第一篇：風力發電項目可行性研究報告

風力發電項目可行性

研究報告

目 錄

1.總論.................................................5 1.1 項目提出的背景,投資的必要性和經濟意義................6 1.1.1 項目提出的背景....................................6 1.1.2 投資的必要性......................................7 1.1.2.1 世界風能開發現狀與展望..........................7 1.1.2.2 風力發電原理...................................10 1.1.2.3 風力發電技術已相當成熟.........................10 1.1.2.4 風能經濟.......................................12 1.1.2.5 風能資源十分豐富...............................14 1.1.2.6 風電成本已具有市場競爭力.......................16 1.1.2.7 我國風電行業的發展歷程.........................17 1.1.2.8 我國風電行業發展現狀...........................19 1.1.2.9 潛在市場及發展趨勢.............................21 1.1.2.9.1 潛在市場.....................................21 1.1.2.9.2 發展趨勢.....................................22 1.1.2.10 我國幾大風電場介紹............................29 1.1.2.11 國家對風電投資的政策..........................30 1.1.2.11.1 世界鼓勵風電的政策措施......................30 1.1.2.11.2 長期保護性電價..............................30 1.1.2.11.3 可再生能源配額政策..........................31 1.1.2.11.4 公共效益基金................................31

1.1.2.11.5 招投標政策..................................32 1.1.2.11.6 我國對風電發展的政策........................32 1.1.3 投資的經濟意義...................................39 1.2 研究工作的依據和范圍...............................41 1.2.1 國家有關的發展規劃、計劃文件。包括對該行業的鼓勵、特許、限制、禁止等有關規定。...........................41 1.2.2 擬建地區的環境現狀資料...........................42 1.2.3 主要工藝和裝置的技術資料及自然、社會、經濟方面的有關資料等等。...........................................42 1.2.3.1 方案一.........................................42 1.2.3.2 方案二.........................................43 2.需求預測和擬建規模..................................43 2.1 國內外需求情況的預測...............................44 2.2 國內現有工廠生產能力的調查.........................45 2.3 銷售預測、價格分析、產品競爭能力，進入國際市場的前景.......................................................49 2.4.投資估算與資金籌措................................49 2.4.1 方案一...........................................49 2.4.1.1 盈虧平衡分析、利潤、凈現金流量分析..............50 3.投資決策評價.........................................50 3.1.投資期法...........................................50 3.2.凈現值法..........................................50

3.3 方案二.............................................51 3.4 方案二.............................................53 3.4.1 盈虧平衡分析、利潤、凈現金流量分析................54 3.4.2 投資決策評價.....................................55 4.風電企業............................................56 4.1 戰略計劃...........................................56 5 風險的估計...........................................60 5.1 政策風險...........................................60 5.2 行業風險...........................................60 5.3 技術風險...........................................62 6 實施計劃.............................................62

1.總論

風能是太陽能的轉化形式，是一種不產生任何污染物排放的可再生的自然能源。

受化石能源日趨枯竭、能源供應安全和保護環境等的驅動，自20 世紀70 年代中期以來，世界主要發達國家和一些發展中國家都重視風能的開發利用。特別是自20 世紀90 年代初以來，現代風能的最主要利用形式——風力發電的發展十分迅速，世界風電機裝機容量的年平均增長率超過了30％，從1990 年的216 萬千瓦上升到2003 年的4020 萬千瓦。

與此同時，限制風能大規模商業開發利用的主要因素——風力發電成本在過去 20 年中有了大幅的下降。

隨風力資源的不同、風電場規模不同和采用技術不同，風力發電成本也有所不同。目前低風力發電成本已降至3～5 美分/千瓦時，高風力發電成本也降至10～12 美分/千瓦時。到2010 年，它們將分別降至2～4 美分/千瓦時和6～9 美分/千瓦時，達到和化石能源相競爭的水平。隨著風能這一態勢的發展，世界風力發電機的裝機容量到 2020 年預計會達到12.45億千瓦，發電量占世界電力消費量的12％。因此，風能將是21 世紀最有發展前途的綠色能源，是當前人類社會經濟可持續發展的最主要的新動力源之一。

1.1 項目提出的背景,投資的必要性和經濟意義 1.1.1 項目提出的背景

十六大提出 2020 年我國國內生產總值（GDP）要實現比2000 年翻兩番的總目標，以多大的能源代價實現這個總目標引起廣泛關注。如果能源消費也隨之翻兩番的話，到2020年我國能源消費總量將達到每年近60 億噸標準煤！而我國常規能源的剩余可采總儲量僅為1500 億噸標準煤，僅夠我國使用25 年！國家電監委預計今年的電力缺口在2000 萬千瓦，供需矛盾比去年更加突出。

需要特別注意的是，現階段我國人均能源消費量只有世界人均能源消費水平的一半，而人均電力消費量則僅僅是美國的1／

13、日本的1／8。

解決能源和電力短缺的戰略途徑有兩個：其一是節能，但節能只能緩解緊缺問題；其二是大力增加能源的供給。從能源技術的角度來看，一個需要回答的問題是：哪些能源才是解決我國能源和電力短缺的最現實的戰略選擇呢？

資料表明，我國的煤炭資源僅能維持 20 年使用；2003 年我國共進口石油1.1 億噸；我國水能資源經濟可開發量為3.9 億千瓦，年發電量1.7 萬億千瓦時；顯然，利用常規能源不能解決我國的能源和電力短缺。

在當前能源緊缺的背景下，發展風電意義重大，發展風電刻不容緩。

1.1.2 投資的必要性

1.1.2.1 世界風能開發現狀與展望

以煤炭、天然氣、石油、水利和核物質為原料或資源的傳統電力開發造成了大量的環境負擔，如環境污染、酸雨、氣候異常、放射性廢物處理、石油泄露等等。而以風能為資源的電力開發對環境的影響則十分微小，具有顯著的環境友好特性，是典型的清潔能源。在四級風區（每小時２０～２１.４公里），一座７５０千瓦的風電機，平均每年可以替代熱電廠１１７９噸的ＣＯ２、６.９噸的ＳＯ２和４.３噸的ＮＯ排放。

風能資源無窮無盡，產能豐富。根據美國風能協會（ＡＷＥＡ）的估計，如果要產生美國可開采風能的能源總量，每年需要燃燒２００億桶原油（幾乎是目前世界全部原油產量）。但與石油相比，風能卻是可再生的資源，失而復得，同時風能具有自主性的特點，不會受到國際爭端造成的價格震蕩和禁運等沖擊。ＡＷＥＡ測算，在美國使用現有技術，利用不到１％的土地開發風能，可以提供２０％的國家電力需求。而１％的土地中，只有５％是設備安裝等必須使用的，其他９５％還可以繼續用于農業或畜牧業。

風能資源比較豐富的地區大多邊遠，風能開發為邊遠地區就業增長、經濟發展、農業用地增加收入等帶來機會。從世界范圍看，風能和太陽能產業可能成為新世紀制造業中就業機會最多的產業之一。

全球風能資源極為豐富，而且分布在幾乎所有地區和國家。技術上可以利用的資源總量估計約53×106 億度/年。1973 年發生石油

危機以后，歐美發達國家為尋找替代化石燃料的能源，投入大量經費，動員高科技產業，利用計算機、空氣動力學、結構力學和材料科學等領域的新技術研制現代風力發動機組，開創了風能利用的新時期。

由于風能開發有著巨大的經濟、社會、環保價值和發展前景，經過 30 年的努力，世界風電發展取得了引人注目的成績。近２０年來風電技術有了巨大的進步，風電開發在各種能源開發中增速最快：全球風電裝機總量１９９７至２００２年的５年間增長４倍，由１９９７年的７６００兆瓦增至２００２年的３１ １２８兆瓦，增加了２.３萬兆瓦，平均年增幅達３２％。而風能售價也已能為電力用戶所承受：一些美國的電力公司提供給客戶的風電優惠售價已達到２～２.５美分／千瓦小時，此售價使得美國家庭有２５％的電力可以通過購買風電獲得，而每個月只需支付４～５美元。

風電一直是世界上增長最快并且不斷超越其預期發展速度的能源，1997～2002 年全球風電累計裝機容量的平均增長率一直保持在33％，而每年新增風電裝機容量的增長率則更高，平均為35.7％。2004 年歐洲風能協會和綠色和平組織簽署了《風力12——關于2020年風電達到世界電力總量的12％的藍圖》的報告，“風力12％”的藍圖展示出風力發電不再是一種可有可無的補充能源，已經成為解決世界能源問題的不可或缺的重要力量。

根據“風力12”發表的2005～2020 年世界風電和電力需求增長的預測報告，按照風電目前的發展趨勢，將2005～2007 年期間的平均當年裝機容量增長率設為25％是可行的，2008～2012 年期間降為

20％，以后到2015 年期間再降為15％，2017～2020 年期間再降為10％。推算的結果2010 年風電裝機1.98 億千瓦，風電電量0.43×104億度，2020 年風電裝機12.45 億千瓦，風電電量3.05×104 億度，占當時世界總電消費量25.58×104 億度的11.9％。按2007 年預計的裝機容量0.4 億千瓦計算，假設每臺單機1500 千瓦，則需要齒輪箱26667 臺，按每臺120 萬人民幣計算，則市場規模達到320 億元人民幣，而且其市場規模每年還按20％的速度遞增，在2020 年將達到1272 億元人民幣的市場規模。

經過三十多年的努力，世界風電發展取得了令人注目的成績，世界風力發電成本迅速下降，從1983 年的15.3 美分/度，下降到1999 年的4.9 美分/度，表2 為2003 年世界風能開發利用前10 個國家風電裝機及市場份額。目前歐洲占全世界風電裝機容量的74％。德國為世界風電發展之首。我國風電發展進展極其緩慢。截止到2003 年底，全國風電場總裝機容量僅為56.7 萬千瓦，僅占全國總裝機容量的0.14％。盡管已建有40 個風電場，但平均每個風電場的裝機容量不足1.5 萬千瓦，遠未形成規模效益。從中可以看出中國市場份額最低，但具有相當大的發展潛力。

據《人民日報》2005 年11 月份最新報道：“我國風電發展了20 多年，但至今裝機容量還只有76 萬千瓦，僅占全國總裝機容量的0.2％，伴隨著技術的突破，從200Kw～750Kw風力發電設備的國產化已基本完成，其中600Kw、750Kw 風電設備的國產化率超過90％，國內第一臺單機1200Kw 的風力風電機在新疆達坂城投入使用。風力發

電場的建設異軍突起，風力發電的成本降至每千瓦時0.38 元左右，與火力發電的成本已相當接近。”

據國際能源署（ＩＥＡ）預測，２０２０年，全球風電裝機總量將達１２.６億千瓦。單機平均１.５兆瓦，年總電量達３.１萬億千瓦小時，占２０２０年全球總發電量的１２％。要達到１２.６億千瓦的風電容量，總投資估算約需６３００億美元，這將是全球機電制造業和風電建設的一個巨大市場。

1.1.2.2 風力發電原理

太陽的輻射造成了地球表面受熱不均，引起大氣層中壓力分布不均，空氣沿水平方向運動形成風。各地風能資源的多少，主要取決于該地每年刮風的時間長短和風的強度如何。

把風能轉變為電能是風能利用中最基本的一種方式。風力發電機一般由風輪、發電機（包括傳動裝置）、調向器（尾翼）、塔架、限速安全機構和儲能裝置等構建組成。風輪是集風裝置，它的作用是把流動空氣的動能轉變為風輪旋轉的機械能。一般它由2～3 個葉片構成。風輪轉動的機械能通過傳動裝置增速齒輪箱傳遞到發電機轉化成電能。

1.1.2.3 風力發電技術已相當成熟

為什么在發達國家中風電的年裝機容量以 35.7％的發展速度高速度增長？一個重要原因是風電技術已經相當成熟。目前單機容量500、600、750 千瓦的風電機組已達到批量商業化生產的水準，成為

當前世界風力發電的主力機型。

更大型、性能更好的機組也已經開發出來，并投入生產試運行。如丹麥新建的幾個風電場，單機容量都在2 兆瓦以上；摩洛哥在北方托萊斯建造的風電場，采用的風電機組功率達到2.1 兆瓦；德國在北海建設近海風電場，總功率在100 萬千瓦，單機功率5 兆瓦，可為6000 戶家庭提供用電，計劃2004 年投產。據國外媒體報道，該公司5 兆瓦的機組是世界上最大的風力發電機，其旋翼區直徑為126 米，面積相當于2 個足球場。發電機塔身和發電機總重1100 噸，發電機由3 片旋翼推動，每片長61.5 米，旋翼最高點離地面183米。該風電場生產出來的電量之大，相當于常規電廠，而且可以在幾個月的時間內建成。

同時風電機組葉片設計和制造過程中廣泛采用了新技術和新材料。由于現代大部分水準的風電機組都有三個葉片，質量大，制造費用高。為了減輕塔架的自重，有些國家如瑞典把大型的水準軸風機設計成兩個葉片。瑞典Nordic WindpowerAB 公司已完成重量輕的雙葉片500 千瓦和1 兆瓦機組的設計。

此外，風電控制系統和保護系統方面廣泛應用電子技術和計算機技術。這不僅可以有效地改善并提高發電總體設計能力和水準，而且對于增強風電設備的保護功能和控制功能也有重大作用。

1.1.2.4 風能經濟

風能產業在過去２０年里發生了巨大變化，風電成本下降的速度比任何其它傳統能源都快。過去１０年間，建立一個新的天然氣電廠的成本只降低了１／３。相比較而言，世界上的風電裝機容量每翻一番，風電場的成本就下降１５％，而２０世紀９０年代風電裝機容量翻了三番，現在建立一座風電場的成本只及８０年代中期的１／５左右，預計到２００６年，成本還會再降３５％～４０％。展望未來２０年，影響風能成本的一些因素還會迅速變化，風電成本還會繼續下降。

①風能成本極大依賴風場的風速。風能正比于風速的立方，因此風速增強會引起很大 的電力增長。

②大型風力發電機技術進步帶來成本下降。風機塔越高、龍骨掃描面積（風機葉片掃描面積正比于龍骨長度的平方）越大，風機發出的電力越強。龍骨直徑從８０年代的１０米增加到５０米后，功率則由２５千瓦增加到現在常用的７５０千瓦，電力輸出增加近５５倍，這其中的部分原因是由于現在的掃描面積是原來的２５倍以上，同時由于風機離地面更高，風速也加強了。

③大風場比小風場更具經濟效益。

④風力發電的電子測控系統、龍骨設計和其它技術的進步，使得成本大大降低。一個現代常用的１６５０千瓦風電機與以往２５千瓦風電機相比，以２０倍的投資獲得了１２０倍的電力增長，單位千瓦

電力成本已大大降低。研究表明，優化風電機的配置也能改進項目的產能。

⑤風電企業的財務成本。風電是資本密集型產業，因此財務成本構成風能項目的重要成本變量。分析表明，如果美國的風電場獲得同天然氣電廠相同的利率貸款，其成本將會下降４０％。

⑥輸電、稅收、環境和其他政策也影響風場的經濟成本。輸電和電網準入限制對風能成本有較大影響。在產業政策方面，風電開發比較發達的國家都提供了風電的稅收優惠政策。美國聯邦稅則對風能開發提供了產品稅返還（ＰＴＣ）和風電機５年加速折舊政策，每千瓦小時１.５美分的ＰＴＣ返還政策可根據年通貨膨脹率進行折算（現在是１.７美分／千瓦小時）。ＰＴＣ在１９９２年首次發布，１９９９年截止后又延長至２００１年，之后又再次延期至２００３年底。

⑦更加嚴格的環境保護條理將增加風能的競爭力。單位千瓦風電對環境的影響要遠遠低于其他傳統主流發電。風電既不通過消耗資源釋放污染物、廢料，也不產生溫室氣體和破壞環境，也不會有其他能源的開采、鉆探、加工和運輸等過程成本和環境成本。更高的空氣質量和環保標準將意味著風能將變得更加具有競爭力。相反，環境標準的降低或未將發電過程的環境治理成本計算在內，使不潔凈能源的售價很低。但這是具有欺騙性的，這表明，政府和市場忽視了健康和環境成本，從而給了不潔凈能源隱形補貼，而此補貼卻遠高于顯性的對風能的補貼。

⑧風能提供了輔助性的經濟效益。風能開發不依賴化石能源，因

而其經濟表現比較穩定；風能為土地擁有者帶來穩定的收入；風能為邊遠地區帶來稅收。

⑨風電和其它類型能源成本比較。早在２０世紀９０年代初，ＰＧ＆Ｅ公司和美國電力研究所ＥＰＲＩ就曾預言，風能將會是最便宜的能源。這并非癡人說夢，如今風能可以與其它主流能源技術相競爭已成事實。基于現在市場條件，美國風能協會估計，大一點的風場風電的平均成本已經小于５美分／千瓦小時，這還不包括ＰＴＣ補貼的１.５美分／千瓦小時，此項１０年期的補貼，對３０年運營期的風場可以降低風能成本０.７美分／千瓦小時。

1.1.2.5 風能資源十分豐富

為什么發達國家會競相大力發展風電呢？另一個重要原因就是風力資源非常豐富。按目前技術水平，只要離地10 米高的年平均風速達到5～5.5 m/s（四級風速為5.5—7.9m/s）以上，風力風電就是經濟的。科技進步可能把可利用風能的風速要求進一步降至5m/s 以下。

據估計，世界風能資源高達每年53 萬億千瓦時，預計到2020 年世界電力需求會上升至每年25.578 億千瓦時。也就是說，全球可再生的風能資源是整個世界預期電力需求的2倍。

對我國來說，我國擁有可供大規模開發利用的風能資源。據初步探明結果，陸地上可開發的風能資源即達2.53 億千瓦；加上近海（15 米深的淺海地帶）的風能資源，全國可開發風能資源估計在10 億千

瓦以上。與之對照，我國水能資源可開發量僅為3.9億千瓦！我國2003 年的裝機容量已為3.85 億千瓦，所以國外專家評論，中國單靠風力發電就能輕而易舉地將現有的電力生產翻上一翻。

我國風能資源豐富的地區主要分布在西北、華北和東北的草原和戈壁，以及東部和東南沿海及島嶼，這些地區一般都缺少煤碳等常規資源。在時間上冬春季風大、降雨量少，夏季風小、降雨量大，與水電的枯水期和豐水期有較好的互補性。

中國的風能資源主要集中在兩個帶狀地區,一條是“三北(東北、華北、西北)地區豐富帶”,其風能功率密度在200 瓦/平方米～300 瓦/平方米以上,有的可達500 瓦/平方米以上,如阿拉山口、達坂城、輝騰錫勒、錫林浩特的灰騰梁等,這些地區每年可利用風能的小時數在5000 小時以上，有的可達7000 小時以上。“從新疆到東北,面積大、交通方便、地勢平,風速隨高度增加很快，三北地區風能在上百萬千瓦的場地有四五個,這是歐洲沒法比的。其中青海、甘肅、新疆和內蒙可開發的風能儲量分別為1143 萬千瓦、2421 萬千瓦、3433 萬千瓦和6178 萬千瓦，是中國大陸風能儲備最豐富的地區。另一條是“沿海及其島嶼地豐富帶”，其風能功率密度線平行于海岸線。沿海島嶼風能功率密度在500 瓦/平方米以上，如臺山、平潭、東山、南鹿、大陳、嵊泗、南澳、馬祖、馬公、東沙等島嶼，這些地區每年可利用風能的小時數約在7000-8000 小時，年有效風能功率密度在200 瓦/平方米以上。

1.1.2.6 風電成本已具有市場競爭力

長期以來，人們以風電電價高于火電電價為由，一直忽視風電作為清潔能源對于能源短缺和環境保護的意義，忽視了風電作為一項高新技術產業而將帶來的巨大的產業前景，更忽視了風電對于促進邊遠地區經濟發展所能帶來的巨大作用。但近10 年來，風電的電價呈快速下降的趨勢，并且在日趨接近燃煤發電的成本。

以美國為例，風電機組的造價已由 1990 年的1333 美元降至2000 年的790 美元，相應地發電成本由8 美分/千瓦時減少到4 美分/千瓦時，下降了一半，預計2005 年可降至2.5—3.5 美分/千瓦時，達到與常規發電設備相競爭的水準。

美國 1980 年代初期第一個風電場的發電成本高達30 美分/千瓦時。目前，美國政府為所有新建風電場的前十年運行提供1.5 美分/千瓦時的發電稅收減免，使的一些新建風電場的合同電價已降至3 美分/千瓦時以下。

據《人民日報》2005 年11 月07 日第十一版最新報道，“我國的風力發電的成本已降至每千瓦時0.38 元左右，與火力發電的成本已相當接近，具有相當的競爭力”。

風電機組的設計壽命通常為 20～25 年，其運行和維護的費用通常相當于風電機組成 本的3～5％。

風電成本已經可以和新建燃煤電廠競爭，在一些地方甚至可以和燃氣電廠匹敵。

上述比較只計算了風電和化石燃料發電的內部成本（即本身發電的成本），尚未將社會承擔的污染環境這些外部成本計算在內。更為科學、更為平等地比較風電和其他燃料發電成本的話，還應該計算不同發電方式的外部成本。

關于化石燃料或核能發電的外部成本，由于存在大量的不確定因素，一般難以被具體確認和量化。但是歐洲最近公布了一個歷時10 年的研究項目的成果（在歐盟15 個成員國進行評估包括計算一系列燃料成本的“Extern E”計劃），給出了不同燃料的外部成本，整個研究的結論是，如果把環境和健康有關的外部成本計算在內，來自煤或石油的電力成本會增加一倍，而來自天然氣的成本會增加30％，核電則要面對更大的外部成本，如公眾的責任、核廢料和電廠退役等。而風電的外部成本最小，與現行價格比較幾乎可以忽略不計。

1.1.2.7 我國風電行業的發展歷程

我國的風電場建設大體分為三個階段。

第一階段是 1986～1990 年我國并網風電項目的探索和示范階段。其特點是項目規模小，單機容量小，最大單機200Kw，總裝機容量4.2 千千瓦。

第二階段是 1991～1995 年示范項目取得成效并逐步推廣階段。共建5 個風電場，安裝風機131 臺，裝機容量3.3 萬千瓦，最大單機500Kw。

第三階段是 1996 年后擴大建設規模階段。其特點是項目規模和

裝機容量較大，發展速度較快，平均年新增裝機容量6.18 萬千瓦，最大單機容量達到1300Kw。

截止 2002 年底，全國共建32 個風電場，總裝機容量達到46.62 萬千瓦。在所有風電場中，裝機容量居前三位依次為新疆達坂城二場、廣東南澳風電場和內蒙古惠騰錫勒風電場。

隨著我國《可再生能源法》的頒布實施和一系列優惠政策出臺，風電的發展依法得到鼓勵，風電的發展在未來幾年內必將進入爆炸性的增長的階段。根據最新資料，2005 年1～9 月，國家發改委審批同意開工的風電場達到8 個，總裝機容量達到80 萬千瓦，預計全年將會達到120 萬千瓦。2003 年底，我國新增風電裝機容量10 萬千瓦，累計裝機容量57 萬千瓦；2004 年底，新增風電裝機容量20 萬千瓦，累計裝機容量76 萬千瓦，年新增風電裝機容量增長近2 倍。根據政府提出的最新風電發展目標，到2020 年全國風電裝機容量要達到3000 萬千瓦，而到2003 年底我國風電裝機容量僅有56 萬千瓦，占全國電力總裝機

容量的0.14％。這表明在今后的17 年中，年均要新增風電裝機容量170 多萬千瓦。按每臺風機800kw 計算，其每年的市場容量在2125 臺以上。

1.1.2.8 我國風電行業發展現狀

我國自 1983 年山東引進3 臺丹麥Vestas 55kW 風力風電機組，開始了并網風力發電技術的試驗和示范。“七五”、“八五”期間國家計委、國家科委都開列了研制并網風力發電機組的重點攻關項目。1994 年全國風電新增裝機容量為1.29 萬千瓦，年裝機容量首次突破萬千瓦大關，2003 年年裝機容量首次達到10 萬千瓦。特別是進入“九五”期間，在國家有關優惠政策和國家經貿委“雙加工程”的推動下，全國風電裝機容量得到了快速的發展。在1994～1999 年期間，全國21 個風電場共裝機容量為24.9 萬千瓦，年裝機4.15萬千瓦。表明我國風電場建設在這6 年間已步入產業化階段。在后來的發展中，又能及時跟上國際大中型風電機組的發展步伐。如德國從1993 年開始安裝500kW 風電機組，而我國新疆達坂城2 號場于1993 年也在國內率先安裝了4 臺500kW 的風電機組。特別是在“九五”期間，450～750kW 的大中型風電機組倍受青睞。在“九五”期間的4 年間，共裝機22.5 萬千瓦，占全國風電總裝機容量的85.7％。雖然風電建設取得了一定成績，但最近幾年的發展較緩慢，與發達國家比差距還非常大，德國2003 年的裝機容量為267 萬千瓦，累計達到1461 萬千瓦，而我國2003 年的裝機容量僅有10 萬千瓦，累計達到57 萬千瓦。

從 1984 年研制200kW 風電機組以來，已經歷時整整15 個年頭。目前，國產風電機組在我國的風電場中還未占一席之地。國家已經出臺了相關政策，加快風電機組的國產化率，爭取盡快將國內風電

市場，從外商手里奪取回來。這些外商企業，主要來自丹麥（占70.7％）、德國（占12.8％）、美國（占6.9％）、西班牙（占5％）和荷蘭（占0.7％）等國家。國家發改委有關人士，最近在非公開場合明確表示，風電市場寧可發展速度慢一點，也要扶持民族工業，不能再蹈汽車工業覆轍。

風電機組是風電場的核心設備，在風電場的建設投資中風機設備費是風力發電項目投資的主要部分，約占總投資的60～80％，因此風電機組的狀況成為一個國家風電發展的重 要指標。

由于我國風電發展與世界先進水平有一定差距，風電機組的制造水平相差更大，我國各年裝機的主導機型與世界主流機型存在幾年的滯后。如2000 年后，兆瓦級風電機組已成為世界風電市場的主流機型，但我國裝機的主導機型仍然是600kW。

風電機組的生產和制造是反映一個國家風電發展水平的重要因素。中國從 20 世紀70年代開始研制大型并網風電機組，但直到1997 年在國家“乘風計劃”支持下，才真正從科研走向市場。

目前，我國已基本掌握了200～800kW 大型風電機組的制造技術，主要零部件都能自己制造，并開始研制兆瓦級機組。國內的市場份額有了很大提高目前，600 和800kW 機組的技術已經通過支付技術轉讓費購進全套制造技術或與國外合資生產等方式引進，現在新疆金風公司、西安維德風電公司以及洛陽拖－美德風電公司投入批量生產。

1.1.2.9 潛在市場及發展趨勢 1.1.2.9.1 潛在市場

風電，“取之不盡，用之不竭”。與太陽能發電、生物能發電、地熱發電和海洋能發電等“可再生能源”電力相比，風電居于首位。它幾乎是沒有污染的綠色能源，除了靠近時有增速箱“磨牙”和風機葉片沖擊空氣“霍霍”的噪音（300 米外小于55dB）、若與燃煤火電相比，同樣發1kW·h 電，風電可減排二氧化碳0.75kg，二氧化氮0.0045kg，二氧化硫0.006kg，煙塵0.0052kg。風力發電時，幾乎不消耗礦物資源和水資源（潤滑油脂除外），若再與燃煤火電比，同發1kW·h 電，可節約標煤0.39kg 和水3kg，這對缺煤、缺水、缺油或交通運輸不便的區，尤其可貴。

風能是當前技術和經濟上最具商業化規模開發條件的新能源，同時隨著風力發電機國產化程度的提高，風力成本還可大幅度下降，有專家預測本世紀內可下降40％，而火電與核電成本下降的空間十分有限或幾乎沒有。

在當前我國電力供需矛盾突出的態勢下，開發風力風電可以優化調整電力結構，是極富生命力的。因為一般從秋末至暮春是盛風期，風電可滿發，而這期間恰逢水電枯水期，可補充電網中水電之不足，這對水電比重較大或徑流水電站較多的電網來說，更具風水互補、均衡出力的作用。

風電場與常規火電廠或水電廠比較，由于單機容量小，可以分散建設，也可以集中建設，幾百千瓦到幾十萬千瓦都行，非常靈活。融

資相對容易，基礎建設周期短，一般從簽訂設備采購合同到建成投產只需一年時間，投產快，有利于資金周轉，及早還貸。

風電的突出優點是環境效益好，不排放任何有害氣體和廢棄物。風電場雖然占了大片面積，但風電機組基礎使用的面積很小，不影響農田和牧場的正常使用。多風的地方往往是孤島、荒灘或山地，對解決遠距電網的老少邊區用電、脫貧致富將發揮重大作用。建設風電場的同時也能開發旅游資源，風電場設在海邊，背襯蔚藍大海，一排排白色巨輪競相旋轉，呈一道亮麗的風景線。

由于風速是隨時變化的，風電的不穩定性會給電網帶來一定的波動，但只要風電容量小于電網容量的10％，不會有明顯的影響。目前，許多電網內都建設有調峰用的抽水蓄能電站，使風電的這個缺點可以得到克服，更充分地利用風力資源。

1.1.2.9.2 發展趨勢

風電一直是世界上增長最快并且不斷超越其預期發展速度的能源，1997～2002 年全球風電累計裝機容量的平均增長率一直保持在33％，而每年新增風電裝機容量的增長率則更高，平均為35.7％。2004 年歐洲風能協會和綠色和平組織簽署了《風力12——關于2020年風電達到世界電力總量的12％的藍圖》的報告，“風力12％”的藍圖展示出風力發電不再是一種可有可無的補充能源，已經成為解決世界能源問題的不可或缺的重要力量。

根據“風力 12”發表的2005～2020 年世界風電和電力需求增

長的預測報告，按照風電目前的發展趨勢，將2005～2007 年期間的平均當年裝機容量增長率設為25％是可行的，2008～2012 年期間降為20％，以后到2015 年期間再降為15％，2017～2020 年期間再降為10％。推算的結果2010 年風電裝機1.98 億千瓦，風電電量0.43×104 億度，2020 年風電裝機12.45 億千瓦，風電電量3.05×104 億度，占當時世界總電消費量25.58×104億度的11.9％。按2007 年預計的裝機容量0.4 億千瓦計算，假設每臺單機1500 千瓦，則需要齒輪箱26667 臺，按每臺120 萬人民幣計算，則市場規模達到320 億圓人民幣，而且其市場規模每年還按20％的速度遞增，在2020 年將達到1272 億圓人民幣的市場規模。

2005 年3 月，隨著《可再生能源法》的頒布，有關的大型風力發電建設的消息就不絕于耳。甘肅、內蒙古、黑龍江、江蘇都紛紛開始上馬動輒10 億元的風力發電項目。國內風力發電產業“風”起云涌。月9 日，江蘇鹽城市發改委投資處表示，總投資16 億元的鹽城東臺風力發電場項目

得到國家發改委正式批復，獲準項目招標，預計2007 年底全部建成運行。月18 日，黑龍江最大的風能開發項目“十文字風力發電”在穆棱市興建，投資超過10 億元。工程總體規劃設計裝機11.3 萬千瓦。月18 日，內蒙古自治區達茂旗宣布將利用當地豐富的風力資

源，大力發展風電項目。據當地媒體報道，達茂旗為此專門成立了風電項目開發領導小組，目前已經引進了中國華能集團公司、中國電力投資有限公司、內蒙古北方新能源電力公司、美國金州公司、加拿大風能開發公司、德國英華威公司6 家大型風能開發企業，簽訂協議總裝機容量590 萬千瓦，協議總金額472 億元人民幣。月24 日，甘肅省投資10 億元開發的安西風電場項目，日前被發展改革委批復進入特許權招標程序。該項目總投資約10 億元、一期規模10 萬千瓦、遠期規劃100 萬千瓦。預計2006 年初可開工建設。月15 日，我國目前最大的風力發電項目——國華尚義風電項目一期工程竣工并網發電，成為張家口市大力開發風電能源的一個標志。有關統計數據顯示，到2006 年底，該市風電總裝機容量最低將達到24.8 萬千瓦。張北、尚義、沽源、康保等10 縣與市外開發商簽訂開發協議，簽訂合作開發協議28 項，累計簽約的風電項目總裝機容量達到1258萬千瓦，占全國2020 年遠景規劃的60%多，其中4 家已經開工建設 月14 日一個總投資40 億元的風力發電項目近日在包頭市固陽縣開始正式啟動，這個項目是建設一個50 萬千瓦的風力發電場。

在廣州, 中國——綠色和平最新報告《風力廣東》指出，廣東省有能力在2020 年，實現2,000 萬千瓦的風電裝機容量。這樣的裝機規模每年將發電350 億千瓦時，相當于目前全省用電量的17%，或廣州市全年的用電量，并能減少2,900 萬噸二氧化碳的排放量。

綠色和平氣候變化和可再生能源項目主任楊愛倫說：“潔凈、可靠的風電可為廣東高速的經濟發展提供能源；同時，發展可再生能源將減少導致氣候變化的溫室氣體排放。因此，對于廣東來說，發展風電無疑是一個雙贏的選擇。”

《風力廣東》是綠色和平委托世界著名的風能顧問加勒德哈森伙伴有限公司(GarradHassan & Partners)撰寫的，報告基于一系列先進的廣東風資源分析數據，以及對在全世界范圍內相關技術的豐富知識，勾畫了廣東省風力發電的藍圖。

加勒德哈森伙伴有限公司首席代表高輝說：“廣東的風速狀況大致和世界第一風電大國德國差不多。只要有好的政策支持，到2020 年實現風電裝機2,000 萬千瓦，是一個合理并可行的目標。”

至 2004 年底，廣東省風電裝機容量為86,000 千瓦，在全國名列第四。在談到廣東省的優勢時，中國可再生能源專業委員會秘書長李俊峰指出，廣東省經濟基礎好、風電發展經驗豐富、融資能力強、電力需求增長快，這些都為大規模地開發其風力資源創造了良好的環境。

廣東省不僅是我國經濟最發達，人口最多的省份，其二氧化碳排放量亦居前列。中國科學家指出，廣東的二氧化碳濃度為全國最高的地區之一，并高于全球平均水平。近年來，廣東省以及珠江三角洲地區氣候的溫室效應增強，各種極端氣候事件顯著增加，旱澇頻率增大。

發展風能，刻不容緩。報告認為，中國將形成強大的風機制造產業，足以支持宏偉的風電發展計劃。新產業在帶來經濟效益的同時，也將創造更多的就業機會。發展風電將大大減少因使用化石燃料發電而產生的二氧化碳排放。

報告還建議，廣東應該和比鄰的香港就風電開發一起努力。目前，兩地不但在能源方面有合作，還共同承擔著由傳統發電方式造成的污染。香港在盡力開發其自身資源的同時，也可以到廣東省投資風電項目。

綠色和平項目主任楊愛倫說：“國際金融機構，如亞洲發展銀行、世界銀行，都應該更積極地投資于廣東乃至整個中國的風電發展。”

《風力廣東》是綠色和平旗艦“彩虹勇士號－亞洲潔凈能源之旅”的其中一個主要活動，旨在通過宣傳廣東風電的潛力，推動可再生能源的發展，拯救全球氣候變化帶來的危機。

在江蘇，投資 8 億元、裝機容量10 萬千瓦的江蘇如東縣風力發電場二期工程目前已開工，將在2007 年上半年建成，年可發電2.24 億度。洋口港經濟開發區副主任、新能源局局長徐曉明說，如東正計劃增加投資5 億元、5 萬千瓦裝機容量，使二期的裝機容量達到15 萬千瓦；正進行預可行性研究的三期工程——80 萬千瓦淺海灘涂風電場項目的投資也計劃從60 億元增加到80 億元。如付諸實施，如東風力發電場將成為全球最大的風電場。

江蘇是全國最缺電的省份之一，同時又是風能大省，潛在風力發電量 2200 萬干瓦，占中國風能資源近1/10。如東縣境內海岸線長達106 公里，全年風力有效發電時間達7941小時。投資近8 億元、裝機容量10 萬千瓦的風電場一期已于去年8 月開工，有望在年底發

電，年發電量2.3 億度。徐曉明表示，作為國家特許權招標項目，如東風電場旨在探索促進風力發電的規模化發展和商業化經營。根據國家發改委的要求，一期工程發電機組累計發電利用小時數達3 萬小時前為第一段電價執行期，通過特許權招標方式確定，全部由電網公司收購；3 萬小時后為第二階段，與其他發電企業競價上網。風力發電是新能源中比較成熟的一種，如充分利用，可成為僅次于火電、水電的第三大電源。目前，長三角正掀起一輪風力發電熱：總投資16 億元、年上網電量4.24 億千瓦時的鹽城東臺風力發電場項目已得到國家發改委批復；南通啟東40 億元風電項目已向江蘇省發改委申報；年初，浙江舟山市岱山縣計劃投資20 億元，建設總裝機容量達20 萬千瓦的海上風電場；上海也正在擬訂《10 萬千瓦近海風力發電場計劃》等可再生能源計劃，希望到2010 年，可再生資源發電達到發電總裝機容量的5%。

2004 年11 月27 日，著名物理學家和社會活動家何祚庥院士應邀在福州大學“海峽兩岸科教創新論壇”作專題報告指出，大力發展風力發電及大型鋰離子電池儲能技術是解決中國能源短缺問題的重要途徑，并建議海峽兩岸攜手合作，共同發展海上大型風電產業。他預計，風力發電（包括風機和電能）將成為未來中國的第一大產業。他認為，我國風電如果以每年30%的速度發展，到2020 年占到全部電力的10%具有可行性。相對于水電、核電而言，風電更有望成為解決我國能源和電力可持續發展戰略最現實的途徑之一。

2005 年1～9 月，國家發改委審批同意開工的風電場達到8 個，總裝機容量達到80 萬千瓦，預計全年將會達到120 萬千瓦。如按每臺風機800kW 計算，每臺增速齒輪箱50 萬元人民幣計算，則國內的市場規模可達1500 臺，7.5 億元人民幣，而且市場每年至少要以60％的速度增長。

據有關專家預測，我國風電場的建設將向以下方向發展： ①總結特許權風電場開發經驗，在全國范圍內開發幾十個 10～20 萬千瓦規模的大型風電場；推行固定電價方式（或稱“保護”電價、購電法）的激勵政策，促進中小型風電場的發展，培育穩定的風電市場。

②風電設備制造企業抓住新增市場機遇，擴大現有產品生產批量的同時，繼續引進國外先進技術，實現產品升級換代，滿足市場對兆瓦級機組的需求，在積累實際經驗的基礎上，提高自主開發能力，降低機組生產成本。

③風電的發展與當地的經濟承受能力和電網容量相適應。在經濟發達能源短缺的沿海地區加速風電發展；在資源豐富的西部地區，隨著電網容量增長和大規模開發風電，在政策上要解決跨省區銷售風電的問題，如配額制，綠色電力交易等。

④規模開發和分散開發相結合。以規模化帶動產業化，設想建立幾個百萬千瓦級超大型風電基地。因地制宜開發各地具有較好條件的中小型風電場。農村電網增強后可以考慮單機分散并網，如丹麥、德國目前的方式，德國雖然沒有10 萬千瓦規模的風電場，但風電裝機已經超過1200 萬千瓦，分布式電源也是未來電力結構發展的一種趨

勢。

⑤海上風能資源比陸上大，不但風速高，而且很少有靜風期，能更有效地利用風電機組以提高發電容量。海水表面粗糙度低，海平面摩擦力小，風速隨高度的變化小，不需要很高的塔架，可以降低風電機組成本。海上風的湍流強度低，又沒有復雜地形對氣流的影響，作用在風電機組上的疲勞載荷減少，可以延長使用壽命。一般估計風速比平原沿岸高20％，發電量可增加70％，在陸上設計壽命為20 年的風電機組在海上可達25～30 年。要認真研究國外開發海上風能的經驗，開始資源勘測和示范工程準備，為今后大規模發展海上風電創造條件。

1.1.2.10 我國幾大風電場介紹

新疆是一個風能資源十分豐富的地區，有九大風能利用區，總面積 15 萬平方公里，可裝機8000 萬千瓦。

達坂城風場座落在達坂城山口東西長約 80km，南北寬約20km，是南北疆氣流活動的主要通道，這個地區風能蘊藏量為250 億千瓦時，可裝機容量400 萬千瓦。2003 年底已裝機299 臺，總裝機容量20 萬千瓦，是我國最大的風電場。

廣東南澳風電場地處臺灣海峽喇叭口西南端，素有“風縣”之稱。現有各類發電機130臺，容量5.7 萬千瓦，是中國第二大風力風電場，其最終目標是總裝機容量20 萬千瓦，建成亞洲最大的海島風電場。

內蒙古輝騰錫勒風電場位于內蒙古烏蘭察布盟錫林以南，是我國重要的風電場之一，規劃裝機容量400 萬千瓦。輝騰錫勒具有建世界一流風電場的有利條件：豐富的風能資源儲量，風力資源品質良好，土地成本低廉，靠近電網，交通方便。1996 年開始建設，現裝機容量近10 萬千瓦。

1.1.2.11 國家對風電投資的政策 1.1.2.11.1 世界鼓勵風電的政策措施

在最近十年世界風電之所以得到飛速發展，是世界各國積極采取各種激勵政策加以鼓勵和引導的結果。下面介紹一下保護性電價、配額制、可再生能源效益基金和招投標4 種 最主要的政策。

1.1.2.11.2 長期保護性電價

長期保護性電價（Feed-in-Tariff）政策為風電和其他可再生能源開發商提供的上網電價以及電力公司的購電合同。上網電價由政府部門或電力監督機構確定。價格水平和購電合同期限都應具有足夠的吸引力，以保證將社會資金吸引到可再生能源部門。長期保護性電價政策的吸引力在于它消除了風電和其他可再生能源發電通常所面臨的不確定性和風險。從實踐看，保護性電價是一種有效地刺激風電發展的措施。目前歐洲有14 個國家采用這一政策。德國、丹麥等國風電迅速增長，主要歸功于保護性電價政策措施的實施。我國目前實施 的風電電價政策也是保護性電價政策的一種類型。

1.1.2.11.3 可再生能源配額政策

可再生能源配額制（Renewable Portfolio System,RPS）是以數量為基礎的政策。該政策規定，在指定日期之前總電力供應量中可再生能源應達到一個目標數量。還規定了達標的責任人，通常是電力零售供應商。通常引人可交易的綠色證書機制來審計和監督RPS政策的執行。如我國將對電力企業規定可再生能源發電容量不小于總裝機容量5％的配額。如一個大的發電企業有1000 萬千瓦火力發電裝機容量，就必須按照5%的配額發展50 萬千瓦風力發電項目。配額制政策的優勢在于它是一種框架性政策，容易融合其他政策措施，并有多種設計方案，利于保持政策的連續性。配額制目標保證可再生能源市場逐步擴大，綠色證書交易機制中的競爭和交易則促進發電成本不斷降低，交易市場提供了更寬廣的配

額完成方式，也提供了資源和資金協調分配的途徑。

1.1.2.11.4 公共效益基金

公共效益基金（Public Benefit Fund，PBF）是風能和其他可再生能源發展的一種融資機制。設立PBF 的動機是為了幫助那些不能完全通過市場競爭方式達到其目的地特定公共政策提供啟動資金。合理運用這種手段可以有效地彌補市場在處理外部性缺陷，使得產品或服務的價格能夠比較真實地反映其經濟成本和社會成本，從而實現公

平性的原則，同時也促進整個行業朝著真實成本更低的方向改進。設立公共效益基金已經成為發達國家非 常通行的政策。

1.1.2.11.5 招投標政策

招投標政策是指政府采用招投標程序選擇風能和其他可再生能源發電項目的開發商。能提供最低上網電價的開發商中標，中標開發商負責風電項目的投資、建設、運營和維護，政府與中標開發商簽訂電力購買協議，保證在規定期間內以竟標電價收購全部電量。該政策的優勢因素表現在招投標政策采用競爭方式選擇項目開發商，對降低風電成本有很好的刺激作用。招投標政策利用了具有法律效益的合同約束，保障可再生能源電力上網，有助于降低投資者風險并有助于項目融資。該政策與可再生能源發展規劃結合，能加強政策的作用。我國的正在進行風電場特許權招標試點，就是實施該政策的表現形式。

1.1.2.11.6 我國對風電發展的政策

原國家計委于 2002 年12 月對江蘇如東市和廣東惠來市兩個風電場特許權示范項目建議書批復，明確規定為促進風電規模化發展和商業化經營，每個風電場建設規模為10 萬千瓦，單機容量不小于600kW，機組采購本地化率不低于50％。項目通過公開招標選擇投資者，承諾上網電價最低和設備本地化率最高的投標人為中標人。特許經營期為第一臺機組投產后25 年，經營期內執行兩段制電價政策，32

第一段為風電場累計上網電量相當于達到等效滿負荷小時數3 萬小時之前，執行投標人在投標書中要求的上網電價，第二段為3萬小時的電量之后到特許期結束，執行當時電力市場中的平均上網電價。風電場建成后的可供電量由所在地電網企業按上述電價收購，風電電價對銷售電價的影響納入全省電價方

案統一考慮。這是我國電力體制改革，廠網分家后風電發展的重要舉措，明確了風電不參與電力市場競爭，對規定的上網電量承諾固定電價，引人投資者競爭的機制，降低上網電價，打破電力部門辦風電的壟斷，有利于吸引國內外各種投資者。對于銀行安排基本建設貸款的風電項目可給予2％財政貼息。

江蘇如東風電場作為亞洲最大的風電工程，被國家發改委明確批復為CDM(清潔發展機制)項目，繼去年 8 月成功啟動100 兆瓦一期工程后，現今二期建設規模為150 兆瓦，完成后預計每年可減排二氧化碳37 萬噸，實現減排收入1000 萬元，無論是在環境保護抑或成本增殖方面都凸顯了風電新時代的到來。其三期規劃總裝機容量達到85 萬千瓦，投資超過50 億元

2002 年4 月財政部和國家稅務總局聯合發布通知，即規定風力發電企業的增值稅減半 征收。

2005 年2 月28 日，《可再生能源法》頒布，在《可再生能源法》的條文中，投資人士寄予厚望的有關風力發電強制上網、全額收購、分類定價等等原則都得到了保留。此外，《可再生能源法》明確規定

了風力發電的接入成本將由電網承擔，這實在是一大利好。《可再生能源法》的頒布在發展風力發電的過程中無疑是一個里程碑。從技術上來講，現在風力發電機組的技術已經基本成熟，國內也開始有企業能夠生產600 千瓦的發電機組，隨著各地大規模地上馬風力項目，相信很快會把成本降下來；從市場上講，現在投資火力發電，風險已經開始呈現，煤價居高不下、貸款審批趨嚴，還受到越來越多的環保壓力，而投資風力發電，國家可以承諾全額收購電力、允許較高的上網費用、在貸款、土地、稅收等方

面還有不少優惠；從政策上講，遵循國家指出的投資方向無疑是個省心、省力的投資選擇。

在 2005 年5 月17 日結束的全國風電建設前期會議上，國家發展和改革委員會能源局決定，在2010 年建立起完備的風力發電工業體系，風電技術水平和裝備能力達到國際水平。

國家發展和改革委員會能源局局長徐錠明說，目前中國已裝備風力發電機1300 多臺，建成43 個風電場，風電裝機容量為76 萬千瓦，但目前仍處在風電建設的初期階段，風電事業受到風機制造水平較低、科技人才不足和政策措施跟不上等三大因素制約。

中國幅員遼闊，風能資源豐富，風電又屬綠色能源，發展風電的條件很好。國家發展和改革委員會能源局計劃，到2010 年，全國風電裝機容量達到400 萬千瓦，大型風電場基本立足于國內制造的裝備，風電上網電價進一步降低，使風力發電基本能與常規電力相競爭。

同時，研究制訂促進風電發展的法規和政策，使可再生能源配額制等市場保障政策和具體措施落實到位。到2020 年，全國風電裝機容量達到2000 萬千瓦，在風能資源豐富 的地區建成若干個百萬千瓦級風電基地，風電在局部地區電力供應中達到較高比例，市場競爭力明顯增強。

按照徐錠明的說法，今后幾年，全國要搞幾次風電建設大戰役，徹底提升風電工業水平，使風電從目前的“游擊隊”水平變成“正規軍”水平，風能利用遍布全國城鄉。

據《人民日報》2005 年11 月07 日第十一版報道：

“我國風力發電發展了 20 多年，但至今裝機容量還只有76 萬千瓦，僅占全國總裝機容量的0.2％。現在，跨越式發展的機會終于來了！我們要將基礎研究的成果運用于設備設計和制造，在世界風能界刮起一陣強勁的‘中國風’！”今天，國內第一個風電葉片自主研發機構———華翼風電葉片研發中心在北京人民大會堂宣告成立，師昌緒、徐建中、何祚庥等12 位院士難掩心中的激動。

事實上，強勁的“中國風”已經刮起。在國家發改委、科技部等部門的支持下，目前，從200 千瓦到750 千瓦風能發電設備的國產化已基本完成，其中600 千瓦、750 千瓦風電設備的國產化率超過了95％；完全自主研制的1000 千瓦以上風電機組已開發成功，國內第一臺單機1200 千瓦的風力發電機在新疆達坂城投入使用；在保定高新技術產業開發區新能源設備產業基地，600 千瓦、750 千瓦風機葉片的制造成本只有國外產品的30％，而重心偏矩、葉片平衡、葉

片強度等指標大大優于國外同類產品，迫使國外這兩個系列的產品全面退出中國市場。

伴隨著技術上的突破，風力發電廠的建設如異軍突起。在廣東、江蘇、吉林，上百臺風機組成的風力發電廠正在加緊建設，風力發電的成本降至每千瓦時0.38 元左右，與火力發電的成本已相當接近。

“國內風電技術和產業的這些成績，來之不易。而將來的發展，更是擔子不輕。”國家發改委副主任張國寶說，根據發改委正在制訂的可再生能源規劃，到2020 年，我國風力發電的總裝機容量要達到3000 萬千瓦。按這個速度發展，今后15 年內每年的裝機容量將是過去20 年總量的3 倍。

我國的風力發電經過 20 多年發展，到2004 年底，已在14 個省區市建立起43 個風力發電廠，累計安裝風力發電機組1292 臺，總裝機容量為76.4 萬千瓦。

過去很長一段時間內，與發達國家相比，我國風力發電的研究和制造能力都有不小差距，絕大多數風力發電廠都是利用發達國家的貸款購買國外設備，規模小，成本高。國產風電面臨著提高研發設計制造能力、提高引進設備國產化率、降低成本等三大難題。過去 10 年，風電一直是世界上增長最快的能源。目前全球風電裝機容量達4760 萬千瓦，風力發電量占世界總電量的0.5％，預計2020 年風力發電將占世界電力總量的12％。據理論推算，中國風能可開發的裝機容量為2.53 億千瓦，居世界前列。

中國風能協會秘書長秦海巖最近指出，根據我國的國情，要實現

風電產業化，需要采取分步實施的方法。在《可再生能源法》的政策框架體系下，我們將2020 年目標分為三個階段實施。

第一階段：2005 至2010 年，完善我國的風電發展的政策框架體系，完善我國陸地風資源普查工作，開始著手海上風資源試點普查工作，建立和健全我國的風機檢測和認證制度，進行有關風電并網可靠性研究，籌建風機設計和風電場開發的國家隊。國家用50 萬千瓦的風電場資源，采取風電場開發和風機整機制造供貨聯合（一體化）招標的方式，支持2 到3 家國內獨資或合資控股的、年產兆瓦級風機20 萬千瓦的制造（總裝）廠，實現新建風電場的風機全部本地化供應（風機零部件的本地化生產率要達到90%）。在風機檢測和認證方面，在2009 年前完成兩輪自主知識產權風機的整機現場檢測，2010 年前頒發我國的風機認證標識。

第二階段：2011 年至2015 年，建立起專業化的國家隊，能夠進行獨立自主的風機設計、風電場設計、風電場運行管理。另外，國家再用50 萬千瓦的風電場資源，采取風電場開發和風機制造供貨聯合（一體化）招標的方式，再支持2 家國內獨資或合資控股的、年產兆瓦級風機20 萬千瓦的制造（總裝）廠。與此同時，全面開展我國沿海地區的近海海上風資源普查工作，完善我國風電場開發、風機制造的工業基礎。到2015 年末，至少應有5 家國內獨資或合資控股的、年產兆瓦級風機20 萬千瓦的制造（總裝）廠，實現國內新建風電場的風機零部件95%以上本地化生產。

第三階段：2016 年至2020 年，全面實現我國自主知識產權的

風電場開發和運營，以及風機制造的工業產業化，并走出國門，進入世界風電市場。

隨著風力發電這種新型能源日益受到各方的“追捧”，國家也開始對風力發電的管理

進行進一步的規范。2005 年8 月10 日，國家發改委在其網站上公布了《國家發展改革委關于風電建設管理有關要求的通知》(下稱《通知》)，對風電場建設的核準和風電場上網電價進行了進一步的明確和規范。

總裝機容量 5 萬千瓦及以下的風電項目已經下放到各省(區、市)發展改革委核準。

《通知》規定，風電場建設的核準要以風電發展規劃為基礎，核準的內容主要是風電場規模、場址條件和風電設備國產化率。風電場建設規模要與電力系統、風能資源狀況等有關條件相協調；風電場址距電網相對較近，易于送出；風電設備國產化率要達到70%以上，不滿足設備國產化率要求的風電場不允許建設，進口設備海關要照章納稅。

《通知》還對風電場上網電價的確定進行了規定：風電場的上網電價由國務院價格主管部門根據各地的實際情況，按照成本加收益的原則分地區測算確定，并向社會公布。風電特許權建設項目的電價則通過招標方式確定，但是，不得高于國務院價格主管部門規定 的上網電價水平。

這項《通知》最大的變化是強調了風電設備的國產化和明確了風

電設備的進口關稅不能減免。這明顯體現了國家要鼓勵國產風電設備制造業的發展。目前海關規定的風機整機進口稅率為12％，部件為3％。但是進口環節增值稅為17％，實際進口風機時征稅31％，因此一般風電項目投資中設備要占70％。在沒有國產設備的情況下，進口稅使風電成本增加約20％。

2004 年我國76.4 萬千瓦的風電裝機容量中，82%來自進口，其中丹麥NECMICON 公司一家的產品，就占到中國總裝機容量的30%。多年以來，國內不少有實力的設備制造企業、科研機構一直在試圖加快風力發電設備的國產化進程，然而直到今天，進口設備壟斷國內市場的局面仍在持續。

成本高、回報期長是阻礙國內風電設備制造迅速擴張的主要原因。要制造一個裝機容量在650 千瓦的風力發電設備，大概就要投入300 萬到400 萬元的資金，雖然制造時期用不了一年，但回報期卻需要10 年，因此，這樣的高門檻，像650 千瓦這樣大功率的風力發電設備國內產的就比較少，只有二三家在生產。

目前已經有很多國內企業看到了風電設備制造的潛力和前景，開始投入設備制造的開發工作，而國外一些著名的風電設備制造公司如丹麥的Vestas 以及美國GE 公司已經對在國內設廠或與國內企業合作開始“躍躍欲動”，有的已經在建廠，有的已經開始在“圈地”。

1.1.3 投資的經濟意義

據國際能源署（ＩＥＡ）預測，２０２０年，全球風電裝機總量將達１２.６億千瓦。單機平均１.５兆瓦，年總電量達３.１萬億千瓦小時，占２０２０年全球總發電量的１２％。要達到１２.６億千瓦的風電容量，總投資估算約需６３００億美元，這將是全球機電制造業和風電建設的一個巨大市場。

在 20 世紀80 年代，諾基亞抓住了信息化的浪潮的機遇，從一家生產衛生紙的企業成長為世界頂級的通訊設備制造商；微軟在IBM 的腳下成長為象IBM 一樣的巨人。在二十一世紀風電等可再生能源大發展的浪潮下，如果我們不抓住千載難逢的機遇，我們將錯失成為世界頂級企業的機會。

在風電事業上進行投資將具有顯著的經濟效益和社會效益。在國內能源短缺的現狀下，投資可再生能源領域在好滿足了市場需求符合中國的能源戰略，同時具有經濟環保的效益。

以風能為資源的電力開發對環境的影響則十分微小，具有顯著的環境友好特性，是典型的清潔能源。在四級風區（每小時２０～２１.４公里），一座７５０千瓦的風電機，平均每年可以替代熱電廠１１７９噸的ＣＯ２、６.９噸的ＳＯ２和４.３噸的ＮＯ排放。

風能資源無窮無盡，產能豐富。與石油相比，風能是可再生的資源，失而復得，同時風能具有自主性的特點，不會受到國際爭端造成的價格震蕩和禁運等沖擊。利用不到１％的土地開發風能，可以提供２０％的國家電力需求。而１％的土地中，只有５％是設備安裝等必須使用的，其他９５％還可以繼續用于農業或畜牧業。

風能資源比較豐富的地區大多邊遠，風能開發為邊遠地區就業增長、經濟發展、農業用地增加收入等帶來機會。從世界范圍看，風能和太陽能產業可能成為新世紀制造業中就業機會最多的產業之一。

1.2 研究工作的依據和范圍

1.2.1 國家有關的發展規劃、計劃文件。包括對該行業的鼓勵、特許、限制、禁止等有關規定。國家出臺的政策和法規有：

1.2000～2015 年新能源和可再生能源產業發展規劃

2.2002 年4 月財政部和國家稅務總局聯合發文，對風力發電實行按增值稅應納稅額減半征收的優惠政策。

3.國家計委于2002 年12 月對江蘇如東市和廣東惠來市兩個風電場特許權示范項目建議書批復，開展風電場特許權招標，風電不參與市場競爭。

4.《可再生能源法》 2005 年2 月28 日頒布 2006 年1 月1 日起實施明確規定風力發電強制上網、全額收購、分類定價、風力發電的接入成本由電網承擔等原則。

5.2005 年8 月10 日《國家發展改革委關于風電建設管理有關要求的通知》規定風電設備國產化率要達到70%以上，不滿足設備國產化率要求的風電場不允許建設，進口設備海關要照章納稅。

6.國家發改委《可再生能源中長期發展規劃》，2020 年風電裝機容量將要達到3000萬千瓦。

7.國家“十一五”規劃，樹立科學的發展規，走自主創新和可持續發展的道路。

1.2.2 擬建地區的環境現狀資料

重慶市是西部的老工業基地，機型制造業基礎雄厚，是裝備制造業的基地。在該地區投資建廠，在人才、資源和政策方面具有一定的優勢，具有可行性。

1.2.3 主要工藝和裝置的技術資料及自然、社會、經濟方面的有關資料等等。1.2.3.1 方案一

公司的規模初期按年產 500 臺設計，隨著風電市場的擴大再增加設備，擴大生產能力，按流水線方式組織生產。

公司約需要7000 千萬的投資。公司的規模初期控制在100 人左 右。每臺份齒輪箱上，有9 個齒輪件，內齒圈一般情況下采用調質件，可不磨齒，其余8件為滲碳淬火齒輪要磨齒，生產能力按年產500 臺計算，每年共有4000 個齒輪需要磨齒，按每個齒輪平均磨齒時間6 小時，一年350 天計算，需要磨齒機3 臺，按Φ500 直徑2 臺，Φ800 直徑1 臺配置。滾齒機也按3 臺配置，Φ500 直徑2 臺，Φ1200（可擴展至1600）高效滾齒機1 臺，可滾內外斜齒，主要用于加工內齒圈和直徑較大的齒輪。箱體和行星架的加工采用龍門鏜銑床和落地鏜銑床各一臺。主要和關鍵設備采用進口或高精度的設備。

方案一的優點是自己可以比較有效地控制加工質量和進度，對市場的反應敏捷及時；缺點是所需資金比較大，資金籌措可能會比較困難。

1.2.3.2 方案二

考慮到方案一所需資金大，不易籌措的實際困難，為了及時把握當前這一良好發展時機，我們準備先從簡單處著手，可考慮采用生產外包這一方式，可以減少加工設備的大筆資金投入，集中精力抓住設計技術的提高，同時通過有效的手段來控制和保證外包生產的質量進度。

生產外包后對廠房和設備的要求大幅度降低，主要的設備為裝配試驗設備。

該方案的優點是所需資金較少，項目容易啟動，在固定資產上的投資僅有 40 萬，總投入資金約160 萬，相對易于啟動和實施；缺點是主要零部件的加工都通過外協來進行，進度和質量取決于供應商，很多因素處于非有效控制狀態，抗風險的能力比較低，自身或者外界突發事件的影響，可能對本項目產生嚴重的影響。為盡量減少風險，增強抗風險的能力，我們必須盡力加大資金的投入量。

采用本方案，成敗的關鍵在于合格供應商的選擇和如何對其質量、進度和成本價格進行有效的控制上。

2.需求預測和擬建規模

2.1 國內外需求情況的預測

援引國家發改委副主任張國寶的話，根據發改委正在制訂的可再生能源規劃，到2020年，我國風力發電的總裝機容量要達到3000 萬千瓦。按這個速度發展，今后15 年內每年的裝機容量將是過去20 年總量的3 倍。而在2004 年底的風電裝機容量為76 萬千瓦，也就是說，今后每年將新增風電裝機容量近200 萬千瓦，平均按每臺風機1500kW，其增速齒輪箱每臺120 萬人民幣，其齒輪箱的市場規模為平均每年1334 臺，16 億元人民幣。因此，風電齒輪箱是齒輪箱市場中一個快速增長的細分市場。

風電一直是世界上增長最快并且不斷超越其預期發展速度的能源，1997～2002 年全球風電累計裝機容量的平均增長率一直保持在33％，而每年新增風電裝機容量的增長率則更高，平均為35.7％。2004 年歐洲風能協會和綠色和平組織簽署了《風力12——關于2020年風電達到世界電力總量的12％的藍圖》的報告，“風力12％”的藍圖展示出風力發電不再是一種可有可無的補充能源，已經成為解決世界能源問題的不可或缺的重要力量。

根據“風力12”發表的2005～2020 年世界風電和電力需求增長的預測報告

按照風電目前的發展趨勢，將2005～2007 年期間的平均當年裝機容量增長率設為25％是可行的，2008～2012 年期間降為20％，以后到2015 年期間再降為15％，2017～2020 年期間再降為10％。推算的結果2010 年風電裝機1.98 億千瓦，風電電量0.43×104億度，2020

年風電裝機12.45 億千瓦，風電電量3.05×104 億度，占當時世界總電消費量25.58×104 億度的11.9％。按2007 年預計的裝機容量0.4 億千瓦計算，假設每臺單機1500 千瓦，則需要齒輪箱26667 臺，按每臺120 萬人民幣計算，則市場規模達到320 億圓人民幣，而且其市場規模每年還按20％的速度遞增，在2020 年將達到1272 億圓人民幣的市場規模。

在國內市場，預測在 2006～2010 年“十一五”期間，在《可再生能源法》和國家及各省市有關政策的支持下，國內風電市場每年將按60％的速度增長。假設2005 年的風電總裝機容量為80 萬千瓦，則到2010 年風電總裝機容量將達到840 萬千瓦，當年新增裝機容量為315 萬千瓦。

根據以上預測，公司“十一五”的目標為到 2010 年風電新增裝機容量達到100 萬千瓦以上，齒輪箱產量達到1500 臺，國內市場占有率超過35％，銷售額達到7.5 億元，利潤1.0 億元。

公司的遠期戰略目標為，從 2010 年起產品走向世界，并向齒輪箱的其他市場和風電成套總裝發展，爭取在2020 年建成為世界一流的風電設備供應商，當年新增風電裝機容量達到1000 千瓦以上，在世界風電市場的占有率超過8％，銷售額突破100 億元。

2.2 國內現有工廠生產能力的調查

國內風電成套設備供應商主要有新疆金風公司，2005 年的目標是裝機達到500 臺約40 萬千萬。

作為中國自己的風電設備供應商——金風科技公司是在科技部支持下成長起來的一家風力發電企業，2004 年科技部批準金風科技公司成立了“國家風能風電工程中心”。金風科技公司在8 年中完成了從第一臺產品的生產、試驗，到國產風電設備的產業化推廣。2004 至2005 年，中國風電市場的年新增裝機容量從不到200MW 增長到近600MW，增長率為198%。在如此迅猛增長的市場當中，國產風機仍保持著25%以上的市場占有率，而金風公司的市場份額也從占國產份額的82%增長到90%。

除金風公司外還有 20 家左右小的風電成套設備供應商，比較有實力的如浙江運達公司。浙江運達風力發電工程有限公司以風力發電產品開發、市場開拓、質量控制和設備總成套為主要業務，通過虛擬制造的方式來完成產品的生產。該有較規范的規章制度和質量保證體系，已通過ISO9001 質量管理體系認證，并且公司效益良好。為了增強經濟實力，2003 年5 月底完成了增資擴股，由原來的注冊資金1000 萬元增加到2551 萬元，這為公司以后的發展奠定了基礎。該公司已被審定批準為浙江省風力發電高新技術研究開發中心，并于2003 年11 月成為區外高新技術企業。該公司在大中型風力發電機組開發研究方面擁有十分豐富的經驗。通過與國內各大專業配套廠合作，逐步形成了國內風力發電機組的專業制造基地。公司擁有良好的科研基礎和一支素質良好的專業技術隊伍，其中教授級高工5 人，46

均在我國風力發電技術領域做出突出貢獻，并被國務院批準享受政府特殊津貼；高級工程師7 人，工程師15 人，其中大部分在丹麥、德國接受過風力發電技術專業培訓；公司的主要技術骨干曾經主持或參加了國家“六五”、“七五”、“八五”和“九五”重點科技攻關計劃中的風力發電專題項目，具有較強的開拓、創新意識。該公司現主要產品為250kW、600kW 和750kW 風力發電機組，該系列機組均采用失速型三漿葉、上風向、水平軸布置，配有先進的PD 集散控制系統，其中250kW、600kW 機組已完全實現國產化，該系列機組在國內有非常好的市場前景，目前250kW 機組和750kW 機組產品在東南沿海地區也顯現出較好的市場開發潛力。該公司在國家“八五”科技攻關中完成的200kW/250kW 風力發電機組，已安裝在浙江蒼南風電場、廣東南澳風電場及大連長海風電場。1998 年11 月，該產品被國家科技部等六部委批準，頒發了“國家重點新產品”證書。該公司在“九五”期間，完成了國家科技部“九五”重點科技攻關計劃專題“大型風力發電機組研制”、國家計委“九五”重點科技攻關計劃專題“600kW 風力發電機組總體設計關鍵技術研究”以及浙江省重大科技項目“600kW 風力發電機組研制”。目前新開發成功的750kW 風力發電機組是該公司承擔的國家“十五”重點科技攻關計劃課題。通過與德國Repower 公司的合作，引進、消化、吸收國外先進技術，首批2 臺750kW 機組已出售給山東長島，已于9 月底并網發電，并以此為基礎正在進行國家863 項目MW 級大型風力機產品的開發。

東汽通過引進德國技術，開始進入風電成套設備制造領域，目前

的重點在1.5MW 風機上。

在風電增速箱制造方面，目前國內主要為重慶齒輪箱有限責任公司和南京高精齒輪股份有限公司。

其中重慶齒輪箱有限責任公司在設計方面暫時處于行業領先的地位，而南京高精齒輪股份有限公司則在制造方面處于行業領先的地位。

重慶齒輪箱有限責任公司始建于 1966 年，于1972 年投產。占地面積53 萬平方米。現有職工2000 余人，其中專業技術人員484 余人，研究員級高級工程師8 人，高級工程師55 人，高級會計師2 人，高級經濟師7 人，享受國務院津貼8 人。公司是中國最大500家機械工業企業之一，國家一級計量單位，國家大型軍工企業。重慶市工業企業50 強，重慶市信息化帶動工業化重點單位。公司從92 年連續多年被評為重慶市工業50 強，具有每年生產各類齒輪箱約1000 臺的能力。其中大型齒輪箱(單重50 噸以上)年產120-150 余臺，中型齒輪箱(單重10 噸以上)年產約300 余臺，具有年產聯軸節減振器2000 余臺的能力。該公司現擁有總資產8.9 億元，其中固定資產原值5.3 億元，固定資產凈值3.5 億元；2005 年重慶齒輪箱有限責任公司主營業務收入9.6 億元，工業總產值10.2 億元，產出以每年35%以上的速度增長。該公司2005 年風電齒輪箱產量為年產300 臺，預計到2010 年達到年產1200 臺的生產能力。

南京高精齒輪股份有限公司也是一家齒輪箱專業制造廠，2005 年風電齒輪箱產量達到了年產600 臺，他們聘請了三名日本人對風

電齒輪箱制造進行管理，具有相當強的上升空間。

2.3 銷售預測、價格分析、產品競爭能力，進入國際市場的前景

公司 2006～2010 年風電市場預測及公司目標見表8。每臺800kw 齒輪箱的成本詳見表9，加工費與材料費基本相當。從表中可以看出每臺齒輪箱的變動成本為42 萬，銷售價格50 萬，利潤為8 萬。風電齒輪箱的制造其提前期在60 天左右，毛坯采購需要30 天左右，加工制造需要30 天左右。

風電齒輪箱在國內制造，由于制造成本低，只要質量好是很容易打入國際市場的。此外，由于我們是在質量和可靠性上展開差異化競爭，在國際市場上應該是很有競爭力的。2.4.投資估算與資金籌措 2.4.1 方案一

根據公司初期的規模，固定資產總投資約7000 千萬，其中驀集資金4000 千瓦，銀行貸款3000 千萬，資產負債率控制在40％左右。要使公司運轉，至少需要征地和裝配廠房的建設，估計至少需要500 萬左右啟動資金。在組織擁有設計和營銷能力后，可以采用虛擬組織的形式，生產制造可以采用外協加工的方式，當具有一定資本后，再購買設備自己加工。

公司在 2010 年底要達到1500 臺的產量，7.5 億的銷售收入，總投資約需1.7 億元，分三期進行建設，前期投資規模為7000 千萬，產量為500 臺，中期和后期各為5000 千萬。

2.4.1.1 盈虧平衡分析、利潤、凈現金流量分析

按照當前國內的制造水平和市場行情，800kw 齒輪箱，每臺齒輪箱的變動費用為42 萬，售價50 萬。7000 千萬的固定資產投資，按十年直線法計提折舊，每年的折舊費為700 萬，其他固定費用假設為100 萬，則每年的固定費用合計為800 萬。則盈虧平衡點為：（700+100）/（50-42）＝100 臺，即盈虧平衡點為100 臺，產量在100 臺以下則虧損，在100 臺以上則盈利。

如在 2009 和2010 年，各追加5000 千萬的設備投資，并按十年直線法計提折舊，每年增加的其他固定費用按100 萬計算。

3.投資決策評價 3.1.投資期法

在不追加投資的情況下，投資回收期＝4+（7000-6695）/2144＝4.14（年）。3.2.凈現值法

采用凈現值法計算，在不追加投資的情況下，假設該項目具有10 年的生命周期，剩余資產的殘值不計，則在其10 年生命周期內的總凈現值（NPV）為5772.97 萬元，投資回收期不到6 年。項目實施帶來的凈現值與總收益表萬元

年次 各年的凈現金流量（NCF）5%的復利現值系數 現值 累計現值

第一年-300 0.952-285.60-285.60

第二篇：風力發電項目可行性研究報告

風力發電項目可行性研究報告

委 托 方：受 托 方：千訊（北京）信息咨詢有限公司 簽約地點：

簽約時間：年月日

執行周期：周起止時間：年月日～年月日

第一章 風力發電項目總論

一、項目背景

1．項目名稱

2．承辦單位概況

3．風力發電項目可行性研究報告編制依據

4．項目提出的理由與過程

5．項目所在區域商業發展情況

6．所在區域政策、經濟及產業環境

7．項目發展概況

二、項目概況

1．風力發電項目擬建地點

2．項目建設規模與目的3．項目主要建設條件

4．項目投入總資金及效益情況

5．風力發電項目主要技術經濟指標

三、風力發電項目可行性與必要性

四、問題與建議

第二章 風力發電項目市場預測

一、目標市場分析

1．目標市場選定

2．替代產品分析

3．國外市場分析

4．產品出口或進口分析

二、市場供應分析

1．產品現有生產能力

2．市場供應現狀

3．市場供應預測

三、產品市場需求預測

1．市場需求現狀

2．市場需求預測

四、價格現狀與預測

1．國內市場銷售價格及預測

2．國際市場銷售價格及預測

五、市場競爭力分析

1．風力發電項目主要競爭對手情況

2．產品市場競爭力優勢、劣勢

3．營銷策略

六、市場風險

第三章 風力發電項目資源條件評價

一、項目資源可利用量

二、項目資源品質情況

三、項目資源賦存條件

四、項目資源開發價值

第四章 風力發電項目建設規模與產品方案

一、建設規模

1．建設總規模

2．生產能力

3．經濟規模

4．建設規模方案比選

5．推薦方案及其理由

二、產品方案

1．產品方案構成2．產品方案比選

3．推薦方案及其理由

第五章 風力發電項目場址選擇

一、風力發電項目場址所在位置現狀

1．項目地點與地理位置

2．項目場址土地權所屬類別及占地面積

3．土地利用現狀

二、風力發電項目場址建設條件

1．地形、地貌、地震情況

2．工程地質與水文地質

3．氣候條件

4．城鎮規劃及社會環境條件

5．交通運輸條件

6．公用設施社會依托條件（水、電、氣、生活福利）

7．防洪、防潮、排澇設施條件

8．環境保護條件

9．法律支持條件

10．征地、拆遷、移民安置條件

11．施工條件

三、項目場址條件比選

1．建設條件比選

2．占地土地比選

3．拆遷情況比選

4．各種費用比選

5．推薦場址方案

6．場址地理位置圖

第六章 風力發電項目技術方案、設備方案和工程方案

一、項目組成二、技術方案

1．生產方法（包括原料路線）

2．產品標準

3．技術參數和工藝流程

4．工藝技術來源

5．推薦方案的主要工藝（生產裝置）流程圖、物料平衡圖、物料消耗定額表

三、主要設備方案

1．主要設備選型

2．主要設備來源（進口設備應提出供應方式）

3．項目推薦方案的主要設備清單

四、工程方案

1．主要建、構筑物的建筑特征、結構及面積方案

2．項目擴建工程方案

3．項目特殊基礎工程方案

4．建筑安裝工程量及“三材”用量估算

5．主要建、構筑物工程一覽表

第七章 風力發電項目主要原材料、燃料供應

一、主要原材料供應

1．主要原材料品種、質量與年需要量

2．主要輔助材料品種、質量與年需要量

3．原材料、輔助材料來源與運輸方式

二、燃料供應

1．項目燃料品種、質量與年需要量

2．項目燃料供應來源與運輸方式

三、主要原材料、燃料價格

1．主要原材料、燃料價格現狀

2．主要原材料、燃料價格趨勢預測

四、主要原材料、燃料年需要量表

第八章 總圖、運輸與公用輔助工程

一、風力發電項目總圖布置

1．平面布置

2．豎向布置

（1）場區地形條件

（2）豎向布置方案

（3）場地標高及土石方工程量

3．總平面布置圖

4．總平面布置主要指標表

二、風力發電項目場內外運輸方案

1．場外運輸量及運輸方式

2．場內運輸量及運輸方式

3．場內、外運輸設施及設備

三、風力發電項目公用輔助工程

1．給排水工程

（1）給水工程。用水負荷、水質要求、給水方案

（2）排水工程。排水總量、排水水質、排放方式和泵站管網設施

2．供電工程

（1）供電負荷（年用電量、最大用電負荷）

（2）供電回路及電壓等級的確定

（3）電源選擇

（4）場內供電輸變電方式及設備設施

3．通信設施

（1）通信方式

（2）通信線路及設施

4．供熱設施

5．空分、空壓及制冷設施

6．維修設施

7．倉儲設施

第九章 風力發電項目節能、節水措施及環境影響評價

一、節能措施及能耗指標分析

二、節水措施及水耗指標分析

三、環境影響評價

1．場址環境條件

2．項目主要污染源和污染物

（1）風力發電項目主要污染源、主要污染源

（2）生產過程產生的污染物對環境的影響

3．風力發電項目擬采用的環境保護標準

4．環境保護措施方案

5．環境保護投資

6．環境影響評價

第十章 風力發電項目勞動安全與消防

一、危害因素和危害程度

1．有毒有害物品的危害

2．危險性作業的危害

二、安全措施方案

1．采用安全生產和無危害的工藝和設備

2．對危害部位和危險作業的保護措施

3．危險場所的防護措施

4．職業病防護和衛生保健措施

5．勞動安全與職業衛生機構

三、消防設施

1．火災隱患分析

2．防火等級

3．消防設施

第十一章 風力發電項目組織結構與人力資源配置

一、風力發電項目組織結構

1．法人組建方案

2．管理機構組織方案和體系圖

3．風力發電項目機構適應性分析

二、風力發電項目人力資源配置

1．生產作業班次

2．勞動定員數量及技能素質要求

3．職工工資福利

4．勞動生產率水平分析

5．員工來源及招聘方案

6．員工培訓計劃

第十二章 風力發電項目實施進度

一、項目建設工期

二、項目實施進度安排

1．建立項目實施管理機構

2．資金籌集安排

3．技術獲得與轉讓

4．勘察設計和設備訂貨

5．施工準備

6．施工和生產準備

7．竣工驗收

三、項目實施進度表（橫線圖）

第十三章 風力發電項目投資估算與融資方案

一、風力發電項目投資估算依據

二、項目建設投資估算

1．建筑工程費

2．設備及工器具購置費

3．安裝工程費

4．工程建設其他費用

5．基本預備費

6．漲價預備費

7．項目建設期利息

三、流動資金估算

1．流動資金的組成2．流動資金估算

四、投資估算表

1．投入總資金估算匯總表

2．單項工程投資估算表

3．分年投資計劃表

4．流動資金估算表

五、融資方案

1．資本金籌措

2．債務資金籌措

3．融資方案分析

第十四章 風力發電項目財務評價

一、項目財務評價基礎數據與參數選取

1．財務價格

2．計算期與生產負荷

3．財務基準收益率設定

4．其他計算參數

二、銷售收入估算（編制銷售收入估算表）

三、成本費用估算（編制總成本費用估算表和分項成本估算表）

四、財務評價報表

1．財務現金流量表

2．損益和利潤分配表

3．資金來源與運用表

4．借款償還計劃表

五、財務評價指標

1．風力發電項目盈利能力分析

（1）項目財務內部收益率

（2）資本金收益率

（3）投資各方收益率

（4）財務凈現值

（5）投資回收期

（6）投資利潤率

2．風力發電項目償債能力分析（借款償還期或利息備付率和償債備付率）

六、不確定性分析

1．敏感性分析（編制敏感性分析表，繪制敏感性分析圖）

2．盈虧平衡分析（繪制盈虧平衡分析圖）

七、風力發電項目財務評價結論

第十五章 風力發電項目國民經濟評價

一、項目影子價格及通用參數選取

二、項目效益費用范圍調整

1．項目轉移支付處理

2．項目間接效益和間接費用計算

三、項目效益費用數值調整

1．項目投資調整

2．項目流動資金調整

3．項目銷售收入調整

4．項目經營費用調整

四、項目國民經濟效益費用流量表

1．國民經濟效益費用流量表

2．國內投資國民經濟效益費用流量表

五、國民經濟評價指標

1．項目經濟內部收益率

2．項目經濟凈現值

六、項目國民經濟評價結論

第十六章 風力發電項目社會評價

一、風力發電項目對社會的影響

二、風力發電項目與所在地互適性

1．項目利益群體對項目的態度及參與程度

2．項目各級組織對項目的態度及支持程度

3．項目與當地科技、文化發展水平的相互適應性

4．項目與當地基礎設施發展水平的相互適應性

5．項目對合理利用自然資源的影響

6．項目地區文化狀況對項目的適應程度

三、項目社會風險分析

四、項目社會評價結論

第十七章 風力發電項目風險分析

一、主要風險因素識別

二、風險程度分析

三、風險防范和降低風險對策

第十八章 風力發電項目可行性研究結論與建議

一、項目推薦方案的總體描述

二、項目推薦方案的優缺點描述

1．優點

2．存在問題

3．主要爭論與分歧意見

4．對應修改的主要問題進行說明，提出修改意見

三、項目主要對比方案

1．方案描述

2．未被采納的理由

四、結論與建議

附件

一、附圖

1．風力發電項目場址位置圖

2．風力發電項目工藝流程圖

3．風力發電項目總平面布置圖

二、附表

1．風力發電項目投資估算表

（1）風力發電項目投入總資金估算匯總表

（2）風力發電項目主要單項工程投資估算表

（3）風力發電項目流動資金估算表

2．風力發電項目財務評價報表

（1）風力發電項目銷售收入、銷售稅金及附加估算表

（2）風力發電項目總成本費用估算表

（3）風力發電項目財務現金流量表

（4）風力發電項目損益和利潤分配表

（5）風力發電項目資金來源與運用表

（6）風力發電項目借款償還計劃表

3．風力發電項目國民經濟評價報表

（1）風力發電項目國民經濟效益費用流量表

（2）風力發電項目國內投資國民經濟效益費用流量表

第三篇：風力發電項目可行性研究報告

××風力發電項目可行性研究報告

目錄

第一章 緒論...2

1.1項目背景...2

1.2 主要結論...3

1.2.1 項目投資估算...3

1.2.2 項目投資效益...3

第二章風力發電概述...5

2.1風力發電背景...5

2.2國外風力發電情況...6

2.3我國風力發電現狀...12

2.4我國風力發電的有關優惠政策...13

第三章×××風力發電場項目簡介...16

3.1建設背景...16

3.2×××風力發電項目情況...17

第四章×××風力發電場項目市場需求研究...19

4.1風力發電市場需求預測...19

4.2市場需求預測...21

4.3規模的確定...23

第五章×××風力發電場項目投資及籌資分析...25

5.1項目成本構成...25

5.2項目總投資估算...25

5.3發電機組的投資估算...26

5.4項目籌資方案...27

第六章×××風力發電場項目經濟效益分析...30

6.1財務評價分析...30

6.2資金使用分析...30

6.3投資收益分析...33

6.4敏感性分析...34

第七章×××風力發電場項目社會效益分析...36

7.1環境效益分析...36

7.2社會經濟效益分析...37

第八章×××風力發電項目風險分析...38

8.1×××風力發電場建設存在的外部環境風險...38

8.2規避風險對策...39

第九章可行性研究結論...41

參考文獻...42

摘要...43

附表...48

附表6-1：固定資產投資估算表...48

附表6-2：投資計劃與資金籌措表...48

附表6-4：損益表...52

附表6-5：還本付息計算表...55

附表6-6：財務現金流量表(全部投資)56

附表6-7：財務現金流量表(資本金)57

附表6-8：資金來源與運用表...59

附表6-9：資產負債表...61

表格

表格 1項目投資估算...5

表格 2世界風電裝機容量地區及國家分布表...9

表格 3 2006世界風力發電總量前十名...11

表格 4世界各國對風力發電的政策...12

表格 5 GWEC預測未來風電裝機容量...13

表格 6××地區地區年供電量變化表年份銷售額（億千瓦時）...24

表格 7 風力發電場估算價...28

表格 8網電價測算表...34

表格 9 敏感性分析...36

第四篇：光伏發電項目-可行性研究報告

吉林省通榆縣50MW光伏發電項目

可 行 性 研 究 報 告

二O一三年三月五日

吉林省通榆縣50MW光伏發電項目可行性研究報告

日期：2013年06月11日

目 錄

前言

1概述和項目背景2

1.1概述2 1.2國際現狀3 1.4吉林通榆縣區域狀況介紹5 1.5在通榆建設太陽能光伏電站的必要性、可行性和光伏產業概況9 2站址選擇和氣象條件10 2.1基本情況10 2.2太陽能資源11 3電站接入系統16 4建設規模和總體方案16 5光伏電站框圖和設備選型17 5..1光伏組件及其陣列設計17 5.2固定光伏組件模塊18 5.3各子系統組件安裝方式及數量19 5.4太陽電池方陣間距計算20 5.6光伏電站系統構成總結24 6電氣設計25 6.1電氣一次部分25 6.2電氣二次部分32 6.3通信部分34 7地建設計35 7.1 50MW光伏電站圍欄設計35 7.2方陣支架基礎設計35 8采暖通風設計37 8.1設計原則37 8.2采暖37 8.3通風與空調37 9消防部分38 9.1設計原則38 9.2消防措施38 10環境保護39 10.1產業政策及規劃符合性39 10.2施工期環境影響分析及污染防治對策39 10.3運行期的環境影響40 10.4場址合理性41 11節約能源42

12社會和環境效益評價42 12.1社會及經濟效益42 12.2環境效益42 13勞動安全與工業衛生44 13.1工程概述44 13.2工程安全與衛生潛在的危害因素44 13.3勞動安全與工業衛生圣策措施44 14施工組織設計46 14.1施工條件46 14.2電池板安裝47 14.3施工總平面規劃布置47 14.4施工用地47 14.5施工總體布置的原則48 14.6施工水、電供應48 14.7地方建筑材料49 14.8雨季施工49 14.9項目實施綜合控制輪廓進度49 15項目的投資估算和經濟性分析51 15.1項目概況總結51 15.2投資估算51 15.3經濟評價54 15.4經濟評價結果57 15.5經濟評價結論58 16風險分析與對策59 17結論、問題和建議65 附件一：名詞解釋66 前 言

太陽能作為一種可永續利用的清潔能源，有著巨大的開發應用潛力。人類賴以生存的 自然資源幾乎全部轉換自太陽能，人類利用太陽能的歷史更是可以追溯到人類起源時代，太陽能是人類得以生存發展的最基礎的能源形式，從現代科技的發展來看，太陽能開發利用技術的進步有可能決定著人類未來的生活方式。太陽能光伏發電技術的開發始于上世紀，50年代。隨著全球能源形勢趨緊，太陽能光伏發電作為一種可持續的能源替代方式，于近年得到迅速的發展，并在世界范圍內得到廣泛應用。

大型并網光伏電站是光伏發電邁向電力規模應用的必然結果，國際能源機構（IEA）特別將超大規模光伏發電（VLS-PV）列為其第8項任務（Task8），主要研究、追蹤超大規模光伏發電的技術和信息，并在此領域開展國際間的交流和合作。光伏電站正在從小規模（100kW以下）、中規模（100kW～1MW）向大規模（1MW～20MW）和超大規模（20MW以上）發展。我國可再生能源中長期發展規劃已于2007年8月31 日正式發布，溫總理的政府工作報告中提到要支持和推進新能源、節能環保等技術研發和產業化，為我們發展可再生能源產業指明了前進方向。為了響應國家可再生能源發展規劃，探索大型并網光伏電站的技術，特就在吉林省通榆縣建設50Mw并網光伏發電項目提交此可行性研究報告。1 概述和項目背景 1.1 概述 1.1.1 項目簡況（1）項目名稱：吉林通榆縣50MW光伏發電項目（規劃50MW，一期10MW，二期20MW,三期20MW）（2）建設單位：

（3）投資主體：（4）設計單位：

（5）建設規模及發電主設備：50000kW，多晶硅光伏組件（6）選址：吉林省通榆縣。

22（7）占地面積：10MW占地40M，總用地面積為150萬M（8）項目動態投資估算：約9.3億元人民幣。分為三期：

一期動態投資估算：約21000萬元人民幣

二期動態投資估算：約35000萬元人民幣

三期動態投資估算：約37000萬元人民幣 1.1.2 工程設計單位 1.2 國際現狀 世界能源形式緊迫，是世界10大焦點問題（能源、水、食物、環境、貧窮、恐怖主義和戰爭、疾病、教育、民主和人口）之首。全球人口2008年是66億，能源需求折合成裝機是16TW；到2050年全世界人口至少要達到100－110億，按照每人每年GDP增長1.6%,GDP單位能耗按照每年減少1％，則能源需求裝機將是30－60TW，屆時主要靠可再生能源來解決。可是，世界上潛在水能資源4.6TW，經濟可開采資源只有 0.9TW；風能實際可開發資源2TW；生物質能3TW。只有太陽能是唯一能夠保證人類能源需求的能量來源，其潛在資源120000TW，實際可開采資源高達600TW。由于光伏發電能為人類提供可持續能源，并保護我們賴以生存的環境，世界各國都在競相發展太陽能光伏發電，尤其以德國、日本和美國發展最快。在過去的10年中，世界光伏發電的市場增長迅速，連續8年年增長率超過30％，2007年當年發貨量達到733MW，年增長率達到42%。圖1-1給出了1990到2007年的世界太陽電池發貨量的增長情況：

00 04 08 10

圖1.1

光伏組件成本30年來降低了2個多數量級。根據So1arbuzzLLC．PV工業報告，2007年世界光伏系統安裝量為2826MW，比2006年增長了62％，2006年世界光伏發電累計裝機容量已經超過8.5GW，2007年年底，世界光伏系統累計裝機約12GW，其中并網光伏發電約10GW，占總市場份額的83%。發電成本50美分/度；2010年世界光伏累計裝機容量將達到15GW，發電成本達到15美分/kWh 以下；2020年世界光伏發電累計裝機將達到200GW，發電成本降至5美分/度以下；到2050年，太陽能光伏發電將達到世界總發電量的10－20％，成為人類的基礎能源之一。

光伏發電的應用形式包括：邊遠無電農牧區的離網發電系統、通信和工業應用、太陽能應用產品、與建筑結合的并網發電系統以及大型并網電站。國際能源機構（IEA）特別將超大規模光伏發電（VLS-PV）列為其第8項任務（Task8），主要研究、追蹤超大規模光伏發電的技術和信息，并在此領域開展國際間的交流和合作。光伏電站正在從小規模（100kW以下）、中規模（100kW～1MW）向大規模（1MW～20MW）和超大規模（20MW以上）發展。

在20世紀80年代美國就首先安裝了大型光伏電站。發展至今，已有數十座大型光伏電站在全世界應運而生。德國是世界上發展大型光伏電站最領先的國家，迄今已經建成了14座大型光伏并網系統，2004年7月份建成5MW并網光伏電站。在希臘克里特島計劃建造的太陽能電站規模達到50MW。澳大利亞計劃在其沙漠中先期建設一座 10MW的高壓并網光伏電站，并以此為基礎建設GW級光伏電站。葡萄牙最近公布了一 項建造世界最大太陽能電站的計劃，用四到五年的時間，在一個廢棄的鐵礦附近建造 116MW的太陽能光伏電站。以色列計劃在內蓋夫沙漠建設占地面積達400公頃的太陽能光伏電站，該電站在5年內的發電能力將達100MW，在10年內整個工程全部完工，發電能力將達到500MW。預計該電站的發電量將占以色列電力生產量的5%。世界光伏產業的技術發展：

技術進步是降低光伏發電成本、促進光伏產業和市場發展的重要因素。幾十年來圍繞著降低成本的各種研究開發項工作取得了顯著成就，表現在電池效率不斷提高、硅片厚度持續降低、產業化技術不斷改進等方面，對降低光伏發電成本起到了決定性的作用。(1)商業化電池效率不斷提高

先進技術不斷向產業注入，使商業化電池技術不斷得到提升。目前商業化晶硅電池的效率達到15％～20％(單晶硅電池16％～20％，多晶硅15％～18％)；商業化單結非晶硅電池效率5％～7％，雙結非晶硅電池效率6％～8％，非晶硅/微晶硅的迭層電池效率8％～10％，而且穩定性不斷提高。電池效率的提高是光伏發電成本下降的重要因素之一。(2)產業化規模不斷擴大

生產規模不斷擴大和自動化程度持續提高是太陽電池生產成本降低的重要因素。太陽電池單廠生產規模已經從上世紀80年代的1~5MW/年發展到90年代的5~30MW/年，2006年25~500MW/年，2007年25~1000MW/年。生產規模與成本降低的關系體現在學習曲線率LR(LearningCurveRate，即生產規模擴大1倍，生產成本降低的百分比)上。對于太陽電池 來說，30年統計的結果，LR20％(含技術進步在內)，是所有可再生能源發電技術中最大的，是現代集約代經濟的最佳體現者之一。1.4吉林省通榆縣區域狀況介紹 吉林通榆縣位于吉林省西北部，地處東經122度20分~123度30分，北緯44度12分~452度16分，面積8468KM，人口367000人，長白，科鐵公路；嫩通高速橫貫境內。京齊鐵路縱貫東西。年光照均日數為2900h，相對濕度低，有建成的蓄電站和500kv輸變站。經濟概況

吉林通榆社會治安穩定，經濟政策趨于務實完善，投資環境不斷優化，基礎設施建設力 度加大，宏觀經濟保護穩定增長態勢，為保宏觀經濟快速穩定發展奠定了堅實基礎。國 民經濟整體保持持續快速增長，財政收支持續盈余，銀行運營良好，財政收支保持在合理范 圍內。

近年來，吉林通榆經濟持續快速增長，投資政策和環境日趨優化。吉林通榆與中國南方相比，經濟基礎仍較落后，創新能力較低，但仍具有經濟增速較快，企業所得稅、個人所得稅、人均工資低等方面優勢。1.5 在吉林通榆建設太陽能光伏電站的必要性、可行性和光伏產業概況 由于能量短缺程度的不斷加深，2010年中國總發電量為41413億KWH，缺6000萬KWH，電力嚴重緊缺。中國光伏發展迅猛，中國政府準備在國內開展可再生資源開發的項目。這項計劃預見到了可替代能源和可再生資源在中國的燃料和能源需求中不斷增長的比例，將給光伏產業帶來近七萬億的市場需求。中國出臺了鼓勵利用可再生資源生產能源產品的政策，通過制定一系列激勵政策鼓勵新能原生產，標桿電價定為1元/KWH（西藏為1.15元），電站補貼為9元/W，稅收及資金支持也作出明確的優惠。2 站址選擇和氣象條件 2.1 基本情況 2.1.1 站址概況

（一）位置

。。30。，吉林省通榆縣，地處東經12220-123，北緯44°12-45’16

（二）地形與地貌 吉林省通榆縣地處松遼平原西部，地勢平坦，起伏不大，略呈西高東低，海拔148m.我們選擇場址是地處通榆西南的新華鎮，海拔約 148米，該場地坐北朝南，地勢西北偏高而東南偏低，落差較緩，現狀是草地（權屬為村集體所有）。

（三）氣候 通榆縣新華鎮海拔約 148 米，屬中溫帶干旱大陸性季風氣候。春季干旱多風，夏季雨熱同期，秋季涼爽少雨，冬季寒冷干燥。氣溫平均在6℃。降雨量平均371mm.年平均光照時數為2900h, 太陽能輻射量高達6200MJ。

（四）礦產資源 該場址無任何礦藏資源

（五）交通 公路：長白公路，科鐵公路，嫩通高速橫貫境內，交通非常方便。鐵路：京齊鐵路通榆站 航空：距烏蘭浩特機場100km 2.2 太陽能資源 2.2.1 通榆的太陽能資源 吉林省通榆縣光照平均光照小時數為2900h。2.3.2 廠址地區的太陽能資源及光伏發電量預測 建立在開闊地的并網光伏發電系統基本沒有朝向損失，總體運行綜合效率大約 83.3％。第一年可利用小時數為：日照峰值小時數×綜合效率 氣象資料顯示界面 PV3C 日照條件可以看到，太陽輻射量（傾斜表面）為2.9MWh/m2，表示太陽對電站的輸入能量2900KWh/m2，一個標準太陽強度為 1000W/mm 等效于全年輸入的日照峰值小時數 2900h，太陽能資源極為豐富。目前大型并網光伏發電項目系統設計效率約為80%，上述日照峰值小時數與光伏發電系統效率相乘，得到光伏發電系統的首年可利用小時數為：2900×83.3%=2415.7h，本項目擬采用的光伏電池組件的光電轉換效率衰減速率為10年衰減不超過 10%，25 年衰減不超過 20%。如項目運營期為25 年，25 年運營期內發電量逐年遞減小時數為 2415.7×20%÷25≈19h。25 年運營期中平均年發電小時數為 2415h 該50MW并網光伏發電項目年發電量為：2415h×50MW=12075萬kWh 50MW 光伏發電項目年可利用小時數、發電量預測（KWh）序號

年份

年可利用小時數

單位

發電量

單位 1 第一年

2415

小時

12075萬

KWh 2 第二年

2396

小時

11980萬

KWh 3 第三年

2377

小時

11885萬

KWh 4 第四年

2358

小時

11790萬

KWh 5 第五年

2339

小時

11695萬

KWh 6 第六年

2320

小時

11600萬

KWh 7 第七年

2301

小時

11505萬

KWh 8 第八年

2282

小時

11410萬

KWh 9 第九年

2263

小時

11315萬

KWh 10 第十年

2244

小時

11220萬

KWh 11 第十一年

2225

小時

11125萬

KWh 12 第十二年

2206

小時

11030萬

KWh 13 第十三年

2187

小時

10935萬

KWh 14 第十四年

2168

小時

10840萬

KWh 15 第十五年

2149

小時

10745萬

KWh 16 第十六年

2130

小時

10650萬

KWh 17 第十七年

2111

小時

10555萬

KWh 18 第十八年

2092

小時

10460萬

KWh 19 第十九年

2073

小時

10365萬

KWh 20 第二十年

2054

小時

10270萬

KWh 21 第二十一年

2035

小時

10175萬

KWh 22 第二十二年

2016

小時

10080萬

KWh 23 第二十三年

1997

小時

9985萬

KWh 24 第二十四年

1978

小時

9890萬

KWh 25 第二十五年

1959

小時

9795萬

KWh 二十五年共發電：273375萬KWh 3 電站接入系統 本工程裝機容量為50MW（一期10MW,二期20MW，三期20MW），地址位于吉林省通榆縣。一期工程擬設置 2 臺變壓器，以T 接方式接入20 kV 線路。該電站場址離20KV 線路 僅 200m，而且通訊方便。4 建設規模和總體方案 通榆有著極為豐富的太陽能資源和適合的土地資源，有條件建設大規模的太陽能電站。本項目擬在通榆新華建設50MW 并網光伏電站，系統設有儲能裝置，太陽電池將日光轉換成直流電，通過逆變器變換成交流電，通過升壓變壓器升壓并將電力輸送到電網。有陽光時，光伏系統將所發出的電輸入電網，沒有陽光時不發電。當電網發生故障或變電站由于檢修臨時停電時，光伏電站也會自動停機不發電；當電網恢復后，光伏電站會檢測到電網的恢復，而自動恢復并網發電。5 光伏電站框圖和設備選型 5.1 光伏組件及其陣列設計 根據通榆項目當地的緯度和不同傾角方陣面全年所接受的日照輻射量分布情況，本工程光伏組件采取最佳傾角固定安裝方式。整個50MW光伏發電系統在并入電網之前分成不同的子系統，即獨立模塊，每個模塊根據自身安裝功率選擇相應的逆變器或逆變器組合將光伏組件所輸出直流電逆變為交流電，并最終通過升壓變壓器升壓，接入當地公共電網。5.1.1 太陽電池選型 為對比不同材料光伏組件的各項性能指標，本50MW并網光伏發電工程擬采用（）標準測試條件（STC）為標準條件下：AM1.5、1000W/㎡的輻照度、25℃的電池溫度： TFSM-T-2 標準條件下穩定功率 Wp＝46W±5% 額定工作電壓 Vm＝60V±5% 額定工作電流 Im＝0.77A±5% 開路電壓 Voc ＝79V±5% 短路電流 Isc ＝0.96A±5% 溫度系數 Pm＝-0.2％/℃ 旁路二極管 10A 1000V 最大系統電壓 1000V 橫向結構 激光式樣 邊框 鋁合金，表面陽極氧化 尺寸(寬*長*厚)2100*1200*80mm 工作溫度-40～90℃ 重量 15Kg 5.2 固定光伏組件模塊 由于太陽能電池組件和并網逆變器都是可根據功率、電壓、電流參數相對靈活組合的設備，整個50MW光伏發電項目可采用模塊化設計、安裝施工。模塊化的基本結構：50MW太陽能電池組件由165個子系統組成，采用固定傾角安裝。每個子系統主要由光伏陣列、相應功率的逆變器以及各級配電裝置構成。這樣設計有如下好處 ●各子系統各自獨立，便于實現梯級控制，以提高系統的運行效率； ●每個子系統是單獨的模塊，由于整個50MW光伏系統是多個模塊組成，各模塊該又由不同的逆變器及與之相連的光伏組件方陣組成組成，系統的冗余度高，不至于由于局部設備發生故障而影響到整個發電模塊或整個電站，且局部故障檢修時不影響其 他模塊的運行； ●有利于工程分步實施； 5.3 各子系統組件安裝方式及數量 根據本項目所在當地緯度，在緯度角附近的朝向正南傾斜面上全年所接受日照輻射總量最多，oo o本工程所在地緯度為44，對固定支架安裝，本工程擬采用朝向正南（方位角0）34 固 定傾角安裝。5.4 太陽電池方陣間距計算 在北半球，對應最大日照輻射接收量的平面為朝向正南，與水平面夾角度數與當地緯度相當的傾斜平面，固定安裝的光伏組件要據此角度傾斜安裝。陣列傾角確定后，要注意南北向前后陣列間要留出合理的間距，以免前后出現陰影遮擋，前后間距為：冬至日（一年當中物體在太陽下陰影長度最長的一天）上午9：00到下午3：00，組件之間南北方向無陰影遮擋。固定方陣安裝好后傾角不再調整或人工季節性調整。固定光伏組件方陣的支架采用鍍鋅型鋼插入支架 計算當光伏組件方陣前后安裝時的最小間距D 一般確定原則：冬至當天早9：00至下午3：00太陽能電池組件方陣不應被遮擋。計算公式如下： D=cosβ×L，L=H/tanα，α=arcsin(sinφsinδ+cosφcosδcosω)，即等于： D=cosβ×H/tan[arcsin(0.648cosφ-0.399sinφ)] 太陽高度角的公式：sinα=sinφsinδ+cosφcosδcosω 太陽方位角的公式：sinβ=cosδsinω/cosα 式中：φ為當地緯度； δ為太陽赤緯，冬至日的太陽赤緯為-23.5 度； ω為時角，上午9:00 的時角為45 度。光伏組件排布方式為： 本項目實施地當地緯度為44.4°，地面坡度約為5 度，經計算，在當地光伏組件傾角為緯度角34±1°范圍內的平面上所接受太陽輻射量最大，本工程擬以 34°傾角朝向正南固定安裝光伏組件。組件傾斜34°后，組件上緣與下緣產生相對高度差，陽光下組件產生陰影，為保證在本項目選址地處，冬至日上午九時到下午三時子方陣之間不形成陰影遮擋，經計算，各類型組件傾斜后組件上緣與下緣之間相對高度與前后排安裝距離1500mm 子系統陣列設計 根據上述參數并匹配逆變器參數，我們選用多晶硅太陽能電池，每個太陽能電池串列可采用 6*12 塊電池組件串聯組成。由于每個電池串列的電流較小，所以先將 4 個電池串列通過防水三通進行并聯作為 1 路 6 路作為一組并聯接入一個匯流箱 綜上所述，每個300kW 的并網發電單元需配置724 個電池串列，即有 7240 塊電池組件。整個系統有165個300kW 并網發電單元，需配置90500 個電池串列，即有204082 塊電池組件，總功率約為50MW。5.6 光伏電站系統構成總結 本50MW(并網光伏發電系統由太陽能電池組件、方陣防雷接線箱、并網逆變器、配電保護系統、電力變壓器和系統的通訊監控裝置組成。光伏發電系統主要組成如下： ●50MW多晶硅太陽能電池組件及其支架； ●直流監測配電箱； ●光伏并網逆變器； ●配電裝置（交流配電和升壓變壓器）； ●系統的計算機監控裝置； ●系統的防雷及接地裝置； ●土建、配電房等基礎設施； 6 電氣設計 6.1 電氣一次部分 6.1.1 電氣主接線

1、光伏電站電氣主接線 本工程裝機容量為 50MW，擬采用單機容量為 300kW 的逆變器，將整個發電系統分為 165 個子系統，每個子系統配置 1 臺逆變器。每 2MW 設置 1 臺升壓變，容量按 2000kVA 考慮，電壓比為20/0.4kV。整個電站共配置2 臺升壓變。各子系統通過 0.4kV 電纜將電能輸送至升壓站，升壓站內設置 0.4kV 配電裝置及20kV 配電裝置，主變壓器露天布置。20kV 配電裝置采用單母線接線。本工程中光伏電站的總裝機容量在電網系統中所占比例較小，并網時在電壓偏差、頻率、諧波和功率因數方面應滿足實用要求并符合標準。光伏電站運行時，選用的逆變器裝置產生的諧波電流的總諧波畸變率控制在 5%以內，符合《電能質量 公用電網諧波》（GB 14549-1993）和中國相關法規的規定。光伏電站并網運行時，并網點的三相電壓不平衡度不超過《電能質量 三相電壓允許不平衡度》（GB 15543-1995）規定的數值，該數值一般為1.3％。這也符合中國相關法規的規定 本工程選配的逆變器裝置輸出功率因數能達到 0.99，可以在站內升壓至 20kV 電壓等級接入電力系統。無功補償裝置的設置待接入系統設計確定。

2、光伏電站站用電 因光伏電站無人值守，用電負荷非常少，站用電源考慮從附近的380V 線路引接。6.1.2 主要電氣設備選擇 ☆（1）升壓變及高低壓配電裝置的選擇 升壓變選擇用免維護的干式變壓器。高壓開關柜選用中壓環網柜，配負荷開關加高遮斷容量后備式限流熔斷器，低壓開關柜選用GCS 低壓抽出式開關柜。（2）20/0.4kV 配電變壓器的保護 20/0.4kV 配電變壓器的保護配置采用具有接通、隔斷和接地功能的三工位負荷開 關加高遮斷容量后備式限流熔斷器組合的保護配置，既可提供額定負荷電流，又可斷開短路電流，并具備開合空載變壓器的性能，能有效保護配電變壓器。（3）高遮斷容量后備式限流熔斷器的選擇 由于光伏并網發電系統的造價昂貴，在發生線路故障時，要求線路切斷時間短，以保護設備。高遮斷容量后備式限流熔斷器選擇美國S&C 公司的熔斷器及熔絲，該類產品具有精確的時間-電流特性；有良好的抗老化能力；達到熔斷值時能夠快速熔斷；要有良好的切斷故障電流能力，可有效切斷故障電流等特性。通過選用性能優良的熔斷器，能夠大大提高線路在故障時的反應速度，降低事故跳閘率，更好地保護整個光伏并網發電系統。（4）中壓防雷保護單元 中壓防雷保護單元選用復合式過電壓保護器，該過電壓保護器采用硅橡膠復合外套整體模壓一次成形，外形美觀，引出線采用硅橡膠高壓電纜，除四個線鼻子為裸導體外，其他部分被絕緣體封閉。可有效限制大氣過電壓及各種真空斷路器引起的操作過電壓，對相間和相對地的過電壓均能起到可靠的限制作用。該產品可直接安裝在高壓開關柜的底盤或互感器室內。安裝時，只需將標有接地符號單元的電纜接地外，其余分別接A、B、C 三相即可。（5）中壓電能計量表 中壓電能計量表是真正反應整個光伏并網發電系統發電量的計量裝置，其準確度和穩定性十分重要。采用性能優良的高精度電能計量表至關重要。為保證發電數據的安全，在高壓計量回路同時裝一塊機械式計量表，作為 IC 式電能表的備用或參考。該電表不僅要有優越的測量技術，還要有非常高的抗干擾能力和可靠性。同時，該電表還可以提供靈活的功能：顯示電表數據、顯示費率、顯示損耗（ZV）、狀態信息、警報、參數等。此外，顯示的內容、功能和參數可通過光電通訊口用維護軟件來修改。通過光電通訊口，還可以處理報警信號，讀取電表數據和參數。（6）監控裝置 采用高性能工業控制 PC 機作為系統的監控主機，配置光伏并網系統多機版監控軟件，采用 RS485 通訊方式，連續每天 24 小時不間斷對所有并網逆變器的運行狀態和數據進行監測。能實時顯示電站的當前發電總功率、日總發電量、累計總發電量、累計 CO2 總減排量以及每天發電功率曲線圖。可查看每臺逆變器的運行參數，主要包括：直流電壓、直流電流、直流功率、交流電壓、交流電流、逆變器機內溫度、時鐘、頻率、當前發電功率、日發電量、累計發電量、累計 CO 減排量、每天發電功率曲線圖等。所有逆變器的運行狀態，采用聲光報警方式提示設備出現故障，可查看故障原因及故障時間，監控的故障信息至少包括以下內容：電網電壓過高、電網電壓過低、電網頻率過高、電網頻率過低、直流電壓過高、逆變器過載、逆變器過熱、逆變器短路、散熱器過熱、逆變器孤島、DSP 故障、通訊失敗等。此外，監控裝置可每隔 5 分鐘存儲一次電站所有運行數據，可連續存儲20 年以上的電站所有的運行數據和所有的故障紀錄。監控軟件具有集成環境監測功能，主要包括日照強度、風速、風向、室外和室內環境溫度和電池板溫度等參量。（7）環境監測儀 本系統配置 1 套環境監測儀，用來監測現場的環境溫度、風速、風向和輻射強度等參量，其 RS485 通訊接口可接入并網監控裝置的監測系統，實時記錄環境數據。（8）過電壓保護及接地 為了保證本工程光伏并網發電系統安全可靠，防止因雷擊、浪涌等外在因素導致系統器件的損壞等情況發生，系統的防雷接地裝置必不可少。（9）過電壓保護 本工程光伏并網發電系統的防雷接地裝置按三級防雷建筑物考慮，構筑物的防雷主要采用避雷帶進行防雷保護。并根據廠地實際情況適當布置避雷針以防直擊雷的危害。對于運行設備的投入或退出，電力系統的故障等情況而導致系統參數的改變，結果形成電氣設備內部過電壓情況，采取在20kV 高壓開關柜的出線端加裝過電壓保護器措施。（10）接地 本工程的接地主要包括以下幾個方面： ① 防雷接地 包括避雷帶以及低壓避雷器等。② 工作接地 包括逆變器的中性點、電壓互感器和電流二次側線圈。③ 保護接地 包括太陽能電池支架、控制器、逆變器、配電柜外殼、電纜外皮、穿線金屬管道的外皮。④ 屏蔽接地 包括電子設備的金屬屏蔽 本工程接地網設計原則為以水平接地體為主，輔以垂直接地體的人工復合接地網，接地電阻應不大于4?。接地裝置的電位、接觸電位差和跨步電壓差均能滿足要求。接地網經常有人的走道處應鋪設礫石，瀝青路面下或在地下裝設兩條與接地網相連的“帽 檐式”均壓帶。水平接地體采用鍍鋅扁鋼,垂直接地體采用鍍鋅鋼管。（11）照明和檢修網絡 本工程采用照明與動力混合供電的方式。正常照明網絡電壓為 380/220V。事故照明采用應急燈，不設置廠區照明。檢修電源設置檢修箱，由配電間供電。檢修配電箱的容量應根據其檢修范圍內檢修用電焊機 臺數和檢修負荷大小確定，每個檢修單元的檢修配電箱應連接成檢修網絡。（12）電纜設施及防火 ① 電纜的選取 本 50MW 太陽能光伏并網發電系統電纜的選取主要考慮以下因數：電纜的絕緣性能、電纜的耐熱阻燃性能、電纜的防火防光、電纜的敷設方式、電纜的大小與規格等。綜合以上因數，本工程中，組件與組件之間的連接電纜選用耐熱、防化學物質、防潮、防暴曬電纜；方陣內部和方陣之間的連接電纜選用防潮、防暴曬電纜。20kV 電力電纜選用銅芯交聯聚乙烯電纜、400V 電力電纜選用銅芯聚氯乙烯電纜。② 電纜設施 配電室內主要采用電纜溝，廠區主要采用電纜溝與穿管相結合的方式。輔助廠房內采用橋架及電纜溝相結合的敷設方式。③ 電纜防火 為防止電纜著火時火災蔓延造成嚴重的后果，本期工程采取以下措施： 1)配電室內及由配電室引出的電力電纜、控制電纜、測量信號電纜均采用阻燃措施。2)在電纜溝分支處和進入建筑物的入口處應設立防火門或防火隔斷。廠區部分的 溝道每隔 60m 應設防火墻。3)在電纜敷設完成后，將所有的電纜孔洞，所有高低壓開關柜、控制屏、保護屏、動力箱、端子箱處要求采用有效阻燃材料進行防火封堵。（13）逆變器 并網型逆變器選型時除應考慮具有過/欠電壓、過/欠頻率、防孤島效應、短路保護、逆向功率保護等保護功能外，同時應考慮其電壓（電流）總諧波畸變率較小，以盡可能減少對電網的干擾。整個光伏系統采用若干組逆變器，每個逆變器具有自動檢測功能，并能夠隨著太陽能組件接受的功率，以最經濟的方式自動識別并投入運行。本工程擬選用的 Solarmax300C 逆變器功率為 300kW，輸入直流電壓范圍為DC430-800V，最大允許輸入電壓900V，輸出交流電壓為380V，功率因數大于0.98，諧波畸變率小于 3%（13）匯流箱 每個逆變器都連接有若干串光伏組件，這些光電組件通過匯流箱和直流配電柜連接到逆變器。匯流箱滿足室外安裝的使用要求，絕防護等級達到 IP54，同時可接入 6 路以上的太陽電池串列，每路電流最大可達10A，接入最大光伏串列的開路電壓值可達DC900V，熔斷器的耐壓值不小于 DC1000V，每路光伏串列具有二極管防反保護功能，配有光伏專用避雷器，正極負極都具備防雷功能，采用正負極分別串聯的四極斷路器提高直流耐壓值，可承受的直流電壓值不小于 DC1000V。匯流箱內置組串電流監測單元，具有監測各組串電流的功能，并以通訊模式將電流監測信息傳輸至綜合自動化監控裝置。匯流箱和直流配電柜還裝設有浪涌保護器，具有防雷功能。（14）直流防雷配電柜 1)每臺 300kW 逆變器匹配 1 臺直流防雷配電柜（300kW 配電單元）； 2)每臺直流防雷配電柜應提供24 路匯流箱輸入接口； 3)每路直流輸入側配有直流斷路器和防反二極管，斷路器選用ABB 品牌； 4)直流輸出回路配置光伏專用防雷器，選用菲尼克斯品牌； 5)直流母線輸出側配置 1000V 直流電壓顯示表； 6)直流防雷配電柜配有電流監測模塊，實現光伏組串電流的監測功能，并提供 RS485 通訊接口，與系統的監控裝置進行通訊； 7)直流配電柜的電氣原理框圖如下表所示： 交流電源 電流監測模塊 AC220V，50Hz，RS485 斷路器 二極管 H1+ 匯流箱1 K1 D1 H1-直流輸出+ H2+ 匯流箱2 K2 D2 H2-(接至并網逆變器）直流電壓表(6路輸出接口）直流輸出-H24+ 匯流箱24 K24 D24 H24-防 雷 器 Pe 8)機柜尺寸（寬*深*高）：600*800*2180mm； 9)防護等級：IP20,室內安裝； 10)進出線方式：下進下出。6.2 電氣二次部分 本工程采用一體化的集中控制方式，在綜合控制室實現對所有電氣設備的遙測、遙控、遙 信 6.2.1 綜合自動化系統 綜合控制室設置綜合自動化系統一套，該系統包含計算機監控系統，并具有遠程操控功能，根據調度運行的要求，本電站端采集到的各種實時數據和信息，經處理后可傳送至上級調度中心，實現少人、無人值班。計算機監控范圍有光伏電站各子系統內的逆變器、升壓變以及站用配電裝置、直流系統等。全站設置通訊管理機若干，采集各子系統內的逆變器、0.4kV 配電裝置、升壓變的運行數據。綜合自動化系統通過光纖與各通訊管理機聯系，采集分析各子系統上傳的數據，同時實現對各子系統的遠程控制。該綜合自動化系統還采集綜合控制室內各配 電裝置、電子設備間各設備的運行數據，能夠分析打印各種報表。綜合自動化系統將所有重要信息傳送至監控后臺，便于監控人員對各逆變器及光伏陣列進行監控和管理，在LCD 上顯示運行、故障類型、電能累加等參數。項目公司總部亦可通過該系統實現對光伏電站的遙信、遙測。6.2.2 綜合保護 光伏電站內主要電氣設備采用微機保護，以滿足信息上送。元件保護按照中國有關《繼電保護和安全自動裝置技術規程》配置。干式升壓變壓器設置高溫報警和超溫跳閘保護，動作后跳高低壓側開關。溫控器留有通訊接口以便上傳信息。20kV 高壓開關柜上裝設測控保護裝置。設過電流保護、差動保護、零序過電流保護、方向保護。測控保護裝置以通訊方式將所有信息上傳至綜合自動化系統。380V 低壓開關柜上裝設具有四段保護功能的框架斷路器，配置通訊模塊，以通訊方式將所有信息上傳至綜合自動化系統。逆變器具備極性反接保護、短路保護、孤島效應保護、過熱保護、過載保護、接地保護等，裝置異常時自動脫離系統。20kV 并網聯絡線按接入系統設計和審批文件要求配置保護。6.2.3 站用直流系統 為了給控制、信號、綜合自動化裝置和繼電保護等提供可靠電源，設置220V 直流系統 1 套。直流系統采用單母線接線，設一組閥控式鉛酸免維護蓄電池，10 小時放電容量 100Ah，正常時以浮充電方式運行。設一組充電器，充電器采用高頻開關電源，高頻開關電源模塊采用 N+1 的方式配置作為充電和浮充電電源。直流成套設備布置于綜合樓電子設備間。6.2.4 不停電電源系統 為保證光伏電站監控系統及遠動設備電源的可靠性，本工程設置一套交流不停電電源裝置（UPS），容量為 10kVA。6.2.5 火災報警滅火系統 本工程設置一套區域火災報警裝置，在集控室、電子設備室、高低壓配電室等處設置火災探測報警裝置和自動噴霧滅火裝置。6.3 通信部分 6.3.1 工程概述

2本光伏電站工程建設規模50MW，一期10MW 占地面積約400000M。設置綜合控制室 1 座。該綜合室既是電站與當地電網的接入點，又是整個光伏電站的管理控制中心。本設計為光伏電站站內通信部分，系統通信屬于接入系統設計范圍，將在接入系統設計中考慮。6.3.2 站內通信 本光伏電站為無人值守，面積巨大，站內通信考慮采用公共無線通訊網絡。7 土建設計 本工程土建設計內容包括：光伏電站圍欄設計、光伏電站場地及道路設計、方陣支架基礎及結構設計、光伏電站建筑設計、地基處理、光伏電站抗風防護設計。本光伏發電項目需在站區內新建配電間。配電間采用混合結構，條形基礎，現澆鋼筋混凝土屋面，屋頂設有防水保溫層。本工程支架設計為固定支架。按現行的保加利亞國家規范進行基礎和結構設計，強度滿足最大的風力所產生的水平荷載作用。7.1 光伏電站圍欄設計 光伏電站為了防止圍欄遮擋太陽光及從安全、美觀、經濟、實用考慮，采用鐵柵欄,總高為2.5m，圍欄頂部設防盜網。光伏方陣與四周圍欄距離為10m。圍欄在道路出入口處設置鋼管柵欄門。7.2 方陣支架基礎設計 方陣支架采用鍍鋅型鋼直接由大型機械設備按圖紙要求插入地下，做為整個電站的基 8 采暖通風設計 8.1 設計原則 本光伏發電項目工程暖通專業的設計包括：光伏電站內各個建筑采暖、通風與空氣調節的設計。8.2 采暖 本工程不采用集中供暖，各建筑根據工藝要求設局部采暖措施。8.3 通風與空調 綜合控制室內電子設備室內設分體式空調機調節室內溫度，并設新風換氣機提供新風。9 消防部分 9.1 設計原則 9.1.1 本工程依據吉林省通榆縣當地有關消防條例、規范，本著以“預防為主，防消結合”的消防工作方針，并結合本工程的具體情況進行消防部分的設計。各工藝專業根據光伏電站工藝系統的特點，在設備與器材的選擇和布置上采取防火措施。總圖、建筑和結構專業根據防火要求，進行廠區總平面布置及建（構）筑物的設計。從積極的方面預防火災的發生及其蔓延擴大，做到“防患于未然”。9.1.2 重要的建筑物、設備采用的主要消防設施如下： A.室內主要設置滅火器，并配備其他必要的滅火器材。B.本工程容量小，不設水噴霧滅火系統。9.1.3 全廠易燃及重要裝置部分設火災監測、報警系統。9.2 消防措施 9.2.1 光伏電站不設消防機構，但需配備一名兼職消防人員，初期火災由站內運行人員自行組織滅火，同時通知當地消防隊支援共同撲滅火災； 9.2.2 本工程消防總體設計采用綜合消防技術措施，從防火、監測、報警、控制、滅火、排煙、逃生等各方面入手，力爭減少火災發生的可能性，一旦發生也能在短時間內予以撲滅，使損失減少到最低，同時確保火災時人員的安全疏散； 9.2.3 光伏電站消防控制裝置設在綜合控制室內； 9.2.4 根據生產重要性和火災危險性程度配置消防設施和器材； 10 環境保護 10.1 產業政策及規劃符合性 本項目的建設符合聯合國能源產業政策和環境保護政策，符合中國可再生能源發展規劃和中國總體發展規劃、土地利用規劃。符合當地環境保護要求，符合清潔生產原則。10.2 施工期環境影響分析及污染防治對策 10.2.1 生態和水土保持 本工程對環境的影響大部分是由于在施工過程中帶來的環境影響，本工程利用現有荒地，土建部分只有土地平整、光伏組件支架基礎、配電房部分，施工量極少，故對環境影響極小。施工造成的環境影響將隨著工程的結束而消失。施工過程中土石方的挖填，因此，應作好規劃和施工管理，避免植被破壞和水土流失。本工程建設對當地植物的總體影響較小，只在施工期間對地表雜草有所影響，施工完成后次年即可自然恢復。施工可通過避讓現有樹木而不對現場的樹木有所影響，風電場周圍設圍欄。采取生態保護和水土保持措施，使本工程對生態環境的影響和工程造成的土壤侵蝕影響減少到最小。10.2.2 噪聲防治 本工程施工內容主要包括土地平整、配電房和升壓站基礎土方開挖和回填、基礎承臺澆筑、光伏設備運輸和安裝等。施工噪聲主要來自于振搗器等施工機械以及運輸車輛。根據預測結果施工噪聲達標衰減距離最大為 100m，不會對附近各村莊居民產生影響。10.2.3 塵、廢氣 工程在施工中由于土方的開挖和施工車輛的行駛，可能在作業面及其附近區域產生粉塵和二次揚塵，造成局部區域的空氣污染。因此，在施工過程中需保持場地清潔并采取經常灑水等措施，以減輕工程施工對周圍環境的影響。10.2.4 運輸車輛對交通干線附近居民的影響 光伏電站工程運輸量不大，因此運輸車輛對交通干線附近居民的影響較小，運輸過程應注意對于居民區盡量繞道而行，避免或減輕對居民造成的噪聲影響。施工車輛的運行應盡量避開噪聲敏感區域和噪聲敏感時段，文明行車。10.2.5 廢、污水 工程施工廢污水主要來自于土建工程施工、材料和設備的清洗，以及雨水徑流。施工廢污水的主要成分是含泥沙廢水，不可任其隨地漫流，污染周圍環境，應對廢水進行收集，方法是在現場開挖簡易池子對泥漿水進行沉淀處理，處理后尾水全部予以回用，可用于施工場地沖洗、工區灑水或施工機械沖洗等。10.3 運行期的環境影響 太陽能光伏發電是利用自然太陽能轉變為電能，在生產過程中不直接消耗礦物燃料，不產生 污染物，因此運行期間對環境的影響主要表現為以下幾個方面： 10.3.1 噪聲影響 太陽能光伏發電運行過程中產生噪聲聲源的只有變壓器，本工程變壓器容量小、電壓低，運行中產生的噪音較小；同時變壓器布置在室內，室外噪音水平遠低于國家標準。逆變器是由電子元器件組成，其運行中的噪聲也可以忽略。10.3.2 電磁場的影響 該光伏發電項目電氣綜合樓遠離生活區，且逆變器、變壓器等電氣設備容量小，且室內布置，因此可認為基本無電磁場的影響。10.3.3 對電網的影響 太陽能光伏電站運行時，選用的逆變器裝置產生的諧波電壓的總諧波畸變率控制在 3%以內，遠小于中國GB 14549-1993 《電能質量公用電網諧波》規定的5%。光伏電站并網運行（僅對三相輸出）時，電網公共連接點的三相電壓不平衡度不超過中國 GB 15543-1995《電能質量三相電壓允許不平衡度》規定的數值，接于公共連接點的每個用戶，電壓不平衡度允許值一般為 1.3%。因此，可認為本工程對電網的影響控制在中國國家（國際）標準允許的范圍內。10.3.4 光污染及防治措施 光伏組件內的晶硅板片表面涂覆有防反射涂層，同時封裝玻璃表面已經過防反射處理，因此太陽能光伏組件對陽光的反射以散射為主。其總反射率遠低于玻璃幕欄，無眩光，故不會產生光污染。10.3.5 生態平衡的影響 除盡量避免野生動物進入廠區外，本項目的建設不影響野生動物的自由活動，光伏電站運行后，采取生態恢復措施，生態環境與建場前基本相同，對野生動物基本沒有影響。光伏電站投入運行后，為當地增添一處優美的景點。在保證電站安全正常發電的前提下，可作為本區一個很好的高科技生態環保主題旅游景點，將有助于當地旅游項目的發展。該項目的升壓設備投運后，四側圍欄外的電場強度和磁感應強度將遠低于居民區電磁場評價標準限值，距圍欄外20m 處產生的無線電干擾強度將符合評價標準。升壓站對周邊電磁環境無影響。10.4 場址合理性 本項目所選場址從日照資源、環境敏感性、地方規劃等方面均說明選址較合理。綜上所述，本項目是清潔能源開發利用項目，符合國家能源產業發展政策，符合當地環境保護要求，符合清潔生產原則。該工程建設對當地環境的影響較小，除工程占地造成土地利用狀況不可逆改變外，其他影響經采取報告表中提出的污染治理和生態恢復措施后，不會影響區域生物多樣性和區域生態環境。本項目具有明顯的節能和污染物減排效果，場址選擇合理。從環境保護角度，中國 光伏電力有限公司 50MW 光伏發電項目建設是可行的。11 節約能源 11.1 節電措施 1）合理配置光伏系統直流電壓等級，降低線路銅損。2)根據光伏發電系統輸出容量的特性變化，合理選擇升壓變壓器容量，以減低變壓器損耗 3）各電氣設備間盡量采用自然通風，減少空調設備使用，通風設備應能夠根據室內溫度自動啟停；照明燈具采用高效節能燈具，以降低站用電率。4）逆變器選型時要優先選擇高效率、高可靠率的設備。12 社會和環境效益評價 12.1 社會及經濟效益 在50MW 光伏電站，能夠大力推廣使用太陽能，扶植一批太陽能工程和服務企業，其社會效 益將體現在如下方面增加就業，創造稅收——太陽能產業的發展有利于增加就業機會，創造稅收。

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緩解電力供應的壓力——通過建立MW級并網光伏電站，利用當地豐富的太陽能來發電，不消耗燃料，不污染環境，調節峰電，保證電力供給。12.2 環境效益 光伏發電是一種清潔的能源，建成投產后既不消耗燃料資源和水資源，同時又不釋放污染物、廢料，也不產生溫室氣體破壞大氣環境，也不會有廢渣的堆放、廢水排放等問題，有利于保護周圍環境，是一種綠色可再生能源。該項目的建設，將在節省燃煤、減少 CO、SO、NOx、煙塵、灰渣等污染物排放效果上，起到積極的示范作用。50MW 光伏發電項目整個25 年經濟壽命期內，年平均上網電量約 10930 萬kWh。與相同發電量的火電廠相比，按照當前主力發電機組 600MW 發電機組平均供電煤耗水平305g/kWh，排放6.2 克的硫氧化物(SOx)（脫硫前統計數據）和2.1 克的氮氧化物(NOx)（脫氮前統計數據）計，每年可為電網節約標煤約12800多噸。在其經濟使用壽命25 年使用期內，該類光伏發電項目總共節省標煤 32 萬多噸。該項目的建設，將在節省燃煤、減少 CO、SOx、NOx、煙塵、灰渣等污染物排放效果上，起到積極的示范作用。根據預測，該項目潛在的節能減排效果為：每年減輕排放溫室效應氣體 CO2 約65000噸；每年減少排放大氣污染氣體 SOx 約450噸、NOx約150噸。此外還可節約用水，減少相應的廢水和溫排水等對水環境的污染。由此可見，光伏電站有明顯的環境效益。總減排廢年量達65000t，減排可申請CDM資金炙65000×80≈520萬元，25年可得鼓勵金為13000萬元。1勞動安全與工業衛生 13.1 工程概述 本工程場址位于吉林省通榆縣新華鎮新農村，利用現有草地建設 50MW 光伏發電項目，項目推薦方案：擬采用多晶硅光伏組件，最佳傾角固定支架安裝方式。一期主體工程占地面積及附屬配套設施 400000平方米。13.2 工程安全與衛生潛在的危害因素 本工程施工期主要可能發生安全事故的因素包括：設備運輸作業、吊裝作業、設備安裝和施工時的高空作業、施工時用電作業、變電站電氣設備安裝以及設備損壞、火災等。運行期主要可能發生安全事故的環節包括：太陽能光伏發電設備與輸變電設備損壞、火災、爆炸危害；噪聲及電磁輻射的危害；電氣傷害、墜落和其它方面的危害。13.3 勞動安全與工業衛生對策措施 13.3.1 設備運輸的安全措施 在實施運輸前，必須對運輸路線的道路、橋梁等進行全面的調查，以確保道路和橋梁的等級滿足運輸要求。同時需根據生產廠家對運輸的要求，落實運輸加固措施，并配套足夠的運輸裝卸工具，以確保運輸過程的安全。應制定嚴格的施工吊裝方案，施工方案應符合國家及有關部門安全生產的規定，并進行必要的審查核準。施工單位應向建設單位提交安全措施、組織設施、技術設施，經審查批準后方開始施工。安裝現場應成立安全監察機構，并設安全監督員。13.3.2 施工時電力作業 該光伏發電項目配電間、升壓站內電氣一次、二次設備安裝時，應根據電力行業有關規定制定施工方案，施工方案應包括安全預防和應急措施，并配備有相應的現場安全監察機構和專職安全監督員。13.3.3 施工時用電作業及其他安全措施： 1)施工現場臨時用電應采用可靠的安全措施。2)施工時應準備常用的醫藥用品。3)施工現場應配備對講機。13.3.4 運行期安全與工業衛生對策措施 為了確保本工程投產后的安全運行，保障設備和人身安全，本工程考慮以下對策措施：防火、防爆的措施 各建筑物在生產過程中的火災危險性及耐火等級按《火力發電廠與變電所設計防火規范》執行。建（構）筑物最小間距等按《建筑設計防火規范》、《火力發電廠與變電所設計防火規范》等國家標準的規定執行。1)設置必要的和合適的消防設施。變壓器室和配電間裝有移動式滅火栓。2)電纜溝道、夾層、電纜豎井各圍護構件上的孔洞縫隙均采用阻燃材料堵塞嚴密。3)主要通道等疏散走道均設事故照明，各出口及轉彎處均設疏散標志。4)所有穿越防火欄的管道，均選用防火材料將縫隙緊密填塞。防噪聲、振動及電磁干擾 根據要求，對運行中的噪聲、振動及電磁干擾，均采取相應的勞動安全保護措施，盡量降低各種危害及電磁幅射，降低噪音；對于振動劇烈的設備，從振源上進行控制，并采取隔振措施。電傷、防機械傷害、防墜落和其它傷害 1)高壓電氣設備周圍設防護遮欄及屏蔽裝置。2)在有日照條件下施工時，光伏組件會產生電壓，串聯后電壓升高，對其進行接線等操作容易引起電傷事故，因此需要對所有受光電池組件進行嚴格的臨時遮光處理。3)所有設置檢修起吊設施的地方，設計時均留有足夠的檢修場地、起吊距離，防止發生起重傷害。4)易發生危險的平臺、步道、樓梯等處均設防護欄，保證運行人員行走安全。5)場內所有鋼平臺及鋼樓板均采用花紋鋼板或柵格板，以防工作人員滑倒。13.3.5 其它安全措施 1)建筑物工作場所、設備及站區道路照明滿足生產及安全要求，照明度充足。2)所選設備及材料均滿足光伏電站運行的技術要求，保證在規定使用壽命內能承受可能出現的物理的、化學的和生物的影響。3)所有設備均坐落在牢固的基礎上，以保證設備運行的穩定性；設計中做到運行人員工作場所信號顯示齊全，值班照明充足，同時具有防御外界有害作用的良好性能。4)其它防火、防機械傷害、防寒、防潮等措施符均合項目所在國家的有關規定。13.3.6 勞動組織及管理 該項目投產后的運行與維修管理由專業檢修公司負責。13.3.7 安全衛生機構設置 ☆ 光伏電站項目為無人值守或少人值守設計，運行及管理人員按 30 人考慮，因此不配備專門的安全衛生機構，只設兼職人員負責場內的安全與衛生監督工作。14 施工組織設計 14.1 施工條件 14.1.1 工程條件 14.1.1.1 光伏電站概況 通榆50MW光伏發電項目建于吉林省通榆縣新華鎮，位于吉林省西北部，距省會長春約300 公里。14.1.1.2 工程的突出特點及場地現有條件（1）施工地點集中，無須大型吊裝設備。（2）光伏發電組件數量多、重量輕，可模塊化組裝，不同模塊可同時施工安裝。（3）土建工程為各方陣模塊的電氣控制樓，和組件支架的基礎，最大吊裝高度為5m，場地施工難度小。（4）施工檢修通道可以在原有地面情況的基礎上做簡單平整和硬化處理，施工對施工檢修通道的要求較低。（5）該工程地形為黃土臺地，地形較為平坦，有利于工程施工。14.1.1.3 建筑工程 由于光伏電場施工較為簡單，建筑工程主要有電氣控制室、20kV 線路、光伏組件支架基礎及施工檢修道和與道路有關的邊溝、護坡等。14.1.1.4 安裝工程 光伏電場安裝較為簡單，包括電氣控制室的設備安裝、光伏組件安裝、20kV 線路安裝等。14.1.1.5 施工單位應具備的技術條件 本工程安裝工藝簡單，但技術要求高。設備安裝單位應為專業施工隊伍。要求施工隊伍機械裝備、施工管理現代化。14.1.2 光伏電場施工臨時用地 所有施工臨時用地皆為材料設備臨時堆放場地及安裝場地，可以從永久性用地內提供，因此不涉及永久性用地之外的臨時性用地占地面積。14.2 電池板安裝 電池板組件單件重量在 10～20kg，重量較輕，安裝較為方便。安裝前應先按電池板出廠前標定的性能參數，將性能較為接近的電池板成串安裝，以保證電池板盡量在最佳工作參數下運行。電池板采用螺栓與支架相連接固定，支架采用法蘭連接的方式與鍍鋅型鋼支墩相連接。鍍鋅型鋼支墩基礎采用插入地下的方式。14.3 施工總平面規劃布置 施工總平面應本著“節約用地、文明施工、方便運輸、保證安全”的原則，進行合理規劃布置，力求適用、緊湊、經濟。綜合進度按先土建、后安裝、再調試的順序進行安排。隨著建筑工程項目交付安裝，其施工場地也同步交給安裝。處理好施工準備與開工、土建與安裝、等方面的關系。14.4 施工用地 本期工程場地位于農牧區，可供使用的臨時用地較多。施工過程不考慮建設臨時生活設施，以利用附近城鎮現有條件。14.5 施工總體布置的原則 根據光伏電站建設投資大、工期緊、建設地點集中、施工場地移動頻繁及質量要求高等諸多特點，遵循施工工藝要求和施工規范，保證合理工期，采用優選法和運籌學，施工總布置需按以下基本原則進行：(1)路通為先，線路跟進的原則 首先開通光伏電站通向外界的主干路，然后按組件方陣分布同時修建個光伏組件方陣之間的支路。在修路的同時，為線路的敷設做好準備工作。(2)以模塊化施工為主，將整個10MW 工程分成50個施工模塊，各模塊同時施工。(3)質量第一，安全至上的原則 光伏組件及其支架系統安裝質量要求高，為此，在全部工程實施的始終，都要貫徹執行質量第一、安全至上的原則。(5)節能環保、創新增效的原則 光伏電站的建設本身就是節約一次能源、保護環境的一項社會實踐活動，在光伏電站的建設中，對于具體的工程項目的實施，要遵循充分節約能源、切實保護環境的原則。在整個光伏電站建成運營后，更能充分顯示出開發新能源，對人類所創造出的經濟效益、社會效益和綠色環保效益。(6)高效快速、易于拆除的原則 關伏電站的全部建（構）筑物，除地下基礎工程采用鋼筋砼外，地面以上的承重支撐體系及圍護結構盡量設計成易于加工、易于拆裝的標準化構件，除能達到快速施工、節約能源的目的外，還能達到易于拆除、易于清理的目的。14.6 施工水、電供應 14.6.1 電源 鑒于整個光伏電站的工程量及工期情況，在同一時間內至少有25處現場同時施工，總用電負荷為1000kVA，考慮施工時可能額外增加用電設施及增加施工現場場地等因素，為此，選用一臺1250kVA 變壓器，輸入電壓為 10kV，輸出電壓為 380V。施工區設置施工用電總配電柜一臺。施工臨時用電：總用電量為1000kVA 考慮。14.6.2 水源 選址方案中，臨時用水（施工期土建用水和人員用水）和永久性用水（建成后）皆可利用項目所在地附近500 米范圍內的現有供水設施。在建設起，如某階段土建工程需要大量用水，須提前于周圍用水村莊協調水量，以保證周圍居民的用水為優先。施工臨時用水：總用水量為 30t/h。14.7 地方建筑材料 施工所需碎石、石灰、粘土磚、砂、水泥等地方建筑材料,在施工現場周圍地區采購。14.8 雨季施工 雨季施工重點要做好防雷電、防塌、防風。應做好場地施工排水和防洪。設備防雨遮蓋，并做好接地工作。基礎開挖，防止灌水。對正在澆筑的混凝土應做好防護，防止雨水沖刷影響混凝土質量。14.9 項目實施綜合控制輪廓進度 由于本工程主要利用現有開闊地，新建建筑物面積較小，施工周期相對短。整個 50MW 工程周期分為3 期，一期為8 個月，其中： 設計：0.5 個月； 批準與許可：5.5 個月； 建設：6.8 個月； 試驗：0.6 個月； 試運行：0.5 個月。進度 建設周期（月）1.設計 2.許可與批準 3.建設 4.試驗 5.試運行 假設本工程一期 10MW 如于 2013年 4月開工，2013 年 10 月上旬完成安裝、調試并投入運行。二期為6 個月，其中： 設計：0.5 個月； 批準與許可：2 個月； 建設：5 個月； 試驗：0.6 個月； 試運行：0.5 個月。1.設計 2.許可與批準 3.建設 4.試驗 5.試運行 假設本工程二期 20MW 如于 2014年2 月開工，2013 年8 月上旬完成安裝、調試并投入運行。

三期為6 個月，其中： 設計：0.5 個月； 批準與許可：2 個月； 建設：5 個月； 試驗：0.6 個月； 試運行：0.5 個月。1.設計 2.許可與批準 3.建設 4.試驗 5.試運行 假設本工程三期 20MW 如于2013年10月開工，2014年5月下旬完成安裝，調試并投入運行 15 項目的投資估算和經濟性分析 15.1 項目概況總結 本項目為吉林通榆光伏發電有限公司50MW光伏發電項目（規劃50MW，一期10MW，二期20MW，三期20MW。）。本工程擬采用光伏多晶硅太陽能光伏組件作為將太陽輻射能轉換為電能的設備，通過以最佳固定傾角安裝光伏組件，所發出電能通過逆變器逆變為交流電，經過升壓變壓器高壓并入公共電網。光伏電站主要設備包括光伏組件、并網逆變器等，配電房、升壓主要設備包括變壓器、開關柜設施等，主要材料有電力電纜、電纜橋架等。15.2 投資估算 15.2.1 編制原則及依據（1）工程量按設計單位正式出版的設計圖紙及設備材料清冊計算。（2）費用構成及取費標準：參考敦光伏發電預算為標準。15.2.2 主要設備價格 表 15-1 項目方案基本信息總結表序 項 目 數據號 1 所用發電組件類型 多晶硅光伏組件 2 光伏光伏組件使用壽命 25 年經濟使用期，光電轉換效率衰減不超過10% 3 安裝容量 50MW 4 安裝方式 最佳傾角固定安裝 5 年有效發電利用小時數 第一年2415小時，以后每年遞減 19 小時本工程發電主要設備有：多晶硅光伏組件和并網型逆變器

主要設備價格表 序號 設 備 名 稱 價 格 1 光伏光伏組件（含稅）6.12元/W 2 并網型逆變器（含稅）0.75 元/W 15.2.3 工程建設進度 假設本工程10MW 計劃于2011 年 12 月開始啟動，2012 年 8 月投入運行。15.2.4 工程投資 金額單位：21000萬元 序號 工程或費用名稱各項占總計 單位投資(元/W)一 工程服務費

0.52% 0.13 1 20KV 接入系統設計

0.06% 0.01 2 地形調查

0.12% 0.03 3 地質勘探4 變電站設計0.10% 0.02 5 變電站建設許可0.06% 0.01 6 電氣工程0.12% 0.03 7 施工工程0.06% 0.01 8 太陽能面板施工9 外部顧問費用二 發電模組

50.08% 12.52 三 中央逆變器

9.58% 2.39 四 支架

11.57% 2.89 五 交流/直流電纜

6.38% 1.60 六 EPC 安裝人工

7.98% 2.00 1平整土地

2.00% 0.50 2 電纜溝槽

0.32% 0.08 3 逆變器安裝

1.36% 0.34 4 支架和發電模組安裝

2.07% 0.52 5 交流/直流電纜敷設

1.84% 0.46 6 物料裝卸

0.28% 0.07 7 運輸

0.12% 0.03 七 網絡監控0.10% 0.02 八 INTERNET 連接設備

0.06% 0.01 九 視頻監控和遠程安保

0.40% 0.10 十 防雷設施

1.60% 0.40 十一 建設期臨時用房 + 安保費用

0.45% 0.11 十二 圍墻/安全圍欄

2.39% 0.60 十三平整廠內道路

1.30% 0.32 十四 2.0MW 升壓站安裝

2.59% 0.65 十五 接入電網費+EDC 稅金1.26% 0.31 十六 保險費 + 監理費

0.67% 0.17 十七 管理公司運營費

0.21% 0.05 十八 安保費

0.21% 0.05 十九 主管公司合同

0.24% 0.06 二十 保險費

0.10% 0.02 二十一 建設期利息2.31% 0.58 總計 20000萬元 100.00% 25.00 二十二 項目流動資金 1000萬元 15.3 經濟評價 15.3.1 經濟評價方法 經濟評價方法采用電規經（1994）2 號文頒發的《電力建設項目經濟評價方法細則（試行）》、《建設項目經濟評價方法與參數》(第三版)、國家發展計劃委員會計價格（2001）701 號文《國家計委關于規范電價管理有關問題的通知》，以及現行的有關財務、稅收政策等。15.3.2 項目經營模式、資金來源 本項目注冊資本金為動態總投資的 70%，其余 30%資金從商業銀行融資，融資部分貸款利率按6%（按年結息）計算。15.3.3 經濟評價原始數據 有關原始數據及主要評價參數，包括成本類及損益類數據詳見“經濟評價原始數據表”。表 15-4 經 濟 評 價 原 始 數 據 表

項 目 單 位 原始數據 備 注 序號 項 目 單 位 原始數據 備 注 1 裝機容量 50MW 所得稅率 10% 2 設備平均年利用小時數1850 h/a 基準收益率 8% 3 注冊資本占總投資比例10 % 4 建設期 增值稅 % / 5 機組服役期 25年 6 貸款年利率 6％ 7 貸款還款期 5年 8 流動資金貸款利率6 % 9 大修提成 % / 10 折舊年限 25年 11發電燃料消耗率 g/kWh 12 電站定員 30人 13 人工工資

30000元/年 14 福利

年薪*10% 15.3.4 成本與費用 15.3.4.1 生產成本由工資及福利費、修理費、折舊費及其他費用等構成。按當年售電收入的6%計提 15.3.4.2 固定資產折舊提取采用直線法，殘值按固定資產原值的 5%計取，折舊年限取25 年，折舊還貸率 100%。15.3.4.3 財務費用：項目資本金比例 70%，其余為銀行貸款，貸款利率按 6%。貸款償還年限為 5 年。建設期貸款利息形成固定資產，流動資金貸款利息和投產期內發生貸款利息等財務費用計入當年損益。15.3.4.4 企業所得稅率為 10%。15.3.4.5 銷售收入：本項目銷售收入為銷售發電收入。15.3.4.6 本項目特許經營權經營，特許經營年限為25 年，特許經營期內電價折人民幣 為1.00元/kWh（不含稅）。

15.4 經濟評價結果 15.4.1 財務評價指標一覽 表 15-5 財務評價指標一覽表 序號 項目名稱 單位 指標 1 工程靜態總投資 萬元 81000 2 建設期利息 萬元 4860 3 工程動態總投資 萬元 93000 4 財務內部收益率（全部投資）% 10.08 5 財務凈現值（全部投資）萬元 102500 6 投資回收期（全部投資）年 9 7 財務內部收益率(自有資金)% 35.06 8 財務凈現值(自有資金)萬元 180717.6 9 投資回收期(自有資金)年6.94 10 投資利潤率（%）% 9.57 11 資本金凈利潤率(%)% 24.64 從上表中可以看出，電價為1.00 元/kWh 時，全部投資財務內部收益率為 10.08%，大于基準內部收益率 8%。財務凈現值為 102500 萬元，大于零。項目經濟上是可行的。并且投資利潤率為9.57%，資本金凈利潤率為24.64%，從該參數可以看出本項目經濟效益非常好。15.4.2 敏感性分析 為了考察各因素對經濟效益的影響，對靜態投資、年發電量和上網電價作單因素敏感性分析，其計算結果也是可行的，詳見下表。

全部投資內 自有資金內部 投資利潤 資本金凈變化因素% 部收益率 收益率(%)

率(%)

利潤率(%)靜態投資 10

8.90%

32.01% 6.72%

22.40% 靜態投資 5

9.47%

33.46% 7.04%

23.47% 靜態投資 0

10.08%

35.06% 7.39%

24.64% 靜態投資-5

10.74%

36.81% 7.78%

25.94% 靜態投資-10

11.47%

38.76% 8.21%

27.38% 電量 10

11.38%

38.89% 8.48%

28.27% 電量 5

10.73%

36.97% 7.94%

26.45% 電量 0

10.08%

35.06% 7.39%

24.64% 電量-5

9.42%

33.15% 6.85%

22.82% 電量-10

8.75%

31.26% 6.30%

21.01% 電價 10

11.38%

38.89% 8.48%

28.27% 電價 5

10.73%

36.97% 7.94%

26.45% 電價 0

10.08%

35.06% 7.39%

24.64% 電價-5

9.42%

33.15% 6.85%

22.82% 電價-10

8.75%

31.26% 6.30%

21.01% 從上表的敏感性分析結果可以看出，本項目具有很強的抗風險能力。15.5 經濟評價結論 15.5.1 全部投資財務內部收益率為 10.08%，大于基準內部收益率8%；財務凈現值為 102500萬元，大于零。項目經濟上是可行的。15.5.2 投資利潤率為 9.57%，資本金凈利潤率為24.64%，本項目經濟效益非常好。15.5.3 本項目對靜態投資、發電量、電價三個敏感因素，抗風險能力強。16 風險分析與對策 16.1 國別風險分析與對策 16.1.1 社會、政治與政策風險 中國政治局勢穩定，社會治安狀況總體較好，法律法規健全，安全內務部強勢，未發生恐怖襲擊或大規模惡性事件，但腐敗和有組織犯罪現象一直是中國備受歐盟指責的問題，歷屆政府均表示盡快解決問題，但收效不大。中國行業鼓勵政策主要體現在對大型投資項目的支持政策中，主要集中在可再生能源、制造工業、能源產業、計算機技術研發、教育和衛生保健等領域。對于投資固定（非固定）資產，且滿足下列條件的投資項目在獲得主管部門頒發的投資證書后，獲得有效期為 3 年的優惠政策鼓勵：投資項目應為建立新企業、擴大現有規模、開拓新產品、根本性改變生產流程、使原產品（服務）更現代化，或屬可再生能源、制造工業、發電產業、計算機技術研發、教育和衛生保健領域投資，且投資項目總銷售額的 80%須來自以上行業，投資總額的 70%來自投資人及其貸款，投資項目在保持續 5 年以上，在 3 年內創造并保持就業崗位。進一步降低投資評級門檻。全球金融和經濟危機的爆發和蔓延為中國帶來三弊三利。三弊為：

一、出口受阻和內需下降使其進口需求逐步降低，壓縮了中國產品市場空間和出口價格，中國出口下滑；

二、融資難問題日益凸顯將進一步加大中國出口企業的收匯風險，保采取貿易保護措施的可能性也有所增加；

三、實體經濟受到沖擊，失業率上升在所難免，就業難，三利為：

一、購買力降低，質優價廉的中國商品在相當長時間里內將是廣大普通消費者的首選；

二、外資減少，政府逐步降低投資門檻，提供較完善的投資環境；

三、基礎設施項目缺乏資金支持，中國擴大投資期望值明顯提升，為中國企業參與基礎設施項目建設提供公平公正的競爭環境和條件。

為最大限度地降低風險，我們擬采取以下措施： 在投資前，應到通榆進行實地考察，認真研究當地法律，尤其是投資法、稅法和勞動法等法律，并就有關事項咨詢在通榆已成功投資的企業、當地友人、當地主管部門。對合資、合作方進行認真深入的考察。為避免合資雙方經營理念、管理方式方法和文化等方面的差異，我們擬選擇獨資或合資，某些重要職位，如財務、銷售、公關和法律顧問可聘用當地人員，或與當地律師、會計事務所簽訂“購買服務”合同。在合資、合作前，應簽訂規范的合資或合作協議，明確界定總投資額、雙方占比、到資時限、金額等，列明雙方權、責、利，違約方應承擔的責任，中止合資或合作后的財產處置方式等。積極與當地政府機構，如稅務、公安、勞動等部門建立良好的工作關系。自覺遵守法律、尊重宗教、文化和習俗，在條件許可的情況下做社會公益活動。16.1.2 市場競爭性風險 在中國太陽能并網發電項目以及其它并網發電項目實施準入制，即項目的關鍵是獲得政府有關當局的批準，不存在市場競爭。本項目已獲得建造許可。對于發電量，中國政府對可再生能源發電的政策是電力公司必須悉數收購。對于電價也不存在市場競爭，目前的政策是每年由國家能源委員會研究后會有不超過±5%的調整。為了進一步鼓勵對太陽能光伏電站的投資、穩定投資者對未來的信心，中國正在受理一項議案，每個太陽能光伏電站項目的電價一次審定后25 年不變。據了解此項議案即將通過議會批準。每度電標桿電價為1.00元/KWh，政府補貼電站9元/W（西藏為1.15元/KWh）。16.1.3 勞工政策 中國《勞動法》規定，雇主和雇員必須簽訂用工合同，否則將施以罰款。中國勞動合同分為不定期和定期兩種，一般情況下簽不定期合同，以書面形式明確表達希望簽訂定期勞動合同者除外。（1）定期合同：定期勞動合同時間不得超過3 年（含3 年），由雇員提出或為完成臨時、季節、短期工作或為替代缺席員工可以簽訂定期合同。（2）試用合同：如工作崗位需特殊技能人員，需要通過試用期來選擇適應該工作崗位的雇員，或員工希望通過一段時間的工作來判斷工作崗位是否適合其本人，在這兩種情況下，可以簽訂試用合同，期限為 6 個月。試用合同提出方可以在期滿前單方終止勞動合同。☆ 終止合同： 如無充分理由雇主不能隨意辭退員工（非高級管理層），員工有權對不公平解雇所導致的損失提出上訴。員工在病假、懷孕、哺乳、服兵役期間不得辭退。勞動法規定了合同終止前通知當事人的時限：一般情況下終止勞動合同提前通知 的時限不超過3 個月。對固定時限合同，需提前 3 個月通知雇員。在固定時限合同中，如果有充分理由辭退雇員，雇員有權獲得相當于合同規定期限所剩余時間工資總額的賠償。在非固定時限合同中，如合同條款無具體規定，雇主需提前一個月通知被辭退雇員。在非固定時限合同中，如有充分理由解雇雇員，雇員有權獲得 1 個月工資的補償。雇主沒有正當理由提出終止勞動合同，雇員可要求雇主支付其4 個月工資作為補償。如因企業倒閉，或經營不善導致減產停工，勞動合同規定剩余時間超過 15 天的情況下，雇員有權獲得補償，但補償額不超過一個月，如集體或勞動合同中簽定了更長的補償時間，則按合同執行。如雇員工齡較長，己獲得享受養老金的權利，無論何種原因終止合同，雇員有權 得到相當于 2 個月收入的補償。如雇員為同一雇主工作 10 年以上，補償總額將相當于6 個月工資收入。其它有關規定： 工作時間：每天工作 8 小時，每周工作5 天。帶薪假期：每年不少于20 天。退休年齡：男性最低退休年齡為60 歲，女性為55 歲。最低月工資：2000元。我們擬采取以下措施：基本不雇傭員工，采用服務外包，與當地有關公司簽訂“購買服務”合同。對于經理、財務、公關和法律顧問等也與其簽訂“購買服務”合同。16.1.4 吉林通榆稅收政策 根據提供的資料：主要稅賦包括企業所得稅、個人所得稅和增值稅等。依據地方稅規執行，實行二免三減半（所在地享受西部稅收政策）。16.1.5 電站項目主管部門 主要主管部門是：吉林省能源管理委員會、經濟與能源部以及項目所在地通榆縣人民政府。我們擬采取以下措施：積極通過我們自己、吉林通榆縣人民政府、當地友人并聘請當地有能力的公司加強與各主管部門的溝通。16.1.6 匯率風險 本項目由于在國內建設，無匯率風險。16.2 項目風險分析與對策 16.2.1 財務風險 根據前述的財務評鑒和敏感性分析：全部投資財務內部收益率為 10.08%，大于基準內部收益率 8%；財務凈現值為102500 萬元，大于零。項目經濟上是可行的。投資利潤率為 9.57%，資本金凈利潤率為24.64%，本項目經濟效益非常好。本項目對靜態投資、發電量、電價三個敏感因素，抗風險能力強。16.2.2 設計、設備、建造風險 太陽能光伏并網發電電站的設計、設備制造和建造技術成熟，有完善的法規、規范和標準可以遵循。但是仍然存在設計錯漏、設備質量不合格和發貨不按時、建造施工質量不合格、人員和設備在建造過程中受到傷害的風險。為規避這些風險、擬采取以下措施：(1)加強監督，監理完善的審核、批準、驗收和現場監督制度，同時聘請專業監理來加強監督力度。(2)完善相關供貨合同關于質量和延遲交付的索賠條款。(3)購買相關保險。16.3.3 運營風險 太陽能光伏并網發電電站在運營過程中存在設備故障或受到損壞（人為或非人為），人員受到傷害等風險。為規避這些風險、擬采取以下措施：(1)聘請專業公司進行電站的運行與維護；(2)完善相關供貨合同關于質量保證的條款；(3)加強業主對電站運營的監督；(4)購買設備損失險和利潤損失險等有關保險。17 結論、問題和建議 17.1 本項目為吉林通榆光伏發電有限公司50MW 光伏發電項目，本項目的建設對優化能源結構、保護環境，減少溫室氣體排放、推廣太陽能利用和推進光伏產業發展具有非常積極的示范意義。17.2 本工程按初定的工程場址為開闊地，擬以固定傾角方式安裝，發電組件為多晶硅光伏組件，裝機總容量為50MW，其中一期建設10MW。17.3 由于選址尚未進行詳細地勘，最終確定選址需要進一步從接入系統條件、用地價格、示范效應、土地詳堪報告等因素綜合考慮。附件一：名詞解釋

1、太陽高度角：太陽光線與觀測點處水平面的夾角，稱為該觀測點的太陽高度角。

2、太陽方位角：太陽方位角即太陽所在的方位，指太陽光線在地平面上的投影與當地子午線的夾角，可近似地看作是豎立在地面上的直線在陽光下的陰影與正南方的夾角。方位角以正南方向為零，由南向東向北為負，由南向西向北為正，如太陽在正東方，方位角為負 90°，在正東北方時，方位為負 135°，在正西方時方位角為 90°，在正北方時為±180°。

3、輻射度：照射到面元上的輻射通量與該面元面積之比（W/㎡）。

4、散射輻射（散射太陽輻射）量：系指在一段規定的時間內，除去直接太陽輻射外，照射到單位面積上來自天空的輻射能量。

5、直接輻射（直接太陽輻射）量：系指在一段規定的時間內，照射到單位面積上來自天空太陽圓盤及其周圍對照射點所張的半錐角為 8°的輻射能量。

6、總輻射（總的太陽輻射）量：在一段規定時間內（根據具體情況而定為每小時、每天、每周、每月、每年）照射到水平表面的單位面積上的太陽輻射能量。

7、傾斜面總輻射（傾斜面太陽總輻射）量：在一段規定時間內（根據具體情況而定為每小時、每天、每周、每月、每年）照射到某個傾斜表面的單位面積上的太陽輻射能量。

8、總輻射度（太陽輻射度）：系指入射于水平表面單位面積上的全部的太陽輻射通量（W/㎡）。

9、傾斜面總輻射度（傾斜面太陽總輻射度）：系指入射于傾斜表面單位面積上的全部的太陽輻射通量（W/㎡）。

10、直接輻射度：系指照射到單位面積上的、來自天空太陽圓盤及其周圍對照射點所張的半錐角為 8°的輻射通量

11、散射輻射度：系指去除直接太陽輻射的貢獻外，來自整個天空并照射到單位面積上的輻射通量。

12、組件（太陽電池組件）：系指具有封裝及內部聯結的、能單獨提供直流電輸出的，最小不可分割的太陽電池組合裝置。

13、太陽電池組件表明溫度：系指太陽電池組件背表面的溫度。

14、組件效率：系指按組件外形（尺寸）面積計算的轉換效率。

15、組件實際效率：按組件中所有單體電池幾何面積之和計算得到的轉換效率。

16、板（太陽電池板）：由若干個太陽電池組件按一定方式組裝在一塊板上的組裝件叫板（太陽電池板），通常作為方陣的一個安裝單元。

17、方陣（太陽電池方陣）：由若干個太陽電池組件或太陽電池板在機械和電氣上按一定方式組裝在一起并且有固定的支撐結構而構成的直流發電單元。地基、太陽跟蹤器、溫度控制器等類似的部件不包括在方陣中。

18、子方陣（太陽電池子方陣）：如果一個方陣中有不同的組件或組件的連接方式不同，其中結構和連接方式相同部分稱為子方陣。

19、光伏系統：包含所有逆變器（單臺或多臺）和相關的 BOS（平衡系統部件）以及具有一個公共連接點的太陽電池方陣在內的系統。20、額定電壓：在規定的工作條件下，依據同一類型光伏發電器的特性選擇確定其輸出電壓，使這一類光伏發電器的輸出功率都接近最大功率，這個電壓叫額定電壓。

21、額定功率：在規定的工作條件下，光伏發電器在額定電壓下所規定的輸出功率。

22、額定電流：在規定的工作條件下，光伏發電器在額定電壓下所規定的電流。

23、峰瓦：指太陽電池組件方陣，在標準測試條件下的額定最大輸出功率。

24、電網：輸電、配電的各種裝置和設備、變電站、電力線路和電纜的組合。它把分布在廣闊地域內的發電廠和用戶聯接成一個整體，把集中生產的電能配送到眾多個分散的電能用戶。

25、電網保護裝置：監測光伏系統電力并網的技術狀態，在指標越限情況下將光伏系統與電網安全解列的裝置。

26、電網接口：在光伏系統與電網配電系統中間的相互聯接。泛指發電設備與電網之間的并解列點。

27、孤島效應：電網失壓時，光伏系統仍保持對失壓電網中的某一部分線路繼續供電的狀態

28、防孤島效應：當光伏系統并入電網失壓時，29、逆變器：將直流電變換為交流電的器件。將光伏系統的直流電變換成交流電的設備。用于將電功率變換成適合于電網使用的一種或多種形式的電功率的電氣設備。30、應急電源系統：當電網因故停電時能夠為特定負載繼續供電的電源系統，它一般含有逆變器、保護開關、控制電路、儲能裝置（如蓄電池）和帶有充電控制電路的充電裝置等。

31、并網方式：根據光伏系統是否允許通過供電區的變壓器向高壓電網送電，分為可逆流和不可逆流的并網方式。必須在規定的時限內將該光伏系統與電網斷開，防止出現孤島效應。

32、電能質量：光伏系統向當地交流負載提供電能和向電網發送電能的質量應受控，在電壓偏差、頻率、諧波和功率因數方面應滿足實用要求并符合標準。出現偏離標準的越限狀況，系統應能檢測到這些偏差并將光伏系統與電網安全斷開。除非另有要求，應保證在并網光伏系統電網接口處可測量到所有電能質量參數（電壓、頻率、諧波等）

33、電壓偏差：為了使當地交流負載正常工作，光伏系統中逆變器的輸出電壓應與電網相匹配。正常運行時，光伏系統和電網接口處的電壓允許偏差應符合GB/T12325 的規定。三相電壓的允許偏差為額定電壓的±7 ％，單相電壓的允許偏差為額定電壓的＋7 ％、－10％。

34、頻率：光伏系統并網時應與電網同步運行。電網額定頻率為50Hz，光伏系統并網后的頻率允許偏差應符合/T15945 的規定，即偏差值允許±0.5Hz。

35、諧波和波形畸變：諧波電壓和電流的允許水平取決于配電系統的特性、供電類型、所連接的負載/設備，以及電網的現行規定。光伏系統的輸出應有較低的電流畸變，以確保對連接到電網的其它設備不造成不利影響。總諧波電流應小于逆變器額定輸出的5 ％。

36、功率因數：當光伏系統中逆變器的輸出大于額定輸出的 50％時，平均功率因數應 不小于0.9（超前或滯后）。

37、直流分量：光伏系統并網運行時，逆變器向電網饋送的直流電流分量不應超過其交流額定值的 1％（逆變電源系統和電網宜通過專用變壓器隔離連接）

38、防雷和接地：光伏系統和并網接口設備的防雷和接地，應符合 SJ/T11127 中的規定。

39、逆向功率保護：系統在不可逆流的并網方式下工作，當檢測到供電變壓器次級處的逆流為逆變器額定輸出的5％時，逆向功率保護應在 0.5s～2s 內將光伏系統與電網斷開。40、1TW（太瓦）=1MMW=1012W

1MW（兆瓦）=1000KW=106W

1KW=1000W

第五篇：風力發電機組項目投資可行性研究報告(目錄)

中金企信（北京）國際信息咨詢有限公司—國統調查報告網

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風力發電機組項目投資可行性研究報告（目錄）

甲級工程資質資質

國統調查報告網

出版單位：中金企信（北京）國際信息咨詢有限公司

項目可行性報告

國統調查報告網（即中金企信國際咨詢公司）擁有10余年項目可行性報告撰寫經驗，擁有一批高素質編寫團隊，卓立打造一流的可行性研究報告服務平臺為各界提供專業可行的報告（注：可出具各類項目的甲級資質、乙級資質、丙級資質）。

--------特別提示： 時間和數據按月/季度隨時更新.中金企信（北京）國際信息咨詢有限公司—國統調查報告網

--------項目可行性報告用途

1、企業投融資

此類研究報告通常要求市場分析準確、投資方案合理、并提供競爭分析、營銷計劃、管理方案、技術研發等實際運作方案。

2、項目立項

此文件是根據《中華人民共和國行政許可法》和《國務院對確需保留的行政審批項目設定行政許可的決定》而編寫，是大型基礎設施項目立項的基礎文件，國家發改委根據可行性研究報告進行核準、備案或批復，決定某個項目是否實施。另外醫藥企業在申請相關證書時也需要編寫可行性研究報告。

3、銀行貸款申請

商業銀行在貸款前進行風險評估時，需要項目方出具詳細的可行性研究報告，對于國內銀行，該報告由甲級資格單位出具，通常不需要再組織專家評審,部分銀行的貸款可行性研究報告不需要資格，但要求融資方案合理，分析正確，信息全面。另外在申請國家的相關政策支持資金、工商注冊時往往也需要編寫可行性研究報告，該文件類似用于銀行貸款的可研報告。

4、申請進口設備免稅

主要用于進口設備免稅用的可行性研究報告，申請辦理中外合資企業、外資企業項目確認書的項目需要提供項目可行性研究報告。

5、境外投資項目核準

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企業在實施走出去戰略，對國外礦產資源和其他產業投資時，需要編寫可行性研究報告報給國家發展和改革委或省發改委，需要申請中國進出口銀行境外投資重點項目信貸支持時，也需要可行性研究報告。

6、政府資金項目申報

企業為獲得政府的無償資助，需要對公司項目進行策劃、設計、技術創新、技術規劃等，編寫的可行性研究報告包含管理團隊、技術路線、方案、財務預測等，是政府無償資助的項目申報的主要依據。項目可行性報告分類

可行性研究報告分為：政府審批核準用可行性研究報告和融資用可行性研究報告。

（1）審批核準用的可行性研究報告側重關注項目的社會經濟效益和影響；具體概括為：政府立項審批，產業扶持，中外合作、股份合作、組建公司、征用土地。

（2）融資用報告側重關注項目在經濟上是否可行。具體概括為：銀行貸款，融資投資、投資建設、境外投資、上市融資、申請高新技術企業等各類可行性報告。

國統調查報告網（即中金企信國際咨詢公司）以專業的服務理念、完善的售后服務體系為各界提供精準、權威的項目可行報告。【報告說明】

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可行性研究報告，簡稱可研，是在制訂生產、基建、科研計劃的前期，通過全面的調查研究，分析論證某個建設或改造工程、某種科學研究、某項商務活動切實可行而提出的一種書面材料。

項目可行性研究報告主要是通過對項目的主要內容和配套條件，如市場需求、資源供應、建設規模、工藝路線、設備選型、環境影響、資金籌措、盈利能力等，從技術、經濟、工程等方面進行調查研究和分析比較，并對項目建成以后可能取得的財務、經濟效益及社會影響進行預測，從而提出該項目是否值得投資和如何進行建設的咨詢意見，為項目決策提供依據的一種綜合性的分析方法。

可行性研究具有預見性、公正性、可靠性、科學性的特點。可行性研究報告是確定建設項目前具有決定性意義的工作，是在投資決策之前，對擬建項目進行全面技術經濟分析論證的科學方法，在投資管理中，可行性研究是指對擬建項目有關的自然、社會、經濟、技術等進行調研、分析比較以及預測建成后的社會經濟效益。

【相關推薦】

《風力發電機組項目立項可行性報告》 《風力發電機組商業策劃書》 《風力發電機組資金申請可行性報告》 《風力發電機組項目建議書》 《風力發電機組融資可行性報告》

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--------《風力發電機組行業市場調查分析及投資前景預測》等報告課題，具體請咨詢國統報告網（中金企信國際信息咨詢有限公司）。

由于可行性研究報告屬于訂制報告，以下報告目錄僅供參考，成稿目錄可能根據客戶需求和行業分類有所變化。第一章 風力發電機組項目總論 第一節 風力發電機組項目背景

一、風力發電機組項目名稱

二、風力發電機組項目承辦單位

三、風力發電機組項目主管部門

四、可行性研究工作的編制單位

五、研究工作概況 第二節 編制依據與原則

一、編制依據

二、編制原則 第三節 研究范圍

一、建設內容與規模

二、風力發電機組項目建設地點

三、風力發電機組項目性質

四、建設總投資及資金籌措

五、投資計劃與還款計劃

六、風力發電機組項目建設進度

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七、風力發電機組項目財務和經濟評論

八、風力發電機組項目綜合評價結論 第四節 主要技術經濟指標表 第五節 結論及建議

一、專家意見與結論

二、專家建議

第二章 風力發電機組項目背景和發展概況 第一節 風力發電機組項目提出的背景

一、國家或行業發展規劃

二、風力發電機組項目發起人和發起緣由 第二節風力發電機組項目發展概況

一、已進行的調查研究風力發電機組項目及其成果

二、試驗試制工作情況

三、廠址初勘和初步測量工作情況

四、風力發電機組項目建議書的編制、提出及審批過程 第三節 投資的必要性

第三章 風力發電機組項目市場分析與預測 第一節 市場調查

一、擬建風力發電機組項目產出物用途調查

二、產品現有生產能力調查

三、產品產量及銷售量調查

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四、替代產品調查

五、產品價格調查

六、國外市場調查 第二節 市場預測

一、國內市場需求預測

二、產品出口或進口替代分析

三、價格預測 第三節 市場推銷戰略

第四章 產品方案設計與營銷戰略 第一節 產品方案和建設規模

一、產品方案

二、建設規模

三、產品銷售收入預測 第二節 市場推銷戰略

一、推銷方式 二、推銷措施

三、促銷價格制度

四、產品銷售費用預測 第五章 建設條件與廠址選擇 第一節 資源和原材料

一、資源評述

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二、原材料及主要輔助材料供應

三、需要作生產試驗的原料 第二節 建設地區的選擇

一、自然條件

二、基礎設施

三、社會經濟條件

四、其它應考慮的因素 第三節 廠址選擇

一、廠址多方案比較

二、廠址推薦方案

第六章 風力發電機組項目技術、設備與工程方案 第一節 風力發電機組項目組成 第二節 生產技術方案

一、技術來源途徑

二、生產方法

三、技術參數和工藝流程

四、主要工藝設備選擇

五、主要原材料、燃料、動力消耗指標

六、主要生產車間布置方案 第三節 總平面布置和運輸

一、總平面布置原則

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二、廠內外運輸方案

三、倉儲方案

四、占地面積及分析 第四節 土建工程

一、主要建、構筑物的建筑特征與結構設計

二、特殊基礎工程的設計

三、建筑材料

四、土建工程造價估算 第五節 其他工程

一、給排水工程

二、動力及公用工程

三、地震設防

四、生活福利設施

第七章 建設用地、征地拆遷及移民安置分析 第一節 風力發電機組項目選址及用地方案 第二節 土地利用合理性分析 第三節 征地拆遷和移民安置規劃方案 第八章 資源利用與節能措施 第一節 資源利用分析

一、土地資源利用分析

二、水資源利用分析

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三、電能源利用分析 第二節 節能措施分析

一、土地資源節約措施

二、水資源節約措施

三、電能源節約措施

第九章 風力發電機組項目原材料供應及外部配套條件 第一節 主要原材料供應 第二節 燃料、加熱能源供應 第三節 給水供電 第四節 外部配套條件

第十章 風力發電機組項目進度與管理 第一節 工程建設管理

第二節 風力發電機組項目進度規劃 第三節 風力發電機組項目招標 第十一章 環境影響評價 第一節 建設地區的環境現狀

一、風力發電機組項目的地理位置

二、現有工礦企業分布情況

三、生活居住區分布情況和人口密度、健康狀況、地方病等情況

四、大氣、地下水、地面水的環境質量狀況

五、交通運輸情況

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六、其他社會經濟活動污染、破壞現狀資料 第二節 風力發電機組項目主要污染源和污染物

一、主要污染源

二、主要污染物

第三節 風力發電機組項目擬采用的環境保護標準 第四節 治理環境的方案

一、風力發電機組項目對周圍地區的地質、水文、氣象可能產生的影響

二、風力發電機組項目對周圍地區自然資源可能產生的影響

三、風力發電機組項目對周圍自然保護區、風景游覽區等可能產生的影響

四、各種污染物最終排放的治理措施和綜合利用方案

五、綠化措施，包括防護地帶的防護林和建設區域的綠化 第五節 環境監測制度的建議 第六節 環境保護投資估算 第七節 環境影響評論結論 第十二章 勞動保護與安全衛生 第一節 生產過程中職業危害因素的分析 第二節 職業安全衛生主要設施 第三節 勞動安全與職業衛生機構 第四節 消防措施和設施方案建議

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--------第十三章 企業組織和勞動定員 第一節 企業組織

一、企業組織形式

二、企業工作制度

第二節 勞動定員和人員培訓

一、勞動定員

二、年總工資和職工年平均工資估算

三、人員培訓及費用估算 第十四章 投資估算與資金籌措 第一節 風力發電機組項目總投資估算

一、固定資產投資總額

二、流動資金估算 第二節 資金籌措

一、資金來源

二、風力發電機組項目籌資方案 第三節 投資使用計劃

一、投資使用計劃

二、借款償還計劃

第十五章 財務與敏感性分析 第一節 生產成本和銷售收入估算

一、生產總成本估算

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二、單位成本

三、銷售收入估算 第二節 財務評價 第三節 國民經濟評價 第四節 不確定性分析

第五節 社會效益和社會影響分析

一、風力發電機組項目對國家政治和社會穩定的影響

二、風力發電機組項目與當地科技、文化發展水平的相互適應性

三、風力發電機組項目與當地基礎設施發展水平的相互適應性

四、風力發電機組項目與當地居民的宗教、民族習慣的相互適應性

五、風力發電機組項目對合理利用自然資源的影響

六、風力發電機組項目的國防效益或影響

七、對保護環境和生態平衡的影響 第十六章 風險分析 第一節 風險影響因素

一、可能面臨的風險因素

二、主要風險因素識別

第二節 風險影響程度及規避措施

一、風險影響程度評價

二、風險規避措施

第十七章 可行性研究結論與建議

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--------第一節 對推薦的擬建方案的結論性意見 第二節 對主要的對比方案進行說明

第三節 對可行性研究中尚未解決的主要問題提出解決辦法和建議 第四節 對應修改的主要問題進行說明，提出修改意見

第五節 對不可行的風力發電機組項目，提出不可行的主要問題及處理意見

第六節 可行性研究中主要爭議問題的結論 第十八章 財務報表 第十九章 附件

商業計劃書

商業計劃書撰寫目的

商業策劃書，也稱作商業計劃書，目的很簡單，它就是創業者手中的武器，是提供給投資者和一切對創業者的項目感興趣的人，向他們展現創業的潛力和價值，說服他們對項目進行投資和支持。因此，一份好的商業計劃書，要使人讀后，對下列問題非常清楚：

1、公司的商業機會；

2、創立公司，把握這一機會的進程 ；

3、所需要的資源；

4、風險和預期回報；

5、對你采取的行動的建議；

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6、行業趨勢分析。

撰寫商業計劃書的七項基本內容

一、項目簡介

二、產品/服務

三、開發市場

四、競爭對手

五、團隊成員

六、收入

七、財務計劃 商業策劃書用途

1、溝通工具

2、管理工具

3、承諾工具

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