风电场开发建设中有关问题分析Word文件下载.doc

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风能作为一种清洁的可再生能源，成为世界上利用速度发展最快的可再生能源之一。

我国的风能储量丰富，近年来，政府出台并加大力度实施《可再生能源法》等一系列环境保护和开发利用可再生能源的政策、法规，我国风电产业取得突飞猛进的发展。

风电场的开发建设规模不断扩大，大批中小规模的风电场投入商业营运，多个大型风电场的国家特许权示范项目也将相继建成发电。

风电场开发项目被视为具有广阔的发展前景并能带来可观的利润，受到许多企业的竞相追捧。

而风电场开发建设投资成本高，风险大，运营时间长，因此，在投资风电场项目时，企业应权衡多方面因素，进行综合比较和评价，做出决策，以保证项目的成功开发。

一、我国风电场建设现状

（一）我国风能资源分布

我国的风能资源储量丰富，但由于地形复杂，分布并不均匀。

其中较为丰富的地区主要集中在北方（东北、华北、西北）地区以及东南沿海及附近岛屿，内陆也有个别风能丰富点。

此外，近海风能资源也非常丰富。

1.北方地区风能丰富带：

包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、青海、西藏和新疆等省（区）近200千米宽的地带。

风功率密度在200～300瓦/平方米以上，有的可达500瓦/平方米以上。

可利用的小时数在5000小时以上，有的可达7000小时以上，可开发利用的风能储量约2亿千瓦，约占全国可利用储量的79%。

如阿拉山口、达坂城、辉腾锡勒、锡林浩特的灰腾梁、承德围场等。

该地区风电场地形平坦，交通方便，没有破坏性风速，是我国连成一片的最大风能资源区，有利于大规模地开发风电场。

2.沿海及其岛屿地区风能丰富带：

包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等省（市）沿海近10千米宽的地带，年风功率密度在200瓦/平方米以上，风功率密度线平行于海岸线，可利用小时数约在7000至8000小时。

这一地区特别是东南沿海，由海岸向内陆丘陵连绵，风能丰富地区仅在距海岸50千米之内。

冬春季的冷空气、夏秋的台风，都能影响到沿海及其岛屿。

相对内陆来说这里形成了我国风能丰富带。

由于台湾海峡的狭管效应的影响，东南沿海及其岛屿是我国风能最佳丰富区。

我国有海岸线18000多公里，岛屿6000多个，这里是风能大有开发利用前景的地区。

3.内陆风能丰富区：

在两个风能丰富带之外，风功率密度一般在100瓦/平方米以下，可利用小时数3000小时以下。

但是在一些地区由于湖泊和特殊地形的影响，风能资源也较丰富。

如鄱阳湖附近较周围地区风能就大，湖南衡山、安徽的黄山、云南太华山等也较平地风能为大。

但这些不像两大带那样大的面积，只限于很小范围之内。

4.海上风能丰富：

我国海上风能资源丰富，10米高度可利用的风能资源约7.5亿千瓦。

海上风速高，很少有静风期，可以有效利用风电机组发电容量。

一般估计海上风速比平原沿岸高20%，发电量增加70%，在陆上设计寿命20年的风电机组在海上可达25年到30年，且距离电力负荷中心很近。

随着海上风电场技术的发展成熟，经济上可行，将来必然会成为重要的可持续能源。

（二）我国风电场发展现状

1986年4月，我国第一座风电场在山东荣成并网发电，容量105千瓦；

2008年，中国华电、中国华能、大唐集团、国风发电等多家风电开发公司投资建设新疆吐鲁番风力发电场，总装机容量在300万千瓦以上20多年间，两座风电场的规模竟然相差了近30000倍！

这从一个侧面反映了我国风电产业的高速发展。

为了推动我国风电产业的发展，我国开展了全国风能资源评价、风电场选址评价等风电建设前期工作。

并大力推行大型风电场特许权建设方式，选择10万千瓦级及以上大型风电场，由政府负责落实风电场资源、土地、环保、交通、电网接入和按中标电价收购风电可发电量等建设条件，通过公开招标方式选择投资者。

从2003年开始，国家连续组织5期风电特许权项目，共计49个项目，确定了880万千瓦建设规模，有效地降低了风电的上网电价，促进了风电投资多元化，提高了风电装备国产化和本地化的能力和活力，促进我国风电规模化国产化发展。

随着《可再生能源法》的实施，极大地提高了全社会对可再生能源重要性的认识，风电场开发商投资建设风电场的热情也空前高涨，中国风电场装机容量在2008年底再次超过人们预想取得飞速增长。

据统计，2008年中国除台湾省外新增风电机组5130多台，装机容量624.6万kW。

与2007年当年新增装机330.4万kW相比，2008年当年新增装机增长率为89%。

当年新增风电装机容量超过了2007年底全国累计装机容量的总和，位列全球第二名，2008年中国累计装机容量达到1215万千瓦，进入全球风电市场大国前四名。

2008年，中国除台湾省外累计风电机组11600多台，装机容量约1215.3万kW。

分布在24个省（市、区），比前一年增加了重庆、江西和云南等三个省市，装机超过100万kW的有内蒙古、辽宁、河北和吉林等四个省区。

与2007年累计装机590.6万kW相比，2008年累计装机增长率为106%。

二、风电场开发建设流程

风电场开发前景广阔，但其开发建设过程往往需要2—3年，风电场工程前期工作和风电项目建设具体流程分别见图3-1和图3-2。

图3-1风电场工程前期工作

图3-2风电场建设流程图

三、风电场的投资成本、风险与盈利模式分析

（一）风电场的投资成本

风电场是指将风能捕获、转换成电能并通过输电线路送入电网的场所，由四部分构成：

1、风力发电机组：

风电场的发电装置。

2、道路：

包括风力发电机旁的检修通道、变电站站内站外道路、风场内道路及风场进出通道。

3、集电线路：

分散布置的风力发电机组所发电能的汇集、传送通道。

4、变电站：

风电场的运行监控中心及电能配送中心。

风电场投资成本（单位千瓦造价）是衡量风电场建设经济性的主要因素，主要由以上几部分形成。

在风电场项目的投资成本中，风电机组的制造成本大约占70%左右的比例，其余电气、土建、安装工程等费用约占30%。

图4-1风电场建设投资构成比例

资料来源：

《风电投资小常识》2006年11月，吴光军、李齐勇、杨学军

（二）影响风电场投资成本的主要因素

根据风电场投资成本的构成，影响风电场投资成本的因素可以归纳如下：

1.风电机组的制造技术

根据风电场建设投资构成比例，风电机组的制造成本直接关系到风电场的总投资。

风电机组制造技术关乎风电机组的性能和其单机容量，影响风电机组单位千瓦的造价，进而影响风电场的造价。

2.风电场的规模，即风电场的装机容量

根据规模效应，风电场的规模越大，机组规模越大，其单位千瓦造价越低，带来总造价费用的降低。

并且这种规模效应将使风电场单位千瓦的配套设施相对地下降，如与电网配套设施的建设费用等。

3.风电场选址

风电场选址、风电机组定位都选得适当，那么风电场就可以多发电量，风电场的经济性就好，若风电场选在交通便利的地方，运输成本就可下降等，这些也将使风电场的建设成本下降。

（三）风电场投资面临的风险

尽管风电发展迅猛且前景广阔，投资商投资风电场的热情高涨，但在风电场开发建设中，仍存在一定的投资风险，主要包括市场风险、技术风险、经营风险、人才缺失风险和政策风险。

1.市场风险：

首先，上网电价的高低，将直接影响项目的收益。

大部分风电企业目前处于保本或微利状态，尤其是一些通过风电特许权招标获得的项目，很难取得盈利。

第五期特许招标虽然对投标电价的评价方案进行调整，但风电上网电价偏低的状况仍未发生根本性改观。

世界自然基金会中国办事处气候变化项目负责人陈冬梅表示，由于电价过低，迫使风电投资商进一步挤压设备成本，造成风电设备品质隐患，同时也不利于积蓄资金进行长期建设投资和技术创新。

其次，电网建设的可靠性制约风电市场的发展。

除风电装机容量外，上网电量问题的有效解决影响着风电场的建设。

我国的风能资源主要分布在“三北”地区和海上，而这些地区恰恰是电网的薄弱环节，即风能资源与用电负荷地域不匹配。

有数据显示，受电网容量或电网建设进度所限，全国已有数个风电场停建、缓建甚至放弃规划。

此外，项目建设期内，机组设备、建筑安装投资可能存在变化，从而影响项目的收益。

2.技术风险：

随着技术进步，产品更新换代趋势加快，存在新品开发和技术更新换代等隐性成本。

同时随着国家相关产业政策的出台，对于风电设备要求逐渐提高，势必造成改造成本的增加。

我国风电设备生产技术存在许多局限，甚至成为了风电场未能达到预期发电量的主要原因之一。

3.经营风险：

目前国内风电行业普遍缺乏风电场选址、运营以及日常维护的经验，可能存在经营上的风险，进而影响风电场项目的收益。

4.人才缺失风险：

风电行业属于技术密集型的新兴产业，对富有技术开发与项目经验的专业人才的要求较高。

然而，国内风电产业处于成长初期阶段，缺乏有丰富实践经验的技术和管理人才，我国风电发展20多年来，培养的中高级技术人才较少，且层次偏低。

人才的匮乏，致使不少风电场重建设轻管理，配套的维修服务跟不上，设备效益无法得到充分发挥。

在装机容量不断扩大的情况下，风电专业人才的缺乏已成为影响风电产业发展的又一风险因素

5.政策风险：

随着我国风电产业的发展，各种配套政策不断出台，对风电制造业实施主体而言，其影响各有不同。

例如我国从2009年1月1日起实施增值税转型改革，由生产型增值税转为消费型增值税,即企业购入设备的金额允许从销售额中扣除。

一方面，该政策使得开发商在购买风电设备等固定资产所需的实际价格下降，有利于设备更新和技术升级，在一定程度上拉动对风电设备的需求，使风电设备制造企业从中受益。

但另一方面，适合风电产业发展的地区,大多是偏远地区，风电产业发展甚至成为地方政府财政收入的“支柱”。

增值税转型后,这些地方政府发展风电的积极明显降低，最终可能会对整个风电产业发展产生消极作用。

（四）风电场的盈利模式分析

目前，我国风电产业还没有形成一个成熟的盈利模式。

面对风电场开发的投资风险，投资商希望得到快速、有效的回报。

“风电场开发销售”模式为其开辟了一条投资通道。

这一模式的核心，是由风电设备生产企业的项目公司投资开发、建设风电场，并采用本公司的风力发电机组，待项目建设完成后销售项目公司股权后取得溢价收益。

世界著名的风机制造企业大多采取了这样的经营模式。

以印度Suzlon公司为例，凭借这种一体化模式，在短短几年时间内发展成为印度风电市场的龙头企业，并在全球风机制造商中排第五位。

同样采取这一模式的还有西班牙的Gamesa公司，其风电项目开发、服务的利润已超过了制造业务。

而作为我国目前规模最大的风电整机生产企业，金风科技正试图将这一模式在中国进行复制。

金风科技加大力度开发风电场，并以此作为新的业务增长模式。

于2007年单独注册成立北京天润新能投资有限公司，专门负责风电场的开发销售，是公司新盈利模式的代表。

由北京天润选址成立风电项目公司，并统一采