风电项目可行性研究报告

【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

风力发电、光伏发电项目可行性研究报告-五部门出手助力风电光伏业健康发展“十四五”规划全文发布，现代化能源体系建设提上日程。3月12日，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》发布，提出要加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上风电，加快西南水电基地建设，安全稳妥推动沿海核电建设，建设一批多能互补的清洁能源基地，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。国家发改委等五部委联合印发《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》，提出四大举措合理帮助企业渡过难过，其中核心在于补贴确权贷款。金融机构对可再生能源企业已确权应收未收的财政补贴资金可申请补贴确权贷款，鼓励发电企业与既有开户银行沟通合作，双方根据自身情况协商确定贷款金额、年限和利率。此文的发布将有利于新能源开发企业甩掉包袱、轻装上阵，为新能源发电设备中标价格的适度回调提供了可能性，助力龙头企业毛利进一步修复。工信部公布了《光伏制造行业规范条件（2021年本）》，对光伏各环节新建项目提出了技术门槛要求，并要求光伏企业每年用于研发及工艺改进的费用不低于总销售额的3%，申报符合规范名单时上一年实际产量不低于上一年实际产能50%。在碳中和背景下今年行业普遍对2021年新增装机预期较高，而电池组件厂家为扩大市场占有率竞相扩产，引起供需关系紧张。需求因素和囤货因素的叠加导致今年以来硅料价格不断上涨，引起产业链全线涨价。此文件的出台，有利于引导光伏企业减少单纯扩大产能的光伏制造项目，将企业重心从单纯提高市占率转移到加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本上来，保障光伏行业健康有序的发展。五部门出手助力风电光伏业健康发展，引导加大金融支持力度2021年3月12日，发改委、财政部、中国人民银行、银保监会、国家能源局等五部门联合发布《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》（以下简称“通知”）。《通知》明确大力发展可再生能源的重要意义，从可再生能源企业贷款展期或续贷、发放和合理支持补贴确权贷款、优先发放补贴和进一步加大信贷支持力度等方面对金融机构承担“绿色责任”提出要求。主要有以下几点值得关注：第一，金融支持可再生能源行业具有重要意义。在2030年碳达峰、2060年碳中和目标的背景下，大力发展风电、光伏发电、生物质发电等可再生能源是推动绿色低碳发展的重要支撑，是实现“30·60”目标的关键一环。新冠肺炎疫情冲击叠加多种历史因素，部分可再生能源企业面临现金流紧张、经营效益不佳等难题，在技术进步、竞争加剧、国家政策调控稳步推进的共同作用下，可再生能源行业的市场化导向更明确，金融机构为可再生能源产业的发展提供了便捷高效的融资渠道，对进一步改善可再生能源企业融资问题意义重大。《通知》明确要求金融机构要充分认识发展可再生能源的重要意义，树立大局意识，增强责任感，加大对企业的资金支持力度，助力企业健康有序发展，体现了监管层对金融机构改善企业融资环境、降低企业融资成本的认可和信心。第二，《通知》为金融机构支持可再生能源产业指明方向，多措并举为企业纾困解难。《通知》最大的亮点在于从金融机构和企业的角度分类施策，以差异化政策切实促进可再生能源产业健康有序发展。一方面，为金融机构支持可再生能源产业指明方向。一是按照商业化原则与可再生能源企业协商展期或续贷。对短期偿付压力较大但未来有发展前景的可再生能源企业，金融机构在符合风控原则和自主协商的基础上，综合考虑项目的实际和预期现金流，予以贷款展期、续贷或调整还款进度、期限等安排。二是按照市场化、法治化原则自主发放并合理支持补贴确权贷款。对已纳入补贴清单的可再生能源项目所在企业，金融机构以审核公布的补贴清单和企业应收未收补贴证明材料等为增信手段，按照市场化、法治化原则，以企业已确权应收未收的财政补贴资金为上限自主确定贷款金额，贷款金额、贷款年限、贷款利率等均由双方自主协商。三是优先发放补贴和进一步加大信贷支持力度。对于自愿转为平价项目的企业，享有发放补贴和加大信贷支持力度的优先权。另一方面，为企业降低利息成本。补贴确权贷款的利息由贷款企业自行承担，通过核发绿色电力证书的方式适当弥补企业分担的利息成本，并允许企业通过指标交易市场买卖证书，收益大于利息支出的部分，作为合理收益留存企业。《通知》对可再生能源企业的政策倾斜有利于企业利用资本市场做大做强。第三，金融机构支持可再生能源产业需精准把握机遇。《通知》为风电、光伏等可再生能源行业释放政策和资金红利，有利于完善可再生能源科技创新体系，促进可再生能源产业的可持续发展能力和市场化经营能力。同时，《通知》强化了可再生能源行业与银行的沟通合作机制，并鼓励试点企业开拓创新，金融机构也可以通过绿色信贷、绿色债券、绿色保险、绿色基金、碳金融等金融工具为可再生能源企业提供综合化的金融服务。此外，风电、光伏发电、生物质发电等可再生能源属于新能源产业，是九大战略性新兴产业之一。“十四五”规划纲要强调要大力发展战略性新兴产业，财政部《商业银行绩效评价办法》也将战略性新兴产业信贷占比纳入考核范围，从部分银行的信贷数据来看，战略性新兴产业信贷占比低于4%，金融机构的信贷支持力度有待提高。《通知》引导金融机构对可再生能源企业予以续贷和补贴确权贷款在优化资金配置、改善贷款结构的同时助力银行提升支持战略性新兴产业的能力。金融机构也要进一步完善相关机制：一是充分考虑风险因素，针对风电、光伏发电、生物质发电等可再生能源行业特点，通过建立封闭还贷制度以及差异化的授信管理机制等以降低信贷风险；二是需要从机制体制、治理架构、产品和服务创新等方面进一步优化提升，切实提升内生动力以及专业能力，保障信贷投放的精准度和有效性。BNEF公布2020年全球风电整机制造商市场份额排名。2020年全球风电新增装机容量96.3GW，同比增长59%，金风科技以13.06GW的新增装机首次超越维斯塔斯摘得亚军，远景能源（10.35GW）、明阳智能（5.64GW）等共七家中国企业入围前十。我们认为，经历十余年的厮杀与混战后，本土整机龙头企业正在步入差异化发展阶段，在各自擅长领域聚焦发力，行业价值有望重塑。中汽协发布新能源车产销数据，下游需求继续保持强势。3月11日中汽协公布了2月国内汽车产销情况。2月国内新能源车实现销量11万辆，同比大增584.7%，环比下降38.8%，前两月销量均值相较于2020年12月的销量回落幅度只有41.7%，新能源车市场受春节因素干扰幅度显著低于往年，下游需求继续保持旺盛，我们预计全年新能源车销量可达213万辆。第一章总论1.1风力发电、光伏发电项目背景1.2可行性研究结论1.3主要技术经济指标表第二章项目背景与投资的必要性2.1风力发电、光伏发电项目提出的背景2.2投资的必要性第三章市场分析3.1项目产品所属行业分析3.2产品的竞争力分析3.3营销策略3.4市场分析结论第四章建设条件与厂址选择4.1建设场址地理位置4.2场址建设条件4.3主要原辅材料供应第五章工程技术方案5.1项目组成5.2生产技术方案5.3设备方案5.4工程方案第六章总图运输与公用辅助工程6.1总图运输6.2场内外运输6.3公用辅助工程第七章节能7.1用能标准和节能规范7.2能耗状况和能耗指标分析7.3节能措施7.4节水措施7.5节约土地第八章环境保护8.1环境保护执行标准8.2环境和生态现状8.3主要污染源及污染物8.4环境保护措施8.5环境监测与环保机构8.6公众参与8.7环境影响评价第九章劳动安全卫生及消防9.1劳动安全卫生9.2消防安全第十章组织机构与人力资源配置10.1组织机构10.2人力资源配置10.3项目管理第十一章项目管理及实施进度11.1项目建设管理11.2项目监理11.3项目建设工期及进度安排第十二章投资估算与资金筹措12.1投资估算12.2资金筹措12.3投资使用计划12.4投资估算表第十三章工程招标方案13.1总则13.2项目采用的招标程序13.3招标内容13.4招标基本情况表第十四章财务评价14.1财务评价依据及范围14.2基础数据及参数选取14.3财务效益与费用估算14.4财务分析14.5不确定性分析14.6财务评价结论第十五章项目风险分析15.1风险因素的识别15.2风险评估15.3风险对策研究第十六章结论与建议16.1结论16.2建议关联报告：编制单位：北京智博睿风力发电、光伏发电项目申请报告风力发电、光伏发电项目建议书风力发电、光伏发电项目商业计划书风力发电、光伏发电项目资金申请报告风力发电、光伏发电项目节能评估报告风力发电、光伏发电行业市场研究报告风力发电、光伏发电项目PPP可行性研究报告风力发电、光伏发电项目PPP物有所值评价报告风力发电、光伏发电项目PPP财政承受能力论证报告风力发电、光伏发电项目资金筹措和融资平衡方案

安徽南谯常山风电场项目1、项目基本情况本项目由吉电股份投资，章广公司建设，总装机容量 49.5MW，位于滁州南谯区章广镇皇甫山西侧低山丘陵上，风电场东距滁州市区 28 公里，西距合肥市75 公里，距 312 国道 30 公里，交通较为便利章广公司成立于 2013 年 11 月 15 日，目前注册资本 15,730 万元。2、项目发展前景（1）当地政策的大力支持《安徽省“十二五”能源发展规划》在“新能源和可再生能源开发布局”专栏中提出“重点在我省风能资源条件相对较好的滁州、安庆、宿州、淮北、宣城、合肥等市开发建设一批适用型风电场”。根据安徽风电的建设和运营情况，安徽能源局于 2014 年 5 月 9 日下发了《关于加强和规范风电开发建设管理的通知》，进一步规范安徽风电项目的前期、核准、建设和运营，旨在通过这一举措推动风电投资商更快、更规范地开展工作。（2）电力消纳有保障，开发前景较好安徽省毗邻长三角，资源丰富。近几年长三角区域经济发展迅速，电力需求稳定，用电负荷增长较快。由于安徽省火电装机远大于风电装机，该区域电网调峰能力强，电网接入条件好，该项目投产后不会产生大面积“弃风”现象，电力全部在滁州消纳，符合未来安徽省电网对新能源发展的需求，项目开发前景较好。本项目建成后，有利于提高公司盈利能力，推动公司电源结构调整，加大清洁能源比重，进而提升公司可持续发展能力。（3）项目公司丰富的资源储备优势章广公司在安徽储备了大量的风电场资源，目前已在多个地区获得政府授权的可供开发的风力资源。公司根据资源储备情况，制订了有序的新能源发展规划，是今后发展的基础和保证。3、项目建设内容和经济评价吉电股份在安徽省滁州市南谯区风电规划总容量为 148MW，计划分三期开发，一期为章广风电场工程，二期为常山风电场工程，三期为大冒风电场工程，三个项目共用一个 110 千伏变电站。本项目为二期工程，装机容量 49.5MW，拟安装单机容量 2.0MW 的风力发电机组 24 台、1.5MW 风力发电机组 1 台，与安徽南谯章广风电场共用一回 110kV 线路接入 110kV 张桥变。本项目动态总投资规模 40,387.11 万元。根据《安徽南谯常山 49.5MW 风电场项目可行性研究报告》，项目建成投产后年上网发电量约为 9,320.29 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 8.15%，税后投资回收期为 10.22 年，项目具有一定的抗风险能力。该项目符合国家新能源产业政策，具有良好的市场前景。4、项目审批情况本项目已取得由安徽省能源局出具的《安徽省能源局关于吉电滁州南谯常山风电场项目核准的批复》（皖能源新能[2015]21 号）。

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）。

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/。

【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

汕尾海洋工程基地（陆丰）项目明阳智能海上风电产业园工程1、项目基本情况本项目总投资 250,000.00 万元，拟使用募集资金 162,564.71 万元。项目建设期 12 个月，实施地点位于汕尾市陆丰市碣石镇“汕尾海洋工程基地（陆丰）”项目 A 区，实施主体为公司一级全资子公司汕尾明阳新能源科技有限公司。本项目主要建设内容为大型海上风电设备研发生产基地，主要包括大型海上风机的研发制造、海上风机叶片设备制造及电气设备制造基地，试验中心及其相关配套设施。2、项目建设背景、必要性及可行性（1）项目建设背景海上风电具有发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定、适合大规模开发等优点，成为全球电场建设的新趋势。据国际可再生能源署（IRENA）预测，全球海上风电总装机容量有望在 2030 年达到 100GW。我国海岸线狭长，海上风电资源丰富，随着海上风电抗台风、稳定性等方面技术不断进步，在政策助力下，海上风电迎来快速增长，成为风电行业发展的重要增量，市场空间极其广阔。在风电平价上网政策背景下，由于大功率风机具备综合成本低、风能转化效率高等特点，风机大型化已成为海上风电的重要发展趋势，海上大型风机设备具备广阔的市场前景。（2）项目必要性本项目建设内容为海上大型风机设备及相关配套设备的研发、生产基地，其中包括 12-15MW 级海上风电机组开发，预计投产后每年生产海上大型风机整机设备 300 套，有利于满足东南沿海地区大型海上风机市场需求、提高公司海上大型风机市场份额，从而提升公司整体盈利能力和综合竞争力，符合公司海上大风机战略方向，具备较强的必要性。（3）项目可行性近年来，国家高度重视海上风电发展。2018 年广东省发改委发布《广东省海上风电发展规划（2017-2030 年）（修编）》，明确了广东省海上风电建设装机目标：到 2020 年底，开工建设海上风电装机容量 1,200 万千瓦以上，其中建成投产 200 万千瓦以上，到 2030 年底，建成投产海上风电装机容量约 3,000 万千瓦。本项目的建设将丰富公司海上风机产品序列、扩大海上风机设备产能，提高公司海上大型风机市场份额，符合国家相关产业发展要求，具备较高的可行性。3、项目投资概算项目投资概算情况如下：工程或费用名称 投资合计（万元） 占投资比例建安工程费 40,000.00 16.00%技术和设备费用 135,000.00 54.00%土地购置费 5,000.00 2.00%流动资金 70,000.00 28.00%合计 250,000.00 100.00%4、项目经济效益分析根据项目可行性研究报告，本项目投资财务内部收益率（税后）为 18.42%，投资回收期（税后）为5.05 年，经济效益良好。5、项目核准情况截至本报告出具日，本项目已完成立项及环评手续，本项目用地已签订土地出让合同并缴纳了土地出让金，相应的权属证书正在办理中。

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）。

可再生能源发电项目可行性研究报告-所有合规且全容量并网项目均可纳入补贴可再生能源发电项目利好发布，所有合规且全容量并网项目均可纳入补贴1、不限并网时间，所有合规且全容量并网项目均可纳入补贴清单加快补贴项目清单审核通知发布，所有合规项目均可进入补贴清单。近日，财政部办公厅发布《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》（以下简称《通知》）。要求各单位抓紧审核存量项目信息，分批纳入补贴清单。今年3 月下发的 6 号文（《关于开展可再生能源发电补贴项目清单有关工作的通知》）启动了前七批目录之外的存量可再生能源项目的申报工作。按照规定风电项目需于 2019年 12 月底前全部机组完成并网，光伏发电项目需于 2017 年 7 月底前全部机组完成并网（光伏"领跑者"基地项目和 2019 年光伏竞价项目并网时间可延长至 2019 年 12月底），生物质发电项目需于 2018 年 1 月底前全部机组完成并网。而此次《通知》明确了 2006 年及以后年度按规定完成核准（备案）手续并且完成全容量并网的所有项目均可申报进入补贴清单。意味着所有合规的可再生能源发电项目都可进补贴清单，按比例获取财政补贴，对整个可再生能源发电项目都是极大的利好。不限并网时间，全容量并网后才可享受国家补贴。《通知》规定所有项目必须全容量并网后才能享受国家补贴。和《通知》一同下发的还有《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》。可再生能源补贴项目申请补贴清单时，应提交全容量并网时间承诺，并提交相关核验资料。承诺内容包括：全容量并网发电的时间，分别在办理电力业务许可证时和办理并网调度协议时是否完成全容量并网等。在认定办法中，1）如果上述三个时间一致，项目按此时间列入补贴清单，享受对应电价政策；2）三个时间不一致的，但不影响项目享受电价政策的，项目按企业承诺全容量并网时间列入补贴清单，享受对应电价政策；3）三个时间不一致的，且影响电价政策的，按照三个并网时间中最后时点确认全容量并网时间享受补贴。此次全容量并网认定方式的出台，明确了 2006 年及以后合规及完成全容量并网的项目均可纳入补贴清单，也防止了部分光伏风电项目恶意拖延建设工期，有助于可再生能源行业健康持续发展。2020 年生物质发电中央补贴项目申报结果通知发布，所需补贴已达顶额 15 亿元。近日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布了《关于公布 2020 年生物质发电中央补贴项目申报结果的通知》（以下简称《补贴通知》），《补贴通知》指出拟将河北、山西等 20 个省（区、市）的 77 个项目纳入 2020 年生物质发电中央补贴规模，总装机容量 171.4 万千瓦，纳入补贴范围的项目所需补贴总额已达到 2020 年中央新增补贴资金额度 15 亿元。具体来看，垃圾焚烧发电项目数量和装机容量均为第一，即项目数量 46 个（占比 59.74%）和装机容量 116.3 万千瓦（占比 67.85%），农林生物质发电项目 18 个（占比 23.38%）、装机容量 53 万千瓦（占比 30.92%），沼气发电项目 13 个（16.88%），装机 2.1 万千瓦（1.23%）。根据《完善生物质发电项目建设运行的实施方案》（发改能源〔2020〕1421 号）(以下简称《实施方案》)的要求，《补贴通知》指出新增项目补贴额度累计达到中央补贴资金总额后，地方当年不再新核准需中央补贴的项目，企业据此合理安排项目建设时序。对于符合 2020 年补贴条件但未纳入今年补贴规模的项目，要做好后续补贴申报准备。此次补贴项目的申报和公布，主要以今年 9 月发布的《完善生物质发电项目建设运行的实施方案》为依据，坚持以收定支的原则，合理有序安排新增和存量项目进补贴，避免各企业一窝蜂上项目造成补贴挤兑，有助于行业健康可持续发展。可再生能源发电项目又迎来利好政策，所有合规的可再生能源发电项目都可进补贴清单，按比例获取财政补贴。预计"十四五"规划出台之后，随着政策的持续推进，可再生能源将迎来更大的发展。"十四五"期间，我国将为生态环境持续改善而努力，为 2035 年实现生态环境根本好转、美丽中国建设目标努力。从短期来看，2020 年政府发行超 5000 亿元生态环保类专项债，其中水务类专项债约 3000 亿元，相关项目预计招标工作会在今年完成，业绩最快会在明年反映在各个企业中报上，所以明年水务板块企业业绩确定性较高。2、动力煤期货价格大幅提升，期现价差持续扩大动力煤期货价格大幅提升，期现价差持续扩大。2020年11 月 27 日动力煤现货方面，秦皇岛港 5500 大卡动力末煤本周价格 598 元/吨，周环比下降 13 元。期货主力合约收于 649.20 元/吨，周环比上升 46.80 元，期现价差扩至 51.2 元/吨。产地方面，临近月底鄂尔多斯地区部分煤矿煤管票额度紧缺；榆林地区部分矿厂受降雪天气以及安全检查的影响，生产不正常；山西地区安检力度加大，多数煤矿以保安全生产为主，现阶段主产地整体煤炭供应偏紧。目前北方地区已进入集中供暖季，电厂用煤需求旺盛，同时下游化工、焦化、兰炭等企业需求较好，支撑坑口价格继续高位运行。以鄂尔多斯 5500 大卡动力煤为例，截至 11 月 26 日主流坑口含税价 395 元/吨，较上周同期相比上涨 2.5 元/吨。港口方面，11 月 26 日秦皇岛、京唐港、曹妃甸港合计煤炭库存 1774.5 万吨，较上周同期相比上涨 6.8 万吨，涨幅 0.38%。在保供政策引导下，近期大秦线发运量连续多日位于130 万吨以上的高位水平，但因月底下游用户积极兑现长协煤，港口调出量同样居高不下，导致库存向上累积缓慢。北方港口结构性缺煤的现象仍较严重，动力煤价格继续以上涨为主。动力煤期现价差（元/吨）长江口及四大港区煤炭库存（万吨）3、国内 LNG 价格下行趋势未变，海外天然气价格普涨LNG价格下行趋势未变，后市或将企稳回升。全国 LNG 均价继续下滑，接收站价格和工厂价格皆有下滑。具体分析来看：目前市场相对趋于稳定，部分地区工厂根据库存以及出货情况调整报价，调价基本呈现区域性调整的态势。山西区域资源供应偏紧，助推价格上涨，带动周边河南、内蒙部分工厂上调报价，其他地区，价格调整幅度不大，主要以稳中窄幅震荡为主。下周工厂方面，由于中亚天然气进口量减少，LNG 工厂气源供应量降低，导致工厂开工负荷下滑，LNG 供应量有减少预期；与此同时，未来几天，西北及西南地区有雨雪天气，物流运输或将受到影响，也对 LNG 市场供应不利。目前 LNG 市场工业及车用需求相对稳定，但随着天气转冷，天然气需求量增加，加之管道天然气进口量下滑，为保证供气，预计后期城市燃气 LNG 调峰需求将有所增加。综合整体供需情况来看，下周 LNG 市场供应量将有减少，但需求量或有回升，将对 LNG 价格形成支撑，预计短期内 LNG 价格上行趋势或将延续。LNG 每周均价及变化（元/吨）主要地区 LNG 每周均价及变化（元/吨）海外天然气价格普涨，后市将维持上行趋势。截至2020年11 月 27 日，NYMEX 天然气报 2.85 美元/百万英热单位，价格环比上周上升 0.18 美元；澳大利亚LNG 离岸价 6.30 美元/百万英热单位，环比上周上升 0.87 美元。11 月 27 日中国 LNG市场价格 LNG 到岸价价差为 0.94 元/立方米，环比上周下降 0.06 元/立方米。本周期美国天然气市场呈现涨跌互现的趋势。前期美国整体气候温暖，冬季供暖需求延续疲软状态，而境内天然气产量却继续以可观速度增长，库存出现了反常的反季节增加现象，且增幅超过预期，不乐观的供需关系造就了美国天然气期货的看跌趋势；而后期，美国出现了大部分地区迎来降温的气象预测，且温度或将远低于往年同期的气温水平，天然气取暖需求的预期增加极大提振了市场气氛，美国天然气期货开始反弹且连续几天上涨。综合来看，由于正处于气温变化之际，季节性需求难以稳定，故美国天然气期货仍呈涨跌震荡之势。天气方面，未来三天，阿拉斯加地区、五大湖地区、美国西北部和中东部等地的部分地区有小到中雪，局地有大雪或暴雪。近期美国冷空气和雨雪天气出现较为频繁，气温起伏较明显，且局部地区还将伴有 6-7 级大风，这将在一定程度上支撑天然气的季节性供暖需求。其他方面，部分业者认为尽管随着气温的降低，美国天然气库存将回到正常的季节性下降轨道，但是降幅与往年同期相比可能仍会存在差距。结合各方面因素来看，美国天然气短期内或将因需求的增多而偏强运行，但由于产量的持续增长，故增幅仍有限。可再生能源发电项目可行性研究报告编制大纲第一章总论1.1可再生能源发电项目背景1.2可行性研究结论1.3主要技术经济指标表第二章项目背景与投资的必要性2.1可再生能源发电项目提出的背景2.2投资的必要性第三章市场分析3.1项目产品所属行业分析3.2产品的竞争力分析3.3营销策略3.4市场分析结论第四章建设条件与厂址选择4.1建设场址地理位置4.2场址建设条件4.3主要原辅材料供应第五章工程技术方案5.1项目组成5.2生产技术方案5.3设备方案5.4工程方案第六章总图运输与公用辅助工程6.1总图运输6.2场内外运输6.3公用辅助工程第七章节能7.1用能标准和节能规范7.2能耗状况和能耗指标分析7.3节能措施7.4节水措施7.5节约土地第八章环境保护8.1环境保护执行标准8.2环境和生态现状8.3主要污染源及污染物8.4环境保护措施8.5环境监测与环保机构8.6公众参与8.7环境影响评价第九章劳动安全卫生及消防9.1劳动安全卫生9.2消防安全第十章组织机构与人力资源配置10.1组织机构10.2人力资源配置10.3项目管理第十一章项目管理及实施进度11.1项目建设管理11.2项目监理11.3项目建设工期及进度安排第十二章投资估算与资金筹措12.1投资估算12.2资金筹措12.3投资使用计划12.4投资估算表第十三章工程招标方案13.1总则13.2项目采用的招标程序13.3招标内容13.4招标基本情况表关联报告：可再生能源发电项目申请报告可再生能源发电项目建议书可再生能源发电项目商业计划书可再生能源发电项目资金申请报告可再生能源发电项目节能评估报告可再生能源发电行业市场研究报告可再生能源发电项目PPP可行性研究报告可再生能源发电项目PPP物有所值评价报告可再生能源发电项目PPP财政承受能力论证报告可再生能源发电项目资金筹措和融资平衡方案第十四章财务评价14.1财务评价依据及范围14.2基础数据及参数选取14.3财务效益与费用估算14.4财务分析14.5不确定性分析14.6财务评价结论第十五章项目风险分析15.1风险因素的识别15.2风险评估15.3风险对策研究第十六章结论与建议16.1结论16.2建议附表：