山西省分散式及风电项目调研报告

第一篇：山西省分散式及风电项目调研报告

山西省分散式及风电项目调研报告

三月份，按照公司市场营销计划，到山西省对风电项目开发建设情况及分散式风电项目在山西开发合作的可能性进行了调研，市场营销部陪同赵普文董事长拜访了华能山西省分公司王文瑞总经理，就上述关心的问题向他进行了咨询和调研，并征求了王总对我公司开展此次调研的建议。

风资源状况：

截止2010年底，山西省主管部门已经将全省的风资源全部统一规划完毕，十二五计划中，山西省风电开发计划总共1200万kW，到现在为止，已经规划到国家级的几大风电开发企业。十三五期间的风资源约1000万kW，也已经分配完毕。

现在到山西寻找风资源和搞合作开发为时已晚，2010年前来山西找机会还是时候，现在已经没有机会了。

项目合作：

央企在风电项目上与民营企业相比具有更大优势，山西当地政府不愿与民企打交道，华能山西分公司也不可能与民营企业合作搞风电场建设。建议到其他省份和地区寻找机会。

分散式风电项目：

关于国家能源局下发的开展分散式风电项目的通知，发电商已经知道了，但那是前任领导的倡议，现任领导不感兴趣。各地区企业也将分散式项目与发电商谈合作，但地方政府在分散式项目开发决策上左右不了发电商的主管领导，发电商也已经将分散式的资源圈到自己名下，何时开发，等时机成熟再说。发电商不做，也不让别的企业占用。

山西当地的特殊情况：

经过近几年与山西当地老百姓和政府官员打交道，深刻地认识到山西的当地现有文化，做任何事情与其他省份有很大的不同，外部企业不了解。主要突出表现在做风电项目很艰难，没有相当充裕的资金寸步难行，老百姓、村级、乡镇

级、县级等官员都要钱，并且明目张胆，很难对付。如果在山西只做一个5万的风电场，还不如不做，因为投入的资金要比其他省份做同样的项目大得多。这种现状可能与山西拥有很多煤老板等暴发户的做事观念有关，做任何事情先谈钱，并且太明显。

建议：

针对山西目前的风电现状和相关情况，王总建议，还是将工作重点和目标放到湖南、湖北、安徽和河南等中部地区，考虑低风速区的风电项目，这些地区的风速一般在6米/秒左右。或者到西北地区考虑做风光、太阳能项目。

建议风电设备制造企业考虑近几年网罗一批优秀的售后服务人才，等风电业再过二到三年，风电机组的质保期基本已过，发电商根本做不了维护，可以组织一个售后服务团队，做风电业的专业服务，是个不错的选择。

第二篇：分散式风电项目开发建设暂行管理办法

附件

分散式风电项目开发建设暂行管理办法

第一章

总则

第一条为推进分散式风电发展，规范分散式风电项目建设管理，根据《中华人民共和国可再生能源法》《中华人民共和国电力法》《中华人民共和国行政许可法》《中华人民共和国土地管理法》以及《分布式发电管理暂行办法》，制定本办法。

第二条分散式风电项目是指所产生电力可自用，也可上网且在配电系统平衡调节的风电项目。项目建设应满足以下技术要求：

（一）接入电压等级应为110千伏及以下，并在110千伏及以下电压等级内消纳，不向110千伏的上一级电压等级电网反送电。

（二）35千伏及以下电压等级接入的分散式风电项目，应充分利用电网现有变电站和配电系统设施，优先以T或者π接的方式接入电网。

（三）110千伏（东北地区66千伏）电压等级接入的分散式风电项目只能有1个并网点，且总容量不应超过50兆瓦。

（四）在一个并网点接入的风电容量上限以不影响电网安全运行为前提，统筹考虑各电压等级的接入总容量。

国家关于分布式发电的政策和管理规定均适用于分散式风电项目；110千伏（东北地区66千伏）电压等级接入的分散式风电项目，接入系统设计和管理按照集中式风电场执行。第三条鼓励各类企业及个人作为项目单位，在符合土地利用总体规划的前提下，投资、建设和经营分散式风电项目。鼓励开展商业模式创新，吸引社会资本参与分散式风电项目开发，充分激发市场活力。

第四条各省级能源主管部门在国务院能源主管部门的组织和指导下，负责本地区分散式风电项目的开发规划、建设管理以及质量和安全监督管理职责。

第二章

规划指导

第五条地方各级能源主管部门会同国土、环保、规划等部门和相关企业，依据当地土地利用总体规划和风能资源、电网接入、清洁能源消纳能力等开发建设条件，制订当地分散式风电开发建设规划，并依法开展环境影响评价工作，编制规划环境影响报告书，同时结合实际情况及时对规划进行滚动修编。分散式风电开发建设规划应做好与《风电发展“十三五”规划》的衔接，在落实消纳条件和分散式风电技术要求的条件下，严格按照《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》对风电建设规模的相关要求以及我局关于风电预警管理的相关规定编制，不得随意扩大建设规模。

规划编制可按以下流程开展：1.能源主管部门根据土地、资源等提出规模及布点方案；2.电网企业据此方案，基于电网、负荷，按照电网接入条件约束进行容量和布点的优化；3.能源主管部门公开发布分散式风电规划报告并进行滚动修编。

第六条全面拓宽应用领域。鼓励分散式风电项目与太阳能、天然气、生物质能、地热能、海洋能等各类能源形式综合开发，提高区域可再生能源利用水平；与生态旅游、美丽乡村、特色小镇等民生改善工程深入结合，促进县域经济发展；与智慧城市、智慧园区、智慧社区等有效融合，为构建未来城市（社区）形态提供能源支撑；与海岛资源开发利用充分结合，促进发展海洋经济、拓宽发展空间。

第七条各级电网企业应积极配合分散式风电开发建设规划制订工作，提供本地区电网建设规划、潮流、新能源消纳等相关信息，并明确各并网点及其潜在接入容量等数据。鼓励分散式风电等分布式发电建设条件好的市（县）及地区电网企业编制分布式新能源电网接入和消纳的专项规划。

第八条分散式风电项目开发建设规划应与土地利用、生态保护、乡村发展、电网建设等相关规划有效衔接，并符合城乡规划，避免分散式风电开发建设规划与其他规划冲突。

第三章

项目建设和管理

第九条各地方要简化分散式风电项目核准流程，建立简便高效规范的核准管理工作机制，鼓励试行项目核准承诺制。地方能源主管部门制订完善的分散式风电项目核准管理工作细则，建立简便高效规范的工作流程，明确项目核准的申报材料、办理流程和办理时限等，并向社会公布。对于试行项目核准承诺制的地区，地方能源主管部门不再审查前置要件，审查方式转变为企业提交相关材料并作出信用承诺，地方能源主管部门审核通过后，即对项目予以核准。

第十条鼓励各地方政府设立以能源主管部门牵头的“一站式”管理服务窗口，建立国土、环保等多部门高效协调的管理工作机制，并与电网企业有效衔接，建立与电网接入申请、并网调试、电费结算和补贴发放等相结合的分散式风电项目核准等“一站式”服务体系。

第十一条分散式风电项目开发企业在项目取得土地、规划、环保等职能部门的支持性文件后，按照地方政府有关规定，向相应的项目核准机关报送项目申请报告。各地相关部门要针对分散式风电项目的特点简化工作流程，降低项目前期成本。

第十二条开发企业应按照核准文件的要求进行建设。项目核准后两年内不开工建设的，按照《企业投资项目核准和备案管理办法》（国家发展和改革委员会令第2号）处理。项目开工以第一台风电机组基础浇筑为标志。

第十三条在满足国家环保、安全生产等相关要求的前提下，开发企业可使用本单位自有建设用地（如园区土地），也可租用其他单位建设用地开发分散式风电项目。

分散式风电项目不得占用永久基本农田。对于占用其他类型土地的，应依法办理建设用地审批手续；在原土地所有权人、使用权人同意的情况下，可通过协议等途径取得建设用地使用权。第十四条分散式风电项目申请核准时可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。自发自用部分电量不享受国家可再生能源发展基金补贴，上网电量由电网企业按照当地风电标杆上网电价收购，其中电网企业承担燃煤机组标杆上网电价部分，当地风电标杆上网电价与燃煤机组标杆上网电价差额部分由可再生能源发展基金补贴。对未严格按照技术要求建设的分散式风电项目，国家不予补贴。

第十五条鼓励开发企业将位于同一县域内的多个电网接入点的风电机组打捆成一个项目统一开展前期工作，办理相关支持性文件，进行项目前期工作和开发建设。

第四章

电网接入

第十六条通过110千伏（东北地区66千伏）电压等级接入的分散式风电项目，应满足国家标准GB/T 19963《风电场接入电力系统技术规定》及其他国家/行业相关标准的技术要求；通过35千伏及以下电压等级接入的分散式风电项目，应满足国家标准GB/T 33593《分布式电源并网技术要求》及其他国家/行业相关标准的技术要求。

第十七条电网企业应为纳入专项规划的35千伏及以下电压等级的分散式风电项目接入电网提供便利条件，为接入系统工程建设开辟绿色通道。接入公共电网的分散式风电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的分散式风电项目，在用户范围内的接入系统工程由项目业主投资建设，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。第十八条电网企业应完善35千伏及以下电压等级接入分散式风电项目接网和并网运行服务。由地市或县级电网企业设立分散式风电项目“一站式”并网服务窗口，按照简化程序办理电网接入，提供相应并网服务，并及时向社会公布配电网可接入容量信息。

第十九条35千伏及以下电压等级接入分散式风电项目办理并网手续的工作流程、办理时限，参照以下要求执行：

（一）地市或县级电网企业客户服务中心为分散式风电项目业主提供并网申请受理服务，向项目业主填写并网申请表提供咨询指导，接受相关支持性文件，不得以政府核准文件、客户有效身份证明之外的材料缺失为由拒绝并网申请。

（二）电网企业为分散式风电项目业主提供接入系统方案制订和咨询服务，并在受理并网申请后20个工作日内，由客户服务中心将接入系统方案送达项目业主，经项目业主确认后实施。

（三）分散式风电项目主体工程和接入系统工程竣工后，客户服务中心受理项目业主并网调试申请，接收相关材料。

（四）电网企业在受理并网调试申请后，10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主（或电力用户）签署购售电合同和并网调度协议。合同和协议内容参照有关部门制订的示范文本内容。

（五）电网企业在关口电能计量装置安装完成后，10个工作日内组织并网调试，调试通过后直接转入并网运行。

（六）电网企业在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网调试全过程服务中，不收取任何费用。

第二十条电网企业应按规定的并网点及时完成应承担的接网工程，在符合电网运行安全以及网络与信息安全技术要求的前提下，尽可能在用户侧以较低电压等级接入，允许内部多点接入配电系统，避免安装不必要的升压设备。

第二十一条电网企业应根据分散式风电接入方式、电量使用范围，本着安全、简便、及时、高效的原则做好并网管理，提供相关服务。

第二十二条分散式风电与电网的产权分界点为风电机组集电线路最靠近电网的最后一台风电机组处，电量计量点原则上尽可能接近产权分界点，在技术条件复杂时可由开发企业与当地电网企业协商确定。电网企业提供的电能计量表应可明确区分项目总发电量、“自发自用”电量和上网电量。

第二十三条完善分散式风电项目电费结算和补贴拨付。

（一）电网企业按月（或双方约定）与分散式风电项目单位（含个人）结算电费和转付国家补贴资金，按分散式风电项目优先原则做好补贴资金使用预算和计划，保障国家补贴资金及时足额转付到位。

（二）电网企业应按照有关规定配合当地税务部门处理好购买自然人（个人）分散式风电项目电力产品发票开具和税款征收问题。

（三）电网企业应做好项目电费结算和补贴发放情况的统计，并按要求向国务院能源主管部门及其派出机构、省级能源主管部门报送相关信息。

（四）分散式风电项目并网调试完成，并具备正式结算条件后，由电网企业按季度按流程向财政部、国家发展改革委、国家能源局申报纳入可再生能源发电补贴目录。

第二十四条对于接入10千伏及以上电压等级电力系统的分散式风电项目，开发企业应确保其安装的风电机组型号通过了相关国家标准、行业标准所规定的测试，并网运行时电能质量和所在公共电网的接入点电压合格。分散式风电应充分利用自身无功电压调节能力，补偿分散式风电接入带来的无功和电能质量控制需求。电网企业根据当地电网运行需要，统一建立覆盖本地区的功率预测预报体系。

第二十五条分散式风电项目根据其所用的风电机组技术特性运行，在确保电力系统网络与信息安全的前提下，向地市或县级电网调度部门上传运行信息。

第五章

运行管理

第二十六条分散式风电项目运营主体应当遵守电力业务许可制度，依法开展发电相关业务，并接受国务院能源主管部门及其派出机构的监管。

第二十七条加强分散式风电项目监测和评价。电网企业应与分散式风电项目建立沟通协调机制，及时掌握分散式风电运行情况。在电网和分散式风电项目检修期间，做好接入点隔离措施。

第二十八条完善产业技术服务体系。通过市场机制培育分散式风电项目规划设计、工程建设、评估认证、运行维护等环节的专业化服务能力，满足分散式风电项目多元化参与主体的技术需求。

第二十九条探索新型专业化的运维商业模式。鼓励分散式风电项目应用智能化运行管理技术，实现无人值守的运行模式；鼓励开发企业委托第三方专业机构提供运维服务。

第三十条完善分散式风电项目机组退役管理。制订风电机组剩余寿命评估标准，在风电机组并网运行达到设计寿命前1~2年内，对机组状况、运行条件及剩余寿命等进行综合评估，按照标准要求对机组采取延期服役或拆除处理。

第六章

金融和投资开发模式创新

第三十一条创新投融资机制。鼓励各类企业、社会机构、农村集体经济组织和个人参与投资分散式风电项目，实现投资主体多元化。

（一）鼓励项目所在地政府建立分散式风电项目融资服务平台，与银行、保险公司等金融机构合作开展金融服务创新，如设立公共担保基金、风险补偿基金等。鼓励项目所在地政府结合民生项目对分散式风电项目提供贷款贴息。

（二）鼓励银行等金融机构，在有效防控风险的前提下，综合考虑社会效益和商业可持续性，积极为分散式风电项目提供金融服务，探索以项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制。

（三）在确保不增加地方政府隐性债务的前提下，鼓励合法合规地采用融资租赁方式为分散式风电项目提供一体化融资租赁服务；鼓励各类基金、保险、信托等与产业资本结合，探索建立分散式风电项目投资基金；鼓励担保机构对中小企业和个人提供建设分散式风电项目的信用担保，支持分散式风电入户、入社区（乡村和工业园区等）。

第三十二条积极开展商业模式创新。在农民自愿的前提下，可以将征地补偿费和租用农用地费作为资产入股项目，形成集体股权，并量化给农村集体经济组织成员，建立公平、公正、公开的项目收益分配制度，以组、村、乡镇不同层级农村集体经济组织为股权持有者，其成员为集体股权受益主体，推动实现共享发展。鼓励社会资本采取混合所有制、设立基金、组建联合体等多种方式，以PPP合作模式参与地方政府主导的分散式风电项目投资建设。第三十三条鼓励项目所在地开展分散式风电电力市场化交易试点，允许分散式风电项目向配电网内就近电力用户直接售电，市场化交易范围、交易方式、交易电价、输配电价、交易各主体权利和义务等按照分布式发电市场化交易相关规定执行。

第七章

附则

第三十四条本办法自颁布之日起实施，有效期5年。

第三十五条本办法由国家能源局负责解释。

第三篇：某市风电产业调研报告

×××旗风电产业调研报告

一、×××风电产业基本概况

风能是一种可再生清洁能源，开发技术比较成熟，商业化发展前景良好。××旗风能资源十分丰富，且具有分布广泛、稳定性高、持续性好的风能品位，开发风电的自然条件也是最好的，是××市优质风能富集区。

近年来，神×集团、大×集团、××电力投资、××能源等大批实力雄厚的央企来我旗投资，开发宝贵的风能资源。截止201×年×月底，我旗已有×户风电企业，其中：×户企业投产运营，×户企业处于项目审批阶段，累计完成固定资产投资×亿元，实现产值×亿元，总装机容量×万千瓦，年发电量×亿度。风电行业税收连续三年快速增长，是××局的第二大支柱税源。

二、制约风电产业发展的不利因素

1.各级政府对风电企业的政策扶持力度不够，准入门槛较高。一是风电企业的电力生产缺乏国家优惠信贷政策支持。二是国家对风电设备制造企业和生产企业财政补贴力度不大。三是风电行业准入门槛高、审批时间长。目前，在我旗境内投资风电场全部是央企和地方大型国有企业，实力较弱的民营企业和国外投资者则受到政策的限制，难以取得发改委的批文，几乎不能进入风电产业。四是可再生能源电价补贴不能及时足额拨付。

2.电网规划和建设难以满足风电产业发展。

近年来我旗风电产业迅速发展，但电网的整体规划和建设与风电发展速度不匹配，电网系统接纳能力有限，不能及时并入电网销售，造成风电资源的浪费，限电现象严重影响风电企业发展。201×，我旗风电场正常年发电等效可利用时间为2600—2800小时，实际发电可利用时间为2000—2500小时，限电影响企业发电量年平均约为20%，风电企业受到严重经济损失。目前电力输出问题已成为制约风电企业发展的瓶颈，是风电企业自身无力解决的最大问题。

3.风电企业运营成本高昂。

风电行业具有固定资产投入较大、资金运转周期较长、经济效益较慢等特点。我旗的×家风电普遍存在以下问题：

一是风电企业的前期建设阶段固定资产投入较大，后期固定资产折旧费用大、比例高，火电成本中折旧费用比重为20—22%，而风电成本中折旧费用比重却高达70%以上，且设备保养维修费用居高不下。

二是风电企业发电成本和上网电价偏高。与国外平均水平相比，我国风电企业的发电成本和上网电价是比较高的。风力发电受季节影响较大，风电容量系数低、发电量小。在相同容量条件下，风电年发电量仅相当于火电的二分之一，风电企业的成本也远远高于火电成本。我旗的×家风电企业平均上网电价0.51元/千瓦时，其中：××风电公司上网电价0.53元/千瓦时，×××风力发电公司上网电价0.488元/千瓦时，风电远远高于火电上网电价。

三是资金运转周期较长，财务费用较高。风电属于国家鼓励发展的新能源产业，但目前大多数风电企业的融资模式仍然以银行常规商业信贷为主,执行一般竞争性领域固定资产投资贷款利率，贷款周期期较短，一般为6—10年，风电成本回收周期长,属长线投资产业, 前期建设阶段企业所负担的利息较高，投产后造成风电企业财务费用较高。此外，风电每千瓦的投资为8000元左右，高出火电2－3倍，金融机构要求必须有第三方连带责任担保，使风电企业融资更加困难，严重影响了风电企业的市场竞争力。

4.风电设备制造企业技术创新不足，未掌握风电设备的核心技术。我国风电设备制造企业缺乏自主知识产权的核心技术，自主研发和技术创新能力不足，风电机组核心部件研发一直没有取得突破进展。虽然我国大型风电设备已摆脱了全部进口，但风电设备的核心技术仍然受制于人，价位高昂的核心部件依赖进口也是造成风电成本较高的原因之一。此外，我们也缺乏高素质的风电技术人才和管理人才，许多风电场每年需花巨资聘请外籍技术人员对风电设备进行维护。

5.风电企业享受税收优惠政策难度较大。

一是增值税优惠政策不明显。根据财税【2008】156号文件规定，目前大多数风电企业享受增值税即征即退50%的优惠政策，即通常所说的增值税两免三减半或三免三减半，但是风电企业没有燃料等增值税进项税抵扣。风电企业的发电成本80％－90％是由固定资产折旧和财务费用构成，增值税几乎没有可抵扣的内容。据有关部门统计，火电的实际税负率是8.6%，风电的实际税负在8.5%，风电与火电税负不分高下，没有体现可再生资源利用应有的政策激励。

二是所得税减免政策不适宜风电发展。《财政部、国家税务总局、海关总署关于西部大开发税收优惠政策问题的通知》（财税【2001】202号文件）和《国家税务总局落实西部大开发税收政策具体实施意见的通知》（国税发【2002】47号文件）的规定，2008年1月1日以前开工立项的享受两免三减半，即自取得第一笔生产经营收入所属纳税起第一年至第二年免征企业所得税，第三至第五年按15%的西部大开发优惠税率减半征收。《中华人民共和国企业所得税法》第27条及《中华人民共和国企业所得税法实施条例》第87条规定，2008年1月1日以后开工立项的享受三免三减半，即自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。

国家对西部地区新建的电力企业在2010年前给予两免三减半及15％税率的优惠政策，由于风电企业投资巨大，融资额度高，折旧费和财务费用几乎占风电经营成本的85%，导致企业前期负担过大，基本难以实现利润。而这段时间企业正处于企业所得税优惠政策的前期减免阶段，减免额度过低，导致部分企业很难真正享受到优惠政策。

三是风电企业增值税即征即退政策执行难度大。目前，我旗的风电企业能够每月按时全额缴纳增值税，但是现行的即征即退政策对何时返还风电企业50%的增值税款没有明确的时间限制，且企业在办理即征即退业务时需要向财政局、国税局等多个部门递交申请，退税周期较长，影响了企业的资金周转。

6.税收管辖权缺失，主管税务机关管理职能难以实现。目前，我旗成立的风电企业大多属于国家大型电力企业，这些企业的工商注册地点大多在外地，而在生产经营地进行税务登记，其财务核算方式大多采取总部统一核算（即报账制核算），既不在当地核算，也不在当地开户。在这种经营模式下，企业可能采取在不同地区和企业间转移税收收入。同时由于其异地核算，造成税务机关难以对其账务核算情况进行监管，日常管理职能难以实现。如在税款征收方面，容易造成税款不能及时开票入库，影响征收及时性和财政收入稳定性。

三、进一步促进风电产业发展的措施

根据国家发改委规划，到2020年，我国风电总装机容量将达到2000—3000万千瓦。根据目前开发态势，这一数字肯定会被突破，预计届时将达到6000万千瓦以上。××旗作为欠发达地区，充分利用丰富的风能资源，大力发展风电产业可以有效地促进我旗的经济发展，改善农牧民的生活现状。

1.政府应进一步完善风电相关政策，并确保政策的完整性与连续性。风力发电对改善地方环境，优化资源配臵，优化电力结构却有着不可估量的作用。在有风源的地区，风力发电是未来能源的发展方向，建议政府有关主管部门进一步完善对企业入驻、融资、环境治理、人才引进、就业等方面出台相应综合配套政策。一是对风电设备制造商补贴。二是对风电投资者和生产者进行直接补贴。三是对使用风电的电价给予补贴。

2.加快电网建设，保障风电接入和输出通道畅通。

风电企业远离变电站和中心城镇，且输变电线路建设和维护费用高昂，需要地方政府和电网公司密切协调配合，对现有电网进行整体规划、升级改造和扩建，提高电网的等级，增建新的输电线路，保证风电企业大规模输出电力，满足风电发展的需要。

电网滞后是风电发展的最大瓶颈制约，当前风电场接入电网系统配套设施相对滞后与风电装机快速增长的矛盾日益凸显。按照自治区“建设大基地、融入大电网”的风电发展思路，各级政府制定和完善激励政策，加快电网建设，为风电进一步发展创造巨大空间。因此，要加快电网基础建设，制定强制性电网配套接纳比例，保障输出。尤其是对于当前限电企业不能全负荷生产，建议政府和电力部门联系，放宽电力上网限额，尽可能的使企业满负荷生产。同时加大招商力度，扩大经济规模，增加用电负荷。

3.创新管理模式，优化征管条件，促进风电产业健康发展。风电对于地方经济的来动作用不是短期能够显现的，因此建议政府在引进风电企业时，着眼于地方经济的长期发展，将重点放在为风电企业服好务上，吸引更多的风电企业来我旗投资建场。

一是建议有关部门进一步完善风电企业增值税和企业所得税的优惠政策，使风电企业在享受国家优惠政策时减少审批流程，及时返还应退税额。

二是督促企业就地经营，就地办证，就地核算，就地纳税。政府部门在招商引资过程中应该调整经济发展思路，优化经济发展结构，要多引进具有法人资格的企业。在企业创办时做到在当地进行法人注册、当地登记、当地保险、贷款、核算，便于加强税收征管。

三是强化税收征管，积极探索风电企业管理新思路。面对风电企业征管难的问题，只有加强税收征管，创新管理模式，才能应对税收新情况的挑战。要以提高纳税人依法纳税意识为基础，以严格管理为手段，建立多部门协调互动的综合治税网络，不断强化和完善征管措施，堵塞征管漏洞。

第四篇：浅谈风电项目前期工作

浅谈风电项目前期工作

风力发电是一种主要的风能利用形式，风力发电相对于太阳能，生物质、潮汐能等可再生能源技术更为成熟、成本更低、对环境破坏更小。中国自****年建成首个风电场起，截止到2008年底，风电装机容量已达1221万kW，其中2008年新增风电装机容量630万kW，2009年新增风电装机容量1380万kW。20多年以来，中国风力发电技术不断取得突破，规模经济性日益明显。资料显示，中国风能资源丰富，开发潜力巨大，经初步估算，中国可用于风力发电的风场总装机客量超lO亿kW。约相当干50座三峡电站的装机容量。按 2006年国家发改委修订的中国风电发展规划目标，2020年将达到3000万kW。

风电项目前期工作主要从投资机会研究至项目核准前所有工作。具体包含投资机会研究、风电场选址、与地方政府签订开发协议、风能资源测量及评估、预可行性研究及评审、路条申请、可行性研究及评审、项目申请报告及所需支持性文件取得和项目核准等工作内容。

根据《中华人民共和国政府核准的投资项目目录》规定，总装机容量在5万kW及以上的风电项目由国务院投资主管部门核准，其余风电项目由地方政府投资主管部门核准。为了绕开国家发改部而直接由省级发改部门核准风电项目，尽快争取风电项目核准和降低前期工作经费开支，一般来说，装机容量大于5万kW的风电项目可以分期进行，使每期装机容量小于5万kW，如此一来项目核准就不需要上升至国家发改委层面，直接在省级发改部门办理即可。其实，作为业主来讲分期开发也是防范和化解项目风险的好办法。首先通过投入一期资金尝试，待一期投产发电后再进行项目评估，如果各项评估指标均较好和开发预期较好的话，再陆续开发后期风电资源。这样既可防范和化解项目风险，又能科学安排人力、资金，在开发过程中积累经验，争取做到一期比一期效果好。

经过学习总结并借鉴其他项目成功的经验和失败的教训，我认为装机容量小于5万kW的风力发电项目开发流程应遵循以下流程，这些环节不可随意压缩和删减，更不宜颠倒次序。

装机容量小于5万kW的风电项目开发流程：投资机会研究→风电场选址→与地方政府签订开发协议→风能资源测量及评估→预可行性研究及评审→路条申请 →可行性研究及评审→项目申请报告及所需支持性文件→上报核准。下面就这些流程所有环节作详细说明：

一、投资机会研究

作为国电集团公司旗下的电源开发公司，我们可以从各种渠道获得风电开发项目信息，但是这些项目良莠不齐，有的是风能资源优越且开发条件好;有的是风能资源一般的开发条件好;有的是风能资源优越但开发条件非常差;有的是风能资源和开发条件都很差。对于这些有好有差甚至某些项目是有陷阱的，作为业主在决定接手项目开发时，一定要对风能资源和开发条件进行现场踏勘，根据气象站资料大致推求项目所在区域年平均风速再根据厂址处地形地貌特征、植物风吹变形(年平均风速与树的变形最相关)、当地居民调查情况等现场实际情况对所推算的年平均风速、主导风向、风功率密度等进行验证。至于开发条件可以通过收集当地电网、地形地貌、区域地质等资料进行大致评估。在此研究阶段，不宜直接把投资机会研究委托咨询设计单位做，要充分利用业主自身的工程技术人员和其他风电项目开发经验，如业主确实没有经验丰富、专业全面的资深风电人才，可以聘请国内咨询设计单位主设和设总、其他风电开发项目的技术负责人和项目经理、承包商项目技术负责人等资深风电专家进行评估。目前在全国风电开发资源不多特别是优质资源紧俏之际，各开发主体往往争先恐后地跑马圈地，甚至饥不择食的抢夺风电资源背景下，一些地方政府为了招商引资往往会刻意夸大风电资源的优越性。在这种背景下，业主开展投资机会研究，认真评估风能资源和开发条件，测算项目财务指标、识别项目风险、把项目陷阱甄别出来就显的尤为重要。

二、与地方政府签订开发协议

一旦企业内部通过投资机会研究后，认为该风电项目具有较好开发条件和投资回报就要及时与地方政府签订开发协议。在投资协议书中

1、要尽量争取当地政府在用地、税收、规费减免等方面的优惠。

2、要在协议书中明确风电场进场道路(如果能够增加风电场检修道路最好)土地由当地政府无偿提供，投资方负责修建，进场道路双方共同使用。

3、要明确项目投资主体以及当地政府毁约索赔补偿条款。

4、要特别明确当地政府在风电项目核准前期工作期间配合业主的专用条款，比如协助办理“路条”、环保、规划、用地、接入电网等支持性文件的取得。

三、风能资源测量及评估

委托测风公司根据国家标准GB/T18709-2002《风电场风能资源测量方法》进行不少于一年时间对拟建风电场风能资源测量。测风塔数量应满足风电场风能资源评价的要求，并依据风场地形复杂程度而定。对地形比较平坦的风电场，一般在场址中央选择有代表性的点安装1个70m高测风塔。对地形复杂的风电场，测风塔的数量应适当增加。经过测风，主要收集年平均风速、主导风向、风功率密度、风功率密度等级等参数。风功率密度蕴含风速、风速频率分布和空气密度的影响，是风电场风能资源的综合指标。风功率密度等级达到或超过3级风况的风电场才有开发价值。测风满足一年后，测风公司要根据 GB/T18710-2002《风电场风能资源评估方法》，依据测风参数对风电场的风能资源做出综合性评估，并编写风能资源评估报告。

四、预可行性研究

业主应根据委托合同和《风电场预可行性研究报告编制办法》发改能源[2003]1403号文件对咨询设计单位设计工作进行管理，主要督促其在收集资料(比如电网资料、交通运输资料、厂址周边调查、地形地貌测量、地质勘探、气候调查及其他资料)过程中检查是否认真详实;是否与实际相符;是否满足预可行性研究报告编制需求。要主动检查报告编制内容是否按合同和《风电场预可行性研究报告编制办法》发改能源[2003]1403号文件编写。风电场预可行性研究的基本任务如下：

1、初步拟定项目任务和规模并初步论证项目开发必要性;

2、综合比较，初步选定风电场厂址;

3、风能资源测量与评估;

4、风电场工程地质勘查与评价;

5、风电机组选型论证并提出风电机组初步布置方案;

6、初拟土建工程方案和工程量;

7、初拟风电场接入系统方案，并初步进行风电场电气设计;

8、初拟施工总布置和总进度方案;

9、进行初步环境影响评价;

10、编制投资估算;

11、项目初步经济评估。

业主还应根据委托合同和《风电场预可行性研究报告编制办法》发改能源[2003]1403号文件对咨询设计单位设计工作进行设计深度检查，对于可能的设计方案、设备选型是否进行技术经济比选，防治咨询设计敷衍了事，降低设计质量，有些设计单位为了降低设计成本，减少甚至取消一些基本的现场勘察任务，比如地形地貌地物测绘、厂址地质勘探等。

风电场预可行性研究报告编制完成后，业主应积极组织评审。设计评审一般应分为设计内评审和设计外评审。设计内评审由业主组织并主导，邀请资深风电专家结合业主工程技术人员就预可行性研究报告的编制深度、完整性进行检查，特别要检查是否有可能的方案未参与技术经济必选。就造价指标(如单位电度造价、单位装机造价等)、财务指标(资产投资回报率、投资回收年限等)，项目风险评价进行内部评审。如内部评审通过后，再邀请发改、规划、电网、国土、环保等地方政府行政主管部门对预可行性研究报告进行合规性检查并提出意见和建议。

为防范和化解项目风险，预可行性阶段应取得以下协议或承诺文件：

1、县级政府同意项目选址建厂的文件;

2、地级政府同意项目选址建厂的文件;

3、县级规划行政主管部门同意选址建厂的文件;

4、县级国土资源部门同意项目用地的文件;

5、县级林业部门(如有占用林地)同意项目使用林地的文件;

6、县级发改部门同意开展前期工作的文件;

7、县级环保部门同意选址建厂的文件;

8、县级电网对本风电项目接入电网的意见;

9、其他与本项目有关部门(自然保护区管理局、机场、军事设施等)同意选址建厂的文件。

五、请求省级投资主管部门出具“同意开展前期工作的文件”

风电场预可行性研究报告经过评审并获得评审意见后，业主应立即督促当地发改部门向省级发改部门要求出具“同意项目开展前期工作”的文件。在申请路条过程中，不宜以业主名义直接向省级发改委提出申请，而要按照项目开发协议调动地方政府招商引资的积极性由地方政府申请，业主在幕后积极沟通协调。路条是业主开展风电场可行性研究的基本条件和前提，路条也是取得各级政府和电网支持的重要文件，也是办理电网接入、环评、用地、规划、水保等前期工作和获取项目核准所需的支持性文件的重要保证。对于业主来说，项目获得“路条”才能证明省级政府实质上把其列入相应的经济发展规划、能源规划、电网等规划中去，这对业主防范和化解项目风险大有好处。

一般来说，申请“路条”需要以下文件：

1、地级发改部门向省级投资主管部门递交的《请求省级投资主管部门出具同意开展前期工作的文件的请示》;

2、可行性研究报告;

3、可行性研究报告评审意见;

4、预可行性阶段应取得的协议或承诺文件。

六、风电场可行性研究报告

可行性研究报告应根据批准《预可行性研究报告评审意见》的要求编制，依照《风力发电场项目可行性研究报告编制规程》— DL/T5067—1996进行设计管理。对风电场项目的建设条件进行调查和地质勘察工作，在取得可靠资料的基础上，进行方案比较，从技术、经济、社会、环境等方面进行全面分析论证，提出可行性评价。可行性研究报告的主要内容和深度应符合下列要求：

1、论证工程建设的必要性，确定工程的任务和规模;

2、查明风力资源参数、气象数据、灾害情况、风电场场址工程地质条件，提出相应的评价和结论;

3、选定风电场场址;

4、确定风电场的装机容量、接入电力系统的方式、电气主接线，选定风力发电机组机型、主要电气设备;

5、确定工程总体布置及中央控制建筑物的结构型式、布置和主要尺寸;

6、拟定风力发电场定员编制;

7、选定对外交通方案、风力发电机组的安装方法、施工总进度;

8、确定工程占地的范围及实物指标;

9、评价工程建设对环境的影响;

10、编制工程概算;

11、财务评价。风电场可研报告设计管理和评审工作基本与预可研报告的设计管理和评审工作相同，只不过是深度更细、内容更翔实、调查更全面和细化、论证更充分和有力。在此不再赘述。

为防范和化解项目风险，可行性阶段应取得以下协议或承诺文件：

1、地级规划行政主管部门同意选址建厂的文件;

2、地级国土资源部门同意项目用地的文件;

3、地级林业部门(如有占用林地)同意项目使用林地的文件;

4、地级环保部门同意选址建厂的文件;

5、地级电网对本风电项目接入电网的意见;

6、融资方的贷款意向书。

七、项目申请报告风电材料设备

是企业投资建设应报政府核准的项目时，为获得项目核准机关对拟建项目的行政许可，按核准要求报送的项目论证报告。编写项目申请报告时，应根据政府公共管理的要求，对拟建项目从规划布局、资源利用、征地移民、生态环境、经济和社会影响等方面进行综合论证，为有关部门对企业投资项目进行核准提供依据。至于项目的市场前景、经济效益、资金来源、产品技术方案等内容，不必在项目申请报告中进行详细分析和论证。项目申请报告应重点阐述项目的外部性、公共性等事项，包括维护经济安全、合理开发利用资源、保护生态环境、优化重大布局、保障公众利益、防止出现垄断等内容。编写项目申请报告时，应根据政府公共管理的要求，对拟建项目从规划布局、资源利用、征地移民、生态环境、经济和社会影响等方面进行综合论证，为有关部门对企业投资项目进行核准提供依据。至于项目的市场前景、经济效益、资金来源、产品技术方案等内容，不必在项目申请报告中进行详细分析和论证。

企业投资项目申请核准，应向项目核准机关提交项目申请报告。项目申请报告应包括以下主要内容：

1、项目背景及申请单位情况;

2、拟建项目情况;

3、建设用地与相关规划;

4、资源利用与能源耗用分析;

5、环境影响分析;

6、重大工程项目或者存在重大危险、危害因素的工程项目，按照国家有关规定进行的安全性预评价：

7、经济和社会效果评价。

项目申请报告应由具备资质的咨询机构编制。由省人民政府项目核准机关核准的项目，其项目申请报告应由具备乙级及以上工程咨询资格的机构编制;由地级以上市、县(市、区)人民政府项目核准机关核准的项目，其项目申请报告应由具备相应工程咨询资格的机构编制。项目申请报告要严格按照国家和地方政府关于企业投资项目核准管理办法编制。

业主在策划整个项目前期工作时，可以将可研报告和项目申请报告打包，统一由一家咨询设计单位完成。不但业主自身能够争取优惠的服务价格，也能减少协调管理工作，更重要是可以加快前期工作进度，争取项目及早核准。

风电项目核准所需支持性文件：

1、城市规划行政主管部门出具的规划选址意见;

2、省国土资源行政主管部门出具的用地预审意见;

3、省环境保护行政主管部门出具的环境影响评价报告书审查意见;

4、省水行政主管部门出具的水土保持方案审查意见;

5、省电网公司出具的接入系统方案审查意见;

6、省国土资源行政主管部门出具的地质灾害危险性评价报告审查意见;

7、省地震行政主管部门出具的地震安全性评价报告的审查意见;

8、根据有关法律法规应提交的其它文件。

第五篇：瑞典风电产业调研报告

瑞典风电产业调研报告

2009-1-4 10:44:00点击次数：2439类型：转载编辑：hn

一、瑞典风力发电基本情况

瑞典清洁能源技术应用比较成熟，使用量在整个能源结构中的比例较大。近十年来，瑞典清洁能源占其能源市场的份额从1994年的22%提高到了目前的28%。根据瑞典政府的能源发展政策，风能和生物能源是瑞典可持续发展能源的首选。

瑞典电力生产基本实现无油、无煤，电力来源中水电和核电各占约45%。其余电力来自太阳能、垃圾焚烧发电、风力发电及生物能源。2007年，瑞典总发电量为1463亿度，其中水利发电量达655亿度，占其总发电量的44.8%，核发电量达643亿度，占44.95%，火力发电达138亿度，占9.43%，风力发电达14亿度，占0.957%，其他还有生物发电等。

目前，瑞典约有90家企业从事风电生产，共有约900台风力发电机在运行。尽管瑞典风力发电量只占其总发电量的约1%，但增长迅速。2007年的瑞典风力发电量比上年增长了45%。瑞典议会确定的目标是到2016年瑞典风能发电量将达100亿千瓦时。

按照瑞典能源署2007年底发布的报告称，瑞典计划到2020年将投资350亿克朗，将其风电年产量提高到300亿度，其中200亿度来自陆地风电站，其余100亿度来自离岸风电站。陆地风电站中的100亿度将在2010年前完成，剩下的100亿度在2012年前完成。据此300亿度推算，瑞典将需要新增风力发电机2000至5000台左右，风力发电的从业人员将从目前的2000人提高到1.1万人。为实现这一目标，瑞典政府采取的促进措施有：明确将风能划为清洁能源类，使其在获得许可证方面更加便捷；政府采取一站式办公对风电站项目加速审批；提高使用包括风电在内的可再生能源的强制性配额要求。

二、我国风电产业正在走向欧洲和瑞典

根据中国风能协会统计，截至2007年底，我国已在22个省（市、区）建设了158个风电场，风电装机容量达到590.6万千瓦，居全球第五位，其中2007年新增装机容量为330.4万千瓦，居全球第三位。我国风电总装机规模今年就将突破1000万千瓦，到2010年年底，全国风电累计装机容量预计达到2000万千瓦，到2020年年底，全国的风电可能达到8000万千瓦，甚至可能达到1亿千瓦。江苏、河北、内蒙古、新疆、甘肃等多个城市将成为100万千瓦级的风电基地。

在如此巨大的国内市场的驱动下，我国风电产业正在飞速发展。与此同时，随着世界各国对风电技术和设备需求的增长以及应对全球气候变化的要求，我国风电企业也开始走出国门与包括瑞典在内的各国企业开展贸易与合作，从以下事例中便可见一斑。

2007年10月，我国金华市电机实业有限公司与全球第二大风力发电设备供应商——荷兰EWT风能科技公司签订了生产180台、价值2.2亿元的直驱式风力发电机协议，2008年又签订了25台、价值3550万元的出口欧美合同，并将在2010年前陆续出口。2008年11月该公司生产的14台、价值1900多万元的直驱式风力发电机又顺利出口到荷兰和美国，这是我国首批出口的直驱式风力发电机。

2008年10月，中国三峡总公司所属的长江新能源公司与北欧环境金融公司签订了减排量购买合同。合同规定，中国三峡总公司开发的江苏响水201兆瓦风电场CDM项目建成投产后，将向北欧环境金融公司出售温室气体减排额度，每年可为以煤电为主的华东电网提供43551万度的清洁电力并减少约40万吨温室气体排放。该减排量购买合同期限为项目投产发电开始至2012年12月31日，预计该期间将可以为新能源公司带来约1500万欧元的收益。

2008年6月，中国风电与瑞典碳资产管理公司达成清洁发展机制(「CDM」)合作协议，中国风电将出售旗下5间风电厂的全部碳减排量(「CERs」)予瑞典碳资产管理。该5间风电厂包括内蒙古扎鲁特旗阿日昆都楞风电场、辽宁省彰武马鬃山风电场、吉林省镇赉黑鱼泡风电场、内蒙古四子王旗夏日风电场及内蒙古武川义合美风电场，每间风电厂的封装机容量约为4.95万千瓦，每年可生产10万吨CERs，即合共50万吨CERs。

三、几点建议

1．抓住机遇，扩大我风电设备的出口。有业内人士认为，全球对风力发电机的需求巨大且供不应求，但目前风力发电机价格仍然十分昂贵，包括瑞典在内的欧洲风电企业和客商都在世界范围内寻求质优价廉的风电设备，这将给我国风力发电设备制造厂商出口瑞典和欧洲市场带来很多商机。

2．加强风电国际合作，分得应有的一杯羹。风力发电设备制造业的国际间合作日趋密切，加速了新技术的商品化和进一步开拓了市场空间。例如，瑞典和荷兰、丹麦、挪威四国正在合作发展适合民用住宅的太阳能-风能发电组合设备，还有瑞典瀑布能源公司与西门子公司的合作等。另一方面，许多大型跨国公司已经开始通过兼并、合作等手段力求垄断世界风力发电设备市场。我国风电企业也应加强国际合作，绝不能游离其外袖手旁观而失去应有的国际份额。

3．我风电设备生产企业和有关行业协会应加强对我风电设备和技术的对外宣传力度。瑞典公司和商人对作为世界制造工厂的中国风电设备也很感兴趣，驻瑞典经商室2008年多次答复了瑞典客商的各种有关咨询。在答复咨询中发现，我国部分风电设备制造的网页特别是英文网页还急需完善和细化。

4．国际竞争激烈，我企业应加倍重视我出口产品的质量和售后服务。在瑞典和北欧风电市场参与竞争的外国企业也不少，主要有Vestas, Enercon, Bonus, GE Wind，Nordex, WinWind，Gamesa 和RePower。尽管如此，我国部分风电企业的产品也已销到瑞典等北欧国家，如上海模斯电子设备有限公司的风电设备。在我领区内也有瑞典企业进口和销售我国生产的风力发电机。但与此同时，我经商室也接到该瑞典企业对我风电产品质量和售后服务的投诉。因此，我企业应该特别重视产品质量及售后服务，维护好自己的良好信誉。

随着我国风电设备生产企业竞争力的提升和日趋国际化，我们相信我国风电产业的出口和国际合作机会将与日俱增。