级风力发电机组、曹妃甸冀东水泥集团兆瓦级直驱风力发电机组、中航惠腾公司叶片扩能改造、中钢邢机公司风电主轴等项目建设。
输变电成套装备。以天威集团为龙头，重点发展750千伏、1000千伏交流和±800千伏直流变压器及电抗器、互感器、全封闭组合电器、电瓷、电缆等配套产品，巩固国内领先地位。着力推进天威集团输变电设备成套能力提升项目、高压电瓷公司高压电瓷、任丘河北新华公司高压复合绝缘子等配套项目建设。
高效发电装备。重点发展百万千瓦级核岛主设备、E级和F级燃气轮机，加快煤气化联合循环发电(IGCC)配套装置产业化。大力发展核电站专用阀门、管道、泵、制氢、核电安全设备等配套产品，打造核电设备制造基地。着力推进哈电集团公司核岛主设备和燃气轮机、新兴能源装备公司煤气化联合循环发电(IGCC)装置、盐山河北沧海管件集团核电管道、阀门一厂核电阀门、中冶京唐公司核电高温高压阀门铸件等项目建设。
煤炭采掘装备。重点发展具有煤岩识别功能的薄煤层综采机组、瓦斯欠平衡钻机、刨煤机、掘进机、刮板输送机等煤炭采掘装备，全自动控制液压支架、渣浆泵、井下辅助运输车等配套产品，以及大型高可靠性煤炭分选成套装备，提高核心竞争力和市场占有率，争取进入国际煤矿装备制造先进行列。着力推进煤机装备园、煤机制造基地、国华科技公司高效清洁煤技术装备等项目建设。
油气开采及储运装备。重点发展地质勘探钻机、新型大吨位石油物探可控震源、大型车装特种石油钻机、海洋石油钻井平台、井控及测修井设备、石油钻杆、抽油机及油管等油气开采装备，大型储气容器、长输油气管道、油罐车、天然气运输车、油轮等油气储运装备，形成较完整的油气勘探、开采、储运装备产业链。着力推进富邦德公司大型车装特种石油钻机成套设备、任丘华油荣盛公司井控设备、新兴能源装备公司储气容器、山海关造船公司海洋石油钻井平台和油轮等项目建设。
四、政策措施
（一）加大财税扶持力度
继续加大跑办力度，积极争取国家认定的企业技术中心建设、国家级能源研发实验中心和重大技术创新项目、国家能源装备自主化项目等资金支持。在安排产业发展专项资金时，统筹考虑对能源装备制造重点项目的支持；对生产和使用省产首台（套）能源装备的企业和单位给予适当奖励和风险补贴。
（二）着力拓宽融资渠道
支持符合条件的能源装备制造企业通过境内外上市、发行债券、短期融资券、中期票据以及上市公司再融资进行融资。完善政府与金融机构的沟通协调机制，加强银企对接合作平台建设，加大对重大能源技术装备项目的资金支持。鼓励省内外投融资公司、产业股权投资基金，对符合条件且有发展前景的重大能源技术装备项目进行先导性投资。积极协调金融机构与重点能源装备制造基地园区进行对接，研究制定融资方案，提高整体融资能力。
（三）支持企业开拓市场
支持有关单位建立网络平台，积极举办和组织参加国内外能源专业展会，大力宣传、推介我省名优能源装备产品。加强能源装备制造企业与煤炭、电力、石油、新能源企业的对接，努力开拓能源装备市场。大力推进政府采购，重点能源建设项目优先选用省内能源装备产品，在规划、设计、咨询评估、审批核准、设备招标采购等抓好落实。建立由项目业主、能源装备制造企业和保险公司风险共担、利益共享的保险机制，为重大技术装备的应用提供风险担保。引导能源装备制造企业用足用好国家扩大装备产品出口退税政策，巩固和扩大国外市场。
（四）继续推进战略合作
鼓励能源生产及装备制造企业开展产学研联合，能源装备制造企业与煤炭、石油、电力等装备使用企业加强合作，大力开发具有自主知识产权的关键技术和产品。加强与国内外先进技术拥有方的合作，积极引进、消化吸收先进技术，努力实现再创新。进一步加强我省与中石油、中石化、中煤、中电投、国家电网、兵装、中船重工、哈电、新兴铸管等国内大集团和国际知名装备制造企业的合作，建设一批能源科技示范项目和重大能源装备制造项目。鼓励企业实施“走出去”战略，支持有实力的企业建立省外境外研发中心、生产基地和营销网络。
（五）加强人才队伍培养
加快能源科技人才和经营管理人才引进步伐，吸引各类优秀人才特别是高素质的创新型、创业型人才落户河北，以能源科技攻关和重点建设项目聚集人才。支持高等院校根据能源科技和能源装备制造业发展的需要，调整优化专业设置，加快专门人才培养。鼓励高等院校、科研机构和企业联合建立博士后科研流动站和工作站。建立人才成长激励机制，制定吸引人才的优惠政策，鼓励各种人才脱颖而出，留住人才。强化职工培训，加大企业对一线职工的培训经费支持力度，建设高素质的技工队伍。
（六）营造良好发展环境
将能源重大科技创新项目列入省重点科技创新计划，能源装备制造项目优先进入省级工业聚集区、优先列入省重点项目计划，符合条件的重大能源装备制造项目列为省重点产业支撑项目，优先保障建设和实施条件，在立项、规划、征地、环评、建设、技术引进等方面给予便捷、优质服务。对重点能源装备制造企业，优先配置水、电、气、热、煤、油、运等生产要素。
五、组织实施