风力发电项目可行性研究报告

风力发电项目可行性研究报告（精选8篇）

风力发电项目可行性研究报告 篇1

风力发电项目可行性

研究报告

目 录

1.总论.................................................5 1.1 项目提出的背景,投资的必要性和经济意义................6 1.1.1 项目提出的背景....................................6 1.1.2 投资的必要性......................................7 1.1.2.1 世界风能开发现状与展望..........................7 1.1.2.2 风力发电原理...................................10 1.1.2.3 风力发电技术已相当成熟.........................10 1.1.2.4 风能经济.......................................12 1.1.2.5 风能资源十分丰富...............................14 1.1.2.6 风电成本已具有市场竞争力.......................16 1.1.2.7 我国风电行业的发展历程.........................17 1.1.2.8 我国风电行业发展现状...........................19 1.1.2.9 潜在市场及发展趋势.............................21 1.1.2.9.1 潜在市场.....................................21 1.1.2.9.2 发展趋势.....................................22 1.1.2.10 我国几大风电场介绍............................29 1.1.2.11 国家对风电投资的政策..........................30 1.1.2.11.1 世界鼓励风电的政策措施......................30 1.1.2.11.2 长期保护性电价..............................30 1.1.2.11.3 可再生能源配额政策..........................31 1.1.2.11.4 公共效益基金................................31

1.1.2.11.5 招投标政策..................................32 1.1.2.11.6 我国对风电发展的政策........................32 1.1.3 投资的经济意义...................................39 1.2 研究工作的依据和范围...............................41 1.2.1 国家有关的发展规划、计划文件。包括对该行业的鼓励、特许、限制、禁止等有关规定。...........................41 1.2.2 拟建地区的环境现状资料...........................42 1.2.3 主要工艺和装置的技术资料及自然、社会、经济方面的有关资料等等。...........................................42 1.2.3.1 方案一.........................................42 1.2.3.2 方案二.........................................43 2.需求预测和拟建规模..................................43 2.1 国内外需求情况的预测...............................44 2.2 国内现有工厂生产能力的调查.........................45 2.3 销售预测、价格分析、产品竞争能力，进入国际市场的前景.......................................................49 2.4.投资估算与资金筹措................................49 2.4.1 方案一...........................................49 2.4.1.1 盈亏平衡分析、利润、净现金流量分析..............50 3.投资决策评价.........................................50 3.1.投资期法...........................................50 3.2.净现值法..........................................50

3.3 方案二.............................................51 3.4 方案二.............................................53 3.4.1 盈亏平衡分析、利润、净现金流量分析................54 3.4.2 投资决策评价.....................................55 4.风电企业............................................56 4.1 战略计划...........................................56 5 风险的估计...........................................60 5.1 政策风险...........................................60 5.2 行业风险...........................................60 5.3 技术风险...........................................62 6 实施计划.............................................62

1.总论

风能是太阳能的转化形式，是一种不产生任何污染物排放的可再生的自然能源。

受化石能源日趋枯竭、能源供应安全和保护环境等的驱动，自20 世纪70 年代中期以来，世界主要发达国家和一些发展中国家都重视风能的开发利用。特别是自20 世纪90 年代初以来，现代风能的最主要利用形式——风力发电的发展十分迅速，世界风电机装机容量的年平均增长率超过了30％，从1990 年的216 万千瓦上升到2003 年的4020 万千瓦。

与此同时，限制风能大规模商业开发利用的主要因素——风力发电成本在过去 20 年中有了大幅的下降。

随风力资源的不同、风电场规模不同和采用技术不同，风力发电成本也有所不同。目前低风力发电成本已降至3～5 美分/千瓦时，高风力发电成本也降至10～12 美分/千瓦时。到2010 年，它们将分别降至2～4 美分/千瓦时和6～9 美分/千瓦时，达到和化石能源相竞争的水平。随着风能这一态势的发展，世界风力发电机的装机容量到 2020 年预计会达到12.45亿千瓦，发电量占世界电力消费量的12％。因此，风能将是21 世纪最有发展前途的绿色能源，是当前人类社会经济可持续发展的最主要的新动力源之一。

1.1 项目提出的背景,投资的必要性和经济意义 1.1.1 项目提出的背景

十六大提出 2020 年我国国内生产总值（GDP）要实现比2000 年翻两番的总目标，以多大的能源代价实现这个总目标引起广泛关注。如果能源消费也随之翻两番的话，到2020年我国能源消费总量将达到每年近60 亿吨标准煤！而我国常规能源的剩余可采总储量仅为1500 亿吨标准煤，仅够我国使用25 年！国家电监委预计今年的电力缺口在2000 万千瓦，供需矛盾比去年更加突出。

需要特别注意的是，现阶段我国人均能源消费量只有世界人均能源消费水平的一半，而人均电力消费量则仅仅是美国的1／

13、日本的1／8。

解决能源和电力短缺的战略途径有两个：其一是节能，但节能只能缓解紧缺问题；其二是大力增加能源的供给。从能源技术的角度来看，一个需要回答的问题是：哪些能源才是解决我国能源和电力短缺的最现实的战略选择呢？

资料表明，我国的煤炭资源仅能维持 20 年使用；2003 年我国共进口石油1.1 亿吨；我国水能资源经济可开发量为3.9 亿千瓦，年发电量1.7 万亿千瓦时；显然，利用常规能源不能解决我国的能源和电力短缺。

在当前能源紧缺的背景下，发展风电意义重大，发展风电刻不容缓。

1.1.2 投资的必要性

1.1.2.1 世界风能开发现状与展望

以煤炭、天然气、石油、水利和核物质为原料或资源的传统电力开发造成了大量的环境负担，如环境污染、酸雨、气候异常、放射性废物处理、石油泄露等等。而以风能为资源的电力开发对环境的影响则十分微小，具有显著的环境友好特性，是典型的清洁能源。在四级风区（每小时２０～２１.４公里），一座７５０千瓦的风电机，平均每年可以替代热电厂１１７９吨的ＣＯ２、６.９吨的ＳＯ２和４.３吨的ＮＯ排放。

风能资源无穷无尽，产能丰富。根据美国风能协会（ＡＷＥＡ）的估计，如果要产生美国可开采风能的能源总量，每年需要燃烧２００亿桶原油（几乎是目前世界全部原油产量）。但与石油相比，风能却是可再生的资源，失而复得，同时风能具有自主性的特点，不会受到国际争端造成的价格震荡和禁运等冲击。ＡＷＥＡ测算，在美国使用现有技术，利用不到１％的土地开发风能，可以提供２０％的国家电力需求。而１％的土地中，只有５％是设备安装等必须使用的，其他９５％还可以继续用于农业或畜牧业。

风能资源比较丰富的地区大多边远，风能开发为边远地区就业增长、经济发展、农业用地增加收入等带来机会。从世界范围看，风能和太阳能产业可能成为新世纪制造业中就业机会最多的产业之一。

全球风能资源极为丰富，而且分布在几乎所有地区和国家。技术上可以利用的资源总量估计约53×106 亿度/年。1973 年发生石油

危机以后，欧美发达国家为寻找替代化石燃料的能源，投入大量经费，动员高科技产业，利用计算机、空气动力学、结构力学和材料科学等领域的新技术研制现代风力发动机组，开创了风能利用的新时期。

由于风能开发有着巨大的经济、社会、环保价值和发展前景，经过 30 年的努力，世界风电发展取得了引人注目的成绩。近２０年来风电技术有了巨大的进步，风电开发在各种能源开发中增速最快：全球风电装机总量１９９７至２００２年的５年间增长４倍，由１９９７年的７６００兆瓦增至２００２年的３１ １２８兆瓦，增加了２.３万兆瓦，平均年增幅达３２％。而风能售价也已能为电力用户所承受：一些美国的电力公司提供给客户的风电优惠售价已达到２～２.５美分／千瓦小时，此售价使得美国家庭有２５％的电力可以通过购买风电获得，而每个月只需支付４～５美元。

风电一直是世界上增长最快并且不断超越其预期发展速度的能源，1997～2002 年全球风电累计装机容量的平均增长率一直保持在33％，而每年新增风电装机容量的增长率则更高，平均为35.7％。2004 年欧洲风能协会和绿色和平组织签署了《风力12——关于2020年风电达到世界电力总量的12％的蓝图》的报告，“风力12％”的蓝图展示出风力发电不再是一种可有可无的补充能源，已经成为解决世界能源问题的不可或缺的重要力量。

根据“风力12”发表的2005～2020 年世界风电和电力需求增长的预测报告，按照风电目前的发展趋势，将2005～2007 年期间的平均当年装机容量增长率设为25％是可行的，2008～2012 年期间降为

20％，以后到2015 年期间再降为15％，2017～2020 年期间再降为10％。推算的结果2010 年风电装机1.98 亿千瓦，风电电量0.43×104亿度，2020 年风电装机12.45 亿千瓦，风电电量3.05×104 亿度，占当时世界总电消费量25.58×104 亿度的11.9％。按2007 年预计的装机容量0.4 亿千瓦计算，假设每台单机1500 千瓦，则需要齿轮箱26667 台，按每台120 万人民币计算，则市场规模达到320 亿元人民币，而且其市场规模每年还按20％的速度递增，在2020 年将达到1272 亿元人民币的市场规模。

经过三十多年的努力，世界风电发展取得了令人注目的成绩，世界风力发电成本迅速下降，从1983 年的15.3 美分/度，下降到1999 年的4.9 美分/度，表2 为2003 年世界风能开发利用前10 个国家风电装机及市场份额。目前欧洲占全世界风电装机容量的74％。德国为世界风电发展之首。我国风电发展进展极其缓慢。截止到2003 年底，全国风电场总装机容量仅为56.7 万千瓦，仅占全国总装机容量的0.14％。尽管已建有40 个风电场，但平均每个风电场的装机容量不足1.5 万千瓦，远未形成规模效益。从中可以看出中国市场份额最低，但具有相当大的发展潜力。

据《人民日报》2005 年11 月份最新报道：“我国风电发展了20 多年，但至今装机容量还只有76 万千瓦，仅占全国总装机容量的0.2％，伴随着技术的突破，从200Kw～750Kw风力发电设备的国产化已基本完成，其中600Kw、750Kw 风电设备的国产化率超过90％，国内第一台单机1200Kw 的风力风电机在新疆达坂城投入使用。风力发

电场的建设异军突起，风力发电的成本降至每千瓦时0.38 元左右，与火力发电的成本已相当接近。”

据国际能源署（ＩＥＡ）预测，２０２０年，全球风电装机总量将达１２.６亿千瓦。单机平均１.５兆瓦，年总电量达３.１万亿千瓦小时，占２０２０年全球总发电量的１２％。要达到１２.６亿千瓦的风电容量，总投资估算约需６３００亿美元，这将是全球机电制造业和风电建设的一个巨大市场。

1.1.2.2 风力发电原理

太阳的辐射造成了地球表面受热不均，引起大气层中压力分布不均，空气沿水平方向运动形成风。各地风能资源的多少，主要取决于该地每年刮风的时间长短和风的强度如何。

把风能转变为电能是风能利用中最基本的一种方式。风力发电机一般由风轮、发电机（包括传动装置）、调向器（尾翼）、塔架、限速安全机构和储能装置等构建组成。风轮是集风装置，它的作用是把流动空气的动能转变为风轮旋转的机械能。一般它由2～3 个叶片构成。风轮转动的机械能通过传动装置增速齿轮箱传递到发电机转化成电能。

1.1.2.3 风力发电技术已相当成熟

为什么在发达国家中风电的年装机容量以 35.7％的发展速度高速度增長？一个重要原因是风电技术已经相当成熟。目前单机容量500、600、750 千瓦的风电机组已达到批量商业化生产的水准，成为

当前世界风力发电的主力机型。

更大型、性能更好的机组也已经开发出来，并投入生产试运行。如丹麦新建的几个风电场，单机容量都在2 兆瓦以上；摩洛哥在北方托萊斯建造的风电场，采用的风电机组功率达到2.1 兆瓦；德国在北海建设近海风电场，总功率在100 万千瓦，单机功率5 兆瓦，可为6000 户家庭提供用电，计划2004 年投产。据国外媒体报道，该公司5 兆瓦的机组是世界上最大的风力发电机，其旋翼区直径为126 米，面积相当于2 个足球场。发电机塔身和发电机总重1100 吨，发电机由3 片旋翼推动，每片长61.5 米，旋翼最高点离地面183米。该风电场生产出来的电量之大，相当于常规电厂，而且可以在几个月的时间内建成。

同时风电机组叶片设计和制造过程中广泛采用了新技术和新材料。由于现代大部分水准的风电机组都有三个叶片，质量大，制造费用高。为了减轻塔架的自重，有些国家如瑞典把大型的水准轴风机设计成两个叶片。瑞典Nordic WindpowerAB 公司已完成重量轻的双叶片500 千瓦和1 兆瓦机组的设计。

此外，风电控制系统和保护系统方面广泛应用电子技术和计算机技术。这不仅可以有效地改善并提高发电总体设计能力和水准，而且对于增强风电设备的保护功能和控制功能也有重大作用。

1.1.2.4 风能经济

风能产业在过去２０年里发生了巨大变化，风电成本下降的速度比任何其它传统能源都快。过去１０年间，建立一个新的天然气电厂的成本只降低了１／３。相比较而言，世界上的风电装机容量每翻一番，风电场的成本就下降１５％，而２０世纪９０年代风电装机容量翻了三番，现在建立一座风电场的成本只及８０年代中期的１／５左右，预计到２００６年，成本还会再降３５％～４０％。展望未来２０年，影响风能成本的一些因素还会迅速变化，风电成本还会继续下降。

①风能成本极大依赖风场的风速。风能正比于风速的立方，因此风速增强会引起很大 的电力增长。

②大型风力发电机技术进步带来成本下降。风机塔越高、龙骨扫描面积（风机叶片扫描面积正比于龙骨长度的平方）越大，风机发出的电力越强。龙骨直径从８０年代的１０米增加到５０米后，功率则由２５千瓦增加到现在常用的７５０千瓦，电力输出增加近５５倍，这其中的部分原因是由于现在的扫描面积是原来的２５倍以上，同时由于风机离地面更高，风速也加强了。

③大风场比小风场更具经济效益。

④风力发电的电子测控系统、龙骨设计和其它技术的进步，使得成本大大降低。一个现代常用的１６５０千瓦风电机与以往２５千瓦风电机相比，以２０倍的投资获得了１２０倍的电力增长，单位千瓦

电力成本已大大降低。研究表明，优化风电机的配置也能改进项目的产能。

⑤风电企业的财务成本。风电是资本密集型产业，因此财务成本构成风能项目的重要成本变量。分析表明，如果美国的风电场获得同天然气电厂相同的利率贷款，其成本将会下降４０％。

⑥输电、税收、环境和其他政策也影响风场的经济成本。输电和电网准入限制对风能成本有较大影响。在产业政策方面，风电开发比较发达的国家都提供了风电的税收优惠政策。美国联邦税则对风能开发提供了产品税返还（ＰＴＣ）和风电机５年加速折旧政策，每千瓦小时１.５美分的ＰＴＣ返还政策可根据年通货膨胀率进行折算（现在是１.７美分／千瓦小时）。ＰＴＣ在１９９２年首次发布，１９９９年截止后又延长至２００１年，之后又再次延期至２００３年底。

⑦更加严格的环境保护条理将增加风能的竞争力。单位千瓦风电对环境的影响要远远低于其他传统主流发电。风电既不通过消耗资源释放污染物、废料，也不产生温室气体和破坏环境，也不会有其他能源的开采、钻探、加工和运输等过程成本和环境成本。更高的空气质量和环保标准将意味着风能将变得更加具有竞争力。相反，环境标准的降低或未将发电过程的环境治理成本计算在内，使不洁净能源的售价很低。但这是具有欺骗性的，这表明，政府和市场忽视了健康和环境成本，从而给了不洁净能源隐形补贴，而此补贴却远高于显性的对风能的补贴。

⑧风能提供了辅助性的经济效益。风能开发不依赖化石能源，因

而其经济表现比较稳定；风能为土地拥有者带来稳定的收入；风能为边远地区带来税收。

⑨风电和其它类型能源成本比较。早在２０世纪９０年代初，ＰＧ＆Ｅ公司和美国电力研究所ＥＰＲＩ就曾预言，风能将会是最便宜的能源。这并非痴人说梦，如今风能可以与其它主流能源技术相竞争已成事实。基于现在市场条件，美国风能协会估计，大一点的风场风电的平均成本已经小于５美分／千瓦小时，这还不包括ＰＴＣ补贴的１.５美分／千瓦小时，此项１０年期的补贴，对３０年运营期的风场可以降低风能成本０.７美分／千瓦小时。

1.1.2.5 风能资源十分丰富

为什么发达国家会竞相大力发展风电呢？另一个重要原因就是风力资源非常丰富。按目前技术水平，只要离地10 米高的年平均风速达到5～5.5 m/s（四级风速为5.5—7.9m/s）以上，风力风电就是经济的。科技进步可能把可利用风能的风速要求进一步降至5m/s 以下。

据估计，世界风能资源高达每年53 万亿千瓦时，预计到2020 年世界电力需求会上升至每年25.578 亿千瓦时。也就是说，全球可再生的风能资源是整个世界预期电力需求的2倍。

对我国来说，我国拥有可供大规模开发利用的风能资源。据初步探明结果，陆地上可开发的风能资源即达2.53 亿千瓦；加上近海（15 米深的浅海地带）的风能资源，全国可开发风能资源估计在10 亿千

瓦以上。与之对照，我国水能资源可开发量仅为3.9亿千瓦！我国2003 年的装机容量已为3.85 亿千瓦，所以国外专家评论，中国单靠风力发电就能轻而易举地将现有的电力生产翻上一翻。

我国风能资源丰富的地区主要分布在西北、华北和东北的草原和戈壁，以及东部和东南沿海及岛屿，这些地区一般都缺少煤碳等常规资源。在时间上冬春季风大、降雨量少，夏季风小、降雨量大，与水电的枯水期和丰水期有较好的互补性。

中国的风能资源主要集中在两个带状地区,一条是“三北(东北、华北、西北)地区丰富带”,其风能功率密度在200 瓦/平方米～300 瓦/平方米以上,有的可达500 瓦/平方米以上,如阿拉山口、达坂城、辉腾锡勒、锡林浩特的灰腾梁等,这些地区每年可利用风能的小时数在5000 小时以上，有的可达7000 小时以上。“从新疆到东北,面积大、交通方便、地势平,风速随高度增加很快，三北地区风能在上百万千瓦的场地有四五个,这是欧洲没法比的。其中青海、甘肃、新疆和内蒙可开发的风能储量分别为1143 万千瓦、2421 万千瓦、3433 万千瓦和6178 万千瓦，是中国大陆风能储备最丰富的地区。另一条是“沿海及其岛屿地丰富带”，其风能功率密度线平行于海岸线。沿海岛屿风能功率密度在500 瓦/平方米以上，如台山、平潭、东山、南鹿、大陈、嵊泗、南澳、马祖、马公、东沙等岛屿，这些地区每年可利用风能的小时数约在7000-8000 小时，年有效风能功率密度在200 瓦/平方米以上。

1.1.2.6 风电成本已具有市场竞争力

长期以来，人们以风电电价高于火电电价为由，一直忽视风电作为清洁能源对于能源短缺和环境保护的意义，忽视了风电作为一项高新技术产业而将带来的巨大的产业前景，更忽视了风电对于促进边远地区经济发展所能带来的巨大作用。但近10 年来，风电的电价呈快速下降的趋势，并且在日趋接近燃煤发电的成本。

以美国为例，风电机组的造价已由 1990 年的1333 美元降至2000 年的790 美元，相应地发电成本由8 美分/千瓦时减少到4 美分/千瓦时，下降了一半，预计2005 年可降至2.5—3.5 美分/千瓦时，达到与常规发电设备相竞争的水准。

美国 1980 年代初期第一个风电场的发电成本高达30 美分/千瓦时。目前，美国政府为所有新建风电场的前十年运行提供1.5 美分/千瓦时的发电税收减免，使的一些新建风电场的合同电价已降至3 美分/千瓦时以下。

据《人民日报》2005 年11 月07 日第十一版最新报道，“我国的风力发电的成本已降至每千瓦时0.38 元左右，与火力发电的成本已相当接近，具有相当的竞争力”。

风电机组的设计寿命通常为 20～25 年，其运行和维护的费用通常相当于风电机组成 本的3～5％。

风电成本已经可以和新建燃煤电厂竞争，在一些地方甚至可以和燃气电厂匹敌。

上述比较只计算了风电和化石燃料发电的内部成本（即本身发电的成本），尚未将社会承担的污染环境这些外部成本计算在内。更为科学、更为平等地比较风电和其他燃料发电成本的话，还应该计算不同发电方式的外部成本。

关于化石燃料或核能发电的外部成本，由于存在大量的不确定因素，一般难以被具体确认和量化。但是欧洲最近公布了一个历时10 年的研究项目的成果（在欧盟15 个成员国进行评估包括计算一系列燃料成本的“Extern E”计划），给出了不同燃料的外部成本，整个研究的结论是，如果把环境和健康有关的外部成本计算在内，来自煤或石油的电力成本会增加一倍，而来自天然气的成本会增加30％，核电则要面对更大的外部成本，如公众的责任、核废料和电厂退役等。而风电的外部成本最小，与现行价格比较几乎可以忽略不计。

1.1.2.7 我国风电行业的发展历程

我国的风电场建设大体分为三个阶段。

第一阶段是 1986～1990 年我国并网风电项目的探索和示范阶段。其特点是项目规模小，单机容量小，最大单机200Kw，总装机容量4.2 千千瓦。

第二阶段是 1991～1995 年示范项目取得成效并逐步推广阶段。共建5 个风电场，安装风机131 台，装机容量3.3 万千瓦，最大单机500Kw。

第三阶段是 1996 年后扩大建设规模阶段。其特点是项目规模和

装机容量较大，发展速度较快，平均年新增装机容量6.18 万千瓦，最大单机容量达到1300Kw。

截止 2002 年底，全国共建32 个风电场，总装机容量达到46.62 万千瓦。在所有风电场中，装机容量居前三位依次为新疆达坂城二场、广东南澳风电场和内蒙古惠腾锡勒风电场。

随着我国《可再生能源法》的颁布实施和一系列优惠政策出台，风电的发展依法得到鼓励，风电的发展在未来几年内必将进入爆炸性的增长的阶段。根据最新资料，2005 年1～9 月，国家发改委审批同意开工的风电场达到8 个，总装机容量达到80 万千瓦，预计全年将会达到120 万千瓦。2003 年底，我国新增风电装机容量10 万千瓦，累计装机容量57 万千瓦；2004 年底，新增风电装机容量20 万千瓦，累计装机容量76 万千瓦，年新增风电装机容量增长近2 倍。根据政府提出的最新风电发展目标，到2020 年全国风电装机容量要达到3000 万千瓦，而到2003 年底我国风电装机容量仅有56 万千瓦，占全国电力总装机

容量的0.14％。这表明在今后的17 年中，年均要新增风电装机容量170 多万千瓦。按每台风机800kw 计算，其每年的市场容量在2125 台以上。

1.1.2.8 我国风电行业发展现状

我国自 1983 年山东引进3 台丹麦Vestas 55kW 风力风电机组，开始了并网风力发电技术的试验和示范。“七五”、“八五”期间国家计委、国家科委都开列了研制并网风力发电机组的重点攻关项目。1994 年全国风电新增装机容量为1.29 万千瓦，年装机容量首次突破万千瓦大关，2003 年年装机容量首次达到10 万千瓦。特别是进入“九五”期间，在国家有关优惠政策和国家经贸委“双加工程”的推动下，全国风电装机容量得到了快速的发展。在1994～1999 年期间，全国21 个风电场共装机容量为24.9 万千瓦，年装机4.15万千瓦。表明我国风电场建设在这6 年间已步入产业化阶段。在后来的发展中，又能及时跟上国际大中型风电机组的发展步伐。如德国从1993 年开始安装500kW 风电机组，而我国新疆达坂城2 号场于1993 年也在国内率先安装了4 台500kW 的风电机组。特别是在“九五”期间，450～750kW 的大中型风电机组倍受青睐。在“九五”期间的4 年间，共装机22.5 万千瓦，占全国风电总装机容量的85.7％。虽然风电建设取得了一定成绩，但最近几年的发展较缓慢，与发达国家比差距还非常大，德国2003 年的装机容量为267 万千瓦，累计达到1461 万千瓦，而我国2003 年的装机容量仅有10 万千瓦，累计达到57 万千瓦。

从 1984 年研制200kW 风电机组以来，已经历时整整15 个年头。目前，国产风电机组在我国的风电场中还未占一席之地。国家已经出台了相关政策，加快风电机组的国产化率，争取尽快将国内风电

市场，从外商手里夺取回来。这些外商企业，主要来自丹麦（占70.7％）、德国（占12.8％）、美国（占6.9％）、西班牙（占5％）和荷兰（占0.7％）等国家。国家发改委有关人士，最近在非公开场合明确表示，风电市场宁可发展速度慢一点，也要扶持民族工业，不能再蹈汽车工业覆辙。

风电机组是风电场的核心设备，在风电场的建设投资中风机设备费是风力发电项目投资的主要部分，约占总投资的60～80％，因此风电机组的状况成为一个国家风电发展的重 要指标。

由于我国风电发展与世界先进水平有一定差距，风电机组的制造水平相差更大，我国各年装机的主导机型与世界主流机型存在几年的滞后。如2000 年后，兆瓦级风电机组已成为世界风电市场的主流机型，但我国装机的主导机型仍然是600kW。

风电机组的生产和制造是反映一个国家风电发展水平的重要因素。中国从 20 世纪70年代开始研制大型并网风电机组，但直到1997 年在国家“乘风计划”支持下，才真正从科研走向市场。

目前，我国已基本掌握了200～800kW 大型风电机组的制造技术，主要零部件都能自己制造，并开始研制兆瓦级机组。国内的市场份额有了很大提高目前，600 和800kW 机组的技术已经通过支付技术转让费购进全套制造技术或与国外合资生产等方式引进，现在新疆金风公司、西安维德风电公司以及洛阳拖－美德风电公司投入批量生产。

1.1.2.9 潜在市场及发展趋势 1.1.2.9.1 潜在市场

风电，“取之不尽，用之不竭”。与太阳能发电、生物能发电、地热发电和海洋能发电等“可再生能源”电力相比，风电居于首位。它几乎是没有污染的绿色能源，除了靠近时有增速箱“磨牙”和风机叶片冲击空气“霍霍”的噪音（300 米外小于55dB）、若与燃煤火电相比，同样发1kW·h 电，风电可减排二氧化碳0.75kg，二氧化氮0.0045kg，二氧化硫0.006kg，烟尘0.0052kg。风力发电时，几乎不消耗矿物资源和水资源（润滑油脂除外），若再与燃煤火电比，同发1kW·h 电，可节约标煤0.39kg 和水3kg，这对缺煤、缺水、缺油或交通运输不便的区，尤其可贵。

风能是当前技术和经济上最具商业化规模开发条件的新能源，同时随着风力发电机国产化程度的提高，风力成本还可大幅度下降，有专家预测本世纪内可下降40％，而火电与核电成本下降的空间十分有限或几乎没有。

在当前我国电力供需矛盾突出的态势下，开发风力风电可以优化调整电力结构，是极富生命力的。因为一般从秋末至暮春是盛风期，风电可满发，而这期间恰逢水电枯水期，可补充电网中水电之不足，这对水电比重较大或径流水电站较多的电网来说，更具风水互补、均衡出力的作用。

风电场与常规火电厂或水电厂比较，由于单机容量小，可以分散建设，也可以集中建设，几百千瓦到几十万千瓦都行，非常灵活。融

资相对容易，基础建设周期短，一般从签订设备采购合同到建成投产只需一年时间，投产快，有利于资金周转，及早还贷。

风电的突出优点是环境效益好，不排放任何有害气体和废弃物。风电场虽然占了大片面积，但风电机组基础使用的面积很小，不影响农田和牧场的正常使用。多风的地方往往是孤岛、荒滩或山地，对解决远距电网的老少边区用电、脱贫致富将发挥重大作用。建设风电场的同时也能开发旅游资源，风电场设在海边，背衬蔚蓝大海，一排排白色巨轮竞相旋转，呈一道亮丽的风景线。

由于风速是随时变化的，风电的不稳定性会给电网带来一定的波动，但只要风电容量小于电网容量的10％，不会有明显的影响。目前，许多电网内都建设有调峰用的抽水蓄能电站，使风电的这个缺点可以得到克服，更充分地利用风力资源。

1.1.2.9.2 发展趋势

风电一直是世界上增长最快并且不断超越其预期发展速度的能源，1997～2002 年全球风电累计装机容量的平均增长率一直保持在33％，而每年新增风电装机容量的增长率则更高，平均为35.7％。2004 年欧洲风能协会和绿色和平组织签署了《风力12——关于2020年风电达到世界电力总量的12％的蓝图》的报告，“风力12％”的蓝图展示出风力发电不再是一种可有可无的补充能源，已经成为解决世界能源问题的不可或缺的重要力量。

根据“风力 12”发表的2005～2020 年世界风电和电力需求增

长的预测报告，按照风电目前的发展趋势，将2005～2007 年期间的平均当年装机容量增长率设为25％是可行的，2008～2012 年期间降为20％，以后到2015 年期间再降为15％，2017～2020 年期间再降为10％。推算的结果2010 年风电装机1.98 亿千瓦，风电电量0.43×104 亿度，2020 年风电装机12.45 亿千瓦，风电电量3.05×104 亿度，占当时世界总电消费量25.58×104亿度的11.9％。按2007 年预计的装机容量0.4 亿千瓦计算，假设每台单机1500 千瓦，则需要齿轮箱26667 台，按每台120 万人民币计算，则市场规模达到320 亿圆人民币，而且其市场规模每年还按20％的速度递增，在2020 年将达到1272 亿圆人民币的市场规模。

2005 年3 月，随着《可再生能源法》的颁布，有关的大型风力发电建设的消息就不绝于耳。甘肃、内蒙古、黑龙江、江苏都纷纷开始上马动辄10 亿元的风力发电项目。国内风力发电产业“风”起云涌。月9 日，江苏盐城市发改委投资处表示，总投资16 亿元的盐城东台风力发电场项目

得到国家发改委正式批复，获准项目招标，预计2007 年底全部建成运行。月18 日，黑龙江最大的风能开发项目“十文字风力发电”在穆棱市兴建，投资超过10 亿元。工程总体规划设计装机11.3 万千瓦。月18 日，内蒙古自治区达茂旗宣布将利用当地丰富的风力资

源，大力发展风电项目。据当地媒体报道，达茂旗为此专门成立了风电项目开发领导小组，目前已经引进了中国华能集团公司、中国电力投资有限公司、内蒙古北方新能源电力公司、美国金州公司、加拿大风能开发公司、德国英华威公司6 家大型风能开发企业，签订协议总装机容量590 万千瓦，协议总金额472 亿元人民币。月24 日，甘肃省投资10 亿元开发的安西风电场项目，日前被发展改革委批复进入特许权招标程序。该项目总投资约10 亿元、一期规模10 万千瓦、远期规划100 万千瓦。预计2006 年初可开工建设。月15 日，我国目前最大的风力发电项目——国华尚义风电项目一期工程竣工并网发电，成为张家口市大力开发风电能源的一个标志。有关统计数据显示，到2006 年底，该市风电总装机容量最低将达到24.8 万千瓦。张北、尚义、沽源、康保等10 县与市外开发商签订开发协议，签订合作开发协议28 项，累计签约的风电项目总装机容量达到1258万千瓦，占全国2020 年远景规划的60%多，其中4 家已经开工建设 月14 日一个总投资40 亿元的风力发电项目近日在包头市固阳县开始正式启动，这个项目是建设一个50 万千瓦的风力发电场。

在广州, 中国——绿色和平最新报告《风力广东》指出，广东省有能力在2020 年，实现2,000 万千瓦的风电装机容量。这样的装机规模每年将发电350 亿千瓦时，相当于目前全省用电量的17%，或广州市全年的用电量，并能减少2,900 万吨二氧化碳的排放量。

绿色和平气候变化和可再生能源项目主任杨爱伦说：“洁净、可靠的风电可为广东高速的经济发展提供能源；同时，发展可再生能源将减少导致气候变化的温室气体排放。因此，对于广东来说，发展风电无疑是一个双赢的选择。”

《风力广东》是绿色和平委托世界著名的风能顾问加勒德哈森伙伴有限公司(GarradHassan & Partners)撰写的，报告基于一系列先进的广东风资源分析数据，以及对在全世界范围内相关技术的丰富知识，勾画了广东省风力发电的蓝图。

加勒德哈森伙伴有限公司首席代表高辉说：“广东的风速状况大致和世界第一风电大国德国差不多。只要有好的政策支持，到2020 年实现风电装机2,000 万千瓦，是一个合理并可行的目标。”

至 2004 年底，广东省风电装机容量为86,000 千瓦，在全国名列第四。在谈到广东省的优势时，中国可再生能源专业委员会秘书长李俊峰指出，广东省经济基础好、风电发展经验丰富、融资能力强、电力需求增长快，这些都为大规模地开发其风力资源创造了良好的环境。

广东省不仅是我国经济最发达，人口最多的省份，其二氧化碳排放量亦居前列。中国科学家指出，广东的二氧化碳浓度为全国最高的地区之一，并高于全球平均水平。近年来，广东省以及珠江三角洲地区气候的温室效应增强，各种极端气候事件显著增加，旱涝频率增大。

发展风能，刻不容缓。报告认为，中国将形成强大的风机制造产业，足以支持宏伟的风电发展计划。新产业在带来经济效益的同时，也将创造更多的就业机会。发展风电将大大减少因使用化石燃料发电而产生的二氧化碳排放。

报告还建议，广东应该和比邻的香港就风电开发一起努力。目前，两地不但在能源方面有合作，还共同承担着由传统发电方式造成的污染。香港在尽力开发其自身资源的同时，也可以到广东省投资风电项目。

绿色和平项目主任杨爱伦说：“国际金融机构，如亚洲发展银行、世界银行，都应该更积极地投资于广东乃至整个中国的风电发展。”

《风力广东》是绿色和平旗舰“彩虹勇士号－亚洲洁净能源之旅”的其中一个主要活动，旨在通过宣传广东风电的潜力，推动可再生能源的发展，拯救全球气候变化带来的危机。

在江苏，投资 8 亿元、装机容量10 万千瓦的江苏如东县风力发电场二期工程目前已开工，将在2007 年上半年建成，年可发电2.24 亿度。洋口港经济开发区副主任、新能源局局长徐晓明说，如东正计划增加投资5 亿元、5 万千瓦装机容量，使二期的装机容量达到15 万千瓦；正进行预可行性研究的三期工程——80 万千瓦浅海滩涂风电场项目的投资也计划从60 亿元增加到80 亿元。如付诸实施，如东风力发电场将成为全球最大的风电场。

江苏是全国最缺电的省份之一，同时又是风能大省，潜在风力发电量 2200 万干瓦，占中国风能资源近1/10。如东县境内海岸线长达106 公里，全年风力有效发电时间达7941小时。投资近8 亿元、装机容量10 万千瓦的风电场一期已于去年8 月开工，有望在年底发

电，年发电量2.3 亿度。徐晓明表示，作为国家特许权招标项目，如东风电场旨在探索促进风力发电的规模化发展和商业化经营。根据国家发改委的要求，一期工程发电机组累计发电利用小时数达3 万小时前为第一段电价执行期，通过特许权招标方式确定，全部由电网公司收购；3 万小时后为第二阶段，与其他发电企业竞价上网。风力发电是新能源中比较成熟的一种，如充分利用，可成为仅次于火电、水电的第三大电源。目前，长三角正掀起一轮风力发电热：总投资16 亿元、年上网电量4.24 亿千瓦时的盐城东台风力发电场项目已得到国家发改委批复；南通启东40 亿元风电项目已向江苏省发改委申报；年初，浙江舟山市岱山县计划投资20 亿元，建设总装机容量达20 万千瓦的海上风电场；上海也正在拟订《10 万千瓦近海风力发电场计划》等可再生能源计划，希望到2010 年，可再生资源发电达到发电总装机容量的5%。

2004 年11 月27 日，著名物理学家和社会活动家何祚庥院士应邀在福州大学“海峡两岸科教创新论坛”作专题报告指出，大力发展风力发电及大型锂离子电池储能技术是解决中国能源短缺问题的重要途径，并建议海峡两岸携手合作，共同发展海上大型风电产业。他预计，风力发电（包括风机和电能）将成为未来中国的第一大产业。他认为，我国风电如果以每年30%的速度发展，到2020 年占到全部电力的10%具有可行性。相对于水电、核电而言，风电更有望成为解决我国能源和电力可持续发展战略最现实的途径之一。

2005 年1～9 月，国家发改委审批同意开工的风电场达到8 个，总装机容量达到80 万千瓦，预计全年将会达到120 万千瓦。如按每台风机800kW 计算，每台增速齿轮箱50 万元人民币计算，则国内的市场规模可达1500 台，7.5 亿元人民币，而且市场每年至少要以60％的速度增长。

据有关专家预测，我国风电场的建设将向以下方向发展： ①总结特许权风电场开发经验，在全国范围内开发几十个 10～20 万千瓦规模的大型风电场；推行固定电价方式（或称“保护”电价、购电法）的激励政策，促进中小型风电场的发展，培育稳定的风电市场。

②风电设备制造企业抓住新增市场机遇，扩大现有产品生产批量的同时，继续引进国外先进技术，实现产品升级换代，满足市场对兆瓦级机组的需求，在积累实际经验的基础上，提高自主开发能力，降低机组生产成本。

③风电的发展与当地的经济承受能力和电网容量相适应。在经济发达能源短缺的沿海地区加速风电发展；在资源丰富的西部地区，随着电网容量增长和大规模开发风电，在政策上要解决跨省区销售风电的问题，如配额制，绿色电力交易等。

④规模开发和分散开发相结合。以规模化带动产业化，设想建立几个百万千瓦级超大型风电基地。因地制宜开发各地具有较好条件的中小型风电场。农村电网增强后可以考虑单机分散并网，如丹麦、德国目前的方式，德国虽然没有10 万千瓦规模的风电场，但风电装机已经超过1200 万千瓦，分布式电源也是未来电力结构发展的一种趋

势。

⑤海上风能资源比陆上大，不但风速高，而且很少有静风期，能更有效地利用风电机组以提高发电容量。海水表面粗糙度低，海平面摩擦力小，风速随高度的变化小，不需要很高的塔架，可以降低风电机组成本。海上风的湍流强度低，又没有复杂地形对气流的影响，作用在风电机组上的疲劳载荷减少，可以延长使用寿命。一般估计风速比平原沿岸高20％，发电量可增加70％，在陆上设计寿命为20 年的风电机组在海上可达25～30 年。要认真研究国外开发海上风能的经验，开始资源勘测和示范工程准备，为今后大规模发展海上风电创造条件。

1.1.2.10 我国几大风电场介绍

新疆是一个风能资源十分丰富的地区，有九大风能利用区，总面积 15 万平方公里，可装机8000 万千瓦。

达坂城风场座落在达坂城山口东西长约 80km，南北宽约20km，是南北疆气流活动的主要通道，这个地区风能蕴藏量为250 亿千瓦时，可装机容量400 万千瓦。2003 年底已装机299 台，总装机容量20 万千瓦，是我国最大的风电场。

广东南澳风电场地处台湾海峡喇叭口西南端，素有“风县”之称。现有各类发电机130台，容量5.7 万千瓦，是中国第二大风力风电场，其最终目标是总装机容量20 万千瓦，建成亚洲最大的海岛风电场。

内蒙古辉腾锡勒风电场位于内蒙古乌兰察布盟锡林以南，是我国重要的风电场之一，规划装机容量400 万千瓦。辉腾锡勒具有建世界一流风电场的有利条件：丰富的风能资源储量，风力资源品质良好，土地成本低廉，靠近电网，交通方便。1996 年开始建设，现装机容量近10 万千瓦。

1.1.2.11 国家对风电投资的政策 1.1.2.11.1 世界鼓励风电的政策措施

在最近十年世界风电之所以得到飞速发展，是世界各国积极采取各种激励政策加以鼓励和引导的结果。下面介绍一下保护性电价、配额制、可再生能源效益基金和招投标4 种 最主要的政策。

1.1.2.11.2 长期保护性电价

长期保护性电价（Feed-in-Tariff）政策为风电和其他可再生能源开发商提供的上网电价以及电力公司的购电合同。上网电价由政府部门或电力监督机构确定。价格水平和购电合同期限都应具有足够的吸引力，以保证将社会资金吸引到可再生能源部门。长期保护性电价政策的吸引力在于它消除了风电和其他可再生能源发电通常所面临的不确定性和风险。从实践看，保护性电价是一种有效地刺激风电发展的措施。目前欧洲有14 个国家采用这一政策。德国、丹麦等国风电迅速增长，主要归功于保护性电价政策措施的实施。我国目前实施 的风电电价政策也是保护性电价政策的一种类型。

1.1.2.11.3 可再生能源配额政策

可再生能源配额制（Renewable Portfolio System,RPS）是以数量为基础的政策。该政策规定，在指定日期之前总电力供应量中可再生能源应达到一个目标数量。还规定了达标的责任人，通常是电力零售供应商。通常引人可交易的绿色证书机制来审计和监督RPS政策的执行。如我国将对电力企业规定可再生能源发电容量不小于总装机容量5％的配额。如一个大的发电企业有1000 万千瓦火力发电装机容量，就必须按照5%的配额发展50 万千瓦风力发电项目。配额制政策的优势在于它是一种框架性政策，容易融合其他政策措施，并有多种设计方案，利于保持政策的连续性。配额制目标保证可再生能源市场逐步扩大，绿色证书交易机制中的竞争和交易则促进发电成本不断降低，交易市场提供了更宽广的配

额完成方式，也提供了资源和资金协调分配的途径。

1.1.2.11.4 公共效益基金

公共效益基金（Public Benefit Fund，PBF）是风能和其他可再生能源发展的一种融资机制。设立PBF 的动机是为了帮助那些不能完全通过市场竞争方式达到其目的地特定公共政策提供启动资金。合理运用这种手段可以有效地弥补市场在处理外部性缺陷，使得产品或服务的价格能够比较真实地反映其经济成本和社会成本，从而实现公

平性的原则，同时也促进整个行业朝着真实成本更低的方向改进。设立公共效益基金已经成为发达国家非 常通行的政策。

1.1.2.11.5 招投标政策

招投标政策是指政府采用招投标程序选择风能和其他可再生能源发电项目的开发商。能提供最低上网电价的开发商中标，中标开发商负责风电项目的投资、建设、运营和维护，政府与中标开发商签订电力购买协议，保证在规定期间内以竟标电价收购全部电量。该政策的优势因素表现在招投标政策采用竞争方式选择项目开发商，对降低风电成本有很好的刺激作用。招投标政策利用了具有法律效益的合同约束，保障可再生能源电力上网，有助于降低投资者风险并有助于项目融资。该政策与可再生能源发展规划结合，能加强政策的作用。我国的正在进行风电场特许权招标试点，就是实施该政策的表现形式。

1.1.2.11.6 我国对风电发展的政策

原国家计委于 2002 年12 月对江苏如东市和广东惠来市两个风电场特许权示范项目建议书批复，明确规定为促进风电规模化发展和商业化经营，每个风电场建设规模为10 万千瓦，单机容量不小于600kW，机组采购本地化率不低于50％。项目通过公开招标选择投资者，承诺上网电价最低和设备本地化率最高的投标人为中标人。特许经营期为第一台机组投产后25 年，经营期内执行两段制电价政策，32

第一段为风电场累计上网电量相当于达到等效满负荷小时数3 万小时之前，执行投标人在投标书中要求的上网电价，第二段为3万小时的电量之后到特许期结束，执行当时电力市场中的平均上网电价。风电场建成后的可供电量由所在地电网企业按上述电价收购，风电电价对销售电价的影响纳入全省电价方

案统一考虑。这是我国电力体制改革，厂网分家后风电发展的重要举措，明确了风电不参与电力市场竞争，对规定的上网电量承诺固定电价，引人投资者竞争的机制，降低上网电价，打破电力部门办风电的垄断，有利于吸引国内外各种投资者。对于银行安排基本建设贷款的风电项目可给予2％财政贴息。

江苏如东风电场作为亚洲最大的风电工程，被国家发改委明确批复为CDM(清洁发展机制)项目，继去年 8 月成功启动100 兆瓦一期工程后，现今二期建设规模为150 兆瓦，完成后预计每年可减排二氧化碳37 万吨，实现减排收入1000 万元，无论是在环境保护抑或成本增殖方面都凸显了风电新时代的到来。其三期规划总装机容量达到85 万千瓦，投资超过50 亿元

2002 年4 月财政部和国家税务总局联合发布通知，即规定风力发电企业的增值税减半 征收。

2005 年2 月28 日，《可再生能源法》颁布，在《可再生能源法》的条文中，投资人士寄予厚望的有关风力发电强制上网、全额收购、分类定价等等原则都得到了保留。此外，《可再生能源法》明确规定

了风力发电的接入成本将由电网承担，这实在是一大利好。《可再生能源法》的颁布在发展风力发电的过程中无疑是一个里程碑。从技术上来讲，现在风力发电机组的技术已经基本成熟，国内也开始有企业能够生产600 千瓦的发电机组，随着各地大规模地上马风力项目，相信很快会把成本降下来；从市场上讲，现在投资火力发电，风险已经开始呈现，煤价居高不下、贷款审批趋严，还受到越来越多的环保压力，而投资风力发电，国家可以承诺全额收购电力、允许较高的上网费用、在贷款、土地、税收等方

面还有不少优惠；从政策上讲，遵循国家指出的投资方向无疑是个省心、省力的投资选择。

在 2005 年5 月17 日结束的全国风电建设前期会议上，国家发展和改革委员会能源局决定，在2010 年建立起完备的风力发电工业体系，风电技术水平和装备能力达到国际水平。

国家发展和改革委员会能源局局长徐锭明说，目前中国已装备风力发电机1300 多台，建成43 个风电场，风电装机容量为76 万千瓦，但目前仍处在风电建设的初期阶段，风电事业受到风机制造水平较低、科技人才不足和政策措施跟不上等三大因素制约。

中国幅员辽阔，风能资源丰富，风电又属绿色能源，发展风电的条件很好。国家发展和改革委员会能源局计划，到2010 年，全国风电装机容量达到400 万千瓦，大型风电场基本立足于国内制造的装备，风电上网电价进一步降低，使风力发电基本能与常规电力相竞争。

同时，研究制订促进风电发展的法规和政策，使可再生能源配额制等市场保障政策和具体措施落实到位。到2020 年，全国风电装机容量达到2000 万千瓦，在风能资源丰富 的地区建成若干个百万千瓦级风电基地，风电在局部地区电力供应中达到较高比例，市场竞争力明显增强。

按照徐锭明的说法，今后几年，全国要搞几次风电建设大战役，彻底提升风电工业水平，使风电从目前的“游击队”水平变成“正规军”水平，风能利用遍布全国城乡。

据《人民日报》2005 年11 月07 日第十一版报道：

“我国风力发电发展了 20 多年，但至今装机容量还只有76 万千瓦，仅占全国总装机容量的0.2％。现在，跨越式发展的机会终于来了！我们要将基础研究的成果运用于设备设计和制造，在世界风能界刮起一阵强劲的‘中国风’！”今天，国内第一个风电叶片自主研发机构———华翼风电叶片研发中心在北京人民大会堂宣告成立，师昌绪、徐建中、何祚庥等12 位院士难掩心中的激动。

事实上，强劲的“中国风”已经刮起。在国家发改委、科技部等部门的支持下，目前，从200 千瓦到750 千瓦风能发电设备的国产化已基本完成，其中600 千瓦、750 千瓦风电设备的国产化率超过了95％；完全自主研制的1000 千瓦以上风电机组已开发成功，国内第一台单机1200 千瓦的风力发电机在新疆达坂城投入使用；在保定高新技术产业开发区新能源设备产业基地，600 千瓦、750 千瓦风机叶片的制造成本只有国外产品的30％，而重心偏矩、叶片平衡、叶

片强度等指标大大优于国外同类产品，迫使国外这两个系列的产品全面退出中国市场。

伴随着技术上的突破，风力发电厂的建设如异军突起。在广东、江苏、吉林，上百台风机组成的风力发电厂正在加紧建设，风力发电的成本降至每千瓦时0.38 元左右，与火力发电的成本已相当接近。

“国内风电技术和产业的这些成绩，来之不易。而将来的发展，更是担子不轻。”国家发改委副主任张国宝说，根据发改委正在制订的可再生能源规划，到2020 年，我国风力发电的总装机容量要达到3000 万千瓦。按这个速度发展，今后15 年内每年的装机容量将是过去20 年总量的3 倍。

我国的风力发电经过 20 多年发展，到2004 年底，已在14 个省区市建立起43 个风力发电厂，累计安装风力发电机组1292 台，总装机容量为76.4 万千瓦。

过去很长一段时间内，与发达国家相比，我国风力发电的研究和制造能力都有不小差距，绝大多数风力发电厂都是利用发达国家的贷款购买国外设备，规模小，成本高。国产风电面临着提高研发设计制造能力、提高引进设备国产化率、降低成本等三大难题。过去 10 年，风电一直是世界上增长最快的能源。目前全球风电装机容量达4760 万千瓦，风力发电量占世界总电量的0.5％，预计2020 年风力发电将占世界电力总量的12％。据理论推算，中国风能可开发的装机容量为2.53 亿千瓦，居世界前列。

中国风能协会秘书长秦海岩最近指出，根据我国的国情，要实现

风电产业化，需要采取分步实施的方法。在《可再生能源法》的政策框架体系下，我们将2020 年目标分为三个阶段实施。

第一阶段：2005 至2010 年，完善我国的风电发展的政策框架体系，完善我国陆地风资源普查工作，开始着手海上风资源试点普查工作，建立和健全我国的风机检测和认证制度，进行有关风电并网可靠性研究，筹建风机设计和风电场开发的国家队。国家用50 万千瓦的风电场资源，采取风电场开发和风机整机制造供货联合（一体化）招标的方式，支持2 到3 家国内独资或合资控股的、年产兆瓦级风机20 万千瓦的制造（总装）厂，实现新建风电场的风机全部本地化供应（风机零部件的本地化生产率要达到90%）。在风机检测和认证方面，在2009 年前完成两轮自主知识产权风机的整机现场检测，2010 年前颁发我国的风机认证标识。

第二阶段：2011 年至2015 年，建立起专业化的国家队，能够进行独立自主的风机设计、风电场设计、风电场运行管理。另外，国家再用50 万千瓦的风电场资源，采取风电场开发和风机制造供货联合（一体化）招标的方式，再支持2 家国内独资或合资控股的、年产兆瓦级风机20 万千瓦的制造（总装）厂。与此同时，全面开展我国沿海地区的近海海上风资源普查工作，完善我国风电场开发、风机制造的工业基础。到2015 年末，至少应有5 家国内独资或合资控股的、年产兆瓦级风机20 万千瓦的制造（总装）厂，实现国内新建风电场的风机零部件95%以上本地化生产。

第三阶段：2016 年至2020 年，全面实现我国自主知识产权的

风电场开发和运营，以及风机制造的工业产业化，并走出国门，进入世界风电市场。

随着风力发电这种新型能源日益受到各方的“追捧”，国家也开始对风力发电的管理

进行进一步的规范。2005 年8 月10 日，国家发改委在其网站上公布了《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》(下称《通知》)，对风电场建设的核准和风电场上网电价进行了进一步的明确和规范。

总装机容量 5 万千瓦及以下的风电项目已经下放到各省(区、市)发展改革委核准。

《通知》规定，风电场建设的核准要以风电发展规划为基础，核准的内容主要是风电场规模、场址条件和风电设备国产化率。风电场建设规模要与电力系统、风能资源状况等有关条件相协调；风电场址距电网相对较近，易于送出；风电设备国产化率要达到70%以上，不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设，进口设备海关要照章纳税。

《通知》还对风电场上网电价的确定进行了规定：风电场的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，并向社会公布。风电特许权建设项目的电价则通过招标方式确定，但是，不得高于国务院价格主管部门规定 的上网电价水平。

这项《通知》最大的变化是强调了风电设备的国产化和明确了风

电设备的进口关税不能减免。这明显体现了国家要鼓励国产风电设备制造业的发展。目前海关规定的风机整机进口税率为12％，部件为3％。但是进口环节增值税为17％，实际进口风机时征税31％，因此一般风电项目投资中设备要占70％。在没有国产设备的情况下，进口税使风电成本增加约20％。

2004 年我国76.4 万千瓦的风电装机容量中，82%来自进口，其中丹麦NECMICON 公司一家的产品，就占到中国总装机容量的30%。多年以来，国内不少有实力的设备制造企业、科研机构一直在试图加快风力发电设备的国产化进程，然而直到今天，进口设备垄断国内市场的局面仍在持续。

成本高、回报期长是阻碍国内风电设备制造迅速扩张的主要原因。要制造一个装机容量在650 千瓦的风力发电设备，大概就要投入300 万到400 万元的资金，虽然制造时期用不了一年，但回报期却需要10 年，因此，这样的高门槛，像650 千瓦这样大功率的风力发电设备国内产的就比较少，只有二三家在生产。

目前已经有很多国内企业看到了风电设备制造的潜力和前景，开始投入设备制造的开发工作，而国外一些著名的风电设备制造公司如丹麦的Vestas 以及美国GE 公司已经对在国内设厂或与国内企业合作开始“跃跃欲动”，有的已经在建厂，有的已经开始在“圈地”。

1.1.3 投资的经济意义

据国际能源署（ＩＥＡ）预测，２０２０年，全球风电装机总量将达１２.６亿千瓦。单机平均１.５兆瓦，年总电量达３.１万亿千瓦小时，占２０２０年全球总发电量的１２％。要达到１２.６亿千瓦的风电容量，总投资估算约需６３００亿美元，这将是全球机电制造业和风电建设的一个巨大市场。

在 20 世纪80 年代，诺基亚抓住了信息化的浪潮的机遇，从一家生产卫生纸的企业成长为世界顶级的通讯设备制造商；微软在IBM 的脚下成长为象IBM 一样的巨人。在二十一世纪风电等可再生能源大发展的浪潮下，如果我们不抓住千载难逢的机遇，我们将错失成为世界顶级企业的机会。

在风电事业上进行投资将具有显著的经济效益和社会效益。在国内能源短缺的现状下，投资可再生能源领域在好满足了市场需求符合中国的能源战略，同时具有经济环保的效益。

以风能为资源的电力开发对环境的影响则十分微小，具有显著的环境友好特性，是典型的清洁能源。在四级风区（每小时２０～２１.４公里），一座７５０千瓦的风电机，平均每年可以替代热电厂１１７９吨的ＣＯ２、６.９吨的ＳＯ２和４.３吨的ＮＯ排放。

风能资源无穷无尽，产能丰富。与石油相比，风能是可再生的资源，失而复得，同时风能具有自主性的特点，不会受到国际争端造成的价格震荡和禁运等冲击。利用不到１％的土地开发风能，可以提供２０％的国家电力需求。而１％的土地中，只有５％是设备安装等必须使用的，其他９５％还可以继续用于农业或畜牧业。

风能资源比较丰富的地区大多边远，风能开发为边远地区就业增长、经济发展、农业用地增加收入等带来机会。从世界范围看，风能和太阳能产业可能成为新世纪制造业中就业机会最多的产业之一。

1.2 研究工作的依据和范围

1.2.1 国家有关的发展规划、计划文件。包括对该行业的鼓励、特许、限制、禁止等有关规定。国家出台的政策和法规有：

1.2000～2015 年新能源和可再生能源产业发展规划

2.2002 年4 月财政部和国家税务总局联合发文，对风力发电实行按增值税应纳税额减半征收的优惠政策。

3.国家计委于2002 年12 月对江苏如东市和广东惠来市两个风电场特许权示范项目建议书批复，开展风电场特许权招标，风电不参与市场竞争。

4.《可再生能源法》 2005 年2 月28 日颁布 2006 年1 月1 日起实施明确规定风力发电强制上网、全额收购、分类定价、风力发电的接入成本由电网承担等原则。

5.2005 年8 月10 日《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》规定风电设备国产化率要达到70%以上，不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设，进口设备海关要照章纳税。

6.国家发改委《可再生能源中长期发展规划》，2020 年风电装机容量将要达到3000万千瓦。

7.国家“十一五”规划，树立科学的发展规，走自主创新和可持续发展的道路。

1.2.2 拟建地区的环境现状资料

重庆市是西部的老工业基地，机型制造业基础雄厚，是装备制造业的基地。在该地区投资建厂，在人才、资源和政策方面具有一定的优势，具有可行性。

1.2.3 主要工艺和装置的技术资料及自然、社会、经济方面的有关资料等等。1.2.3.1 方案一

公司的规模初期按年产 500 台设计，随着风电市场的扩大再增加设备，扩大生产能力，按流水线方式组织生产。

公司约需要7000 千万的投资。公司的规模初期控制在100 人左 右。每台份齿轮箱上，有9 个齿轮件，内齿圈一般情况下采用调质件，可不磨齿，其余8件为渗碳淬火齿轮要磨齿，生产能力按年产500 台计算，每年共有4000 个齿轮需要磨齿，按每个齿轮平均磨齿时间6 小时，一年350 天计算，需要磨齿机3 台，按Φ500 直径2 台，Φ800 直径1 台配置。滚齿机也按3 台配置，Φ500 直径2 台，Φ1200（可扩展至1600）高效滚齿机1 台，可滚内外斜齿，主要用于加工内齿圈和直径较大的齿轮。箱体和行星架的加工采用龙门镗铣床和落地镗铣床各一台。主要和关键设备采用进口或高精度的设备。

方案一的优点是自己可以比较有效地控制加工质量和进度，对市场的反应敏捷及时；缺点是所需资金比较大，资金筹措可能会比较困难。

1.2.3.2 方案二

考虑到方案一所需资金大，不易筹措的实际困难，为了及时把握当前这一良好发展时机，我们准备先从简单处着手，可考虑采用生产外包这一方式，可以减少加工设备的大笔资金投入，集中精力抓住设计技术的提高，同时通过有效的手段来控制和保证外包生产的质量进度。

生产外包后对厂房和设备的要求大幅度降低，主要的设备为装配试验设备。

该方案的优点是所需资金较少，项目容易启动，在固定资产上的投资仅有 40 万，总投入资金约160 万，相对易于启动和实施；缺点是主要零部件的加工都通过外协来进行，进度和质量取决于供应商，很多因素处于非有效控制状态，抗风险的能力比较低，自身或者外界突发事件的影响，可能对本项目产生严重的影响。为尽量减少风险，增强抗风险的能力，我们必须尽力加大资金的投入量。

采用本方案，成败的关键在于合格供应商的选择和如何对其质量、进度和成本价格进行有效的控制上。

2.需求预测和拟建规模

2.1 国内外需求情况的预测

援引国家发改委副主任张国宝的话，根据发改委正在制订的可再生能源规划，到2020年，我国风力发电的总装机容量要达到3000 万千瓦。按这个速度发展，今后15 年内每年的装机容量将是过去20 年总量的3 倍。而在2004 年底的风电装机容量为76 万千瓦，也就是说，今后每年将新增风电装机容量近200 万千瓦，平均按每台风机1500kW，其增速齿轮箱每台120 万人民币，其齿轮箱的市场规模为平均每年1334 台，16 亿元人民币。因此，风电齿轮箱是齿轮箱市场中一个快速增长的细分市场。

风电一直是世界上增长最快并且不断超越其预期发展速度的能源，1997～2002 年全球风电累计装机容量的平均增长率一直保持在33％，而每年新增风电装机容量的增长率则更高，平均为35.7％。2004 年欧洲风能协会和绿色和平组织签署了《风力12——关于2020年风电达到世界电力总量的12％的蓝图》的报告，“风力12％”的蓝图展示出风力发电不再是一种可有可无的补充能源，已经成为解决世界能源问题的不可或缺的重要力量。

根据“风力12”发表的2005～2020 年世界风电和电力需求增长的预测报告

按照风电目前的发展趋势，将2005～2007 年期间的平均当年装机容量增长率设为25％是可行的，2008～2012 年期间降为20％，以后到2015 年期间再降为15％，2017～2020 年期间再降为10％。推算的结果2010 年风电装机1.98 亿千瓦，风电电量0.43×104亿度，2020

年风电装机12.45 亿千瓦，风电电量3.05×104 亿度，占当时世界总电消费量25.58×104 亿度的11.9％。按2007 年预计的装机容量0.4 亿千瓦计算，假设每台单机1500 千瓦，则需要齿轮箱26667 台，按每台120 万人民币计算，则市场规模达到320 亿圆人民币，而且其市场规模每年还按20％的速度递增，在2020 年将达到1272 亿圆人民币的市场规模。

在国内市场，预测在 2006～2010 年“十一五”期间，在《可再生能源法》和国家及各省市有关政策的支持下，国内风电市场每年将按60％的速度增长。假设2005 年的风电总装机容量为80 万千瓦，则到2010 年风电总装机容量将达到840 万千瓦，当年新增装机容量为315 万千瓦。

根据以上预测，公司“十一五”的目标为到 2010 年风电新增装机容量达到100 万千瓦以上，齿轮箱产量达到1500 台，国内市场占有率超过35％，销售额达到7.5 亿元，利润1.0 亿元。

公司的远期战略目标为，从 2010 年起产品走向世界，并向齿轮箱的其他市场和风电成套总装发展，争取在2020 年建成为世界一流的风电设备供应商，当年新增风电装机容量达到1000 千瓦以上，在世界风电市场的占有率超过8％，销售额突破100 亿元。

2.2 国内现有工厂生产能力的调查

国内风电成套设备供应商主要有新疆金风公司，2005 年的目标是装机达到500 台约40 万千万。

作为中国自己的风电设备供应商——金风科技公司是在科技部支持下成长起来的一家风力发电企业，2004 年科技部批准金风科技公司成立了“国家风能风电工程中心”。金风科技公司在8 年中完成了从第一台产品的生产、试验，到国产风电设备的产业化推广。2004 至2005 年，中国风电市场的年新增装机容量从不到200MW 增长到近600MW，增长率为198%。在如此迅猛增长的市场当中，国产风机仍保持着25%以上的市场占有率，而金风公司的市场份额也从占国产份额的82%增长到90%。

除金风公司外还有 20 家左右小的风电成套设备供应商，比较有实力的如浙江运达公司。浙江运达风力发电工程有限公司以风力发电产品开发、市场开拓、质量控制和设备总成套为主要业务，通过虚拟制造的方式来完成产品的生产。该有较规范的规章制度和质量保证体系，已通过ISO9001 质量管理体系认证，并且公司效益良好。为了增强经济实力，2003 年5 月底完成了增资扩股，由原来的注册资金1000 万元增加到2551 万元，这为公司以后的发展奠定了基础。该公司已被审定批准为浙江省风力发电高新技术研究开发中心，并于2003 年11 月成为区外高新技术企业。该公司在大中型风力发电机组开发研究方面拥有十分丰富的经验。通过与国内各大专业配套厂合作，逐步形成了国内风力发电机组的专业制造基地。公司拥有良好的科研基础和一支素质良好的专业技术队伍，其中教授级高工5 人，46

均在我国风力发电技术领域做出突出贡献，并被国务院批准享受政府特殊津贴；高级工程师7 人，工程师15 人，其中大部分在丹麦、德国接受过风力发电技术专业培训；公司的主要技术骨干曾经主持或参加了国家“六五”、“七五”、“八五”和“九五”重点科技攻关计划中的风力发电专题项目，具有较强的开拓、创新意识。该公司现主要产品为250kW、600kW 和750kW 风力发电机组，该系列机组均采用失速型三浆叶、上风向、水平轴布置，配有先进的PD 集散控制系统，其中250kW、600kW 机组已完全实现国产化，该系列机组在国内有非常好的市场前景，目前250kW 机组和750kW 机组产品在东南沿海地区也显现出较好的市场开发潜力。该公司在国家“八五”科技攻关中完成的200kW/250kW 风力发电机组，已安装在浙江苍南风电场、广东南澳风电场及大连长海风电场。1998 年11 月，该产品被国家科技部等六部委批准，颁发了“国家重点新产品”证书。该公司在“九五”期间，完成了国家科技部“九五”重点科技攻关计划专题“大型风力发电机组研制”、国家计委“九五”重点科技攻关计划专题“600kW 风力发电机组总体设计关键技术研究”以及浙江省重大科技项目“600kW 风力发电机组研制”。目前新开发成功的750kW 风力发电机组是该公司承担的国家“十五”重点科技攻关计划课题。通过与德国Repower 公司的合作，引进、消化、吸收国外先进技术，首批2 台750kW 机组已出售给山东长岛，已于9 月底并网发电，并以此为基础正在进行国家863 项目MW 级大型风力机产品的开发。

东汽通过引进德国技术，开始进入风电成套设备制造领域，目前

的重点在1.5MW 风机上。

在风电增速箱制造方面，目前国内主要为重庆齿轮箱有限责任公司和南京高精齿轮股份有限公司。

其中重庆齿轮箱有限责任公司在设计方面暂时处于行业领先的地位，而南京高精齿轮股份有限公司则在制造方面处于行业领先的地位。

重庆齿轮箱有限责任公司始建于 1966 年，于1972 年投产。占地面积53 万平方米。现有职工2000 余人，其中专业技术人员484 余人，研究员级高级工程师8 人，高级工程师55 人，高级会计师2 人，高级经济师7 人，享受国务院津贴8 人。公司是中国最大500家机械工业企业之一，国家一级计量单位，国家大型军工企业。重庆市工业企业50 强，重庆市信息化带动工业化重点单位。公司从92 年连续多年被评为重庆市工业50 强，具有每年生产各类齿轮箱约1000 台的能力。其中大型齿轮箱(单重50 吨以上)年产120-150 余台，中型齿轮箱(单重10 吨以上)年产约300 余台，具有年产联轴节减振器2000 余台的能力。该公司现拥有总资产8.9 亿元，其中固定资产原值5.3 亿元，固定资产净值3.5 亿元；2005 年重庆齿轮箱有限责任公司主营业务收入9.6 亿元，工业总产值10.2 亿元，产出以每年35%以上的速度增长。该公司2005 年风电齿轮箱产量为年产300 台，预计到2010 年达到年产1200 台的生产能力。

南京高精齿轮股份有限公司也是一家齿轮箱专业制造厂，2005 年风电齿轮箱产量达到了年产600 台，他们聘请了三名日本人对风

电齿轮箱制造进行管理，具有相当强的上升空间。

2.3 销售预测、价格分析、产品竞争能力，进入国际市场的前景

公司 2006～2010 年风电市场预测及公司目标见表8。每台800kw 齿轮箱的成本详见表9，加工费与材料费基本相当。从表中可以看出每台齿轮箱的变动成本为42 万，销售价格50 万，利润为8 万。风电齿轮箱的制造其提前期在60 天左右，毛坯采购需要30 天左右，加工制造需要30 天左右。

风电齿轮箱在国内制造，由于制造成本低，只要质量好是很容易打入国际市场的。此外，由于我们是在质量和可靠性上展开差异化竞争，在国际市场上应该是很有竞争力的。2.4.投资估算与资金筹措 2.4.1 方案一

根据公司初期的规模，固定资产总投资约7000 千万，其中蓦集资金4000 千瓦，银行贷款3000 千万，资产负债率控制在40％左右。要使公司运转，至少需要征地和装配厂房的建设，估计至少需要500 万左右启动资金。在组织拥有设计和营销能力后，可以采用虚拟组织的形式，生产制造可以采用外协加工的方式，当具有一定资本后，再购买设备自己加工。

公司在 2010 年底要达到1500 台的产量，7.5 亿的销售收入，总投资约需1.7 亿元，分三期进行建设，前期投资规模为7000 千万，产量为500 台，中期和后期各为5000 千万。

2.4.1.1 盈亏平衡分析、利润、净现金流量分析

按照当前国内的制造水平和市场行情，800kw 齿轮箱，每台齿轮箱的变动费用为42 万，售价50 万。7000 千万的固定资产投资，按十年直线法计提折旧，每年的折旧费为700 万，其他固定费用假设为100 万，则每年的固定费用合计为800 万。则盈亏平衡点为：（700+100）/（50-42）＝100 台，即盈亏平衡点为100 台，产量在100 台以下则亏损，在100 台以上则盈利。

如在 2009 和2010 年，各追加5000 千万的设备投资，并按十年直线法计提折旧，每年增加的其他固定费用按100 万计算。

3.投资决策评价 3.1.投资期法

在不追加投资的情况下，投资回收期＝4+（7000-6695）/2144＝4.14（年）。3.2.净现值法

采用净现值法计算，在不追加投资的情况下，假设该项目具有10 年的生命周期，剩余资产的残值不计，则在其10 年生命周期内的总净现值（NPV）为5772.97 万元，投资回收期不到6 年。项目实施带来的净现值与总收益表万元

年次 各年的净现金流量（NCF）5%的复利现值系数 现值 累计现值

第一年-300 0.952-285.60-285.60

风力发电项目可行性研究报告 篇2

一、风力发电项目绩效审计评价的基本原则

风力发电项目节能减排的效益评价不同于一般项目的效益评价, 不仅要分析经济性、效率性、效果性, 还要重点分析风力发电项目的环保性。风力发电项目效益既反映为可用货币衡量的经济效益, 又反映为大量的无法用货币度量的社会效益和环境效益, 风力发电项目追求的最终目标是最大幅度的节能减排。这表明, 风力发电项目的效益评价远比一般项目的效益评价复杂。因此, 开展风力发电项目效益评价应遵循以下原则:

(一) 全面性原则。

就风力发电项目而言, 其风力发电项目涉及到技术、经济建设、社会发展、生态、文化等众多方面, 因其风机投资大、建设周期短而运行周期长决定了其效益的表现具有多样性特征, 如短期效益和长期效益、经济效益和社会效益、直接效益和间接效益等。要对风力发电项目进行客观、公正的评价, 就必须对上述因素进行全面衡量, 从各种效益的相互结合中得出能达到风力发电项目节能减排的综合效益评价结果。

(二) 宏观分析和微观分析相结合原则。

风力发电项目效益评价注重的是项目的建设及运行的整个过程, 不仅包括对风力发电项目的事前审计评价, 即立项、可行性评价, 还包括风力发电项目建造过程中的跟踪审计评价, 以及风力发电项目运行阶段的事后审计评价, 即效益评价、影响评价及可持续性评价。在对风力发电项目总体把握的基础上, 要侧重对项目前评价、中评价及后评价分阶段的审计效益评价。

(三) 定量分析和定性分析相结合原则。

定量计算是通过选择一系列的数量指标, 按照统一的计算方法和标准, 评价风力发电项目的效益状况;定性分析是评价者运用其自身的知识, 参照有关标准, 对评价对象作出的主观评判。在实际评价过程中, 有的不能用定量指标、标准来计算衡量, 如社会效益。单纯使用定量或定性的方法进行风力发电项目效益评价, 势必会影响评价结果的客观、公正性, 如一些对经济和当地社会发展具有重大推动作用的指标, 风力发电项目的直接经济效益不明显, 但外溢效益显著, 如果仅用定量指标和标准来衡量, 显然不能反映其节能减排效益的真实情况。所以, 在进行评价时, 定量计算和定性分析的有机结合非常重要。

二、风力发电项目绩效审计评价体系构建

鉴于我国目前还没有比较系统的评价风力发电项目节能减排效益的审计评价体系, 笔者遵循以上评价体系设置的原则, 并考虑统计数据和统计资料的可获得性, 在参阅大量文献的基础上, 构建出一套评价风力发电项目节能减排绩效的审计评价体系, 共由4大类构成, 评价体系的框架结构如表1所示。

三、实例分析

(一) 项目概况。

宁波穿山风力发电场项目位于北仑区白峰镇穿山半岛, 现为浙江省最大规模的风力发电场, 项目总用地面积约45亩, 规划总装机容量45兆瓦, 计划安装30台1.5兆瓦风力发电机组, 同步建设110千伏升压变电站1座, 项目总投资4.8亿元, 年发电量达10 264万千瓦时, 足够一个普通乡镇的用电。

(二) 对宁波穿山风力发电项目进行绩效审计评价实施过程。

1. 项目效率性。

(1) 立项决策。

穿山风力发电项目的建设获浙江省能源局核准, 在国家相关主管部门备案, 备案制所需的全部文件已取得, 项目建设合法。该项目建设的可行性经具有资质的专业单位论证通过, 表明项目的建设是可行的, 前景发展预测是良好的。

(2) 招投标情况。

国电电力宁波穿山风力发电项目风力发电机组及附件采购招标实行公开招标, 符合国家有关法律规定。

(3) 在建工程情况。

经查看项目建设过程中的施工日志、监理日志, 并进行实地检测, 未发现工程质量问题。

(4) 工期。

该工程于2011年3月开工建设, 2011年11月29日并网成功, 均按施工设计要求按时完成, 及时发挥了工程效益。

2. 项目经济性。

该项目规划装机容量45兆瓦, 计划安装1.5兆瓦风机30台, 项目总投资4.8亿元, 投产后年发电量10 264万千瓦时。根据《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》关于全国风力发电上网电价的规定, 浙江省属于IV类资源区, 因此其上网电价为0.61元/kwh。按照上网电价和年发电量计算得出, 该项目的年收益为6 261.04万元。风力发电项目的折现率确定为风力发电项目普遍的折现率8%, 主要用于衡量项目自有资金占用的机会成本。风力发电项目的经营期一般为20年, 计算可得该项目的现值为61 471.81万元, 而其总投资额为4.8亿元, 现值大于总投资额, 因此该项目净现值大于0, 表明该项目是可行的。

3. 项目效果性。

穿山风力发电项目对当地经济的效益主要体现在, 穿山风力发电项目的建设可以促进北仑本地经济的发展。首先, 风力发电场的建设和运转可以给当地提供一定的就业机会, 带动当地原材料及加工等相关产业的发展, 而且能够产生上千万的直接施工费用和税收, 这些有助于推动北仑经济的发展。

4. 项目环保性。

(1) 节能效益。

风力发电项目使用的是可再生不会退化的资源, 减少日益枯竭的化石能源的开采。风力发电项目代替相等的煤电, 相当于减少了资源开采造成的退化, 而越来越珍贵的资源是人类社会赖以生存发展的物质基础。据了解, 该项目投产后, 与同功率火电机组相比, 每年节约标准煤3.38万吨, 节约用水3.9万吨。

煤节能的量化值=900元/吨×3.38万吨=3 042 (万元)

水节能的量化值=4元/吨×3.9万吨=15.6 (万元)

(2) 减排效益。

风力发电项目在生产过程中基本不产生废气废渣, 因此风力发电项目存在着直接的减排效益。笔者将风力发电项目直接的减排效益定义为减排措施所需要的费用和该项目的减排量, 即减排效益的量化值。

CO2减排效益的量化值=0.38元/千克×8.5万吨=3 230 (万元)

SO2减排效益的量化值=13元/千克×610吨=793 (万元)

穿山风力发电项目总体环保效益量化值=煤节能量化值+水节能量化值+CO2减排效益的量化值+SO2减排效益的量化值=3 042+15.6+3 230+793=7 080.6 (万元)

穿山风力发电项目带来的环保效益以货币的形式量化为7 080.6万元, 也就意味着穿山风力发电项目投产一年能为当地带来7 080.6万元的环境效益, 其效益非常显著。

四、结论

根据绩效审计的有关理论, 本文对宁波穿山风力发电项目进行了系统的绩效审计评价, 深入考察了该项目的经济性、效果性、效率性及环保性。总结全文可以得出以下结论:首先, 从效率性方面考虑, 该项目的建设总体情况较好, 能及时完成项目建设;从经济性考虑, 其财务净现值远远大于0, 项目具有较强的盈利能力;从效果性考虑, 穿山风力发电项目能在一定程度上促进本地经济的发展;从环保性考虑, 该项目能为当地带来大约7 000万元的环境效益, 在节能减排方面的效益非常显著。此外, 通过对穿山风力发电项目的深入分析, 对风力发电项目绩效审计评价有以下启示:我国目前的风力发电项目绩效审计评价体系缺乏系统性, 评价体系侧重于经济效益评价, 并没有结合风力发电项目自身的节能减排的特点, 实践性不够。风力发电项目绩效审计评价体系应涵盖效率性评价、经济性评价、效果性评价、环保性评价四个方面, 同时针对具体的项目, 评价体系应尽可能的做到定性与定量的结合, 减少人为的主观臆断, 增强可操作性。S

参考文献

[1].朱柯丁, 宋艺航, 谭忠富, 张会娟.中国风电并网现状及风电节能减排效益分析[J].中国电力, 2011, (6) .

[2].詹平原.风电项目财务评价方法及应用研究[J].经贸实务, 2011, (6) .

[3].李军, 边策.风电项目成本控制探析[J].经管空间, 2011, (1) .

风力发电项目可行性研究报告 篇3

关键词：风力 电热连供 可行性 环境效益

中图分类号：X828文献标识码：A文章编号：1674-098X（2014）10（b）-0128-02

直接燃煤供暖是城市大气污染的主要原因之一，提高清洁能源供暖比例是减轻城市污染的重要措施。探索实施风力电热连供项目，利用弃用风电解决城市供热问题，实现风力电热联供，可以改善能源消费结构，减少城市煤炭消费，降低燃煤污染物排放规模，改善环境空气质量[1]。

1 开展风力电热联供是节能减排的有效途径

北方地区是我国开展风力发电的主要区域，但风电具有间歇性和随机性，目前还无法向其他常规电源那样对其出力进行安排和空气，存在一定的不稳定性[2]。特别是进入冬季，为保障供暖需要，热电厂处于满负荷运行，造成弃用风电现象严重。风力电热联供项目是利用弃风电量实行供暖，也就是由“风能”变“电能”、再转换为“热能”的新型供热方式。据统计，目前辽宁省风电装机602万kW，每年弃风电量10.4亿kW，约占风力总发电量的15%以上，68%以上的弃风电量（7.1亿kW）发生在冬季11月至来年3月份，尤其是后半夜弃风更为严重。如果辽宁现有弃风电全部实现风力电热联供，可满足710万m2供热需求，估算可减减少碳排放70万t，城市煤炭消费24万t标准煤，减少二氧化硫排放约4000多t，减少灰渣排放约10万t[3]。

另一方面，北方城市冬季清洁能源供热比例较低。以沈阳市为例，沈阳市中心城区现有供热面积2.34亿m2，利用电力、燃气等清洁能源供热1240万m2，仅占总供热面积的5.3%，供热燃煤污染已经成为影响冬季大气环境质量的首要因素。采用电加热方式后，减少了对大气的污染，有益改善城市的环境。如北京御都友谊大厦装设的蓄热式电锅炉，功率为120 kW，蓄热器为15 m3常压式水箱，从夜晚11：00至次日7：00运行，水加热至80 ℃，供大厦100～200人洗用，全天供应的水温保持在60 ℃，享受优惠电价0.19元/kW时，8 h电费为182.4元，增加用电量960 kW时，同时大幅减少了颗粒物等大气污染物对环境的污染，综合效益显著[4]。推广利用弃风电解决城市供热问题，实施风力电热联供，可以提高风力资源利用率和城市清洁能源供热比例，是减少燃煤污染，改善城市大气环境质量，实现地区节能减排目标的有效途径。

2 风力电热联供项目研究进展情况

国家能源局印发了《关于加强风电并网和消纳工作有关要求的通知》（国能新能〔2012〕135号），提出国家积极鼓励在风能资源丰富地区开展采用蓄热电锅炉等促进风电就地消纳的试点和示范工作。国务院《大气污染防治行动计划》中，提出了“全面淘汰燃煤小锅炉”的要求，而拆除燃煤小锅炉工作在实际推进过程中比较困难，研究发展风力电热联供项目可以有效解决这个问题[5]。2011年，国家能源局已经在内蒙古、吉林等地开展了风电供热的试点工作。利用弃风电解决城市供热的关键问题是解决风电储能问题，弃风期间，风电场弃风电量由热储能设备消纳，热储能设备以集中或分布式的形式安装在楼寓附近，热储能设备可以根据需要有控制地向楼寓供热管网提供热量。现有的电热储能炉根据储热介质可以分为液体和固体两类，以DCL-GN-A-50000型电热储能炉为例（固体储热介质），最大功率5万kw，能够消纳35万千瓦时风电场弃风电能，可以满足40万m2节能建筑供暖，还可以多台并联运行，满足更大面积供热需求。风力热电联控项目已经在北京、沈阳、鞍山、大连、盘锦等城市利用电网低谷电供热超过50万m2。沈阳市用于楼盘供暖项目已经连续安全运行7个采暖季。

3 风力电热联供项目可行性研究

3.1 运行成本

经济性是决定项目能否大规模推广的关键。根据实际测算，节能建筑（热负荷35 w/㎡）利用辽宁省现行电网0.42元/度的商业低谷电，直接供热成本为26元/m2；利用0.24元/度的大工业低谷电直接供热成本为15元/m2；弃风电若电价成本为0.1元/度，供热全部运营总成本为18元/平方米（电费8元、设备折旧5元、人工、维修5元），与居民供暖收费28元/平方米（以沈阳市为例）相比，具有很好的推广价值。

3.2 项目造价

电热储能设备投资约800～1300 元/kW，傳统燃煤供暖锅炉设备投资约200元/kW，虽然电热储能设备投资要大于传统燃煤供暖锅炉投资，但其设备占地面积小，无需外管网的敷设减少了城市道路的损毁，且运行过程中无三废排放，具有较大的环境和社会效益。

4 风力电热联供项目的发展模式

根据不同地区的实际情况，风力电热联供项目可以有两种发展模式。

4.1 模式一

如果风电场接近供热负荷区，可以单独架设一条输电线路，为电热储能设备供电，实现风电电热联产。如2011年3月在内蒙古通辽市科尔沁左翼中旗建成并投入使用示范工程，工程总投资10万元，可满足800m2风电场职工宿舍供热需求。按照弃风电价0.15元/kw·h计算，当地160天采暖期，每平米耗电96kW·h，供热耗电成本为14.4元/kw·h，低于当地燃煤供暖成本，目前工程运行效果良好。

4.2 模式二

如果风电场远离供热负荷区，可以在热负荷集中区域分布式地布置电热储能设备，通过电网企业在发电和用电侧的协调，实现弃风电量过网接入各热储能设备，实现风电电热联产。根据测算，如果弃风电价为0.05元/kW·h，电网企业过网费0.05元/kW·h，在20年经营期内，供热成本为18元/m2。初步测算，每年供暖企业可盈利400万元，消纳弃风电量3200万kw·h，为风电企业新增产值800余万元，为电网企业增加产值160余万元，可节省燃煤1.4万t。

5 结语

开展风力电热联供项目建设不仅可以减少污染物排放，还可以拓展风电消纳渠道，提高风电设备利用效率，扩大用电市场减少电网的峰谷差，同时还能弥补城市供热能力不足。开展风力电热联供的研究和示范过程中，两种发展模式均存在缺乏政策支持的问题。同时市场决定需求，电价直接决定供热成本。因此建议发改、电力公司、物价局等政府部门对风电电热联供项目开展深入论证，研究并确定项目的弃风电量计算、风电场调度方式、电网调度方式、短距离输电线路架设、电价结算、电价补贴以及电网企业过网费等相关问题，从而更有效的推广风力电热连供项目实施，减少污染物排放，进一步改善环境空气质量。

总之，发展风力电热联供项目，有利于扩大用电市场降低峰谷差和减轻城市环境污染，有着十分显著的经济和社会效益，只要政策落实，措施得当，一定能取得应有的效果。

参考文献

[1]柴沁虎.燃煤供热锅炉改用天然气的探讨[J].煤气与热力，2007（3）：83.

[2]刘新东.利用合理弃风提高大规模风电消纳能力的理论研究[J].电力系统保护与控制，2012（6）：35.

[3]李煜.煤改电工程的环境影响[J].节能减排，2014（4）：102.

[4]毕胜蓄.热式电锅炉的应用[J].华东电力，2000（2）：45.

沼气发电项目可行性研究报告 篇4

1.1 项目名称

沼气发电项目

1.2项目建设单位及法人

########################总公司

法人代表：########

项目负责人：########

联系方式：########

1.3项目拟建地点

############

1.4建设期限

本项目的建设期为1年，即.5-.4

1.5项目建设内容及规模

土建工程建设内容包括发电机房、低压配电室、配件室等共计1800m2,购置IC罐2个(1200M3)，300GF-RZ发电机组2台，购置冷却、余热利用配套设备。项目建成后年的发电量712.8万度电，余热蒸汽收集量6600T。

1.6投资估算和资金筹措

项目建设总投资1032万元。其中：企业自筹332万元，申请银行贷款700万元。

1.7效益分析

根据确定的产品方案和建设规模及预测的产品价格，达产期内年发电量712.8万度电，余热收集蒸汽6600T，年可实现销售收入632.94万元。

1.8项目可行性研究报告编制依据

1.8.1农业部《大中型沼气工程建设项目指南》

1.8.2国家《能源中长期发展规划纲要》(-);

1.8.3 NY/T1220- 沼气工程技术规范

1.8.4《 山东省国民经济发展十一五规划纲要》

第二章 项目建设的必要性、可行性

2.1 项目建设的必要性

2.1.1 实施沼气发电项目是建设资源节约型社会的需要。

利用集团总公司生产大豆蛋白、花生蛋白产生的污水，经过厌氧处理后产生沼气，经过脱硫等气处理后进入沼气发电机组进行利用产生电能，沼气机组尾气可以利用起来产生蒸汽或热水，供生产使用。因此，这个项目无论从保护环境、节能减排还是从沼气变废为宝、循环利用、减排增效等方面来讲都是一个非常好的项目。

2.1.2 实施沼气发电项目具有多重经济和社会价值。

沼气是富含甲烷的生物质气体，甲烷含量高达60%-70%，热值比城市煤气略高，是非常好的气体燃料，具有很好的利用价值。同时沼气也是污染性气体，含有硫化物气体(硫化氢、硫醇、硫醚、噻吩等有机硫化物)、氨气、卤素类气体等恶臭或刺激性气体，严重影响大气环境质量。另外沼气中的甲烷还是强温室效应气体，其当量质量是二氧化碳的21倍。因此资源化利用沼气具有多重经济和社会价值。

2.1.3 实施沼气发电项目企业发展的需求

该项目的实施后，年发电量712.8万度电，余热收集蒸汽6600T，年可实现销售收入632.94万元，成为企业新的经济增长点之一，为企业的进一步发展提供基础。

2.2项目建设的可行性

根据目前日厌氧处理污水量，和污水去除COD量，估计沼气产量7000-10000方每天,沼气甲烷55%，热值约20MJ,完全能保证该项目的沼气用量。

该项目所产生的电、蒸汽完全由企业的蛋白加工车间消化，进一步降低蛋白加工成本，提高经济效益。

第三章 市场供求分析与预测

风力发电项目可行性研究报告 篇5

报告说明：

可行性研究是确定建设项目前具有决定性意义的工作，是在投资决策之前，对拟建项目进行全面技术经济分析论证的科学方法，在投资管理中，可行性研究是指对拟建项目有关的自然、社会、经济、技术等进行调研、分析比较以及预测建成后的社会经济效益。

《新能源发电控制系统项目可行性研究报告》通过对新能源发电控制系统项目的市场需求、资源供应、建设规模、工艺路线、设备选型、环境影响、资金筹措、盈利能力等方面的研究，从技术、经济、工程等角度对新能源发电控制系统项目进行调查研究和分析比较，并对新能源发电控制系统项目建成以后可能取得的经济效益和社会环境影响进行科学预测，为新能源发电控制系统项目决策提供公正、可靠、科学的投资咨询意见。具体而言，本报告体现如下几方面价值：

——作为向新能源发电控制系统项目建设所在地政府和规划部门备案的依据；

——作为筹集资金向银行申请贷款的依据；

——作为建设新能源发电控制系统项目投资决策的依据；

——作为新能源发电控制系统项目进行工程设计、设备订货、施工准备等基本建设前期工作的依据；

——作为新能源发电控制系统项目拟采用的新技术、新设备的研制和进行地形、地质及工业性试验的依据；

——作为环保部门审查新能源发电控制系统项目对环境影响的依据。泓域企划机构（简称“泓域企划”）成立于2011年，是一家专注于产业规划咨询、项目管理咨询、、商业品牌推广，并提供全方位解决方案的项目战略咨询及营销策划机构，在全行业中首创了“互联网+咨询策划”的服务模式，通过信息资源整合，可为客户定制提供“行业+项目+产品+品牌”的全案策划方案。

泓域企划是领先的信息咨询服务机构，主要针对企业单位、政府组织和金融机构，在产业研究、投资分析、市场调研等方面提供专业、权威的研究报告、数据产品和解决方案。作为一家专业的投资信息咨询机构，泓域咨询及其合作机构拥有国家发展和改革委员会工程咨询资格，其编写的可行性报告以质量高、速度快、分析详细、财务预测准确、服务好而在国内享有盛誉，已经累计完成上千个项目可行性研究报告、项目申请报告、资金申请报告的编写，可为企业快速推动投资项目提供专业服务。

泓域企划机构有国家工程咨询甲级资质，其新能源发电控制系统项目可行性研究服务的专家团队均来自政府部门、设计研究院、科研高校、行业协会等权威机构，团队成员具有广泛社会资源及丰富的实际新能源发电控制系统项目运作经验，能够有效地为客户提供新能源发电控制系统项目可研专项咨询服务，研究员长期的新能源发电控制系统项目咨询经验可以保障报告产品的质量。

可行性研究报告通过对项目的市场需求、资源供应、建设规模、工艺路线、设备选型、环境影响、资金筹措、盈利能力等方面的研究调查，在行业专家研究经验的基础上对项目经济效益及社会效益进行科学预测，从而为客户提供全面的、客观的、可靠的项目投资价值评估及项目建设进程等咨询意见。

新能源发电控制系统项目可行性研究报告编写大纲—— 第一部分 新能源发电控制系统项目总论

第二部分 新能源发电控制系统项目建设背景、必要性、可行性 第三部分 新能源发电控制系统项目产品市场分析 第四部分 新能源发电控制系统项目产品规划方案 第五部分 新能源发电控制系统项目建设地与土建总规 第六部分 新能源发电控制系统项目环保、节能与劳动安全方案 第七部分 新能源发电控制系统项目组织和劳动定员 第八部分 新能源发电控制系统项目实施进度安排 第九部分 新能源发电控制系统项目财务评价分析

第十部分 新能源发电控制系统项目财务效益、经济和社会效益评价 第十一部分 新能源发电控制系统项目风险分析及风险防控 第十二部分 新能源发电控制系统项目可行性研究结论与建议

甘肃，简称甘或陇，位于黄河上游，省会为兰州。甘肃是取甘州（今张掖）与肃州（今酒泉）二地的首字而成，由于西夏曾置甘肃军司，元代设甘

肃省，简称甘；又因省境大部分在陇山（六盘山）以西，而唐代曾在此设置过陇右道，故又简称为陇。甘肃地处北纬32°31′～42°57′，东经92°13′～108°46′，地控黄河上游，沟通黄土高原、青藏高原、内蒙古高原，东通陕西，南瞰巴蜀、青海，西达新疆，北扼内蒙古、宁夏；西北出蒙古国，辐射中亚。甘肃省东西蜿蜒1600多公里，全省面积45.37万平方公里，占中国4.72%。全省总人口为2763.65万人（2015年），常住人口2609.95万人（2016年）。辖12个地级市、2个自治州。甘肃历史跨越八千余年，是中华民族和华夏文明的重要发祥地之一，也是中医药学的发祥地之一，被誉为“河岳根源、羲轩桑梓”。中华民族的人文始祖伏羲、女娲和黄帝相传诞生在甘肃。西王母降凡于泾川县回中山。周人崛起于庆阳，秦人肇基于天水、陇南。天下李氏的根在陇西。2016年，甘肃省GDP达7152.04亿元。经过建国以来的开发建设，甘肃已形成了以石油化工、有色冶金、机械电子等为主的工业体系，成为中国重要的能源、原材料工业基地。

新能源发电控制系统项目可行性研究报告目录—— 第一部分 新能源发电控制系统项目总论

总论作为可行性研究报告的首要部分，要综合叙述研究报告中各部分的主要问题和研究结论，并对新能源发电控制系统项目的可行与否提出最终建议，为可行性研究的审批提供方便。

一、新能源发电控制系统项目背景

（一）新能源发电控制系统项目名称

（二）新能源发电控制系统项目的承办单位

（三）承担可行性研究工作的单位情况

（四）新能源发电控制系统项目的主管部门

（五）新能源发电控制系统项目建设内容、规模、目标

（五）新能源发电控制系统项目建设地点

二、新能源发电控制系统项目可行性研究主要结论

在可行性研究中，对新能源发电控制系统项目的产品销售、原料供应、政策保障、技术方案、资金总额筹措、新能源发电控制系统项目的财务效益和国民经济、社会效益等重大问题，都应得出明确的结论，主要包括：

（一）新能源发电控制系统项目产品市场前景

（二）新能源发电控制系统项目原料供应问题

（三）新能源发电控制系统项目政策保障问题

（四）新能源发电控制系统项目资金保障问题

（五）新能源发电控制系统项目组织保障问题

（六）新能源发电控制系统项目技术保障问题

（七）新能源发电控制系统项目人力保障问题

（八）新能源发电控制系统项目风险控制问题

（九）新能源发电控制系统项目财务效益结论

（十）新能源发电控制系统项目社会效益结论

（十一）新能源发电控制系统项目可行性综合评价

三、主要技术经济指标表

在总论部分中，可将研究报告中各部分的主要技术经济指标汇总，列出主要技术经济指标表，使审批和决策者对新能源发电控制系统项目作全貌了解。

四、存在问题及建议

对可行性研究中提出的新能源发电控制系统项目的主要问题进行说明并提出解决的建议。

第二部分 新能源发电控制系统项目建设背景、必要性、可行性 这一部分主要应说明新能源发电控制系统项目发起的背景、投资的必要性、投资理由及新能源发电控制系统项目开展的支撑性条件等等。

一、新能源发电控制系统项目建设背景

（一）国家或行业发展规划

（二）新能源发电控制系统项目发起人以及发起缘由

二、新能源发电控制系统项目建设必要性

甘肃，简称甘或陇，位于黄河上游，省会为兰州。甘肃是取甘州（今张掖）与肃州（今酒泉）二地的首字而成，由于西夏曾置甘肃军司，元代设甘肃省，简称甘；又因省境大部分在陇山（六盘山）以西，而唐代曾在此设置过陇右道，故又简称为陇。甘肃地处北纬32°31′～42°57′，东经92°13′～108°46′，地控黄河上游，沟通黄土高原、青藏高原、内蒙古高原，东通陕西，南瞰巴蜀、青海，西达新疆，北扼内蒙古、宁夏；西北出蒙古国，辐射中亚。甘肃省东西蜿蜒1600多公里，全省面积45.37万平方公里，占中国4.72%。全省总人口为2763.65万人（2015年），常住人口2609.95万人（2016

年）。辖12个地级市、2个自治州。甘肃历史跨越八千余年，是中华民族和华夏文明的重要发祥地之一，也是中医药学的发祥地之一，被誉为“河岳根源、羲轩桑梓”。中华民族的人文始祖伏羲、女娲和黄帝相传诞生在甘肃。西王母降凡于泾川县回中山。周人崛起于庆阳，秦人肇基于天水、陇南。天下李氏的根在陇西。2016年，甘肃省GDP达7152.04亿元。经过建国以来的开发建设，甘肃已形成了以石油化工、有色冶金、机械电子等为主的工业体系，成为中国重要的能源、原材料工业基地。

“十二五”以来，面对错综复杂的国内外环境和艰巨繁重的改革发展稳定任务，在党中央、国务院的正确领导下，省委、省政府全面贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中、五中全会精神，深入贯彻总书记系列重要讲话精神特别是视察甘肃时提出的“八个着力”要求，团结带领全省各族人民，抢抓发展机遇，牢牢扭住建设幸福美好新甘肃、与全国一道全面建成小康社会奋斗目标，统筹推进“五位一体”和党的建设各项事业，始终坚持“一条红线”、贯彻“四个全面”、抓好“五个最大”总体思路，紧紧把握“八大发展取向”，积极开展“十大重点行动”，深入实施“3341”项目建设工程、联村联户为民富民行动、“1236”扶贫攻坚和“1+17”精准脱贫行动、“13685”开放发展战略、党风廉政建设“3783”主体责任体系重大举措，在顶层设计上科学谋划，在攻坚克难上勇于担当，在补齐短板上主动作为，在干事创业上凝心聚力，谱写了甘肃发展浓墨重彩的崭新篇章，陇原大地发生了历史性的巨大变化。综合实力实现重大跨越。紧紧抓住面临的一系列难得发展机遇，有效应对各种风险挑战，推动经济持续健康发展，2015年全省生产总值达到

6790.32亿元,五年年均增长10.55%，人均生产总值达到26165元（超过4000美元），迈入了工业化加速发展的中期阶段。全省固定资产投资年均增长23.7%，五年累计完成固定资产投资3.2万亿元。一般公共预算收入和支出实现双翻番，分别达到743.9亿元和2964.6亿元。金融机构存贷款余额分别达到1.63万亿元和1.37万亿元。粮食生产实现“十二连丰”，总产量稳定在1000万吨以上。城镇化率达到43.19%，年均提高1.41个百分点。

三、新能源发电控制系统项目建设可行性

（一）经济可行性

贯彻落实《中小企业促进法》。加快推进《中小企业促进法》修订，围绕财税支持、融资促进、创业扶持、创新支持、市场开拓、社会服务、权益保护等重点领域推动贯彻落实。强化《中小企业促进法》实施情况监督检查，切实发挥法律对中小企业保障和促进作用。

（二）政策可行性

今年要继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，在区间调控基础上加强定向调控、相机调控，提高预见性、精准性和有效性，注重消费、投资、区域、产业、环保等政策的协调配合，确保经济运行在合理区间。

（三）技术可行性

积极发展再制造。围绕传统机电产品、高端装备、在役装备等重点领域，实施高端、智能和在役再制造示范工程，打造若干再制造产业示范区。加强再制造技术研发与推广，研发应用再制造表面工程、疲劳检测与剩余寿命评估、增材制造等关键共性技术工艺，开发自动化高效解体、零部件绿色清洗、再制造产品服役寿命评估、基于监测诊断的个性化设计和在役再制造关键技术。引导再制造企业建立覆盖再制造全流程的产品信息化管理平台，促进再制造规范健康发展。推进产品认定，鼓励再制造产品推广应用。

（四）模式可行性

新中国成立一百年时，制造业大国地位更加巩固，综合实力进入世界制造强国前列。制造业主要领域具有创新引领能力和明显竞争优势，建成全球领先的技术体系和产业体系。

（五）组织和人力资源可行性

第三部分 新能源发电控制系统项目产品市场分析

市场分析在可行性研究中的重要地位在于，任何一个新能源发电控制系统项目，其生产规模的确定、技术的选择、投资估算甚至厂址的选择，都必须在对市场需求情况有了充分了解以后才能决定。而且市场分析的结果，还可以决定产品的价格、销售收入，最终影响到新能源发电控制系统项目的盈利性和可行性。在可行性研究报告中，要详细研究当前市场现状，以此作为后期决策的依据。

一、新能源发电控制系统项目产品市场调查

（一）新能源发电控制系统项目产品国际市场调查

（二）新能源发电控制系统项目产品国内市场调查

（三）新能源发电控制系统项目产品价格调查

（四）新能源发电控制系统项目产品上游原料市场调查

（五）新能源发电控制系统项目产品下游消费市场调查

（六）新能源发电控制系统项目产品市场竞争调查

二、新能源发电控制系统项目产品市场预测

市场预测是市场调查在时间上和空间上的延续，利用市场调查所得到的信息资料，对本新能源发电控制系统项目产品未来市场需求量及相关因素进行定量与定性的判断与分析，从而得出市场预测。在可行性研究工作报告中，市场预测的结论是制订产品方案，确定新能源发电控制系统项目建设规模参考的重要根据。

（一）新能源发电控制系统项目产品国际市场预测

（二）新能源发电控制系统项目产品国内市场预测

（三）新能源发电控制系统项目产品价格预测

（四）新能源发电控制系统项目产品上游原料市场预测

（五）新能源发电控制系统项目产品下游消费市场预测

（六）新能源发电控制系统项目发展前景综述 第四部分 新能源发电控制系统项目产品规划方案

一、新能源发电控制系统项目产品产能规划方案

二、新能源发电控制系统项目产品工艺规划方案

（一）工艺设备选型

（二）工艺说明

（三）工艺流程

三、新能源发电控制系统项目产品营销规划方案

（一）营销战略规划

（二）营销模式

在商品经济环境中，企业要根据市场情况，制定合格的销售模式，争取扩大市场份额，稳定销售价格，提高产品竞争能力。因此，在可行性研究报告中，要对市场营销模式进行详细研究。

1、投资者分成

2、企业自销

3、国家部分收购

4、经销人代销及代销人情况分析

（三）促销策略

第五部分 新能源发电控制系统项目建设地与土建总规

一、新能源发电控制系统项目建设地

（一）新能源发电控制系统项目建设地地理位置

（二）新能源发电控制系统项目建设地自然情况

（三）新能源发电控制系统项目建设地资源情况

（四）新能源发电控制系统项目建设地经济情况

（五）新能源发电控制系统项目建设地人口情况

二、新能源发电控制系统项目土建总规

（一）新能源发电控制系统项目厂址及厂房建设

1、厂址

2、厂房建设内容

3、厂房建设造价

（二）土建总图布置

1、平面布置。列出新能源发电控制系统项目主要单项工程的名称、生产能力、占地面积、外形尺寸、流程顺序和布置方案。

2、竖向布置（1）场址地形条件（2）竖向布置方案

（3）场地标高及土石方工程量

3、技术改造新能源发电控制系统项目原有建、构筑物利用情况

4、总平面布置图（技术改造新能源发电控制系统项目应标明新建和原有以及拆除的建、构筑物的位置）

5、总平面布置主要指标表

（三）场内外运输

1、场外运输量及运输方式

2、场内运输量及运输方式

3、场内运输设施及设备

（四）新能源发电控制系统项目土建及配套工程

1、新能源发电控制系统项目占地

2、新能源发电控制系统项目土建及配套工程内容

（五）新能源发电控制系统项目土建及配套工程造价

（六）新能源发电控制系统项目其他辅助工程

1、供水工程

2、供电工程

3、供暖工程

4、通信工程

5、其他

第六部分 新能源发电控制系统项目环保、节能与劳动安全方案 在新能源发电控制系统项目建设中，必须贯彻执行国家有关环境保护、能源节约和职业安全方面的法规、法律，对新能源发电控制系统项目可能造成周边环境影响或劳动者健康和安全的因素，必须在可行性研究阶段进行论证分析，提出防治措施，并对其进行评价，推荐技术可行、经济，且布局合理，对环境有害影响较小的最佳方案。按照国家现行规定，凡从事对环境有影响的建设新能源发电控制系统项目都必须执行环境影响报告书的审批制度，同时，在可行性研究报告中，对环境保护和劳动安全要有专门论述。

一、新能源发电控制系统项目环境保护

（一）新能源发电控制系统项目环境保护设计依据

（二）新能源发电控制系统项目环境保护措施

（三）新能源发电控制系统项目环境保护评价

二、新能源发电控制系统项目资源利用及能耗分析

（一）新能源发电控制系统项目资源利用及能耗标准

（二）新能源发电控制系统项目资源利用及能耗分析

三、新能源发电控制系统项目节能方案

（一）新能源发电控制系统项目节能设计依据

（二）新能源发电控制系统项目节能分析

四、新能源发电控制系统项目消防方案

（一）新能源发电控制系统项目消防设计依据

（二）新能源发电控制系统项目消防措施

（三）火灾报警系统

（四）灭火系统

（五）消防知识教育

五、新能源发电控制系统项目劳动安全卫生方案

（一）新能源发电控制系统项目劳动安全设计依据

（二）新能源发电控制系统项目劳动安全保护措施 第七部分 新能源发电控制系统项目组织和劳动定员

在可行性研究报告中，根据新能源发电控制系统项目规模、新能源发电控制系统项目组成和工艺流程，研究提出相应的企业组织机构，劳动定员总数及劳动力来源及相应的人员培训计划。

一、新能源发电控制系统项目组织

（一）组织形式

（二）工作制度

二、新能源发电控制系统项目劳动定员和人员培训

（一）劳动定员

（二）年总工资和职工年平均工资估算

（三）人员培训及费用估算

第八部分 新能源发电控制系统项目实施进度安排

新能源发电控制系统项目实施时期的进度安排是可行性研究报告中的一个重要组成部分。新能源发电控制系统项目实施时期亦称投资时间，是指从正式确定建设新能源发电控制系统项目到新能源发电控制系统项目达到正常生产这段时期，这一时期包括新能源发电控制系统项目实施准备，资金筹集安排，勘察设计和设备订货，施工准备，施工和生产准备，试运转直到竣工验收和交付使用等各个工作阶段。这些阶段的各项投资活动和各个工作环节，有些是相互影响的，前后紧密衔接的，也有同时开展，相互交叉进行的。因此，在可行性研究阶段，需将新能源发电控制系统项目实施时期每个阶段的工作环节进行统一规划，综合平衡，作出合理又切实可行的安排。

一、新能源发电控制系统项目实施的各阶段

（一）建立新能源发电控制系统项目实施管理机构

（二）资金筹集安排

（三）技术获得与转让

（四）勘察设计和设备订货

（五）施工准备

（六）施工和生产准备

（七）竣工验收

二、新能源发电控制系统项目实施进度表

三、剂新能源发电控制系统项目实施费用

（一）建设单位管理费

（二）生产筹备费

（三）生产职工培训费

（四）办公和生活家具购置费

（五）其他应支出的费用

第九部分 新能源发电控制系统项目财务评价分析

一、新能源发电控制系统项目总投资估算

二、新能源发电控制系统项目资金筹措

一个建设新能源发电控制系统项目所需要的投资资金，可以从多个来源渠道获得。新能源发电控制系统项目可行性研究阶段，资金筹措工作是根据对建设新能源发电控制系统项目固定资产投资估算和流动资金估算的结果，研究落实资金的来源渠道和筹措方式，从中选择条件优惠的资金。可行性研究报告中，应对每一种来源渠道的资金及其筹措方式逐一论述。并附有必要的计算表格和附件。可行性研究中，应对下列内容加以说明：

（一）资金来源

（二）新能源发电控制系统项目筹资方案

三、新能源发电控制系统项目投资使用计划

（一）投资使用计划

（二）借款偿还计划

四、新能源发电控制系统项目财务评价说明&财务测算假定

（一）计算依据及相关说明

（二）新能源发电控制系统项目测算基本设定

五、新能源发电控制系统项目总成本费用估算

（一）直接成本

（二）工资及福利费用

（三）折旧及摊销

（四）工资及福利费用

（五）修理费

（六）财务费用

（七）其他费用

（八）财务费用

（九）总成本费用

六、销售收入、销售税金及附加和增值税估算

（一）销售收入

（二）销售税金及附加

（三）增值税

（四）销售收入、销售税金及附加和增值税估算

七、损益及利润分配估算

八、现金流估算

（一）新能源发电控制系统项目投资现金流估算

（二）新能源发电控制系统项目资本金现金流估算

九、不确定性分析

在对建设新能源发电控制系统项目进行评价时，所采用的数据多数来自

预测和估算。由于资料和信息的有限性，将来的实际情况可能与此有出入，这对新能源发电控制系统项目投资决策会带来风险。为避免或尽可能减少风险，就要分析不确定性因素对新能源发电控制系统项目经济评价指标的影响，以确定新能源发电控制系统项目的可靠性，这就是不确定性分析。

根据分析内容和侧重面不同，不确定性分析可分为盈亏平衡分析、敏感性分析和概率分析。在可行性研究中，一般要进行的盈亏平衡平分析、敏感性分配和概率分析，可视新能源发电控制系统项目情况而定。

（一）盈亏平衡分析

（二）敏感性分析

第十部分 新能源发电控制系统项目财务效益、经济和社会效益评价 在建设新能源发电控制系统项目的技术路线确定以后，必须对不同的方案进行财务、经济效益评价，判断新能源发电控制系统项目在经济上是否可行，并比选出优秀方案。本部分的评价结论是建议方案取舍的主要依据之一，也是对建设新能源发电控制系统项目进行投资决策的重要依据。本部分就可行性研究报告中财务、经济与社会效益评价的主要内容做一概要说明：

一、财务评价

财务评价是考察新能源发电控制系统项目建成后的获利能力、债务偿还能力及外汇平衡能力的财务状况，以判断建设新能源发电控制系统项目在财务上的可行性。财务评价多用静态分析与动态分析相结合，以动态为主的办法进行。并用财务评价指标分别和相应的基准参数——财务基准收益率、行业平均投资回收期、平均投资利润率、投资利税率相比较，以判断新能源发

电控制系统项目在财务上是否可行。

（一）财务净现值

财务净现值是指把新能源发电控制系统项目计算期内各年的财务净现金流量，按照一个设定的标准折现率（基准收益率）折算到建设期初（新能源发电控制系统项目计算期第一年年初）的现值之和。财务净现值是考察新能源发电控制系统项目在其计算期内盈利能力的主要动态评价指标。如果新能源发电控制系统项目财务净现值等于或大于零，表明新能源发电控制系统项目的盈利能力达到或超过了所要求的盈利水平，新能源发电控制系统项目财务上可行。

（二）财务内部收益率（FIRR）

财务内部收益率是指新能源发电控制系统项目在整个计算期内各年财务净现金流量的现值之和等于零时的折现率，也就是使新能源发电控制系统项目的财务净现值等于零时的折现率。财务内部收益率是反映新能源发电控制系统项目实际收益率的一个动态指标，该指标越大越好。一般情况下，财务内部收益率大于等于基准收益率时，新能源发电控制系统项目可行。

（三）投资回收期Pt 投资回收期按照是否考虑资金时间价值可以分为静态投资回收期和动态投资回收期。以动态回收期为例：

（l）计算公式

动态投资回收期的计算在实际应用中根据新能源发电控制系统项目的现金流量表，用下列近似公式计算：Pt＝（累计净现金流量现值出现正值的年

数-1）+上一年累计净现金流量现值的绝对值/出现正值年份净现金流量的现值

（2）评价准则

1）Pt≤Pc（基准投资回收期）时，说明新能源发电控制系统项目（或方案）能在要求的时间内收回投资，是可行的；

2）Pt＞Pc时，则新能源发电控制系统项目（或方案）不可行，应予拒绝。

（四）新能源发电控制系统项目投资收益率ROI 新能源发电控制系统项目投资收益率是指新能源发电控制系统项目达到设计能力后正常年份的年息税前利润或营运期内年平均息税前利润（EBIT)与新能源发电控制系统项目总投资（TI）的比率。总投资收益率高于同行业的收益率参考值，表明用总投资收益率表示的盈利能力满足要求。

ROI≥部门（行业）平均投资利润率（或基准投资利润率）时，新能源发电控制系统项目在财务上可考虑接受。

（五）新能源发电控制系统项目投资利税率

新能源发电控制系统项目投资利税率是指新能源发电控制系统项目达到设计生产能力后的一个正常生产年份的年利润总额或平均年利润总额与销售税金及附加与新能源发电控制系统项目总投资的比率，计算公式为：投资利税率=年利税总额或年平均利税总额/总投资×100%投资利税率≥部门（行业）平均投资利税率（或基准投资利税率）时，新能源发电控制系统项目在财务上可考虑接受。

（六）新能源发电控制系统项目资本金净利润率（ROE）

新能源发电控制系统项目资本金净利润率是指新能源发电控制系统项目达到设计能力后正常年份的年净利润或运营期内平均净利润(NP)与新能源发电控制系统项目资本金(EC)的比率。新能源发电控制系统项目资本金净利润率高于同行业的净利润率参考值，表明用新能源发电控制系统项目资本金净利润率表示的盈利能力满足要求。

（七）新能源发电控制系统项目测算核心指标汇总表

二、国民经济评价

国民经济评价是新能源发电控制系统项目经济评价的核心部分，是决策部门考虑新能源发电控制系统项目取舍的重要依据。建设新能源发电控制系统项目国民经济评价采用费用与效益分析的方法，运用影子价格、影子汇率、影子工资和社会折现率等参数，计算新能源发电控制系统项目对国民经济的净贡献，评价新能源发电控制系统项目在经济上的合理性。国民经济评价采用国民经济盈利能力分析和外汇效果分析，以经济内部收益率（EIRR）作为主要的评价指标。根据新能源发电控制系统项目的具体特点和实际需要也可计算经济净现值（ENPV）指标，涉及产品出口创汇或替代进口节汇的新能源发电控制系统项目，要计算经济外汇净现值（ENPV），经济换汇成本或经济节汇成本。

三、社会效益和社会影响分析

在可行性研究中，除对以上各项指标进行计算和分析以外，还应对新能源发电控制系统项目的社会效益和社会影响进行分析，也就是对不能定量的效益影响进行定性描述。

第十一部分 新能源发电控制系统项目风险分析及风险防控

一、建设风险分析及防控措施

二、法律政策风险及防控措施

三、市场风险及防控措施

四、筹资风险及防控措施

五、其他相关粉线及防控措施

第十二部分 新能源发电控制系统项目可行性研究结论与建议

一、结论与建议

根据前面各节的研究分析结果，对新能源发电控制系统项目在技术上、经济上进行全面的评价，对建设方案进行总结，提出结论性意见和建议。主要内容有：

1、对推荐的拟建方案建设条件、产品方案、工艺技术、经济效益、社会效益、环境影响的结论性意见

2、对主要的对比方案进行说明

3、对可行性研究中尚未解决的主要问题提出解决办法和建议

4、对应修改的主要问题进行说明，提出修改意见

5、对不可行的新能源发电控制系统项目，提出不可行的主要问题及处理意见

6、可行性研究中主要争议问题的结论

二、附件

凡属于新能源发电控制系统项目可行性研究范围，但在研究报告以外单独成册的文件，均需列为可行性研究报告的附件，所列附件应注明名称、日期、编号。

1、新能源发电控制系统项目建议书（初步可行性研究报告）

2、新能源发电控制系统项目立项批文

3、厂址选择报告书

4、资源勘探报告

5、贷款意向书

6、环境影响报告

7、需单独进行可行性研究的单项或配套工程的可行性研究报告

8、需要的市场预测报告

9、引进技术新能源发电控制系统项目的考察报告

10、引进外资的名类协议文件

11、其他主要对比方案说明

12、其他

三、附图

关键词：新能源发电控制系统项目可行性研究报告,新能源发电控制系统项目计划书,新能源发电控制系统项目建议书,新能源发电控制系统商业计划书,新能源发电控制系统可行性报告,新能源发电控制系统可行性研究报告,新能源发电控制系统可研报告,新能源发电控制系统资金申请报告,新能源发电控制系统项目可行性报告,新能源发电控制系统可行性分析,新能源发电控制

关于风力发电机组元件的研究 篇6

现在风力发电机组使用的大部分都是双馈异步发电机，此发电机的转子电气系统是由集电环与碳刷组成的换向器而实现的，由于接地碳刷的磨损没有监控或报警系统而使得接地碳刷的过渡磨损而导致集电环损坏。经过现场观察和研究发现：磨损的集电环基本都是ABC三相集电环轻微磨损，但接地侧集电环已经磨损严重不得不更换整个集电环装置，导致集电环的过渡报废，增大了风电机的检修维护费用和风电机的可利用率。如果能有效监控或者控制接地碳刷的过渡磨损而损坏集电环装置，现在行业内的解决办法是：研究更耐磨更好性能的接地碳刷，经过大量研究发现，虽然接地碳刷的性能有了很大的提高，但是不能解决集电环过渡磨损的根本性问题，由于接地碳刷在磨损范围内时对集电环的磨损程度是很小的，但是如果接地碳刷过渡磨

损，导致碳刷连接导线的铜丝暴露出来后与集电环产生摩擦，这样就会使得集电环快速磨损，这样会在短时间内使得集电环磨损严重。为了控制接地碳刷连接导线铜丝不摩擦集电环，应该在碳刷未磨损到连接铜丝高度时产生接地保护信号，提示维护人员更换接地碳刷。为此特研究这种带有磨损极限保护报警的接地碳刷，原理图如下：

同时，风力发电又是新能源发电技术中最成熟和最具规模开发条件的发电方式之

一。因此，近几年来，中国的风力发电事业也得到了很快的发展。

1中国的风能资源

风能资源是由于地球表面大气流动形成的一种动能资源，因此一般说来，其特点是靠近地面的风速越低，风能就越小；而离地面越高风速越大，其风能也越大，因而在估算风能资源时，离地高度是关键因素之一。本文以离地10m高的风

能估算。

由于中国幅员辽阔，海岸线长，拥有丰富的风能资源，但地形条件复杂，因此风能资源的分布并不均匀。据中国气象科学研究院对全国900多个气象站测算，陆地风能资源的理论储量为32.26亿kw，可开发的风能资源储量为2.53亿kw，主要集中在北部地区，包括内蒙古、甘肃、新疆、黑龙江、吉林、辽宁、青海、西藏，以及河北等省、区。风能资源丰富的沿海及其岛屿，其可开发量约为10亿kw，主要分布在辽宁、河北、山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等省、市、区。但北部地区这些省、区，由于地势平坦、交通便利，因此有利于建设连成一片的大规模风电场，例如新疆的达坂城风电场和内蒙古的辉

腾锡勒风电场等。

2风电的发展过程和现状

中国的风力发电是于20世纪50年代后期开始进行研究和试点工作的，当时在吉林、辽宁、新疆等省、区建设了容量在10kw以下的小型风力发电场，但其

后就处于停滞状态。到了20世纪70年代中期以后，在世界能源危机的影响下，特别是在农村、牧区、海岛等地方对电力迫切需求的推动下，中国的一些地区和部门对风力发电的研究、试点和推广应用又给予了重视与支持，但在这一阶段，其风电设备都是独立运行的。直到1986年，在山东荣城建成了中国第一座并网运行的风电场后，从此并网运行的风电场建设进入了探索和示范阶段，但其特点是规模和单机容量均较小。到1990年已建成4座并网型风电场，总装机容量为

4.215mw，其最大单机容量为200kw。在此基础上，风力发电从1991年起开始步入了逐步推广阶段，到1995年，全国共建成了5座并网型风电场，装机总容量为36.1mw，最大单机容量为500kw。1996年后，风力发电进入了扩大建设规模的阶段，其特点是风电场规模和装机容量均较大，最大单机容量为1300kw。从1996～2002年末，中国风电装机总容量已达470mw。而一些省份风电装机容量见

表1。

表1一些省份2002年末风电装机容量

省、区容量(mw)省、区容量(mw)

辽宁102.51吉林30.06

新疆89.65甘肃16.20

广东79.29河北13.45

内蒙古75.84福建12.00

浙江33.05海南8.70

3风电场投资成本和风电机组的制造技术

(1)风电场投资成本：

风电场投资成本(单位千瓦造价)是衡量风电场建设经济性的主要因素，归纳

起来有以下三个方面：

①风电机组的制造成本，由于风电机组是风电场的主要设备，因此风电机组的制造成本将直接关系到风电场的总投资。但随着风电机组制造技术的不断提高和机组性能的不断改进，其单机容量的不断扩大，这将使风电机组单位千瓦的造

价会明显下降，因此也随之使风电场的造价下降。

②风电场的规模，亦即风电场的装机容量。一般说来，风电场的规模越大，其造价越低，这就是所谓规模效应。这种规模效应将使风电场单位千瓦的配套设

施相对地下降，如与电网配套设施的建设费用等。

③风电场选址，这也直接关系到风电场的经济效益。风电场选址、风电机组定位都选得适当，那么风电场就可以多发电量，风电场的经济性就好，若风电场选在交通便利的地方，运输成本就可下降等，这些也将使风电场的建设成本下降。

从中国目前风电场单位千瓦的造价看，其总趋势在不断地下降之中，例如，20世纪90年代中期，中国风电场的单位千瓦造价，还高达10000多元/kw，但到了21世纪初，单位kw的造价已降到8000多元/kw，这说明中国风电事业在近12年中，有了长足的进步，也为今后的大发展打下了基础。当然中国的风电场建设成本比起发达国家来，还有一定的差距，不过随着中国风电机组制造水平的不断提高和风电场建设经验的不断积累，其造价将进一步地下降。

(2)风电机组的制造技术：

风电机组是风电场的发电设备，也是风电场的主要设备，其投资约占风电场总投资的60%～80%，因此风电机组的制造水平将直接反映一个国家风电的发展

水平。

自20世纪70年代中、后期开始，中国真正进入了现代风力发电技术的研究和开发阶段。在这一阶段中，经过单机分散研制、重点攻关、实用推广，以及系列化和标准化等工作之后，使中国的风力发电技术无论在科学研究方面，还是在设计制造方面均有了不小的进步和提高，同时也取得了明显的社会效益和经济效益，主要解决了边远无电地区的农、牧、渔民的用电问题。但其风电机组的单机

容量仅为几百瓦到10kw，也均属独立运行的风电机组。

到了20世纪80年代，主要集中在研制并网型的风电机组上，并且陆续制造出从几十kw到200kw的机组。但由于这些风电机组自行研制周期长，又赶不上市场对更大容量风电机组的需求，因此大部分样机均来不及改进和完善并转化为商业性机组。在这种情况下，为了尽快提高中国风电机组的制造水平和满足市场的需求，国家采取了以下两条措施：①引进国外成熟技术，吸收消化，以提高国产化机组的制造技术。例如，已通过支付技术转让费的方式，从国外引进了600kw机组全套制造技术。目前，国内有关的风电机组制造厂家的风电主机生产企业，已研制出600kw机组的关键部件，如发电机、齿轮箱和叶片等，并且600kw的机组其本地化率已可达90%。②采用与国外公司合作生产的方式引进技术，并允许国外风电机组制造厂商在中国投资设厂。如国际著名的叶片制造商丹麦的lm公司就在天津独资设厂生产。而中国风力发电的大发展将为这些企业提供良好的机

遇。

4中国风电的发展前景

(1)发展风电的必要性：

前面已经提到，中国有丰富的风能资源，这为发展中国的风电事业创造了十分有利的条件。但就中国目前电力事业而言，火力发电仍是中国的主力电源。以燃煤为主的火电厂，正在大量排放co2和so2等污染气体，这对中国的环保极为不利。而发展风电，一方面有利于中国电源结构的调整；另一方面又有利于减少污染气体的排放而缓解全球变暖的威胁。同时，又有利于减少能源进口方面的压

力，对提高中国能源供应的多样性和安全性将作出积极的贡献。

(2)国家对发展风电的政策支持：

由于风电场建设成本较高，加之风能的不稳定性，因而导致风电电价较高，而无法与常规的火电相竞争。在这种情况下，为了支持发展风力发电，国家曾给

予多方面政策支持。

例如，1994年原电力工业部决定将风电作为电力工业的新清洁能源，制定了关于风电并网的规定。规定指出，风电场可以就近上网，而电力部门应全部收购其电量，同时指出其电价可按“发电成本加还本付息加合理利润”原则确定，高于电网平均电价部分在网内摊消。为了搞好风电场项目的规范化管理，又陆续发布了一些行业标准，如风电场项目可行性研究报告编制规程和风电场运行规程

等。有了上述的政策支持，从此风电的发展便进入了产业化发展阶段。与此同时，国家为了支持和鼓励发展风电产业，原国家计委和国家经贸委曾

提供补贴或贴息贷款，给建立采用国产机组的示范风电场业主。

(3)发展风电的展望：

据不完全统计，2003年年初在建项目的装机容量约为60多万kw，其中正在施工的约有10万kw，可研批复的有22万kw，项目建议书批复的有32万kw，包括两个特许权项目。如果这些项目能够如期完成，那么到2005年底合计装机

可超过100万kw。

预计“十一五”计划期间(2006～2010年)，全国新增风电装机容量可达280

万kw，因而累计装机总容量约可达400万kw。

5结束语

风力发电项目可行性研究报告 篇7

关键词：风力发电,占地,植被恢复,措施

根据山西省发展和改革委员会制定的《山西省风电开发规划》, 山西省风电开发规划总装机容量为3 000万k W, 其中“十二五” (2011年~2015年) 期间共规划风电装机容量为1 200万k W, “十三五” (2016年~2020年) 期间共规划风电装机容量为1 800万k W。

风力发电的环境效益是显著的, 并且属于清洁型项目, 然而山山地地型型风风力力发发电电项项目目在在建建设设期期对对局局部部生生态态环环境境的的影影响响较较大大, , 为为了了减减轻对生态植被的影响, 风电场建设过程中需落实生态植被恢复方案, 植被恢复方案制定是和风电场现状占地类型相符合的, 不同的占地类型需采用不同的植被恢复方案。

1 风电场对植被的破坏方式

根据《风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法 (发改能能源源[[22000055]]11551111号号) ) 》》, , 风风电电场场工工程程建建设设用用地地应应本本着着节节约约和和集集约约利利用土地的原则, 尽量使用未利用土地, 少占或不占耕地, 并尽量避开省级以上政府部门依法批准的需要特殊保护的区域。

山西省区域地质构造稳定, 风电场址多为荒山和荒地。风电场占地主要为荒地, 然而在少数情况下, 由于受风能资源、地形条件的限制, 风电场往往会占一部分耕地、林地资源。

风电场施工区域一般包含五个分区, 分别为风机区、升压站区、施工检修道路区、场内集电线路区和施工场地区。每个分区都会对原有地表植被造成破坏, 对植被的破坏方式主要体现在以下几个方面:1) 植被面积的损失。工程永久和临时占用土地使占地范围内的植被遭受砍伐、铲除、掩埋等一系列人为干扰活动, 使永久占地内的植被全部消失, 周边的植被面积减少, 生物量及生态服务功能下降。2) 植被生物量与生产力的损失。工程占地施工等使区域土层扰动、植被破坏, 生物量和生产力受到损失, 同时对植物种类多样性及分布产生不利影响。3) 此外, 施工期间, 因施工产生的粉尘会附着在周围植物的叶面上, 影响其生长。一般而言, 升压站占地为永久占地, 生态恢复一般是采用站内绿化方式完成的, 施工场地占地为临时占地, 需要在施工完毕后进行生态恢复。风机区、施工检修道路区和场内集电线路区占地包括永久占地和临时占地, 需要施工完毕后对临时占地进行生态植被恢复。

2 临时占地植被恢复措施

2.1 占用荒草地植被恢复措施

施工区基础施工前应首先将基础表土剥离, 为给每处施工扰动区植被恢复创造条件, 将基础施工场地的剥离表土集中堆放在各基础施工场地基坑一侧, 供植被恢复时表土回覆利用。施工结束后, 对施工区域裸露地带进行清理、平整, 并将剥离表土回覆。气候适宜时采用当地草籽进行植被恢复。

例如, 福光平鲁某风电场工程风机区、场内集电线路区和场内检修道路区临时占地均为荒草地, 在植被恢复时风电机组区措施主要集中在风电机组和箱式变压站基础周边的区域绿化, 采取灌木和草类相结合的方式进行绿化布置, 采用白羊草、蒿类、黄背草与拧条进行灌草混交, 行距为1.0 m×3.0 m, 采用坑穴状整地, 在灌木行间撒播白羊草。集电线路区采取植草措施予以绿化, 草种选择当地适生品种。施工检修道路两侧树种选用中油松, 株距4 m, 进行整地、种植和抚育。

2.2 占用耕地恢复及补偿措施

项目建设场地占用部分耕地, 将导致风电场小范围内的土地利用性质的改变, 原有的土地功能丧失, 变为了建设用地。根据《中华人民共和国土地管理法》, 耕地实行“占补平衡”原则。风电场项目永久占用的耕地必须采用“异地复垦”的方式进行补偿, 由风电场建设单位负责开垦与占用耕地的数量和质量相当的耕地, 没有条件开垦或者开垦不符合要求的, 应该按有关规定缴纳耕地开垦费, 专款用于开垦新的耕地。

对于临时占用的耕地, 施工前应对该区域耕地土壤进行表土剥离并集中堆放。施工结束后, 将剥离表土还原复垦, 可种植当地的粮食作物和经济作物。可见项目的建设虽然占用了耕地, 但可通过补偿和复垦方式使项目建设对农作物的影响降低到最小。

例如, 福光平鲁某风电场升压站区和施工场地区占地均为耕地, 为了合理保护与利用土地资源, 为后期耕地复垦创造条件, 施工前需对该区域耕地进行表土剥离, 剥离厚度为50 cm, 由于升压站占地为永久占地, 施工结束后将剥离土还原进行异地复垦。由于施工区为临时占地, 施工结束后需将剥离土原地还原复垦。

2.3 占用林地恢复及补偿措施

风电场项目如需占用林地, 根据《中华人民共和国森林法》中采伐森林和林木的规定, 首先需明确占用林地的类别、权属、林木的种类, 确定占用的林地不属于禁止采伐的范围。如允许采伐, 根据《中华人民共和国森林法》, 占用的林地必须经县级以上林业部门同意后, 依照有关土地管理的法律、行政法规办理建设用地审批手续, 并由用地单位依照国务院有关规定缴纳森林植被恢复费。森林植被恢复费专款专用, 由林业主管部门依照有关规定统一安排植树造林, 恢复森林植被, 植树造林面积不得少于因占用、征用林地而减少的森林植被面积。

建设单位必须根据国家及地方相关政策, 依据林业等相关主管部门要求对项目征占的林地采取经济补偿和林地恢复补偿措施, 永久占用林地异地恢复面积应不小于项目实际征地而减少的林地面积;临时占用的林地采取原地林地补偿措施, 补偿面积不少于临时征占林地面积。

例如, 中广核平陆某风电场风机区、集电线路区和检修道路区均占用林地, 根据现场调查和请示林业主管部门, 风电场占用林地为商品林, 权属风电场场内某村林场, 为集体林性质, 不属于禁止采伐的林地。建设单位已取得林业主管部门同意本项目占用林地的复函。项目建设时对项目征占的林地需采取经济补偿和林地恢复补偿措施, 积极恢复、改善林地损失所造成的生态环境破坏。

在实际的风电场建设中, 建设方应优化选址选线, 并根据微观选址的实际情况, 在拟选机位中优先选择不占、少占林地的拟选机位建设风机。项目建设中应尽量避免或减少对林地的征占。

例如, 大唐左权县某风电场工程在可研初期阶段拟定风机分别布置于风场东部和西部的两道山梁上, 占地面积相对较大。后经多次现场踏勘与调查发现风场西部的山梁植被生长茂密, 有成片的乔木林分布, 布置风机将会占用较大面积的成林地, 而东部的山梁则植被相对较稀疏, 基本没有乔木林分布, 较适合布置风机, 鉴于此种情况, 建设单位提出了替代方案, 将风机全部布置于东部的山梁上, 风机、道路及集电线路的建设将不再占用保护对象油松和辽东栎林, 减轻了对保护对象油松和辽东栎林及其森林生态系统的影响。

3 结语

风力发电项目可行性研究报告 篇8

关键词：风力发电；财税政策；中国；竞争；发展

随着全球工业化生产的飞速发展，人们对自然界的掠夺日益猖狂。化石能源作为一种不可再生资源，必将随着人类生产生活的开发和利用，逐渐淡出历史的舞台。这一危机现象引起了全球相关学者的关注，纷纷另辟蹊径，寻找极具发展潜力，寻找能够取代化石能源的资源，尤其是可再生资源。在这一背景下，风能逐渐走入世界各国的视野。风能作为一种可再生资源，产能无穷无尽。20世纪70年代以来，随着全球各国在可再生能源和清洁新能源投入力度的加大，全球风电产业市场以惊人的速度不断增长。20世纪80年代，我国也以全球大环境为契机，开始大力倡导风电产业的试验和实践，并随着科学的发展和技术的日臻完善，不断推进我国风电产业向规模化和商业化发展。

诚然，在发展低碳经济，实现可持续发展的今天，我国风电产业在全球能源市场竞争中保持了良好的发展势头。然而，尽管发展势头良好，风电产业发展迅速，但基于我国相对于国外其他国家起步较晚这一事实，影响我国风电产业发展的诸多瓶颈也不得不摆在我们的面前，如相关基础研究以及风机的设计与制造等还不够成熟等。诸多不利因素的存在无疑会成为影响产业发展的绊脚石。为促进我国风电产业健康、快速发展，势必采取财政手段这一经济杠杆进行调节。鉴于此，笔者拟结合从业经验，对我国风力发电产业发展的财税支持政策进行研究探讨。

一、财政支持我国风电产业的意义及背景分析

作为一种高新技术产业，风电产业的快速推进，对于我国大力开发低碳经济，着力建设可再生能源和清洁能源，有着较为凸显的现实意义。

1.我国实施风电产业的意义

一是实施新能源建设，促进社会可持续发展。在现有资源、能源短缺这一现实条件下，我国大力推进风电产业，能够减少传统能源的消耗，确保能源的可持续利用，有利于推进我国经济社会的全面发展。二是降低污染，改善环境。工业化生产的快速发展，使全球气候产生明显变化，环境污染较为严重。低碳经济的发展，有助于降低CO²的排放，改善生态环境。三是顺应形势，注入活力。风电产业符合全球环境以及能源发展的主导方向，能为城市经济的发展提供新的动力。四是大胆科技创新，彰显国际地位。作为一种取之不竭的清洁能源，随着科技的进一步发展，未来在风电产业方面的科技创新将愈演愈烈。它不但为国家的发展提供健康的能源基础，同时也是一个国家综合实力的集中体现。

2.风电产业中政府的主要作用和地位

在风电产业中，关系到研发机构、相关生产企业以及消费者等众多的市场主体。在如此之多的主体中，政府则处于一个较为关键的位置，其参与众多主体的经营管理，并起着引导和协调的重要作用。在我国风电产业发展中，相关政策和制度的健全和完善，对于我国风电产业的可持续发展有着较为现实的实际意义。

当前，由于我国风电产业起步较晚，相关机制还不健全，生产经验还不够成熟，面对较为复杂的市场环境以及众多主体错综复杂的关系，处于核心地位的政府，需要在分清社会形势的前提下，继续深化低碳经济建设，认真梳理各方关系，平衡各方利益，积极促进我国风电产业又好又快发展。

3.财政税收政策在风电产业中功能的体现

风电产业在我国属于新兴产业，由于其科技含量高，人们在思想观念、投资力度等方面的认识还远远不够。当前市场条件还不具备足够的竞争力，因而很难利用市场进行自我调节。因此，需要通过相关政策的倾斜以及财政税收政策的引导等方式，来化解产业发展中所遇到的瓶颈和问题。

风电产业对于延缓气候变化带来的影响及减少环境污染都具有较为显著的意义。然而，在实际应用中，风力发电也会对海洋产业、鸟类以及人类的居住环境等产生不利影响，使市场资源的有效配置陷入尴尬境地。同时，这种不利影响所产生的危害成本还没有计入电价的成本核算范围内，如果把这种不利影响成本也计算进去的话，风电较之于常规火电会降低约40%。因此，这就要求政府通过法律法规的健全完善以及经济激励政策（加大对基础研究、创新研究的投资力度）的有效发挥等，及时“核准”产业发展中的不正常现象以及不规范行为，以正面健康的导向引领我国风电产业的健康发展。

此外，财政税收政策是基于时间变化因素，对政府施与风电产业政策、法规等的实施过程的一种效益评价和分析，该分析同时涵盖支出成本和收益。对于风电产业的评估，不仅要考虑到成本和收益的具体影响因素，如环境、安全以及经济等。同时，还要密切注意各市场主体的关注程度。结合上述两个方面，对其做一综合评价。以我国风电产业的综合评估而言，对投资者的投资行为辅以相关财政政策的倾斜或优惠，才能促发他们的主观能动性。当然，由于风电产业是一新兴产业，又加之其产业发展的特殊性，我国政府在制定财税政策或激励强度时，应结合我国国情对财税政策的成本效益进行科学评估，使相关政策的施行不但能够明显刺激投资者进行投资，同时国家财政也有能力承担，进而推动我国风电产业的健康发展。

二、我国风电产业发展现状与机遇

1.我国风电产业发展现状

实施低碳经济，倡导清洁能源的发展，有助于我国增长方式的转变和经济结构的调整。我国拥有十分丰富的风资源，据相关资料记载分析，我国陆上、海上风资源可达到10亿千瓦。

从1986年至今，我国电网大体经历了示范、起步以及规模化发展等三个阶段。1993-2009年，我过风电装机容量逐渐攀升，呈明显增长的态势，尤其是近10年来，风电装机增长呈现接连四年翻番的状况。我国风机装机量和累计总量，分别由1993年的3.90萬千瓦、122.29万千瓦，上升至2009年的13803.2万千瓦、25822.00万千瓦。同时，随着相关技术的日臻完善，我国风电市场逐渐由陆上转向海上。就我国现状来看，我国东南沿海距离电力负荷近，可以通过借鉴学习西方欧美国家的先进技术，结合我国地域实际，以开发丰富的海上资源，以解决地域性用电紧张的矛盾。

在风机制造方面，我国依据自我强有力的研发实力，现已形成以风力发电机组总装企业为龙头、风力发电机组零部件制造厂相配套的格局，这对于实现规模化生产，发展我国风电产业，占领国际地位奠定了坚实的基础。

2.我国风电产业发展机遇

当前，我国风电产业主要面临以下四个方面的机遇：一是开发可再生能源，发展低碳经济：我国当前正面临石油、煤炭、电力等资源的短缺，这些能源的短缺将严重制约我国经济的快速发展，因而发展可再生能源又一次引起全球人们的极度关注。发展低碳经济，能够降低污染，改善生态居住环境，有助于全球经济的健康和可持续发展。二是风电产业实行跨越式发展：近年来，我国风电产业有了长足的发展。在实践中，由先前的直接利用国外先进技术，到借鉴吸收国外先进经验，到目前的自主研发；当前当部分企业都已经拥有自己的重点实验室，增强了自主研发能力，形成了较为成熟的产业链。三是经济全球化、文化多元化：“十二五”时期是我国战略性新兴产业夯实发展基础、提升核心竞争力的关键时期；尽管我国自主研发能力正逐步加强，但由于起点较低，与发达国家还有较大差距，尤为缺乏关键核心技术、相关标准体系不健全不完善。因此，世界多极化、经济全球化不断深入，为战略性新兴产业发展提供了有利的国际环境。四是风电特殊属性以及我国丰富的风资源优势。我国有着较为丰富的风能资源。其中较为丰富的地区主要集中在东南沿海及附近岛屿以及北部(东北、华北、西北)地区，内陆也有个别风能丰富点。此外，近海风能资源也非常丰富。2006年，据国家气候中心报道，我国陆地上离地面10米高度层风能资源技术可开发量为25.48亿千瓦（青藏高原除外）。

三、影响我国风电产业发展的瓶颈

尽管我国风电产业有了长足的发展，就笔者归纳分析，当前仍有诸多方面制约了风电产业的快速发展，主要表现在四个关键方面：一是产业技术相对落后；二是风电并网方面的障碍；三是产业政策的可操作性差；四是相关专业人员稀缺。

四、构建与完善我国风电产业的财税支持政策体系的建议

1.指导方针

改革开放以来，我国经济社会快速发展进程中，经常会遇到影响经济发展的不利因素，面对各种障碍，要想保持我国经济的可持续发展，势必要科学、合理认清形势，分析局势，不断通过自我调整，实现经济与产业结构的不断发展或转变。现阶段，我国在大力开发低碳经济中，要以可持续发展观为指导，树立绿色能源产业观念，在此基础上，有关方面应通力合作，相互支持，构建一套符合我国国情的风电产业的财税支持政策体系。在风电产业发展中，要用辩证统一的观点，坚持经济效益和社会效益的协调统一，坚持质量、速度和效益的统一。要增强主观能动性，积极借鉴学习现代理念和科学技术，同时结合自我实际，不断加强自主创新的能力。要加强对风能资源市场的管理。风电产业的规模化生产、产业化发展会不断扩大市场容量，从而也不断凸显出风电在电力供应中的地位，进而不断形成了新的经济增长点。在此基础上，国家相关部门要出台政策，制定标准，细化规划方案，切实做好风电市场的管理工作，进而做到资源的合理配置，防止无谓的浪费。

2.构建原则

根据笔者从业经验，认为在对风电产业财税政策体系进行构建和完善时，应遵循以下四个方面的原则：一是结合实际，积极借鉴。财税支持政策体系的构建，要在立足我国国情的前提下，积极借鉴学习国外风电产业发展成功的经验，进而完善我国产业发展体系。二是根据市场发展，适时调整。完善我国财税支持政策体系，要保持我国经济的稳定发展。在风电产业发展中，政府要适时制定相关政策、制度等，使财税政策能有效的对风电市场进行调节。到市场成熟时，政府又要根据产业发展状况，适时推向市场，减少对其的干预程度。三是政策的制定要具备弹性原则。政策的制定首先要基于对综合效益的评估，同时其还应具备弹性原则。每个阶段制定的政策要符合产业发展实际，确保政策的有效性和先进性，同时还容易被公众接受，进而确保各市场主体的利益能得到公平对待。当然，相关政策的制定还是要尽量追求政策的长期性和稳定性，这样的话可形成较为明确的目标，能够增强人们的观念意识，同行确保政策的协调性和权威性。四是短期目标和长期目标相结合的原则。政策的短期目标是确保融资的通畅性，鼓励市场主体积极投资，形成完整的产业链。政策的长期目标是逐步增强风电产业市场的自我竞争能力，实现其自我发展进程。

3.我国风电产业财税政策体系构建策略

为促进我国风电产业健康、快速发展，势必采取财政手段这一经济杠杆进行调节。

(1)合理运用政策，推动产业发展

在风电产业发展的不同时期，政府都要施以不同干预策略，以促进产业的快速发展。如在产业发展幼稚期，政策可向技术研发、示范推广等给与倾斜；在发展初期，政策的制定应以重点支持符合市场经济规律、技术进步和降低成本等；为促进我国风电产业的可持续发展，政策的制定还应考虑产业的短期目标、长期目标以及产业链特点等，以经济和非经济激励相结合的财税政策体系共同促进市场的繁荣，产业的发展。

(2)完善财政政策体系，增强政策导向功能

借鉴国外成熟经验，笔者认为主要应做好以下几个方面的工作：一是要加大财政投入力度。根据上文分析，当前我国政府还需进一步加大对风电产业的投入力度，投入方向应侧重于技术研发和体系创新建设。同时，补贴政策应继续加强和完善。补贴政策不但可以降低风电企业的风险，还能提升投资人的投资热情。可采取的方法如直接增加投资补贴、完善价格补贴机制等。二是拓展融资渠道，构建宽松的融资环境。风电产业融资平台的构建中，应建立多元化融资渠道（直接融资+间接融资）；可采取发行股票、债券等方式，吸引民间资本等科学、合理、有序进入风电产业。三是建立专项基金，加强自主创新。国家应把发展风电产业纳入国家科技发展规划，同时安排专项资金予以扶持，加强风电产业自主创新及技术研发。四是调动地方政府，推动风电产业。国家政府在制定相关政策时，要有效刺激地方政府的主观能动性。地方政府根据自己对地域、资源、环境等的了解优势制定相关优惠政策，促进资金的引进和投入。

(3)完善税收政策体系，增强宏观调控能力

我国税收政策体系的建立，要充分了解我国产业发展现状以及存在的问题，在此基础上根据我国风电产业战略目标，进一步深化税制改革，通过借鉴学习、自主创新，逐步增强税收的宏观调控力度，如完善所得税优惠政策、增值税退税政策以及设备进口关税政策等。

此外，可进一步完善可再生能源基金等。

4.完善配套政策，发挥协调机制

我国风力发电产业发展的财税支持政策的构建，除了做好政策支持体系，还要注重相关配套政策，如电价政策、并网政策、公共服务政策以及人才培养、行业监管等等，只有在完善的财税政策体系和配套政策的共同协调下，才能为我国低碳经济的开创科学发展的新局面。

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