集团公司新能源发展指导意见Word格式.doc
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为抢占优质项目，支持有实力的单位按“本区域发展为主、跨区域发展为辅”的原则跨区域发展。
（九）布局策略
境内按照“北固南拓、重点突出”的策略优化空间布局。
三北地区稳中求进。
在弃风弃光情况没有明显好转之前，以抢占资源为主，尤其要重点围绕特高压远程输送储备资源。
防范风险、好中选优、把握节奏，适当建设消纳与效益确有保障的优质项目。
中东南部地区加快拓展。
继续加大消纳好的中东南部资源的获取与开发力度，提高中东南部资源比重。
采取新模式，采用新技术，不断创新发展模式，克服土地紧缺和资源禀赋较差的障碍，加快开发投资收益满足条件的低风速风电、海上风电及各类光伏电站、分布式光伏发电项目。
对水电比例较高的云南、四川两省，要警惕丰水季节弃风弃光情况的发生。
重点基地布局。
在基础较好的青海海南、内蒙浑善达克、乌兰察布、阿拉善、新疆准东等地建设几个千万千瓦级风光水火多能互补基地。
在新疆哈密、甘肃酒泉、云南楚雄、广西桂林、江苏滨海、四川凉山等地形成一批百万千瓦级的新能源基地，实现基地化开发、规模化外送，降低度电成本、提升整体盈利能力。
积极谋划在核电场址规划区域内发展新能源。
境外以澳洲、日本、欧洲、美洲等区域为发展重点。
（十）集中优势力量申报示范项目
密切跟踪并参与国家光伏领跑者等示范项目的规划与申报工作。
集团公司统一组织申报工作，依托工程公司、国核规划院、山东电力院等优势技术力量编制申报材料，确保集团公司在每个国家示范工程中以较好的排名获得项目。
（十一）做好海上风电开发
加大在江苏、福建、浙江、广东、山东、辽宁、河北等地的海上风电资源储备。
集团公司统筹内部设计、施工、监造力量打造海上风电支撑保障体系，保障海上风电健康持续发展。
（十二）积极储备光热发电资源
重点在青海、新疆、甘肃、宁夏、内蒙古等地储备优质的光热发电资源，开展测光工作，为光热发电大规模开发做好准备。
（十三）坚持创新驱动
各单位从工作实际出发，以提升项目质量与效益为目标，积极探索新的管理模式、新的技术方案、新的开发模式，持续降低造价、提高效率。
鼓励资源综合利用，多产业项目联动发展。
各单位应不断总结、推广创新成果与良好实践，集团公司定期组织经验交流与成果推广。
四、重点管理要求
（十四）项目资本金内部收益率
境内风电项目资本金内部收益率不得低于12%，光伏发电不得低于13%。
境外新能源项目收益率应满足集团公司相关管理要求。
（十五）经济性评价边界条件
境内项目经济性评价的主要边界条件参考附表一《境内新能源项目主要测算边界条件》，具体按集团公司《风电场工程可研设计管理导则》和《光伏发电工程可研设计管理导则与深度要求》等相关标准执行。
境外项目可结合上述要求，根据尽职调查情况确定边界条件。
在评价中，要重点关注年平均发电量，要组织设计单位重点研究项目所在区域的弃风弃光趋势，并在年平均发电量计算中充分考虑。
可研报告审查单位也要将弃风弃光趋势作为审查重点之一。
在经济评价中还要充分考虑电费补贴拖欠的影响。
（十六）可研报告编制与审查
工程可研报告的编制原则和深度要求要严格执行集团公司《风电场工程可研设计管理导则》、《风电场工程可研设计内容深度规定》和《光伏发电工程可研设计管理导则与深度要求》等相关标准。
高度重视资源评估。
风电项目应严格按设计规范进行测风；
光伏项目应重点参考场址周边已投运电站的实际运行数据。
尚未有投运光伏项目的省区，应按设计规范进行测光。
升压站设计应按集团公司《风力发电工程典型设计第二部分升压变电站典型设计》中的典型设计方案B或D方案考虑。
工程可研报告完成后，应委托工程公司、国核规划院、山东电力院、中央研究院等内部咨询单位，或其它资质好、实力强、业绩优的设计咨询单位进行审查。
（十七）新能源区域生产运营中心
新能源项目在前期设计阶段应确定接入的新能源区域生产运营中心，并在工程可研设计中充分考虑与之配套的功能设计。
新能源区域生产运营中心的规划、建设与管理等工作应按集团公司相关要求执行。
（十八）招标采购
主设备继续坚持集团公司集中招标，其它附属设备继续推行设备物资总包配送。
山地风电项目推广风机带方案招标模式。
物资装备分公司要创新招标采购与总包配送服务工作的方式方法，持续提高工作效果与效率。
（十九）项目开工
新能源项目在未取得核准（备案）、环评、土地、水土保持、林业等主要批复文件，未履行集团公司开工备案程序前，现场不得开工建设。
具体参照集团公司《新能源项目开工申请报告内容大纲》要求执行。
（二十）工程质量控制
按集团公司要求，严格执行贯穿资源筛选、设计把关、招标采购、驻厂监造、现场验收、施工管理、竣工验收、跟踪检测、运行评价等各个环节的质量控制闭环体系。
风机、组件必须进行监造。
不具备监造能力的单位，原则上应委托物资装备分公司执行。
各单位须委托具备CNAS/CNCA认可资质的第三方实验室，或中央研究院、光伏产业中心开展组件到货验收，并按集团公司要求统一开展组件安装质量检查、年度衰减检测和电站系统效率检测。
继续严控光伏项目合作与并购质量风险，继续执行《关于进一步规范新能源项目合作开发模式的通知》（中电投水新〔2015〕392号）中的质量管理要求。
（二十一）工程安全控制
新能源工程建设安全管理按照集团公司相关规章制度执行。
（二十二）工程造价控制
造价编制应严格按照集团公司《风力发电工程设计造价控制指标》、《光伏发电工程设计造价控制指标》执行。
项目工程造价原则上不应高于同区域、同类型、上年度相近装机容量项目的造价水平，力争创本区域最低标杆造价。
具体参考附表二《分区域风电项目概算表》、附表三《分区域光伏发电项目概算表》。
严格履行工程执行概算批复与变更程序，严禁超概算安排项目投资计划。
（二十三）工程进度控制
原则上，项目开工后，风电工程建设工期：
5万千瓦及以下，平原及丘陵项目应控制在12个月以内，山地项目应控制在18个月以内。
5万千瓦以上，平原及丘陵项目应控制在18至24个月以内，山地项目应控制在18至30个月以内。
光伏发电工程建设工期：
5万千瓦及以下的平原及丘陵项目应控制在6个月以内，山地项目和5万千瓦以上的平原及丘陵项目应控制在12个月以内。
（二十四）竣工验收
项目竣工验收按集团公司相关管理规定执行。
（二十五）项目后评价
项目后评价按照集团公司《投资项目后评价管理办法》执行。
（二十六）知识产权管理
项目中开展知识产权管理和知识产权风险防范。
在项目可研阶段评估知识产权风险，制订项目知识产权方案；
项目实施过程中对创新技术开展知识产权保护，对外技术合作合同进行知识产权审查，加强技术秘密保护；
项目完成后，评估知识产权形成和保护状况，制订知识产权推广应用的方案。
（二十七）管理体系承接
集团公司《总部权力清单（A版）》已下发，新能源管理权限已全部下放。
各二级单位应主动承接集团公司新能源管理体系，立即梳理、健全自身的新能源项目管理程序，防止管理缺失。
主要管理节点应包括但不限于附表四《新能源项目工作管理流程图》所列节点。
五、其它
（二十八）本指导意见自文件下发日执行。
原有制度标准及要求与本指导意见有冲突的，暂按本指导意见执行，待相关制度标准修订时做相应调整。
附件：
附表一：
境内新能源项目主要测算边界条件
附表二：
分区域风电项目概算表
附表三：
分区域光伏发电项目概算表
附表四：
新能源项目具体工作管理节点
16
序号
项目
取值要求
1
运营年限
风电20年，光伏电站25年
2
定员
参照集团公司《风力发电场劳动定员标准》、《光伏电站劳动定员标准》
3
职工薪酬
9.6-16万元/人/年（含福利）
4
折旧费
风电折旧年限15年，残值率5%；
光伏折旧年限18年，残值率3%
5
修理费
参照集团公司《风电生产成本标准》、《光伏电站生产成本标准》
6
材料费
7
其它费用
8
增值税率
17%；
风电项目的增值税返还方案
9
所得税率
25%，三免三减半
10
利息还款方式
等本金还款，利息照付。
11
预定还款期
15年
12
电费补贴回收
充分考虑电费补贴拖欠的影响
13
电价
参照最新电价政策
14
年平均发电量
应充分考虑所在区域的弃风弃光趋势
省份
项目名称
类型（山地、丘陵、平原）
工程装机容量（MW）
单位动态投资（不含送出工程）（元/千瓦）
（一）
安徽
7712
安徽南谯章广风电项目
丘陵
48
7485
安徽南谯常山50MW风电场项目
50
7930
（二）
甘肃
7050
白银中凯甘肃景泰寺滩风电场一期49.5MW工程项目
平原
49.5
7275
白银中凯甘肃景泰永泰风电场一期50MW工程项目
6998
甘肃瓜州安北第二风电场AB区400MW项目
400
6987
甘肃瓜州安北第六风电场C区200MW项目
201
7131
（三）
广东
8217
广东徐闻凤山风电场工程项目
（四）
河南
7827
三门峡渑池石泉一期48MW风电场工程项目
7533
河南省辉县市南旋风风电项目
100
7968
（五）
湖北
8611
湖北宜昌市百里荒风电场工程项目
山地
（六）
湖南
8654
湖南新化吉庆风电场工程项目
49.9
8546
湖南邵阳新邵龙山风电场工程项目
8728
湖南汝城
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