山东风电发展现状如何

黑猫！现在优惠力度很大，这车空间很大，坐四个人没问题。还是长城背书，感觉长城这个车企做事还是很踏实感觉。如果你认定了新能源车，那就只有长安奔奔E-Star国民版了，没有之一。它是五座车高配3.98万加1000元可以选装快充，续航同样是301公里又是大厂出品值得信赖。长安奔奔那款车没有看到过，关注过，网上也很多视频，应该是不到5万，车身尺寸小，车速不会太高，如果通勤应该还可以，快充需要加配貌似1000块。

比亚迪F0的纯电动版，预计售价会有5万以下的版本可以选择，电池会是比亚迪自主研发的镍钴锰酸锂，重点是电芯还是有可能终身质保的。五菱宏光MINI EV全系配备四座，且后排座椅还可以放倒（可选按比例放倒），用来拓展后备箱容积。整体来看，宏光MINI EV的实用性还不低，满足日常家用所需是没有问题。奇瑞EQface这款车跟北汽EC180的价格差不多，实际售价在5万不到。优点是带快充功能，所以可以上高速，去稍微远一点的地方也不错，内饰在这个价位里面也算不错。可谓城市代步利器。

长城欧拉R1是近期刚刚上市不久的全新微型纯电动汽车，外观采用了日本流行的K-car设计风格，看起来非常讨喜，甚至比小蚂蚁还要耐看一些。预算五万左右，说实话，考虑polo或者高尔夫新车是没希望的 但不妨碍你找辆二手车！不推荐电动汽车的原因就是非主流，不方便，无残值。你应该把选择放在二线品牌，标致雪铁龙，可以买到三年左右的308，408，C4l，三厢车，空间也大得多。

新能源是指在新技术基础上，系统地开发利用的可再生能源。包括太阳能、风能、生物质能、地热能、核聚变能、水能和海洋能等。中国风电资源主要是在东北、西北和内蒙古等地区，煤电资源主要在黑龙江、山西、内蒙古和甘肃西北等地。水电资源主要集中在西南地区，川渝云贵以及两湖两广地区。但是电力消费的中心却是在沿海地区，所以说我国能源的产生地区和电力消费中心是不匹配的，这对电网搭设和能源的利用都具有一定的考验。

一、中国经济整体概况

1.中国经济现状

目前世界经济危机并没有改变中国高速经济增长的趋势。中国未来经济依然表现为高储蓄、高投资、高资本与高速度，如表1所示。对于中国经济的分析，主要从出口、房地产、内需三个部分剖析，这三个部分被称为中国的三驾马车，同时日益和国外接轨是中国经济的主流趋势。产业的发展是一个平滑增长的过程，它和消费能力、需求能力紧密相关。产业弥补式的增长特性使得在对待一个产业时需要有收放自如的控制力，不能过分的打压。但是中国经济增长轨迹的变化将被缓慢启动，调整的模式具有明显的需求先导型、产业内部深化等特点。此外，中国经济将步入一个较长时期的“次高速经济增长时期”，人们原来所想象的各种增长模式大转变并非想象得那么迅猛。

2.重点关注的新兴战略产业领域

1)新能源领域：重点关注的对象包括水电、核电、风力发电、太阳能发电、沼气发电、地热利用、煤的洁净利用、和新能源汽车等。此外，核电重大专项、大型油气田和煤层气开发、大型先进压水堆及高温气冷堆核电站也颇受关注。

2)新材料领域：重点关注的对象包括微电子和光电子材料和器件、新型功能材料、高性能结构材料、纳米材料和器件。

3)信息通信领域：重点关注的对象包括传感网、物联网，集成电路、平板显示、软件和信息服务，核心电子器件、高端通用芯片及基础软件产品，新一代宽带无线移动通信网，极大规模集成电路制造装备和成套工艺等专项。

4)生命科学领域：关注的对象包括转基因育种、干细胞研究，生物医药、生物育种，转基因生物新品种培育、重大新药创新、重大传染病防治。

二、新能源分类与特征

全国科学技术名词审定委员会审定公布新能源定义为：在新技术基础上，系统地开发利用的可再生能源。如核能、太阳能、风能、生物质能、地热能、海洋能、氢能等。具体来说，包括了太阳能、风能、生物质能、地热能、核聚变能、水能和海洋能以及由可再生能源衍生出来的生物燃料和氢所产生的能量。所以概括的说新能源的两个重要的特点就是新技术和可再生。

世界新能源的分类可以分为三类：传统生物质能，大中型水电和新可再生能源。其中新可再生能源具体包括小水电、太阳能、风能、现代生物质能、地热能、海洋能(潮汐能)。据ICTresearch研究分析表明，未来的新能源有：波能、可燃冰、煤层气、微生物、第四代核能源等能源。

三、新能源行业发展现状

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。IEA的研究认为，在未来30年内非水利的可再生能源发电将比其他任何燃料的发电都要增长得快，年增长速度近6%，在2000～2030年间其总发电量将增加5倍，到2030年，它将提供世界总电力的4.4%。ICTresearch认为，IEA的研究过于保守，到2030年，可再生能源发电至少应占世界总电力的10%以上，要翻10～15倍。

1.中国新能源市场特征

中国风电资源主要是在东北、西北和内蒙古等地区，煤电资源主要在黑龙江、山西、内蒙古和甘肃西北等地。水电资源主要集中在西南地区，川渝云贵以及两湖两广地区。但是电力消费的中心却是在沿海地区，所以说我国能源的产生地区和电力消费中心是不匹配的，这对电网搭设和能源的利用都具有一定的考验。

2.中国新能源市场现状

1)光伏：市场短期的阴霾不掩长期灿烂，光伏辅料的国产化机会备受关注。光伏行业正在经历因产能扩张增速远大于需求增速而导致的供给过剩，全产业链面临价格下跌、利润水平下降的压力。ICTresearch认为短期内，从组件、电池片、硅片到多晶硅均面临利润被压缩的压力但长期看终端价格的下降有利于更早实现光伏平价上网，ICTresearch维持行业长期高景气的判断。

2)风电：行业整合加剧，行业龙头优势将愈加凸显，关注风机材料国产化的蓝海市场。短期供给过剩导致的全行业价格下行压力仍将持续。政策面对于风电制造业门槛的抬高和行业规范化治理的重视，将有利于风电行业走出无序竞争，提升行业集中度，未来行业将呈现强者恒强态势。

3)核电：安全风险巨大，等待政策明朗。由于日本核电事故造成的深远影响，各国相继出台政策计划逐步退役核电站国内政策并未改变目前的核电建设规划，但建设进度可能放缓，未来审批标准将愈见严格。

4)新型电池：新能源汽车和储能市场的量产启动可期，关注电池材料商的业绩释放。政策方面目前以示范运营先行，ICTresearch认为地方政府的扶持力度已经为新能源汽车运营提供了良好的政策环境充电/换电模式并行，为新能源汽车运营提供了必要的硬件设施。

四、细分产品详细分析

1.世界光伏市场发展历程

在能源紧缺、节能减排的格局下，太阳能的安全、无污染和资源无限等优良属性注定了太阳能必将成为人类的终极能源。光伏行业在政策扶持、成本下降、能源优势三大因素的引导下将长期高速发展。如图1所示。

2.中国与世界光伏市场规模现状

如图2、图3所示，中国2015年光伏装机量要达到10GW，这是因为中国政府对日本地震十分重视，重新检讨了能源结构，把新能源(PV)看做了重点。除了ICTresearch传统意义上要求光伏组件价格下降以便在有限的财政补贴内最大限度的推动光伏发展外，另外一个因素是电网建设。这主要是要解决长距离输送的问题，就是电网的建设(电网的覆盖范围要包含新疆、内蒙等)和输电成本的下降(主要包含超高压输电和直流输电等技术的突破)。随着今后国家输电网络的完善，给西北地区大规模光伏电站建设打下基础。但是，2011年多晶硅、硅片附加值、电池片附加值、组件附加值等各光伏产业链走势低位盘整。

3.光伏市场主要驱动因素及博弈方式

2011年8月1日，发改委网站正式发布非招标光伏项目实施统一上网电价。发改委将根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整。如图4所示。

2011年8月12日，中国资源综合利用协会可再生能源专委会在京发布《中国光伏发电平价上网路线图》。《路线图》分析，按照以下假设：2009年光伏上网电价为1.5元/kWh，以后每年下降8%火电上网电价以后每年上涨6%。则到2014年，中国工商业用电价格首先超过光伏发电上网电价，率先实现“平价上网”。

4.光伏市场的细分产品现状

光伏逆变器是光伏系统核心功率调节组件，占整个并网光伏系统成本的10%～15%，具有较高的技术含量。目前全球逆变器市场主要被SMA所控制，市场份额高达40%以上KACO，FRONIUS，SIEMENS等第二梯队厂商占据了全球约30%的份额。目前，国内光伏逆变器生产企业处在成长阶段，发展潜力很大，但行业集中度高，进入难度大。

5.风电市场现状及分析

中国风电装机容量在经历了从2006至2009年连续4年翻倍成长后，2010年新增风电装机容量为1892万kW，再创历史新高，如图7所示。中国风能市场在未来几年行业增速将会下降，出现风机产能过剩严重的局面，风电采购电价补贴也将取消。ICTresearch预计从2012年开始，中国风电建设速度进入稳定增长期。

6.新型电池市场的细分产品现状

节能与新能源汽车示范推广工作开展两年多以来，示范推广已初具规模。截至目前，25个试点城市节能与新能源汽车总保有量超过1万辆，其中私人购买新能源汽车超过1千辆，建成充/换电站近100座，充电桩4500多个，示范运行总里程超过33000万公里。但节能与新能源汽车示范推广工作任务艰巨，还有较大的挑战，需要加强协作，共同推进。

2011年，国内锂离子电池的累计产量达到约22亿只，同比增长22%镍氢、镍镉等碱性二次电池的累计产量为约5.8亿只，同比增长20%，铅酸蓄电池累计产量为12000万千伏安时，同比增长9%。从单月的情况来看，锂离子电池产量增速从高位逐步回落镍氢、镍镉等碱性二次电池月产量增速触底反弹。铅酸电池的月产增速呈下降态势。

动力电池市场的放量仍需等待。对于市场最为关注的动力电池市场，ICTresearch认为前景不容质疑，但其放量启动的时点应该2013年左右。目前新能源汽车的发展正处在基础设施的完善、相关标准的确定和商业模式的确定等阶段，相关利益集团之间的博弈和定位的过程还都没结束。因此其真正启动拐点的到来仍需要一定的时间。对于空间同样广阔的储能市场，ICTresearch认为其发展时点应该在动力电池大规模应用之后，目前受制于高成本而难给行业带来实质影响。

五、行业整体策略建议

在面对这样一个潜力巨大的市场，新能源的产品厂商较多，种类较多，技术发展也比较快，所以竞争会比较激烈。因此，如何把握客户的需求，如何应对来自国际市场的金融压力，怎样去寻求更好的合作伙伴，怎样保持成本领先，技术领先，并具有环保优势等，这些问题都是我们应该深思熟虑的方面，解决这些问题，才能领跑新能源这个行业。

低碳金融①是金融部门把环境保护作为一项基本政策，在投融资决策过程中充分考虑潜在的环境影响，把与环境条件相关的潜在回报、风险和成本都融入日常业务中，通过对社会经济资源的引导，促进经济社会可持续发展。[1]其核心是将自然资源存量或人类经济活动造成的自然资源损耗和环境损失，通过评估测算的方法，用环境价值量或经济价值量进行计量，并运用于金融资源配置和金融活动评价等领域。作为一种新的社会价值尺度，低碳经济目前已成为国际社会主流的战略选择，是世界各国发展低碳经济、抢占碳交易市场战略制高点的关键。

“十二五”时期是我国经济发展的重要战略机遇期，我国面临的能源与环境压力进一步加大，以建设生态文明和发展低碳经济为契机，大力发展低碳金融，具有重要的战略意义：首先，碳交易市场具有全球应用价值和明确的收益前景，发展低碳金融有利于我国把握碳交易市场的巨大潜力，增强国际竞争力；其次，我国传统的粗放型发展模式难以为继，充分挖掘和有效利用低碳金融的资金融通和杠杆调节作用，是我国贯彻落实科学发展观、促进能源结构调整和经济发展方式转变的必然选择；第三，碳排放权的“金融属性”日益凸显[2],积极发展低碳金融有利于我国推进碳交易人民币计价的国际化进程，在新一轮国际货币定价体系中掌握更多的主动权和话语权；第四，在有效控制风险的前提下，低碳金融是推进金融产业经营模式创新和业务范围扩充的有效手段，有利于增强金融机构的社会责任感。

一、我国低碳金融发展现状及存在的主要问题。

围绕碳减排权，发达国家目前已经开始构建以碳交易市场为基础，包括碳基金、碳保险、碳证券、银行贷款以及一系列金融衍生品为支撑的低碳金融体系。与发达国家的实践相比，我国低碳金融的发展目前还处于起步阶段，虽取得了一定的成就，但也存在明显不足。

（一）相关政策法规陆续出台，但对实践的支撑作用有限。

在发展低碳经济方面，我国参照和遵循的国际公约主要有1998年签署的《联合国气候变化框架公约》和2002年的《京都议定书》。在此基础上，我国于2007年6月正式发布了《中国应对气候变化国家方案》，作为我国低碳经济发展和节能减排的指导性文件。在低碳金融方面，我国参照和遵循的主要是“赤道原则”①和联合国环境署发布的《金融机构关于环境和可持续发展的声明》②。在具体的业务指导方面，中国环保总局与世界银行国际金融公司（IFC）于2008年合作制定了《绿色信贷环保指南》，以规范国内低碳金融的管理机制。

总体来看，我国目前低碳金融的操作与管理主要参照相关的国际准则和公约，国内虽然出台了一些政策和法规，但多为指导性的意见和纲要，缺乏规范性和可操作性文件，难以起到有效指导实践的作用。此外，低碳金融的支持性政策缺失，突出表现在财政补贴、税收减免和金融优惠三方面的政策尚未出台，导致金融机构的发展信心不足，缺乏业务拓展的动力。

（二）金融机构创新意识突出，但业务绩效相对低下。

在目前的政策和监管机制下，我国商业银行还不被允许直接投资或在国内外市场上进行碳排放权的买卖。因此商业银行的项目切入点主要有绿色信贷和财务顾问服务两种。

1.绿色信贷有力推进了低碳金融的业务创新。

2008年，兴业银行公开承诺采纳“赤道原则”，并于2009年1月成立可持续金融的专门业务经营机构———可持续金融中心，负责能效金融、碳金融、环境金融等领域的业务经营和产品营销。同时，兴业银行推出多种新型业务模式，覆盖了能源生产、运输和使用等多个环节，突破了原有企业贷款注重担保条件、期限较短等固有缺陷，减低贷款门槛，拓宽贷款期限。在具体的项目推进上， 2006年5月兴业银行与IFC合作签署了“能源效率融资项目”，以IFC认定的节能、环保型企业和项目为基础发放贷款，IFC同时为贷款项目提供相关的技术援助和业绩激励。此外，兴业银行推出以CDM机制项下的核证减排额收入（CERS）作为贷款还款来源之一的节能减排融资模式，实现了低碳金融业务的创新。[5]（PP405-406）2.财务顾问有效拓展了低碳金融的业务领域。

2009年7月，浦发银行以独家财务顾问方式，为陕西两个水电项目成功引进CDM开发和交易专业机构，预计每年至少为项目业主带来160万欧元的售碳收入。[6]2009年10月，浦发银行作为唯一的金融业代表，与天津中新生态城投资管理公司等联合发起成立了中国第一个自愿减排联合组织———生态城绿色产业协会（EGIA），旨在推广低碳金融解决方案。此外，为打造“低碳银行”形象，浦发银行制定了《信贷投向政策指引》和《关于开展能源效率融资项目的营销指导意见》，对授信企业和新建项目“有保有压、区别对待”，即对绿色产业提供重点授信支持，对环境污染、能耗超标企业明确不得与其建立授信关系，确保将优先的金融资源投入环保，致力于建设可持续发展的节约型社会。金融风险的能力。

（三）碳交易平台逐步建立，但国际竞争力有待提高。

1.碳交易市场建设相对滞后。从国内环境权益交易市场来看，目前已有北京环境交易所、上海环境能源交易所和天津排放权交易所三家机构，其中北京环境交易所是政府批准设立的特许经营实体，上海环境能源交易所是综合性国际化环境能源权益交易市场平台，天津排放权交易所是综合性排放权交易机构。除上述三家主要机构外， 2009年山西吕梁节能减排项目交易中心、武汉、杭州和昆明等几家交易所也相继成立。此外，大连、贵州、河北和山西等交易所目前也都在紧密筹备中。虽然各地碳交易平台成长迅速，但只是一级交易平台，碳交易市场的容量有限，远落后于美国、欧盟等国家和地区。此外，各交易所之间缺乏沟通，业务内容和经营准则差异较大，离统一的碳交易平台还有相当差距， CDM机制支持低碳经济的作用有限。

2.注册项目成交偶然性大。我国目前已成为世界上CDM最大的供应国。据CDM执行理事会网站预计，未来中国每年将获得1. 9亿吨碳排放权签发量，占CDM项目年签发总量（3. 2亿吨）的59%。[7]

截至2009年9月，国家发改委批准的CDM项目共有2232个。尽管在供应量上占绝对优势，但由于缺乏统一的碳交易平台，我国现有的几个地区性交易所还处于试点阶段，交易清淡，已发生的交易项目偶然性很大，且已成交的CDM项目价格远低于国际通行价格。有资料显示，目前国际市场上碳排放交易的价格一般在每吨17欧元左右，而我国国内的交易价格只在8-10欧元左右，不及欧洲二级市场价格的一半。[8]可见，我国低碳金融业目前处于全球碳交易产业链的低端，缺乏定价权和国际话语权，市场潜力未充分挖掘。

二、我国低碳金融发展的约束因素分析。

低碳金融的发展反映出我国本土市场对未来碳交易市场的敏感性，但受多方面因素的制约，我国低碳金融的发展面临明显的两难境地：一方面，低碳金融要符合向低碳经济转型的国家政策需要；另一方面，金融机构要确保自身业务的可持续增长。要协调好上述两方面的问题，就必须深入分析制约低碳金融发展的相关因素。

（一）意识约束是制约低碳金融业务发展的根本原因。

长期以来，金融机构被认为与环境问题无关，但随着我国资源环境压力不断加大，企业的社会责任被逐步提上议程，越来越多的金融机构被要求参与到环境问题的解决中来。在此情况下，如何在原有经营模式与新的发展策略之间寻求一条可行出路，就成为金融机构需要深入研究的重要课题。然而，由于低碳金融短期内投资成本大于经济收益，金融机构对开展低碳金融业务的态度普遍比较谨慎，目前已成交项目的价格偏低也在一定程度上导致金融机构对低碳金融业务的收益状况存在质疑。同时，我国目前有关低碳金融业务发展的政策法规和实施框架至今尚未落实，金融机构的生存环境和盈利空间存在显著差异，一些达不到低碳发展标准的业务行为给其他金融机构造成了不良影响。此外，低碳金融兴起和发展的时间较短，我国金融机构对其利润空间、运作模式、风险管理、操作方法以及项目开发、程序审批等均不熟悉。在未对低碳金融业务充分把握的情况下，金融机构不敢贸然介入其中。

（二）成本约束是导致低碳金融预期收益不良的重要条件。

1.低碳金融发展的机会成本分析。低碳金融的发展强调生态效益、经济效益和社会效益三者并重。

要实现金融领域的低碳发展和生态创新，初期需要巨大的资金投入和强力的政府支持。按照国际通行做法，为消除市场风险，政府资金通常先行注入，商业资金后续跟进。但我国目前低碳金融领域的政府作用有限，在4万亿刺激经济的投资中，属于低碳经济生态环保的投资比例只有5%,低碳金融的发展动力主要源自企业自身的社会责任。巨大的市场风险和有限的投资回报并存，导致低碳金融业务的机会成本较高，国内金融机构普遍持观望态度。

2.低碳金融发展的交易成本分析。由于缺乏碳交易定价权和统一的碳交易平台，我国的CDM项目发起人在同国外CERS需求方接洽时只能进行分散的“谈判”，交易成本巨大，容易造成CERS的压价现象，使我国投资者处于不利地位。此外，基于项目的交易涉及跨国项目的报批和技术认证等问题，监管部门要求指定的国际运营机构来负责项目的注册和实际排放量的核证，所涉及到的费用高昂。在政策缺失的情况下，CDM机制和节能减排所蕴涵的巨大商业价值短期内无法有效转化为现实利润，金融机构发展低碳金融业务的经济目标与生态目标存在矛盾。

尽管金融机构的业务创新意识不断提高，业务模式也得到积极拓展，但就项目实施的效益而言则不尽如人意：首先，从业务创新的主体来看，低碳金融业务目前主要集中在少数商业银行，大多数金融机构的积极性不高，普遍持观望态度；其次，低碳金融业务面较窄，大多数银行设想有余、执行不足，呈“蜻蜓点水”状③。第三，碳信用机制尚未建立，我国从事低碳金融业务的机构普遍缺乏抵御和防范国际（三）禀赋约束是阻碍低碳金融模式创新的直接根源。

1.交易环境不健全。由于低碳金融业务的项目链条较长，在融资担保和合同订立等方面需要特定中介机构的介入与协助。我国目前低碳金融领域的中介机构发展不成熟，中介机构的专业人才储备也不到位，导致开展低碳金融业务的内部动力严重不足。此外，目前国际碳交易主要集中在发达国家和地区，存在严重的市场分割，我国缺乏统一的碳交易平台，从事碳金融交易的市场形式多种多样，既有场外交易机制，也有不少的交易所；既有政府管制产生的市场，也有参与者自发形成的市场。这些市场在制度安排上差异较大，绝大多数市场效率比较低。

2.业务模式亟须创新。当前国内商业银行在低碳金融方面虽有所行动，但业务模式主要以CDM项目融资和挂钩碳排放权的理财产品为主，远未深入低碳金融领域的核心。不仅碳基金、碳证券、碳期货和碳掉期交易等金融衍生品匮乏，而且满足CDM项目下多样性金融需求的创新产品也鲜有耳闻。此外，我国现有低碳金融业务处于国际价值链的低端，不利于金融机构国际竞争力的提升。要增强国内金融机构的业务能力，需要切实加强其对低碳金融专业知识的深入了解，创新高层次业务模式，特别是中介服务模式。

（四）风险约束导致金融机构的业务积极性严重受限。

1.市场风险。低碳金融是基于市场环境的金融创新，客观上必然遵循市场价值规律。要实现经济目标和环境目标的双赢，金融机构必须着眼于两者之间的内在联系，深入探索能够提高环境质量、降低交易成本、增强经济收益的有效策略。但目前来看，我国以化石燃料为主的能源消费结构短期内无法根本改变，未来金融领域对“两高”项目的融资贷款获利空间仍然较大，要转向发展低碳金融，不仅需要巨大的资金投入，还可能面临低碳项目回报有限的尴尬局面。因此，在政策法规缺失的情况下，发展低碳金融首先面临较大的市场风险。

2.项目风险。目前我国的低碳金融业务主要是以CDM机制下的融资贷款为主，这仅是低碳金融业务领域的低端项目。要加快低碳金融发展，势必促使低碳金融项目链条的扩展与延伸，扩大碳基金、碳期货和碳证券等金融衍生品的交易范畴。上述交易通常涉及到两个以上的国家，而且交易项目不仅需要满足东道国的政策和法律，还要满足环境认证的国际约束。此外，项目建设和评估过程中，项目可行性分析是否通过、项目是否按期建成投产、碳排放量的评估测算是否符合要求等均存在不确定性，使得高端低碳金融业务面临较大的项目风险。

3.操作风险。在既缺乏必要的低碳金融业务知识，又不具备专业人才储备的情况下，国内金融机构难以独立胜任发展低碳金融的重任。同时，由于低碳金融项目需要依托国际市场，国内金融机构在交易中需要频繁与国际金融组织、专业评估公司和金融中介机构等进行接触，业务往来中存在较多不确定因素。此外，目前国际低碳金融项目以欧元、美元、瑞士法郎和英镑为主要计价货币，我国缺乏定价权，国内金融机构在业务操作中势必面临较大的操作风险。

（五）政策约束导致金融机构的发展理念相对保守。

1.国内政策严重缺位。出于趋利动机和成本收益的比较，国内政策缺位导致低碳金融发展的外部动力明显不足：一方面，低碳金融业务缺乏具体的可操作标准。如《关于落实环境保护政策法规》和《防范信贷风险的意见》等均为综合性、原则性的文件，缺少具体的操作规范和评估标准，金融机构难以把握。另一方面，激励和扶持措施尚未出台。虽然低碳金融具有良好的社会效应，但低碳金融发展面临较高的成本，目前有利于扶持其发展的税收优惠、税收减免、财政支持和利息补贴等政策措施尚未出台，这势必打压低碳金融的发展。

2.国际规则前景不明。对于有待进一步降低成本以促进商业化、需要继续研发具有技术可行性的低碳金融产业，国际机构和专业公司倾向于采取比较保守和谨慎的态度，造成了低碳金融的变化充满不确定性。例如，目前我国是《京都议定书》的附件I国家， 2012年之前不必履行减排义务，因而获得了碳交易市场的巨大商机。但是2012年之后《京都议定书》是否续签、中国能否继续保持附件I国家的位置则不得而知。在此情况下，国内金融机构开展碳排放交易时势必重视低碳金融业务的潜在政策风险，大量商业银行对低碳金融项目持观望态度也就在预料之中了。

三、创新我国低碳金融发展的对策建议。

低碳金融的发展是一项系统工程，需要有关各方的共同努力。我国“十二五”规划已经明确了低碳金融发展的总体思路，即以市场导向为主，加以强制性的政策管制。在此思路的指引下，我们需要强化政府、金融机构和企业等各行为主体的责任意识，通过有效的政府规制和完善的市场机制，实现低碳金融的良性、可持续发展。具体来看，今后应当切实做好以下几方面的工作：

（一）强化政府的宏观调控作用，为低碳金融发展提供制度支撑。

1.加大舆论宣传是前提。舆论宣传的根本作用是消除金融机构发展低碳金融的不良预期和观望心理，增强其业务拓展和模式创新的积极性。首先，应加强关于低碳金融的正面报道。对在低碳金融领域有所建树的金融机构进行报道，突出其经营业绩和社会效应，增强社会对低碳金融的认可。其次，强化试点地区和单位的引领、示范作用，通过宣传典型的方式，选拔在低碳金融领域有所创新的单位，给予表扬和政策扶持。一方面强化低碳金融在我国经济发展中的战略地位，另一方面突出政府对低碳金融业务的扶持态度，有利于消除金融机构对低碳金融业务的顾虑。

2.出台政策法规是保障。制定并实施发展低碳金融的激励机制和相关政策，是创造低碳金融发展良好外部环境的重要保障。在政策制定过程中，首先需要明确政策制定的三项基本原则，即适应性、倾向性和可持续原则。具体而言： （1）政策性纲要。

在借鉴国际经验的基础上，尽快出台低碳金融发展的法律法规，以行政手段推进低碳金融发展的制度性变迁。（2）操作性文件。一方面制定妥善、长期的碳价格机制，让市场对碳交易价格有一个长期稳定的预期；另一方面细化低碳技术创新、低碳金融业务类别、项目评估和成果转化等的操作流程。（3）激励措施。制定扶持低碳金融发展的扶持性政策，强化激励机制，引导社会资本向低碳金融聚集，这是提高金融机构认可度、稳定各利益主体发展信心的重要保证。

3.建立信息披露机制是补充。要强化低碳金融的社会效应，避免逆向选择和寻租行为的发生，建立有效的碳交易信息沟通和披露机制很有必要。首先，政府应当建立统一的碳交易信息沟通机制，客观、全面、及时地发布碳交易相关信息，以提高碳排放信息的透明度，消除不完全信息的影响。其次，建立严格的监督和披露机制。监管当局、非政府组织、银行业协会和媒体等方面应当建立经常性的沟通与互动机制，及时通报商业银行执行“赤道原则”、推进环境风险管理、实施低碳金融等方面的情况，既能规范金融机构的操作，又能增强社会的理解和支持。

（二）强化金融机构的杠杆调节作用，为低碳金融发展提供政策扶持。

1.自身环境友好是基础。要充分发挥金融机构的引领作用，首先要强调其作为低碳理念推广的“践行者”，通过制定严格、规范的《企业低碳发展意见》

等约束性文件，树立“寓义于利”的企业社会责任观，将可持续金融作为金融机构经营与管理的核心理念。具体而言，金融机构要加强对低碳金融问题的研究，树立“低碳经营理念”，从业务流程与规则上确保企业的经营策略和管理机制与低碳发展目标相一致。然后，在控制风险的前提下，加快探索建立节能环保金融服务的长效机制，在业务流程和项目运营规则上把好入口关和惩罚关，将低碳理念贯彻到项目审批和贷款发放等各个环节，严把“低碳”关。

2.杠杆调节作用是重点。商业银行是低碳金融发展的主体，应当通过建立金融机构环境信用评级等手段，发挥其在贷款和项目融资中的杠杆调节作用。

具体而言，要充分考虑项目资源节约和环境保护等因素，推行“有保有压、区别对待”的信贷策略，配合我国能源结构和经济结构转型升级。对节能环保、可再生资源开发等项目采取“积极进入”政策，提高授信额度；对符合国家产业政策、节能环保达标但属于信贷限额管理的项目，采取“适度进入”策略；对高耗能、高污染行业设立环境准入门槛，采取“限制进入”政策。

此外，还应高度重视环保标准提高所带来的系统性风险，采用利率杠杆对现有融资客户进行结构调整，对以往发放的“两高”行业予以利率上浮，形成对企业履行“节能减排”责任的硬约束。

3.业务模式创新是关键。在国内相关政策缺失的情况下，要有效应对低碳金融发展面临的巨大投资成本，需要借鉴发达国家的经验，把环境因素引入金融创新之中，积极开发相关的金融衍生品。具体而言： （1）开展碳权质押融资货款，实现对企业“环保责任”的软约束。只要银行与CDM业主及发改委三方约定，客户出售CERs所获得的资金就只能进入指定账户，并在客户不能偿还贷款时，贷款银行有权处置客户获得的CERs。（2）开发环境金融产品，并形成合适的产品结构。如建立绿色基金、发行绿色债券、完善绿色信贷，开展低碳掉期交易、低碳证券、低碳期货、低碳基金等各种低碳金融衍生品的业务创新，改变我国在全球碳市场价值链中的低端位置。

（三）强化企业社会责任，为低碳金融发展提供条件保障。

1.转变企业经营理念。低碳金融将企业的社会责任提高到前所未有的层面，要求企业必须超越把利润作为唯一目标的传统经营理念，在生产过程中注重生态效益、经济效益和社会效益的有机结合。

要实现这一目标，可以从三方面进行探索： （1）建立企业节能长效机制，通过改进生产方式等手段提高企业的能源利用效率，突出低碳理念对环境和社会的贡献； （2）购买“熊猫标准”中的碳减排指标，积累企业碳资产管理能力，实现碳中和； （3）进行公开透明的企业减碳行动，在实现企业自身碳减排目标的基础上，引领和带动其他经济体的减碳行为，形成良好的社会氛围。

2.规范碳减排的监督和约束机制。我国目前还没有形成环保责任“自动履行”的社会舆论氛围，企业缺乏可持续发展的生产价值导向，因此要促使企业履行“节能减排”责任，单靠企业自身的社会责任意识是远远不够的，必须通过有效的监督和约束机制来规范与管理。今后可建立或指定一个全国性的专业机构为中心，按行政区划分设相应的信息采集点，组建“企业绿色社会责任联盟”。在具体操作中，各地区监督中心负责区域内企业碳减排情况的调查与数据搜集，在核证完毕的情况下向中心报送，中心负责信息的比较和共享。对未按要求履行环境责任的企业，联盟有权进行信息披露，相关金融机构可以据此对不达标企业设立环境准入门槛。

3.加快统一的碳交易平台建设。随着碳排放权和排污权衍生为具有投资价值和流动性的金融资产，我国碳交易市场的规模逐渐扩大，现有的碳交易平台已经无法满足低碳金融发展的需要。此外，我国各地的环境权益交易所彼此孤立、缺少联系，离多层次的碳交易市场体系还有差距。要促进低碳金融的发展，必须充分考虑国内经济发展的不平衡性，在此基础上制定公平合理的交易制度，加快统一碳交易平台的建设。具体而言，我国可以借鉴发达国家“总量控制与交易制度”的模式，按照“共同但有区别的责任”原则，对初始排放权按区域进行划分[9]:

一方面，合理确定各区域的排放总量，由高污染地区向低污染地区付费，以此促进区域间的平衡发展，注重公平；另一方面，初始配额的分配可以考虑招标、拍卖等市场分配方法，以提高效率。

发展方针

电力工业发展的基本方针是：以科技创新为动力，以转变电力发展方式为主线，坚持节约优先，优先开发水电，优化发展煤电，大力发展核电，积极推进新能源发电，适度发展天然气集中发电，因地制宜发展分布式发电，促进绿色和谐发展。

优先发展水电。我国水电资源丰富，具备集中规模开发条件，而且水电技术成熟，优先开发利用绿色、可再生的水电资源，是实现我国资源可持续发展的重要支撑。要在坚持统一规划、加强生态保护和做好移民安置工作的前提下，加快核准开工一批大中型水电项目，推进重点流域水电梯级综合开发，因地制宜开发中小型水电站，完善水电相关政策措施，保障水电资源充分利用。加大抽水蓄能发展力度，提高电力系统运行经济性和灵活性。

加快水电流域规划和勘测设计，保证水电基地连续滚动开发。继续加快开发13个水电基地，重点开发四川、云南和青海境内的大型水电基地电站，积极开展西藏境内河流水电流域规划、前期工作，适时开工建设。积极开发中小型水电站，促进能源供应结构优化，促进水电资源在更大范围内优化配置。在河流规划、勘探设计、施工建设和投产运行全过程落实和强化生态环境保护，做到同步规划、同步建设和同步运行。结合区域、河流的生态环境和移民实际，进一步优化调整河流开发规划方案，适度控制高坝大库容水电站布局。成立国家级移民管理机构，统筹全国水电移民管理协调工作，负责装机容量在1000万千瓦以上的水电基地、100万千瓦以上水电站以及跨省水电站移民的协调管理工作。逐步推广移民先行政策，体现以人为本的发展理念，使地方经济和人民群众真正从水电开发中受益。

重视水电基地消纳市场研究。在满足本地区电力需求的基础上，合理地将水电输送到市场需要空间大、电价承受能力高的东中部地区消纳。重视西南地区水电季节性电能消纳研究，依靠价格和市场机制，扩大消纳范围，最大限度减少弃水。加强水电输电规划研究，加快输电通道建设，促进电源电网协调发展。加强水电开发管理，合理开放水电投资市场，鼓励市场竞争，促进水电基地加快开发。实施走出去战略，积极推动周边国家水电资源开发和向我国输电。

把抽水蓄能电站纳入电力系统进行统筹优化和规划布局，研究制定促进抽水蓄能电站健康有序发展的投资模式和定价机制，加大抽水蓄能开发力度，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再生能源发电的合理消纳。

在“十二五”期间，6个大型水电基地可投产大型干流电站主要有溪洛渡、向家坝、锦屏梯级、糯扎渡等，预计可投产容量5200万千瓦左右；其他省区市以及四川、云南两省的非干流水电可投产容量3550万千瓦左右，全国水电投产规模8750万千瓦左右。到2015年，全国常规水电装机预计达到2.84亿千瓦左右，水电开发程度达到71%左右（按经济可开发容量计算，下同），其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度在54%左右。

优化发展煤电。煤炭是我国的主要一次能源，煤电作为我国发电能源的基础地位仍将持续较长时间。考虑中东部负荷中心地区土地资源、大气污染、运输瓶颈、经济性等因素，优化煤电布局，加快西部、北部煤炭基地煤电一体化开发，建设坑口电站群，推进输煤输电并举；在供热负荷落实地区，优先发展热电联产；积极应用大容量高参数煤电机组和整体煤气化（IGCC）、循环流化床（CFB）等先进清洁燃煤发电技术，实现煤电可持续发展。

推行煤电一体化开发，加快建设大型煤电基地。贯彻落实国家西部大开发战略，加快山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设，合理控制东部地区煤电装机规模，坚持输煤输电并举。在煤电基地推广煤电一体化开发，在矿区因地制宜发展煤矸石综合利用项目。

鼓励发展热电联产。统筹燃煤、燃气多种方式，结合城市热网、工业园区建设、小锅炉替代等，统一规划高参数、环保型机组、符合国家政策的热电联产项目。企业自备电源建设应与周边区域电源、热源和电网发展统筹规划。

推进煤电绿色开发，大力推行清洁煤发电技术。西部和北部地区主要布局建设大容量、空冷、超临界燃煤机组，东中部受端地区适量布局建设负荷支撑的大容量超超临界燃煤机组。加快现有机组节能减排改造，因地制宜改造、关停淘汰煤耗高、污染重的小火电。

“十二五”期间，全国规划煤电开工规模3亿千瓦，其中煤电基地开工1.97亿千瓦，占66%；投产规模2.9亿千瓦，其中煤电基地投产1.5亿千瓦，占52%，东中部受端地区投产8500万千瓦，占28%。2015年我国煤电装机预计达到9.33亿千瓦。

大力发展核电。随着能源需求加速增长，化石能源的成本和价格不断攀升，目前我国核电的发电成本已经低于负荷中心煤电成本。大力发展核电，即在确保安全的基础上高效发展核电，是保障我国能源电力供应、实现可持续发展的关键。

高度重视核电安全，强化核安全文化理念。坚持在确保安全的基础上高效发展核电。加快制定颁布核电安全技术标准，明确核电准入门槛，健全核电安全机制。优先采用先进安全核电技术，在核电站设计、制造、建设、运行、退役的全过程中，建立高标准质保体系和核安全文化体系。

坚持以我为主，明晰技术发展路线。坚持压水堆-快中子增殖堆/高温气冷堆-核聚变堆技术路线。全面掌握第三代核电工程设计和设备制造技术，加快发展三代核电后续项目，尽快实现我国先进压水堆的自主设计、自主制造、自主建设和自主运行目标。加快开工建设高温气冷堆示范工程，开工建设快中子增殖堆示范电站。组织核聚变技术攻关，争取走在世界前列。

统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化。在消化吸收国外标准的基础上，结合国情，逐步建立、完善与国际接轨的我国核电技术标准体系。抓住引进第三代核电技术建设自主化依托工程和第二代改进型机组批量发展的机遇，对技术难题进行定点联合攻关，实现设计、制造一体化的生产模式，提高核电成套设备制造技术和能力。

理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程。发挥市场机制，推行多业主、专业化，逐步增加核电建设控股业主数量。理顺核电投资、建造和运营机制，大力推行核电计划、工程管理和运行维护的专业化发展。培育广泛参与、公平竞争、健康有序的建设市场。做好核电人力资源规划，加快核电人才队伍建设。加强科技研发平台建设，建立产研用相结合的技术创新体系。

建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。成立国家级核燃料公司，加快构筑适应国内外两种资源、两个市场的核燃料循环体系，加大国内铀资源勘探力度，增加资源储备，加强与国外铀资源勘探与开发的合作，完善铀贸易三渠道并举的天然铀资源保障体系。加快乏燃料处理设施建设，尽快形成相适应的能力，完善核燃料循环工业体系。

规划至2015年，我国核电装机4294万千瓦，主要布局在沿海地区。2011年开工建设我国首个内陆核电，力争2015年投产首台机组。

积极推进新能源发电。非水可再生能源开发要在充分考虑经济社会电价承受能力和合理保持国内经济的国际竞争力的条件下积极进取。积极推进技术较成熟、开发潜力大的风电、太阳能发电和生物质发电等可再生能源发展。加快小型可再生能源发电建设，解决偏远农村地区用电问题。促进可再生能源技术和产业发展，提高可再生能源技术研发能力和产业化水平。

积极发展风电。风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力。重点在“三北”（西北、华北北部和东北）地区规划和建设大型和特大型风电场，结合地区特点，实现与煤电等电源打捆外送。同步开展风电开发、消纳市场和送电方案等研究，促进风电科学发展。

规划至2015年，风电装机容量为1亿千瓦。

促进发展太阳能发电。发挥太阳能光伏发电适宜分散供电的优势，在偏远地区推广使用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站，解决无电人口的供电问题，重点地区是西藏、青海、内蒙古、新疆、宁夏、甘肃、云南等省（区、市）。在城市的建筑物和公共设施配套安装太阳能光伏发电装置，扩大城市可再生能源的利用量，并为太阳能光伏发电提供必要的市场规模，重点在北京、上海、江苏、广东、山东等地区开展城市建设屋顶光伏发电。为促进我国太阳能发电技术的发展，做好太阳能技术的战略储备，在甘肃敦煌、青海柴达木盆地和西藏拉萨（或阿里）建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目，在内蒙古、甘肃、青海、新疆等地选择荒漠、戈壁、荒滩等空闲土地，建设太阳能热发电示范项目。

“十二五”期间，重点在经济发达和西北太阳能资源丰富地区发展太阳能电站，2015年太阳能发电规划容量达到200万千瓦左右。

适度发展天然气集中发电。天然气是清洁的化石能源，经济附加值较高。随着民生、交通、工业用气的快速增长，可供发电用气量较为有限。天然气应优先用于城乡居民生活和非电行业，天然气集中发电在电网中主要起调峰作用。在东部沿海地区配合LNG接收站的建设，适度建设燃气电站。在天然气丰富地区建设天然气电站解决当地用电问题。

因地制宜发展分布式发电。结合城乡天然气管道布局推动分布式冷热电多联供发展，提高天然气利用效率；在有水资源地区鼓励发展小水电；在有风资源或太阳能资源地区发展小型风力发电、太阳能利用等；推动分布式发电和储能设施结合的分布式能源供应系统发展，加快研究应用微网技术。

关于完善光伏发电规模管理和实施竞争方式配置项目的指导意见

发改能源2016【1163】号

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、物价局，国家能源局各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，内蒙古电力公司，陕西地方电力公司，水电规划总院、电力规划总院，有关光伏发电投资开发企业：

近年来，在一系列政策支持下，我国光伏发电规模迅速扩大，既为光伏制造产业提供了有效的市场支撑，又为清洁低碳能源发展注入了新生力量。但与此同时，随着行政审批权限下放，部分地区也出现了光伏发电项目资源配置不科学、管理秩序混乱等问题，阻碍了光伏技术进步和成本下降，影响了光伏产业的健康发展。为进一步完善光伏发电建设规模管理，优化项目配置方式，规范市场开发秩序，加快推进光伏产业升级，按照“放管结合”的原则，提出以下意见：

一、光伏发电年度建设规模实行分类管理

按照光伏发电项目的类型及规模、接网条件及消纳范围和促进技术进步的作用等因素，对光伏发电建设规模实行分类管理。

（一）不限规模的光伏发电类型和地区

1、利用固定建筑物屋顶、墙面及附属场所建设的光伏发电项目以及全部自发自用的地面光伏电站项目不受年度规模限制，各地区可随时受理项目备案，项目投产后即纳入国家可再生能源发电补贴范围。

2、鼓励各地区结合电力体制改革总体框架开展光伏发电市场交易等改革创新试点。相关省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）研究制订试点地区光伏发电（含新能源微电网）市场交易改革创新试点方案，报国家发展改革委、国家能源局。国家发展改革委、国家能源局在明确试点相关政策的同时，对试点地区光伏电站建设规模专门作出安排，支持试点工作的顺利进行。

3、光伏扶贫中的村级电站和集中式电站，不占国家能源局下达的所在省（自治区、直辖市）普通光伏电站建设规模。地方能源主管部门会同扶贫部门，以县为单元按要求编制实施方案，明确扶贫人口数、扶贫收益及分配方式后，经省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）审核后报国家能源局，国家能源局专项下达建设规模。

（二）普通光伏电站项目。各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）要进一步完善普通光伏电站项目管理方式，鼓励采用竞争方式配置项目，并将上网电价作为主要竞争条件。对采取公开招标、竞争性比选等竞争方式配置项目并推动电价或度电补贴额度明显下降的地区，其当年普通光伏电站建设规模直接按一定比例扩大，具体扩大比例在每年下达建设规模时一并确定。有关省（自治区、直辖市）发展改革委、能源局应将采取竞争方式确定的项目上网电价及时抄送所在省级价格主管部门。

（三）光伏发电领跑技术基地。国家每年安排专门的建设规模组织建设光伏发电领跑技术基地，引导光伏技术进步和成本及电价下降。有关部门提出基地的技术指标、建设规范、运行管理及信息监测、评价等要求。各地区可结合采煤（矿）沉陷区生态治理、设施农业、渔业养殖、工业废气地、废弃油田等综合利用工程，以具备一定规模、场址相对集中、电力消纳条件好且可统一实施建设为前提开展基地规划。基地原则上以市为单位，规划容量不小于50万千瓦，基地内的光伏电站项目通过竞争方式配置。

二、光伏电站项目竞争配置方式及要求

（一）普通光伏电站项目竞争配置方式。各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）负责制定普通光伏电站项目的竞争性配置办法，并向国家能源局报备，抄送当地国家能源局派出机构，同时向社会公布。原则上项目竞争配置由各省（自治区、直辖市）能源主管部门统一组织进行。采取竞争方式确定的项目上网电价要及时抄送各省级价格主管部门。各省级价格主管部门按照竞争确定的项目上网电价执行电价及补贴政策。普通光伏电站项目的竞争配置方式如下：

1、对未确定投资主体的项目，通过招标等竞争方式公开选择投资主体。竞争条件应包括企业经营光伏发电项目的业绩、投资能力、技术先进性等。应将上网电价（或度电补贴额度）作为主要竞争条件。

2、对已开展前期工作且已确定投资主体的项目，通过竞争性比选、优选等竞争方式配置年度建设规模指标。竞争条件应包含企业投资能力、项目前期工作深度、电网接入及消纳条件等。应将上网电价（或度电补贴额度）作为主要竞争条件。

（二）光伏发电领跑技术基地项目的竞争方式。各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）统一组织本省（自治区、直辖市）内符合建设条件的地区编制领跑技术基地规划，连同基地项目竞争配置办法及建设方案一并报送国家能源局。基地必须采取招标或竞争性比选等方式配置项目，且电价（或度电补贴额度）应作为主要竞争条件。基地优选项目投资主体和建设等工作由省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）统一组织实施，或者由其委托基地所在市（县）政府组织实施。各省级价格管理部门按照竞争确定的项目上网电价执行电价及补贴政策。基地内单个光伏电站项目的建设规模原则上应为10万千瓦以上，项目采用的光伏组件等主要光伏产品须符合光伏“领跑者”先进技术产品指标。国家能源局对基地项目建设的组织和建设给予指导和监督。

（三）禁止地方保护和不正当收费行为。各地区在实施竞争配置项目过程中，不得限制外地企业参与竞争，不得对本地、外地企业差别对待；不得将企业购买本地光伏电池等设备、建设配套产能作为竞争配置项目的前提条件；不得向企业收取法律法规规定以外的各种费用，不得以各种有价方式出让项目，不得以干股等非法方式侵害企业合法权益。

（四）竞争性配置项目的程序要求。各类项目的竞争办法均应及时向社会公开，公平对待各类投资主体。采用公开招标或者优选办法的，应当提前公开招标规则和评分办法。竞争过程中应当严格依法依规公平公开公正进行，竞争结果应当向社会公示，公示内容包括项目装机容量、建设地点、控股投资主体等基本信息。

三、加强项目开发的监督管理

（一）各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）应按照国家能源局下达的年度建设规模安排项目，对于超规模配置的项目，须占用以后年度国家能源局下达的建设规模。各类项目均应严格按照《国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知》（国能新能［2015］358号）要求，纳入国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台管理。对于因信息填报错误、填报不及时导致不能及时接入电网、列入补贴目录和获得电价附加补贴的，由项目单位自行承担相关责任。

（二）光伏电站项目纳入年度建设规模后，其投资主体及股权比例、建设规模和建设场址等主要内容不得擅自变更。已纳入乃年度建设规模、未进入实质性工程建设阶段的项目不得向其他投资人转让，投资主体无力建设，应向所在省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）申请从乃年度规模中取消，并向原备案机关申请撤销备案。在建设期因企业兼并重组、同一集团内部分工调整等原因需要变更投资主体或股权比例的，或者调整建设规模和场址的，项目投资主体应向所在省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）提出申请，获得审核确认后方可实施变更，并向国家能源局派出机构报备，同时在国家可再生能源信息管理平台重新等级有关信息。在项目投产后变更投资主体，应向原备案机关进行变更登记，抄送国家能源局派出机构和当地电网企业，并在国家可再生能源信息管理平台变更登记信息。

（三）各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）和国家能源局派出机构应加强对光伏电站项目的监督管理。对于在一定期限内未开工的项目，应在本年度建设规模中予以取消，具体期限由各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）规定。对于在投产前擅自变更投资主体等主要建设内容的，有关部门应当将项目从年度建设规模中取消，禁止该项目申请国家可再生能源补贴，并禁止相关投资主体在一定期限内参与后续光伏电站项目的配置。国家能源局派出机构应按照闭环监管工作要求，加强对项目工程建设、并网运行和电费结算等建设运行情况的监管，及时向属地省级能源管理部门通报项目建设运行中出现的问题，跟踪整改落实情况，及时向国家能源局报告。

政策如下：

一、严格落实规划和预警要求。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要严格执行《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》（国能发新能〔2017〕31号）（以下简称《指导意见》）中各地区新增风电建设规模方案的分年度规模及相关要求。预警为红色和橙色的地区应严格执行《国家能源局关于发布2018年度风电投资监测预警结果的通知》（国能发新能〔2018〕23号）的有关要求，同时不得在“十三五”规划中期评估的过程中调增规划规模。预警为绿色的地区如需调整规划目标，可在落实风电项目配套电网建设并保障消纳的前提下，结合“十三五”规划中期评估，向国家能源局申请规划调整后组织实施。

二、将消纳工作作为首要条件。

各省（自治区、直辖市）要按照《国家发展改革委、国家能源局关于印发〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉的通知》（发改能源〔2017〕1942号）和《国家能源局综合司关于报送落实〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉工作方案的通知》（国能综通新能〔2018〕36号）要求向国家能源局报送2018年可再生能源电力消纳工作方案，对未报送的省（自治区、直辖市）停止该地区《指导意见》中风电新增建设规模的实施。

三、严格落实电力送出和消纳条件。

新列入年度建设方案的风电项目，必须以电网企业承诺投资建设电力送出工程并确保达到最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%，以下同）为前提条件，在项目所在地市（县）级区域内具备就地消纳条件的优先纳入年度建设方案。通过跨省跨区输电通道外送消纳的风电基地项目，应在送受端省级政府间送受电协议及电网企业中长期购电合同中落实项目输电及消纳方案并约定价格调整机制，原则上受端省（自治区、直辖市）电网企业应出具接纳通道输送风电容量和电量的承诺。

四、推行竞争方式配置风电项目。

从本通知印发之日起，尚未印发2018年风电度建设方案的省（自治区、直辖市）新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。已印发2018年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）和已经确定投资主体的海上风电项目2018年可继续推进原方案。从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。各省（自治区、直辖市）能源主管部门会同有关部门参照随本通知发布的《风电项目竞争配置指导方案（试行）》制定风电项目竞争配置办法，抄送国家能源局并向全社会公布，据此按照《指导意见》确定的分年度新增建设规模组织本地区风电项目竞争配置工作。分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。

五、优化风电建设投资环境。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要完善风电工程土地利用规划，优先选择未利用土地建设风电工程，场址不得位于生态红线范围和国家规定的其他不允许建设的范围，并应避开征收城镇土地使用税的土地范围，如位于耕地占用税范围，征收面积和征收标准应当按照风电工程用地特点及对土地利用影响程度合理确定。有关地方政府部门在风电项目开发过程中不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，不得强制要求项目直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务。各地市（县）级政府相关部门推荐风电项目参加新增建设规模竞争配置时，应对上述建设条件做出有效承诺或说明，省级能源主管部门应对相关市（县）履行承诺的情况进行考核评估，并作为后续安排新增风电建设规模的重要依据。

六、积极推进就近全额消纳风电项目。

支持风能资源丰富地区结合当地大型工业企业和产业园区用电需求建设风电项目，在国家相关政策支持下力争实现不需要补贴发展。鼓励在具备较强电力需求的地级市区域，选择年发电利用小时数可达到3000小时左右的风能资源场址，在省级电网企业确保全额就近消纳的前提下，采取招标方式选择投资开发企业并确定上网电价，特别要鼓励不需要国家补贴的平价上网项目。

中国风力等新能源发电行业的发展前景十分广阔，预计未来很长一段时间都将保持高速发展，，随着国家不断加大对清洁能源的开发支持力度，一批批大型风电项目落户，加速了风电基地建设。

拓展资料

风力发电种类：水平轴风力发电机；垂直轴风力发电机；达里厄式风轮；双馈型发电机；马格努斯效应风轮；径流双轮效应风轮。

尽管风力发电机多种多样，但归纳起来可分为两类：①水平轴风力发电机，风轮的旋转轴与风向平行；②垂直轴风力发电机，风轮的旋转轴垂直于地面或者气流方向。

检测方法

1.风力机运行状态的监控。

2.单个风电机组的信息，风电机组转子，传动链，发电机，变换器，变压器，舱室，偏航系统，塔架，气象站状态监控。

3.风速，风向，叶轮转速，电网频率，三相电压，三相电流，发电机绕组温度，环境温度，机舱温度，出力等监控。

4.保证风电厂数据的实时性和可靠性。实时调整风能的最优性，实现风电绿色能源，满足国家电力系统二次防护要求。

参考资料来源：百度百科：风力发电

是光照不足，发电量低。发电效率低，效益差。

四川盆地四周有许多山，但这些山原不高，挡不住南方的暖湿气流，从太平洋、印度洋的暖湿气流进入盆地后，又受阻于西南屋脊青藏高原而长期滞留，给四川周边地区带来了充沛的水汽，这为创造云层提供了良好的条件。再加上四川盆地空气流动能力弱，因此大部份时间都是阴天。

见不到太阳，就会影响光伏发电的效率。

关于完善光伏发电规模管理和实施竞争方式配置项目的指导意见

发改能源2016【1163】号

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、物价局，国家能源局各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，内蒙古电力公司，陕西地方电力公司，水电规划总院、电力规划总院，有关光伏发电投资开发企业：

近年来，在一系列政策支持下，我国光伏发电规模迅速扩大，既为光伏制造产业提供了有效的市场支撑，又为清洁低碳能源发展注入了新生力量。但与此同时，随着行政审批权限下放，部分地区也出现了光伏发电项目资源配置不科学、管理秩序混乱等问题，阻碍了光伏技术进步和成本下降，影响了光伏产业的健康发展。为进一步完善光伏发电建设规模管理，优化项目配置方式，规范市场开发秩序，加快推进光伏产业升级，按照“放管结合”的原则，提出以下意见：

一、光伏发电年度建设规模实行分类管理

按照光伏发电项目的类型及规模、接网条件及消纳范围和促进技术进步的作用等因素，对光伏发电建设规模实行分类管理。

（一）不限规模的光伏发电类型和地区

1、利用固定建筑物屋顶、墙面及附属场所建设的光伏发电项目以及全部自发自用的地面光伏电站项目不受年度规模限制，各地区可随时受理项目备案，项目投产后即纳入国家可再生能源发电补贴范围。

2、鼓励各地区结合电力体制改革总体框架开展光伏发电市场交易等改革创新试点。相关省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）研究制订试点地区光伏发电（含新能源微电网）市场交易改革创新试点方案，报国家发展改革委、国家能源局。国家发展改革委、国家能源局在明确试点相关政策的同时，对试点地区光伏电站建设规模专门作出安排，支持试点工作的顺利进行。

3、光伏扶贫中的村级电站和集中式电站，不占国家能源局下达的所在省（自治区、直辖市）普通光伏电站建设规模。地方能源主管部门会同扶贫部门，以县为单元按要求编制实施方案，明确扶贫人口数、扶贫收益及分配方式后，经省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）审核后报国家能源局，国家能源局专项下达建设规模。

（二）普通光伏电站项目。各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）要进一步完善普通光伏电站项目管理方式，鼓励采用竞争方式配置项目，并将上网电价作为主要竞争条件。对采取公开招标、竞争性比选等竞争方式配置项目并推动电价或度电补贴额度明显下降的地区，其当年普通光伏电站建设规模直接按一定比例扩大，具体扩大比例在每年下达建设规模时一并确定。有关省（自治区、直辖市）发展改革委、能源局应将采取竞争方式确定的项目上网电价及时抄送所在省级价格主管部门。

（三）光伏发电领跑技术基地。国家每年安排专门的建设规模组织建设光伏发电领跑技术基地，引导光伏技术进步和成本及电价下降。有关部门提出基地的技术指标、建设规范、运行管理及信息监测、评价等要求。各地区可结合采煤（矿）沉陷区生态治理、设施农业、渔业养殖、工业废气地、废弃油田等综合利用工程，以具备一定规模、场址相对集中、电力消纳条件好且可统一实施建设为前提开展基地规划。基地原则上以市为单位，规划容量不小于50万千瓦，基地内的光伏电站项目通过竞争方式配置。

二、光伏电站项目竞争配置方式及要求

（一）普通光伏电站项目竞争配置方式。各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）负责制定普通光伏电站项目的竞争性配置办法，并向国家能源局报备，抄送当地国家能源局派出机构，同时向社会公布。原则上项目竞争配置由各省（自治区、直辖市）能源主管部门统一组织进行。采取竞争方式确定的项目上网电价要及时抄送各省级价格主管部门。各省级价格主管部门按照竞争确定的项目上网电价执行电价及补贴政策。普通光伏电站项目的竞争配置方式如下：

1、对未确定投资主体的项目，通过招标等竞争方式公开选择投资主体。竞争条件应包括企业经营光伏发电项目的业绩、投资能力、技术先进性等。应将上网电价（或度电补贴额度）作为主要竞争条件。

2、对已开展前期工作且已确定投资主体的项目，通过竞争性比选、优选等竞争方式配置年度建设规模指标。竞争条件应包含企业投资能力、项目前期工作深度、电网接入及消纳条件等。应将上网电价（或度电补贴额度）作为主要竞争条件。

（二）光伏发电领跑技术基地项目的竞争方式。各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）统一组织本省（自治区、直辖市）内符合建设条件的地区编制领跑技术基地规划，连同基地项目竞争配置办法及建设方案一并报送国家能源局。基地必须采取招标或竞争性比选等方式配置项目，且电价（或度电补贴额度）应作为主要竞争条件。基地优选项目投资主体和建设等工作由省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）统一组织实施，或者由其委托基地所在市（县）政府组织实施。各省级价格管理部门按照竞争确定的项目上网电价执行电价及补贴政策。基地内单个光伏电站项目的建设规模原则上应为10万千瓦以上，项目采用的光伏组件等主要光伏产品须符合光伏“领跑者”先进技术产品指标。国家能源局对基地项目建设的组织和建设给予指导和监督。

（三）禁止地方保护和不正当收费行为。各地区在实施竞争配置项目过程中，不得限制外地企业参与竞争，不得对本地、外地企业差别对待；不得将企业购买本地光伏电池等设备、建设配套产能作为竞争配置项目的前提条件；不得向企业收取法律法规规定以外的各种费用，不得以各种有价方式出让项目，不得以干股等非法方式侵害企业合法权益。

（四）竞争性配置项目的程序要求。各类项目的竞争办法均应及时向社会公开，公平对待各类投资主体。采用公开招标或者优选办法的，应当提前公开招标规则和评分办法。竞争过程中应当严格依法依规公平公开公正进行，竞争结果应当向社会公示，公示内容包括项目装机容量、建设地点、控股投资主体等基本信息。

三、加强项目开发的监督管理

（一）各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）应按照国家能源局下达的年度建设规模安排项目，对于超规模配置的项目，须占用以后年度国家能源局下达的建设规模。各类项目均应严格按照《国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知》（国能新能［2015］358号）要求，纳入国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台管理。对于因信息填报错误、填报不及时导致不能及时接入电网、列入补贴目录和获得电价附加补贴的，由项目单位自行承担相关责任。

（二）光伏电站项目纳入年度建设规模后，其投资主体及股权比例、建设规模和建设场址等主要内容不得擅自变更。已纳入乃年度建设规模、未进入实质性工程建设阶段的项目不得向其他投资人转让，投资主体无力建设，应向所在省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）申请从乃年度规模中取消，并向原备案机关申请撤销备案。在建设期因企业兼并重组、同一集团内部分工调整等原因需要变更投资主体或股权比例的，或者调整建设规模和场址的，项目投资主体应向所在省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）提出申请，获得审核确认后方可实施变更，并向国家能源局派出机构报备，同时在国家可再生能源信息管理平台重新等级有关信息。在项目投产后变更投资主体，应向原备案机关进行变更登记，抄送国家能源局派出机构和当地电网企业，并在国家可再生能源信息管理平台变更登记信息。

（三）各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）和国家能源局派出机构应加强对光伏电站项目的监督管理。对于在一定期限内未开工的项目，应在本年度建设规模中予以取消，具体期限由各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）规定。对于在投产前擅自变更投资主体等主要建设内容的，有关部门应当将项目从年度建设规模中取消，禁止该项目申请国家可再生能源补贴，并禁止相关投资主体在一定期限内参与后续光伏电站项目的配置。国家能源局派出机构应按照闭环监管工作要求，加强对项目工程建设、并网运行和电费结算等建设运行情况的监管，及时向属地省级能源管理部门通报项目建设运行中出现的问题，跟踪整改落实情况，及时向国家能源局报告。