风力发电机的国内外发展史 哪里有啊?
国内外风力发电状况及有关政策介绍
作者：施鹏飞 2006-5-27
第一部分 中国风电现状及鼓励政策
我国并网型风力发电技术在80年代中期开始进行试验、示范。经过十多年的努力，现逐步转向规模开发。到1996年底，在全国风能资源丰富的9个省(自治区)已经建设了16个风电场，共安装单机容量30～600千瓦风电机225台，总装机容量从1990年的4000千瓦增加到5．7万千瓦，1996年新增风电装机容量1．9万千瓦，年增长超过50％(详见表1—1)。1997年预计可完成风电装机11万千瓦，面临一个大的发展。
近年来，新能源发电工作得到国家的积极鼓励和支持。《电力法》明确规定。国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电”。八届人大四次会议批准的我国经济和社会发展“九五”计划和2010年远景目标纲要中也提出“积极发展风能、海洋能、地热能等新能源发电”。为了支持风力发电，电力部制定了《风力发电场并网运行管理规定》，明确了风电上网及电价确定的原则。一些地方的政府部门也相继出台了一些风电的优惠政策，对风电的发展起到了较好的推动作用。现选择这几年制定的有关政策汇集介绍如下，供各单位在工作中执行和作为争取地方政策的参考。
一、电力部颁布的《风力发电场并网运行管理规定》1．风力发电按项目核算所得税，十年还贷期内的前三年全部返还企业，第四至五年返还70％，后五年返还50％。
2．风电企业按6％缴纳增值税，并按高新技术规定，前三年地方留成的25％增值税全部返还企业。
3．风力发电用地按每台风机实际占用面积征收耕地占用税，按规定办理用地审批手续，以划拨方式提供建设用地。
四、内蒙古自治区对风电项目也给予了一定的优惠。
1．内蒙古自治区以外引资的合资项目(引资比例大于、等于30％)免征五年企业所得税。
2．对已投产的风电项目。内蒙古物价局已批复了0．713元／千瓦时的上网电价(含税)。
3．按风力发电机基础所占面积计算土地征用费，并按能源项目给予一定的优惠。
除此之外，国内各风电场所在地区，上网电价的核算一般都采用还本付息政策，风电场所需征地按每台风机基础所占面积计算征收土地征用费。
第二部分 国外风力发电状况及其鼓励政策介绍
一、前言
风能在近期内是最有前景的可再生能源，许多国家都制定了开发利用风能的发展规划，促进新技术的研究和鼓励市场的开拓。本文根据国际能源局(IEA，InternationalEnergy Agency)1995年风能年度报告、英国和丹麦有关专业风能咨询公司的资料对国外风力发电的进展先进行总的概括的叙述，然后按国家分别介绍，重点放在鼓励风电发展的政策方面，以资借鉴。
二、综述
据IEA统计1995年全世界风电装机容量达到490万千瓦(见表2—1)，发电80亿千瓦时，比1994年的350万千瓦增加140万千瓦。其中德国当年装机最多．约50万千瓦，其次是印度，约43万千瓦，这反映了目前国际上对新的发电能力的需求可以分为截然不同的两类：一类是受到环境保护的压力，要求提供更清洁的发电方式，美国、德国和欧洲北部传统的风电市场属于这一类，另一类是经济增长需要新的发电能力．如印度和南美正在崛起的风电市场。
1．风电场并入电网运行，必须严格遵守和执行《电网调度管理条例'。
2．电力工业部负责风电场的规划、建设、管理和运行的归口管理、监督指导与协调服务。
3。各级电力部门要积极协助本地区做好风电场建设规划、可行性研究、风力资源详测等前期工作，并负责设计审查和协调风电场并网工作。
4．风电场建设单位在可行性研究阶段，要积极主动争取电网管理部门和调度机构支持，并签定并网协议。电网管理部门应允许风电场就近上网，并收购全部上网电量。
5．风电场容量与电网统一调度的比例，原则上由稳态运行下的电能质量、最小线路损失和状态稳定性等因素决定。当风电场容量占电网统一调度容量的5％以下时，一般无需装设控制设备；当超过5％时，应与电网调度机构协商解决。
6．风电场上网电价按发电成本加还本付息、合理利润的原则确定，并兼顾用户承受能力，增值税在价外计征。高于电网平均电价部分，其价差采取均摊方式，由全网共同负担，电力公司统一收购处理。
7．风电场运营单位应绘制出风速频率曲线和风向频率玫瑰图、编制月平均风速变化和年平均风速日(0～24小时)变化曲线，并根据每台机组的输出功率曲线，结合年度检修计划，编制出年、月(季)和日预报发电计划以及次日的风速和发电预报．报送电网管理部门和调度部门审批．
8．风电场必须建立完善的自动监控系统，保证电网安全经济运行，其功能包括数据采集与处理、监槐与记录和自动控制等。
1996年lEA的统计数字尚未收到，据丹麦出版的《风能月刊(Windpower Monthly)>1997年1月号的统计专栏，估计1996年底装机约584万千瓦(见表2—2)，当年装机约100万千瓦，德国和印度仍然领先，丹麦和荷兰由于土地利用规划的限制有所放松，取得较大进展，英国则因有关鼓励政策开始实施，装机量上升，西班牙后来居上，成为新的重要风电市场，美国虽然装机总量仍居首位，但是由于电力工业结构改组，加上80年代初期安装的机组大量拆除，容量有所下降。《风能月刊》对1995年装机的统计．与lEA略有差别，仅供参考。
许多国家的政府制定了风电的规划目标(见表2—3)。但这些指标没有一个是很确定的。所有发达国家中的市场都受到政治方面的限制以及环境组织的影响，其增长速度不是受技术或生产设施的制约。
lEA风能执行委员会有16个成员国，分别来自北美、欧洲、大洋洲和日本，每年向lEA提交国家风能年度报告，基本反映了发达国家风电进展情况，1995年的主要内容摘要如下。
已建成的风电场发电性能
由于在商业方面的敏感性，有关风电场发电性能的资料很少。多数商业性风电场报告机组运行的可利用率超过95％。 运行经验,一般来说已安装的风电机性能良好，没有什么运行方面的困难。只有两种问题反映过，一是雷击。二是冰冻。在并入电网方面也没有反映出什么重要问题。只有德国提出并入人口稀少地区的电网可能有潜在的限制。然而希腊和西班牙的报告都提到高比例风电并入弱电网的正面效应。特别是西班牙Ca—nary岛风电在电网中的比例高达30％。
经济性
风电机的出厂成本在过去15年中稳定下降，但1995年与1994年的变化不大。1995年的出厂价范围在780至1205美元／千瓦，平均1000美元左右。
1995年风电场项目的成本维持稳定或略有增加，每千瓦装机容量1126到1570美元，平均1350美元左右。成本变化的原因是通往风场的道路和并网送出工程费用增加。在装机容量超过10万千瓦的国家中风电的发电成本每千瓦时为0．04至011美元。成本的变化主要是受全部项目规模、成本及发电量等因素的影响，而后者取决于风场的风力资源。
1995年单机容量增大的趋势还在继续，以适应商业市场的需求，500千瓦和600千瓦机组已投放市场，大于1000千瓦的商品样机开始试验。较小的机组仍继续采用新技术不断改进，一般是通过价值工程使其重量更轻，成本更有竞争性。
随着风电机销售的增长．零部件制造商的市场更趋兴旺。在一些国家当地生产的部件走俏。尤其是在1995年又出现了一批叶片制造商。政府资助的研究开发和示范项目在所有的国家都有政府资助的项目，有的是中央政府通过有关部门拨款，有的是国有公司投资和管理的。1995年预算中直接投入研究开发和示范的资金，不含间接支持措施，如鼓励电价和减税等，其范围从小于100万美元(希腊、芬兰、加拿大、挪威)至100万～1500万美元(荷兰、西班牙、丹麦、日本、英国、意大利、瑞典)，德国为2800万美元，美国为4900万美元。在欧洲研究开发和示范的经费比上面提到的还要多，因为欧洲联盟根据各个成员国的要求再提供一部分资金。除了德国和美国外，其他国家资助的水平与1994
24年相比变化很小。成员国报告中提到的主要优先领域基本上可以分成两类，一类是有关全国性的项目，如可利用的风力资源和风电机选址。另一类是技术开发本身。全国性课题：
一风力资源评估(测风，模拟)
一规划许可(风电机选址)
一环境影响(噪音，景观干扰)
一电力系统(并网，电能质量)
一标准和鉴定
技术开发
一提高效率(空气动力性能，变转速运
行)
一降低成本(价值工程，部件开发)
一先进风电机开发(新概念)
一安全(结构负载)
一般说来全国性的课题由政府部门领导，技术开发则是政府与产业界合作，由企业投入部分资金。
1995年风电机技术开发的趋势是重量更轻，结构更具柔性，直接驱动发电机(无齿轮箱)和变转速运行。荷兰研制了柔性风轮试验样机。更大单机容量的机组仍在继续研制。
开发岸外风电场对岸外风电场感兴趣的国家，一类是陆地上缺少合适的风场(意大利．瑞典)，另一类是由于人口密度高，在陆地上发展会干扰环境(丹麦、荷兰、英国)。丹麦已经有了两个岸外风电场，投入运行的容量达到5000千瓦，荷兰在近海安装了4台500千瓦机组，1996年又安装了19台600千瓦机组，瑞典有1台250千瓦的示范机组，1996年又安装了19台600千瓦机组，瑞典有1台250千瓦的示范机组，意大利有一个小的研究开发项目。英国虽然过去10年从事过研究工作，但还是决定维持观望状态。
国际合作
在欧洲通过许多JOULE和’FHERMIE项目加强多边合作进行研究开发活动，部分经费由欧洲联盟提供。美国与一些国家签订了双边协议，寻求建立海外贸易关系。大多数国家都在积极与具有巨大潜在市场的国家和地区进行合作，如印度、中国和南美洲。
市场开发的主要障碍影响市场开发的基本障碍是利用廉价燃料常规发电的低成本和多余的装机容量，使得风电进入开放的市场竞争在经济上没有吸引力。在实行鼓励收购价格的国家其市场开发率的主要障碍是难以取得土地利用规划方面的许可，特别是那些可能干扰环境景观的地方。只有德国提到并入电网可能受到容量的潜在限制。
激励市场的政策和措施
激励市场的措施主要有对投资的补贴、税收减免和鼓励电价。趋势是实行鼓励电价，取消直接的投资补贴。鼓励电价一般与国家的电价有关，但是英国除外。是采用招标方式，投标电价最低的获得合同。各个国家实施优惠政策的具体情况将在下面分别介绍．
美国
美国曾经是世界上的主要风电市场．但是近年来让位于欧洲，或者现在又让给发展中国家。1985年以前减税法时代产生的戏剧性增长被称为“风冲击”，现在已经消失而且看起来也不会重演。美国电力工业目前正处在弱化管制(de—regulation)和重新组织之中，任何迅速扩大风电市场的可能性都将推迟，直到这些主要的结构问题得到解决。
1985年以前由于政府减税政策的优惠，装机容量增长很快，达到100多万千瓦，以后增长缓慢，近年来因为大量拆除早期安装的低效风电机，能够运行的装机容量不易统计，出现多种不同统计数字，以1995年底为例，国际能源局为177万千瓦，美国风能协会为175万千瓦，而‘风能月刊》则为165．5万千瓦，差别较大。美国风能协会估计1996年新安装的机组只有1万千瓦．主要原因是在美国常规发电成本很低，发电装机容量饱和，政府的鼓励政策不力。
鼓励政策。
80年代初法律规定电力公司必须收购再生能源发出的电力，并以固定的优惠价格收购若干年。1985年底以前对风电场的投资者联邦政府减税25％，加州政府减税25％。目前联邦政府规定再生能源每发l千瓦时电减1．5美分的生产税。有些州规定电力结构中必须有一定比例的再生能源发电，可免除财产税和销售税。
德国
90年代初出台了对再生能源利用非常优惠的政策，风电装机迅速增长，80年代后期只有1．5万千瓦，1994年底增加到63．2万千瓦，1995年底为3655台机组，113．6万千瓦，1996年约150万千瓦，以后将进入平稳发展时期，预计到2000年可达200万千瓦．
德国建立较全面的再生能源支持政策体系。包括：
1．1991年供电法规定，电力公司要全部收购再生能源所发电量，并且其标准上网电价为90％的平均销售电价．即0．16德国马克／千瓦时(相当于10．2美分)，而常规电厂的上网电价为0．10德国马克／千瓦时，这一部分差价由用户均摊。
2．政府通过研技部的250MW计划，每千瓦时支付业主0。06马克的生产补贴，但是这一补贴已在1996年被取消。
3．开发商能够向地方政府申请总投资的20％一45％的投资补贴。
4．经济部下属的德国政策银行可以为销售额低于5亿马克的中小风电场提供高达总投资额的80％的融资。
5．建立了一个较好的个人入股投资风电的机制。
开发风电的主要政府职能已经由研技部过渡到经济部。德国支持风电的激励体系取得了较大的成功，政府的规划目标很快就达到了。但是现在出现了一些发展中的问题•电力公司对风机特性提出了一些严格要求。并在一些边远风能丰富区以电网容量小而阻碍项目的实施。尽管存在一些问题，但德国风电发展仍具有潜力。
丹麦
丹麦是世界上成功地支持风力发电发展的国家之一，主要特点是政府支持再生能源的长远目标明确和融资渠道多样．由于低的税率，投资风电非常普遍，投资者和银行对风电的投资回报很有信心。在80年代末和90年代初，大约每年装机7万千瓦，1986年为1250台机组，8万千瓦。1995年底为3893台机组，63万千瓦。其中私人拥有3245台，42．5万千瓦，电力公司拥有648台机组，20．5万千瓦。只有四分之一的机组是安装在至少有5台机组的风电场内。1995年当年增加199台，9．8万千瓦，其中电力公司安装133台，6．7万千瓦。1995年风电装机容量占全国发电总装机容量1000万千瓦的6．3％。1995年风电年发电量为11．8亿千瓦时，占全国年用电量的3．7％。预计2000年装机达90万千瓦。1979年政府曾给予风电30％的投资补贴，但随着其发展，从1989年开始这种补贴就已经不复存在了。1985年政府和丹麦电力联合会签定了一个购电协议，规定国有电力公司必须购买所有再生能源所发电量，并且保证电价为平均销售电价的85％。此外，非电力公司的业主能获得退还的二氧化碳税和能源税(包括能源税的增值税)，风电的电价构成见表2—4。而电力公司作为业主时，仅能得到二氧化碳税的退还。
衰2—4非电力公司风电的电价构成
┏━━━━━━━━━━━━┳━━━━━━━━━━━━┓
┃电价构成的因素 ┃价格(丹麦克郎／千瓦时) ┃
┣━━━━━━━━━━━━╋━━━━━━━━━━━━┫
┃铺售电价的85％ ┃O．38 ┃
┣━━━━━━━━━━━━╋━━━━━━━━━━━━┫
┃能源税 ┃O．17 ┃
┣━━━━━━━━━━━━╋━━━━━━━━━━━━┫
┃二氧化碳税 ┃0．10 ┃
┣━━━━━━━━━━━━╋━━━━━━━━━━━━┫
┃ 能源税的增值税(25％) ┃O．04 ┃
┣━━━━━━━━━━━━╋━━━━━━━━━━━━┫
┃总计┃0．69 ┃
┗━━━━━━━━━━━━┻━━━━━━━━━━━━┛
通过这种方式，风电的电价就由原来的0．38增至0．69丹麦克郎／千瓦时。
电力公司是发展风电的主力军。对于其他业主既可以与电力公司联合开发，又可以独立开发。对于非电力公司的业主．如果投资的风电场容量低于业主每年耗电等效量的1509，6，此风电场的投资收益可得到免税。独立业主可以在20年期限内折旧风电机。业主仅负责并入11kV电网的费用，电力公司负责并入更高电压等级的费用以及电网延伸的
费用。
荷兰
荷兰的风电开发较早，1987年装机1．6万千瓦，1990年达到4．9万千瓦．以后发展较快，1994年为15．3万千瓦．1995年底为25万千瓦，1996年约27．7万千瓦。到2000年时可能达到75万千瓦。1990年荷兰政府制定了国家环境战略来完善再生能源的支持机制．它包括如下三个方面的政策。
1．温室气体减排费
为了减少二氧化碳等温室气体的排放．电力公司必须购买所有的再生能源发电力，并且可以增收小用户电费最多达2％，用于补贴再生能源发电。
2．再生能源发电的优惠电价火电和核电的平均电价为8～8．5荷兰分／千瓦时，而风电平均电价为13～14荷兰分／千瓦时，最高达20．3荷兰分／千瓦时。风电与常规电能的电价差额主要由温室气体减排费来支付。
3．投资补贴
荷兰能源环境部可向风电投资者提供高达总投资额的35％的补贴。电力公司是风电的主要投资者和开发商。
1996年初，再生能源支持政策有所变化，支持重点由过去的政府拨款转移到税收鼓励。在风电开发商和荷兰电力联合会签定的协议中，2MW"以下的风电项目的标准上网电价为每千瓦时16．3荷兰分(大约10美分)，这一电价由环保奖励费5．4分、生态税3分和基本发电成本7．9分组成。另外，对于再生能源，增值税由17．5％减少到6％。同时还建立了一个新的税收和再生能源投资基金等支持机制。
英国
90年代初装机不到1万千瓦，政府推行非化石燃料义务法(NFFO)后才有较大发展，1994年达到17万千瓦，1995年底20万千瓦，1996年约26．9万千瓦。预计2000年约60万千瓦。1989年，国家电力法明确提出实施非化石燃料义务工程以减少二氧化碳的总排放量，要求所有地区电力公司必须购买所有非化石燃料的上网电量，并付给一个优惠上网电价，其与平均电价的差值由全网摊销。1992年共向用户非化石燃料义务税为全年电费总收入的11％，其中2％用于补贴再生能源，其余用于核电．
1990,1991和1994年，共公布了三批非化石燃料项目计划。在1994年的项目中，风电电价第一次实行真正竞标。超过1．6Mw的风电项目的平均电价为6．9美分／千瓦时，而其他小项目的电价为8．5美分／千瓦时。1992年的再生能源咨询专家组的报告中指出，再生能源具有经济可行性和环境可接受性的前景，政府应确定2000年再生能源总的发展目标为150万千瓦。
虽然英国是一个较晚地实施市场激励机制来鼓励风电发展的国家，但是由于非化石燃料义务计划的实施，其风电发展速度很快。竞争机制的引入增加了对风能丰富场址的需求，同时也引起了环境组织的反对(主要是生态和噪音问题)。这种情况和其他国家非常相似，快速增长，高风速和弱网地区的饱和以及环境组织的反对。但与其他欧洲国家不同的是，刚刚私有化的英国电力公司积极参与风电场建设，地区电力公司在多数风电场有股份。
通过补贴等方式，国家电力公司和国家风电公司在风电开发中起着举足轻重的作用。在1994年的第三期非化石燃料义务计划中，他们获得了70％购电合同。很可能非化石燃料计划再执行几年后就结束了．未来的英国风电发展将简单地依靠市场机制和公众对“绿色电力”的态度。今后的政府换届很可能改变激励机制，但是风电发展的趋势是不可阻挡的。
西班牙
从90年代起西班牙的风电发展很快，1990年不到l万千瓦，1994年达到7．2万千瓦，1995年底为12．6万千瓦，1996年约21．5万千瓦，预计2000年约70万千瓦。1991年西班牙政府通过了国家能源规划(PEN)，包括1991～2000年节能和高效利用能源规划(PAEE)。这个规划中制定了到2000年装机168MW的目标，在1995年就会超过。1995年3月又通过了新的PAEE，这个规划没有推荐任何具体的风能目标。西班牙在今后5年中将是风能利用最活跃的国家之一。它具有优越的风能资源，以及比北部欧洲国家更少受限制的空间。西班牙制造商与其他成立早的风电机制造商建立了合资企业。1995年取得极为迅速的增长，至少会继续发展5年。扩展规划中的一个重要因素是西班牙电力公司与贸易联盟达成了一项协议。基于从不同发电形式可能创造更多的就业机会，贸易联盟同意电力公司将2000年的目标定为75万千瓦。
国家补贴政策的依据是“节约与有效利用能源规划”，其中规定对再生能源进行补贴。1995年有13个风电场项目分别获得投资额14％～27％的补贴，总投资额ESP(比塞塔)210亿(1750万美元)，装机容量14万千瓦。
1994年国家法律规定非常规发电在电力结构中的比例要从1990年的4．5％增加到2000年的10％。其中对风电上网电价有特殊规定，而且购电合同期至少5年。
印度
最近几年在发展中国家里印度是风电装机增长最快的。80年代末约2万千瓦，1993年3万千瓦，1994年底20万千瓦，1995年和1996年分别装机43万千瓦和25万千瓦，累计分别达到55万千瓦和81万千瓦。主要原因是随着经济的发展，新的电力需求大，政府重视开发再生能源，制定了许多优惠政策，由非常规能源部统一规划和管理。印度的电力正在迅速发展，缺电依然严重，对电力的需求以每年800的比率增长，一部分是由于现有用户的需要。一部分是因为正在进行农村电气化工程。目前总的发电容量大约是7200万千瓦，估计高峰时缺电20％，而对整个系统平均为10％，新增装机容量每年约400万千瓦。
作为第八个五年计划(1993～1997)的一部分，印度政府提出了一个综合配套工程项目，促进250万千瓦再生能源的建设，其中60万千瓦是风电。这个项目包括资金筹措、选址、电能利用、进口关税及风力资源测量，由非常规能源部组织实施，印度再生能源发展局负责资金的筹措。目前项目的目标已经实现。
鼓励政策：
进口关税税率有利于引进技术和国产化．即国内不能制造的部件免税，已国产化的征高税．塔架进口税率为65％，整机为25％。
政府允许风电场在第一年100％折旧，头五年免所得税。由于印度缺电严重，对企业按指标供电。政府鼓励企业投资风电，其电量可“储蓄”在电力公司，拉闸限电时享有优先供电的权利，企业也可利用公用电网，只交2％的过网费。印度再生能源发展局为风电项目提供比商业贷款利率低的"软贷款”
【文/观察者网 吕栋 编辑/周远方】
缺电曾是一件让尼泊尔人民十分头疼的事情，10年前当地每天停电达14小时。随着“基建狂魔”中国企业的到来，有“尼泊尔三峡”之称的上塔马克西水电站被成功建成。不仅成功解决当地缺电问题，更让尼泊尔暂时成为一个电力“过剩”的国家。
2021年11月，尼泊尔一举改变长期依赖印度进口电力的 历史 ，开始向印度兜售水电。但莫迪政府为了限制中国企业在尼泊尔的投资，要求尼泊尔只能出口两个印度投资的水电站的电力，凡是中国和巴基斯坦投资的水电项目一律不能向印度出售。
印度目前面临电力短缺。这个南亚国家超过70%的电力依赖火电，随着全球煤炭价格暴涨，印度煤炭进口量跌至两年来的最低点，全国135座燃煤火力发电厂，超过一半运行陷于挣扎。
鉴于莫迪政府只是限制从中国投资的发电项目买电，并未限制从中国企业承建的水电站项目买电，尼泊尔已经提议向印度出售总量超过620兆瓦的水电，来源就包括中企承建的上塔玛柯西水电站。
印度还在犹豫是否接受这一提议，但留给它的时间已经不多了。尼泊尔学者指出，尼泊尔周边地区水电资源开发程度低，能源匮乏，该国正被不断扩大的能源市场所包围，除印度之外，潜在买家还有中国西藏地区和孟加拉国。
BBC报道截图
中企建成尼泊尔最大水电工程
2021年11月初，印度中央电力局宣布允许尼泊尔向印度出口电力。这对尼泊尔来说具有里程碑意义，因为这是这个喜马拉雅山区国家首次向外出口水电。按照计划，尼泊尔将通过印度能源交易所（IEX）向印度出口39兆瓦电力。
尼泊尔位于喜马拉雅山脉南麓，北面与中国青藏高原接壤，东南西三面被印度环绕，是南亚次大陆最北端的山区内陆国。尼泊尔背靠雪山，境内河流较多，水位落差大，水电资源丰富，据统计蕴藏量达83吉瓦，其中43吉瓦可用于水力发电。
尼泊尔地理位置示意
虽然尼泊尔水力资源丰富，但由于基础设施建设能力薄弱，导致该国水电资源开发量较小。过去数十年，尼泊尔均以缺电形象示人。
2013年，世界经济论坛曾将尼泊尔电力供应质量排在144个国家中的第143位，相当于倒数第二。斯里兰卡能源论坛也曾在比较南亚国家电力供应时指出，尼泊尔电力容量和负荷削减问题最为严重。
2014年，在印度总理莫迪访问尼泊尔期间，两国正式签署跨境电力贸易协议，尼泊尔也成为首个利用IEX跨境平台进行贸易的印度邻国。但由于缺电，长期以来都是尼泊尔从印度买电。在2019年需求高峰期间，尼泊尔一半以上的电力需要从印度进口。
因此，这次尼泊尔向印度出口电力，对尼泊尔能源行业来说是一个巨大转折，标志着尼泊尔通过出口水电来促进国家繁荣的长期梦想得以实现。
尼泊尔能实现这个梦想，“基建狂魔”可以说是功不可没。自上世纪60年代开始，中国企业就开始依托援助工程进入尼泊尔市场，80年代开始涉足承包工程市场，至今已经成为尼泊尔承包工程市场的主要参与者，为尼泊尔经济建设作出重大贡献。
中国商务部对外投资合作国别（地区）指南（2020版）
尤其是在工程量大、难度高的水电建设领域。2010年8月，中国电建前身中国水电集团与尼泊尔电力局签定上塔马克西水电站（Upper Tamakoshi Hydropower Project）土建标施工合同。该水电站位于海拔2000余米的中尼边界，是尼泊尔迄今为止装机容量最大的水电站，被称为尼泊尔的“三峡工程”。
2021年7月5日，经过长期艰难施工后，总装机456兆瓦、总投资840亿尼泊尔卢比（约合人民币44.86亿元）的上塔马克西水电站开始并入尼泊尔国家电网发电；8月初，中国电建所属水电十一局将这个尼泊尔最大的水电工程正式移交；8月17日，上塔马克西水电站6个机组中的4个开始满负荷发电，发电量为304兆瓦。
上塔马克西水电站 图源：中国电建
作为尼泊尔史上政府投资最大的水电站，上塔马克西水电站被誉为“国之荣耀”。2018年4月，时任尼泊尔国家总理的奥利在视察水电站时表示：“上塔马克西水电站早一天发电，尼泊尔人民就能早一天受惠，我们等待着中国电建给我们带来的光明，我们盼望着更好的日子。”
中企承建的上塔马克西水电站正式投运，不仅将为尼泊尔GDP贡献约1%的产值，更标志着尼泊尔正式进入“电力过剩”时代。在此之前，尼泊尔电力局可以供电440兆瓦，其下属的国营电力公司可以供电457兆瓦，私营电力公司可以供电508兆瓦，无法满足尼泊尔高峰时段1500兆瓦的需求。
现在上塔马克西水电站并网发电后，尼泊尔总的水力发电量已经接近1900兆瓦（雨季时期），大幅超出高峰时段的需求量。更重要的是，尼泊尔还有多个水电站正在建设中，总装机容量高达4642兆瓦。怎么把多余的电力转化成价值，已经成为尼泊尔政府“幸福的烦恼”。
时任尼泊尔国家总理的奥利在视察上塔马克西水电站 图源：中国电建
严重缺电的印度陷入纠结
在中国企业帮助下，尼泊尔顺利完成从贫电国家到富电国家的转型，它的邻国印度却陷入电力危机。
一方面，印度70%的发电量均来自于煤炭火力发电，随着全球煤炭价格上涨，印度煤炭火力发电厂出现严重的煤炭紧缺；另一方面，印度承诺到2070年实现碳中和，如果不找到替代能源，这一目标就无法实现。
从尼泊尔购买便宜的水电资源，对印度来说无疑是相当具有性价比的选择。印度也确实在这么做。在环保人士看来，这对尼泊尔和印度来说都是积极的一步，因为这不仅有助于印度缓解电力短缺、减少碳排放，还可以帮助尼泊尔实现出口水电以促进经济增长的梦想，缓解对印度严重的贸易逆差。
但印度的想法有点复杂。尼泊尔媒体报道，印度虽然同意购买尼泊尔两个水电站39兆瓦的电力，但这两个水电站都是新德里投资的。而中国和巴基斯坦投资的水电站发出的电，印度将不会购买，理由是这两个国家与印度接壤且没有与印度签署电力贸易协定。
《外交学人》援引尼泊尔专家的分析指出，印度这种做法是荒谬且适得其反的，因为尼泊尔任何一家公司生产的电力都是先并入国家电网，然后再进行分配和输送的。
印度这项限制政策出台于2021年初。在印度2021年2月公布的《关于特定实体批准和促进电力进出口（跨境）的规范》中，莫迪政府设置一项条款：若尼泊尔出售的电力来自“与印度陆路接壤邻国投资的发电项目”，向印度出口就会受到某种限制。在尼泊尔官员看来，鉴于中印两个地缘政治对手之间的紧张关系，该政策意在限制中国对尼泊尔电力部门的投资。
《加德满都邮报》报道截图
尼泊尔媒体分析称，这在某种程度上表明莫迪不仅在境内限制中国投资，还强势运用国内法规，企图在其他南亚国家限制中资；另一方面，莫迪政府此举将为其他第三方国家开启非黑即白、选边站队的恶劣先例。若印度此类政策继续推广，势必会对第三方国家保持对华正常经贸往来、共建“一带一路”的进度造成阻力。
但莫迪政府的企图未必能得逞。目前，印度国内严重的电力短缺问题正愈演愈烈。在经历致命的第二波新冠疫情后，随着印度经济复苏，该国对电力的需求急剧上升，而全球煤炭价格暴涨严重打击了印度企业进口煤炭的积极性。在印度专家们看来，印度进口更多的煤炭以弥补其国内的电力短缺不是解决问题的选项。
两个月前，印度电力部长库马尔辛格曾表示，印度应该为未来5到6个月的电力短缺做好准备。负责印度80%煤炭供应的国企印度煤炭有限公司（Coal India Limited）前总裁佐赫拉·查特吉则警告称，如果缺电情况持续下去，印度这个亚洲第三大经济体将难以重回正轨，减少对煤炭的过度依赖和更积极地推行可再生能源战略十分紧要。
在此背景下，印度肯定希望从尼泊尔进口更多水电。莫迪政府限制从中国投资的发电项目买电，但未限制从中国企业建设的水电站项目买电的态度十分暧昧。目前，尼泊尔已经提议向印度出售总量超过620兆瓦的水电，来源就包括装机容量为456兆瓦的上塔玛柯西水电站，印度正在考虑这一提议。
有尼泊尔专家认为，向印度出口的电力价格过于便宜。他在《外交学人》杂志撰文指出，尼泊尔目前向印度出售电力的平均价格是每千瓦时4.33尼泊尔卢比（约合人民币0.23元），而尼泊尔电力局在雨季（河流水位高时）以4.80卢比的价格从生产者那里购买同样的电力，在冬季（水位下降时）更以8.40卢比购买。从长远来看，向印度低价出售将限制尼泊尔工业的竞争力，并引发国内不满。
《外交学人》杂志报道截图
而在南亚地区，存在电力进口需求的也不只印度一国。上述学者指出，尼泊尔周边地区水电资源开发程度低，能源匮乏，该国正被不断扩大的能源市场所包围，印度之外还有中国西藏和孟加拉国。尼泊尔政治分析家也担心，如果单纯依靠印度市场的话，尼泊尔有可能被卡脖子，电力或将成为印度控制尼泊尔的新工具。
与此同时，考虑到向印度出口电力存在不确定性，尼泊尔也在鼓励国内对电力的消耗：一方面下调国内家电的进口关税，另一方面降低家庭用电价格。还有分析人士指出，即便印度对中国投资的水电项目有限制，但尼泊尔可以把中国投资的电力用于国内销售，而把尼泊尔和其他国家投资的电力出售给印度。
不过，即便尼泊尔未来可以向印度大规模出口电力，该国还有一些问题亟待解决。最重要的就是电力供应的稳定性。2021年7月，尼泊尔多地爆发洪水，多个水电站为保证安全被迫关闭。这导致该国电力短缺，只能从印度进口电力。除此之外，尼泊尔雨季期间许多输电线路的地基也受到很大挑战，同时该国向境外输送电力的国际输电线路也有待完善。
在5月10日的一次采访中，印度电力、煤炭、可再生能源和矿产部长皮尤什.戈亚尔(Piyush Goyal)在接受采访时表示，印度不会允许别国尤其是禁止印度公司投资的国家在印投资。
印度电气与电子制造商协会(IEEMA)总干事苏尼尔.米斯拉(Sunil Misra)则表示，这一举措将在很多方面帮助印度，包括保护印度网络免受网络攻击等，因为电力行业正越来越多地使用智能技术和控制系统进行驱动。
米斯拉还声称：“我们若要购买关键基础设施的商品和服务，只应该从一个与我们没有严重分歧的国家中购买。我们不会从中国购买战机或航母，与此类似，考虑到电网正变得越来越智能化，越来越容易遭受网络攻击，我们也不应该从他们那里购买智能传输和配电设备。”
印度一位电力部门的高级官员称，根据下月预计将会出台的一份正式办公备忘录，对于那些不允许印度实体进入其电力传输部门的国家，这些国家的企业也将不能进入印度的电力传输部门。未来，这一限制还将逐渐扩展到发电和配电领域。
印度官员们声称，这种新的以“互惠”为基础的做法将会影响到在印度电力输送部门寻求投资的中国企业。中国出于安全考虑不允许海外投资涉入其电网，但印度允许外商在其电力领域开展直接投资(FDI)。
Facebook今日宣布，将把温室气体排放量减少75%。在2020年底前，Facebook在全球的运营将100%使用可再生能源。
在此之前，硅谷科技巨头苹果公司和谷歌已实现100%使用可再生能源的目标。苹果今年4月曾宣布，已实现10年前定下的目标，目前全球所有设施100%采用可再生能源供电。这意味着，苹果位于美国、英国、中国和印度等43个国家和地区的零售店、办公室、数据中心和其他场所设施已100%采用可再生能源。
相比之下，谷歌称已在2017年实现该目标。今年6月，三星也表示，将在提高能源效率和促进减排上持续推进。作为这一努力的一部分，三星计划到2020年其在美国、欧洲和中国的所有工厂、办公楼和运营设施将100%使用可再生能源。
Facebook今日称，该公司将成为全球最大的可再生能源企业买家之一。Facebook还称，将温室气体排放量减少75%也是该公司继续支持《巴黎协定》承诺的一部分。
Facebook表示，公司已签署超过3千兆瓦的太阳能和风能购买协议。除了改善环境，投资可再生能源还能为可再生能源生产地创造就业机会。
2015年Facebook曾定下目标，争取在2018年实现50%的可再生能源使用比例。但Facebook提前一年，在去年就实现了51%的比例。
印度多地煤炭存量告急，能源危机首先应该通过对应的进口来解决，其次是需找替代的能源，再者是利用风力来发电，另外是利用焚烧垃圾来发电。还有是利用水利来发电。需要从以下五方面来阐述分析能源危机如何解决。
一、通过对应的进口来解决
首先当印度当地的多地煤炭告急的情况下可以通过对应的进口渠道来解决问题，这是非常重要的一个环节，因为对于印度而言如果没有充足的煤炭资源对于自身的发展会存在一定的影响，很多的工业生产将会面临停工的局面。
二、需找替代的能源
其次是寻找对应的替代能源，可以寻找一些清洁的能源，比如天然气，这样自己不会污染到环境的发展，同时还可以满足一些热量的需求，因为天然气的产热量非常高，比煤炭的作用还高。
三、利用风力发电来解决
再者是利用风力发电来解决对应的问题，很多时候如果没有充足的煤炭来发电的话，是可以通过一些风力渠道来发电的，这是非常清洁的能源，设立一些大型地风力发电机，这样子可以解决部分的能源问题。
四、利用焚烧垃圾发电
另外是利用垃圾焚烧来发电，这也是发电的一种好方式，对于很多的人群而言这是一种垃圾在利用的方式，可以很好地解决对应的一些垃圾去处的问题，所以在这方面他们应该做得更到位一点。
五、利用水力发电来解决
还有就是利用水利来发电，应该在合理的地方设立一些水力发电设置，只有这样子才可以更好地利用天然的资源优势区发展一些自然存在的资源，并且可以为印度人民的电力供应做出巨大的贡献。
印度应该做到的注意事项：
和一些产煤国进行联系多进口一些煤炭。
一、美国重视保护本国矿产资源
美国是世界上少数几个矿产资源非常丰富的国家之一，美国矿业立法非常早，水平也非常高。但目前，美国已不限于开发国内矿产资源，而更倾向于通过矿业资本输出，开发他国的矿产资源，以保护本国的矿产资源及环境。
这一点从美国矿产品净进口依赖程度就可以看出来，石油50%依赖中东，铝土矿、萤石、石墨、云母、铋、铌、锰、锶、铊、钍等100%依赖中国、印度、南非、墨西哥等国，铂、钯、锡、锑、钾、钨、铬、钴、锌、镍等70%以上依靠进口，尽管美国本土这些资源的储量也相当可观。
美国已经形成了完备的保护本国矿产资源的法律体系。早在1923年2月27日，美国总统哈丁就颁布了第3797A号行政命令，将总面积达10万平方公里的阿拉斯加列入国家石油储备基地并禁止开采，正式开启了国家矿产资源基地储备的先例。1950年，美国国会通过的《国防生产法》，要求政府将稀有金属转换为军需生产和储备。1964年，美国国会通过《荒原法》，建立了国家荒原保护体系，划入的土地已达388512平方公里，在这些潜在的含矿土地上，不能从事矿产勘探和开发活动。20世纪80年代，里根政府制定的《国家物资和矿物方案》规定：“必须执行物资和矿物政策计划，以确保一旦爆发战争和国家处于紧急状态时，美国有能力派出和支持战斗部队，也不会因为缺乏关键原料而受到影响。”1982年美国战略矿物原料特别工作组向国会提交一份报告指出，美国必须采取行动加强战略物资储备，并着力开拓全球资源。在这一战略指引下，美国对战略性资源实行了严格的开采管理，对那些即使美国能够自给的矿产也在设法增加储存量。美国阿拉斯加州、科罗拉多州、犹他州及怀俄明州等拥有丰富的石油储量，但均被划为国家石油储备基地，实施“只探不采”的储备政策。美国是世界上最大的产铀国，但长期以来美国一直从国外大量购买铀用作储备。美国的稀土储量居全球第二位，但从1999年就已逐步停止开采本国的稀土资源，并通过政府拨款等形式不断增加稀土等战略性资源的储备规模。
1981年下半年，里根政府决定拨出1亿美元购买战略资源(其中包括62种矿物、金属和其他原料)，1982年又决定拨款125亿美元专门购买铬、钴、钨、矾土等战略资源。到1985年年末，美国储备的战略资源已达到63类93种。美国外交政策的一个核心内容，就是设法确保美国在全球范围内拥有持续、稳定和价格合理的资源供应。美国凭借其强大的经济、军事实力，通过一系列重要政策措施，逐步建立起一整套面向全球的多层次、多渠道的矿产资源供应保障体系，逐步形成了对全球战略性资源具有市场控制力的定价权。
为了打破中国对稀土出口的限制，2010年3月，美国众议员麦克?考夫曼提出了一项法案，要求国防部和其他联邦部门振兴美国的稀土工业，并呼吁建立国家的稀土储备，并要求国防储备中心在法案生效后，从中国购买可供五年使用的稀土。
二、日本官方与民间共同抓储备
日本是世界上矿产资源最匮乏的国家之一，日本经济产业省的数据显示，日本有储量的矿种仅有12种。日本对多种有色金属的进口依赖度平均在95%以上，99%的石油、73.3%的煤炭、99%的铁矿石以及100%的镍、锰、钛等稀有金属均依靠进口。
日本政府从20世纪60年代就开始了海外矿产资源的摸底调查活动，政府运用财政、政策、立法等杠杆，建立起海外矿产资源勘察补助金制度，成立特殊金属协会负责民间储备的运作，并成立独立行政法人石油天然气金属矿物资源机构负责稀有金属国家储备的运行。通过向资源国输出技术、资本以及人力资源，积极参与海外矿产资源的开发，积极实施国家储备和民间储备，基本保证了国家经济发展所必需的矿产资源的稳定供应。1974年，日本通产省确定将有储备必要性、具备储备条件的铜、镍、铬、钨作为储备矿种。1976年，日本社团法人特殊金属储备协会利用政府出资，开始了日本民间储备的运作。1981年，日本有色金属矿物资源安全提出14种金属作为政府储备矿种。1982年，日本经济安全保障问题特别委员会发表了题为《经济安全保障的确立》的报告书，指出供给结构脆弱的16种金属中，7个矿种需要进行国家储备，奠定了现在储备矿种的基础。1982年通过特殊金属储备协会，在民间开始运行储备制度。1983年，日本决定由日本矿业事业团负责国家储备的运行，并建立了国家储备和民间储备的协作制度，确定了国家储备对象矿种为镍、铬、钼、锰、钒、钨、钴。1985年日本在茨城县建设了占地面积达37000平方米的国家储备仓库，并将共同储备物资分批转移到国家储备仓库。国家储备仓库设有专门的管理中心，定期对仓库设施、计量检测设备进行维护和检查，并对收储物资进行定期检查，防止品质下降，以保证储备物资抛售制度的有效运行。
日本对战略物资储备的重视程度远远超过世界其他国家，其储备量也相当可观。以石油为例，2009年4月日本石油的国家储备量达到相当于103天的原油进口量，与民间石油企业石油储备量相加，达到8608万千升（1168升等于1吨），相当于184天的原油进口量。而对于号称“现代工业维生素”的稀土，日本更是从中国进口并储备了可供使用20年以上的单一高质量稀土。
日本不但重视对战略物资进行储备，还非常重视相关资源的替代研究。在中国出台限制稀土出口政策后，日本媒体透露了日本一直在进行的相关研究。据《朝日新闻》报道，日本海洋研究开发机构正在研制一种新型海底勘察机器人，以寻找沉睡在海底的稀土资源。这项研究拟投入资金30亿日元，由东京大学和高知大学、东海大学联合开发，将在2011年正式投入勘察。此外，2007年日本政府还设立了“代替稀有金属开发项目”，目的在于通过政府与科研机构联手开发新材料以代替天然的稀有金属。日本文部科学省也制订了“元素战略开发计划”，以有效合理地利用稀少金属。日本经研究还发现，在大量的废手机、废电池等工业废物中，含有大量的稀有金属，可以称其为“都市矿山”。已经有日本企业从可充电电池中回收到多种稀有金属，这项技术将在2011年正式投入生产，预计每月可提炼各种稀有金属6~10吨。
此外，日本还非常重视到海外参股外国矿山，以实现变他国资源为自己资源的目的。据统计，在澳大利亚24个主要矿山中，日本企业重点投资8家，参股16家。日本政府规定，只要企业能够获取海外油田、矿山权益，政府便会提供低息贷款，并无偿给予国家研发的技术支持。
三、澳大利亚视矿山如命根
澳大利亚的矿产资源极为丰富，储量排在世界前列的有铁矿、氧化铝、黄金、镍、铀、钻石、钛铁矿、稀土、天然气等，其中氧化铝在世界排名第一位，钛铁矿和镍、钻石、铀排世界第二位，铁矿石排世界第三位，稀土储量排世界第四位。
澳大利亚矿产资源不归联邦所有，而归各州所有，因此没有统一的矿业法，联邦政府只是通过几个单项管理特种矿产的法律进行宏观控制。例如通过矿产品出口许可证来控制矿产的合理开发和有计划有组织的出口。对于那些不合理开发利用矿产资源的公司，联邦政府则不允许其产品出口。联邦政府对矿产资源的管理，表面上看起来管得不多，但管得很实，很有成效。比如联邦政府会通过控制出口来控制资源的有序开采，储量的合理使用。以澳大利亚铀矿资源为例，尽管澳大利亚有十分丰富的铀矿资源，但为了防止过度开采和造成国际铀价下跌，联邦政府规定在同一时期内，全国至多只允许三个铀矿开采，只有其中一个铀矿停止开采后，才可再开一个铀矿。
澳大利亚矿产资源在开采环节的监督管理主要是通过各州政府能源部下设的采矿监督处来管理，主要从三个层次进行监督，一是严格审查采矿人开采矿产资源的技术实力，看其是否具备开矿条件，能否充分合理开采矿产资源。二是严审采矿计划，采矿计划应描述开采对象、开拓方式和采矿方法。采矿计划获批准后，必须严格遵守，如有违背，则强令停产整顿，并予以罚款。三是监督采矿过程中的环境保护和安全生产。
近年来，为了保证本国的战略利益，澳大利亚外商投资审核委员会加大了对欲进入澳大利亚矿山领域的投资者的审查力度，任何购买澳大利亚企业股份比例超过15%以及收购资产在5000万澳元以上的收购项目，都必须接受澳大利亚外商投资审核委员会的审查。任何有可能损害澳大利亚利益或影响澳大利亚公司运营和发展的投资，都会被拒之门外。中冶集团欲投资4亿美元收购兰伯特角铁矿有限公司及首钢收购吉布森矿山的合同，就被澳大利亚外商投资审查委员会否决。至少已经有40家中国公司在该委员会的压力下，撤回了递交给该委员会的交易申请。
四、印度长期实行进口替代政策
印度的矿产资源十分丰富，一些矿产的储量和产量在世界市场上占有重要位置。印度铬铁矿、煤／褐煤、重晶石产量居世界第三位，铁矿石产量排名第四位，稀土产量居世界第五位，铝土矿和锰矿石产量均居世界第六位。其他主要矿产还有金、铜、锰、石英和宝石以及建筑石材等资源。印度政府认识到大自然没有赋予印度所需的全部矿产资源，因此，必须采用科学的采矿和选矿方法，最好地利用所有的矿产资源，保证基础矿产和战略矿产供应，争取避免在发生国际冲突时印度的核心工业生产中断。因此，长期以来，印度一直实行进口替代政策，矿产资源开发立足于满足国内需要，优势矿产品只有在满足国内需求的前提下才可以出口。
印度是联邦制国家，印度宪法明确规定矿产资源属公共财产，由政府管理，领海和专属经济区的矿产由中央政府负责管理，能源矿产、放射性矿产由联邦政府负责管理，陆上其他矿产由各邦政府管理其境内矿产，各邦政府建立有专门的矿业管理机构，负责具体管理，包括发放勘察和开采许可证以及相关的管理工作。但一些重要的矿产，如金、铜、铅和锌等的许可证发放，必须得到联邦政府主管部门的批准。
印度的矿产资源开发与管理主要由中央煤炭矿山联合部负责，下属煤炭部和矿业部。印度煤炭部对全国煤炭开采的规划、政策制定、开采许可证的批准全权负责。印度矿业部是印度矿业管理机构，负责管理除能源矿产以外的所有矿产的地质调查与勘探工作，负责审查批准采矿规划和计划书，开展提高矿石品位的新工艺，提供矿物开采可行性的技术方案等。矿业部下设印度地质调查局、印度矿业局。印度地质调查局负责地质填图、区域矿产资源评价和专属经济区资源评价。印度矿业局主要职责包括：一是按法律规定监督地矿工作的进行；二是通过业务指导、技术服务保护矿产资源，保护环境，并提供各种技术服务和咨询服务；三是发布矿山、矿产开发利用方面的统计信息等。
印度一直比较重视引入外资开发本国矿产资源，但在引入外资过程中，一直坚持以我为主的原则，坚决实现印度本国利益最大化。例如中日发生稀土纠纷后，日印双方签署了“全面经济伙伴关系协定”，印度向日本开放稀土加工市场，但拒绝日本企业直接开采稀土矿，并且，印度开放本国稀土加工市场的前提是日本要向印度提供民用核能、清洁煤炭技术、可再生能源技术等先进科技成果。
从征求意见稿在出口方面的规定来看，稀土产品出口分为鼓励类、允许类和禁止类，严格禁止各类稀土矿产品、混合氟化稀土、混合碳酸稀土等各类混合稀土盐类产品出口。位列出口产品许可类目录的是清一色的轻稀土产品，镧、铈、镨、钕的氧化物、碳酸盐、硝酸盐、氯化物、氟化物、硫酸盐、醋酸盐、氢氧化物、草酸盐……各种轻稀土的初级产品都被划为出口允许类产品。而重稀土的主要金属元素铽、镝的各种初级产品以及铥、镱、镥的富集物，甚至含铥超过3%、镱超过5%、镥超过3%的各类化合物、金属或合金则统统被禁止出口。如果严格按意见稿实施的话，以轻稀土为主的北方稀土将不会因政策失去海外市场，而以离子型重稀土为主的南方稀土以后将很难走出国门。对此，工信部的解释是南方离子型重稀土为我国所独有，储量远低于北方的轻稀土，所以应该采取严厉的政策手段加以保护。
