风电开发战略方案

风电开发战略方案（共9篇）

风电开发战略方案 篇1

风电开发战略合作框架协议

甲方：中国水电顾问集团公司

乙方：三一电气有限责任公司

丙方：江苏南通东泰电工材料有限公司

甲方为中国水电顾问集团公司，主要从事水电及风力发电等清洁能源开发建设和经营管理；乙方是三一集团全资子公司，主要从事风电设备的研发和制造，是具有自主知识产权的风电装备制造企业和施工机械制造企业；丙方为江苏南通东泰电工材料有限公司，专业从事碳纤维风机叶片生产。

为充分发挥各方资源优势，建立互利、双赢的合作伙伴关系，经三方友好协商，达成如下合作协议：

一、甲方权利和义务：

1、甲方在如东地区提供20万千瓦的风场资源进行装机；

2、协调好当地政府及地方所有一切事宜；

3、负责项目工程各项施工资质办理。

二、乙方权利和义务：

1、负责研发和生产5兆瓦海上风机；

2、负责研发和生产海上工程施工机械设备和施工方案制定。

三、丙方权利和义务：

1、负责提供5兆瓦风机碳纤维叶片的研发技术和制造；

2、确保生产的碳纤维风机叶片质量及经济性。

四、本协议未尽事宜三方另行协商解决。

五、本协议在三方法定代表人或委托代理人（授权代表）签字，并加

盖公章（或法人章）后生效。

六、本协议一式六份，三方各执两份。

甲方：中国水电顾问集团公司（盖章）

法定代表人（授权代表）：

乙方：三一电气有限责任公司（盖章）

法定代表人（授权代表）：

丙方：江苏南通东泰电工材料有限公司（盖章）

法定代表人（授权代表）：

2009年日月

风电开发战略方案 篇2

关键词：风电资源,开发利用,发展前景

1 引言

在我国, 风电资源是一种新技术, 发展历史较短, 仅仅只有20几年, 由于风电资源储量丰富, 并且在消耗过程中不会产生污染, 因此, 风电资源的开发利用受到很多国家的重视, 在德国, 风电装机总量高达1842.8万千瓦, 西班牙的装机总量略低于德国, 却也有1002.7万千瓦, 另外, 美国、印度、丹麦等过的装机总量都在300万千瓦以上。

目前, 全球可持续发展中面临的最主要的两大问题就是环境与能源问题, 开发利用可再生能源, 降低污染, 保护环境, 已经成为全球关注的重点。风能的由来是太阳能的转化, 不会随着人类的使用而减少, 是可再生能源, 在使用中也不会排放导致温室效应的气体, 是绿色清洁可再生能源。因此, 无论是在我国还是全球, 都对风电资源的开发利用投入了大量的研究, 本文就风电资源在我国的开发利用现状以及发展前景进行了详细探讨。

2 我国风电利用现状以及发展前景

根据目前我国气象科学研究所的相关研究资料来看, 在陆地上10米的高度上, 就有2.53亿千瓦的风能资源可供利用 (理论上来说, 陆地上50米高度, 风能资源就会比10米高度的增加一倍) 。除了陆地上有可供利用的风能资源之外, 海上也有可利用的风能资源, 大约有7.5亿千瓦, 这样, 存在的风能资源就高达10亿千瓦多了, 而目前我国可供利用的水能资源也就只有3.78亿千瓦, 如果可以将风能资源有效利用, 将会大大提高资源利用率。

在我国, 随着工业化发展的加速, 对于能源消耗急剧增加, 就目前我国的各种能源来看, 只有煤炭资源还可以开采, 其他的矿产资源都已经告急, 但是煤炭储量只有1200多亿吨, 而我国每年煤炭的产量就已经达到20亿吨, 以这样的速度下去, 煤炭资源也会在70年后挖完。虽然煤炭资源对于我国的工业化起到了强大的推进作用, 但是, 煤炭消耗却会排放大量的二氧化硫和二氧化碳, 导致空气污染, 加剧温室效应。因此, 加快风电资源的开采, 对于保护环境具有重大的意义。

近几十年来, 我国政府相关部门都非常关注风电资源的开发与利用, 还根据我国风电资源的开发利用制定了相关的政策, 已经出台的相关政策如《中国的可再生能源法》, 对于风电资源的开发利用发展起着积极的推进作用。近年来, 我国风电资源发展最迅猛的一年是2005年, 新增50万千瓦装机, 一直到2005年年底, 我国风电资源装机总量高达126万千瓦, 并且随着能源研究的不断深入与对风电资源的愈加重视, 风电装机在我国的总量将会一直增加, 我国计划在2020年, 保证全国风电装机总量在2000至3000万千瓦。

3 我国风电发展的问题

从上文的探讨中可以看出, 虽然目前我国的风电资源非常丰富, 但是, 由于技术限制, 开发利用进展比较慢, 其中, 影响我国风电资源发展的因素如下:

3.1 我国总体对风电资源的开发利用认识不足, 政府并没有在

政策以及资金上给予足够的支持, 致使风电资源迟迟不能快速发展。在国外, 例如德国, 风电装机总量高达1842.8万千瓦, 非常重视风电资源的开发利用, 风电资源开发已渐趋成熟, 因此, 风电资源开发利用的关键在于政府的大力支持。

3.2 由于风电资源的开发相对其他能源来说, 价格更高, 最主要

是因为我国还不能大规模生产全套的风电设备, 几乎都是进口的, 要支付昂贵的关税, 使风电开发成本加大, 提高造价, 不但会对风电的市场竞争力产生严重的影响, 同时, 还会使项目审批变得更加困难。

3.3 由于风电产业需要高昂的单位千瓦造价, 其上网电价比常

规的能源发电成本要高很多, 并且回报率也低, 导致很多单位却步。由于上述存在的问题, 严重制约我国风电资源的开发利用发展。

4 相关改善措施

要想加快风电资源在我国的开发利用速度, 就必须采取相应的措施。

4.1 新政策中明确规定, 可再生能源发电可以比普通资源发电

优于上网, 电网企业一定要为可再生能源上网提供更多的支持, 采取合理的利润原则, 按发电成本以及还本付息的方式确定上网电价, 如果出现比电网均价高的, 高出部分可以采取均摊形式共同负担, 另外, 在税收上, 也可以给予适当的优惠。

4.2 近年来, 我国发改委有提出一项新举措, 实行风电特许权项

目, 首先, 在一定的优惠政策以及建设条件的基础上, 可以允许通过招标的方式选择建设运营者, 吸引具备雄厚实力的集团或者大型企业参与投资建设。

4.3 国际上的主流风电机型是2000-3000千万, 但是在德国, 目

前已经投入使用5000千瓦的风电装机。与国外对比, 我国的风电设备制造技术就显得非常落后, 目前只掌握单机容量为600-750千瓦以下的制造技术。但是, 我国对于风电的发展愈加重视, 风电设备制造国产化率大于95%, 最近, 也下线1500千瓦的机组, 长此以往, 风电资源在我国将会得到更好的发展。

4.4 观察内蒙古锡林浩特的风电项目, 可以看出, 在建设工期

中, 安装风电设备的单台机仅仅需要几周的时间, 从安装至投产, 也只是需要6个月至1年的时间, 工期短的优势, 是水电与火电都无法比拟的, 并且风电投资规模非常灵活, 没有硬性规定装机数量, 可以根据实际情况随机应变, 可以根据资金的情况决定装机的数量。因此, 随着后水电时代的发展, 一定要加快调整产业结果, 加强在建风电工程的管理, 严格控制资本周转, 保证风电资源建设能够快速有效发展。

5 结束语

通过探讨风电资源在我国开发利用的现状与发展前景, 要想提高其利用速率, 加快发展, 就必须提高我国政府对风电资源的认识, 加大关注度, 从而促进风电资源在我国的快速发展。

参考文献

[1]沈宏, 耿超, 刘楠, 李伟丽.邱军亮国内外风电产业现状及其发展前景[J].河南科技学院学报 (自然科学版) , 2010, 34 (01) :88-89.[1]沈宏, 耿超, 刘楠, 李伟丽.邱军亮国内外风电产业现状及其发展前景[J].河南科技学院学报 (自然科学版) , 2010, 34 (01) :88-89.

[2]徐贵营.黄争鸣水平轴风力机叶片的逆向设计与分析[J].玻璃钢/复合材料, 2008, 23 (01) :57-58.[2]徐贵营.黄争鸣水平轴风力机叶片的逆向设计与分析[J].玻璃钢/复合材料, 2008, 23 (01) :57-58.

“风电大佬”看好海上风电开发 篇3

我国海上风电将进入加速发展期

根据BTM咨询公司的统计报告，截至2010年年底，全球海上风电累计装机355.4万千瓦，大部分位于欧洲。其中2010年全球新增海上风机144.4万千瓦，是2009年的2倍以上，欧洲海上风电装机增长近50％。预计今年海上风电将新增装机140万千瓦；到2015年，全球海上风电装机容量达到2600万千瓦。

中国可再生能源学会风能专委会副理事长施鹏飞认为，与陆上风电超高速发展相比，我国的海上风电尚处于起步和探索阶段。

目前，我国的海上风电装机容量达到14.25万千瓦，占国内风电装机总容量的比例不到1％。我国已建和在建的海上风电项目有上海东海大桥10万千瓦项目、江苏大丰潮间带30万千瓦示范项目以及去年政府首轮100万千瓦海上风电招标项目。与2010年世界海上风电装机350万千瓦相比，我国目前已建和在建项目只占4％左右。

尽管如此，我国仍被视为欧洲之外唯一会有快速发展的海上风电市场。未来5年，我国海上风电将进入加速发展期。

根据中国气象局的详查初步成果，在我国5到25米水深的海域内，50米高度风电可装机容量约2亿千瓦；5到50米水深的海域内，70米高度风电可装机容量约5亿千瓦。由此足见我国海上风电潜力巨大。

此外，相比陆上风电，海上风电靠近传统电力负荷中心，便于电网消纳，免去了长距离输电的烦恼。

国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山表示，海上风电既是国际能源开发的潮流，也是我国风电未来的开发重点。目前，我国已开发建设了大小不一的海上风电项目，并积极推进海上风电项目预可研、可研阶段的前期工作。

按照“十二五”规划，到2015年，我国海上风电装机规模将达到500万千瓦，2020年将达到3000万千瓦。未来5年，我国海上风电产业将重点开发建设江苏、山东基地，推进河北、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等地的海上风电建设。这意味着，未来5年，我国的海上风电将迎来大发展，超越欧洲此前20余年的发展历程。

对于风电行业未来的发展，华锐风电副总裁陶刚认为：“海上风电将是未来风电行业发展的一个重要增长点。随着海上风电资源的进一步开发，技术的不断完善，海上风电事业必将成为全球风电产业发展的主要方向。”

据悉，在海上风电领域，目前国内的一线设备商已开始布局，抢占市场。2010年，华锐风电自主研发的34台3兆瓦海上风电机组在我国第一个国家海上风电示范项目——上海东海大桥海上风电场全部并网发电，并顺利通过240小时预验收，打破了国外企业对高端风电机组制造技术的垄断；同时，华锐风电自主研发的潮间带3兆瓦风电机组也在江苏如东潮间带风电场成功投入运行。

行业另一大龙头——金风科技也在海上风电领域进展迅速。金风科技公共关系总监姚雨表示，截至目前，金风科技已积累了一定的海上风电机组运行维护经验。早在2007年，金风科技一台1.5兆瓦直驱永磁机组于我国渤海湾投入运行，这是亚洲第一台海上风电机组。同时，金风科技在江苏如东和响水近海的各一台2.5兆瓦直驱永磁风机并网运行也近一年，机组的运行数据和运维经验对今后更大范围的应用都是很好的借鉴。此外，在去年我国首轮海上风电特许权招标中，龙源电力联合金风科技中标大丰20万千瓦海上风电场项目，采用的也是直驱永磁机组。

稳定性是关键，大型化成趋势

尽管海上风电遭遇“热捧”，但海上风机却无法复制陆上风机的操作模式。金风科技董事长武钢表示：“海上风机出一次故障，拖船费用加上装卸成本几乎可以侵蚀掉这台风机未来的发电利润。”由此看出，稳定性应成为海上风机的必备品质。

国电联合动力技术有限公司副总经理孙黎翔指出，海上风电技术门槛很高，这就是欧洲海上风电与其陆地风电相比规模还是很小的主要原因。从陆上风电角度看，风电场建设与风机的投资比例大致是3:7，而在海上风电中，设备投资的比例小于50％，但安装、建设、运营和维护的成本比陆地上都要高。

基于此，浙江运达风电股份有限公司总工程师叶航冶认为，风机制造企业在安全可靠性与成本问题上，应该明显向前者倾斜。“海上风机只要大部件出问题，想修复就需要大动干戈，那这台设备基本就算白给了。”维斯塔斯中国公司的副总裁徐侃也强调：“可靠性是最重要的，有些设备陆上风电可以不装，但是海上风电必须有。海上的服务不是想去掉就能去掉的。”

姚雨表示，海上风电场建设对机组设备的可靠性要求非常高，因为海上的施工成本比陆上高得多，维修一次就可能使得整个项目的投资回报打水漂。海上风电的开发有众多风险因素，整机厂商做海上风电一定要有丰富的陆上风电的经验，至少要有几千台陆上风电的运维经验。据介绍，迄今为止，金风科技已投入运行的直驱永磁机组超过3500台，平均可利用率达到98％以上。

除稳定性外，大型化也成为国内海上风电设备企业的普遍趋势。目前，我国主要的风力发电机组制造企业竞相宣布将于年内或明年初推出大型风机，积极进军蓄势待发的海上风电市场。

近日，国电联合动力技术有限公司宣布，定位于海上的6兆瓦风电机组将于年内下线，明年公司将开始研发12兆瓦风机。上海电气宣布，将于今年底或明年初下线5兆瓦海上永磁直驱风力发电机组。金风科技则表示，其首台6兆瓦直驱永磁海上风电机组样机将于今年底或明年初下线，2014年实现量产。

此外，中船重工(重庆)海装风电设备有限公司亦加入了“抢滩战”中，并已宣称将于今年10月下线5兆瓦风机。去年10月，湘电风能有限公司推出5兆瓦永磁直驱海上风力发电机，今年6月底，湘电风能在荷兰和中国福建分别建设了海上示范风场，预计今年下半年有望实现发电。

业界专家一致认为，我国风电设备制造企业如此密集地推出大容量风机，标志着中国海上风电已经从3兆瓦时代进入了5兆瓦、6兆瓦的过渡期。

此外，华锐风电于5月18日生产出6兆瓦SL6000系列风力发电机组。据悉，该机组是目前中国第一台自主研发、拥有完全自主知识产权的电网友好型风电机组，可广泛应用于陆地、海上、潮间带各种环境和不同风资源条件的风场。该机组叶轮直径长达128米，增加了扫风面积，提升了捕风能力，大大提高了风资源的有效利用率，同时，可适应零下45摄氏度的极限温度，并通过了62，5米每秒的极限风速测试。

风电开发利用的商业计划书 篇4

中国风能资源十分丰富。根据国家气象局的资料，中国离地10米高的风能资源总储量约32.26亿千瓦，其中可开发和利用的陆地上风能储量有2.53亿千瓦，50米高度的 风能资源比10米高度多一倍，为5亿多千瓦;近海可开发和利用的风能储量有7.5亿千瓦。

风电开发利用现状

中国风能资源丰富的地区主要分布在东北、华北、西北地区，包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏和新疆等省(市、自治区)近200公里宽的地带;东南沿海及 其附近岛屿，包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等省(市、自治区)沿海近10公里宽的地带;内陆个别地区由于湖泊和特殊地形的影响形成的一些 风能丰富点和东部近海地区。

尽管资源比较丰富，但中国风能资源分布与电力需求仍存在不匹配的情况：东南沿海地区电力需求大，风电场接入方便，但沿海土地资源紧张，可用于建设风电场的 面积有限;东北、华北、西北地区风力资源丰富，可用于建设风电场的面积较大，但电网建设相对薄弱，且电力需求相对较小，需要将电力输送到较远的电力负荷中心。

海上风能资源丰富且距离电力负荷中心很近。随着海上风电场技术的发展成熟，发展这种技术在经济上比较可行，因此发展前景良好。

具体来说，中国大型并网风电场经历了三个阶段的发展：

1986～1993年为初期示范阶段。主要是利用贷款建设小型示范风电场，政府主要给予资金方面的扶持，如投资风电场项目和风力发电机组的研制。

1994～2003年为产业化阶段。1994年，中国原电力部规定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，上网电价按发电成本加还本付息、合理利润的 原则确定，高出电网平均电价部分的差价采取均摊方式，由全网共同负担，电力公司统一收购处理。这一政策促进了风电产业的发展。但是随着电力体制的改革，还本付 息的电价政策停止执行，过高的成本阻碍了风电产业的发展。

自2003年开始为规模化、国产化阶段。国家发改委于2003年组织了全国风能资源评价和风电场选址工作，这一举措有效避免了盲目开发风电，为国内风电产业的有序 发展提供了有力的指导。

2005年，全国人大常委会通过了《中华人民共和国可再生能源法》，该法于2006年1月1日起实施。有了法律的保障，可再生能源的投资风险初步降低，投资者投资风 电产业的热情提高。

随后，国家又相继出台了一系列发展风能发展的政策措施，为风电制造的发展进一步扫清了障碍，中国风电产业显示出前所未有的良好发展势头。

风电设备制造技术发展趋势

风电机组制造是风电场建设的重要环节。目前，一方面由于风电项目规模较小、规模化效应不明显，使得国内风电产业投资构成中除风电设备外的其他费用所占比例 较大;另一方面是风电机组的价格较高，在很长一个时期内风电机组主要依赖于进口。因此，要降低风电建设的费用，一方面要扩大风电建设规模，另一方面需要解决风 电设备制造国产化的问题，大力发展国产风机。

中国风电机组技术开发较早，但发展较为缓慢。中国第一台200千瓦风电机组的研制始于1984年。总体来说，当时中国风电机组的研发还处于跟踪和引进国外先进技术 的阶段。

国产风电设备真正从科研走向市场，是从1997年国家“乘风计划”的支持开始的。先进、主流的风电技术主要掌握在丹麦、西班牙、印度等国家的企业手上，中国主 要通过支付技术转让费购进全套制造技术、与国外公司合资生产、与国外设计公司联合开发等方式引进风机技术，同时进行自主研究试制。

风电设备制造技术的发展趋势是单机大容量、变桨矩、变速恒频、直驱式。目前国外主流风电机组已达到兆瓦级，采用的是变桨变速的主流技术。中国国内风机整机 制造企业已基本掌握的是兆瓦级以下风机机组的制造技术，技术类型为定桨定速技术，只相当于发达国家10年前的主流机型和技术。

随着《中华人民共和国可再生能源法》的实施，风电产业迎来了高速发展时期。国际风电市场也是如此，风电机组设备及其零部件供不应求。

根据中国可再生能源中长期发展规划，2010年将建成500万千瓦风电机组，2020年达到3000万千瓦。按照每千瓦设备造价6000～7000元的估计，2006～2010年平均每年 约有50亿元的市场份额，年均增速超过30%;2010～2020年平均每年约有150亿元的市场份额，年均增速超过20%。在国家政策的鼓励下和巨大市场需求的刺激下，目前国内有越来越多的企业已经或正准备进入风电机组制造业。为降低生产成本，使产品更具竞争力，同时符合中国 政府对风电项目70%国产化率的政策要求，一些国际风电设备制造巨头也纷纷在中国投资建厂。今后，国内风电设备市场在国内企业之间、国内企业与外资企业之间的竞争 会更加激烈。

风电开发利用项目商业计划书的基本框架大体如下：

第一部分 项目摘要

这一部分主要应说明项目发起的背景、投资的必要性、投资理由及项目开展的支撑性条件等等。

一、公司简单描述

二、公司的宗旨和目标

三、公司目前股权结构

四、已投入的资金及用途

五、公司目前主要产品或服务介绍

六、市场概况和营销策略

七、主要业务部门及业绩简介

八、核心经营团队

九、公司优势说明

十、目前公司为实现目标的增资需求：原因、数量、方式、用途、偿还

十一、融资方案(资金筹措及投资方式及退出方案)

十二、财务分析

1、财务历史数据

2、财务预计

3、资产负债情况

风电开发战略方案 篇5

摘要：“十一五”以来国内风电迅猛发展，风力发电机制造技术的革新使得大功率机组的适用面越来越广，以往风资源较差的区域也已具备了开发价值。本文以项目开发组的角度，介绍了风电项目前期工作中的步骤，着重在核准阶段中提出了几点工作建议。关键词：风电场；前期开发；过程

截至2016年底我国风电计并网容量1.6亿千瓦，比重已接近9%，成为继火电、水电之后的第三位电源。在地方政策的倾斜下，很多企业开始投身风电项目开发。借助风资源热力图谱，业主方需摸清拟开发区域的风力情况，结合当地行政区域边界在标记出风力大于6m/s的范围。完成拟开发区域的初选后，进入风电项目开发前期，主要分为决策、申请、核准三个阶段。

1、决策阶段

决策阶段，是在确认项目所在地理论风能资源具备开发价值的基础上，广泛收集区域地理人文信息，通过与以往建设条件的分析和比较，判定风电场的建设地点、开发价值的过程。主要工作要点有：

1.联系当地政府发改委或招商局，提交项目建议书，了解合作意向；2.咨询同行业单位开发情况；3.了解地方法律法规；4.了解区域土地属性及范围；5.了解人造设施位置；6.了解区域地质信息；7.勘查现场，掌握拟开发区域地形地貌、植被及交通情况。将这些制约装机容量的因素按照影响程度依次叠加，同时充分考虑后续开发过程中的各种不确定性，预留足够备用机位，最后估算出剩余可建容量。项目开发不是“跑马圈地，浅尝辄止”，期间收集信息全面与否直接关乎开发价值。因此业主方要指派有项目开发经验的人员与政府部门接洽，力争取得政府支持，促使各个职能部门尽可能多的给予政策与环境信息，有利于我方准确决策。研究确定当前区块具备开发条件后，需尽快与政府签订开发协议。相反若限制条件众多，建设容量未达到预期，则应果断放弃，转眼下一个区域。

2、申请阶段

与当地政府签订风电开发协议后，以取得省发改委“路条”为中心，业主方要细化所掌握的环境条件，编制预可行性研究报告，明确开发策略和开发步骤。2.1风资源的测量和评价

设立测风塔是此阶段的关键工作，对项目机组选型、微观选址、发电量影响很大。严格按照《风电场风能资源测量方法》GB/T18709-2002、《风电场风能资源评估方法》GB/T18710-2002、《风电场风能资源测量和评估技术规定》三个指导文件要求实施。2.2风电项目的规划与预可行性研究

经过至少一年的风资源测量，且有效数据完整率达到90%以上时，可进行规划报告编制并开展预可行性研究。依据《风电场工程规划报告编制办法》，主要内容是风电场选址、建设条件、规划装机容量、接入系统初步方案、环境影响初步评价，旨在开发与建设相结合，做到科学分期，分步实施，避免重复投资和不合理投资，提高项目整体的投资效益。2.3取得“路条”

“路条”是开展风电场可行性研究的基本条件和前提，项目获得“路条”才能证明政府实质上把其列入经济发展规划、能源局核准规划、电网等规划中去，这对业主防范和化解项目风险大有好处。风电场的预可行性研究报告出版后，依照当地行政审批手续，上报各级发改委，逐级征求各部委修改意见。最终在省（市）发改委同意后，取得开展风电项目前期工作的批复（即“路条”）

3、核准阶段

风电项目核准是一项有明确法律法规要求、涉及政府部门众多、环环相扣、受政策因素影响大的工作。待项目进入国家能源局核准规划后，必须在规定时间内依法依规地完成核准任务，逾期项目前期开发工作及资金投入将化为泡影。随各省份政策有所不同，但一般需要完成三项工作：1风电项目的可行性研究；2取得风电项目核准必要的支持性文件；3取得省（市）发改委对风电项目的核准批文。3.1、合理选择编制单位

依据当地项目核准行政审批手续，一般要求业主方提供项目申请报告、可行性研究报告、地质勘察报告、环评报告、节能评估、用地预审报告及批复作为前置条件。其中环评报告需要水土保持、勘测定界、不压覆矿等报告作为支持。另外安全预评价、地质灾害报告、地震安全评价、电网接入系统报告则应在开工作前获得相关部门批复并备案。

上述支持性文件编制顺利与否直接影响到项目核准进度，其质量关系着项目的效益甚至存亡。必须委托实力强、认真负责编制单位。第一，要求编制单位具有国家法律法规承认的资质，这样报告提交到政府部门才能依法予以认可；其次，要选择有丰富工作经验的单位，特别是针对风电项目支持文件编写的相关业绩；最后，要重点选择有与对口政府主管审批部门有长期合作的关系单位，可以减少沟通协作过程中的阻碍，回避很多风险等不确定因素的影响。按照上述条件，通过资料查询、政府推荐、实地考察等方式选出至少三家单位，必要时还应该询问该单位以往服务过的项目，了解其履行合同过程中的细节情况和成果质量，以此作为参考列出各家的优势及劣势，结合报价高低进行决策。

3.2、准确详尽地收集资料

与各支持性文件编制单位签订合同后便立即开展资料收集工作，大部分由编制单位自行完成。过程中业主方要与相应政府部门保持良好沟通，便于编制单位从乡、县、市逐级取得影响装机容量的制约因素，主要包括：

1.咨询国土局各部门，掌握区域内土地属性、矿产分布及产权； 2.咨询林业局，掌握林地分布及属性； 3.在环保局查询自然保护区的核心区和缓冲区； 4.涉及景区的则向旅游局了解景区范围及近远期规划； 5.向文物局了解文物分布情况； 6.向武装部了解区域内军事设施分布； 7.在水利局了解水源地、水利设施分步等。以上信息收集要保证全面准确，确保风机位、检修道路、集电线路等风电场内设施按照有关单位要求予以避让。关键位置无法避让的，例如位于基本农田内可考虑土地置换或调整土地规划，位于自然保护区内可退让至实验区。

在地形图中拟定机位后，需到现场逐个勘查并进行微调，同时调查周边人居环境、地物、岩土、道路情况等，记录海拔高度、机位间距，计算出当前安全距离和发电量。通过编制单位不断地调整和优化，确定风电场的最终容量和机位坐标。期间需要业主方有条不紊地开展协调和督促工作，保证核准过程在可控范围内，为核准后详勘及建设阶段开展工作创造有利条件。

3.3、与政府部门及编制单位形成良性互动

项目尽早开工建设不仅可以减少前期开发成本，更能提振地方经济，因此当地政府会对项目抱支持态度。而如何有效地向政府部门借力，同时协调好编制单位快速顺利的完成项目核准，三方良好的沟通与信息交流无疑是关键。

作为项目开发人员来说，与政府部门接洽既要谦虚尊重也不失身为投资方的自信，做到不卑不亢。工作中及时掌握政府部门政策倾向，适应其工作节奏，抓住部门领导会谈机会，言简意赅地将事项表达清楚，挖掘出更多对项目推动有利信息。要形成反馈机制，通过例会和周工作汇报等方式向政府部门反应项目核准进展和困难，利用部门领导对项目的支持力度，充分调动各部门能动性，帮助给予政策法规指导、协助环境资料收集、缩短文件报审流程、协调群众工作等，这样不仅能促进核准阶段工作，还可以为建设和运营阶段的沟通协作打下坚实基础。

4、结束语

风电开发战略方案 篇6

风力发电作为可再生能源中最具商业开发前景的电源项目，得到了国家政策的大力扶持，对风电实行特许权招标和按照地区风资源情况确定电价，获得可再生能源的高电价以及财税政策的优惠，使得近几年风电产业大力发展。因此，得到了大部分发电集团的广泛关注，一直以来，风电电价软件依赖于设计院的技术经济分析，这种分析是针对某一条件下的确定值，对于发电集团的电价专业管理，缺乏有效的动态的分析手段，因此对风电电价的执行缺乏监测和评估。

由于风电项目的规模、发电量不如火电和水电，一般缺乏像火电厂和水电厂一样的重视，对电价的执行分析基于SIS的应用软件系统。利用Excel为基础并嵌套VBA程序，编写计算软件短小精炼，易于实现，这样可以对某一风电场，动态的修改参数计算电价水平，也可以轻松的根据电价的水平，分析需要控制的投资成本，并可以按月分析。

1 我国风电价格机制

1.1 风电电价机制的演变

我国的风电上网电价的价格形成机制，经历了3个不同的历史阶段：

发展初期(20世纪80年代中后期—20世纪90年代中后期)，由于发电设备基本上是由国外援助资金购买的，上网电价很低，上网电价的收入仅够维持风电场运行，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/ (kW.h) (现在为0.4元/ (kW.h) )，一直采用这种电价，其水平基本上与燃煤电厂持平;

第2阶段(20世纪90年代中后期—2002年)，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模式较多，价格水平相差较大，最低与燃煤电厂的上网电价相当，最高上网电价1.2元/ (kW.h) ;

第3阶段(2002年—)，出现招标电价和审批电价并存。

1.2 现行风电电价机制

特许权招标电价和核准电价是现行风电价格的2种形式。我国现行风力发电上网电价按照《关于风电建设管理有关要求的通知》(发改能源[2005]1204号)和《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》等有关规定，风电场上网电价由国务院价格主管部门根据各地的实际情况，按照成本加收益的原则分地区测算确定。风电特许权建设项目的电价通过招标方式确定，但是，不得高于国务院价格主管部门规定的上网电价水平。

特许权招标项目的选址和招标由国家发改委牵头组织，项目在特许经营期内执行两段制电价政策。在第1阶段电价执行期为风电机组累计发电利用小时数达到30 000h之前的时期，执行中标人在投标书中要求的电价;第2阶段电价执行期为风电机组累计发电利用小时数达到30 000h到特许期结束的时期，电价执行当时电力市场中的平均上网电价。特许期为特许权协议正式签署并生效后25年。

审批电价从目前已批准电价的项目来看，一般是按风资源分成风电价区，按风电项目所在价区批准项目电价。

特许权招标电价需要电价工作正向的按照项目投资和运行成本测算合理电价水平;由于审批电价已按风资源状况形成价区，因此，需要根据既定价格水平分析项目的盈利状况。

2 风电电价模型描述

电价的测算就是要使投资的发电项目，以合适的价格水平获得售电收益，回收初始投资和运行维护费，并获得投资收益。

因此电价的计算公式一般表达为在经营期现金流的净值为0。

式中，CI为现金流入量;CO现金流出量。

因此，编制现金流量表后，计算电价的过程需要用“试差法”进行，嵌套VBA程序后，可以使试差的过程自动进行。

3 软件结构

风电电价测算软件的模块分为：基础参数模块、电价计算模块、经济评价套表模块、敏感性分析模块、指标展示模块，每个模块之间关系如图1所示。

3.1 基础参数表

完成基础参数的录入与修改，对于风电电价测算需要的基础参数有装机容量、流动资金、资本金比例、国内银行贷款利率、国外银行贷款利率、折旧率、残值率、年上网电量、修理费率、职工定员、职工年均工资、福利费率、劳保统筹、住房基金、材料费率、保险费率、增值税率、城建税率、教育费附加、所得税率、还贷年限、资本金内部收益率。

3.2 电价计算模块

迭代求解时经营期现金流的净值为0的电价，其数据来源与基础参数模块、经济评价套表模块。需要编写VBA程序实现。

3.3 经济评价套表模块

编制投资估算表、投资计划与资金筹措表、总成本费用表、损益表、还本付息计算表、现金流量表、资产负债表7个表，形成相互的钩稽关系。需要编写VBA程序实现。

3.4 敏感性分析模块

一般选择投资、上网电量、电价变化时对资本金内部收益率的影响以及投资、上网电量变化对电价的影响，自动绘制敏感性分析图。需要编写VBA程序实现。

3.5 指标展示表

以图文并茂的展示测算结果的Excel套表，当指标并不满意时，修改基础参数，再一次进行计算。

4 基于VBA风电电价软件的开发

一般地，在Excel中测算电价时，需要保证经营期现金流的净值为0进行反复试算，这个过程实质上是大量的重复性工作，因此，利用VBA在Excel中编写程序，并在其中1个表中建立计算按钮，以链接到VBA计算程序，从而实现在Excel中测算电价的功能，如图2所示。同样，把原本在Excel中需要较多重复性工作的经济评价和敏感性分析也用VBA进行程序化的开发。

5 部分指标计算

自有资金——由用户输入的自有资金比例计算出;

总投资——固定资产原值加上建设期利息;

贷款——总投资减去自有资金;

建设期利息——通过总投资、固定资产投资、建设期利息、资本金、贷款之间的平衡关系循环求解;

折旧率——按残值5%，折旧15年计算;

电价——年收入除以上网电量;

年收入需求——经营成本+财务费用+税及附加;

当年新增贷款利息——新增贷款利率/2;

发电量——由装机容量和等效小时求得;

上网电量——由发电量和常用电率求得;

人工成本——人均工资、定员人数和基本保险金求得;

税率——风电增值税按纳税额减半征收，所得税率如为西部地区项目，享受“二免三减半”政策。

6 软件的应用实例

软件主要面向风电的电价测算、经济评价和进行敏感性分析。当前，风电经济评价和电价的测算都是正向的，即通过成本投资参数，计算项目的电价，实际上我国现行的电价体制实行的是地区“标杆电价”有时需要借助于软件来进行既定地区的盈亏平衡分析和盈利水平分析。

算例采用的参数是银行利率、折旧、税费等按国家现行文件规定，计算该地区电价为0.51元/ (kW·h) 的盈利水平如图3所示。

等效小时代表了地区风资源状况，经过盈亏平衡分析，可见，年等效小时和单位投资近似成线性关系。按蒙西、新疆地区(风电价区0.5 1元/ (k W·h) )的可开发的风资源状况，风电机组年上网等效满负荷利用小时(简称等效小时)在2 000～2 300h，根据测算年等效运行小时2 200h、2 100h的单位投资的盈亏平衡点分别是9 270元/kW、8 740元/kW如果要使项目资本金回报率达到8%，单位投资必须控制在7 754元/kW、7 330元/kW以下。

同时，软件进行的敏感性分析如图4所示，对资本金内部收益率的敏感性分析可见，总投资和电价水平对资本金内部收益率的影响最大，发电量的相对较小;电价的敏感性分析可见，发电量对电价的敏感性大于投资对电价的敏感性。

7 结语

当前风电项目投资领域竞争激烈，利用Excel为基础并嵌套VBA程序，编写计算软件短小精炼，易于实现。利用风电电价测算软件可以对风电场动态的修改参数计算电价水平，便于进行投资分析，优选风电项目、对已有的风资源进行优先开工建设的排序。还可以反向根据电价水平分析需要控制的投资成本，便于进行风电厂的经营管理。

摘要：由于国家的政策支持, 近几年风电项目大力发展, 但其电价测算软件在国内鲜见开发。在分析我国现行价格机制的基础上, 给出了风电项目电价测算的模型, 开发了基于VBA的风电电价测算软件, 介绍了开发过程和软件结构, 并着重介绍了软件的功能特点:一方面可以对风电场动态的修改参数计算电价水平, 便于进行投资分析;另一方面可以反向根据电价水平分析需要控制的投资成本, 便于进行风电厂的经营管理。

风电开发战略方案 篇7

【摘 要】当前风力发电已经被广泛应用.风力发电是一种新型发电技术，与火力发电相比风力发电具有无污染的特点.在保护环境的观念日益深入人心的背景下风力发电的作 用越来越重要.当前分散式风场达到了风电场的无人值守的理想效果，使风电运行管理水平得到进一步提高。本文主要分析了基于分散式风电的集控方案设计与实施

【关键词】分散式风电；集控方案；设计实施

引言

当前风电产业的特点是高度集中、高电压和远距离。风电出力特性相比常规能源，它的波动更大，随机性也比较较大，可预测性偏低，一般情况下风电调度运行不能弃风。随之，风电产业采取“规模小、电压低、分布式、就地分散接入电力系统”的风电形式呼之欲出，称为“分散式风电”。

一、分散式风电集控系统的概述

分散式发电特点为：总装机的容量低，风机切入切出对微电网冲击很小；规模偏小，输电距离比较短，普遍运用风场把附近电网的变电站及输送线路；发出来的电能于地面快速消化，经济效益比较高，但风电也因分散的特点，也成了阻碍运行管理的主要因素，从而对风电相关技术要求越来越严格。

现代信息技术可以实现对风电场的远程监测控制。风电集控系统的主要内容包括平时对风电场设备运行状态和当地的风力状况进行监测；通过集中控制协调各个风机发电入网；在监测到设备故障时做出处理对策，及时解决保障系统平稳运行。

二、分散式风电集控设计方案

（1）集控设计的总体思路是利用调度和集中控制两个系统的协同运作来实现对分散的风电场运行状态的监测。

（2）风电集中控制的第一步是监测。监测的主要内容包括三部分：风场各位置风机的运行状态及运行中产生的各种数据；风场的监控录像数据；风场其他电力设备的状态数据。

（3）集控系统中监测系统的组成：发电风机的数据收集和监视控制系统，录像监视系统和主要电力设备，比如风场开关站的数据收集和监视控制系统。

（4）为了保障系统的安全可靠，需要在设计中进行冗余设计。

（5）为了提高系统的运行速度和监测的灵敏度，需要对集控系统进行分区。为了叙述方便，把对直接参与发电过程的设备进行监控的实时控制区命名为A区；虽然也随系统运行，但是不参与实时控制的非控制生产区为B区，另外一部分就是生产管理区，用C区表示。

三、分散式风场集中监控系统的网络设计

（一）风场端的网络设计

因为风场内数据安稳定性、安全性等方面要求各不同，设计上报方式也跟着不同。例如视频数据独立组网，直接接入光端机上报。无功补偿信息、开关站信息本身是IEC103报文，就可选择远动装置进行采集。对于气象测风信息、电能质量在线监测信息、电能量信息、风机监控信息，要进行规约转换装置转换为IEC103报文之后由远动装置进行采集。再运用远动装置将数据分类处理转换为IEC104报文经过路由器及纵向加密一并送往调度与监控中心。

（二）远程通信的网络设计

租用电力公司使用的通信通道是各风场及监控中心都设置有三个2M的独立数字通道。租用电力公司使用的通信通道是由离风场最近的变电站接入，再最远离监控中心的变电站接出。三个2M的通道供给视频信息、风机信息与远动信息进行使用。

（三）监控中心内网设计

监控中心内采用的设计为双网设计，有3个安全区。其中一个区是实时控制区，由1个分机数据服务器、2个监控工作站、1个AGC服务器、1个AVC服务器和1个GPS、2个数据采集服务器、2个风机操作员站组成。历史数据储存、安全监控、人机交互及网络管理功能及4座电场运行界面显示，从而达到风电场无需人值班的理想状态；达到对各风场设备情况有效监控的目的；提高对特殊状况下的判断能力；各风电场能安全的进行操作；各个风电场运行管理的进一步提高；也做到有效监控其他分析系统及满足应用的需要。

四、分散式风电集控的实际应用

（一）风功率的预测的实施

用物理模型分析及统计模型为基础的预测过程称为风功率预测，风电场未来的输出功率是依据数值天气预报数据及结合风力发电机组运行的情况预测分析出来的。而风功率预测子系统是依据风场实时有功无功数据与气象部门的数值天气预报数据、测风塔实测气象数据，要对未来某一时段风电场的发电情况进行分析预测是采用的是支持向量机、神经网络等多种计算法，并要及时报予电力调度部门。

（二）风场AGC的应用

当电网频率发生偏差较大时，为了使联络线的交换功率和系统频率能有效维持，各个控制地区应依据本区域内的控制误差来调控本地区内风力发电机组的出力，协调好电网从而进行调频。其电力系统调度依据风功率预测系统发布的风力发电场当前尽可能的最大出力，调度信息要充分考虑到经济能力、运行的安全性等制定出相应的控制发电对策，最后发送风场出力目标值到风机服务器。风机服务器再依据机组的实时运行工况及控制特性进行目标出力在风机上的分配，使风场功率调整和跟踪得到实现。

（三）风场AVC的应用

如风场离负荷中心远，又接入末端电网的情况下，由于受负荷变化和受风力资源的影响，因而电压有较大波动，造成了风场发电大时电压低和发电小时的电压高的问题越发严峻，电网的安全运行得不到保障。因而实现对无功的自动控制与系统的电压十分迫切。以电力调度下发的控制电压目标值为根据风场实时运行工况及结合设备的安全因素、电网，利用控制算法产生单台风机的无功输出目标值及场内SVG的无功输出目标值，最后转发到风机服务器、SVG控制器执行、开关站SCADA服务器，实现风场电压自动调整功能的整个过程就是风场AVC子系统运行的表现。

五、结束语

随着风电产业的的不断的发展，面对越来越庞大的风场监控的数据量，想要提高系统运行能力其控制系统相应的就要有更好更强大的硬件。要达到对统计点某时间段内的原始数据或者统计数据进行统计运的目的，系统也应能提供通用统计的功能，这样广大的用户就可通过自由选择统计算法。还应针对越来越复杂的风场特点，制定出一体化的控制系统设计的解决方案。其控制系统能有效处理相关数据，风功率预测、AGC、AVC等系统不再是孤立存在的，而是在同个数据服务、同个平台进行高效的应用。

参考文獻

[1]韩强，谭宇阳，张正中，马进.智能型风力发电调管控一体化综合应用平台设计[J].陕西电力.2012（06）.

[2]王剑彬，潘树军，白志深，谢芝东.电压自动控制系统在风电场的应用[J].内蒙古电力技术.2011（05）.

风电开发战略方案 篇8

xxx风电场220kV升压站一期工程建设规模为：100MVA主变压器(电压组合为230±8*1.25%/36.75/10.5，接线组别为YNyn0+d)一台，主变高压侧经210接地刀闸直接接地，主变低压侧经电阻柜接地;220kV官团线251出线1回，送至220KV团结变257间隔；35kV出线2回，电容器1组，SVG静态无功补偿装置1套；站用变1台；319PT 1组；对端团结变220kV变电站扩建一回出线257间隔。xxx风电场220kV采用线路—变压器组接线，即主变220kV侧直接从220kV母线T接，无开关、刀闸、CT。

二、220kV系统启动步骤

（一）启动说明 1 220kV线路组成：

团结变至xxx风电场新建一条220kV线路命名为220kV官团线，团结变侧调度编号为257，xxx风电场调度编号为251。2 启动范围：

220kV官团线，xxx风电场220kV升压站

（二）启动前应具备的条件

1.xxx风电场220kV升压站220kV系统、35kV系统、站用变，主变系统一、二次设备全部安装调试完毕，并验收合格。

2.220kV线路施工完毕，验收合格，核相正确；保护对调完毕，设备重新命名工作结束，团结220kV变电站扩建间隔调试完毕并验收合格。3.相关的综合自动化系统调试完毕，并经验收合格。

4.本次启动涉及到的所有临时安全措施均已拆除，本次启动涉及到的断路器、隔离开关、接地刀闸都处在断开位置。5.信息远传工作结束。

6.相关设备保护定值已按调度要求整定完毕，且核对正确 7.消防设施齐全，站内外通讯畅通。

8.成立启动组织机构(后附名单)，统一指挥。全体人员各就其位、听从指挥。

（三）启动步骤 官团220kV线路及xxx风电场220kV升压站220kV I母、1号主变充电

1.1 220kV团结变腾空II母，退出220kV母差保护，投入团结变220kV官团线257线路保护，退出线路重合闸。

1.2 xxx风电场升压站投入官团线251线路保护、主变保护，退出线路重合闸。

1.3 团结变合上220kV官团线2572、2576隔离开关。

1.4 团结变合上220kV官团线257断路器，对220kV官团线线路三相第一次充电。

1.5 充电正常后，团结变断开220kV官团线257断路器。1.6 团结变退出220kV官团线257断路器三相不一致保护。

1.7 团结变合上257 A相断路器，xxx风电场升压站进行A相验电定相，正确后，断开257 A相断路器。

1.8 团结变合上257 B相断路器，xxx风电场升压站进行B相验电定相，正确后，断开257 B相断路器。

1.9 团结变合上257 C相断路器，xxx风电场升压站进行C相验电定相，正确后，断开257 C相断路器。

1.10 团结变投入220kV官团线257断路器三相不一致保护。

1.11团结变合上257断路器对220kV官团线三相第二次充电，3分钟后断开257断路器

1.12团结变合上257断路器对220kV官团线三相第三次充电，充电正常后不再断开257断路器。

1.13xxx风电场升压站合上220kV官团线2516、2511，219隔离开关。1.14合上220kV官团线251断路器，对升压站220kV I母及1号主变压器三相第一次充电。

1.15 xxx风电场升压站检查220kV I母PT二次电压、一次设备及二次设备有无异常。

1.16 充电正常后，xxx风电场升压站断开220kV官团线251断路器。1.17 xxx风电场升压站投入220kV官团线251线路充电保护。

1.18 xxx风电场升压站合上220kV官团线251断路器，对xxx风电场升压站220kV I母及1号主变三相进行其余四次充电。1.19 充电完毕后，xxx风电场升压站退出251充电保护。2 35kV系统启动

2.1 35kV电容器、出线、站用变、PT小车全部在工作位置（开关不合）。2.2 合上1号主变低压侧301断路器对35kV母线充电。2.3 检查35kV I段母线充电正常，母线电压正常 2.4 对35kV I段母线319PT进行核相。

2.5核相正确后断开1号主变低压侧301断路器。

2.6合上1号主变低压侧301断路器，对35kV I段母线进行其余2次充电。

2.7退出1号主变差动保护。

2.8投入35kV电容器，xxx风电场升压站及团结变进行相关保护向量测试，测试正确后投入相关保护。3站用变启动 3.1投入站用变保护。

3.2合上35kV站用变300断路器，对站用变进行第一次充电。

3.3检查一次设备有无异常，在380V母线与站用变低压侧进行核相。3.4核相正确后，断开35kV站用变300断路器。

3.5合上35kV站用变300断路器，对35kV站用变进行其余两次充电。3.6充电结束后，380V由备用变倒为站变运行。

三、试运行过程中的安全措施和注意事项 1 严格执行操作票制度。操作前进行模拟操作，经确认正确后，方可进行操作。3 在测试中，严防PT二次回路短路，CT二次回路开路。试运期间检查变压器、断路器、隔离开关、电流互感器、避雷器等一次设备应无闪络、放电、发热现象，运行正常。检查后台所有的二次电气量显示正确，并与相对应的保护屏人机对话显示的二次电气量相一致。带负荷运行二十四小时，要求前十二小时每小时巡视检查一次，后别十二小时每两小时巡视检查一次。按运行规程要求，按时准确的填写各种记录。启动试运期间入发现异常现象应立即报借试运指挥，由试运指挥下处理。

风电开发战略方案 篇9

案

2014-10-29 10:13:56

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为促进曲靖市风电、太阳能项目科学有序建设，推动曲靖市新能源健康快速发展，建设好云南面向西南开放桥头堡战略重点打造的新能源基地，...为促进曲靖市风电、太阳能项目科学有序建设，推动曲靖市新能源健康快速发展，建设好云南面向西南开放“桥头堡”战略重点打造的新能源基地，曲靖市发展和改革委员会根据《云南省能源局关于报送2015年风电核准计划及太阳能备案计划的通知》（云能源水电„2014‟110号）及《云南省发展和改革委员会关于加强风电太阳能发电前期工作的通知》（云发改办能源„2012‟972号）、《云南省发展和改革委员会关于恢复全省风电建设有关事项的通知》（云发改能源„2014‟250号）等文件要求，制定了曲靖市风电、太阳能项目建设2015年度实施方案。

一、风电、太阳能项目发展概况

（一）风电发展情况

曲靖市风能资源较为丰富，最高风速约25m/s，年利用小时数大多在1900小时以上，风功率密度最高可达600W/m

2左右，加之风期长，开发利用率高。风能资源分布广泛，全市各县（市、区）均有丰富的风能资源可开发利用。

目前，曲靖市已建成投产7个风电场，总装机容量345MW，其中：陆良县5个，总装机容量247.5MW，分别是杨梅山资家风电场、杨梅山大路湾风电场、大莫古风电场、龙潭风电场、马塘风电场；麒麟区1个，即朗目山风电场，装机容量49.5MW；会泽县1个，即大海梁子风电场，装机容量48MW。全市有3个在建风电场，分别是富源县文笔山风电场、师宗县程子山风电场和陆良县仕官风电场，总装机容量124MW。全市有19个风电场由国家能源局、省能源局同意正在开展前期工作，总装机容量1158.5MW，其中：曲靖市株木山风电场、马龙县对门梁子风电场等9个风电场项目已纳入国家“十二五”规划中第三批拟核准计划，总装机容量577.5MW。另外，曲靖市还有规划建设但未获准开展前期工作的风电场51个，总装机容量约3500MW。

由于曲靖市风电项目建设起步晚、发展慢，全市的风电资源未得到充分发展和有效利用。目前，已建成投产的风电场装机容量仅占规划装机容量的7%左右，还有大量的风电资源未得到开发利用。

（二）太阳能光伏发电发展情况

曲靖市地处低纬高原，晴天日数多，光照充足，全市年平均日照时数在2000小时左右，平均太阳总辐射498.2千焦/平方厘米，太阳能资源比较丰富，利用率较高，加之全市荒坡山地较多，比较适合发展太阳能光伏发电。

曲靖市光伏电站建设起步较晚，目前还没有光伏电站建成投产。现全市有1个在建项目，即麒麟区南头山光伏电站，2014年获准建设10MW装机；另外，获得2014年10MW建设规模指标的沾益县20MW光伏发电站因林业手续未完成还未开工建设。我市获得的2014年建设规模指标，仅占我市2013年底编制上报《曲靖市2014年光伏电站建设年度实施建议方案》中建议规模的3%左右，建设规模指标严重不足，无法满足全市光伏发电项目建设需要。

二、2015年度项目实施计划

根据全市风电、太阳能项目建设及前期工作进展情况，2015年度计划实施以下风电、太阳能光伏发电项目：

（一）风电项目

2015年，曲靖市计划核准开工建设15个风电项目, 总装机容量为1166MW。

1、富源县胜境风电场（胜境三期）

胜境风电场位于曲靖市富源县中安街道，项目于2011年5月由云南省发展改革委以“云能源水电„2011‟52号”文同意开展前期工作，建设规模48MW，总投资44308.02万元，项目业主为华能云南滇东能源有限公司。目前，核准所需的前期支持性文已全部齐备，可研报告已编制完成，社稳报告初稿已编制完成。

2、宣威市三尖山风电场

宣威市三尖山风电场场址位于宣威市普立乡与宝山镇交界的山脊上，为三尖山规划风电场的三尖山片区。项目于2012年11月取得《云南省能源局关于同意宣威市三尖山风电场项目开展前期工作的通知》（云能源水电„2012‟264号），建设规模48MW，总投资48610.49 万元，项目业主为中广核风电有限公司西南分公司。目前，项目已取得水保、地灾、安评、接入系统、节能评估批复（备案）以及贷款承诺书，《用地矿产资源调查报告》和《用地预审》已送审，《环境影响报告书》和《社会稳定风险分析报告》已完成报告编制。

3、富源县光梁子风电场（光梁子一期）

光梁子风电场位于曲靖市富源县后所镇，项目于2012年9月由云南省发展改革委以“云能源水电„2011‟168号”文同意开展前期工作，建设规模48MW，总投资43860.39万元，项目业主为华能云南滇东能源有限公司。目前，核准所需的前期支持性文件已基本齐备，可研报告已编制完成，社稳专题分析工作即将完成。

4、罗平县阿岗风电场

罗平县阿岗风电场位于曲靖市罗平县境内阿岗镇、马街镇，项目于2011年11月取得《云南省能源局关于同意罗平县阿岗风电场项目开展前期工作的通知》（云能源水电„2011‟176号），建设规模49.5MW，总投资43496.12万元，项目业主为云南国电新能源公司。目前，项目已取得水保、环保、压覆矿产、地灾、安评批复（备案）和并网意向协议以及贷款承诺书，用地预审已上报省国土资源厅。

5、师宗县石梁山风电场

师宗县石梁山风电场位于曲靖市师宗县西北边缘山脊，建设规模44MW，总投资4.4亿元，项目业主为三峡新能源云南师宗发电有限公司。项目于2012年10月22日取得《云南省能源局关于同意师宗县石梁山风电场项目开展前期工作的通知》（云能源水电„2012‟210号）。目前，项目已取得压覆矿产、水土保持、地灾、用地、环评的批复文件，项目可研报告、社会稳定风险评估报告已编制完成待评审。

6、会泽县白泥井风电场

会泽县白泥井风电场位于曲靖市会泽县驾车乡白泥井，项目于2012年10月取得《云南省能源局关于同意会泽县白泥井风电场项目开展前期工作的通知》（云能源水电„2012‟217号），装机规模32MW，总投资31834万元，项目业主为会泽泰合风力发电有限公司。目前，项目已取得用地预审、水保、安评、地灾、压覆矿产批复（备案）和并网意向协议以及贷款承诺书，接入系统报告已审查待批，可研、环评、社稳报告已完成编制。

7、宣威市大白岩风电场

宣威市大白岩风电场位于曲靖市宣威市城市东面的山地上，场址涉及宣威市东山镇、板桥街道，项目于2014年7月取得《云南省发展和改革委员会关于同意曲靖市宣威市大白岩风电场项目开展前期工作的函》（云发改办能源„2014‟496号），建设规模170MW，总投资148388.25万元，项目业主为中广核风电有限公司西南分公司。目前，项目《地质灾害危险性评估报告》、《安全预评价报告》、《贷款承诺书》和《并网意向协议书》已通过审批或完成评审；《水土保持方案报告书》、《接入系统方案》、《固定资产投资节能报告》、《用地预审》、《用地矿产资源调查报告》、《环境影响报告书》和《社会稳定风险分析报告》已完成报告编制。

8、马龙县陡坡梁子风电场

陡坡梁子风电场位于马龙县马鸣乡，项目于2012年10月取得《云南省能源局关于同意马龙县陡坡梁子风电场项目开展前期工作的通知》（云能源水电„2012‟266号），装机规模48MW，总投资45000万元，项目业主为马龙协合风力发电有限公司。目前，项目已取得地灾批复、并网协议，可研、接入系统、环评、水保报告已编制完成，土地预审、安评、社稳报告编制工作正在开展。

9、冒天水风电场

冒天水风电场位于富源县中安街道办、墨红镇，由华能云南富源风电有限责任公司投资建设。项目预可研报告已于2012年底编制完成，根据预可研报告：风电场建设规模180MW，利用小时为2330h，总投资165441.51万元；测风塔50m风速为7.4-8.1m/s，风功率密度为388-488W/m，总体达到4级水平；冒天水风电场外部建设条件较好，西面有县道XD03通过，项目接入接入220kV营上变，线路长度约18km。

10、打峰岩、白岩子项目（光梁子后续工程）

打峰岩、白岩子项目位于富源县后所镇、宣威市海岱镇，属光梁子后续工程，由华能云南滇东能源有限责任公司风电分公司投资建设。项目已于2012年底完成预可研报告编制工作，根据预可研报告：风电场建设规模约100MW，利用小时约为2300h，总投资91927.3万元；测风塔50m风速为6.1-7.8m/s，风功率密度为241-480W/m，总体在2-4级水平；项目外部建设条件较好，场址内有多条乡村道路，在风电场建设过程中加以改造，即可满足大件运输需求，项目送出与光梁子风电场一期一并考虑，接入宣威市220KV永安变，线路长度约34km。

11、营盘山一期（营盘山风电场）

营盘山一期位于富源县墨红镇，由华能云南滇东能源有限责任公司风电分公司投资建设。项目于 2013年初编制完成预可研报告，根据预可研报告：风电场建设规模100MW，利用小时为2274h，总投资92875.55万元；测风塔50m风速为7.7-8.0m/s，风功率密度为371-489W/m，总体达到

22级水平；营盘山区域场址南面有县道通过，部分道路进行新建及改扩建后能满足大件运输要求，项目接入系统方便，接入220kV营上变，无环保制约性因素。

12、营盘山二期（者竹山风电场）

营盘山二期位于富源县墨红镇，由华能云南滇东能源有限责任公司风电分公司投资建设。项目于 2013年初编制完成预可研报告，根据预可研报告：风电场建设规模100MW，利用小时为2672h，总投资92143.19万元；测风塔50m风速为7.7-8.0m/s，风功率密度为371-489W/m，总体达到4级水平；营盘山区域场址南面有县道通过，部分道路进行新建及改扩建后能满足大件运输要求，项目接入系统方便，接入220kV营上变，无环保制约性因素。

13、会泽县半边箐风电场

会泽县半边箐风电场位于会泽县大海乡，由云南能投新能源开发有限公司投资建设。项目预可研报告已编制完成，根据预可研报告：风电场装机48MW（24×2MW），年等效满负荷小时数达2152h，总投资为46059万元；两座测风塔50m高度处的年平均风速达到6.2m/s、7.3m/s，风功率密度等级分别为2级、3级；场址地形、地址条件满足风电场的建设要求，对外交通条件较好。目前，项目已完成可研阶段地勘工作、水土保持、安全预评价、地质灾害评估及矿产压覆等专题报告，现场踏勘收集信息工作已完成，2正在编写相关报告。

14、沾益县阧青风电场

阧青风电场位于沾益县大坡乡，由中节能风力发电股份有限公司投资建设，建设规模5OMW，总投资4.8亿元。该项目已与沾益县政府签订风能资源开发协议，2013年年底已测风满2年，风能资源状况良好。风资源评估报告、总规报告、预可研报告已编制完成，等待省相关部门评审。土地、压矿、林业、环保在县级政府的调查已完成。

15、沾益县碗花塘风电场

碗花塘风电场位于沾益县白水镇，由国投云南风电有限公司投资建设，建设规模100.5MW，总投资9.5亿元。该项目已与沾益县政府签订风能资源开发协议，2013年年底已测风满1年，风资源状况良好。风资源评估报告、总规报告、预可研报告已编制完成，等待省相关部门评审。

（二）太阳能光伏发电项目

2015年，全市计划实施12个光伏电站项目，总装机容量为444.16MW，2015年计划申请建设规模指标394.16MW。

地面光伏电站：

1、云南省曲靖市麒麟区南头山并网光伏电站

南头山并网光伏电站位于麒麟区珠街乡联合村，是2013年9月曲靖市麒麟区人民政府与曲靖英利光伏电力开发有限公司签订的项目（《英利曲靖市麒麟区太阳能光伏并网发电项目合作协议书》），占地1415600m，建设70MW光伏电站及配套设施（升压站、办公用房），总投资63000万元。目前，项目获得的2014年10MW建设规模指标已于2014年7月开工建设。2015年计划争取60MW建设规模指标。

2、沾益阿特斯20MW光伏发电地面电站

沾益阿特斯20MW光伏发电地面电站位于曲靖市沾益县菱角乡刘家庄村委会，建设规模20MW，总投资18461.5万元，由沾益阿特斯光伏发电有限公司投资建设。项目分二期实施，一期10MW，投资9412.5万元；二期10MW，投资9049万元。项目获得的2014年10MW建设规模指标正在加紧办理相关手续，即将开工建设。2015年计划争取10MW建设规模指标。

3、陆良县芳华镇雨补草山40MW光伏地面电站

陆良县芳华镇雨补草山40MW光伏地面电站位于陆良县芳华镇雨补草山，建设规模40MW，总投资金额约4.5亿元，由中电电气集团有限公司投资建设。项目计划2015年底前完工投产，年发电产生效益5320万元。目前，项目已完成项目公司注册、可研报告编制、光照资源预评估、云南省电网公司电网接入意向函、场址地形测绘、场址矿产压覆情况调查、投资协议签订和备案等手续。2015年计划争取40MW建设规模指标。

24、马龙县马坡山并网光伏电站

马龙县马坡山并网光伏电站位于马龙县王家庄色甲村东北部马坡山，由马龙裕昆新能源开发有限公司投资建设，装机规模为110MW，总投资110000万元。项目于2013年取得云南省能源局《关于同意马龙县马坡山并网光伏电站开展前期工作的函》（云能源水电函„2013‟72号）。目前，项目已取得并网意向协议，正在开展项目地形测绘、勘察、矿压、地灾、环评、水保、安评、能评及方案设计、接入系统设计等前期工作。计划在2014年内完成土地、林地征占手续，完成矿压、地灾、环评、安评、水保、能评、林地可研等手续，完成光伏发电项目初步设计、施工方案设计和评审、接入系统方案设计、可研报告评审等工作；完成项目选址、建设许可等相关手续，完成施工现场“三通一平”及测绘放线工作。计划2015年一季度完成项目主要设备及材料的采购工作，完成接入系统初步设计、施工方案设计和评审，完成40MW光伏组件的安装工作；2015年7月底完成70MW光伏组件的安装工作、110kV升压站建设、发电系统和升压站的安装、接入110kV送电线路架设、对侧间隔改造；2015年8月完成监控系统、调度通信系统、消防、安防系统的安装、设备试验、系统、线路调试及验收工作、光伏电站附属设施建设工作并签订并网、调度及售电协议，最终实现110MWp光伏发电项目并网发电。2015年计划争取110MW建设规模指标。

5、云南师宗火草坡20MW并网光伏电站

云南师宗火草坡20MW并网光伏电站位于师宗县城南约 4km，地理坐标介于北纬24°47′24″～24°48′04″，东经 103°59′44″～104°00′43″之间，海拔在 1860m～1950m 之间，占地总面积 0.7315km（1097.33 亩），装机规模为 20MW，总投资 21104.43 万元。目前，项目已完成项目公司成立、预可研报告、电网接入意见、项目备案、接入系统设计、水保方案、施工设计等前期工作。2015年计划争取20MW建设规模指标。

6、冒天水光伏电站

冒天水光伏电站位于富源县中安街道，由华能云南富源风电有限责任公司投资建设，计划与冒天水风电场以“风光互补”形式同步建设，装机规模50MW，总投资47518万元。2015年计划争取50MW建设规模指标。

7、云南省曲靖市马龙并网光伏电站工程

云南省曲靖市马龙并网光伏电站工程位于马龙县旧县街道，由马龙天合太阳能发电有限公司投资建设，装机容量50MW，等效利用小时数1171.5h，总投资48304.5万元。电站接入系统初步拟定以1回110kV线路接入110kV小寨变电站。目前，项目已完成预可行性研究报告，取得云南省电网公司并网意见函。项目计划于2015年2月备案，201

52年3月开工建设，2015年4-9月开展进场道路、主体工程施工和送出线路建设、主机设备安装调试，计划2015年10月投产。2015年计划争取50MW建设规模指标。

8、火红乡耳子山村陷塘场址

项目位于会泽县火红乡耳子山村，规划场址面积2500亩，项目总装机60MW，估算总投资54000万元。场址海拔高程2250m，乡政府所在地年平均日照2085.6h，年太阳辐照总量5270.3MJ/m.a。项目分期建设，2015年计划建设30MW，投资27000万元。目前，该项目已由中电投四川电力有限公司同会泽县政府签订测光协议，待测光期满后开展下步工作。2015年计划争取30MW建设规模指标。

分布式光伏项目：

9、陆良县青山工业园20MW分布式光伏电站

陆良县青山工业园20MW分布式光伏电站位于陆良县青山工业园区，建设规模20MW，总投资2.2亿元，由中电电气集团有限公司投资建设。目前，项目已完成项目公司注册、可研报告编制、光照资源预评估、电网公司电网接入意向函。2015年计划争取20MW建设规模指标。

10、五馆一中心科技馆屋顶160kW光伏分布式项目

项目位于麒麟区五馆一中心，由曲靖英利光伏电力开发有限公司投资建设。该项目利用科技馆屋顶建设160kW分布式项目，总投资128万。项目建成后一方面用来做科普

2教育，另一方面可以解决科技馆日常照明。现初步设计已经完成, 正在洽谈合作协议。

11、农垦机械2MW光伏屋顶项目

项目位于麒麟区，由曲靖英利光伏电力开发有限公司投资建设。该项目利用农垦机械屋顶做分布式光伏项目，总投资1600万。目前，项目已经完成初步设计工作。

12、泛亚国际2MW光伏屋顶项目

项目位于麒麟区，由曲靖英利光伏电力开发有限公司投资建设。该项目利用泛亚国际庞大的屋顶规划建设2MW的屋顶分布式项目，总投资1600万。目前，项目已完成初步设计工作，正在协商合作协议。

三、电网接入

目前，曲靖电网已建成500千伏输变电站4座，主变容量为5000 兆伏安，500千伏线路1106千米，500千伏变电站分布在曲靖市北、中、南、西，形成云南日字环网一角，网架结构坚强，是云电外送的主通道；220千伏输变电站17座，主变容量5340兆伏安，220千伏线路1707千米，220千伏变电站已实现至少每县一座的格局；110千伏输变电站50座，主变90台，容量3526兆伏安；35千伏输变电站101座，主变179台，容量991.2兆伏安，35千伏变电站布点基本实现“一乡一变”结构。

麒麟区、沾益、马龙和富源35kV电网依托220kV和110kV变电站，形成以单辐射和双侧电源单回链式接线为主的电网结构；宣威、陆良、罗平、师宗、会泽35kV电网依托小水电与110kV变电站，形成单辐射和双侧电源单回链式接线为主的电网结构。

曲靖市较为完善的电网结构，为全市风电、太阳能项目建设提供了较好的并网条件。

四、电力消纳预测

（一）曲靖市电源现状

目前，曲靖市电力装机累计达910.694万kW，其中：火电及综合利用装机693.53万kW，水电182.664万kW，风电34.5万kW。

2013年，全市发电量281.57亿kW〃h，其中：火电225.36亿kW〃h，水电50.7亿kW〃h，风电5.51亿kW〃h。

（二）负荷需求预测

2013年，曲靖市全社会用电量为229.57亿kW〃h，曲靖市“西电东送”电量193.14亿千瓦时。预测2014年曲靖市全社会用电量297亿kW〃h。