发电解决方案(风电解决方案)

发布时间：2022-11-18 12:00来源：www.51edu.com作者:畅畅

风电解决方案

金风科技是中国风电第一龙头股。

1.金风科技是国内最早进入风力发电设备制造领域的企业,经过十余年发展逐步成长为国内领军和全球领先的风电整体解决方案提供商。公司拥有自主知识产权的1.5MW、2.0MW、2.5MW、3.0MW、6.0MW永磁直驱机组,代表着全球风力发电领域最具前景的技术路线。金风科技在国内风电设备制造商中连续六年排名第一,在行业内多年保持领先地位。

2.公司拥有风机研发、生产与制造、风电服务、风电场投资与开发三大主要业务以及水务等其他业务,为公司提供多元化盈利渠道。金风科技凭借在研发、制造风机及建设风电场所取得的丰富经验,不仅能为客户提供高质量的风机,还开发出包括风电服务及风电场开发的整体解决方案,能满足客户在风电行业价值链多个环节的需要。公司机组采用直驱永磁技术,拥有1.5MW、2S、2.5S、3S和6S系列化机组,可适用于高温、低温、高海拔、低风速、沿海等不同运行环境。在市场拓展方面,公司在巩固国内市场的同时积极拓展全球风电市场,发展足迹已遍布全球六大洲。

智慧风电解决方案

公司成立于2016年7月，原名“四川铁投售电有限责任公司”，由蜀道投资集团有限责任公司和四川路桥建设集团股份有限公司共同出资组成，注册资本金1亿元。作为蜀道集团、四川路桥在能源板块产业转型布局的一部分, 我公司始终坚持深入贯彻落实国家和四川省在电力体制改革等方面的相关指示精神，在国家双碳战略背景下，公司围绕绿色交通、新能源应用场景技术和产业创新，致力于打造全国智慧能源服务典范。

公司主营业务涉及水力发电；发电业务、输电业务、供（配）电业务；供电业务；太阳能发电技术服务；风力发电技术服务；热力生产和供应；电动汽车充电基础设施运营；合同能源管理；环保咨询服务；节能管理服务；新兴能源技术研发；储能技术服务；工程管理服务；货物进出口；技术进出口；工程技术服务。

风电项目开发思路

碳中和是指企业、团体或个人测算在一定时间内直接或间接产生的温室气体排放总量，然后通过植物造树造林、节能减排等形式，抵消自身产生的二氧化碳排放量，实现二氧化碳“零排放”。

气候变化是人类面临的全球性问题，随着各国二氧化碳排放，温室气体猛增，对生命系统形成威胁。在这一背景下，世界各国以全球协约的方式减排温室气体，我国由此提出碳达峰和碳中和目标。

其次要保证能源安全。我国作为“世界工厂”，产业链日渐完善，国产制造加工能力与日俱增，同时碳排放量加速攀升。但我国油气资源相对匮乏，发展低碳经济，重塑能源体系具有重要安全意义。

首先我们要在经济增长和能源需求增加的同时，持续削减煤炭发电、大力发展和运用风电、太阳能发电、水电、核电等非化石能源，实现清洁能源代替火力发电。

其次加快产业低碳转型、促进服务业发展、强化节能管理、加强重点领域节能减排、优化能源消费结构、开展各领域低碳试点和行动。

风电的问题

我国在新能源开发主要面临以下三方面问题。

第一个还是根本性的技术问题。我国目前的新能源技术，距离“成熟”还具有一段距离。首先，发电设备有待于优化，如何研发出成本低廉而寿命较长的发电设备，是我们面临的一个难题。其次，新能源发电能量转换率需要进一步提高。就拿光伏发电来说，转换效率普遍低于20%。这样一来，成本自然就上去了。想要从根本上解决转换效率的问题，就要创新发电理念，改进发电材料。

第二个问题是新能源发电的不可控问题。就比如我们利用风力发电，利用光能发电，或者利用潮汐来发电，但是这些条件不是任何时候都具备的。一旦风力减弱，或者是遇到长时间的阴天下雨，那么发电势必受到影响。电能如果不稳定，那么新能源最多只能算是对传统能源的补充，是无法替代传统能源的。所以，想要发挥新能源主力军的作用，就必须开发储能设备。但是这又需要大量的研发成本。

第三个问题就是关于新能源发电的因地制宜了。还是以光伏发电、风力发电举例子，不是所有的地方都具备风力资源和充足的光照资源的。地理条件就直接决定了某个地方是否能采用这样的新能源发电方式。我国西北地区风力资源丰富，可是我国的重点用电需求区域却在东南部，这就形成了一对矛盾。如果从我国的西北地区向我国的东南地区进行高压输电，这势必又会增加新能源发电的成本。

风电项目案例

风力发电的原理，其实跟火电和水电很相似，就是把水蒸汽的动能/流水的动能和势能/风的动能转化成为机械能，带由发电机转化成为电能。

风力发电机组的核心部件之一就是发电机，其他的核心部件还包括传动系统和叶片。因此说来，风电机组的制造应该是属于广泛的装备制造业的范围。

首先我们来看一下风电场的成本构成：

其中占比最大的一部分，就是设备及安装工程，占到了总投的70%。

下面再分析一下，这部分的成本构成。

看得出，其中最贵的还是发电设备及安装工程，其实就是风电机组。

在整个发电设备的构成中，风电机组是重中之重，其次是塔筒的费用。

可以看得出风机采购的成本基本占到了一个项目的47%（70%*92%*73%），也就是说，如果一个50MW的风电场，风机造价为4000元/千瓦的话，整个风电场的4.25亿元左右。

4.25亿元对于目前陆上风电的造价是偏高的，因为整体的单位造价已经高达8050元/千瓦。

分析其原因，可能有以下原因：

建筑工程占比偏高，国内陆上风电可以根据所在地区的地貌特征简单分为平地、山地、沿海风电几个类型。建安成本最低的当然是西部平地，因为大面积的荒滩是无需平整的，再高一点是中东部的平地，虽然地是平的，但征地费用会高一些，再高一点是山地风电，不仅要征地，砍树还要修盘山路运配件上山，沿海风电的滩涂虽然征地费用低，但由于地基的软硬和基层的深度不一，风机基础的造价会相应高一些。

其他费用占比偏高。其他费用主要包括了项目建设用地费，项目工程管理费等，这些费用其实是弹性很大的一块。因为本案例是要征地的，所以相应费用高了一些。

发电机组的造价实际上是在降低的。技术进步和原料价格下降给风电机组的降价形成了趋势，同时由于成熟机型可以量产，所以形成规模效应之后会摊低风机的成本。

塔筒的造价也会相应降低，因为主要的原件是钢材。

分析了成本高低的原因，也就找到了可以降低整体风电场造价的原因，如果想要项目更挣钱，降低初始投资是办法之一，另外就是提高发电量（本文不做探讨）。

降低初始投资的办法有两个：一是降低设备成本，二是降低工程成本。如果在转运营之后，还要想办法降低运维成本。

目前国产的成熟机型的机组可以做到4000元/千瓦了，这个成本在今后一段时间降价空间不大，制造业的毛利润并不丰厚。

就看能否提高工程管理质量，在工程建设上减少浪费，砍掉不必要的支出，实现风电降低度电成本，早日平价上网啦！

风电运维方案

可以转行做运营管理，不断学习，提升管理方面的能力，成为优秀的管理阶层。

风电施工方案

高质量发展，现就做好2020年光伏发电建设管理有关要求通知如下。

一、积极推进平价上网项目建设。积极支持、优先推进无补贴平价上网光伏发电项目建设，平价上网项目由各省级能源主管部门按照《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(发改能源〔2019〕19号)有关要求，在落实接网、消纳等条件基础上组织实施，项目信息于2020年4月底前报我局并抄送所在地派出机构，我局将及时统计并适时公布。项目应在2020年底前能够备案且开工建设。对2019年印发的第一批项目名单，如需调整一并报送。

二、合理确定需国家财政补贴项目竞争配置规模。需国家财政资金补贴的光伏发电项目按照《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》(国能发新能〔2019〕49号)有关要求执行。

2020年度新建光伏发电项目补贴预算总额度为15亿元。其中：5亿元用于户用光伏，补贴竞价项目(包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目)按10亿元补贴

风电开发模式

一、风电上网电价政策

近年来随着技术进步和发展规模的壮大，风力发电成本迅速下降，政府也逐步下调风电上网标杆电价。2019年起，风电标杆上网电价改为指导价，作为风电项目竞价的最高限价，要求陆上风电在2021年实现全面平价，体现了全面实施竞争配置的政策导向。

（一）陆上风电项目

1.标杆电价阶段

2009年7月20日，国家发展改革委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906号），按照风能资源状况和工程建设条件,把全国分为四类资源区,并核定了对应的标杆上网电价。同时规定，风电项目上网电价包括脱硫标杆电价和绿电补贴两部分；上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担，并随脱硫燃煤机组标杆上网电价调整而调整；高出部分通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。该分摊制度延续至今。

2014-2016年，国家发展改革委根据风电行业发展情况，接连出台多份政策文件，对陆上风电的标杆上网电价进行了3次降价调整。并鼓励通过招标等竞争方式确定陆上风电项目的业主和上网电价；同时规定，通过竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的当地风电标杆上网电价水平。

2.指导价阶段

2018年，根据国家能源局印发的《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能〔2018〕47号）要求，从2019年起，新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。以竞争的方式配置风电项目和竞价上网成为风电行业新趋势。

2019年5月21日，国家发展改革委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号）提出,集中式项目标杆上网电价改为指导价，新核准上网电价通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价；对于分布式项目，参与市场化交易的由发电企业与电力用户直接协商形成上网电价，不享受国家补贴；不参与市场化交易的，执行项目所在资源区指导价。风电指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价，下同）的，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价；2021年1月1日起，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

（二）海上风电项目

1.标杆电价阶段

2014年6月5日，国家发展改革委发布《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2014〕1216号），旨在促进海上风电产业健康发展，鼓励优先开发优质资源，首次规定了对于非招标的海上风电项目标杆上网电价，区分近海风电和潮间带风电两种类型。2017年以前（不含2017年）投运的近海风电项目和潮间带风电项目的标杆上网电价分别为每千瓦时0.85元、0.75元。

2016年12月26日，《关于调整光伏发电标杆上网电价的通知》（发改价格〔2016〕2729号）印发，规定2017年和2018年的海上风电标杆上网电价不作调整。同时，为更大程度发挥市场形成价格的作用，政府鼓励各地继续通过特许权招标等市场竞争方式确定海上风电项目开发业主和上网电价。

2.指导价阶段

2019年5月21日，国家发展改革委印发的《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号）提出海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价，不得高于上述指导价。考虑到我国海上风电资源条件有限，现阶段开发成本相对较高，为保障产业平稳发展，海上风电上网电价调整幅度相对较小。

二、风电补贴政策

随着风电价格政策的不断完善，政府在风电项目的补贴小时数、补贴年限和补贴标准等方面都做出了明确的规定。为减少风电行业对国家补贴的依赖，优先发展补贴强度低、退坡力度大、技术水平高的项目，逐步实施风电竞价机制。目前，我国风电行业同时存在参与竞争方式配置以享受国家补贴与无补贴平价上网两种模式。

（一）风电补贴计算

2011年和2012年，财政部会同有关部门颁发《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》（财综〔2011〕115号）及《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》（财建〔2012〕102号），规定风电项目的电价补贴按照文件进行申请与享受。其中，风电项目补贴=（风电上网电价-当地省级电网脱硫燃煤机组标杆电价）×风电上网电量。

2020年1月20日，财政部、国家发展改革委与国家能源局联合出台《可再生能源电价附加资金管理办法》（财建〔2020〕5号），财建〔2012〕102号文同时废止。文件基于火电电价机制转轨，将“燃煤标杆上网电价”修改为“燃煤发电上网基准价”，电网企业按照上网电价（含通过招标等竞争方式确定的）和风力发电量给予补助的，风电项目补贴=（电网企业收购价格-燃煤发电上网基准价）/（1+适用增值税率）×风力发电量。

2020年9月29日，财政部同有关部门联合印发《<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号），首次以文件的形式，明确风电项目补贴的“全生命周期合理利用小时数”和补贴年限。其中：

1.按照利用小时数限定补贴：全生命周期合理利用小时数I至IV类资源区分别为48000、44000、40000和36000小时；海上风电为52000小时。合理利用小时数以内的电量，全部享受补贴；超过电量，按当地火电基准电价收购，并核发绿证参与绿证交易。

2.按照补贴年数限定补贴：风电项目自并网之日起满20年，无论是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证参与绿证交易。

3.风电项目补贴总额＝（竞争确定上网电价-燃煤发电上网基准价）/（1＋适用增值税率）×项目容量×项目全生命周期合理利用小时数。

（二）补贴与无补贴模式并存

2019年5月21日，国家发展改革委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），充分考虑技术成本下降及项目合理收益水平，科学制定了补贴的退坡节奏和幅度，明确了享受补贴项目的核准日期和并网日期，同时明确了陆上风电项目的补贴期限。具体情况如下：

2019年5月28日，国家能源局下发了《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号），明确要求积极推进并优先建设风电平价上网项目，严格规范风电补贴项目竞争配置，加大需国家补贴的风电项目竞争配置力度。