我国风电电价构成与变动分析报告
电价执行情况报告
一、报告背景为全面了解我国电价执行情况，保障电力市场健康发展，促进节能减排，提高电力供应效率，我国对电价政策进行了多次调整。
本报告将分析我国电价执行情况，总结存在的问题，并提出改进建议。
一、电价执行情况1. 电价政策调整近年来，我国电价政策不断优化，主要体现在以下几个方面：（1）逐步推进电价市场化改革，放开上网电价，实行市场交易电价。
（2）提高环保电价标准，鼓励清洁能源发展。
（3）完善分时电价政策，引导用户合理用电。
（4）调整居民阶梯电价，提高居民用电价格敏感度。
2. 电价执行情况（1）上网电价执行情况根据国家能源局发布的数据，2019年全国发电量同比增长 4.6%，其中火电、水电、风电、核电、太阳能发电量分别同比增长4.1%、3.9%、13.7%、4.3%、8.6%。
上网电价方面，火电、水电、风电、核电、太阳能发电上网电价分别为0.379元/千瓦时、0.265元/千瓦时、0.398元/千瓦时、0.406元/千瓦时、0.624元/千瓦时。
（2）居民用电价格执行情况根据国家统计局数据，2019年全国居民生活用电量同比增长8.4%，居民生活用电价格同比下降0.2%。
居民阶梯电价执行情况良好，居民用电成本得到有效控制。
（3）工商业用电价格执行情况工商业用电价格执行情况良好，各地严格执行国家电价政策，保障了工商业用电价格稳定。
二、存在问题1. 电价市场化程度不高，部分地区仍存在电价管制现象。
2. 部分地区居民阶梯电价执行不到位，存在政策执行偏差。
3. 环保电价政策落实不到位，部分企业环保电价加收标准未达到预期。
三、改进建议1. 深化电价市场化改革，逐步放开上网电价，实现市场交易电价。
2. 加强居民阶梯电价政策执行，提高政策执行透明度。
3. 加大环保电价政策宣传力度，确保政策落实到位。
4. 优化电价结构，提高清洁能源电价竞争力。
5. 加强电力市场监管，维护电力市场秩序。
总之，我国电价执行情况总体良好，但仍存在一些问题。
风电发电量装机容量及电力价格走势分析
风电发电量装机容量及电力价格走势分析一、利用小时数回升，弃风率进入下行通道2017年前三季度，中国新增并网风电装机容量970万千瓦，较去年同期减少了30万千瓦。
其中，东、中部地区新增装机占比达到62%，风电布局延续上年以来的向东、中部地区转移趋势。
9月底，全国并网风电装机容量1.57亿千瓦，同比增长12.8%。
全国6000千瓦及以上电厂并网风电发电量2,128亿千瓦时、同比增长25.7%，明显超过装机容量增速。
全国风电累计装机、新增装机及增速2017年，弃风问题有所缓解，全国风电设备平均利用小时1,386小时、同比提高135小时。
弃风电量295.5亿千瓦时，同比减少103亿千瓦时，弃风率同比下降6.7个百分点，实现弃风电量和弃风率“双降”。
中国弃风率拐点已现。
2017年前三季度，新疆、甘肃和吉林是弃风量最高的三个省区，占全国弃风总量的77%。
其中，甘肃和新疆的弃风率分别为33%和29.3%。
虽然2017年弃风率已经在逐步下降，但离国家规划的2020年弃风率达到5%的目标还有很大距离2016年分区域风电利用小时数（小时，%）中国弃风率情况（%）2017年弃风地区分布经过连续多年爆发式增长，中国出现了严重的弃风现象，制约风电行业发展。
2012年中国弃风率达17.12%，成为有史以来弃风最为严重的一年。
2016年7月，国家能源局发布关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知，风电投资监测预警机制启动。
由于2016年弃风率居高不下，新疆、甘肃、内蒙、宁夏、吉林、黑龙江6省被核定为红色预警省份。
从2017年前三季度并网风电装机和利用小时数双双回升，可以看出，政府对风电行业的运行监管和投资预警控制，有效避免了弃风情况的进一步恶化。
随着风电投资、建设爆发式增长阶段已经过去，未来弃风率将会逐步下行。
二、风电投资持续下降提升现有产能将成重点2017年1-9月份，全国风电企业电源工程完成投资397亿元，同比下降14.1%。
我国风电电价构成与变动分析报告
我国风电电价构成与变动分析一、概念界定目前，对于风电电价的分析经常会提到两个常用的概念，一是目标电价，二是基准电价。
因此，在进行风电电价分析之前有必要首先对这两个概念进行界定。
(一)目标电价目标电价的基本含义是指当风电厂在一系列政策和措施的作用下，其上网电价达到或相当于新建火电平均上网电价时的电价，即称之为风力发电的目标电价。
目标电价并不是价格分类上的一个类别，而仅仅是为了适应研究分析而设定的一个虚拟价格。
它的高低主要取决于火电电价的水平的变动，因此，时期不同，目标电价也不同。
另外，目标电价还存在地区上的差异，因此，地区不同，上网电价亦不同。
目标电价的确定实际上就是确定全国火电平均电价。
一般来说，选择目前全国最常见的主力机型之进行计算，使结果具有较大的代表性。
国家计委能源研究所在2002进行的《中国风力发电经济激励政策》研究中选择无脱硫设施的燃煤机组为比较对象，并将其上网电价设定在0.35元 /kWh。
这就是说，如果风力发电上网电价能降低到0.35元/kWh，即意味着风力发电达到了可以同常规火力发电相竞争的水平。
这一电价，即为风力发电的目标电价。
(二)基准电价基准电价是指在不考虑任何优惠政策、完全按照商业化方式运行条件下的上网电价。
要正确确定基准电价，首先需要设计一个既能反映现实情况、又能代表未来发展方向的方案，以便为进一步的计算分析和比较提供科学的基础。
在研究中首先确定基准方案与其参数，在这个过程中要考虑机组的大型化和风电场的大型化的趋势。
国家计委能源研究所在2002进行的《中国风力发电经济激励政策》研究中假定风电场规模为100MW，选用167台单机容量为600KW的风力发电机组进行测算，结果是：发电成本0.32元/kWh(20年平均)，平均含税电价0.642元/kWh(20年)，平均不含税电价0.548元 /kWh(20 年)。
二、风电电价的构成和影响因素(一)风电电价的构成中国现行的财务核算体制下，风电电价由以下部分构成：上网电价=发电成本+税金+利润(税后)发电成本=折旧费+维修费+工资福利+保险金+材料费+转贷费+摊消费+利息+其他税金=增值税+增值税附加+所得税增值税=售电收入×8.5% 增值税附加=增值税×8%所得税=(售电收入-发电成本-税金)×33%利润=售电收入-发电成本-税金(二)风电电价的影响因素影响风电电价的因素很多，其中主要有五个方面：第一，资源状况，直接影响发电量多少。
中国风电价格形成机制分析
中国风电价格形成机制分析“中国正逢发展风电的大好时机，其未来发展很大程度上依赖于有利的价格体系基础。
”“当前政策导致的风电价格多变性和不确定性，对国内外的制造商非常不利，他们会因无法承受价格压力而对风电望而却步。
”“虽然这个研讨会提供给我们一个说话的机会，但结果会怎样，我不知道。
”10月26日，在“2006长城世界可再生能源论坛”风电价格政策研讨会上，一位风场投资商有点悲观。
在研讨会的上上下下，更多风电界人士表达了这种忧虑。
“我在内蒙古搞了20多年风电，70岁的人了，想不通为何当地差不多的风电项目价格相差那么多！”“风机技术看似不复杂，其实有‘大’与‘转’的特点，如果关键零部件走得太快，就可能出问题。
很多风力发电机组可能刚做出样品就卖了，并没有经过验证。
外界希望在保证风机质量的同时把价格降下来。
请给风机制造商一点呼吸的空间！”“我们都明了风电价格、市场和产业发展之间的逻辑联系。
中国目前的风电定价方针对中国风电产业的发展不利。
”他们的忧虑来自今年1月1日生效的《可再生能源法》及其实施细则——《可再生能源法电价格和费用分摊管理试行办法》，该试行办法并没有像他们所希望的那样采用风电固定电价的定价方法，而是保留了原有的特许权招标方式。
中国可再生能源专委会秘书长李俊峰说：“风电是一个成长中的新兴行业，需要培育、需要支持。
目前风电价格形成机制与实现这一目标有相当的距离，需要进一步完善。
”风电价格政策研讨会由中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会、绿色和平和世界风能理事会共同举办，同时还发布了《中国风力发电价格政策分析研究报告》，报告希望中国风电价格形成机制进一步完善。
变化中的特许权招标中国风电上网电价的形成机制，经历了三个不同的历史阶段：发展初期，因为发电设备基本上由国外援助资金购买，上网电价很低，其水平基本与燃煤电厂持平，每千瓦时的上网价少于0.3元。
第二阶段，上网电价由各地价格主管部门批准，报中央政府备案，这一阶段的风电价格五花八门，最低的仍是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，最高的每千瓦时达1.2元。
电价情况分析报告
电价情况分析报告1. 引言本报告旨在对当前的电价情况进行全面分析，以帮助读者了解电价的背景和趋势。
电价是一个重要的经济指标，直接影响到各个行业和个人的生活成本。
通过分析电价的变化和相关因素，我们可以更好地理解电力市场和经济状况。
2. 历史电价变化首先，我们回顾一下过去几年的电价变化情况。
根据国家能源局的数据，电价在过去五年中呈现出以下趋势：•2016年：电价相对稳定，呈现略微上升趋势；•2017年：电价出现较大幅度上涨，主要原因是燃煤电厂煤价上涨和环保成本增加；•2018年：电价持续上升，继续受到燃煤电厂的煤价影响，同时清洁能源发展投资也推高了电价；•2019年：电价出现小幅下降，主要原因是清洁能源发展规模扩大和电网改造升级；•2020年：受到新冠疫情的冲击，电价再次下降，经济活动减少导致需求减少。
3. 影响电价的因素除了以上历史趋势外，还有一些重要的因素会对电价产生影响。
以下是一些关键因素的分析：3.1 能源成本能源成本是决定电价的主要因素之一。
燃煤、天然气和核能等能源的价格波动会直接影响电价的变动。
随着清洁能源的发展，清洁能源的成本逐渐下降，这对电价的稳定和降低产生了积极影响。
3.2 国家政策国家政策对电价的影响也非常重要。
政府的能源政策、环保政策和税收政策等都会对电价产生直接或间接的影响。
政府的补贴政策和优惠政策可以降低电价，而环保要求和碳排放税等政策则可能推高电价。
3.3 市场竞争电力市场竞争状况也会对电价产生影响。
竞争激烈的市场通常会推动电价下降，而垄断或寡头垄断市场则可能导致电价上涨。
4. 未来电价趋势基于以上分析，我们可以对未来电价的趋势做出一些预测：•清洁能源的发展将继续推动电价的下降。
随着太阳能和风能等清洁能源技术的进步和成本的降低，清洁能源将逐渐成为主要的电力来源，从而降低电价。
•政府对能源的政策和环保要求将进一步影响电价。
随着环保要求的提高和政府的补贴政策，电价可能会有一定程度的上涨。
电价情况分析报告
电价情况分析报告1. 引言本报告旨在对电价情况进行分析和评估，以帮助读者了解当前的电力市场状况和相关的价格趋势。
在报告中，我们将对电价的背景和影响因素进行概述，并使用数据和图表来展示电价的趋势和变化。
2. 电价背景电价是指消费者使用电力所需支付的费用，它受到多个因素的影响，包括供求关系、能源成本、政策和市场竞争等。
不同地区和不同时间段的电价可能存在较大差异。
3. 电价影响因素3.1 供求关系供求关系是电价形成的基本因素之一。
当电力供应紧张时，电价往往上涨；相反，当供应充裕时，电价可能下降。
供求关系受到多个因素的影响，如季节性需求变化、经济增长和能源政策等。
3.2 能源成本能源成本是影响电价的重要因素之一。
不同能源的成本差异会对电价产生直接影响。
例如，使用廉价的天然气发电可能导致较低的电价，而使用昂贵的燃煤发电则可能导致较高的电价。
3.3 政策和法规政府的能源政策和相关法规也会对电价产生重要影响。
例如，政府对可再生能源的支持可能导致使用可再生能源的电价较低；相反，对碳排放的管制可能导致使用高碳能源的电价上涨。
3.4 市场竞争电力市场的竞争程度也会对电价产生影响。
在竞争激烈的市场中，供应商为争夺市场份额可能降低价格来吸引消费者，从而导致电价下降。
4. 电价趋势分析为了更好地理解电价的趋势和变化，我们收集了历史电价数据，并使用统计方法进行分析和预测。
4.1 历史电价趋势通过对历史电价数据的分析，我们发现电价在过去几年中呈现上升的趋势。
这可能是由于能源成本上涨、供需关系紧张以及政府政策的影响。
4.2 未来电价预测根据目前的市场情况和相关因素的分析，我们预测未来电价将继续保持上升趋势。
这主要受到能源成本的影响以及政府对环保和可再生能源的支持。
5. 结论本报告对电价情况进行了全面的分析和评估。
通过对供求关系、能源成本、政策和市场竞争等因素的分析，我们得出了电价上升的趋势，并预测未来电价将继续上涨。
对于消费者来说，理解电价的趋势和影响因素是明智的，可以帮助他们做出更好的用电决策。
2024年风力发电市场分析报告
2024年风力发电市场分析报告1. 引言本报告旨在对风力发电市场进行深入分析，以帮助投资者和相关部门了解市场现状，评估投资潜力。
本报告将包括以下几个方面的内容：市场规模分析、市场发展趋势、竞争格局、风力资源评估等。
2. 市场规模分析2.1 地域分布根据数据统计，当前风力发电市场主要分布在亚洲、欧洲和北美地区。
其中，中国、美国和德国是最大的市场，分别占据市场份额的30%、25%和15%。
2.2 市场收益风力发电市场在过去几年呈现出快速增长的趋势。
据统计，全球风力发电市场收益在过去五年内年均增长20%以上。
预计未来几年市场收益将保持稳定增长。
2.3 投资规模投资者对风力发电项目的兴趣不断增加，全球风力发电市场的投资规模呈稳步增长。
据最新数据显示，全球风力发电项目的总投资金额已超过3000亿美元。
3. 市场发展趋势3.1 可再生能源政策支持各国政府对于可再生能源的支持和政策力度不断加大，这为风力发电市场的发展提供了良好的机遇。
政府补贴和税收优惠等措施促进了风力发电项目的建设和运营。
3.2 技术创新风力发电技术不断创新，风力发电机组的效率不断提高，风力资源评估技术也在不断改进。
这些技术创新推动了风力发电市场的发展并提升了其竞争力。
3.3 新兴市场的发展目前，亚洲和非洲等新兴市场对于风力发电的需求不断增加。
这些市场具有巨大的发展潜力，吸引了众多投资者的关注。
4. 竞争格局4.1 主要竞争者风力发电市场竞争激烈，主要的竞争者包括西门子、金风科技、通威股份等。
这些企业在技术实力、产品质量和市场份额等方面处于领先地位。
4.2 市场份额分布目前，风力发电市场的市场份额集中在少数几家主要企业手中。
根据数据统计，前五家企业占据了全球市场的60%以上。
5. 风力资源评估5.1 全球风力资源分布风力资源的分布不均匀，主要集中在海岸线附近和山区。
北美、欧洲和亚洲的风力资源最为丰富。
5.2 风力发电潜力根据风力资源评估，全球可利用的风力发电潜力巨大。
电价情况分析报告
04
未来电价趋势预测
市场需求预测
工业用电需求
随着工业生产的持续增长，工业用电需求将 保持稳定增长，对电价产生一定影响。
商业用电需求
商业活动的繁荣将带动商业用电需求的增长，尤其 在城市地区，商业用电占比将逐渐提高。
居民用电需求
随着居民生活水平的提高，家用电器普及率 和使用频率将增加，居民用电需求将呈现稳 步增长态势。
05
电价改革建议与措施
完善市场化机制
建立灵活的电价机制
根据电力市场供求关系和成本变化，及时调整 电价，以反映真实的电力价值和市场情况。
引入竞争机制
打破地域和行业壁垒，鼓励更多的市场主体参 与电力交易，形成多元化的电力市场格局。
加强电力市场交易平台建设
完善电力市场交易规则和技术支持体系，提高电力交易的效率和透明度。
随着发电技术的不断进步，发 电效率提高，成本降低，有助 于降低电价。同时，智能电网、 储能技术等的发展也将对电价 产生深远影响。
03
历史电价变动情况回顾
近年电价走势
总体趋势
近年来，我国电价总体呈现波动 上升趋势，受能源价格、供需关 系、政策调整等多方面因素影响。
不同地区差异
各地电价受当地资源禀赋、经济 发展水平、电力供需状况等因素 影响，存在较大的地区差异。
电价机制不完善
当前电价机制未能充分反映市场供求 关系和成本变化，导致电价水平不合 理，影响了电力市场的公平竞争和资 源配置效率。
新能源接入对电价的影响
随着新能源的大规模接入电网，其波 动性和不确定性给电力系统的稳定供 应带来了挑战，同时也对电价制定和 调整提出了更高的要求。
交叉补贴问题突出
不同用户类别之间存在较大的交叉补 贴，使得部分用户承担了过高的电价 负担，而部分用户则享受了过低的电 价优惠。
中国风力发电价格政策分析研究报告内容摘要
法， 而是保 留了原有的特许权招标方式。
到 ２０ ０ ６年 ９月 ，中国连续组织 了四期风电特许权项 目招 ２ 国 际 经 验
标 ， 涉及 １ 个风 电项 目， 共 １ 每个 项 目装机 容 量至 少在 １ 万 ｋ ０ Ｗ
中国政府对 ２ ２ ０ ０年 的风 电发展 目标进行 了修 改， 将风 电装机
从第二期招标开始 ，风 电特许权招标的规则也在不断调
容 量 由 ２０ ０万 ｋ 增 至 ３０ ０万 ｋ 。 ０ ５年 底 ， ０ Ｗ ０ Ｗ ２０ 已建成 ６ 整。 １ 对风电机组本地化率的要求提高到了 ７ ％ ； ０ 电价不再是对 个 风 电场 ， 装 １ ６ 安 ８ ４台风 电 机 组 ， 国 并 网 风 电 装机 容 量 达 投标人排序 的唯一依据 ，而是综合考察投标人的综合实力、 全 技 到 １ ６６万 ｋ ， 电装 机 容量 位 居 世 界 第 ７位 ， 洲 第 ２ 。 ２． Ｗ 风 亚 位 术 方 案 、 网 电价 和 经 济 效 益等 ； 电设 备 制 造 商 也 得 到 作 为 上 风
维普资讯
究报告 内容摘要 中国风力发电价格政策分析研
国家发展和改革委 员会能源研 究所 时骡丽
０ 前 言
电价 为主要评标标准 ， 同时考虑 设备本地 化率指标 ， 通常承诺
近 年来 ， 国在 风 电发 展 上取 得 了可 喜 的成 就 。２ ０ 中 ０ ５年 ， 上 网电价最低和设备本地 化率最高的投标人 为中标人。
为鼓 励 风 电及 其 他 可 再 生 能 源 的技 术 进 步 和 产 业 市 场 发
以上。特许权项 目规定 ： 为鼓励提高国产 风电机组在市场上 的 展 ， 世界许多国家 ， 特别是欧洲 国家 ， 都采取 了一 系列的支持机 竞争力， 得标者风电机组采购的本地化率不得低于 ５ ％。 目 ０ 项
中国风电及电价发展研究报告
中国风电及电价发展研究报告中国-丹麦风能发展项目办公室中国可再生能源专业委员会2009年11月14日目录一、中国风电电价定价机制的演变过程 (1)二、特许权招标项目 (4)三、特殊省份电价分析 (6)四、中国政府对风电的补贴政策 (6)五、总体结论 (7)一、中国风电电价定价机制的演变过程中国的并网风电从20世纪80年代开始发展，尤其是“十一五”期间，风电发展非常迅速，总装机容量从1989年底的4200kW增长到2008年的1,200万kW ，跃居世界第四位，标志着中国风电进入了大规模开发阶段。
总体看来，中国并网风电场的发展经历了三个阶段，即初期示范阶段、产业化建立阶段、规模化及国产化阶段。
各阶段的电价特点及定价机制概括如下：(一)初期示范阶段（1986-1993年）中国并网型风电发展起步于1986年。
1986年5月，第一个风电场在山东荣成马兰湾建成，其安装的Vestas V15-55/11风电机组，是由山东省政府和航空工业部共同拨付外汇引进的。
此后，各地又陆续使用政府拨款或国外赠款、优惠贷款等引进了一些风电机组，建设并网型风电场。
由于这些风电场主要用于科研或作为示范项目，未进入商业化运行，因此，上网电价参照当地燃煤电价，由风力发电厂与电网公司签订购电协议后，报国家物价部门核准，电价水平在0.28元/kWh左右，例如20世纪90年代初期建成的达坂城风电场，上网电价不足0.3元/kWh 总体来说，此阶段风电装机累积容量为4200kW，风电发展的特点是利用国外赠款及贷款，建设小型示范电场。
政府的扶持主要是在资金方面，如投资风电场项目及风力发电机组的研制。
风电电价水平基本与燃煤电厂持平。
(二)产业化建立阶段（1994-2003年）1994年起，中国开始探索设备国产化推动风电发展的道路，推出了“乘风计划”，实施了“双加工程”，制定了支持设备国产化的专项政策，风电场建设逐渐进入商业期。
这些政策的实施，对培育刚刚起步的中国风电产业起到了一定作用，但由于技术和政策上的重重障碍，中国风电发展依然步履维艰。
对我国风电电价政策的分析与建议
为 ０ ６元／Ｗｈ 已接 近甚 至低 于某 些 火 电厂 的上 网 ． ４ ｋ ， 电价 ， 而浙 江 苍 山风 电场 则 高达 １ － ｋ ， 福 建 ２元／Ｗｈ 是 东 山澳仔 山上 网电价 的 ２６倍 。总体 而 言 ， 些风 电 ． 这 场 的上 网 电价 较 高 ， 均 电价 为 ０７ 平 ． ３元／Ｗｈ 高 于 ｋ ， 火 电上 网电价 ０３元／Ｗｈ左右 。 ． ｋ １ 特 许权 招标 项 目的风 电上 网 电价 ． ２ ２０ ０ ３年 中 国将 特 许 权 招 标 方 式 引入 风 电项 目 后， 中国风 电开始 引入 市场 竞争 ， 电投 资商 开始关 风 注风 电电价降低问题 。 特许权招标项 目的中标上 网电 价， 都在 ０ ． ｋＷｈ左 右 ， ５元／ 经营 期 内的平 均 上 网电价
设 备 依赖 进 口， 应 开发 利用 成 本 比较 高 ， 电上 相 风 网 电价 仍 高于煤 电和水 电的 上 网电价 ， 并且 差价 （ 尤 其是 与火 电的差 价 ） 大［ ， 国 目前 不 同类 型 能源 较 ４我 Ｚ 发 电上 网电价 的 比较见 表 １ 所示
策 皇 ， ．风．上 网 电价 的 妻 题而 最 核资的是 ， 。 ， 问 题 ， 全政 心 阶 问 电 兰 上 风电
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１ 风 电 电价 现 状 与 问题
１１ 风 电 电价 现状 ．
由于各地风能资源丰 富程 度及开发条件 的差
异 ． 国各 风 电场 风 电上 网价 格也 不尽 相 同 ， 至存 中 甚
在较 大差 距 。福建 东 山澳仔 山 风 电场 的上 网电价仅
我 国 自上世 纪 ８ ０年 代末 开始从 事 风 电产业 ， 经 过近 ２ ０年 的商 业化 发展 ， 前景 看好 。风 电场 平均 综 合造价 由“ 八五 ” 间及 “ 五” 期 九 初期 的 １ ０ ００ ０元／ｗ ， ｋ 降 到“ 九五” 期 的 ８５ ０元／Ｗ ， 末 ０ ｋ 约降低 了 １％。到 ５ “ 五 ” 期 ． 电 厂 平 均 综 合 造 价 进 一 步 下 降 到 十 末 风 ７０ ０元／Ｗ ． 降 幅度约 为 １ ．％ 。 电场综 合造 ０ ｋ 下 ７６ 风 价 的降低 直 接带 来 风 电上 网 电价 的降 低 。 目前 ， 我 国 的 风 电平 均 上 网 电 价 已 经 由 １元／Ｗｈ多 降 到 ｋ ０５ ０６元／Ｗｈ 但 由于 我 国风 电产 业化 发展 刚 刚起 ．～ ． ｋ 。 步 ． 内风机 设备 制造 能力低 ， 大部 分大 中型风机 国 绝
关于风电成本构成与运行价值的分析
关于风电成本构成与运行价值的分析摘要：风能作为可再生的能源和水能、海洋能、太阳能、地热能以及生物能等绿色能源引起了广泛重视，风能的应用也得到了广泛的发展，尤其是风能在发电方面的应用。
本文浅析了风电成本构成与运行价值的相关内容。
关键词：风电发电风电成本构成风电运行价值在人类环境保护和能源保护意识淡薄的时代，以牺牲环境和对能源的过度开采为代价换取短暂的经济利益，导致环境的严重破坏和资源紧缺。
人类为此付出代价的同时也意识到了环境保护和能源节约的重要性，为此提出了可持续发展的观点，立足环境保护和开发新型环保无污染的清洁能源。
风能作为可再生的清洁绿色能源，在风力发电领域得到了越来越广泛的应用。
一、风能发电风的产生是由于太阳照射地表产生温差，形成空气对流运动。
风能发电就是将风的能力利用起来，通过风电设备进行供电。
其实早在很久之前，人们就已经提出风力发电的想法，经过努力确实也逐步的建立起风力发电的体系，但是在大规模的应用上却得不到推广。
分析原因除去风力发电的技术还有待进一步的提高和完善之外，风力发电的费用远大于风力发电的收益也是风力发电难以推广的主要原因。
二、风电成本构成1.风电投资的成本构成风电项目建设成本和风电设备的管理维护费用是构成风电投资成本的两大主要方面。
其中的风电建设成本具体包括有四项：风电场的基础建设费用、风电机组购置费用、风电机组的吊装和调试费用以及风电入网的建设费用。
风电技术作为一项新型技术，其技术的运用一般都存在着扩散效应。
在通常情况下，一项新技术的应用规模每提高一倍，设备的价格将会下降20％左右。
因此，随着风电技术的不断推广和风电技术的实际应用面不断的扩大，风电投资将不断地显现出其经济性，我国风电技术的发展和风电产业的市场潜力都具有很大的发展空间。
2.风电项目运行的成本构成与传统的火电相比较，风力发电明显具有两大特点：第一点，因为风能本身具有间歇性，所以导致风力发电机组的输出就带有很强的随机性质。
电价情况分析报告
一、背景随着我国经济的快速发展，电力需求持续增长，电价问题成为社会各界关注的焦点。
本报告旨在分析我国电价现状，并对未来电价走势进行预测。
一、电价现状1. 工商业电价构成自2023年6月1日起，我国工商业用户用电价格由上网电价（代理购电价格）、输配电价、系统运行费用、上网环节线损费用、政府性基金及附加组成。
2. 各省份电价涨跌情况（1）与2023年9月相比，12省份电价上涨，20省份下跌。
涨幅较高的省份为甘肃（5.02%）、蒙西（4.86%），跌幅较大的为重庆（-7.70%）、上海（-6.36%）。
（2）与2022年10月相比，18省份电价上涨，14省份下跌。
涨幅较高的省份为广西（17.77%）、青海（10.90%），跌幅较大的为重庆（-18.92%）、陕西（-10.80%）。
3. 代理购电价格涨跌情况（1）与2023年9月相比，10个省份价格上涨，7个省份价格不变，15个省份价格下跌。
涨跌幅超过8%的省份为甘肃（9.36%）、广西（-8.62%）、新疆（-8.42%）、云南（-8.14%）。
4. 线损费用占比多数省份线损费用占比在2%以上，线损费用排名前五的省份为新疆（4.19%）、河北（3.88%）、吉林（3.82%）、湖南（3.56%）、黑龙江（3.50%）。
二、电价影响因素1. 能源结构变化：随着新能源的快速发展，能源结构发生变化，对电价产生一定影响。
2. 电力市场改革：电力市场改革推进，电力市场交易电价逐渐形成市场化价格。
3. 电网建设投资：电网建设投资增加，导致输配电价上升。
4. 政策调整：政府出台一系列政策，如阶梯电价、峰谷电价等，对电价产生影响。
三、未来电价走势预测1. 新能源替代传统能源：随着新能源技术的不断进步，新能源在电力结构中的占比将逐渐提高，对电价产生一定影响。
2. 电力市场改革深化：电力市场改革将逐步深化，市场化电价将更加明显。
3. 电网建设投资增加：电网建设投资增加，输配电价可能持续上升。
海上风电项目电价演变及竞争性配置政策解析
海上风电项目电价演变及竞争性配置政策解析2021年规模巨大的海上风电抢装潮已经退去，新核准的海上风电项目将不再纳入中央财政补贴范围，国家层面的补贴全面退出了海上风电行业发展历史，并将在“十四五”期间逐步实现平价。
虽然海上风电项目在实现平价的初期，电价政策仍存在一定的不确定性，但受“双碳”目标以及国家大力扶持绿色新能源产业发展的利好刺激及陆上风电资源有限的大环境影响，2022年海上风电将成为新能源行业重要的发展方向之一，并将继续保持良好的发展势头。
一、海上风电项目类型依据国家能源局《关于印发海上风电场工程规划工作大纲的通知》（国能新能〔2009〕130号）的规定，海上风电分为三类，分别为潮间带和潮下带滩涂风电场、近海风电场和深海风电场。
潮间带和潮下带滩涂风电场,指在沿海多年平均大高潮线以下至理论最低潮位以下5米水深内的海域开发建设的风电场。
近海风电场,指在理论最低潮位以下5米～50米水深的海域开发建设的风电场，包括在相应开发海域内无居民的海岛和海礁上开发建设的风电场。
深海风电场,指在大于理论最低潮位以下50米水深的海域开发建设的风电场，包括在相应开发海域内无居民的海岛和海上开发建设的风电场。
此前我国潮间带风电资源开发已经接近饱和，深海风电项目开发难度仍较大，下一阶段开发的主要为近海风电。
根据我国海上风能资源普查成果，我国近海风能资源丰富，近海风电的可开发风能资源是陆上可开发风能资源储量的3倍，5-25米水深、50米高度近海海上风电开发潜力约2亿千瓦，5-50米水深、70米高度近海海上风电开发潜力约5亿千瓦。
二、海上风电的电价政策演变我国海上风电的上网电价[1]前后经历了不同时期，从最初的通过招标方式确定具体项目电价，到执行国家确定的标杆上网电价，再到国家确定指导电价，具体项目通过竞争性配置方式确定电价。
2020年起新核准的海上风电项目已不再纳入中央财政补贴范围，由地方政府根据当地实际情况自行通过竞争性配置的方式确定上网电价，并自行承担燃煤标杆电价与核定上网电价差额的补贴资金。
中国风电发展报告
中国风电发展报告第一篇：中国风电发展报告中国风电发展报告·风能是一种清洁的永续能源，与传统能源相比，风力发电不依赖矿物能源，没有燃料价格风险，发电成本稳定，也没有包括碳排放等环境成本。
此外，可利用的风能在全球范围内分布都很广泛。
正是因为有这些独特的优势，风力发电逐渐成为许多国家可持续发展战略的重要组成部分，发展迅速。
根据全球风能理事会的统计，全球的风力发电产业正以惊人的速度增长，过去10年平均年增长率达到28%，全球安装总量达到了7 400 万kW，意味着每年在该领域的投资额达到了180亿欧元。
2006年，全球风电资金中9%投向了中国，总额达16.2亿欧元（约162.7亿元人民币），中国有望成为全球最大的风电市场。
中国具有丰富的风力资源，风电产业的发展有良好的资源基础。
据估计，内地及近海风资源可开发量约为10亿kW，主要分布在东南沿海及附近岛屿，内蒙古、新疆和甘肃河西走廊，以及华北和青藏高原的部分地区。
中国政府将风力发电作为改善能源结构、应对气候变化和能源安全问题的主要替代能源技术之一，给予了有力的扶持。
确定了2010年和2020年风电装机容量分别达到500万kW和3 000万kW的目标，制定了风，并辅以“风电特许权招标”等措施，推动技术创新、市场培育和产业化发展。
到2006年底，中国累计风电装机容量达到260万kW，过去10年的年平均增长速度达到46%；中国在风电装机，2004年居第10位，2006年跃居第6位，并有望成为世界最大的风电市场。
根据目前的发展势头，政府确定的2010年的发展目标有望于2008年提前完成。
风电已经在节约能源、缓解中国电力供应紧张的形势、降低长期发电成本、减少能源利用造成的大气污染和温室气体减排等方面做出贡献，开始。
中国风电市场的扩大，直接促进了国产风电产业的发展。
据不完全统计，2006年底，中国风电制造及40多家，在2006年风电的新增市场份额中，国内产品占41.3%，比2005年提高了10个百分点，国产风电机组装备制造能力得到大幅提高；在风电开发建设方面，中国已经建成了100多个风电场，掌握了风电场运行管理的技术和经验，培养和锻炼了一批风电设计和施工的技术人才，为风电的大规模开发和利用奠定了良好的基础。
风电项目造价分析
风电项目造价分析风电产业在我国得到了迅猛发展，各大省份纷纷加大投入，纷纷加入风电装机的行列。
据统计，截至2023年12月底，并网风电 4.4亿千瓦，占全部装机容量的15.1%，据国际能源网统计，全国十大风电装机省份依次为：1.内蒙古，风电装机容量达到6961万千瓦，位居全国首位。
得益于丰富的风能资源，内蒙古大力发展风电产业，成为我国风电产业的重要基地。
2.新疆，风电装机容量为3258万千瓦。
新疆地域辽阔，风能资源丰富，具有巨大的发展潜力。
3.河北，风电装机容量为3141万千瓦。
河北地理位置优越，靠近京津，风电产业得到了快速发展。
4.甘肃，风电装机容量为2614万千瓦。
甘肃风能资源丰富，成为我国重要的风电基地之一。
5.山东，风电装机容量为2591万千瓦。
山东半岛地理位置独特，风能资源丰富，为风电产业发展提供了有力支撑。
6.山西，风电装机容量为2500万千瓦。
山西地处华北，风能资源较为丰富，发展风电产业具有较大潜力。
7.江苏，风电装机容量为2286万千瓦。
江苏地处东部沿海，风能资源充足，为风电产业发展提供了良好条件。
8.河南，风电装机容量为2178万千瓦。
河南地处中原，风电产业逐渐崛起，为当地经济发展注入新活力。
9.广东，风电装机容量为1657万千瓦。
广东位于南方沿海地区，风能资源丰富，风电产业发展迅速。
10.云南，风电装机容量为1531万千瓦。
云南地处中国西南，风能资源独具优势，发展风电产业前景广阔。
从上述数据可以看出，我国风电产业取得了显著成果，各大省份纷纷加大投入，助力国家能源结构调整。
在未来，我国将继续推进风电产业发展，为实现绿色低碳发展目标作出更大贡献。
另外今年4月1日，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部印发关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知。
通知指出：推动风电成为农村能源革命的新载体、助力乡村振兴的新动能！建成一批就地就近开发利用的风电项目，原则上每个行政村不超过20兆瓦，探索形成“村企合作”的风电投资建设新模式和“共建共享”的收益分配新机制，推动构建“村里有风电、集体增收益、村民得实惠”的风电开发利用新格局。
#中国风电电价分析
中国风电电价分析1、世界风电发展随着全球经济的不断发展和越来越严格的环保要求，近年来，国际风电市场快速发展，年平均增长速度在30％以上，相当于蓬勃发展的信息技术的发展速度。
今天，估计全球风电的总装机容量超过1800万千瓦，年发电量约360亿千瓦时，这相当于中国大城市的3600万户家庭用电量，如北京、上海和广州等，即能满足近1亿城市人口的生活用电的需求。
1996至2000年全球风电市场见表1。
表1–全球风电装机容量年度新增装机容量(M W)年底的总装机容量(M W)总容量的增长速度(%)19961,2926,0702719971,5667,6362619982,59710,1533319993,92314,0763920004,500(估计)18,50032平均31.4来源: BTM咨询公司和Vestas对2000年度市场的估计近年最成功的风电市场是欧洲，特别是德国、丹麦和西班牙。
美国也非常积极地利用风能技术，印度、中国和南美等许多发展中国家也是如此。
在多种经济和地理条件下，风能都显示了其优越性。
目前，一个主要趋势是在商业化的基础上，开发大规模的风电场，如2001年美国将建设四个超过20万千瓦的风电场。
据国际能源机构预测，如正常发展，2020年度世界用电量将翻一番。
未来增长的电力需求意味着2020年风电的装机容量将达到12亿千瓦，年发电量约 2.5-3万亿千瓦时，相对于10％的全球用电量。
2.风电电价风电是最便宜的再生能源。
在风能资源好的风场，它已经能够完全与新建的化石燃料电厂和核电厂相竞争。
随着更多和更大风电场的开发以及采用更先进技术，电价继续下降。
另外，众所周知，化石燃料价格不断上升，因此，预计在3到5年后，当风电电价比常规能源的便宜时，风电市场将更加繁荣。
根据美国风能协会分析，在过去的二十年里，风能电价已经下降了80％，见图 2.1。
在80年代早期，当第一台风机并网，风电高达30美分/千瓦时。
风力发电技术与电价分析
风力发电技术与电价分析本文主要介绍风电电价的构成，发展风力发电的必要性和现阶段我国发展风电面临的论难和机遇。
通过对国内外的电力来源，能源结构，风能储量及分布,风电的社会价值等方面的评价入手阐述我国发展风电的必要性和紧迫性。
通过对风电场建设规模，风力发电成本要素，风电电价构成,减低成本途径，政府现行对风电的税收鼓励政策，现行风电产业特点和风电设备制造技术以及风电的社会效益等方面的分析,为政府，风电产业，融资领域和社会关注层面为解决风电产业中得各种矛盾以及为促进和发展风电产业建设提供理论依据和解决方案。
阐明我国积极发展风力发电事业，风电技术国产化和提高风电市场竞争力在我国具备着巨大的潜力。
积极利用和发展风电这一再生能源，推动我国走可持续发展的能源之路，在我国已是势在必行。
关键词:风力发电，能源结构，政府鼓励，风电电价1.绪论1. 1引言能源，是人类生存的基本要素，也是国民经济发展的主要物质基础。
随着国际丄业化的进程，全球未来能源消耗预计仍将以3的速度增长，常规能源资源面临日益枯竭的窘境。
进入20世纪，由于对能源的渴求，人们无节制地开采石油，煤炭，天然气等这些埋在地层深处的维系人类生存的“能源食粮”，不仅严重地污染了我们的生存空间，恶化了自然环境，而且带来了更可怕的恶果一能源枯竭。
进入70年代，世界能源发生危机，石油价格剧烈上涨，极大的刺激了那些能源消耗大国，使他们把研究开发其他能源放到了重要位置，要生存就必须寻求开发新能源。
为此，各国政府纷纷制定自己的能源政策，给新能源开发以特殊优惠政策和政府税收补贴，从而使风能,原子能，太阳能,潮汐能，地热能等的开发利用得以迅速发展。
进入21世纪，可再生能源的发展与研究将在全球的资源利用中得到越来越多的重要,可再生能源在资源消耗中也将占据越来越高的比例。
世界能源危机为风电发展提供了机遇，但山于起步较晚,存在很多不确定因素阻碍风电行业的发展。
我国风电行业发展比较迅速，但与国际风电行业的发展水平还有很大差距，国内的风电发动设备主要依黑进口，对外依赖性强，虽然风电成本已下降很多,但相比火电成本的优势在短期内并不会明显突出，风电行业的发展还有很多的阻碍因素。
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我国风电电价构成及变动分析一、概念界定目前，对于风电电价的分析经常会提到两个常用的概念，一是目标电价，二是基准电价。
因此，在进行风电电价分析之前有必要首先对这两个概念进行界定。
(一)目标电价目标电价的基本含义是指当风电厂在一系列政策和措施的作用下，其上网电价达到或相当于新建火电平均上网电价时的电价，即称之为风力发电的目标电价。
目标电价并不是价格分类上的一个类别，而仅仅是为了适应研究分析而设定的一个虚拟价格。
它的高低主要取决于火电电价的水平的变动，因此，时期不同，目标电价也不同。
另外，目标电价还存在地区上的差异，因此，地区不同，上网电价亦不同。
目标电价的确定实际上就是确定全国火电平均电价。
一般来说，选择目前全国最常见的主力机型之进行计算，使结果具有较大的代表性。
国家计委能源研究所在2002进行的《中国风力发电经济激励政策》研究中选择无脱硫设施的燃煤机组为比较对象，并将其上网电价设定在0.35元 /kWh。
这就是说，如果风力发电上网电价能降低到0.35元/kWh，即意味着风力发电达到了可以同常规火力发电相竞争的水平。
这一电价，即为风力发电的目标电价。
(二)基准电价基准电价是指在不考虑任何优惠政策、完全按照商业化方式运行条件下的上网电价。
要正确确定基准电价，首先需要设计一个既能反映现实情况、又能代表未来发展方向的方案，以便为进一步的计算分析和比较提供科学的基础。
在研究中首先确定基准方案及其参数，在这个过程中要考虑机组的大型化和风电场的大型化的趋势。
国家计委能源研究所在2002进行的《中国风力发电经济激励政策》研究中假定风电场规模为100MW，选用167台单机容量为600KW的风力发电机组进行测算，结果是：发电成本0.32元/kWh(20年平均)，平均含税电价0.642元/kWh(20年)，平均不含税电价0.548元 /kWh(20 年)。
二、风电电价的构成和影响因素(一)风电电价的构成中国现行的财务核算体制下，风电电价由以下部分构成：上网电价=发电成本+税金+利润(税后)发电成本=折旧费+维修费+工资福利+保险金+材料费+转贷费+摊消费+利息+其他税金=增值税+增值税附加+所得税增值税=售电收入×8.5% 增值税附加=增值税×8%所得税=(售电收入-发电成本-税金)×33%利润=售电收入-发电成本-税金(二)风电电价的影响因素影响风电电价的因素很多，其中主要有五个方面：第一，资源状况，直接影响发电量多少。
第二，系统造价，包括机组造价及配套设施造价两大部分。
第三，政策影响，主要是国家对企业在税收、融资、上网电价等方面的优惠政策，以及是否引入新的运行机制。
第四，市场条件，即市场对风电的需求。
中国的风电市场与生产成本和电价直接相关。
第五，计算方法，主要指是采用动态计算方法，还是静态计算方法;是按经营期核定平均电价，还是区分还贷期和还贷后电价，方法不同，电价水平不同。
三、我国风电电价分析(一)风电电价的一般计算过程与国外风电发展较快的主要国家相比，中国风电开发的规模普遍偏小。
1995年到2000年，平均项目的规模小于10000kw，平均电价(不含增值税)却高于0.6元/kwh，处于0.6-0.7元/kwh之间。
例如，某风场共安装100台容量为660kW 的风电机组。
项目总容量=660×100=66000kW。
根据该风场所处地理位置的风能数据，可以计算该风场的理论年发电量，然后要考虑相关的折减因素如紊流、尾流、可用率、低空气密度、低温和电力传输损耗等，可以确定年实际发电量。
实际发电量=187892MWh按照中国的政策框架(法规、财务制度)，可以估计项目的总投资规模。
投资规模=625亿元人民币其中包括风电机组、进口关税、输电工程，通讯、土地占用、土建工程、前期费用、管理监理费用、保险费、准备费、运行维护费等，其中，运行维护费包括备品备件、易耗品和工资福利等项目，取0.45元/千瓦。
如果使用国际贷款还要考虑外汇风险和贷款利息。
假定该项目生产期为20年，建设期为1年，资本金占总投资的20%，其余利用世行贷款，年利息8%，贷款期为15年。
考虑到前面国的税利为：进口关税6%，增值税8.5%，所得税33%。
然后，把上述条件输入风电项目财务分析模型，则得出的结果为：含增值税风电电价=0.577不含增值税风电电价=0.532资本金部收益率(IRR)=15%(二)各种因素对风电电价的影响分析为了揭示各种因素对风电电价(不含增值税)的影响，我们将改变相应影响因素的参数，而保持其他参数不变。
1、资源条件对风电电价的影响资源条件主要指风机年发电时数(小时)，即发电量的多少。
从下表可以看出，可以看出，如果项目发电时数从2800小时增加到3200小时，则电价将减少8.1%，反之则会相应增加。
因此，风能的资源条件是影响风电电价的关键因素之一。
根据美国的经验，如在一个极好场址(平均风速为8.9米/秒)的大风场 (50MW 及以上)的电价可以做到3美分/kWh或以下，而在中等场址(平均风速为7.1米/秒)的小风场的电价可能高达8美分/kWh。
所以合理选择场址对改善风能经济性至关重要。
图表 1：资源条件对电价的影响2、部收益率对风电电价的影响根据计算，当资本金的部收益率由15%上升到18%时，风电电价的上升幅度为0.33元/KWH，IRR平均增加1%，电价上升约0.011元/KWH。
IRR的高低取决于开发商对风电行业的发展信心，如果信心大，则开发商要求的IRR低，电价也会相应降低。
<!--插入图片12-->图表 2：部收益率对风电电价的影响3、增值税对风电电价的影响增值税对风电价格的影响见下表。
从结果可以看出，增值税对不含增值税的风电价格几乎无影响，而对含增值税的风电价格影响显著。
例如，新的优惠税率(8.5%)比原税率(17%)能使风电价格降低约0.045元/KWH。
可见，税收激励性政策对电价的影响非常大。
图表 3：增值税对风电电价的影响4、进口关税对风电电价的影响从表中计算结果可以看出，关税对风电价格的影响也是很明显的。
关税减少1%，风电电价大约能下降0.003元/KWH。
当取消关税时，电价减少到0.467元/KWH。
原因是，关税为0时，进口增值税也降低为0。
可见，取消关税的税收激励性政策对电价的影响更大。
图表 4：关税对风电电价的影响5、所得税对风电电价的影响从表中计算结果可以看出，如果所得税由33%减少到0，则风电价格降低幅度可达到三分以上。
而原来的免二减三政策对风电电价影响很小。
图表 5：所得税对风电电价的影响6、还贷期对风电电价的影响很明显，项目还贷期长短风电电价的影响最大，20年期比10年期的贷款项目可以降低近8分钱/KWH的电价。
但是，目前国只有开发银行贷款期限较长，今后国家有必要规定所有的商业银行也能提供更多的优惠贷款，包括延长还贷期和提供贴息贷款等融资优惠条件。
图表 6：还贷期对风电电价的影响7.项目投资总额对风电电价的影响如果投资总额减少10%，则电价可以减少近5分钱/KWH，减少近9%。
图表 7：投资总额对风电电价的影响除了上述因素外，还有风机价格、电场管理维护费用、贷款利率等因素都对风电价格有直接的影响。
但这些费用的高低与电价呈明显的正比关系，因此，这里不再累述。
(三)风电电价差异及变动趋势我国风能发电已经形成了一定规模，但与欧美国家相比还有很大的差距。
突出表现在风电设备制造方面，我们还没有独立开发的技术，只能与外国合作生产国外设计的产品，这是目前我国风电成本比较高的主要原因。
除此以外，由于受资源条件的影响，我国风电价格水平地区差异非常明显。
例如，风电电价最高是苍南风电场，电价为1.20元/KWH，最低的是达坂城风电场，电价为0.53元/KWH，其余风场电价大多数在0.6-0.9元/KWH之间。
总体看来，风电上网电价每千瓦时比煤电要高出 0.3-0.4元，可见，目前风力发电尚难以与常规电力(煤电、水电)竞争。
. .从项目投资角度，我们认为，首先应研究和把握国家的风电政策，在用足现有的优惠政策的同时关注未来将出台的政策。
这样有利于大幅度降低风电价格，把握市场商业机遇，提高企业的市场竞争力。
通过上述风电价格的几个基本影响因子的分析，我们已经可以得出以下一些基本认识：不同的影响因子对风电价格均有不同程度的影响，但效果差异较大。
其中，还款期的长短对电价影响较大，因此，延长贷款期限对降低风电价格非常有效，目前普遍要求国银行能够对风电项目提供15年以上的贷款;另外，税收对电价影响很大，今后国家还会继续在关税、增值税、所得税方面有所减免，以降低风电的上网电价。
另外，选择建场条件好、资源丰富的项目会大大降低风电场造价。
今后政府将更加注重采取多种优惠政策，使每个影响因子共同起作用来有效降低风电价格。
可以预见，在不久的将来，随着我国风电技术的提高，大型风电设备制造的国产化的实现，风电设备价格可能由目前的8000-10000元/KW下降到 4000元/KW。
如果国家继续出台多种优惠政策，则风电的上网电价会大大降低。
在资源条件好的地，风电上网电价可能降低到0.25元/KWh，在资源条件相对差的东部沿海，上网电价可能在0.35/KWH水平以下。
这样，风电的上网电价将可能低于煤电电价，从而在电力市场上开始具有很强的竞争力。
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