风电项目预可行性研究报告

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星风力发电网讯: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

记者从内蒙古电力集团公司获悉，日前，乌海抽水蓄能电站预可行性研究报告通过审查，这标志着乌海抽水蓄能电站项目前期工作又迈出一个阶段性步伐。据了解，2012年10月，国家能源局以国能新能〔2012〕335号文批复选点规划报告，确定乌海（120万千瓦）为蒙西2020年新建抽水蓄能电站推荐站点。2016年12月，乌海抽水蓄能电站又作为重点开工项目列入《可再生能源“十三五”发展规划》。2019年11月，在乌海市政府积极支持下，正式由内蒙古电力集团组织开展乌海抽水蓄能电站前期工作，重新启动预可行性研究报告修编。今年年初，内蒙古电力集团努力克服疫情带来的不利影响，统筹协调做好复工复产工作，通过网络征求意见的方式完成内部审查。乌海抽水蓄能电站位于内蒙古乌海市海勃湾区甘德尔山西侧的白石头沟内，临近海勃湾水利枢纽库区东岸，建设4台30万千瓦可逆式水轮机组，总装机规模为120万千瓦，动态投资约77.7亿元。理论上讲每年电网低谷抽水用电量26.77亿千瓦时，电网高峰释放电量20.08万千瓦时，可节约煤耗10.8万吨。该项目投入运行后，对提高内蒙古电网调峰填谷能力、优化电网结构、提高系统灵活性、清洁能源高效利用具有重要意义。（记者 康丽娜）【来源：正北方网】声明：转载此文是出于传递更多信息之目的。若有来源标注错误或侵犯了您的合法权益，请作者持权属证明与本网联系，我们将及时更正、删除，谢谢。 邮箱地址：newmedia@xxcb.cn

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：

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】中国风电新闻网讯：近日，科技部发布国家重点研发计划“可再生能源与氢能技术”等重点专项2020年度项目申报指南，专项按照太阳能、风能、生物质能、地热能与海洋能、氢能、可再生能源耦合与系统集成技术6 个创新链（技术方向），共部署38 个重点研究任务。专项实施周期为5 年（2018—2022 年）。涉及2项风能重点研究任务：1、新型高效风能转换装置关键技术（基础研究类）研究内容：面向我国高空、海上等风资源多元化利用需求，研发不同电网连接方式下兆瓦级概念创新型高效风能转换装置。具体包括：风能转换装置的新概念、新机理和高效能量转换关键技术；开展关键系统及设备可行性研究，提出概念设计方案、样机试制及其系统平台验证的实施方案；微网、离网或并网条件下新型风力发电系统智能控制和能量综合利用关键技术。考核指标：完成兆瓦级创新型高效风能转换装置概念设计，建立数字虚拟仿真模型，理论最大风能转换效率CPmax≥0.5，能量综合利用效率≥40%，设计寿命≥25 年；完成样机试制，关键零组件可行性论证及测试方法通过第三方评估；并网型可连续运行≥7 天，微网或离网型可连续运行≥14 天。2、大型柔性叶片气动弹性设计关键技术（共性关键技术类）研究内容：针对大型风电叶片的设计需求，研究大型柔性叶片气动弹性设计关键技术，自主建立大型柔性叶片动态仿真模型和设计方法。具体包括：湍流风况下大型柔性风电叶片气动—结构耦合动态响应模拟和测试技术；大型柔性叶片气弹稳定性机理和破坏性颤振预测技术；大型柔性风电叶片被动降载和颤振控制技术；基于气弹耦合效应的大型叶片高效、低载、轻量化设计技术。考核指标：自主开发风电叶片动态仿真软件1 套，通过测试验证，动态变形和动态载荷计算误差≤15%；提出适用于大型柔性风电叶片颤振的工程判据，通过实验或测试验证并形成工具包1个，颤振速度预测误差≤15%；叶根疲劳载荷降低≥3%，叶根极限载荷降低≥5%，颤振边界≥风轮额定转速的120%；耦合气动弹性关键技术，自主开发大型柔性叶片设计软件1 套，满足90m~120m 叶片设计需求，并应用于100m 级风电叶片设计，所设计叶片需通过第三方设计评估，并完成样片研制，最大风能吸收效率CPmax≥0.49，相对于同级别叶片减重≥2%。科技部关于发布国家重点研发计划“制造基础技术与关键部件”等重点专项2020年度项目申报指南的通知国科发资〔2020〕63号各省、自治区、直辖市及计划单列市科技厅（委、局），新疆生产建设兵团科技局，国务院各有关部门科技主管司局，各有关单位：根据国务院印发的《关于深化中央财政科技计划（专项、基金等）管理改革的方案》（国发〔2014〕64号）的总体部署，按照国家重点研发计划组织管理的相关要求，现将“制造基础技术与关键部件”等重点专项2020年度项目申报指南予以公布。请根据指南要求组织项目申报工作。有关事项通知如下。一、项目组织申报工作流程1. 申报单位根据指南支持方向的研究内容以项目形式组织申报，项目可下设课题。项目应整体申报，须覆盖相应指南方向的全部考核指标。项目申报单位推荐1名科研人员作为项目负责人，每个课题设1名负责人，项目负责人可担任其中1个课题的负责人。2. 项目的组织实施应整合集成全国相关领域的优势创新团队，聚焦研发问题，强化基础研究、共性关键技术研发和典型应用示范各项任务间的统筹衔接，集中力量，联合攻关。3. 国家重点研发计划项目申报评审采取填写预申报书、正式申报书两步进行，具体工作流程如下。——项目申报单位根据指南相关申报要求，通过国家科技管理信息系统填写并提交3000字左右的项目预申报书，详细说明申报项目的目标和指标，简要说明创新思路、技术路线和研究基础。从指南发布日到预申报书受理截止日不少于50天。——项目牵头申报单位应与所有参与单位签署联合申报协议，并明确协议签署时间；项目牵头申报单位、课题申报单位、项目负责人及课题负责人须签署诚信承诺书，项目牵头申报单位及所有参与单位要落实《关于进一步加强科研诚信建设的若干意见》要求，加强对申报材料审核把关，杜绝夸大不实，甚至弄虚作假。——各推荐单位加强对所推荐的项目申报材料审核把关，按时将推荐项目通过国家科技管理信息系统统一报送。——专业机构受理项目预申报。为确保合理的竞争度，对于非定向申报的单个指南方向，若申报团队数量不多于拟支持的项目数量，该指南方向不启动后续项目评审立项程序，择期重新研究发布指南。——专业机构组织形式审查，并根据申报情况开展首轮评审工作。首轮评审不需要项目负责人进行答辩。根据专家的评审结果，遴选出3~4倍于拟立项数量的申报项目，进入答辩评审。对于未进入答辩评审的申报项目，及时将评审结果反馈项目申报单位和负责人。——申报单位在接到专业机构关于进入答辩评审的通知后，通过国家科技管理信息系统填写并提交项目正式申报书。正式申报书受理时间为30天。——专业机构对进入答辩评审的项目申报书进行形式审查，并组织答辩评审。申报项目的负责人通过网络视频进行报告答辩。根据专家评议情况择优立项。对于支持1~2项的指南方向，原则上只支持1项，如答辩评审结果前两位的申报项目评价相近，且技术路线明显不同，可同时立项支持，并建立动态调整机制，结合过程管理开展中期评估，根据评估结果确定后续支持方式。二、组织申报的推荐单位1. 国务院有关部门科技主管司局；2. 各省、自治区、直辖市、计划单列市及新疆生产建设兵团科技主管部门；3. 原工业部门转制成立的行业协会；4. 纳入科技部试点范围并且评估结果为A类的产业技术创新战略联盟，以及纳入科技部、财政部开展的科技服务业创新发展行业试点联盟。各推荐单位应在本单位职能和业务范围内推荐，并对所推荐项目的真实性等负责。国务院有关部门推荐与其有业务指导关系的单位，行业协会和产业技术创新战略联盟、科技服务业创新发展行业试点联盟推荐其会员单位，省级科技主管部门推荐其行政区划内的单位。推荐单位名单在国家科技管理信息系统公共服务平台上公开发布。三、申报资格要求1. 项目牵头申报单位和参与单位应为中国大陆境内注册的科研院所、高等学校和企业等，具有独立法人资格，注册时间为2019年3月31日前，有较强的科技研发能力和条件，运行管理规范。国家机关不得牵头或参与申报。项目牵头申报单位、项目参与单位以及项目团队成员诚信状况良好，无在惩戒执行期内的科研严重失信行为记录和相关社会领域信用“黑名单”记录。申报单位同一个项目只能通过单个推荐单位申报，不得多头申报和重复申报。2. 项目（课题）负责人须具有高级职称或博士学位，1960年1月1日以后出生，每年用于项目的工作时间不得少于6个月。3. 项目（课题）负责人原则上应为该项目（课题）主体研究思路的提出者和实际主持研究的科技人员。中央和地方各级国家机关的公务人员（包括行使科技计划管理职能的其他人员）不得申报项目（课题）。4. 项目（课题）负责人限申报1个项目（课题）；国家科技重大专项、国家重点研发计划重点专项、科技创新2030—重大项目的在研项目（含任务或课题）负责人不得牵头申报项目（课题）。国家重点研发计划重点专项、科技创新2030—重大项目的在研项目负责人（不含任务或课题负责人）也不得参与申报项目（课题）。项目（课题）负责人、项目骨干的申报项目（课题）和国家科技重大专项、国家重点研发计划、科技创新2030—重大项目在研项目（课题）总数不得超过2个；国家科技重大专项、国家重点研发计划、科技创新2030—重大项目在研项目（含任务或课题）负责人不得因申报国家重点研发计划重点专项项目（课题）而退出目前承担的项目（含任务或课题）。国家科技重大专项、国家重点研发计划、科技创新2030—重大项目的在研项目（含任务或课题）负责人和项目骨干退出项目研发团队后，在原项目执行期内原则上不得牵头或参与申报新的国家重点研发计划项目。计划任务书执行期（包括延期后的执行期）到2020年12月31日之前的在研项目（含任务或课题）不在限项范围内。5. 特邀咨评委委员不能申报项目（课题）；参与重点专项实施方案或本年度项目指南编制的专家，不能申报该重点专项项目（课题）。6. 受聘于内地单位的外籍科学家及港、澳、台地区科学家可作为重点专项的项目（课题）负责人，全职受聘人员须由内地聘用单位提供全职聘用的有效材料，非全职受聘人员须由内地聘用单位和境外单位同时提供聘用的有效材料，并作为项目预申报材料一并提交。7. 申报项目受理后，原则上不能更改申报单位和负责人。8. 项目的具体申报要求，详见各重点专项的申报指南。各申报单位在正式提交项目申报书前可利用国家科技管理信息系统公共服务平台查询相关科研人员承担国家科技重大专项、国家重点研发计划重点专项、科技创新2030—重大项目在研项目（含任务或课题）情况，避免重复申报。四、具体申报方式1. 网上填报。本次申报试行无纸化申请，请各申报单位严格遵循国家、地方各项疫情防控要求，创新工作方法，充分运用视频会议、线上办公平台等信息化手段组建研发团队，减少人员聚集，通过国家科技管理信息系统公共服务平台（http://service.most.gov.cn）进行网上填报。项目管理专业机构将以网上填报的申报书作为后续形式审查、项目评审的依据。申报材料中所需的附件材料，全部以电子扫描件上传。确因疫情影响暂时无法提供的，请上传依托单位出具的说明材料扫描件，项目管理专业机构将根据情况通知补交。项目申报单位网上填报预申报书的受理时间为：2020年4月20日8:00至5月20日16:00。进入答辩评审环节的申报项目，由申报单位按要求填报正式申报书，并通过国家科技管理信息系统提交，具体时间和有关要求另行通知。2. 组织推荐。请各推荐单位于2020年5月27日16:00前通过国家科技管理信息系统公共服务平台逐项确认推荐项目，并将加盖推荐单位公章的推荐函以电子扫描件上传。3. 技术咨询电话及邮箱：010-58882999（中继线），program@istic.ac.cn。4. 业务咨询电话：（1）“制造基础技术与关键部件”重点专项咨询电话：010-68207732、68207731。（2）“网络协同制造和智能工厂”重点专项咨询电话：010-68104423。（3）“智能机器人”重点专项咨询电话：010-68104487。（4）“重点基础材料技术提升与产业化”重点专项咨询电话：010-68104475、68338939。（5）“战略性先进电子材料”重点专项咨询电话：010-68104778、68338941。（6）“综合交通运输与智能交通”重点专项咨询电话：010-68104462。（7）“智能电网技术与装备”重点专项咨询电话：010-68207731、68207732。（8）“可再生能源与氢能技术”重点专项咨询电话：010-68104430、68104408。（9）“核安全与先进核能技术”重点专项咨询电话：010-68104430、68104408。（10）“宽带通信和新型网络”重点专项咨询电话：010-68104457。（11）“物联网与智慧城市关键技术及示范”重点专项咨询电话：010-68208208、68207769。（12）“地球观测与导航”重点专项咨询电话：010-68104417。（13）“现代服务业共性关键技术研发及应用示范”重点专项咨询电话：010-88377340。

【做好“六稳”工作 落实“六保”任务·按下项目建设快进键】乌海抽水蓄能电站预可行性研究报告通过审查记者从内蒙古电力集团公司获悉，日前，乌海抽水蓄能电站预可行性研究报告通过审查，这标志着乌海抽水蓄能电站项目前期工作又迈出一个阶段性步伐。据了解，2012年10月，国家能源局以国能新能〔2012〕335号文批复选点规划报告，确定乌海(120万千瓦)为蒙西2020年新建抽水蓄能电站推荐站点。2016年12月，乌海抽水蓄能电站又作为重点开工项目列入《可再生能源“十三五”发展规划》。2019年11月，在乌海市政府积极支持下，正式由内蒙古电力集团组织开展乌海抽水蓄能电站前期工作，重新启动预可行性研究报告修编。今年年初，内蒙古电力集团努力克服疫情带来的不利影响，统筹协调做好复工复产工作，通过网络征求意见的方式完成内部审查。乌海抽水蓄能电站位于内蒙古乌海市海勃湾区甘德尔山西侧的白石头沟内，临近海勃湾水利枢纽库区东岸，建设4台30万千瓦可逆式水轮机组，总装机规模为120万千瓦，动态投资约77.7亿元。理论上讲每年电网低谷抽水用电量26.77亿千瓦时，电网高峰释放电量20.08万千瓦时，可节约煤耗10.8万吨。该项目投入运行后，对提高内蒙古电网调峰填谷能力、优化电网结构、提高系统灵活性、清洁能源高效利用具有重要意义。(内蒙古日报社融媒体记者 康丽娜)内蒙古日报社融媒体原创

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星风力发电网获悉，近日，国家能源局发布关于征求2020年能源领域行业标准修订计划和外文版翻译计划意见的函。其中拟对6项风电行业标准进行修订，分别是：风力发电场远程监控系统技术规程、风力发电场集电系统过电压保护技术规范、风电场理论发电量与弃风电量评估导则、海上永磁同步风力发电机技术规范、海上双馈风力发电机技术规范、具有短路保护功能的电涌保护器；拟对15项风电行业标准外文版进行立项，分别是：风电场工程道路设计规范、海上风电场工程预可行性研究报告编制规程、海上风电场工程可行性研究报告编制规程、海上风电场工程施工组织设计规范、海上风电场工程风能资源测量及海洋水文观测规范、风电场工程劳动安全与职业卫生设计规范、风电机组钢塔筒设计制造安装规范、陆上风电场工程概算定额、陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准、风电场工程后评价规程、风电机组招标文件编制导则、风电场工程竣工图文件编制规程、海上风电场工程概算定额、海上风电场工程设计概算编制规定及费用标准、陆上风电场工程风电机组基础设计规范免责声明：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

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星风力发电网讯:北极星风力发电网获悉，国家能源局近日发布关于征求2020年能源领域行业标准修订计划和外文版翻译计划意见的函，其中拟对6项风电行业标准进行修订，分别是：风力发电场远程监控系统技术规程、风力发电场集电系统过电压保护技术规范、风电场理论发电量与弃风电量评估导则、海上永磁同步风力发电机技术规范、海上双馈风力发电机技术规范、具有短路保护功能的电涌保护器；拟对15项风电行业标准外文版进行立项，分别是：风电场工程道路设计规范、海上风电场工程预可行性研究报告编制规程、海上风电场工程可行性研究报告编制规程、海上风电场工程施工组织设计规范、海上风电场工程风能资源测量及海洋水文观测规范、风电场工程劳动安全与职业卫生设计规范、风电机组钢塔筒设计制造安装规范、陆上风电场工程概算定额、陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准、风电场工程后评价规程、风电机组招标文件编制导则、风电场工程竣工图文件编制规程、海上风电场工程概算定额、海上风电场工程设计概算编制规定及费用标准、陆上风电场工程风电机组基础设计规范，详情如下：各有关单位：经研究，现对2020年能源领域行业标准修订计划和外文版翻译计划项目公开征求意见。请结合你单位工作领域，重点就修订和翻译的必要性、名称和适用范围是否合适等情况进行认真研究，并于4月30日前将书面意见（加盖单位公章）反馈我局科技司，逾期按无意见处理。为便于汇总，务请同时将书面意见电子版发送至我局联系人邮箱，并在邮件标题注明“XXX单位对2020年能源领域行业标准修订计划和外文版翻译计划项目的反馈意见”。联系人邮箱：nb_standard@126.com附件：1.2020年能源领域行业标准修订计划项目意见汇总表（电子版）2.2020年能源领域外文版翻译计划项目意见汇总表（电子版）国家能源局综合司2019年4月21日免责声明：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

1、 长期：风力发展基本面良好，发展空间较大1.1 、 中国风电资源总量丰富，高风速区域有限1.1.1 、 世界风能资源丰富，区域资源质量差异大风能资源受地形的影响较大，世界风能资源多集中在沿海和开阔大陆的收缩地带。每年来自外层空间的太阳辐射能为 1.5×1018kWh，其中的 2.5％，即 3.8×1016kWh 的能量被大气吸收，产生大约 4.3×l012kWh 的风能。8 级以上的风能高值区主要分布于南半球中高纬度洋面和北半球的北大西洋、北太平洋以及北冰洋的中高纬度部分洋面上。大陆上风能则一般不超过 7 级，其中以美国西部、西北欧沿海、乌拉尔山顶部和黑海地区等多风地带较大。1.1.2 、 我国风电资源蕴藏量总量充足，地区差异明显我国风电可开发资源充裕，“三北”地区占比较高。我国风能资源丰富，开发潜力巨大，在现有技术条件下，中国风能资源足够支撑 20 亿千瓦以上的风电装机。截至 2019年底，国内并网风电 2.1 亿千瓦，仅占潜在开发量的 4.4%，开发潜力巨大。受地域和气候影响，我国风能资源在地理分布上差异较大，风能资源集中分布在“三北”地区和东南沿海地区，其中“三北”地区约占到总蕴藏量的 69%。高风速优质资源区较少，位置集中在北方，且存在风能资源与电力需求区域错配的问题。根据《2019 年中国风能太阳能资源年景公报》数据，各省陆地 70 米高度平均风速在 4.0m/s-6.6m/s 之间，平均风功率密度在 96.6W/2-353W/2之间，其中 16 个省份年平均风速超过 5.0m/s。根据《低风速风力发电机组选型导则》，年平均风速不高于 6.5m/s、风功率密度不高于 320W/2的地区为低风速地区，全国仅有内蒙古和吉林两个地区为非低风速地区。另外，风能资源丰富的地区与用电需求负荷中心存在空间错配问题。风能资源丰富的三北地区工业基础较为欠缺，电力消纳能力弱；而经济发达、用电量需求大的城市电力负荷中心多集中在华东、华南、华中地区。供需空间错配容易引发弃风限电问题。1.2 、 陆上风电增长放缓，海上风电高速增长近年来全球陆上风电装机放缓。2019 年全球陆上风电新增装机量为 54.2GW，同比+16%，2016 年以来全球风电景气度不高，2016-2018 年全球风电新增装机量负增长；截至 2019 年全球陆上风电累计装机量为 622.61GW，2010-2019 年 CAGR 13.60%。中国风电崛起，在全球风电新增装机占比不断提高。根据全球风能理事会统计，2019 年中国风电累计装机占全球 37%，较 2007 年提高 19pct。中国陆上新增风电装机在2010 年超过美国，排名全球第一。2019 年中国在全球陆上新增风电装机中的比例达到 44%。目前海上风电装机保持较高增速。截至 2019 年底全球海上风电累计装机量为29.29GW。2019 年，全球海上风电新增装机量为 6145MW，同比+36.88%，年新增装机量创历史新高。1.3、 行业潜在容量巨大，开发程度不足我国风电开发程度较发达国家仍有一定差距。目前核能仍是欧洲的主要非化石能源， 但受福岛事故影响，近年来欧洲核能发电占比逐渐下降。风电在欧洲总电力中占比逐渐提升并成为第一大可再生能源，2019 年欧洲风电在总发电量中平均占比 15%， 其中丹麦最高，达到 48%。国家能源局发布的《风电发展“十三”规划》中提出， 到 2020 年底，风电约占全国总发电量的 6%，这一比例距离欧洲仍有较大差距。2、 中期：风电经济性凸显，消纳改善景气度上升2.1 、 风电具备经济性，平价趋势确定四类分区大部分情况可实现平价上网。考虑不同区域所占国土面积比例和新增装机的区位特点，我们选取四类风能资源区分别进行讨论。以装机容量 10 万千瓦的风电场（以下简称为风电场）作为测算标准，选取 2018 年四类风区内海南和云南的利用小时数（1524h 和 2654h）的近似值为风电利用情况上下限，选取 2017 年山西和广东地区的含环保燃煤上网电价（0.33202 元/KWh 和 0.45296 元/KWh）的近似值作为上网电价上下限，测算风电场运营的 IRR。测算结果表明风电场若以燃煤价格上网， 其 IRR 在-3.63%-9.76%之间波动，则 76%的情况下风电可以实现平价。若选取四类风区 2019 年和 2020 年上网指导价格上限作为测算对象，其他条件与上述相同，从测算结果来看，在考虑竞价上网电价小于指导价格时，大部分区域也可以基本实现平价上网。2.2 、 当前弃风限电明显改善叠加特高压促消纳，向上周期将持续在前两次风电周期中，周期下行主要受消纳与补贴的双重影响。2010 年弃风率较高， 同时新增装机达到周期高点。2011 年弃风率达到 16.2%，随后市场进入下行阶段。2015 年风电装机达到高点后，弃风率再次迅速爬坡，国家出台政策禁止红六省新建风电装机。弃风率下行，为周期向上提供保障。2019 年，弃风率下降，弃风电量 168.6 亿千瓦时，同比下降 39.13%，弃风率 4%，其中红六省弃风问题持续改善，截止 2019 年底，原红六省中，黑龙江、吉林和宁夏三个省份的弃风率已经低于全国平均弃风率，甘肃弃风率降至 7.6%，仅新疆的弃风率仍在 10%以上，为 2020 年装机规模增长提供保障。特高压建设促进风电有效消纳。《风电发展“十三”规划》提出充分利用跨省跨区输电通道，促进风电跨省跨区消纳。我国目前地区间可再生能源消纳水平仍然存在较大差异，从可再生能源电力消纳量占全社会用电量比重来看，全国 8 省（区）合计占比超过 40%，其中西藏、云南、青海和四川占比超过 80%。全国 10 省（区）占比低于 20%。2019 年全国共 20 条特高压线路，共输电 4490 亿千瓦时，其中输电可再生能源 2350 亿千瓦时（含水电），在特高压总输电中占比 52.34%，同比增长 12.23%。 2019 年-2020 年期间需建设完成的特高压配套风电基地总容量达到 18.3GW，特高压建设将有效缓解风资源和电力需求区域错配的问题，促进“三北”等风电资源区弃风问题的解决，推进大规模风电的消纳。3、 短期：抢装加速，疫情不改风电高景气海上风电电价调整叠加中央补贴取消，海上风电短期或迎加速开发。2019 年起，海上风电上网标杆电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞价方式确定上网电价。2018 年底之前已核准的海上风电项目，若在 2021 年底前全部机组完成并网， 则执行核准时的上网电价，否则执行并网年份的指导价。此外，三部委联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》提出，自 2021 年起，新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围。短期看，在海上风电价格调整和中央补贴取消的作用下，2020 年存量开发动力强劲。长期看，目前海上风电依然存在成本高和建设难度大等问题，集中开发可能为产业技术升级和规模效益提供助力。企业陆续复工，一季度装机需求后移。2020 年 Q1/Q2 国内风电装机规模分别为2.36GW/4.28GW，分别同比下滑 50.6%/0.7%。由于需求端大量的风电存量订单需要在 2020 年底以前实现并网，短期停工不影响风电景气度持续。随着产业链上下游企业陆续复工。预计因疫情而的需求有望递延至三、四季度甚至是 2021 年。4、 风电产业链：短期抢装释放需求量，长期政策预期提升利好全产业链龙头风电产业链可分为上游原材料、中游制造（零部件和整机）以及下游风电运营商三大部分。关键原材料主要包括用于发动机制造的稀土永磁材料，用于叶片制造的玻璃纤维、碳纤维，以及用于塔架制造的中厚板钢材。关键零部件主要包括发电机、轮毂、轴承、齿轮箱、控制系统、叶片、塔架这几部分。其中，叶片、齿轮箱是风电机组成本构成中所占比例最大的。对于直驱式风电机组，其关键零部件中没有齿轮箱， 但其发电机成本很高，总成本比同级别的双馈风机高。风电整机供应商将以上零部件整合制造成为风电机组再出售给下游的风电运营商。4.1 、 风机：2020H1 招标价、招标量双双回落，风机功率大型化趋势明显4.1.1 、 招标价、招标量双双回落，预收账款+合同负债增长迅速下游需求萎缩，风电招标量价齐跌。2020 年以来受下游需求影响，风机招标价格回落，2020 年 2 月风机招标价格达到历史高位，2.5MW 和 3.0MW 招标价格分别为 4155元/kW、4040 元/kW，截止 2020 年 6 月，价格分别回落至 3707 元/kW 和 3507 元/kW。风机招标量也在持续下跌，2020Q1 和 2020Q2 招标容量分别为 4.3GW、6.7GW，同比-71.14%和-61.49%；随着二季度抢装潮的来临和疫情的逐步控制，风机招标量和新增装机量有所回升。整机企业订单量、预收账款增长迅速，将逐步兑现业绩的增长。尽管上半年风机招标量回落，但是头部企业订单仍旧充足。2020H1 明阳智能的在手订单量已经达到了15.13GW，同比增长 23.6%。金风科技 2020H1 在手订单达到了 17.96GW。另外，2020H1 两家企业的预收账款也有较大幅度的增加，金风科技预收账款+合同负债为172.68 亿元，同比增加 147.68%。明阳智能预收款+合同负债为 102.35 亿元，同比增加 323.6%。短期疫情造成需求的回落不改长期风电景气度的上升。4.1.2 、 头部效应明显，金风科技龙头地位稳固竞争格局稳定，金风科技龙头地位稳固。2010-2019 年，国内风电整机制造企业历年新增装机前十企业市占率在 80%-90%左右。2013-2019 年，新增装机前十和前的企业占比逐年提升，CR5 由 54.10%提升至 73.43%，CR10 由 77.77%上升至 92.18%， 头部效应明显。同时，2013-2019 年，有十家整机企业连续六年位居新增装机排名前十，行业格局稳定。以 2018 年排名新增装机前十的企业为例，回顾这十家企业近九年的装机量情况，金风科技表现抢眼，装机量连续九年国内排名第一，2018 年占据市场高达 32%的份额，与第二名保持较大差距，龙头地位稳固。4.1.3 、 大功率转型持续推进，双馈/直驱/半直驱路线各有千秋风机功率向大型化发展。中国风能协会数据显示，我国新增装机平均功率自 2008 年的 1.2MW 提升至 2018 年 2.2MW，增长了 79.8%。2008 年，1.5-2.0MW 是新增装机的主力，占全国新增总量的 59%。而到了 2018 年，2.0-2.5MW 机组成为了主要的新增机组，占全国新增总量的 73%。双馈式与直驱式发电机组优势互补，互相促进。双馈风电机组采用典型的高速齿轮箱+异步发电机+部分功率变流器的传动形式，双馈型机组转速较快，齿轮箱输出端齿轮容易损坏，维修量较大。直驱式发电机组中叶轮通过主轴直接与永磁同步发动机组相连，通过全功率变流器接入电网，发电机转速较低，叶轮直径较大，制造和运输挑战较大，但可靠性较高。半直驱风电机组结合了直驱和双馈风电机组的优势，通过风叶带动齿轮箱来驱动永磁同步电机发电，齿轮箱的调速较双馈方式低。在满足传动和载荷设计的同时，结构更为紧凑，重量轻。双馈技术由于技术较为成熟，使用时间较长，且成本较低，目前仍然是业内的主要选择。国内三大龙头企业风机技术路线选择各异。金风科技的风机产品全部使用直驱发电机，额定功率最高可达到 8.0MW，引领国内风机企业发展。金风科技的 GW175-8.0MW 海上风机于 2019 年 9 月 25 日推出，是国内首台具有完全自主知识产权的国产 8MW 机组。金风科技的风机叶片也秉承大叶片的原则，叶片直径从 121m 到 184m 不等。明阳智能的风机在低功率平台选择了双馈技术。在中高功率平台为了使风机机组重量和体积保持在较小的范围内，明阳智能选择使用半直驱技术。明阳智能的产品线覆盖范围在三家龙头企业中最广，额定功率覆盖 1.5MW 至 7.25MW，叶轮直径从 70m 至 178m。凭借着覆盖面广的产品线，和灵活的技术路线选择，明阳智能未来的市占率有望进一步得到提升。远景能源的风机全部使用双馈技术，目前只有 2.X、3.X、4.X 三个平台，还没有推出大功率的风机。在风机功率大型化的趋势下，远景能源未来市场份额可能会有较大的下降。4.2 、 叶片：大型化趋势明显，龙头企业市场份额有望继续增加4.2.1 、 叶片市场高景气，短期供给紧张企业叶片业务向好，2020H1 中材科技叶片营业收入达到 15.86 亿元，同比增长113.54%。天顺风能叶片业务也发生迅速增长，2020 年上半年叶片收入 6.43 亿元， 同比增长 153%。此外，两企业叶片业务的毛利率也都出现了增长，天顺风能叶片毛利率由 2017 年的 3.27%增长至 2020 年上半年的 25%，中材科技叶片毛利率从 2017 年触底后回升到 2019 年上半年的 23%。短期内叶片将继续处于供不应求的状态。1）大功率叶片趋势增加了行业进入的技术壁垒，小企业对大型叶片产能的贡献有限。2）重要原材料巴沙木供应紧张。巴沙木高度轻量化的特点与叶片轻型化的要求相符，因此对巴沙木的需求大增。上一轮风电上升周期过后巴沙木价格由于供过于求而下降，进而导致种植量随后的大幅下降， 叶片扩产周期在一年到一年半，而巴沙木的生长周期一般为 4-5 年，因此短期内巴沙木供给仍将处于紧张状态。3）在叶片产线投资中，模具占较高的比重，且目前叶片迭代速度较快，很多模具还未满使用期限，由于其对应的叶片需求下降而处于闲置状态或被报废。在叶片型号快速迭代的背景下，许多叶片生产厂商对扩产持较为谨慎的态度。4.2.2 、 叶片大型化与轻量化发展趋势显著，技术迭代速度快大型化叶片降低度电成本，技术壁垒利好龙头。叶片大型化为风电资源相对较弱的区域提供了风电经济可行性。据 GE 测算，若叶片直径从 116m 增加到 160m，则发电量可提高一倍并降低 30%的度电成本。风机大型化是降低风电成本的重要途径，而叶片大型化是风机大型化的主要方式。据明阳智能测算，叶片约占风机总成本的23.3%，是风机成本中最大的单项零部件。大功率叶片转型中的装备升级与智能化生产提高了行业的进入门槛，技术上的壁垒将保障头部公司未来身位的领先。叶片大型化趋势明显，迭代迅速。风轮由叶片和轮毂组成，其直径部分主要为叶片。CWEA 统计结果显示，2018 年平均风轮直径达到 120 米，同比增长 6.67%。2008-2018 年平均风轮直径的CAGR 为 6.32%。由于“红六省”未完全解禁，风电装机向低风速资源区转移的趋势明显，此外，海上风电装机对叶片长度有更高的要求，因此预计叶片及风轮长度增长的趋势还将继续维持。叶片轻量化是大型化趋势的必然要求，碳纤维等新材料有研发空间。大尺寸叶片的制造需解决叶片质量增加而带来的气动弹性耦的问题。叶片长度的增长将使其重量增加，从而导致气动效率降低，进而影响发电量。因此，需兼顾叶片的大型化和轻薄化。此外，叶片重量增加，还将带来机组运转载荷及运输便利性的问题。目前市面主流风机厂商广泛采用巴沙木这一号称世界上最轻的木材作为夹心材料来减轻重量。为实现叶片轻型化，对叶片新型结构的设计及对碳纤维和高模高强玻璃纤维等新型材料的研发也将成为未来的研究方向。4.2.3 、 市场集中度高，中材科技长期领跑受大型化趋势影响，CR5 市占率持续提升。风机功率的提升对叶片大型化提出了更高的要求，而叶片的大型化和智能化生产有较高的技术壁垒。由于叶片的迭代速度较快，且大型化趋势不可逆，行业落后产能会被迅速出清。国内风电叶片头部企业市占率不断攀升，2019 年，风电叶片行业 CR5 市占率达 68%以上。伴随海上风电发展、装机区域转移和竞价上网等因素的影响，叶片大型化趋势还将继续，行业集中度将继续提高。中材科技连续九年市场占有率第一，技术实力与产能突出。中材叶片创立于 2007 年6 月，是中材科技的全资子公司，负责风电叶片业务的经营。公司产能相对优势明显，年产能位居全国第一。在行业总体生产单只叶片需要 36-48 小时的情况下，中材科技可以控制在 24 小时内完成单只叶片的生产。技术方面，公司产品类别丰富，2MW及以上大叶片占主导地位，且拥有开发海上超大叶片的技术。此外，公司客户资源优质，与金风科技和远景能源等龙头整机厂开展深度合作，公司有望享受风电下游市场中客户增长的红利。4.3 、 塔筒：高塔架提高发电利用水平，天顺风能引领行业发展4.3.1 、 原材料价格振荡维稳，龙头企业毛利率小幅提升钢板价格振荡维稳，风塔利润空间扩大。风塔制造的主要原材料为钢板，钢板价格变动对风塔毛利率有较大影响。2013-2015 年，由于钢铁行业产能严重过剩，钢材价格持续下跌。风塔毛利率也因此大幅度上升，四家龙头企业的平均毛利率由 21.15%上升至 31.29%。2016-2018 年，钢铁行业淘汰落后产能、钢材价格呈上升趋势，风塔毛利率回落至 2013 年的水平。2019 年以来钢材价格在 4000 元左右振荡维稳，2020H1 风塔毛利率小幅度回升。风塔单位售价回调，单吨毛利率逐步改善。2020 年上半年，龙头公司天顺风能的风塔销售单价从 2019 年 8987 元回调至 8198 元，同比-10.87%；尽管如此，天顺风能风塔单吨毛利逆势升至 2048 元，同比增长 8.76%。4.3.2 、 天顺风能引领国内塔筒发展，深度绑定全球知名风机企业天顺风能在国内塔筒行业中优势不断扩大。国内塔筒上市企业主要有天顺风能、泰胜风能、天能重工和大金重工，其中天顺风能是国内风塔行业的领军企业。2011-2019年，天顺风能凭借着绑定 Vestas、GE、西门子歌美飒、金风等全球大型风电整机厂商的客户优势，风塔业务营业收入逐步与其他三家上市风塔企业拉开差距。2020H1 天顺风能塔筒营业收入 21.32 亿元，竞争优势不断扩大。天顺风能预收账款高增长将逐步兑现到业绩高增长。天顺风能自 2017 年以来，预收账款保持高增长趋势，半年度的预收账款同比维持在 60%-70%的高增长水平。2019年，天顺风能的预收账款高达 4.64 亿元，同比增长 173%。天顺风能预收账款的增长预示着其在手订单的高增长。随着大量订单的逐步兑现，天顺风能的营收也将迎来高增长。风塔企业的产能多分布在沿海和三北地区。风塔企业的产能布局主要围绕着沿海和三北地区。位于沿海的生产基地主要对接海上风塔和出口产品，方便运输体积和重量相对较大的风塔。位于三北地区的生产基地主要对接平价大基地。沿海地区方面， 天顺风能、天能重工和泰胜风能都有多个生产基地。三北地区方面，天顺风能、泰胜风能都在内蒙古包头建厂，位置优势较大。天能重工和泰胜风能还各有一个生产基地位于新疆，距离平价大基地也较近，可共享下游建设平价大基地的红利。天顺风能发展势头良好，布局全球市场。天顺风能的国内产能目前总计达到70 万吨， 远超国内其他风塔企业，奠定了国内行业龙头地位。天顺风能还积极布局海外市场。天顺风能客户覆盖全球风机巨头。天顺风能的风塔客户主要覆盖 Vestas、GE、西门子歌美飒、金风科技等全球风机巨头。装载的风机功率主要在 2.5MW 以上，产品线覆盖范围较广，在装风机功率可高达 8MW。公司与 Vestas 深度绑定，2011 年和 2017 年分别和 Vestas 签订了长达三年和年的塔架采购协议，有效期至 2020 年。我们预计天顺风能和 Vestas 等全球大型风电整机厂商的合作关系会继续保持稳定，有望持续享受风电下游市场红利。4.3.3 、 塔筒大型化发展，壁垒较高高风筒发展趋势，提高发电利用能力。风速在空中水平和（或）垂直距离上会发生变化，不同高度在不同风切变下的风速有明显区别，高切变下，高度增加会显著提升风速。由于风电功率与风速的三次方成正比，高塔筒可以显著提高风电发电功率，降低度电成本。以 0.3 的风切变为例，塔架高度从 100m 增加到 140m，年平均风速将从5.0m/s 增加到 5.53m/s，某 131-2.2 机组的年等效满发小时数可从 1991h 增加到 2396h，提升了 20.34%。高风机塔架生产成本和技术要求较高，在执行标杆价格时不会受到较大青睐，全面竞价上网将使企业对成本的关注更大的转移到风电的全生命周期成本，高塔架对低风速地区的风电发展将起到有效促进。风塔具有一定的技术壁垒和客户壁垒，新晋竞争者进入市场有一定难度。由于风塔常年在野外恶劣环境下运行，客户对风塔的可靠性要求较高，运行寿命一般要保证20 年，塔筒制造具有一定的技术壁垒。具体包括在法兰平面度要求、法兰的内倾量要求、焊缝的棱角要求、错边量控制、厚板焊接和防腐要求等。另外，整机厂商通常会对塔筒供应商进行严格的认证，并对其后续生产进行持续的督导与指导。龙头塔架企业一般都与下游客户建立了长久的合作关系，拥有优质的客户资源，新晋竞争者进入市场有一定难度。4.4 、 铸件：由毛坯铸造向精加工发展，日月股份盈利复苏4.4.1 、 风电铸件生产流程繁杂精细，成本受原材料价格影响大风电铸件种类繁多。以铸件龙头企业的风电铸件产品为例，风电铸件主要包括箱体、扭力臂、轮毂、壳体、底座、行星架、主框架、定动轴、主轴套等。铸件是技术密集型和资金密集型行业。铸件生产过程主要包括铸造和精加工两大环节。铸造环节生产毛坯铸件。随后的精加工工序根据毛坯铸件的形状特点及产品使用要求，采用车、铣、刨、磨、钻、钳等技术手段进行去除加工，以达到交付状态。精加工环节既需要高精度的设备投入，也需要技术熟练的工人操作。另外，风电铸件精加工生产线的建设资金投入较大。民营企业限于前期资金实力、风险承受能力制约，往往优先投资毛坯铸造这一核心流程，精加工工序通过外协解决。铸件的成本受生铁等原材料价格影响较大。2016 年-2019 年，铸件龙头日月股份主营成本中，直接材料占比过半，铸件原材料主要包括生铁、废钢和焦炭等。其中生铁的价格对成本影响最大，占直接材料成本的 50%左右。自 2016 年起，随着钢铁行业淘汰落后产能基本完成，钢铁景气度回升，生铁价格持续回升，导致铸件的直接材料占比由 2016 年的 54.2%上升至 2018 年的 70.2%。我们预计未来生铁价格依然是影响铸件成本的最主要因素。原材料价格逐步稳定，风电铸件毛利率有所回升。2016 年-2018 年，随着生铁、废钢等主要原材料价格大幅上涨，风电铸件的毛利率也进入下行通道。日月股份风电铸件毛利率从 2016 年的 34.59%下降至 2018 年的 21.64%，降低了 12.95pct。2019 年以来，生铁和废钢价格逐步稳定，叠加铸件销售价格上涨，风电铸件毛利率开始回升。2019 日月股份风电铸件毛利率回升至 25.32%。下游风电铸件需求随抢装持续扩大， 铸件销售价格上涨，叠加生铁和废钢价格回稳，风电铸件毛利率有望继续回升。4.4.2、 竞争格局：整体铸件中国主导，日月股份风电铸件约占全球十分之一整体铸件生产的重心从发达国家转移至中国。欧洲、日本和韩国等发达地区有一些历史悠久，技术水平先进的铸件制造企业，包括法国克鲁索、德国辛北尔康普、日本制钢所、日本铸锻钢公司、神户制钢、韩国斗山重工等。但由于铸件是能源密集型和劳动密集型行业，铸件制造业的重心近年来从发达国家转移至中国、印度等发展中国家。铸件生产过程中需要耗费大量的资源和能源，以及使用大量的技术工人。发达国家受环保压力、人工成本等因素影响，近年来铸件产量较小。同时，中国基础设施建设、风电建设不断推进，也带动了对铸件的需求。国内方面，国企保持行业领先地位，民营企业在细分领域占据优势并不断发展壮大。在行业发展初期，以一重、二重、上重、中信重工、大连重工等为代表的国有铸件企业占据市场主导地位。这些国企主要给集团内部的成套设备提供配套铸件，较少参与市场化竞争。以日月股份、永冠集团、吉鑫科技以及山东龙马为代表的民营企业后期发力，为其他市场化成套设备制造商提供配套铸件。其中日月股份、永冠集团、吉鑫科技、佳力科技是上市公司。日月股份占中国风电铸件市场 15-22%，目前扩产积极。2019 年，日月股份风电铸件销售量分别为 25.53 万吨，按照中国铸造协会估算，每 MW 风电整机大约需要 20-25吨铸件。目前，日月股份有三个扩产在建项目，包括“年产 10 万吨大型铸件精加工建设项目”、“新日星年产 18 万吨（一期 10 万吨）海上装备关键部件项目”，以及“年产12 万吨大型海上风电关键部件精加工生产线建设项目”。随着上述项目逐步落成， 日月股份的产能将有大幅度提升，有望强势占领市场。4.5 、 海缆：海上风电促海缆需求增长，技术壁垒高利好龙头企业4.5.1 、 海上风电发展，促进海缆需求增长。海上风电带动海缆需求增长。由于海上风电有风能资源丰富、发电利用小时数高、不占用土地等优点，风电开发逐渐从陆上风电向海陆风电双重发展。海上风电的建设需要在海底铺设海缆用于电力的传输。我国海上风电通常采取二级升压（少数采用三级）的方式将电力传输回陆上。二级升压即指风电机输出电压 690V 经箱变升压至35kV 后，分别通过 35kV 海底电缆汇流至 110kV 或 220kV 升压站，最终以 110kV 或220kV 线路接入电网。三级升压则将输出电压 650V 依次通过 35kV、110kV 和 220kV 三次升压，最后并入电网。因此目前海缆的规格多分为 35kV、110kV、220kV 三大类。随着海上风电进一步向远海发展，海缆未来还会向 500kV 发展。4.5.2 、 海缆生产工序复杂，原材料是主要成本海缆性能要求更高，技术门槛高。1）海缆生产工艺流程较多。由于海底的环境复杂且海水具有强腐蚀性，海缆相较于陆上电缆技术更复杂，生产难度较大。海缆的生产流程相比陆上高压电缆的生产多了约 50%的工艺流程。对比东方电缆 220kV 海缆和陆缆产品，海缆结构比同样电压的陆缆结构多了近一倍。2）需要掌握接头、敷设、施工的核心技术。海缆的接头技术、敷设设计施工要求更高，需要专门的技术和设备。3）海缆长度更长。海上风电项目距离陆地较远，通常采取一次性运输大长度海缆的方式节约运输成本。而大长度海缆也对制造的稳定性、一致性要求非常高。海缆成本主要受铜等原材料价格影响。龙头公司东方电缆的海缆成本构成中，原材料占比达到 90%以上。其中铜材料的占比最大。另一家龙头公司中天科技披露铜材料占其海缆总成本的 65%左右。依据以上信息推算，铜材料在海缆原材料成本中大约占 70%左右。为了对冲铜价对海缆成本的影响，部分企业通过期货套期保值、签订远期合同来规避价格波动的风险。4.5.3 、 东方电缆海缆订单量领先，海缆制造进入壁垒较高东方电缆订单量大且连续性强，支撑业绩增长。2005 年以前，海缆市场主要由国外的海缆企业垄断，主要包括耐克森、普睿司曼、阿尔卡、特朗讯、泰科和日本富士通株式会社等。目前在国内具备海缆制造和施工能力的企业还较少，主要有中天科技、东方电缆、亨通光电、汉缆股份等，其中东方电缆和中天科技是第一梯队。海缆具有资金壁垒和资质壁垒。海缆生产需要巨大的前期资本投入。东方电缆 2016年募投一个海缆生产基地需要约 8 亿元的总投资，其中设备购置 2.5 亿元。另外，海缆生产需要取得国家的实行生产许可证以及通过强制性产品认证。海上项目竞标还设有客户验证环节，对供货经验和业绩有要求。4.5.4 、 发展趋势向直流化、大长度、总包模式发展海缆技术向直流化发展。相比于传统的直流输电，柔性直流技术具有众多优势，是目前远海风电最优的选择。在柔性直流输电并网方案中，需要在风电场增加一个海上换流站，将交流电转换为直流电，再通过直流海缆传回到陆地上的换流站，然后再以交流电并网。虽然直流柔性技术增设了更多的中间环节，但其能大幅度解决海上长距离输电的问题以及改善风电场并网性能。柔性直流输电的优势体现在：1）孤岛供电。传统的直流输电是点对点单向输电，不能像没有电源点的电网送电。而柔性直流输电可以灵活双向调配电能，可以直接向海上孤岛等偏远地区供电。2）可独立控制有功功率与无功功率。柔性直流输电不需要单独配置无功补偿装置，运行方式灵活， 提高系统可控性。3）长距离输电损耗小。使用交流电缆输电时，海水与电芯形成的电容效应会随海缆长度增加而增大，损耗电能，输送到终端的有效电能少。柔性直流输电过程中电能基本保持恒定。4）携带多个站点的电能。柔性直流输电可以携带来自多个站点的风能，达到多个城市的负荷中心。目前中天科技、东方电缆、亨通光电和汉缆股份都有柔性直流输电的技术，主要应用在远海风电项目中。大长度海缆、软接头技术是海缆核心技术。由于海缆连接处比单段海缆本体更脆弱， 更容易出现问题，目前市场趋向于使用连续长度大的海缆，以减少风险。在单根无接头海缆无法满足长度需求的情况下，海缆制造商会运用软接头的工艺，将多段单根无接头的海缆连接到所需要的长度。另外，软接头技术也是修复海缆故障的重要手段。软接头的工艺技术要求非常严苛，需要保证在接头处海缆的各项性能与单段海缆本体的性能基本一致。大长度无接头海缆和软接头技术的研发，是实现大长度海缆的基础，也是海缆生产企业技术先进性的集中体现。海缆业务由单纯提供海缆装备转向总包。海缆业务涉及海缆设计、研发、生产、运输、敷设、维护、配套多重环节。在行业发展早期，海缆企业仅涉足海缆设计、研发、生产这些前端环节。敷设由专业的海工企业完成。但随着海缆企业实力增强，逐步具备了海缆项目总包的能力。以东方电缆为例，2018 年之前公司中标项目全部为海缆及附件，并未涉及敷设施工。2018 年和 2019 年，东方电缆各中标了 2 个总包项目， 分别占全年中标金额的 33.5%和 26.1%。中天科技在 2019 年中标的 2 个海缆项目全部是总包项目，总金额高达 39.94 亿元。我们预计未来海缆招标模式会进一步从装备采购转向整包，具有先发优势的龙头企业市场份额将进一步提升。……（报告观点属于原作者，仅供参考。作者：开源证券，刘强）如需完整报告请登录【未来智库】。

2020年5月10日，安徽界首通用机场建设项目可行性研究报告预评审会在北京市丽亭酒店召开，中国人民解放军中部战区空军、阜阳市发展和改革委员会、界首市发展和改革委员会及可研编制单位中国航空规划设计研究总院有限公司等方面代表参加了会议。会议听取了可研编制单位对界首通用机场建设项目可研报告的汇报，与会人员充分讨论，形成一致意见，原则同意界首通用机场建设项目可行性研究报告方案；同时评审组建议项目单位抓紧履行可行性研究报告报批手续，确保项目尽快开工建设。界首通用机场总占地面积为496亩，按通用A类机场标准建设，设计飞行等级为2B，跑道长度1000米，配套滑行道、站坪、办公区、维修区、油库区和消防等设施。项目总投资为35000万元，建成投运后将在通航业务培训、飞机总装试飞和托管、旅游观光，应急救援、包括医疗救护、消防救援和城市公共管理以及人工降水、航空护林、航空摄影、航空探矿和测绘等方面发挥功能作用。 （文章来源：中国网财经）