风电产品设计论文范文第1篇

风电场开发属于典型的资本密集型产业，风险控制是开发商做出投资决策时必须考虑的重要因素。控制风险需要尽量减少项目评价时的不确定因素，从电价、投资和发电量这三个影响风电项目收益最重要的因素来看，我国已确立的风电标杆价格政策帮助开发商锁定了电价风险；风电装备、施工、监理水平随着近年来风电的大规模开发取得了长足进步，经验的积累使得相关风险可以得到较好的控制；而由于风能波动、受局部环境影响明显、不易准确评估的特点，风能资源分析与发电量估算一直是行业关注的技术重点。随着经验的积累，虽然在测风技术、资源评估手段、发电量测算技术等方面有了长足的进步，但目前国内风电场普遍运行时间较短，虽然大部分开发商已经着手推行项目后评估，但数据的积累需要一个过程。目前，业内在发电量估算不确定性对短期风功率预测的影响方面有一些研究，但在对项目投资决策的影响方面讨论不多。

发电量估算中不确定度的处理方法

一、国内的方法

对于影响发电量的不确定因素，国内设计单位普遍不做单独考虑，而是在发电量计算时将不确定因素与折减因素一并考虑。具体的步骤是，根据订正后的测风塔代表年风能资源情况推算预设机位处的资源情况，进而计算出“总发电量”，之后对影响发电量的各因素估算一定比例，在总发电量的基础上“折减”，最后得到预估发电量。根据2009年国家发展改革委气候司委托水电水利规划总院完成的《关于对中国风电发电量折减问题的说明》，折减因素分为尾流折减、空气密度折减、控制和湍流折减、叶片污染折减、风电机组可利用率折减、风电机组功率曲线保证率折减、场用电及线损等折减、气候影响折减、软件计算误差折减、电网频率波动与限电折减、大规模风电场尾流折减等11条，并提出中国风电项目总折减系数范围大致在55%-80%之间。根据经验，各设计单位在影响发电量的因素分类上略有不同，但总折减系数普遍在65%-75%之间，大多在70%左右。

根据目前的经验，除去限电因素，有相当数量风电场实际运行发电量高于设计值。其中一个原因是出于较保守考虑，发电量计算中的某些不确定因素被按照下限水平估计。比如风电机组可利用率，可研设计中通常使用95%的折减系数，这事实上是主机厂商的承诺保底值，如此考虑偏于保守且不能反映不同型号设备的技术水平差异。此外，对于某些地形复杂、测风位置代表性不好或测风数据质量欠佳的项目，现有方法难以反映这些特点，某些时候只能采用在折减系数上比经验多扣除一些的权宜方式。

二、 欧美设计单位的方法

欧美设计单位普遍将影响发电量的因素作为“折减”和“不确定性”两类分别考虑，折减因素与国内设计院有着相似的意义，折减后的发电量称为净发电量，而一些不确定因素的累计则影响净发电量的概率分布。以欧洲某设计单位为例，其折减包括尾流、可利用率、电气效率、风电机组性能、环境因素等，与国内分类方法相差不多，依经验其净发电量通常为理论发电量的80%左右。而不确定性因素则包括测风精度、长年代表性、长期风能一致性、切变精度、尾流计算精度、折减系数估算精度等。Uncertainty Analysis in Wind Resource Assessment and Wind Energy Production Estimation（Matthew A. Lackner， Anthony L. Rogers， et al.）对不确定因素进行了细致讨论，指出不确定性可分为风能资源不确定性和发电量估算不确定性两大类：风能资源不确定性包括风速测量（校准误差、动态误差、垂直风效应、垂直湍流、塔影效应、数据采集精度等）、长年风能资源估计的不确定性（长年订正相关性的不确定性、Weibull参数估计不确定性、长年均值的变化）、风能资源波动（年际变化、风电机组寿命周期与长年均值的差异）、测风塔位置及高度（地形效应、切变效应）等因素；发电量估算不确定性因素包括风电机组质量差异、风电机组功率曲线、尾流、空气密度以及覆冰、雷击等天气因素。各不确定因素机理均存在差异，若一一建立模型则过于复杂，各设计单位倾向于假设各因素对发电量的影响均趋于正态分布，则各因素可叠加，成为总不确定比例。对于地形平坦、测风设备装设合适、测风数据质量高、气候波动不明显的项目，总不确定比例可能低于10%，而对于相反的情况，总不确定比例可能明显超出上述值。主要折减系数分类和主要不确定因素分类见表1和表2。

发电量置信率的概念与计算方法

通过假设各不确定因素独立地、以正态分布的形式影响发电量，则有如下公式：

其中， σi为单一不确定因素影响发电量的标准差，σ为发电量总的标准差； Enorm为折减后的净发电量，Enet为考虑不确定因素后的发电量；f （Enet）表示发电量为Enet的概率；F（Enet）表示发电量大于等于Enet的概率。

如果用Pi表示置信率i%，那么Enet，i=F-1（i%）称为Pi置信率下的发电量水平。比如Enet，50=F-1（50%）称为P50置信率下的发电量水平，根据正态分布的定义，有Enet，50=Enorm。

引入置信率概念后，项目发电不再是单一数值，而是可以得到多个不同置信率水平下的发电量估算值。以贵州某项目为例，项目理论发电量小时数为2750h（这里为便于表述，用年等效发电小时数代表发电能力），考虑折减系数80%，净发电量小时数为2200h；考虑不确定因素10%，从而形成如图1所示的置信率曲线。

从图1看到，在10%的不确定因素下，置信率P50发电小时数2200h，P75发电小时数2052h，P90发电小时数1918h；而按照国内70%折减比例，则发电小时数估计值为1925h，与P90接近。

假使项目不确定因素更多，在20%不确定因素下，置信率P50发电小时数2200h，P75发电小时数1903h，P90发电小时数1636h；国内70%折减比例发电小时数仍为1925h，与P75小时数接近。可见若不单独考虑不确定因素，对基本收益能力相当但风险因素相差较大的项目难以区分，可能对投资决策形成误导。

发电量置信率对投资决策的影响

一、 发电小时数与项目财务内部收益率的关系

目前项目财务内部收益率（IRR）是开发商用以评价项目优劣的重要参数，IRR是能够反映项目实际收益率的一个动态指标，对投资决策具有较好的指导性，在电价固定情况下，产能、投资额是影响指标的最重要因素。从图2中可以看到，项目发电小时数变化10%，IRR变化接近2%，对发电小时数的预估将直接影响决策结论。

二、案例1：测风数据完整性较差的案例

某项目A因测风塔数据传输问题，在测风年11月至次年1月出现部分数据缺测，经分析，数据完整率只有81.44%。采用临近测风塔同期数据插补，相关性分析得到相关系数0.8，则插补后直观理解，20%风速数据可能有20%的偏差，即风速误差百分比为4%，根据风速与风能关系，风能误差百分比达到12%。假设项目其它不确定因素得到非常好的控制，总不确定系数为18%。作为参照，另一类似项目B数据完整率100%，不确定因素只有6%。测风数据完整率见表3。

假设A、B两项目其它情况基本相同：容量5万kW，动态投资9000元/kW，含税上网电价0.61元/kWh，理论发电小时数2750h，置信率P50（折减80%）小时数2200h，则项目不同置信率水平下的发电小时数和IRR见表4。

若不考虑不确定因素，以70%总折减系数折，小时数1925h，IRR为8.21。用此标准衡量，两个项目的投资收益水平是相同的，若以8%收益率标准作为同意投资的底线，则两个项目均属于边缘型项目，但均可通过决策。而用置信率的方法来评价，项目A的风险明显高于项目B，特别是如果做谨慎的P90考虑，项目A的收益率下降到6.22%，而项目B收益率仍能达到9.08%，在资金有限的条件下，投资项目B是必然选择。

三、 案例2：测风数据代表年订正误差的案例

代表年订正是风能资源评估中重要且较为复杂的一环。某些时候长年观测气象站与测风塔数据相关性较差，而由于没有公认的标准，存在相关性较差仍进行订正的情况。假设项目C基本情况与B相同，且用相关性较差的气象站数据进行了代表年订正（相关系数R=0.6），平均风速向上订正0.6m/s，推算得到风速误差可能到4%，风能误差可能到12.5%，则总不确定系数达到18.5%。不同置信率下等效小时和IRR分别为：P50下，2200h、IRR为10.43%；P75下，1925h、IRR为8.21%；P90下，1678h、IRR为6.08%。

若不考虑不确定因素，以70%总折减系数折，小时数1925h，IRR 8.21%，收益率高于8%，程序上可通过决策。但如果做谨慎的P90考虑，收益率下降到6.08%，存在较大的风险。

结论

采用国内固定折减，不单独考虑不确定性的方法计算发电量可能使投资决策面临两难选择，若为避免投资决策失误，对于存在不确定因素的项目，加大折减系数会倾向于过低评价，正常对待则又难以反映风险。为解决上述矛盾，不妨在发电量测算中引入置信率，并建立针对多个置信水平下IRR的综合评价体系，以P50判断项目的基础收益能力，以P75或P90判断项目的风险水平。最简单的方式，假使设置P50下IRR达到10%和P90 IRR达到7%的双层标准，则对上节案例中的项目可以给出综合考虑基本收益预期与风险的更为公允的评价。

对不确定性的深入分析也可以为项目后续工作指明方向，对于暂不符合投资要求的项目，可以采用延长测风时间或加密测风等手段降低不确定性后再行决策程序，降低风险；对于存在一定不确定性，但通过投资决策的项目，也能为后续设计工作作出风险防范的提示。

风电产品设计论文范文第2篇

摘要：为了进一步坚持“安全第一、预防为主”的方针，增强电力企业职工安全意识，弘扬“以人为本，安全发展”的科学理念，本文主要结合燃料输煤系统的运行实际情况，从煤场管理、设备管理和安全文化建设等几个方面简单分析燃料输煤系统的安全生产管理方法。

关键词：输煤系统 安全生产管理 安全文化

一、前言

安全是电力生产正常经营的基础和前提，电力企业历来十分重视安全生产，并把安全生产作为企业生存、发展、壮大和保障社会稳定的头等大事，安全是永恒的主题！当前，随着煤炭市场价格走高的影响，大部分电力企业开始进行配煤掺烧工作，该工作的实施对输煤系统的安全运行也提出了更高的要求，它将直接影响到锅炉的安全稳定燃烧。因此作为占发电总成本70%的燃料管理工作，输煤系统的安全生产管理显得尤为重要。

二、以调度为中心，加强煤场精细化管理

做好煤场精细化管理工作是燃料输煤系统安全生产管理的保证，它将直接影响到锅炉的安全稳定燃烧。个人认为，应从以下几方面抓好煤场精细化管理工作。

首先要做好入厂入炉煤采制样工作，众所周知，采制样的主要目的是获得一个其组成和特性都能代表被采样批煤的试验煤样，采制样化验结果将作为煤场掺配和锅炉燃烧的依据，是锅炉安全运行的基础。采制人员应做到公平、公正的去采样和制样，不能有任何的人为因素。因此，采制样工作的管理关键在于人。

其次要做实煤场掺配工作。煤场掺配工作是精细化管理的重点工作，煤场掺配工作包括来煤的接卸堆放、煤场的掺配等，该工作可以成立以调度员为中心，各运行班长严格执行调度命令进行配供煤，即由调度员根据来煤煤种、煤质化验结果和煤场堆放具体情况，合理安排堆放位置，然后按照掺配原则进行掺配，即高热值与低热值煤种进行掺烧，高挥发与低挥发煤种进行掺烧，高硫煤与低硫煤进行掺烧，进一步优化掺配方案，以达到掺配均匀，保证锅炉安全运行。

最后要做好煤场管理工作。做好煤场管理工作是煤场掺配工作的前提条件，主要是指煤场机械工应根据煤场堆放和供煤的需要，对煤场进行推煤整理，以保证煤场掺配的顺利实施。同时，每年夏季要做好煤场防汛工作。

三、以点检为主线，确保输煤设备安全管理可控在控

随着科学技术迅速发展，输煤设备具有大型化、高速化和自动化等特点。该特点对运行人员的操作就提出了更高的要求，一旦稍有疏忽，可造成大型设备事故损失巨大，高速设备发生安全事故的过程也十分迅速，自动化设备发生故障可使整个系统瘫痪，安全风险高度集中。因此，要确保输煤设备安全管理可控在控，必须做好以下几点预控措施。

首先要确立以人为本的管理理念，充分调动运行、检修、点检等各类人员的积极性、创造性及主观能动性，最大限度地发挥企业员工的集体智慧，积极开展设备管理活动。应立足长远，努力培养造就一支精通专业技术、熟悉设备管理理论和方法的高素质设备管理队伍，为设备安全管理和预控提供根本保障。

其次要积极采取先进的设备管理方式，努力推行全员设备管理。为了避免或减少设备事故和故障的发生，必须加强并实现设备管理手段和方法的现代化，使隐患和异常能在故障和事故发生前得到恰当的处理。传统的设备管理制度以定期检修为主，其结果往往造成设备的过修和欠修，容易造成突发的设备事故，因此，设备管理的指导思想应以修为主逐步转移到以防为主的动态闭环管理。而点检制是一种先进的设备维护管理方法，它把运行操作人员的日常点检、专业点检员的定期点检、专业技术人员的精密点检紧密结合起来，建立起防止设备事故发生的层层防线，使设备始终处于可控在控状态。

最后要做到运行人员的操作和检修人员的作业标准化。运行人员准确合理地使用和操作设备是设备安全管理的重要组成部分，直接关系到设备状态和使用寿命，是设备完好的关键和保障，是避免设备事故的前提。现代化的输煤设备对运行人员的技术素质和业务水平提出了更高的要求。应积极推行输煤设备操作标准化，用标准化操作来科学地规范运行人员的操作行为。输煤系统各设备均制定了安全操作规程，并要求每个运行人员必须严格按此标准操作、使用。同样，检修人员作业的标准化对开展安全生产综合预控，提高检修效率和检修质量，提高设备可靠性具有重要意义。检修人员可根据点检性质，严格按照设备的检修作业标准进行作业。各级人员要做好各种季节性安全大检查、重大危险源评估、安反措等工作，并将相应的整改工作按照“五确认、一兑现”的方法落实到位，确保隐患消除在萌芽状态。

四、以安全活动月为契机，做好安全文化宣传和建设工作

企业安全文化指企业为了安全生产所创造的文化，是安全价值观和安全行为准则的总和。企业安全文化有多种表现形式，如厂容厂貌、厂风厂纪、安全文明生产环境与秩序，健全的安全管理体制及安全生产规章与制度的建设，安全行为准则、安全道德观、安全價值观等。

1、加强企业安全文化组织领导

为保证企业安全文化建设的健康发展和加大建设力度，企业应成立安全委员会，由企业党政领导参加，安全管理、宣传和各部门的负责人为成员。各基层单位要成立相应的领导小组，便于纵横协调，促进企业安全文化建设的顺利进行。同样在基层，应提高班组安全管理水平，班组是企业的细胞，是安全管理工作的最终落脚点。只有从班组抓起，才能实现“安全管理重心下移”，才能将“安全第一”方针和各项政策法规真正落到实处，筑牢安全管理长城。抓好班组安全管理需要做到：明确班组安全生产目标、安全工作内容和安全日活动内容等。班组的安全工作关键在于严格规章制度，尊重科学，按照安全客观规律工作，从而杜绝人的不安全行为，消除或控制不安全因素，做到防患于未然。

2、加强对企业安全文化的宣传

对企业安全文化的宣传要充分发挥各类宣传媒体的作用，引导员工掌握安全知识。利用培训班、安全知识竞赛和安全活动月活动等各种手段，对员工进行生产作业安全技术知识和专业安全技术知识等各种内容进行教育，从而使员工充分掌握生产、生活活动安全知识和自我防护知识。树立并加强企业安全第一的意识。做好安全生产，必须着力提高广大干部员工对安全工作的认识，要牢固树立和认真落实科学发展观，正确处理安全与发展的关系。安全生产是企业和行业发展壮大的基础，没有安全的发展是不全面的发展，也不可能实现持续发展，而发展为安全生产创造条件，要着力通过发展，从根本上解决安全问题。同时班组在布置任务时应进行安全预案的考虑，提前做好安全生产的应急措施。

3、加强企业安全管理制度建设

建立健全企业安全管理各项规程、规章制度，使其规范科学并严格执行。建立健全厂、车间、班组三级安全保证体系。建立行之有效的安全管理流程和以安全生产责任制为中心的安全管理制度，形成目标、任务、职责、流程、权限互相协调配合的有机整体，规范安全生产例会、建立班组每周安全活动日和安全生产活动月、安全检查、安全隐患整改、安全教育、安全事故调查、安全简报和安全总结材料等安全措施，坚持“管生产必须管安全”的原则，实施全过程、全方位、全员性的安全管理，使安全管理制度化、规范化、标准化。

五、结束语

安全重于泰山，无论在任何场合，任何时候，若不能提供安全的生产环境，就会制约发展，带来无穷的隐患。很多时候，我们都是因为怀着侥幸心理去工作，所以很容易造成让你始料不及的事故。电力企业的安全运营是企业发展的最重要环节，它对企业的持续和谐发展和效益的提高有着重大的影响，同时也直接关联着每一位员工家庭的幸福。因此，多年来安全生产管理是人们不断关注和思考的焦点。大量的事实证明，每一起事故的背后几乎都存在着严重的违章问题。人的主观因素是引发事故的重要原因。安全工作只有起点没有终点，让我们脚踏安全这块基石，坚持以企业生存发展和以人为本的科学理念，去做好安全生产管理工作。

参考文献

[1]倪瑞龙 梅挺毅 编 《发电设备点检定修管理》 中电联火电分会宁波科技服务中心 2004.07

[2] 杨基滨 《论企业安全文化及其建设》 中国地质大学（北京） 2006

风电产品设计论文范文第3篇

国家财政部发布“现金直补”办法，这说明我国风电行业已真正引起了国家相关部委的足够重视，对于风电行业或将有后续支持政策陆续出台。此举将有助于理顺风电电价机制，逐步开启中国风电发展的崭新时代。

8月20日，国家财政部发布《风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法》，明确了中央财政安排风电设备产业化专项资金的补助标准和资金使用范围，并将对风力发电设备制造商给予直接的现金补贴。《办法》规定，政府将对符合支持条件的首50台兆瓦级风电机组按照600元/千瓦的标准予以补助，其中，整机制造企业和关键零部件制造企业各占50%。我们认为，该补助政策对风电设备技术国产化的鼓励和导向作用更显著。

国际风电发展如火如荼

风电是世界新能源中相对最为成熟的一种。其中，丹麦是成功的典范，在这个只有500万人、4.3万平方公里的国土上，风机数量高达5344台，总装机容量为312万千瓦，提供世界50%的风机和全国20%的电力，计划到2030年风电占总发电量比重将达到50%。德国是目前世界第一风电大国，总装机容量为1844万千瓦，占总发电量的比重为6.2%，德政府2000年提出今后将不再发展新的核电站，新增电力需求主要靠发展风电和其他可再生能源来解决，计划到2020年风电占总发电量的比重至少达到20%。美国到2015年，风电总装机容量预计为3500万千瓦，2025年将达到1亿千瓦。印度计划到2012年风电总装机容量达到1200万千瓦。据欧洲风能协会预测，到2020年，世界风电装机将达到12.3亿千瓦，年新增装机1.5亿千瓦，发电量占总发电量的比重将达到11.8%，有可能超过核电和水电。

我国风电发展独具优势

首先，风能储量丰富，空间巨大。据中国气象科学研究院初步探明，中国风能总储量达32.26亿千瓦，居世界第一位。其中可开发和利用的陆地上风能储量有2.53亿千瓦，近海可开发和利用的风能储量有7.5亿千瓦，共计约10亿千瓦，大于中国的水能资源储量。与国外相比，我国风能储量是印度的30倍，德国的5倍，但截至到2006年底，我国风电装机容量仅为印度的1/2.5，德国的1/8。因此，中国未来风机行业发展空间巨大。

其次，产业政策力度大力支持。根据我国公布的《可再生能源中长期发展规划》和《可再生能源发展十一五规划》，到2010年，可再生能源在能源消费中的比重达到10％，全国可再生能源年利用量达到3亿吨标准煤。到2020年，我国可再生能源发电装机占总电力装机容量的比例达到30%以上。同样作为可再生能源，在国家政策支持下，水电投资将稳步增加，但由于我国现有技术下可供开发的水电资源有限，估计未来水电在电源结构中的比例很难大幅增加。而太阳能和生物质发电在我国刚刚起步，未来将面临良好发展机遇，但是目前要实现大规模商业应用仍存在很多技术瓶颈和成本过高的难题。

最后，常规能源价格持续上涨促使风电更受重视。煤炭、石油、天然气等常规能源价格近年来持续上涨，导致常规能源发电成本持续上升。随着风电制造技术趋于成熟，以及单机容量不断增大，风电单位发电成本持续下降，在过去的5年中，我国风力发电的成本下降了约20％。根据《风力12在中国》的预测，2020年前后，我国的风力发电成本将与煤电相当。

政策意图，产业升级

此次补贴政策将给予前50台机组600元/千瓦的补贴，目的在于支持大型风电设备普及和关键技术研发、如1.5兆瓦级(MW)整机厂商、各关键零部件制造企业补助金额原则上按照成本比例确定，重点向变流器和轴承企业倾斜。同时推动风电设备制造技术的国产化。我们认为，目前我国具备独立制造兆瓦级容量风电机组的量产厂商屈指可数，此项政策将使我国风机容量级别进一步和国际市场的主流接轨，有助风电产业升级。

加速技术进步，有助降低成本。我们认为，政策的导向将加速风电产业的发展和技术进步的升级。而技术进步带来的成本下降又反过来推动整个产业的发展，形成良性循环。例如600千瓦风机的叶片在国内不能生产时，卖160万元/副，实现国产化后，现在已经降到50万元/副。随着风电设备制造的国产化率不断提高，风电设备制造规模化、系列化、标准化的推进，我们可以预测未来风电成本呈现下降趋势，并且下降速度快于其他几种可再生能源形式。欧洲每千瓦风电成本从1982年的13欧分，下降为2007年的4欧分左右。25年间风电成本下降了大约2.25倍。预计2010年度电成本下降至3欧分/kWh，2020年降低至2.34欧分/kWh。我国风电上网电价平均0.53元，而火电平均0.387元，对比石油、煤炭等传统能源价格上涨，风能将成为日益具有竞争力的可推广的清洁能源之一，预计2015年前后风电电价将与火电接轨。

获益门槛颇高，对利润贡献有限。目前，我国风机制造业竞争格局可谓“春秋战国”的时代，共四五十家，除了金风科技、大连华锐之外，进入2008年，以上海电气风电、江苏新誉、湖南湘电、华仪电气为代表的风机第二类风机企业的产能迅速跟上，其合计产能有望达到300万千瓦；而进入2009年，银星能源等第三类企业的产能也有望充分释放。但是，真正能够享受此项优惠政策的却不多，因为企业研发出来的样机要经过专门的认证机构认证，且产业化的首50台风机已经销售、安装调试和并网发电，即产业化成果必须经过市场的检验。并且研发需具时效性。必须在一定时间内，支持一定技术的产业化研发，一旦成果出来并实现市场化就转向支持更高标准的技术研发。目前，确定支持的技术标准是风电机组单机容量在1.5兆瓦以上。我们预计龙头企业的金风科技(002202.SZ)、华锐铸钢(002204.SZ)、东方电气(600875.SH)符合财政部这一门槛。零部件制造商中，湘电股份、特变电工、长城电气有望受益。

此外，补贴实际对风电设备商的利润没有很大的提升作用，按照600元/千瓦计算，50台1.5兆瓦的风机总共能够获得4500万元的利润增加，若整机企业和零部件企业平分，二者各只能够获得2250万元的利润增加，这对全年业绩影响不大。以金风科技为例，这笔收入只能占金风今年上半年净利润的14%左右，占东方电气上半年净利润的5%。

国外补贴方式对比。国外主要做法：风电电价方面，一种是德国、西班牙、丹麦的固定电价法，主要是根据风能资源状况、风机容量、利率和收益水平等因素制定风电上网价格，对超过火电上网价格部分的成本由电网进行分摊。另一种是美国的补贴法，直接补贴给需求方的家庭或企业用户，以此培育需求市场的形成，目前每度风电补贴是1.5美分，由财政负担。在税收政策上，风电属于可再生能源，不产生二氧化碳排放，欧洲不少国家实行碳税政策（3-4欧分/度），变相为风电提供税收支持；还有一些国家实行所得税减免、加速折旧政策来支持风电发展。目前，我国也制定了风电的价格和税收政策，主要是实行招标电价制度，并对风电增值税率实行减半征收。但从实际情况看，招标电价由于项目资源少，企业竞争激烈，竞相压价，造成风电项目基本上是微利、甚至亏损，不能起到激励产业发展的目的；增值税虽然减半征收，由于风电项目基本没有抵扣，税收负担仍然较重。今此“现金直补”，说明我国风电行业已真正引起了国家相关部委的足够重视，对于风电行业或将有后续支持政策陆续出台。例如风电电价机制的理顺、对风电企业给予定期减免所得税的优惠政策、税收补贴比照燃料乙醇实行增值税先征后退的政策等方面。逐步开启中国风电发展的崭新时代。

重点公司分析

华仪电气（600290）：08上半年，公司营业务收入实现43009.88万元，利润总额实现6113.49万元，归属于母公司净利润实现4526.46万元，比上年同期分别增长33.75％、2.52％、15.00％。每股收益0.19元，基本符合预期。

报告期内，公司营业收入虽保持较上年同期33.75%的增长速度，毛利率基本稳定。分产品来看，风电机组的毛利随着产能的扩大已经去年末的11.62%回归到24.1%的合理水平，虽然低于金风科技的可比类型机组毛利，但在业内属中上水平。配电产品毛利则较去年同期下降了0.53个百分点，总体保持稳定。

我们认为，公司未来毛利或有下降趋势，因为一方面公司今后将加大兆瓦级风机的产品比重，而1.5兆瓦机风机毛利相对780kw风机较低；另一方面，受钢材、铜材等原材料上涨、能源价格上升等因素的影响，在一定程度上加重了企业成本的压力。此外，公司风电项目的大量资金投入，加之国家从紧的货币政策，利率的上升，导致财务费用的大幅增加，也将影响公司盈利水平。

截至6月中，公司在手780千瓦风机订单160台，预计年内达300台，今年实现兆瓦级风机30台左右，这一点略低于市场普遍预期，预计2009年将是公司风机业务步入高成长期，780、1500kw机组分别300、150台。

总体来说，公司风机业务发展比较稳健，尤其是“以资源换市场”的捆绑式经营模式值得称道，目前公司已经拥有开发权的江苏、内蒙、吉林等地风电资源达到204.95万千瓦。相当于780kw的机型的2627台整机，按1.5mw机型计算，相当于1366台整机，已经可以保证公司未来三、四年产能的满负荷，为公司的风电设备销售提供有力保障。同时，公司每销售5万千瓦的风机，可捆绑销售约2000万元的输配电设备，使公司的风电业务和传统电气设备实现良性互动。

鉴于原材料成本、财务费用上涨的风险难以规避，因此我们预计08、09年业绩分别为0.68、1.12元。对应08、09年PE分别为29.6、18.1倍。我们对其维持“谨慎推荐”的投资评级。

金风科技（002202）：公司竞争能力强，是目前国内最大的风机制造商，业绩实现了连续八年的100%增长。公司产品在07年国内新增风电装机容量中占25.1％，国内排名第一。

公司是国内最早涉足风电产业开发的企业，拥有国内经验最为丰富的风电技术开发和管理团队。通过收购Vensys，公司完全掌握了自主知识产权风力发电机组技术和世界领先的设计能力，有利于拉大与其他国内公司领先优势。

最具潜力率先实现国际化的本土企业。收购Vensys，可以实现将Vensys公司技术优势和金风科技的产业化优势相结合，获取在世界风电市场的产品竞争优势，为公司打开国际市场销售的空间。

德国金风业务2009年有望迎来爆发式增长。目前Vensys已向世界8家公司以技术许可使用的方式转让永磁直驱风机技术并已签订了多个MW机组订单。德国金风2008年兆瓦级产能为100台，并计划2009年开始对外销售。

盈利预测和估值：在考虑公司成本压力情况下，预期08－09年EPS分别为0.84元、1.12元。对应PE为27.3倍、20倍，维持“谨慎推荐”投资评级。

华锐铸钢（002204）：大集团，小企业。公司的实际控制人为大连重工·起重集团，实力雄厚。一方面可以为公司持续发展提供有力支持，尤其是华锐风电的快速发展为公司的风电铸铁件产品提供了有利的发展机遇；另一方面，未来集团注入资产到上市公司的可能性也很大。

产能扩张迅速。公司力争在未来3-5年内以自筹资金或其他方式适时扩建大型锻件项目，使高端大型锻件产能达到50,000吨/年的规模，为目前的两倍多，届时，公司在高端大型锻件产品市场的竞争优势地位将得以巩固，并带动公司业绩的增长。

风电铸铁件产品是新的利润增长点。该产品2007年已经开始销售，虽然目前主要供应关联方，但随着产品认可度的提高，公司风电铸铁件产品必然会面向国内外。由于当前全球风电市场迅速发展，因此，该产品近几年将会保持一个快速的发展趋势。

新品储备丰富。公司很多新产品（100万千瓦以上超临界不锈钢，70万千瓦混流式水轮机上冠、下环、叶片，100万千瓦核电站汽轮机高、中压汽缸等）将在08年形成批量生产能力，这些为公司今后几年的快速发展打下了坚实的基础。

订单饱满。公司目前火电市场的供货合同已签到09年，水电市场的在手合同已达1.32亿元，风电市场铸铁件产品严重供不应求；船用铸件市场的在手合同达1.96亿元，船用件订单应接不暇，并朝大型批量化发展；核电市场方面已经通过东汽核电业主的认证，已经开始为东汽制造100万千瓦核电机组汽机汽缸。

产品议价能力强。通过“原材料成本＋加工费”的定价原则来锁定利润，而且在与客户签订合同的时候还签订了附加合同，每当原材料上涨超过2％，公司产品就会提高相应的产品销售价格。

盈利预测和估值：预期08－09年EPS分别为0.91元、1.35元。对应PE为15.1倍、10倍，维持“谨慎推荐”投资评级。

作者单位：长城证券

风电产品设计论文范文第4篇

摘 要：人力资源管理关系着企业的长远发展，激励机制更是在其中发挥着重要作用。企业要想在激烈的竞争中保持活力，就必须建立起有效的激励机制，采取多样化、差异化的激励措施，坚持以人为本的管理理念，形成良好的企业特色文化，打造满足员工需求、符合企业实际的激励机制，从而走好现代企业可持续发展之路。

关键词：激励机制;风电企业管理;应用

由于风电企业工作环境的一般都是在地广人稀的地方，工作比较平淡枯燥，工作人员很容易产生孤独感，因此，风电企业更应该充分发挥好激励机制的重要作用，提高工作人员的工作热情和工作积极性，促进风电企业的稳定发展。

一、激励机制在风电企业管理中的重要意义

（一）提高工作效率和执行力，形成积极向上的工作氛围。在风电企业内部，通过激励机制的完善，能够更好地帮助企业整体的管理体系健全，而且激励机制最直接的体现就是在物质以及精神层面的鼓励，帮助员工实现工作的需要，促进他们的全面发展，对于整体的工作效率和执行力有一定的帮助意义，也是整体核心竞争力提升的主要手段之一，使得风电企业内部的工作氛围达到一个积极健康向上的环境，让每一个员工都感受到企业的关怀，是他们获得一定的归属感，进而激发他们的工作潜能。

（二）完善管理机制，促进管理高效。激励机制是风电企业内部管理中作为重要的部分之一，而完善人力资源管理中的激励机制，能够促进整体的制度落实，而且通过制定精确公平的激励机制，利用多种激励机制的综合应用能够更好的保障工作的细化，结合企业自身的发展特色，制定出相应的规章制度，创建合理的企业文化，并且能够在一定程度上去激发员工的创造性与积极性，树立正确的价值观念与责任意识，使得风电企业能够进一步的推动发展。

（三）减少人才流失率，推动风电企业可持续发展。企业竞争力的提高主要是帮助提升人才的核心竞争力，而人力资源管理部门的管理有效才能使得人才的潜力得以更全面的激发，很多企业因为不注重自身管理体系的完善，导致员工没有得到足够的安全感，而且缺乏足够透明的晋升机制，使得员工在工作的过程中积极性难以提高，而激励机制的健全主要是帮助员工更好的去实现自身的价值，通过物质收入上的提高来肯定他们的工作能力，并且配合完善的晋升机制，保证他们能够得到最为全面的提高，进而减少人才的流失率，实现企业的可持续发展。

二、激励机制在风电企业管理实践中的应用

（一）树立人本观念，认可员工能力，严格落实奖惩制度

以人为本是任何一个企业在经营生产过程中都必须遵循的理念，树立正确的人本观念，尊重每一个员工的建议和想法，就要不断地去完善现阶段有疏漏的管理体系，激励机制也是认可员工能力的一种方式，每一个人才为了实现自身的价值都是渴望得到企业管理层以及领导的重视与认可，而通过激励机制中的物质以及精神层面的奖励，促进他们的全面发展，是最为直接的表现企业对于员工的支持，而奖励和惩罚必须紧密的结合到一起，激励机制固然重要，但是也要选择好合适的时间地点，同时规章制度的落实要被严格执行，以此来约束他们的行为习惯，对于一些工作态度难以在长时间内得到提升的员工要给到适当的惩罚，以此来促进整体的积极的工作氛围提升。

（二）建立科学的薪酬激励和绩效考核制度

薪酬激励制度应该是激励机制中最有效的激励制度。对于风电企业来说，可以根据风电工作的实际情况和工作强度的不同，建立动态薪酬制度。对于工作强度较大、危险系数较高的工种制定较高的薪酬，而对于工作强度教小、危险系数不高的工种给予相对较低的薪酬，同时定期实施轮岗制度，使较低薪酬的工作人员也有机会拿到较高的薪酬，并且可以切身体会到风电工作不同工种的难易程度和风险程度，使工作人员在拿较低薪酬的时候不会感到心理的不平衡现象。另外，建立严格科学的绩效考核制度，强化工作人员的对工作和制度的执行力，提高工作人员的工作热情和工作积极性，充分发挥工作人员的自主能动性和创新精神。

（三）建立公平公正的激励机制

以人为本是任何企业和单位发展的基础和前提。风电企业的领导或管理人员要深入到各班组认真了解员工的实际困难和工作中遇到的各种阻力和难题，帮员工之所难，急员工之所需，使员工真正体会到风电企业家一样的温暖和人性化的管理，使员工真心实意地为企业努力和付出。同时，建立公平激励制度，严格落实各班组计划目标的公平性和奖罚制度的公平性，一视同仁地去对待每一个员工，只有这样才能促进风电企业的和谐稳定健康发展。

（四）注重晋升和权利激励

在对员工进行绩效考核和物质奖励的同时，还应当给员工提供学习培训和晋升的机会。在塑造企业良好的学习教育氛围的同时，可以有效挖掘比较有潜力的员工参与风电企业的管理工作，通过学习培训和技能考核，更好地凸显出员工的有效价值，企业要为员工创造有效的晋升机会和渠道，使员工感受到企业领导对自己的重视，促使员工更加努力地去学习和工作，主动提升自己的工作能力和工作效率，在风电企业内部形成良好的积极学习和努力工作的氛围。

（五）让员工参与到风电企业管理中

随着工作时间变长，员工对自己的工作领域、对企业的情况都会越来越熟悉。这些员工有了很多的经验，他们在面对抉择时能做出最合适的选择，对企业的发展和问题都有了更加深入的认识。所以，对这些员工，应该让他们参与到企业的基层管理中来。不管是哪一个阶层的员工，当他们真诚的提出自己的建议时，管理者都应该善待这些宝贵的意见，对那些积极为企业发展考虑的人进行鼓励和考察，等到时机成熟可以让他们等到合理的晋升。企业在面对一些选择或问题时，可以去了解基层有经验的员工的看法，咨询一下他们的意见。公司可以定期对员工进行培训和考核，对表现优异的人可以作为储备人才。在需要选拔管理层的人时可以优先考虑，这样可以使企业的人力资源得到更合理的分配，为管理团队注入新鲜血液，增加企业的实力。

综上所述，激励机制是风电企业能够长期实现经营目标和效益最大化的管理体系中最为重要的一部分，需要人力资源部门和企业的管理者加强重视，提高人才核心竞争力。

参考文献：

[1]李楠.浅谈企业临时工的激励机制[J].陕西煤炭.2017（04）

[2]耿杰.激勵机制在企业管理中的应用[J].中外企业家.2014（22）

[3]张静.激励机制在国有企业人力资源管理中应用分析[J].财经界（学术版）. 2016（33）

风电产品设计论文范文第5篇

【摘要】风力发电在我国经过连续多年的高速发展，目前已进入平台期，风电在电网适应性上的问题逐渐凸显。大规模的风电并网加重了电力系统安全稳定运行的压力，所以提升风力发电对电网的主动支撑性能，减轻其预测偏差对有功功率平衡控制的影响，已成为风力发电系统的核心问题。要实现风力发电系统对电网的主动支撑，需要风力发电站能够像传统电源一样具备良好的测量精度、控制性能和调节能力。首先，需极大地提升风力发电站功率预测水平，满足电网调度运行的精度要求;其次，需能够在满足电网稳定运行支撑的前提下，以新能源发电设备控制性能为约束，自动响应电网调节需求对风力发电站输出功率进行调整;最后，需及时响应电力系统运行状态的变化做出快速调节。

【关键词】预测误差;风电;有功功率;控制策略;

引言

近年来，以风力发电机为主的清洁能源得到大规模开发利用，截至2019年底，全国风电机组累计并网装机容量达到2.1亿kW，由于风力发电具有随机性、间歇性和波动性，且高度集中在“三北地区”，远离负荷中心，高比例的新能源接入给电网调度带来了一系列問题，在风电大发期间，为保证电网的安全稳定运行，会对风电有功功率进行一定程度的限制，因此场站端有功功率的快速响应、精准控制尤为关键。

1风电功率预测误差特性分析

风电功率预测误差标幺值为：式中：Ppredict（t）为风电功率预测值;Pactual（t）为风电功率实际值;Pcap为风电场额定装机容量。图1和图2分别为根据极限学习机（Extreme Learning Machine，ELM）和长短期记忆网络（Long Short Term Memory，LSTM）2种不同预测方法和风电功率采样周期为15min[23]进行点预测从而得到的风电功率预测误差概率密度分布直方图。由图1和图2可以发现，在ELM预测方法下，预测误差呈现总体向右偏的特点，而LSTM的预测误差呈现出在-0.02和0.02附近处各有一个顶峰的特点。2种预测方法的预测误差还呈现出在预测误差一些局部位置“凹陷”和“凸起”的特点。

2功率预测置信评估

给定分位数（τ1，τ2，…，τn）建立风电预测功率的分位回归模型，再结合风电功率误差的概率分布和置信水平即可得到风电功率预测误差的置信区间，进而得到风电预测功率的置信区间。由于功率预测模型及相关影响因素的不同，一段时间内不同风电场的预测误差分布呈现明显的不对称性。其中，部分风电场的预测功率与置信区间下边界十分接近，表明该风电场实际可发功率大于预测功率的概率较大，具有相似置信区间的风电场记为Ω+;部分风电场的预测功率与置信区间的上边界十分接近，表明该风电场实际可发功率小于预测功率的概率较大，具有相似置信区间的风电场记为Ω-。

3风电有功控制策略

3.1有功功率控制系统

风电场有功功率控制系统（AGC）对整个风电场所有风机任一时刻的有功功率进行统一控制，因此需要采集风机的风速、功率、运行状态等实时运行数据，根据电网调度指令，按照功率控制策略计算出每台风机的功率设定值。AGC控制系统配合场站的数据采集与监视系统（SCADA）和理论功率计算系统完成所有风机的有功功率分配和控制。SCADA系统采集每台风机的实时运行数据，理论功率计算服务器负责计算限功率情况下的理论功率，并将风机实时数据及理论功率传输至AGC服务器。AGC服务器负责接收调度AGC指令，并按照调度指令和每台风机的理论功率按照设定好的控制策略计算每台风机的功率指令并分配至每台风机，进而控制风机的有功功率，实现风电场全场的有功功率控制。

3.2基于退役动力电池风储协调控制策略

基于退役动力电池风储常规控制策略为：在风电场中，当理论电量Ell（t）超过需求电量Exq（t）时，即产生弃风，利用储能装置将风能储存;当风电场理论发电量Ell（t）低于电网需求Exq（t）时，利用储能装置储存的弃风电量进行并网使实际电量满足电网需求。本文在常规策略的基础上优化思路，提出退役动力电池风储有功功率协调控制策略，细划分为退役动力电池总层、协调控制层和分化储能层共3层，各层之间通过指令的下达和信息的反馈联系起来，1）退役动力电池总层以经济性为控制目标，实现弃风电量的消纳，减少储能装置充放电次数，延长退役动力电池使用周期，以提高储能装置经济效益;向协调控制层传达电量交换计划等，保障各层协调运行以及电网安全。2）协调控制层依据总层传达的电量交换计划，结合本层数据，并以退役动力电池储能系统实用性与可循环性为控制目标为分化储能层制定控制指令。3）分化储能层分化储能层将处于常规储能模式的装置分化为容量相同的二级储能装置A/B（储能装置单纯按照需求进行充放电操作定义为常规储能模式，常规储能装置分为2个容量相等的二级储能装置运行定义为分化储能模式）。分化储能装置A初始功能设置为存储弃风电量（充电状态），分化储能装置B初始功能设置为利用已储电量进行并网（放电状态），分化储能模式实现了储能装置更长时间保持在充/放电的单一状态，保护电池不受充电状态频繁更改的伤害。

3.3风电有功控制模型

根据风电功率预测误差分布特性可以分析计算得到不同风电场的功率预测误差期望，进而得到功率预测期望PE，i为式中：Pf，i为风电场i的预测功率;Fi（e）为风电场i的功率预测误差概率分布函数。风电场有功功率与预测功率的差值最小作为目标，目标函数为约束条件为式中：Pi为风电场i的输出功率指令。第一个约束要求所有风电场的有功功率需要与发电计划保持一致;第二个约束为风电场运行约束。

3.4功率分配算法

当站端AGC服务器接收到调度下发的功率调节指令后，AGC服务器按照2个阶段进行功率调节，分别是功率调节阶段和功率平衡阶段。功率调节阶段AGC服务器接收到调度指令，结合风机实时数据及每台风机的实时理论功率，剔除标杆风机、故障风机和通信中断风机，并充分考虑各个风机运行功率的上下限，计算每台风机的调节功率，目的是快速响应调度指令，在调度规定时间内将有功功率控制在规定范围内。功率平衡阶段是当风电场全场有功功率达到调度要求的范围并平稳运行时，进行风电机组功率置换，平衡不同类型风机功率分配来优化风机间的出力，保护风机机械特性，并置换出调节速率较快风机的功率调节余量，为下一次调节做准备，提升整场功率控制速率。

3.5其他

1）利用机舱风速法，结合风机运行历史数据，可以准确绘制出现场实际运行过程中单台风机的功率曲线，并有效地计算出风机限功率运行时段内的理论功率。2）在功率控制阶段，分配功率时剔除掉标杆风机、故障风机和通信中断风机，并考虑各个风机运行功率的上下限，可以精准地将功率调节指令分配至可调节的风机控制系统中，进一步提升全场功率控制响应速度和精度。

4风电功率概率分布拟合

不同概率分布模型假定随机变量满足不同条件，而这些条件在实践中往往并不严格满足。气候因素对风力性能的影响反映在输出抽样数据中。当将风能的概率分布与已知概率密度函数的分布模型相匹配时，很难充分考虑气候因素对风力性能的影响。因此，我们应从风力发电性能数据的样本中研究风能的分布特征。非参数估计，当样本数据概率密度函数未知时，采用核函数法估计未知概率密度函数，通过样本数据的固有特性直接获取值信息，从而减少了人工假设满足一定概率分布所造成的误差。为了验证非参数估计在风力发电概率分布调整中的有效性，选择正态分布和β分布模型作為参考分布模型。选择某地区风电场一年的生产数据分析其概率分布特征，抽样间隔为15分钟。根据上述三种分布模型调整风力发电概率分布的结果见图6。如图6所示，该区域的风力输送基本上是按间隔分布的，而且经常出现性能较低的情况，当性能大于某个特定值时，分布相对均匀。同时，非参数估计对风力发电概率分布的影响最合适，明显优于正态分布和β分布。

5风电行业建议和措施

5.1加强政府统筹规划

政府在能源供应和使用方面发挥主导作用。关于新能源经济的开发利用，国家制定了新能源经济发展总体规划，并将新能源和电网及配套基础设施的发展纳入总体规划，以便在工业一体化方面做好工作，顺利完成前后供应链;做好风力发电等相关行业的总体规划和总体控制安排。同样，在建设新能源基地时，建议由一个单位带头建设，以免多个投资单位之间的部署和协调难度加大，导致电网运行不稳定。

5.2大力发展电力传输网络

单个风力发电站，可以认为是一个“点”;区域内多个风力发电站于送出工程送出，可以认为是一条“线”;而接入区域电网，形成一张巨大的“网”，才更具能量，才能将电力输送到与电网相接的无数“末梢”——千家万户电力用户，才能真正将电力转换于社会生产价值。电力传输网络的建设、铺展及密布，有助于提升风电的利用率，保障电力传输，更便于终端消纳。

5.3加大局部电网的技术升级

一方面，要加快风力发电资源丰富地区电网调度技术的升级。中国大陆风能丰富地区基本上是偏远落后薄弱的电网结构。风能大规模集中发展的第一个问题是如何安全地将巨大的风能接入电网。因此，有必要对风力资源丰富地区的电网技术和设备进行现代化改造。另一方面，也有必要更新电网大规模优化资源配置的技术。中国能源资源的分布和经济发展的特点要求中国电网能够优化大面积的资源配置。中国风能资源丰富的地区主要分布在“三北”地区，大量风能需要长途输送。有必要构建具有超高压骨干网的强大智能电网，提高电网资源配置能力。目前电网已经开展了一些相关研究，需要在现有研究成果的基础上进一步深化。

5.4推进储能技术多样化

风电不确定性是大规模风电场并网的一个问题，储能系统是解决可再生能源电力调度问题的一种实用方法。电力储能系统可以分为机械式储存系统、电化学系统、化学储存和蓄热系统等。市场上常见的是铅酸蓄电池和锂电池等蓄电系统，因工艺相对成熟而有所使用，但仍存在部分难以解决的技术难题。更多的储能技术如光储、生物储能等也在不断推进，风电场储能技术呈现出多样化，在储能技术市场化推广应用后，风能资源将得以充分利用，有助于风能的高效转化。

5.5降低电网电压的控制难度

恒速风力发电机必须从电网中吸收一定数量的无功功率。双馈变速风力发电机和直驱永磁风力发电机通常在固定功率因数模式下工作。对小型风电场实行集中无功补偿后，风电场的电压调节并不是大问题，但对大型风电场来说，风电场必须具备一定的无功控制能力，需要技术和管理手段来推动风电场制造商的技术改造。我国大部分运行中的风力发电设备通常缺乏无功控制能力，风电场的无功控制只能通过增设静态或动态无功补偿设备来实现。电网发布的一系列标准确定了无功控制的要求，作为建设中风电场无功建设的指导方针。

5.6促进风电开发精细化

大力支持技术研发，推进核心技术国产化，推动风电与控制技术、信息技术、通信技术等深度融合，实现风电开发、运维、监控、管理等全流程的智能化。

结束语

不同风力发电站功率预测误差分布特性存在差异，需充分考虑其差异优化完善风电场有功功率控制。对风电场历史数据进行统计分析，提取风电场预测误差的分布特征，合理优化风电场的功率控制。该方法可有效降低新能源性能预测误差对功率调节的影响，提高主动风力发电控制的合理性和准确性。

参考文献：

[1]张义，彭佩佩，唐冰婕，陈宁，王湘艳，韩楚晨.考虑预测误差的风电有功功率控制策略[J].西安工程大学学报，2021，35（06）：76-82.

[2]赵征，于悦波.考虑风电功率预测不确定性的火电机组调度策略研究[J].电力科学与工程，2021，37（11）：32-41.

[3]刘宏勇，李明，任巍曦，张文煜，田云峰，王德伟，刘汉民.基于风机理论功率的全场功率优化控制策略研究[J].河北工业大学学报，2021，50（05）：74-78.

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[5]张浩.风电功率时空不确定性预测方法研究[D].华北电力大学（北京），2021.000098.

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[8]李文栋.风功率预测误差的非参数核密度估计方法研究[D].华北电力大学，2021.

风电产品设计论文范文第6篇

摘要：“十三五”以来新能源政策不断收紧，风电项目退补贴进程加快，项目审批过程也越来越规范化、严格化，造成风电项目开发过程中面临的开发风险进一步凸显，项目容错能力进一步减弱，同时对项目风险防控提出了更高的要求，本文对已开发风电项目情况进行了调研、分析和总结，对项目开发主要环节可能面临的风险进行了梳理，并给出了防控措施，以期对后续风电项目开发提供借鉴。

关键词：风电开发;风险;防控措施

1概述

随着国家政策和国家职能机构的变化及能源企业本身的发展，风电项目投资开发面临的风电愈发凸显，包括市场、技术、审批和政策风险。这些风险如在风电开发前欠于考量，会在日后的风场开发、建设、运营中带来致命的伤害。当前，风电开发的环境发生了深刻的变化，一是“十三五”期间，陆上风电上网电价呈逐年下降趋势，企业盈利来源从依靠政策补贴开始转移到依靠自身内部管理、成本管控上来，对风电开发提出了更高的要求。二是行政审批体制发生深刻改革。政府推行行政审批体制改革，新能源项目核准权全面交由省市级能源管理部门审批，核准程序得到简化。核准程序的简化，进一步带来了无形的开发风险，三是政府机构职能变化，造成项目审批流程加长和要求更高。四是国家对环境监测管理更加严格，风电项目环评、用地审批逐步规范，手续办理难度增大，征地等问题更加突出，以上风电对项目开发风险防控提出了更高的要求，本文对已开发风电项目情况进行了调研、分析和总结，对项目开发主要环节可能面临的风险进行了梳理，并给出了防控措施，以期对后续风电项目开发提供借鉴。

2 风电项目前期开发一般流程

风电项目前期开发是指从项目宏观选址至项目移交建设前的所有工作，以江苏省为例，具体包括项目宏观选址、开发协议签署、风能资源测量及评估、可行性研究及评审、列入开发方案、项目核准、项目转建设等各阶段工作内容。具体流程见下表：

表2.1风电项目前期开发一般流程

3风险梳理与措施制定

项目在不同阶段存在不同的项目风险，笔者就各阶段的工作内容所存在的风险点进行梳理和评估，并结合实际的开发工作给出风险防控措施。风险梳理整体情况见下表：

表3.1风电项目前期开发一般流程

3.1项目宏观选址

项目宏观选址是指项目开发人员根据宏观风资源情况，进行项目机会寻找和遴选，收集必要的资料信息，以作为选址分析依据。在初步分析的基础上，针对潜在优质项目机会进行项目现场考察，主要关注和调研项目的环境影响、地理、气象、地形、电网、运输等多方面的因素，并综合各项因素情况预测项目装机容量、年平均风速等，形成项目考察报告，进行初步评估，决定是否开展下一步工作。

在项目宏观选址阶段，存在3个主要风险点，具体为风电场址涉及禁入区域的风险、地方法治环境不佳的风险、地方政府换届或主要领导变动对项目产生不利影响的风险。

3.1.1风电场址涉及禁入区域的风险

风电场项目遴选阶段，若未及时发现拟选场址属于自然保护区，如森林公园、水源保护区、行滞洪区、旅游保护区、国家保护（动植物）栖息、繁殖、迁徙区，或场址涉及文物、地下矿藏、军事设施和机场净空保护区等情况，前述情形均可能对项目造成颠覆性影响，如未能及时发现，可能导致风机机位的调整，更严重者可能导致整个项目被否决。

开发部门在项目选址时严格遵守法律法规的相关规定，避让国家法律法规明确规定的禁入区，尽量避免进入敏感区，例如：（1）禁止在国家级自然保护区核心区、缓冲区开发项目，严格限制在国家级自然保护区试验区、地方自然保护区开发项目;（2）严格限制在依法划定的民用机场范围内和按照国家规定划定的机场净空保护区域内开发项目;（3）严格限制在作战工程安全保护范围内、在军用机场净空保护区域内以及在军用电磁环境保护范圍内开发项目;（4）禁止在全国重点文物保护单位的保护范围内进行开发项目，严格限制在文物保护单位的保护范围内开发项目等。若拟在严格限制开发项目的区域内投资风电项目，则在相关开发障碍未清除前，建议禁止进行建设类投资，并谨慎控制除测风设备投入外的其他开发类投资;

3.1.2地方法治环境不佳的风险

公司在与地方政府合作过程中，地方政府为增加地方财政收入，可能会利用某些地方法规、地方惯例或某些“土政策”对公司施加影响。此外，地方政府可能会向企业提出附加一定的投资条件，比如个别地方政府要求取得项目“资源费”作为企业开发权取得的前提，否则将无法取得开发权。在项目开发协议签订后，相关政府主体可能实施出租项目范围土地等与项目开发相冲突的项目，导致项目开发成本增加。

对于项目情况比较复杂的区域，建议聘请具有丰富项目推动经验和能力的当地政府退休人员作为项目顾问，一方面便于与当地政府沟通，另一方面能够及时发现项目存在的重大问题;同时重视与当地政府、社区的联系与沟通，通过“地企共建”等形式建立良好的联动机制，形成长期稳定的合作信任关系;公司作为国有企业受到国资委、审计署的严格监管，对于地方政府提出的干股要求无法满足，对此，公司应与地方政府积极沟通陈明利害，争取支持;此外在开发协议中明确政府不得实施与风电项目开发、建设、运营相冲突的行为，否则，政府应承担相应违约责任。

3.1.3地方政府换届或主要领导变动对项目产生不利影响的风险

地方政府换届或主要负责领导变动后，新领导对于项目已取得的优惠政策、已签订的开发协议甚至对企业是否能够继续在当地开展项目可能存在与往届不同的意见，并由此对项目产生较大的不利影响。

在开发协议中明确项目开发权的获得不因政府换届及主要负责领导的变更而受到影响，同时加重政府“违约”责任，以期给新一届政府以压力;同时事前了解政府换届以及负责领导人事变更情况，新领导上任后公司主要领导及时上门沟通，以取得新任领导对项目的理解与支持;对于有可能受到政府换届影响的项目，应在原任领导在职时有针对性的完成必要的审批工作，争取提前锁定项目投资资格或条件。

3.2开发协议签署

项目开发人员得到同意反馈后，应当与当地政府进行深入接洽，达成合作意向，起草、签署开发协议。在开发协议签署阶段，存在1个主要风险点，具体为政府违反开发协议约定的风险。

3.2.1政府违反开发协议约定的风险

政府可能基于“政府违约无成本”的认识，利用其优势地位，违反开发协议的约定，具体表现形式主要有以下几种：（1）与多家风电企业重复签订开发协议。对于风资源比较优良的地区，可能存在多家风电企业共同争取同一优质风电项目的情况。因此，个别地方政府采取与多家风电企业同时签订开发协议，先投资开发一方，取得项目最终开发权。（2）政府无法兑现在开发协议中的各项承诺，如税收减免、土地划拨等优惠承诺。（3）其他违反开发协议约定的情形。以上情形均属于政府违约，而作为守约方的企业如追究政府的违约责任，在实践中将面临较大的困难。

笔者认为可以采取如下防范措施：（1）在开发协议中争取加入政府违约情况下的具体处理方式，比如承担违约金、通过置换新项目予以补偿，或要求政府给予其他的优惠或优先权等;（2）在发生政府违约时，及时主张权利，向政府表明公司对于国有资产的管理义务，要求政府通过各种可能方式对企业损失予以弥补;（3）应高度重视与当地政府的联系与沟通，努力形成长期稳定的合作信任关系。积极利用公司多业态的发展优势，取得地方政府的重视和以及对双方未来合作的良好预期。

3.3风能资源测量及评估

在开发协议签署后，项目开发人员与当地政府共同考察项目地点，启动测风工作，在风能资源测量及评估过程中，存在测风塔未合法取得土地使用权的风险，。

建设项目施工需要临时使用国有土地或者农民集体所有的土地的，由县级以上人民政府土地行政主管部门批准，风电项目未就测风塔用地办理临时用地手续，依法取得测风塔用地的临时使用权，构成非法用地。

项目开发人员可采取如下措施进行防控：（1）争取在开发协议中明确测风塔的用地由政府负责（协调）解决;（2）加强对我国土地法律、法规和规章的学习，提高法治观念，熟悉土地管理部门的工作流程，按照要求规范操作，提高效率，避免因操作不当而延误相关审批进度;（3）加强与土地管理部门的沟通，达成风电建设利于地方经济发展的共同认识，同时保持畅通的沟通渠道，避免因用地问题受到行政处罚。

3.4可行性研究及评审

在完成项目内部立项后，项目开发人员可开展可行性报告委托编制工作，在此过程中存在可研报告编制深度不够的风险，造成项目边界条件排查研究不清，对后续开发建设造成较大影响。

加强对项目可行性研究报告的重视和开展的深度，建议委托对当地情况比较了解的权威专业机构开展可行性研究工作。并尽可能地广泛征询相关政府主管部门的意见。应确保可研成果除能满足项目开发核准需要外，还能实际有效指导后续项目建设工作。对于项目确实存在不确定因素或敏感事项的，若不适合在正式可研报告中体现，应要求编制单位就项目实际情况另行出具书面文件交付委托方。

3.5列入开发方案

风电项目在取得支持性文件和核准批复前，需列入省、市开发方案，也是通常所说的获取项目指标，具体来说为集中式风电需列入省年度开发方案，分散式风电需列入当地市、县分散式风电规划，该过程一般由省市发改委主导通过竞争配置或评审优选的方式进行，此过程中存在项目未能列入开发方案的风险。项目由于在前述阶段存在的风险没有很好规避，导致项目在规划、国土、环保、接入、可研等方面存在问题，造成在竞争配置或评审中处于劣势，未能列入开发方案，防范的措施即是规避前述阶段的风险。

3.6项目核准

项目开发人员应根据各省发展改革委（能源局）要求，办理核准所需支持性文件，并报送省或市发改委，以江苏省为例，装机规模10万千瓦及以上的项目报送至省发展改革委（能源局）申请核准，装机规模10万千瓦以下的项目报送设区市发展改革委申请核准。申請项目核准前应办理的支持性文件和提供的资料清单包括：

集中式风电进入年度开发方案的证明文件。

分散式风电纳入县（区）级或市级分散式风电规划的证明文件和电网消纳意见。

县、区级及以上自然资源和规划局出具的选址意见书（含用地红线图）。

设区市自然资源和规划局出具的用地预审意见。

县、区级及以上政法委出具的社会稳定风险评估评审意见。

县、区级及以上节能审查机关审核通过的节能承诺报告/表。

项目申请报告。

在项目支持性文件办理和申请核准的过程中，存在2个风险点，具体包括项目选址程序不完善的风险和土地预审手续不完善的风险。

3.6.1项目选址程序不完善的风险

项目选址意见书应由相关城市规划行政主管部门核发。省、自治区行政主管部门核准审批的建设项目，由项目所在地县、市人民政府城市规划行政主管部门提出审查意见，报省、自治区人民政府城市规划行政主管部门核发选址意见书。设区市行政主管部门核准审批的建设项目，由项目所在地设区市人民政府城市规划行政主管部门核发选址意见书。

如果项目选址意见书核发机关不当，或者所依据的城市总体规划尚未通过审批，其效力存在瑕疵，将直接影响选址意见书的合法性，有可能导致后续报批工作无法顺利开展，甚至项目违法。通常环境影响评价和用地预审均以项目选址意见为基础，项目选址意见如果出现瑕疵，有可能阻碍后续工作的顺利开展，延误项目进度，甚至影响后续审批手续的法律效力。由于影响项目选址意见的因素比较多，有些因素在核发选址意见书时并没有发生，而是在环境影响评价或用地预审时发生，导致该类风险具有一定的多发性、隐蔽性和反射性的特点。该类风险可能导致项目非法，其影响程度和危害性较大。

针对此类风险，项目开发人员应根据《城乡规划法》和《建设项目选址规划管理办法》规定，及时到相关部门办理选址意见书;在项目选址时严格遵守法律法规的相关规定，使选址符合城市总体规划或镇总体规划要求，避让国家法律法规明确规定的禁入区，尽量避免进入敏感区;同时应如实向规划行政主管部门提供详尽的信息资料，避免因其不知情而出具带有瑕疵的选址意见书。

3.6.2土地预审手续不完善的风险

已经预审的项目，自批准之日起计算超过两年，或对土地用途、建设项目选址等进行重大调整的，应当重新申请预审。未重新申请预审或者预审未通过的，核准项目申请报告得不到批复、农用地转用、土地征收手续不能被批准，也无法办理供地手续。

有关风电项目比较突出的机位调整问题，在施工阶段发生的风机机位调整，可能会造成调整后的机位最终无法取得合法用地手续的风险。

可采取的措施包括：一是制定工作计划与目标，如建设项目发生重大变化，相应及时调整工作计划与目标;二是按时全面梳理项目环评、水保、选址、用地等专业支持文件，确定风险警戒点，及时申报延期手续;三是建设人员与项目前期工作人员保持密切沟通，建立健全信息互通制度。

3.7项目转建设

项目开发人员应于项目核准通过后，应继续办理项目转建设所需支持性文件，具体包括：

電网接入方案批复。

环境影响评价报告批复。

水土保持方案批复。

地质灾害危险性评估报告审查意见。

未压覆重要矿产资源证明。

安全预评价报告审查意见。

投资风险评估报告。

职业病危害预评价报告审查意见。

洪评报告批复（如涉及）。

林业批复（如涉及）。

军事批复（如涉及）。

文物批复（如涉及）。

项目核准且在取得完善的支持性文件后，申请公司开工审查，通过后则基本具备移交建设部门的条件，在此阶段，环境影响评价工作程序不到位的风险较为突出。

3.7.1环境影响评价工作程序不到位的风险

环境影响评价环节较多，用时较长，有些风险因素难以控制。根据《环境影响评价公众参与暂行办法》要求，环境影响报告书中没有公众参与篇章的，环境保护行政主管部门不得受理。在项目建设过程中，部分村民希望从建设单位获得更多经济利益，有些甚至要求公众意见调查和征地赔偿等事宜一起解决，因此，开展公示和公众意见调查工作的难度很大，导致实践中存在个别变通现象。该类风险可能导致村民借机提起行政诉讼，要求撤销环评报告批复，影响程度和危害较大。

此外环境影响评价工作未重新报批风险。建设项目发生重大变动的，或者环境影响评价文件超过五年的，应当重新报批建设项目的环境影响评价文件。

在防控措施方面，对于需要编制环境影响评价报告书的项目，严格按照《环境影响评价公众参与暂行办法》的规定，开展公示和公众意见调查工作，尤其是涉及选址和机位变更调整的项目;按时全面梳理环评、水保、选址、用地等专业支持文件，确定风险警戒点，及时申报延期手续;对于符合补偿条件的公众，依法做好补偿工作，消除公众的抵触情绪;加强与当地政府的沟通和联系，寻求理解和支持，争取由当地政府有关部门协助开展公示和公众意见调查工作。

4、结论

本文以风电项目开发过程为主线，针对开发的不同阶段梳理出10项关键风险点和主要防控措施，以期对后续风电项目开发提供借鉴。

参考文献：

[1] 张玉泉，风电项目开发建设流程优化研究，中国知网

[2] 华润电力风电业务法律风险防控

（作者单位：华润电力（江苏）有限公司）