风电场可研报告

河南省辉县市南旋风风电场工程1、项目基本情况本项目由吉电股份投资，辉县新能源公司建设，装机容量为 100MW，位于辉县市西侧的太行山麓山前地带，风机主要布置在南村镇南部和东部的山脊上，海拔在 536m 至 848m 之间，厂区面积 16.7km2，距离辉县市城区约 28 公里，省道 S229 通过场区范围，交通便利。辉县新能源公司成立于 2015 年 3 月 25 日，目前注册资本 16,000 万元。2、项目发展前景（1）当地政策的大力支持本项目位于河南省辉县市，地处太行山与华北平原结合部。《河南省能源中长期发展规划(2012—2030 年)》提出加快开发风能资源，以伏牛山、大别山、太行山区等浅山丘陵区为重点，加快集中开发型风电场建设。《河南省“十二五”能源发展规划》中也将加快新能源和可再生能源发展作为“十二五”期间的重点任务，提出加快发展风电，支持有实力、有经验的企业开展风能资源勘测开发，加快一批风电场项目建设。因此，本项目作为当地政策重点扶持的对象，具有良好的发展前景。（2）项目建设条件好，前景广阔南旋风风电场开发条件较好，对外交通便利，并网条件好，是建设风电场的较好场址。同时，该项目是公司在河南省投资建设的首个风电项目，对公司在河南省发展新能源具有重要的引领和促进作用。项目建设符合我公司“北稳西征南扩”的新能源发展战略，有利于加快电源结构调整，对于实现风电规模发展，提升上市公司盈利能力均具有重要意义。3、项目建设内容和经济评价河南省辉县市南旋风风电场工程总装机容量为 100MW，拟安装 50 台单机容量为 2.0MW 的风力发电机组，每台风机配套安装 1 台容量为 2200kV 箱式变压器。风电场新建一座 110kV 升压站，拟以 1 回 110kV 架空线路接入 110kV 前进变电站。本项目总投资规模 83,928 万元。根据《河南省辉县市南旋风风电场工程可行性研究报告》，项目建成投产后年上网发电量约为 19,148 万千瓦时。以本风电场生产运营期为 20 年，运营期内不考虑设备更新进行测算，项目预计全部投资内部收益率（税后）为 8.28%，税后投资回收期为 10.82 年，项目具有良好的市场前景。4、项目审批情况本项目已取得由新乡市发展和改革委员会出具的《新乡市发展和改革委员会关于河南省辉县市南旋风风电场建设项目核准的批复》（新发改能源[2014]665号）。

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星风力发电网讯:北方联合电力有限责任公司新能源分公司北方上都百万千瓦级风电基地项目可行性研究报告评审技术服务招标公告(招标编号：HNZB2020-03-3174)项目所在地区：内蒙古自治区1. 招标条件北方联合电力有限责任公司新能源分公司北方上都百万千瓦级风电基地项目可行性研究报告评审技术服务已由项目审批机关批准，项目资金为企业自筹,招标人为北方联合电力有限责任公司新能源分公司。本工程已具备招标条件，现进行公开招标。2. 项目概况与招标范围项目概况：北方上都百万千瓦级风电基地项目位于内蒙古自治区锡林郭勒盟正蓝旗及多伦县境内。工程规划装机容量为1600MW，其中正蓝旗境内装机容量为1100MW；多伦县境内装机容量为500MW。风场区域内拟建5座220KV升压站。其中正蓝旗规划场址内拟新建三座220kV升压站；多伦规划场址内拟新建两座220kV 升压站。5 座新建风电场升压站通过3 回220kV 架空线路汇集至上都电厂新建500kV汇集站，通过2 组500kV 自耦变升压并扩建500kV 配电装置后，接入上都电厂500kV 升压站，利用电厂3 回500kV 线路送出。规模：该项目规划容量为160万千瓦。服务期：需经招标方确认后5个工作日内召开北方上都百万千瓦级风电基地项目可行性研究报告评审会议，按照评审标准，对该项目可研报告进行评审，在会议召开后5个工作日内出具该项目可研报告正式审查意见，并提交至招标方。范围：本招标项目划分为一个标段，投标人负责召开北方上都百万千瓦级风电基地项目可行性研究报告评审会议，组织专家按照评审标准，对该项目可研报告进行评审工作。并将该项目可研报告正式审查意见纸质版提交至招标方。3. 投标人资格要求3.1 通用资格条件3.1.1 投标人为中华人民共和国境内合法注册的独立企业法人或其他组织，具有独立承担民事责任能力，具有独立订立合同的权利；3.1.2 投标人财务、信誉等方面应具备下列条件：(1) 没有处于被责令停产、停业或进入破产程序，且资产未被重组、接管和冻结，也未被司法机关采取财产保全或强制执行措施；(2) 没有处于行政主管部门或中国华能集团有限公司系统内单位相关文件确认的禁止投标的处罚期间内；(3) 近三年没有骗取中标或严重违约，没有经有关部门认定的因投标人引起的重大质量或安全事故；(4) 未被人民法院纳入“失信被执行人”名单或其有关信息已从失信被执行人名单库中删除。3.2 专用资格条件3.2.1 资质等级要求：投标人须具有国家能源局第一批研究咨询基地资格，且投标人注册资本金2000万元及以上。3.2.2 投标人提供近三年(合同签订日期为2017年1月1日至2019年12月31日)，不少于两份规模容量不低于100万千瓦的外送风电基地类项目的可研评审合同业绩(附合同关键页影印件)。3.2.3本工程不允许联合体投标。4. 招标文件的获取获取时间：从2020年4月2日10:00起至2020年4月8日17:00止。获取方式：4.1 购买：在招标文件发售期内可线上购买招标文件。点击左侧快捷菜单“购买招标文件”中“购买”按钮进行购买或者点击“加入购物车”后,选择“我的购物车”进行批量购买，招标文件支付方式只支持网上支付(仅限个人网银)。4.2 联系人：投标人在购买招标文件页面中填写的联系人，务必填写本次投标的业务联系人，在发标、澄清、评标期间等环节的通知，将以短信形式发送到该联系人手机上。4.3下载：招标文件费用支付成功后，点击“投标管理-->文件下载”，在点击确认下载后便可获得到招标文件。4.4客服：招标文件购买失败或其他问题，请与客服中心(400-010-1086)联系。4.5 招标文件费：招标文件每标段售价800元，除招标人或招标代理机构的原因外，售后不退。5. 投标文件的递交5.1 递交截止时间： 2020年4月22日10时00分5.2 递交方式：中国华能集团有限公司电子商务平台(http://ec.chng.com.cn)上传电子文件递交。6. 开标时间及地点开标时间： 2020年4月22日10时00分开标地点：中国华能集团有限公司电子商务平台(http://ec.chng.com.cn)。开标时间开始后，由招标代理机构在中国华能集团有限公司电子商务平台上点击投标文件启动解密按钮，各投标人在线解密各自投标文件。递交过程记录在案，以存档备查。7. 其他7.1 发布招标公告的媒介。本次公告在中国电力招标网、中国华能集团有限公司电子商务平台(http://ec.chng.com.cn)发布。因轻信其他组织、个人或媒介提供的信息而造成的损失，招标人、招标代理机构概不负责。7.2 注册、登录7.2.1. 本工程通过中国华能集团有限公司电子商务平台进行投标人注册、购买文件、下载文件、网上投标、澄清等工作，投标人须访问中国华能集团有限公司电子商务平台完成注册、交费、下载文件等有关操作。中国华能集团有限公司电子商务平台用以下2种方式登陆(已在原中国华能集团有限公司电子商务平台注册过的，原用户名保持不变，初始密码统一为：Q1w2e3r4，请用户登录后尽快修改密码)：(1) 访问中国华能集团有限公司电子商务平台，点击导航栏的“电子招投标”栏目，进入电子招投标登陆页面；(2) 直接通过(bidding.ec.chng.com.cn/ebidding)二级域名登陆；7.2.2.未在中国华能集团有限公司电子商务平台注册过的新供应商请点击“用户注册”按钮完成注册流程。供应商注册成功后，还需申请成为潜在供应商，申请后请耐心等待中国华能集团有限公司电子商务平台运维人员的审核,审核结果会以短信形式发送通知，只有审核合格的供应商才能参与中国华能集团有限公司电子商务平台相关业务。7.3 CA证书办理及驱动下载CA证书用于确保招标投标过程文件合法性及投标文件保密性。没有办理CA数字证书的，无法加解密投标文件，也无法参加网上开标。登陆中国华能集团有限公司电子商务平台后，系统自动弹出CA数字证书在线办理提示窗口，办理 CA证书需要3-5天时间，请合理安排时间及时办理，以免耽误后续工作。中国华能集团有限公司电子商务平台由工信部认证的 32家CA机构之一的北京国富安电子商务安全认证有限公司颁发 CA数字证书，在提交CA数字证书在线办理后，及时与国富安公司联系进行督办。CA数字证书驱动下载：登陆中国华能集团有限公司电子商务平台后，在首页的右下方“常用文件”模块中下载名为“中国华能集团有限公司电子商务平台驱动程序.Zip”的压缩文件进行解压安装，下载前请退出 360安全卫士等其他的防病毒软件。CA办理及硬件出现的任何问题，请直接联系北京国富安电子商务安全认证有限公司。联系人：CA 客服；联系电话：010-581035997.4 投标文件的递交注意事项7.4.1. 逾期送达的投标文件，中国华能集团有限公司电子商务平台将予以拒收。7.4.2. 投标人请于递交截止时间前登陆中国华能集团有限公司电子商务平台进入投标文件递交页面。投标人的电脑和网络环境应当按照招标文件要求自行准备，因投标人电脑配置或网络环境不符合招标文件要求而导致递交解密失败的，产生的后果由投标人自行承担。8. 监督部门本招标项目的监督部门为华能招标有限公司风险控制部。电话400-010-1086.9. 联系方式招标人：北方联合电力有限责任公司新能源分公司地址：内蒙古自治区呼和浩特市玉泉区锡林郭勒南路电力综合楼7楼联系人：吕虹宇电话：18047496690电子邮件： lvhongyu2010@126.com招标代理机构：华能招标有限公司地 址：北京市昌平区北七家镇七北路10号联 系 人：400-010-1086转8310(刘先生)电 子 邮 件：hnzbbf@163.com免责声明：以上内容转载自北极星风力发电网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

吉林长岭腰井子风电场二期工程1、项目基本情况本项目由吉电股份投资，长二公司建设，装机容量 49.5MW，位于长岭县的西北部，长岭县腰井子种马场境内两半山村，东距乌兰敖都约 14km，场区面积约 17km2，距长岭县直线距离约为 50km。长二公司成立于 2011 年 12 月 1 日，目前注册资本 10,300 万元。2、项目发展前景（1）当地政策的大力支持《吉林省新能源和可再生能源“十二五”发展规划》提出把新能源和可再生能源作为吉林省重要的战略性新兴产业，大力发展风电，加快发展生物质能、太阳能、水能、积极促进地热能源多元化利用，加强农村能源开发建设。（2）当地风能资源丰富吉林省内风能资源较为丰富，风能品质高，与国内其他地区相比，吉林省风能资源具有风切变大、风速稳定、极端最大风速小、空气密度大、可开发面积大等特点。本项目位于吉林省长岭县，根据“风电场风能资源评估方法”风功率密度等级表规定，工程的风能资源为 2 级标准，在当前的风场建设投资成本和风电。电价水平上，基本具备开发条件。（3）为进入特高压直流外送通道奠定基础为解决东北地区“窝电”问题，国家能源局正在论证通辽扎鲁特至山东青州±800 千伏特高压直流输电线路建设等相关事宜，并初步确定 2018 年投入运行。由于该条外送通道主要解决东北地区存量电源项目窝电问题，因此本项目在该条线路开工前投入运行，有利于纳入外送通道电源规划，实现项目效益长久最大化。3、项目建设内容和经济评价吉林长岭腰井子风电场项目规划装机容量 300MW，分期开发，本项目为二期工程，装机规模为 49.5MW，拟安装 33 台单机容量为 1,500kW 风力发电机组。吉林长岭腰井子风电场二期所发出的的电能通过同期建设的 35kV 联网线路，接至风电场前期已建成的 220kV 升压变电站。本项目动态总投资规模 39,523 万元。根据《吉林长岭腰井子风电场二期工程可行性研究报告》，项目建成投产后年上网发电量约为 10,485 万千瓦时。以本风电场生产运营期为 20 年进行测算，项目预计全部投资内部收益率（税后）为 8.65%，税后投资回收期为 9.99 年，项目具有良好的市场前景。4、项目审批情况本项目已取得由吉林省发展和改革委员会出具的《关于长岭腰井子风电场二期工程项目核准的批复》（吉发改审批[2012]356 号）。

研究报告内容摘要：事项：日前国信电新从产业链获悉国电投2020年第六批风机集中采购(通辽1GW、阿拉善0.4G)已经开标，12家风机厂商设备容量投标均价位于3047-3290元/千瓦，符合我们之前对大基地机型均价位于3000-3300元的预测。预期最终入围的四家企业可能有三家来自行业前五，机组选型集中在单机功率4.5-4.8MW，叶轮直径146米以上。国信电新观点：国电投外送基地项目的投标具有代表意义：1)单位扫风面积是业主考虑机组性能的主要因素之一，在单机功率集中在4.5-4.8MW的大背景下，155米以上叶轮直径中标几率更大；2)风机品牌和行业地位也是重要考虑因素；3)按最低报价3047元计算，待未来1-2年大机组实现批量化生产，整机成本有望下降至2250元以下，风机毛利率达到17%，但产业仍需要更高的市场集中度来分摊研发费用。4)风险提示：风电消纳出现新的瓶颈问题，导致装机不达预期。投资建议：风电重回三北平价大基地以后，过去5年迭代降本潜力得以爆发式体现，低成本大叶片是竞争关键要素，平价时代风机毛利率/净利率相较于2019年还会继续提升。我们认为2021年行业发展规模和盈利水平将远超市场预期，建议把握当前底部配置机遇。重点推荐：明阳智能、天顺风能、金风科技、运达股份。风险提示风电消纳出现新的瓶颈问题，导致装机不达预期。（文章来源：国信证券）

如需报告请登录【未来智库】。1、陆上风电行业发展情况1.1. 全球陆上风电发展情况 从 2001 年至 2019 年，全球陆上风电实现了快速发展。从目前的发展状况来看，主要可 以分为三个阶段。第一阶段是 2001-2008 年，全球风电行业处于迅速发展期，新增风电装 机容量年复合增长率 22.5%。第二阶段是在 2009-2012 年，可以称为全球风电整合期，年 度装机增速放缓，新增风电装机量年复合增长率下降至 5%；第三阶段是 2013 至 2019 年 底，全球风电再次进入成长期，中国是这次成长的重要贡献者，该阶段风机整机应用技术 提升、电场管理效率增强、度电成本优势逐步显现，新增风电装机年复合增长率达到7.49%。1.1.1. 装机量 2019 年，全球陆上风电新增装机量 53.2GW，较 2018 年的 46.8GW 提升 13.68%；累计装 机量达到 621.3GW。我们预期 2020 年全球新增装机量有望突破 60GW，累计装机量达到 680GW 以上。2020 年中国陆上风电抢装，将成为全球新增装机量的重要贡献者。1.1.2. 发电量情况 根据 IEA 的数据，2019 年 1-11 月 OECD 成员国风电发电量 744Twh，同比增长 12.3%，占 总发电量 7.71%。其中，美洲风电发电量 322.1Twh，同比增长 10.8%；亚洲和大洋洲发电量 30.6Twh，同比 增长 18.7%；欧洲风电发电量 391.3Twh，同比增长 13%。值得注意的是，亚洲和大洋洲的 发电量增幅最为显著。从各类发电量占比角度来看， 2019 年 1-11 月的可再生能源发电占比由 2018 同期的 27.04% 提高至 28.8%，增长了 1.76 个百分点。其中，风力发电 2019 年占比 8.78%，较 2018 年的 6.8%提升 1.98 个百分点。我们认为，2020 年可再生能源发电占比将继续保持增长态势，有 望贡献 30%的发电量，风电贡献发电量占比有望突破 10%。1.1.3. 各国政策退坡带来的影响 全球各地风电开发逐渐开始转向新能源竞价招标，未来新能源市场的机制将是平价。因此， 补贴退坡是各国普遍要面临的问题。然而，并不是每一个国家都能实现从固定上网电价机 制平稳过度到竞价招标机制。根据 GWEC 数据，在中国、美国、德国和印度四个风电发展 大国中，德国和印度已经遇到了发展瓶颈。1.1.3.1. 德国 2017 年，德国《可再生能源法》修订，降低投标水平。相较于之前规定的 24 个月执行期， 公民所有的风电厂被授予了 54 个月的延长执行期限，也被授予了建设许可证。结果随着 规则被取消，出价非常低，仅为 38EUR/Mwh，虽然达到了可接受的水平，但拖延批准过 程导致认购不足和市场活动整体放缓。从 2017 年开始，超过 170 万千瓦的装机量尚未分 配。2019 年认购不足的比例上升至约 60%。此外，虽然拥有较长的建设期，2017 年核准 的项目到 2019 年完成率仅为 6%。于是，政府再次做出政策调整，对招标要求进行改革， 但出现了新的问题。由于法律诉讼问题，11GW 不能参与招标或对招标设置了限制，其中 主要原因是环境影响问题。在招标政策调整和环评的影响下，德国最大的本土主机商面临 着几乎破产的局面，只能求助于地方政府。1.1.3.2. 印度 印度将于 2017 年首次对陆上风能进行拍卖。引入拍卖旨在完成 2022 年 60GW 陆上风电的 装机目标，但现在来看很难达成。风能拍卖的认购不足，到 2019 年只有 2.9GW 被认购。 并且，在拍卖后，如果中标者想要在古吉拉特邦签署 PPA，会要求匹配最低的出价。另外， 印度也面临招标政策、土地使用以及电网问题，整体装机量缩水 8GW。1.1.3.3. 美国 2019 年 12 月 19 日，美国国会通过了一项支出和税收法案，将目前的陆上风电生产税收 抵免再延长一年。如果2020年开始建设，将享受60%的生产税收抵免，相当于1.5美分/kwh。 这意味着美国将在 2024 年再次经历一轮抢装。1.1.4. 未来全球陆上风电主要市场 直到 2050 年，亚洲将始终主导全球陆上风力发电设施，其次是北美和欧洲。我们认为， 中国和美国是贡献装机量的核心力量。受补贴政策影响，中国和美国的风电装机量在 2020 年会出现临时性的增长，抢装结束后，预期全球每年的新增装机预期将保持在60GW以上。 根据 GWEC 数据，到 2023 年全球风电累计装机有望达到 900GW。1.2. 国内陆上风电发展情况 在过去的 10 年里，风电行业从萌芽期、探索期一直发展到现阶段的快速成长期，每段时 期都在向着更高的目标奋进，在并网量、发电量、利用小时数、弃风率、弃电量等方面都 取得了重大进步，向着国际水平靠拢。2018 年开始，我国已经成为全球风电装机量增长最 为显著的国家之一。 1.2.1. 国内并网量 2019 年，全国累计并网容量 21005 万千瓦，同比增长 14%。年内新增风电并网容量为 2579万千瓦，较 2018 年的 2059 万千瓦增长 25.25%。我们认为，由于 5 月份出台补贴退坡政策 后，为了能够尽快并网，有开发厂商加快了电场建设速度，造成 2019 年并网量出现显著 增长的情况，这种增长预期会持续到 2020 年末，我们认为 2020 年累计并网容量有望突破 24000 万千万时。1.2.2. 发电量 2019 年，全国风电发电量 4057 亿千瓦时，同比增长 10.85%。其中，内蒙古贡献发电量 666 亿千瓦时，同比增长 5.38%，居全国之首；此外，新疆发电量 413 亿千瓦时，同比增 长 15.04%；河北发电量 318 亿千瓦时，同比增长 12.37%；云南发电量 242 亿千瓦时，同比 增长 10%。1.2.3. 利用小时数 2019 年，全国平均风电利用小时数 2082 小时，较去年下降 13 小时。平均利用小时数较 高的省份是云南和福建，分别为 2808 小时和 2639 小时。此外，利用小时数增长显著的有 5 个省份，西藏 2173 小时，同比上升 16.64%；四川 2553 小时，同比上升 9.45%；青海 1743 小时，同比上升 14.37%；新疆 2147 小时，同比上升 10.05%；天津 1965 小时，同比上升7.38%。1.2.4. 弃风弃电率情况 2019 年，全国平均风电利用率 96%，平均弃风率 4%，弃风率同比下降 3 个百分点。其中， 甘肃、新疆和吉林地区弃风率下降显著，分别为 11.4 个百分点、8.9 个百分点和 4.3 个百 分点。全国弃风电量 168.6 亿千瓦时，同比减少 108.4 亿千瓦时。新疆、甘肃、内蒙古地区弃电 量分别减少 40.8、35.2、21.2 亿千瓦时。虽然这些地区弃风量有明显的改善，但在全国范 围内，仍属于弃风仍较为严重的地区。目前新疆弃风率 14%，弃风电量 66.1 亿千瓦时；甘肃弃风率 8%，弃风电量 18.8 亿千瓦时；内蒙古弃风率 7.1%，弃风电量 51.2 亿千瓦时。1.2.5. 补贴退坡政策 国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，对陆上和海上风电的电价及补贴 期限提出了新的要求。1.2.5.1. 陆上风电 将陆上风电标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞 争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。2019 年 I～IV 类资源区的新核准陆上风电 指导价分别调整为每千瓦时 0.34 元、0.39 元、0.43 元、0.52 元（含税）；2020 年指导价分 别调整为每千瓦时 0.29 元、0.34 元、0.38 元、0.47 元。指导价低于当地燃煤机组标杆上网 电价的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。参与分布式市场化交易的分散式风电 上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴。不参与分布式市场化交 易的分散式风电项目，执行项目所在资源区指导价。并且，通知对并网时间做出了限制， 2018 年底前核准的陆上风电项目，2020 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019 年 1 月 1 日至 2020 年底前核准的陆上风电项目，2021 年底前仍未完成并网的，国家不再补 贴。自 2021 年 1 月 1 日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。本次补贴退坡政策较 2015 年的补贴退坡政策，带来的影响程度也有所不同。我们对两次 的政策进行比对，补贴退坡强调范围有所变化，2015 年的政策给出了 2016 和 2018 年的标杆电价，而 2019 年废止了标杆电价，改为指导价。并且，2015 年的补贴退坡主要是针 对 I～III 类风区，IV 类风区降幅较小。而 2019 年的新政策是对所有风区进行降价，范围更 广。此外，2015 年的政策要求 2016 年、2018 年等年份 1 月 1 日以后核准的陆上风电项目 分别执行 2016 年、2018 年的上网标杆电价，补贴参照的是核准时间，而 2019 年新政策 参照的是并网时间。因此，新政策对取得补贴的要求更为严格。值得注意的是，2019 新政 策对分散式单独做出要求，而在 2015 年的政策里并未涉及，我们预期，我国分散式项目 将逐步开始走上风电发展舞台。由于新的补贴政策以并网时间为节点，开发商为了能够按时并网，获得预期的上网电价， 加快建设速度，缩短工期，导致新一轮抢装潮到来。由于风机、塔筒的交付周期不同，价 格、订单量、排产情况受抢装潮影响的程度也有所不同。1.2.6. 关于补贴分配问题 2020 年春节前期，国家接连发布了《可再生能源电价附加补助资金管理办法》、《关于促进 非水可再生能源发电健康发展的若干意见》和《关于 2020 年风电、光伏发电项目建设有 关事项的通知（征求意见稿）》三个文件，对风电、光伏等非水可再生能源提出新的管理 要求。文件中，项目的补贴方式和核准要求值得注意。首先，政策对补贴进行要求，提出以收定 支，合理确定新增补贴项目规模。这个主要是根据基金征收情况和用电量增长等因素，预 计 2020 年新增补贴资金额度为 50 亿。目前，明确给出在 50 亿补贴中，光伏补贴规模占 15 亿元，剩余 35 亿由风电和生物质发电来分配。具体到风电补贴方面，有补贴的陆上风 电按照两项约束进行规模管控，第一是“十三五”可再生能源规划对于各省的风电设定的 发展目标，第二是消纳能力。根据国家发改委和国家能源局共同发布的《电力发展“十三 五”规划》， 要求“十三五”期间，风电新增投产 0.79 亿千瓦以上，2020 年全国风电装 机达到 2.1 亿千瓦以上。截至 2019 年，我国风电累计并网容量 21005 万千瓦，已经达到 十三五规划的要求。因此，我们认为这 50 亿补贴中留给风电的补贴非常有限。此外，风 电项目核准方面，政策要求以明、后两年电网消纳能力为依据合理安排新增核准（备案） 项目规模；但是今年的核准的项目最快也是明年建设，今年在建的项目都是 2019 年及以 前核准的，因此对目前在建项目没有影响。2. 2020-2030 行业发展阶段思考我们认为，2020-2030 年是整个风电行业发展变革的重要阶段，变革后将会呈现和现在截 然不同的产业格局，因此我们将这 11 年划分为 5 个不同的阶段，每个阶段都表现出不同 的特点，并有各类项目共同支撑，需要逐一进行分析。2.1. 2020 抢装期，补贴时代与平价时代的交界 2020 年底是陆上风电补贴的最后期限，行业年内将进行最后一轮补贴抢装。这一年，我们 需要重点关注吊装量、弃风率、电网并网能力。2.1.1. 2020 实际能够完成的吊装量 我们对国内主力整机制造商 2016-2019 年的出货量做了统计，并对 2020 年的整机交付量 做出预期，受到零部件齐套率、产品运输距离等多方面影响，按照目前各大企业的产能、 市占率情况，我们预期 2020 年主机交付量约在 35-40GW 之间。主力厂商为金风科技、远 景能源、运达股份、明阳智能、上海电气，这五家厂商将贡献约 75%的装机量。风机交付一般是和其他部件（如塔筒）同一时间运输到现场，工程方统一进行吊装，因此 风机交付后基本能尽快完成吊装。根据 2013-2019 风电吊装量数据，风机的交付量和风机 吊装量基本吻合，因此我们预期 2020 年的风机吊装量约为 35-40GW。2.1.2. 2020 年电网承受能力 电网的并网容量要分为保障弃风率不出现显著上升情况下的健康并网量（最小并网量）及 电网承受能力极限（最大并网量）两种情况讨论，得出 2020 年的并网容量区间。2014 至 2019 年，全国年度新增并网容量区间为 14.99GW-32.97GW。近两年来，年新增 并网容量均在 20GW 左右波动，全国弃风率呈现下滑态势，意味着 20GW 的年新增容量是 可以消纳掉的。从用电看，根据国家发改委数据，2019 年 1—11 月全国全社会用电量同比 增长 4.5%，用电量稳步增长。并且，火电持续控制发电量，给新能源发电让步，我们预期 在保证弃风率没有出现显著上涨的情况下，2020 年的健康并网量可以达到 27-28GW。若 从电网承受极限来分析，2015 年的新增并网容量为 32.97GW，基本是当年电网所能承受 的极限水平。经过 5 年的发展，我们预期 2020 年电网承受极限约为 35GW，略高于 2015 年。我们预期并网量范围为 27-35GW 之间，实际并网量大概率在 27-30GW 之间。2.1.3. 弃风率管控风电场的弃风率和弃电量一直是政府、电网及企业管控的核心。2015 年风电行业经历了发 展史上第一次补贴退坡，风电抢装导致年内风机吊装量 30.5GW，同比增长 31.5%；新增并 网容量 32.97GW，同比上升 23.53%，2015-2016 两年的弃风率显著上升。特别是内蒙古、 吉林、黑龙江、新疆、甘肃、宁夏这些地区。例如，新疆省 2015 和 2016 年的弃风率分别 为 31.94%和 38%，依靠政府持续调控，2019 年首次降低到 14%。我们认为，地方政府会倾 向于保护 5 年来的消纳协调成果，在保证弃风率没有显著上升情况下有序并网，达到 35GW 极限并网概率较低。2.1.4. 可能出现的并网解决方案2019 年招标的陆上风电项目约为 52.17GW，2020 年即使按照并网极限 35GW 来计算，已 招标的项目只能并网 67.09%。因此，为了避免环评水保、可研报告、风机塔筒设备等前期 投入成本沦为沉没成本，这些企业只能在 2020 年后逐步并网。我国风电开发主体目前仍 以央企为主，能否尽可能多的并网获得补贴电价，达到可研报告给出的 IRR 取决于央企与 地方政府、电网之间的协调。2.1.4.1. 顺延并网截止日期，有序并网为减轻地方电网的承受压力并保障弃风弃电率不会出现显著上涨，预期会有部分地区尝试 顺延并网截止日。例如，在一定日期前完成风机吊装，但受电网、消纳等影响没能在 2020 年底并网的机组，可将并网截止日期顺延 1-2 个季度，并网后电场仍享受 2020 年的补贴 电价，超过顺延时限后不再补贴。2.1.4.2. 部分并网，获得补贴电价若并网截止日期不能顺延，或可采取部分并网的方式。将可并网的装机量分配给待并网的 电场，让这些电场都有一部分风机可在 2020 年内并网，拿到补贴电价，剩余部分装机 2020 年后并网，按照平价电价处理。亦或是风机部分并网后，默认该电场整场并网，享受补贴电价，未并网部分在 2020 年后有序并网。这种方式可以减轻或免除由于并网限制给开发 商带来的电价损失。2.2. 2021-2022 项目存量消耗期 2.2.1. 装机量预期2021-2022 年以消耗存量项目为主，包括递延并网的补贴项目、平价大基地项目、目前核 准的分散式以及自愿转为平价项目。2.2.1.1. 2020 年顺延并网的项目数据显示，2019 年陆上风电招标量约为 52.17GW。我们认为，即使按照电网承受极限 35GW 并网，依旧有 33%的容量需要递延到 2020 年后并网。根据实际并网能力，我们预期大约有 25GW-30GW 容量需要在 2020 年后实现并网。2.2.1.2. 平价大基地项目2019 年已核准的平价大基地项目中，兴安盟和乌兰察布项目已完成招标，其余 8.96GW 预 期在 2020 年开始招标。这些项目将从 2021 年开始陆续建成投产。2.2.1.3. 自愿转为平价的项目2019 年一季度，国家发改委公布了第一批拟建平价上网项目信息表，除了广东省连州市龙 坪镇、星子镇 100MW 风力发电项目给出 2021 年 9 月预投产时间外，有大约 3GW 的项目 尚未给出预期投产时间。其中，山东省 25 万千瓦、河南省 110 万千瓦、湖南省 35.9 万千 瓦，特别是吉林省有 119 万千瓦的项目是存量项目自愿转为平价上网项目。我们认为，部 分开发厂商由于各种问题不能按时开工时建设，为了不使前期投资变为沉没成本，大多有 意愿转为平价项目。并且，市场预期长期电价还有向下趋势，开发商更愿意尽早并网发电， 会尽量将这些存量项目尽快执行。我们预期，这些项目将在 2021-2022 年逐步建成投产。2.2.1.4. 分散式崭露头角 2019 年开始，政府鼓励分散式风电项目的意向愈发显著。分散式可以在大型商业和工业区 应用，未来可以实现自我发电，自我消纳，核心竞争力是电价便宜，符合我国电价下调的 长期趋势。截至目前，共 14 个省市下发了利好分散式风电的相关政策。包括湖北、山东、 河南、内蒙古 、内蒙古赤峰市、黑龙江、广东、青海、广西、安徽铜陵市、安徽滁州市、 安徽池州市、宁夏、天津等。近期，湖北、辽宁、安徽、江西、内蒙、吉林六省已核准的 分散式项目达到 2.78GW，这些项目预期将在 2020 年后开始建设。综上所述，我们认为，我们预期，2020 年风机吊装量为 35-40GW 之间，实际并网量在 27-30GW 之间。平价以后，2021-2022 年，补贴递延项目、平价大基地项目、分散式发电 项目等需要处理的存量项目容量约为 50GW，年装机量不会出现断崖式下滑。2.3. 2023-2024 行业整合期 长期来看，市场现状将反映出风电在绝大多数市场上已达到商业水平。风电产业正在向更 成熟、无补贴的可再生能源产业转型。这种转变将导致一个高度竞争的市场，并将推动行 业进一步整合。 2023-2024 年大概率是行业发展相对艰苦的时期，各大厂商为度过整合期， 提供服务的方向、公司发展路径会出现变革。整机厂商需要依靠逐步发展起来的运维服务、 平价大基地、分散式项目支撑。2.3.1. 平价基地及分散式风电保证基础装机量 由于抢装项目以及前期的平价项目消耗殆尽，此时执行的大多是 2021 年后核准的项目。 这些项目主要以平价基地和分散式项目构成。我们预期，年装机量在 20GW 左右，整机厂 商仍可以维持现在的行业竞争格局，若新增装机量低于 18GW，对风机行业特别是整机厂 商降造成打击，迫使部分整机厂退出行业，行业出现第二轮洗牌。2.3.2. 运维服务发展将受到空前的重视 风电场生命周期主要分为前期建设和后期运维两大阶段。随着风电场建设速度加快，存量 风机开始走出质保期，后期运维市场已经开始成长。国内外运维市场增量主要有两类，第 一类是国内即将出质保期的机组。风电机组质保期是 3 到 5 年， 一般小型机组是 3 年， 大型机组是 5 年。近些年的装机以中大型机组为主，我们假定这些机组质保期为 5 年。那么 2015 年这批机组将在 2020 年集中出质保期，开始为期 15 年的后期运维服务。2015 年是风电发展史上装机量增长较快的一年，年内新增装机并网量为 32.97GW。因此，2020 年运维市场容量将显著扩张。并且，由于目前的风电项目均享受补贴，开发商降本重心放 在一次性投资上，对后期运费服务考虑较少，所以项目招标很少包括第 6 年至第 20 年的 运维服务。风机出质保期后，多数需要再次进行运维服务招标。因此，2020 年至 2024 年， 国内运维市场容量将有望增加 110GW。第二类运维市场增量是存量机组。一些国内或国外的主机厂随着市场发展逐步被淘汰，已 经没有能力对过去供应的风机提供运维服务，需要其他主机厂商提供服务。这种情况的市 场空间也相对较大。2.3.2.1. 平价时代到来，运维市场前景广阔由于一次性设备投入成本可压缩空间非常有限， 2020 年后，风电平价项目为了控制成本， 只能压缩运维层面的费用。部分平价项目在建设招标时，倾向于采用报风机价格和第 6 年 到第 20 年运维费用总价的模式，提前锁定运维成本，并且这种模式有望成为未来风电建 设维护的发展趋势。因此，2020 年后的部分平价项目运维服务供应商将在风电场项目招标 时就能确定，市场发展前景较好。2.3.2.2. 运维服务招标情况国内开发商以大型央企、国企为主，偏好自行搭建运维团队为风电场提供运维服务。但是 由于知识结构、技术能力、人力成本等方面的限制，造成风电场运营效率下降，运维成本 持续攀升，这种模式长期将被打破。近期，已有多家企业开始对外进行风电场运维服务招 标，希望以此提高风电场发电效率，降低运维成本。2.4. 2025-2030 换机潮初始期 2025 年，存量风机开始进入更迭阶段。风机使用寿命到期后，若重新供电意味着替换整 个风力涡轮机系统组件或用先进高效的技术对涡轮机或特定的组件，如转子、齿轮箱进行 升级改造，同时仍然保留现有的组件，如基础和塔。目前，每年风能投资的大部分用于安装新的陆上风力发电能力，而替换已退役的装机容量所需的份额几乎微不足道。然而，在 未来的几十年里，将需要投资的一部分来取代现有的风力发电能力，使其达到寿命的终点。我国风电机组生命周期为 20 年，到 2025 年，2005 年的机组使用寿命期满，需要更换新 的机组。历史上 2005-2009 年是我国风电行业的快速发展期，风机年吊装量增长率超过 100%。2005 年内的装机量约 0.51GW，是风机吊装量放量的开端，2006 年和 2007 年的风 机吊装量分别为 1.29GW 和 3.31GW。因此，2025-2027 年使用寿命到期的风机容量约为 5.1GW。由于风机发展初期技术尚不成熟，以小机组为主，发电效率较低，通过技改延长 风机寿命的性价比较差。因此，开发商更倾向于替换新机，保障发电效率，而不是单纯做 技改。2.5. 2028-2030 平稳发展期2028-2030 年，需要替换的风机数量逐年增加。根据 IRENA 数据， 2020 年，欧洲 28%的 风力涡轮机装机容量超过了使用寿命，预计到 2030 年，北美四分之一的风力涡轮机将达 到使用寿命的极限。由于装机容量越来越大，使用寿命到期的机组越来越多，需要的投资 也逐渐上升。到 2040 年，替换老机组将需要每年平均三分之一以上的陆上风能投资，以 先进技术取代现有的发电能力。对于我国，由于 2008-2010 年开始年装机量较大，分别为 6.15GW、13.8GW、18.8GW， 2028 年后需要更换的风机数量逐步上升，可以带来相对稳定的替换装机量。再加上平价基 地和分散式项目装机量的支撑，主机年装机量有望再次回到 25GW 的水平，行业再次进入 平稳发展阶段。3. 未来预期我们预期，2020 年风机吊装量为 35-40GW 之间，实际并网量在 27-30GW 之间。平价以 后，2021-2022，需要消纳的存量项目容量约为 50GW，年装机量不会断崖式下滑。 2023-2024 年预期是行业最为艰难的时期，需要依靠平价基地、分散式及运维服务支撑。 若装机量低于 18GW，将对主机厂造成打击，行业进行新一轮洗牌，能够提供风电场全生 命周期服务的主机厂商最终将赢得市场。 2025 年后新机组开始逐步替换 2005 年的老机组， 装机量开始稳定下来。2027 年后，需要更换的风机数量逐步上升，主机年吊装量再次稳定 下来。……（报告来源：天风证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星风力发电网讯:4月3日，国电河南新能源有限公司济源三期风电项目送出工程可研报告取得国网河南省电力公司批复，可研报告的批复为送出工程核准和送出工程建设奠定了坚实的基础。济源三期风电项目是110kV输变电工程，送出工程全长35公里，是济源电网西部山区送至东部负荷中心的重要电力走廊，本工程不仅能够扭转西部山区消纳困难的不利局面，有效解决三期风电项目电量外送问题，也作为两个规划变电站和三一风电外送通道。因本工程线路长，项目投资金额大，有别于其他地市级批复的110kV工程，由省电力公司负责把关审查，需经过市、省经研院、工程咨询公司等五批次的反复审查。为保证项目进度，项目人员时刻紧盯各个环节，提前沟通确定审查时间，各环节实现无缝衔接，有效压缩了流转时间。下一步项目人员将紧盯送出工程核准，并做好济源三期风电项目工程准备。原标题:新能源公司济源三期风电项目送出工程可研报告取得国网河南省电力公司批复免责声明：以上内容转载自北极星电力新闻网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星风力发电网讯:国信新洋风电、国信淮安风电配套储能项目可行性研究报告编制中标候选人公示免责声明：以上内容转载自北极星风力发电网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

风力发电是指把风的动能转为电能。风能是一种清洁无公害的的可再生能源能源，因地制宜地利用风力发电是促进能源结构调整的重要方向之一。风力发电设备是利用风能产生电能的设备，目前我国风力发电设备制造业已经完全实现市场化。1、政策分析历年来我国对风电行业的政策一直是鼓励发展、促进技术升级、降低应用成本、不断提升风力发电量占总发电量的比重。但根据行业发展所处的不同阶段及其发展过程中出现的问题，政府又会对支持政策作适当的调整。2005-2008年为政策扶持期，鼓励风电产业大力发展。2009-2012年为政策调整及监管期，国家政策侧重抑制产能盲目扩张、规范行业秩序，鼓励技术升级、提升产品质量。2013年至今为政策配合期，鼓励北消纳、南新增，引导行业有序、良性增长，推出一系列政策推动风电行业在技术、管理等方面进一步创新，不断降低风电成本，实现风电与火电等常规能源市场化竞争的目标，建立起可再生能源发展的长效机制。2、市场分析（1）我国风电行业发展历程我国风力发电始于20世纪50年代后期，用于解决海岛及偏远地区供电难问题，主要是非并网小型风电机组的建设。70年代末期，我国开始研究并网风电，主要通过引入国外风电机组建设示范电场，1986年5月，首个示范性风电场马兰风力发电场在山东荣成建成并网发电。从第一个风电场建成至今，我国风电产业发展大致可以分为6个阶段：早期示范阶段（1986-1993）；产业化探索阶段（1994-2003）；快速成长阶段（2004-2007）；高速发展阶段（2008-2010）；调整阶段（2011-2013）；稳步增长阶段（2014-至今）。截止目前，我国风电行业取得很大发展。2017年我国风电新增并网装机容量占全部电力新增并网装机容量的比例为14.6%，累计并网装机容量占全部发电装机容量的比例为9.2%。风电新增装机容量占比近几年均维持14%以上，累计装机容量占比则呈现稳步提升的态势。发电量方面，2016年全国风电发电量2,410亿千瓦时，占全部发电量的4.1%，2017年全国风电发电量3,057亿千瓦时，占全部发电量的4.8%，发电量逐年增加，市场份额不断提升，风电已成为继煤电、水电之后我国第三大电源。（2）我国风电行业未来发展空间尽管过去的十多年时间里，我国风电装机量呈爆发式增长，但风电在整个电力结构中的占比仍然偏小，低于丹麦（44.4%）、德国（20.8%）、英国（13.5%）等国家，发展潜力巨大。随着开发布局的不断优化，配套政策的有效执行，以及风电技术水平的显著提升，未来我国风电行业预计仍有很大增长空间。3、竞争企业分析国内风电设备制造厂商整体起步较晚，在风电行业发展初期，国内市场的风力发电机组产品供应商主要以国际厂商为主。2001年随着国外风电技术的引入，国内厂商逐渐起步。从2005年开始，风电整机的进口替代与国产化率显著提升，国内风电整机厂商逐渐占据主导地位，国际厂商的市场占有率逐年下滑。截至2017年底，国际厂商除维斯塔斯（Vestas）、歌美飒（Gamesa）和通用电气（GE）外，其它厂家均已退出。相反，经过多年的努力和发展，我国风电产业取得了瞩目的成就，不仅培育了全球最大规模的风电市场，还培养了一批具有国际竞争力的设备制造企业，形成了具有自主知识产权的核心技术体系，建立了较为完善的产业服务体系，行业秩序也大为好转，目前，我国风电全产业链基本实现国产化。与国际知名竞争对手相比，国内优势企业的产品质量已达到或者接近国际先进水平。根据中国风能协会的数据，2017年我国风电新增装机容量为19.66GW，前十名均为国内厂商。近年来，随着市场调控与整合进程的加快，国内风电整机制造企业的市场份额逐渐趋于集中，寡头竞争格局初现，2017年排名前十的风电机组制造企业市场份额达到89.5%。我国《风电发展“十三五”规划》明确提出在风电行业建立优胜劣汰的市场竞争机制，强化从设计、生产到运行全过程的质量监督管理，鼓励风电设备制造企业兼并重组，提高市场集中度。因此，我国风电整机设备行业的竞争格局已进入新阶段，单纯以几种机型打天下，规模化生产低价竞争将难以生存，未来将是综合实力和技术创新能力的竞争。4、风险分析（1）政策性风险作为新兴能源，风电与其它形式的新能源相同，在发展的初期都面临前期研发投入大、业务规模小的局面，需要政府的政策扶持以渡过行业初创期。因此，近几年风电行业的快速发展很大程度上得益于各国政府在政策上的鼓励和支持，如上网电价保护、强制并网、电价补贴及各项税收优惠政策等。但随着风电行业的快速发展和技术的日益成熟，前述鼓励政策正逐渐减少。自2014年开始，国家发改委连续三次下调陆上风电项目标杆电价。其中，发改委2016年发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》要求，I-IV类资源区2018年以后核准的风电项目上网标杆电价将降至0.40、0.45、0.49以及0.57元，已逐步接近国内很多地区的火电标杆电价。（2）全社会用电量增速放缓的风险自2013年起，受宏观经济尤其是工业生产下行、产业结构调整、工业转型升级等因素影响，我国用电需求进入低速增长阶段，全社会用电增速从2013年的7.5%下降到2015年的0.5%，创过去四十年电力消费年增速的新低。2016年由于实体经济运行趋稳，全年用电量同比增长5.01%，2017年增长6.6%，2018年进一步增长8.5%。虽然近两年国内电力需求明显回升，但随着我国经济发展进入新常态，电力生产消费也呈现新的特征。若未来我国经济增速放缓，或产业结构向第三产业转型，则社会电力消费的增速也将下滑，发电设备利用小时数下降，发电设备的需求减少，对行业内企业的生产经营产生不利影响。本节选资料出自尚普华泰发布的《风力发电设备制造项目投资可行性研究报告》，如需更多资料请联系尚普华泰h t t ps:// w ww.sun pul.cn/。

近日，《关于华润电力随县迎风风电场48MW工程申请变更核准批复的请示》获湖北省发改委批复。同意该项目由设计安装24台单机容量2000千瓦的风力发电机组变更为11台单机容量2500千瓦和9台单机容量2200千瓦的风力发电机组，建设规模由4.8万千瓦变更为4.73万千瓦，年设计上网电量变更为10156万千瓦时。项目总投资调整为37527.28万元，其中资本金12413.13万元。详情如下：省发展改革委关于华润随县迎风风电场工程项目核准内容变更的批复(鄂发改审批服务〔2016〕505号)华润新能源(随县天河口)风能有限公司：报来《关于华润电力随县迎风风电场48MW工程申请变更核准批复的请示》(华润电随州字〔2018〕187号)及有关材料收悉。经研究，现就该项目核准内容变更事项批复如下：一、根据华润随县迎风风电场可行性研究报告(修编稿)的复评评估意见，受场址内文物古建筑影响，难以满足原24台风电机组的排布需要，为提高风能资源利用效率，我委同意该项目(项目代码2019-421321-44-02-010200)由设计安装24台单机容量2000千瓦的风力发电机组变更为11台单机容量2500千瓦和9台单机容量2200千瓦的风力发电机组，建设规模由4.8万千瓦变更为4.73万千瓦，年设计上网电量变更为10156万千瓦时。项目总投资调整为37527.28万元，其中资本金12413.13万元。二、项目核准变更应附前置条件的相关文件分别是：省住建厅《关于华润新能源(随县天河口)风能有限公司申请延期和变更随县迎风风电场项目、随县龙泉风电项目选址意见书的复函》(厅字〔2018〕670号)等。三、请华润新能源(随县天河口)风能有限公司根据此批复，依法办理后续相关手续。四、其他事项仍按照《省发展改革委关于华润随县迎风风电场工程项目核准的批复》(鄂发改审批服务〔2016〕505号)执行。湖北省发展和改革委员会2019年7月11日来源: 国际能源网