德国风电价格计算方法
德国意昂计划降低风电场成本
德国意昂计划降低风电场成本德国意昂能源集团计划明显降低其风电场成本。
意昂集团气候和可再生能源部主管迈克-维克尔（Mike Winkel）在表示时表示，集团将为未来普通民众支付得起电费做出贡献。
其还决定，至2015 年将离岸风电场兴建成本缩减40 ％。
为此意昂集团将选择更便宜的供货商，注重高效率的风力涡轮机，还将节省风电场的设计和建设费用。
离岸风电场目前在德国面临着越来越多的批评。
由于吃水深以及位于风力特大地区，离岸风电场的风险和成本都很高。
此外，由于风力涡轮机连接入电网困难，风电场建设还会有所延迟。
德国联邦政府希望在退出核能后只需大型离岸风电场就可以弥补德国电力缺口。
德国政府为此准备了一项缩小投资者责任风险的法律草案。
德国环境部部长表示，能源转型是德国重建和重新统一后60 年里最大的事件。
维克尔也希望缩小风险，以使采购更为便宜。
他表示，目前离岸风力涡轮机生产商之间的竞争越来越激烈。
除此之外为了与风机供货商紧密合作，意昂集团还开始进行公开招标。
除了一些知名企业如美国通用电气及西门子集团之外，中国的生产商也不排除成为意昂集团的供货商。
中国企业例如金风科技和华锐风电都是全球排名前十的风机生产商。
意昂集团目前离岸风电场的总装机容量达467 兆瓦，相当于一座核能发电站装机容量的一半，目前全球排名第三。
目前意昂集团区别于其竞争对手莱茵集团，不在德国海岸投资新建大型风力发电场，而是只参与小的测试项目。
现在这一情况也将有所改变，明年年初意昂集团将开始其Amrumbank West 风电场项目的建设，这一风电场将于2014 年至2015 年连接入电网。
直至。
关于德国海上风电发展和5 兆瓦级别风机的情况
关于德国海上风电发展和5兆瓦兆瓦级别级别级别风机的情况风机的情况风能中国网 解亚千一、海上风电在欧洲的发展的历史和大环境风电在欧洲，特别是在发展风力发电比较早、产业规模比较大的德国、丹麦和荷兰三个国家，经历了几十年的发展之后，已经逐渐的饱和。
这里所说的饱和，包括两方面的含义：1. 地理方面的限制：陆地上可开发建设风电场的土地逐渐开发殆尽；2. 技术方面的限制：风电不稳定性带给电网的冲击以及电力调度的容量逐渐达到电网能够消化的极限。
由问题一直接催生了海上风电（Offshore ）和旧风场改造（Repowering ）产业的发展，而问题二则直接催生了风电并网的电力要求（比如低压穿越能力）和非双馈机型（比如直驱机型）的发展。
北欧地区没有地震和台风影响、北海海域和波罗的海海域的水深较浅、北欧各国航海业和海上作业产业发达等客观条件使得海上风电成为可能。
在这个大的背景下，风电行业的先驱者Vestas 于1990年首先在瑞典海域内建造了第一台海上风电机， Bonus （已被西门子收购）的前身Danregn Vindkraft 则于1991年在丹麦建造了世界上第一个海上风电场。
之后的1994年和1996年，NEG 麦康（已被Vestas 收购）分别在荷兰建造了两个海上风电场；1995年Vestas 在丹麦建了一个海上风电场。
这些海上风电机 / 风电场的特点是：1. 水深比较浅（0米 - 10米）2. 风电机单机功率小（450千瓦 - 600千瓦）3. 无特殊的海上适应设计自建成开始，这些海上风电场就问题不断：其中技术方面最大的问题是风电机受潮湿的海风腐蚀严重；而运营方面最大的问题就是造价和维护费用过高，发电量收益根本无法平衡支出，亏损严重。
所以这些风电场的存活，实际上是依靠国家补助和公司战略补助，实验意义远大于商业意义。
经过5年左右的发展和完善，2000年前后才出现了真正商业运营的海上风电场。
GE在瑞典海域、Siemens和Vestas在丹麦海域分别建造了三个商业运营的海上风电场。
报告03-德国风电功率预测简介
报告03-德国风电功率预测简介国家电力调度通信中心华北电力调度通信中心吉林电力调度通信中心中国电力科学研究院新能源研究所无论是在欧洲还是中国,电网调度部门主要负责电力系统的调频、调峰以及安排发电计划和备用容量等业务。
对于风电穿透率高的电力系统，准确预测风电输出功率不仅有助于调度部门提前调整调度计划，从而有效减轻风电对电网的影响，而且还可减少备用容量安排，降低系统运行成本。
因此，风电功率预测在电网调度领域占有举足轻重的地位。
第一节风电功率预测的意义风电功率预测的核心价值主要体现在以下几个方面:(1) 风电大规模利用的必要条件电力系统的运行特点是发电与用电必须实时平衡，这样才能保证系统的安全和稳定。
风电具有间歇性、随机性和波动性，这就给电网调度、调峰、安全等带来一系列问题，准确的风电功率预测是解决以上问题的有效方法。
根据风电功率预测结果及时掌握风电出力变化规律，从而可增强系统的安全性、可靠性和可控性。
(2) 优化电网运行成本传统的发电计划基于电源的可控性和负荷的可预测性，这样制定和实施发电计划才有可靠的保证。
随着风电的大规模开发，风电在电源中比例明显增加。
如果不能提供风电功率预测，风电作为电源其出力的波动性会使发电计划难于制定，电网调度部门还必须预留与风电容量相当的备用容量进行调峰。
目前，以利用风电功率预测技术为基础的系统调度管理是最为有效、经济的的解决办法，根据风电功率预测结果优化常规机组出力，可以有效降低系统运行成本。
(3) 满足风电并网技术标准发展要求在即将由中国国家标准化管理委员会发布的中华人民共和国国家标准《风电场接入电力系统技术规定》中，提出风电场需要具备风电功率预测等功能。
风电功率预测系统使风电场可以向电网公司提供准确的日前发电曲线，这使得调度部门可有效利用风电资源，提高风电发电上网小时数。
在欧洲一些发达国家，电网公司会优先购买预测准确的风电场电量，限制预测不准的风电场电量或采取处罚措施。
德国：重构风电版图
德国：重构风电版图作者：蒋珊珊来源：《能源》 2018年第6期对于完成能源转型第一阶段的德国来说，下一个阶段最重要的任务就是找到提高可再生能源装机的突破口。
2017年，这一新的突破口在德国能源市场中逐渐清晰。
根据德国风力工业协会(BWE)的统计，2017年德国新增海上风电1.25GW，累计装机5.3GW，德国也成为仅次于英国的第二大海上风电市场。
2017年，德国新增海上风机装机222台，总发电量占全年电量的2.7%，成为了德国可再生能源门类中发展最快的能源类型，这一数字相当于去年全球新增海上风电装机的40%。
到2030年，这一比例将可能达到12.5%。
2017年德国海上风电的发电量比2016年增长50%，这一电量可以满足首都柏林的用电需求。
德国风电的发展可以追溯到上世纪90年代，彼时的投资主要集中于陆上风场。
2009年，第一个海上风电场Alpha Ventus投产。
虽然起步于十年前，但在过去很长的一段时间内，由于海上风电发展的规划、电网建设以及单机投资较高等各种问题层出不穷，海上风电在德国也基本处于缓慢发展的时期。
而在去年，这一情况发生了很大的转变，特别在海上风电项目拍卖中第一次出现了零补贴，这一拍卖结果震惊了全球风电行业。
而在近期一次陆上风电拍卖中首次遇冷，2018年第二轮原计划招标660.16MW，结果投标容量仅有604MW。
海上和陆上风电两次投标结果的反差，恰恰说明德国投资者们已经开始把视野慢慢转向海上，而德国政府对于海上风电发展也是雄心勃勃。
令人震惊的“零补贴”在位于德国北部的北海海面上，时不时有直升机飞过，他们正在为那些新到来的工业存在进行检修。
这些庞然大物矗立于此，伴随着强劲的海风挥动着长达100多米的翅膀。
正是这片神秘而蕴含着巨大能量的海域开始吸引越来越多投资者的目光。
2 0 1 7年4月，德国电力监管机构Bundesnetzagentur公布了该国首轮海上风电竞拍的结果，共涉及4个项目，全部位于北海海域，总装机容量为1449MW。
国外输配电价定价方式
国外输配电价定价方式美国。
美国输配电价实行联邦和州政府分级管理体制。
美国联邦能源监管委员会(FERC)负责跨州输电的约150家企业输电价格监管，各州公用事业监管委员会负责本辖区配电价格监管。
美国输电和配电价格在定价技术上没有本质区别，都是依据准入成本加准许收益的原则制定。
以FERC负责的输电价格核定程序为例，定价程序主要包括：1.企业提交核价申请。
电网企业按照FERC规定格式提交经第三方会计师事务所审计的报表。
输电价格核定后，输电企业每年、每季度都要填报执行情况报表，且报表都会在FERC官网上公开。
2.依法核定输电价格。
首先，由FERC会计部门对企业申报报表进行合规性审查。
对企业提交的成本项目进行重点审核，剔除不合规成本项目。
其次，由FERC输电定价部门进行定价监审。
主要采取成本对比法，即对相同类型输电设备运维成本进行对比，要求电网企业对差异进行说明，并剔除不合理成本。
最后，按照市场回报率核定投资方合理的输电价格。
FERC根据不同电网项目风险不同分别确定回报率，不同地区的回报率也存在差异。
3.输电价格调整周期。
美国输电价格主要有定期调整和不定期调整两种形式。
一是定期调整。
FERC每年对输电价格执行情况进行审查，要求电网企业按年上报经会计师事务所审计的报表，如果成本出现较大变化，则要求电网企业进行解释说明，获得FERC审核同意后对电价进行调整。
二是不定期调整。
电力用户若认为电价偏高，或电网企业认为新增成本需要提高价格，均可向FERC提出调整电价的申请。
4.听取利益相关方意见。
在输电价格核定期间和核定后，电力用户、电网企业或任何第三方均可对电价水平提起行政诉讼，提交FERC行政法官裁决。
行政法官通过听证会、书面沟通等方式听取各方意见后，做出裁决。
如果一方不服裁决结果，可继续向法院提起法律诉讼。
英国。
英国跨区输电费主要包括线路连接费和系统使用费。
线路连接费包含部分资产总值与折旧率(目前采取40年内2.5％的直线折旧率，以后将会根据新出台的RIIO条例采取45 年内2%的折旧率)的乘积，部分净资产值与收益率的乘积(根据零售价格指数评价法为6％，或根据现代等价资产评价方法为7.5％)，发电厂专项维护费以及当年的输电设备运行成本。
德国风电标准VDS3523翻译文件
风力发电机防火指引1 初步说明2 适用范围3 风险性3.1 财产损失及后续成本3.1.2 损失举例3.1.3 起火原因4 保护的目标和保护的概念5 保护措施5.1 降低起火的风险5.2 火灾探测与灭火5.3 为减少损失的措施5.4 质量保证6 来源1 初步说明随着需求,为支持可再生能源并提高其在整体能源供应中的份额,在过去的几年中风力发电发展迅速.除了地点扩大,风力发电机的性能和尺寸(高度,转子直径)也在不断提升,目前已最多提升到6兆瓦(2007).随着风力发电机的性能提升和可用性及过去几年的损失经验,再未来起价值浓度回有所提升.--德国保险协会--德国劳式(Lloyd)工业服务,风能业务分部GL编写本风力发电机的防火准则这一准则将介绍关于风力发电机典型火灾风险的考虑以及特殊情况的对策.损失预防措施会被建议作为火灾危险性分析的根据.其目标是为减低火灾发生率及潜在的火灾破坏范围.除了特殊的防火措施检测,灭火和预防,全面的安全措施控制技术/监控系统操作是必需的.作为对故障早期检测的结果需保证把风力发电机恢复到安全状态.所谓状态监测系统(CMS)的应用基本上是为了避免机械损失.对风力发电机的维修和控制措施包括在损害发生前的可能性关机,通过监测可能推断出有关部件的状况及对机组模块和变化过程记录.为确保专业的监测和某些条件下所需要的反应,以下部分要考虑:--是否满足状态监测系统的预期工作条件--状态监测的范围--指标和测量(传感器)--捕捉,分析和传输信号--有关限制值--报警及报警确认--可能的条件变化几评价(诊断学)--数据储存和为应付情况变化进行评估的目的(数据库)风力发电机的制造商及其零部件以及运营商对其各自范围负责.状态监测系统不取代需要维修的风力发电机(5.1.6)关于安全信息措施的描述从坚持官方的义务和规定本出版物是根据有关的损失经验及故障安全分析.如果有更新的风险评估,可以对此进行修改.遵守法律和法规的有关规定.4 保护的目标和保护的概念风力发电机防火在本章中有详细解说,现行条例主要是为减少财产损害风险,一方面限制火灾蔓延另一方面防止由于火灾导致的业务中断,以确保风力发电机的可用性.风力发电机保护范围可能会有不同对象的具体风险,根据保险公司的经验确定保险性.经验表明,根据火灾保护的概念全面的保护是明智的,特别是保险人.根据这一概念,所有在结构上,风电特殊部位,和有组织的保护措施应在补充风险方面相互保护,而任何一种相互减值的保护职能应该被排除在外.以下几条可有效制止火灾发生:--使用不燃或难燃材料--使用自动报警和自动火灾检测系统实行早期火灾检测--频繁及专业维修--确认风险时自动关机和断电系统--对员工有危险情况处理能力的培训及工作涉及火警危险的内部规章(例如:焊接许可程序)为了限制火灾蔓延的危险,除使用防火部件外,实行早期火灾检测而使用自动报警和自动火灾检测系统和自动灭火系统也被证明是有效的.为减小损失而设的紧急措施计划始终是有帮助的,通过定期培训以确保这项计划能够执行.编制并执行高度公认的技术规则. 状态监测系统可以发现早期的条件变化,因此由这种变化产生的火灾是可以预防的.现有的风力发电机应该根据这一方针做出防火方面的修改,应先与当局及制造商,认证机构和承保方澄清,对于改装的批准和重新认证.合理保护范围的要求取决于风险参数.例如下面的情况要考虑在内:--不同类型风机和组成部分的损失经验--风机的兆瓦容量--风机结构及风险组件--风机地点(陆上或海上)--保险金额和扣除额表格所示为保护等级和保护措施.与保险公司达成协议可有不同的分级保护措施.在段落5.1.1含有防雷及电涌保护及5.1.2含有电气保护措施.早期火灾检测是为了起动自动关机和断电系统.机整体防火应与保险公司协商后由一个独立的检查确认机构检查,是为确保对其风机是否有充分的风险保障.可以对其做人证过程测试,型式试验和认证, 德国劳式(Lloyd)工业服务已经按需要证明他们的价值.参考:GL认证,风机防火认证,测试程序保护系统5 保护措施下面的解释代表是在风机专用防火保护概念指定框架内的防火措施.5.1 降低起火的风险在规划和建设阶段应考虑到火灾和爆炸的潜在风险及重要保护区.5.1.1 防雷及电涌保护5.2 火灾探测与灭火环境和天气状况对风机消防保护系统操作条件有很大差别.以下要特殊考虑:--大气含盐(海上风机)--昼夜温差变化很大--振动--油田--发动机仓的空气流动条件而且,湿度增加,例如:风机的地点和建设可能对功能有影响.因此,在风机的规划阶段就应该考虑以上因素对防火系统有效性和可靠性的影响,并做出调整.5.2.1 火灾探测为了有效地减小火灾损失,应使用火灾自动探测系统探测早期火灾,特别是,风机通常没有现场操作人员.可使用空间监测装置.一方面, 火灾自动探测系统会自动同知控制单元,另一方面,它可以自动启动灭火系统并关闭风机.机房监控火灾监控系统要对引擎仓,装有设备的塔筒部分,外部变压器和电力变电站进行监测. 火灾监控系统还要对高架地板,天花板和电力负载部分(电缆和其他线路)进行监测.参考:VDS 2095 火灾监控及报警系统--规划和安装指南.火灾探测器必须适合被监测的区域及其火灾特点.例如某些特殊条件:温度,湿度,振动,当选择火灾探测器时必需作为考虑;如果可能,可以对火灾探测器进行加热.最好在风机内使用有针对烟雾特点的火灾探测器.监控装置经营条件例如:封装,强制风冷,房屋中的空气变化率例如:开关设备及变频机柜应进行设备监控和空间监控.”烟雾”应作为监控装置监测火灾的一个特点.参考:VDS 2304 电气系统和电气设备保护--规划和安装指南.火灾探测器是否适合不同的风机应由运行环境及与风机制造商咨询后决定.这样能提供最佳的探测效果和最低的误报.除了机房火灾监控和温度监控,油变压器应有连续报警系统保护(预报警和主报警及停机系统).如果早期火灾探测系统动作,至少以下反应应被触发:--火灾报警及报警信号被传到有人职守的控制室内--风机停机及切断外部电源--通过两路探测信号启动灭火系统探测系统根据报警值的逐渐变化可以出现不同的报警阶段(例如预报警,主报警,等等).重要5.2.2 灭火由于风机通常是在无人职守的条件下运行并且消防人员并不能及时(海上风场)和快速接近火场,自动灭火系统可以保证有效地灭火和减小损失,在过去已经有过证明.灭火系统以对风仓的有效火灾保护为目的,推荐使用自动的固定灭火系统.气体灭火系统和水喷雾系统都基本上适用(给出特殊条件可特殊考虑).这些灭火系统可作为装置保护或空间保护或两者综合.保护系统对保护设备或组件有选择性.在灭火系统启动前,空调通风系统应该自动关闭.关于在风机的应用,灭火剂要尽量达到无残留性,无腐蚀性,非导电性,并适合在在普遍的风机环境条件(温度,天气,设备和房间抗渗保护)下运行,并装载合适的剂量.以下系统适用于风力发电机:--二氧化碳灭火系统--惰性气体灭火系统--细水雾灭火系统--水喷雾灭火系统(变速箱,变电所,)干粉灭火系统和气溶胶灭火系统暂不建议在风机中应用,因为它们可能导致间接损失. 灭火系统是否适合不同的风机应由运行环境及与风机制造商咨询后决定.以下方面要特别考虑到:--灭火有效性所需的气体浓度和水压气体灭火系统的覆盖时间,考虑到复燃水灭火系统的工作时间,考虑到灭火有效性房间抗渗/泄压--灭火剂的储存(数量,重量等)--量/所需空间--安装/检验,执行--维护--可靠性--费用为确保灭火系统的有效性,应特别注意对泄压口的有关要求.应注意在气体灭火系统西对人的保护.每种灭火系统具有一定限度的有效性和优缺点.因此,为确保灭火的有效性,应在给定的条件参数下选择适宜的灭火系统.参考:VDS 2093 二氧化碳灭火系统--规划和安装指南.VDS 2108 泡沫灭火系统--规划和安装指南.VDS 2109 水喷雾灭火系统--规划和安装指南.VDS 2304 电子设备保护应用--规划和安装指南.VDS 2380 使用非液化惰性气体灭火装置的规划与安装VDS 2381 使用卤化碳气体灭火装置的规划与安装VDS 2496 灭火系统启动准则VDS 2498 细水雾灭火系统指南,补充VDS 2109VDS 2562 批准新灭火技术的程序火灾探测,报警,报警控制,启动灭火装置,和监控通常是由火灾探测为此核准制度.(见5.2.1) 灭火器故障监控。
德国风电：重速度还是重效率？
及 其背后 的动态博弈
德 国风能 的发 展经历 了一 个 曲折 的过程 ，Ｄ Ｎ （ 国能 源署Ｄ ｕｓｈ Ｅ Ａ 德 ｅ ｔｃ ｅ
油气的替代 品出现 的。
２ 起 飞 阶段 （ ９ ６ １９ ） 、 １８ － ９ １
Ｄ Ｎ 将 该阶段作为新起点 ，是 因 起点 。这一阶段 ，主要 的行为主体就是 ＥＡ
刚开始 的支 持计 划都是 针对 研发
以实现较充分 的沟通协调 ，从而政策不 的重要性 。报告号召发展风能和其他可 的 ，这期 间资助政策进行了重新调 整 ，
环境经济 ／ ０ ２ ９ ／总第１ ５ ２ １ 年０ 月 ｏ 期
从 支持 研 发转 向保 障 和市 场 准备 系统
的 逐 步 引 导 。 基 民 盟 （ ＤＵ ）下 面 的 Ｃ
联 邦研 究部 在 １ ８ 年给 出 了一个 非 常 ９９ 关键 的刺激—— ５ 内１ ０ 年 ０ ＭＷ风 电的计
划 ，由于申请者众 ，该项 目计 划扩 展到 ２０ ５ ＭＷ，研究部 因而成功 启动 了风 能
起 飞 的 重要 基 金 。
以下 萨克 森州 为例 ，１ ８ 年就 开 ９７
始了风能的推广 ，联邦政府和州政府的
在ＧＲ ＷＩ 试验之后 ，称作 “ Ｏ ＡＮ 丹麦概
念” 的三叶转子 （ 与耦合 电网连接 ）成 了风能领域利益和兴趣的明显增长。在 做 合作 伙伴 的有 限合 作关系 “ ｍｂ Ｇ Ｈ＆
了德 国风能技术发展 的起点 。起飞 阶段 Ｓｒ Ｇ的刺激 还不够 充足 的条 件下 ，后 Ｃ ． Ｇ ｏ Ｋ ”就成 了风能运营 的典型合作形 ｔ Ｅ
们深思和借鉴。 第一 个风 能支持 项 目是 在 １ ８ 年 ９０
的转变也驱动 了政策制定者开始寻找 能 代 中期 ，那时候还没有对 可再生能源 的
德国电价上涨的背后逻辑
2019.7 EPEM 97环球视野Global Sight2016年初，德国批发价格仅为每兆瓦时20欧元。
当时，煤炭、天然气和核电站的电力产能过剩。
而仅仅两年的时间，这一情况发生了很大的转变。
2018年8月，电力零售商通过莱比锡EEX 能源交易所购买电力，批发价格已经达到每兆瓦时50欧元以上，除了季节性的因素，德国的退煤计划以及碳交易价格的上涨，都将继续推高德国电价。
在某种程度上，德国能源转型也推高了电价。
2018年以来德国政府一直在推动“去煤”计划，增加可再生能源以及天然气的使用，也给发电商增加了发电成本。
2018年德国政府成立了一个工作组——“退煤委员会”，委托其制定一项从德国能源结构中消除煤炭的计划，并最迟于今年底报告。
同年9月18日和24日，该委员会召开会议，讨论在社会可接受的框架内退出煤炭发电的时间表，这一举措将深远地改变欧洲电力市场格局。
退煤是德国能源转型到现在必须要讨论的议题。
事实上，在前一阶段能源转型中，已建成的太阳能和风能项目补贴使得德国的电价很长一段时间在欧盟国家中处于高位。
根据欧盟统计局的数据，2017年德国一个家庭使用一度电必须要支付的平均费用是30.48欧分，比任何其他的欧盟成员国都要多。
此外，另一个因素也影响了电力价格——碳交易价格。
欧盟排放交易计划的排放许可价格在2018年急剧上涨，资料显示，二氧化碳排放的许可证从年初每吨7.50欧元上涨至每吨21欧元。
欧盟的排放交易计划（ETS），即污染者必须购买和交易碳排放信用额，自十多年前实施以来其运作状况不佳，导致排放许可证价格过低，一直处于5~7欧元之间。
由于2008年欧盟一些国家经济发展速度放缓，许多免费配额被发放。
欧盟立法者在过去几年中对该系统进行了一系列改革，其中包括建立稳定的市场储备，以消除市场上17亿吨的碳信用额。
在行业人士看来，碳交易又回来了。
并且，人们开始感受到这种影响。
多年来，一个众所周知的秘密是，欧盟排放交易体系并未按预期运作。
世界主要风电生产国的并网电价
２００６年第４期世界主要风电生产国的并网电价胡其颖在世界一些地区，风电已经占据能源供应的很大比例。
例如丹麦，风电已经占全国电力消耗总量的２０％；在德国的几个联邦州，例如施勒苏益格・荷尔斯泰因州、下萨克森州和萨克森・安哈尔特州，风电已能满足这些州电力需求的２５％以上；在西班牙的某些省，风电甚至可满足这些省几乎１００％的电力供应。
风电发展的一个主要驱动力是经济因素。
对于独立的电力生产商来说，为了保证合理的经济效益，最重要的是能够获得可靠的资金来源以降低投资风险；同样，对于风机的所有者来说，在一定时期内风电售价保持稳定非常重要。
各国在风电价格支付系统方面大相径庭，但值得注意的是，随着时间的推移，越来越多的国家采用按千瓦小时发电量给付补助金的方式鼓励投资商开发风电，而不是根据投资成本支付奖金。
本文详列风电发展迅速国家的并网电价。
德国和西班牙风电市场持续快速增长的保证是长期并且稳定的并网电价；类似的情况也出现在法国，因为不久前法国采用了固定风电价格系统；意大利的证书系统也运作良好。
各国的风电并网价格都需要通过其它法律和法规，例如税收法、折旧规则和产权税等的制定来加以完善。
值得注意的是，本文所述及的风电生产国还有其它针对风电领域投资的激励机制。
的炒作仍更多停留在概念上。
统计显示，新能源板块０５年上半年净利润较去年同期大幅下降了２５．６％。
因此投资者对新能源板块仍需辩证看待。
附注：新能源上市公司一览太阳能———目前国内具备成熟的光伏科技商业化生产技术，并且已经或即将投产的有天威英利、无锡尚德、新疆新能源、上海新能源、力诺集团、风帆股份等少数几家公司。
与之相关的上市公司分别为Ｇ天威（６００５５０）、小天鹅（０００４１８）、特变电工（６０００８９）、航天机电（６００１５１）、力诺太阳（６００８８５）和风帆股份（６００４８２），值得重点关注。
另外，像金晶科技（６００５８６）、南玻Ａ（００００１２）、杉杉股份（６００８８４）、力元新材（６００４７８）、春兰股份（６００８５４）、安泰科技（０００９６９）、德赛电池（００００４９）等品种也属于该板块。
施工用电、风价格计算
施工用电价格计算:
采用移动式柴油发电机供电,计算公式如下：
柴油发电机供电价格=
单位循环冷却水费+供电设施维修摊
销费
式中：——发电机出力系数，取0.8
厂用电率，取6%
变、配电设备及配电线路损耗率，取0
供电设施维修摊销费，取
单位循环冷却水费，取0
柴油预算单价,计算发电机台时费，单价为（不含柴油材差40.80元/台时）。
电价（不含柴油材差）
施工用风价格计算:
采用电动移动式空气压缩机供风,计算公式如下：
施工用风价格=
+单位循环冷却水费+供风设施维修摊销费
式中：——能量利用系数，取0.8
供风损耗率，取12%
供风设施维修摊销费，取
单位循环冷却水费，取0
施工用电价格按（不含柴油材差），计算空气压缩机台时费，单价为（不含柴油材差16.39元/台时）。
风价（不含柴油材差）。
风力发电机计算公式
风力发电机计算公式
1. 风力发电机功率计算公式
风力发电机的功率是衡量其发电能力的重要指标。
根据风力发电机的特性和工作原理，可以使用以下公式计算其功率：
\[ P = \frac{1}{2} \times \rho \times A \times v^3 \times C_p \]
其中：
- P 表示风力发电机的功率；
- \(\rho\) 表示空气密度；
- A 表示叶片的面积；
- v 表示风速；
- \(C_p\) 表示风力发电机的功率系数。
2. 风力发电机转速计算公式
风力发电机的转速是指叶片旋转的速度，也是影响其功率输出的重要因素。
常用的风力发电机转速计算公式如下：
\[ \omega = \frac{v}{R} \]
其中：
- \(\omega\) 表示风力发电机的转速；
- v 表示风速；
- R 表示叶片的半径。
3. 风速测量计算公式
准确测量风速是评估风力发电机性能的关键。
常用的风速测量计算公式如下：
\[ v = \sqrt[3]{\frac{2 \times P}{\rho \times A \times C_p}} \]
其中：
- v 表示风速；
- P 表示风力发电机的功率；
- \(\rho\) 表示空气密度；
- A 表示叶片的面积；
- \(C_p\) 表示风力发电机的功率系数。
以上是常用的风力发电机计算公式，通过利用这些公式，可以进行风力发电机的功率、转速和风速等参数的计算和评估，为风力发电机的设计和优化提供依据。
德国海上风电发展分析及启示
德国海上风电发展分析及启示中国新能源网2011-11-4 15:23:000 引言德国是风电发展最快的国家之一。
经过几十年的发展，德国陆上风电逐渐饱和，这直接催生了海上风电的发展。
德国海上风电发展及并网方面的经验对促进我国风电发展具有借鉴意义。
1 德国海上风电场发展情况1.1 海上风电发展概况2009年，全球海上风电呈现快速增长态势[1]。
全球海上风电新增装机68.9万kW，同比增长100％，远高于30.1％的陆上风电增长速度。
欧洲是海上风电的主要市场，2009年新增8个海上风电场共计199台风机，合计装机容量达57.7万kW，累计总装机容量为205.6万kW，占世界海上风电装机容量的90％。
图1为2000—2009年世界海上风电装机情况。
2009年德国新增风电装机191.7万kW[2]，位于世界第4，前3位为中国、美国、西班牙；累计装机2577.7万kW，位于世界第3，仅次于美国和中国。
目前风力发电占德国可再生能源发电总量的近40％，占发电总量的8％。
图1 2000—2009年世界海上风电装机情况由于德国陆上风能资源开发程度较高，继续建设陆上大型风电场的可能性很小，因此，德国风电开发重点由陆地分散开发转向海上大规模开发，如北海和波罗的海的海上风电。
2008年之前，德国在领海范围的堤坝和港口附近较浅的位置建造了3台风电机组[1]，包括2004年在北海地区Emden的1台4.5MW的风机，2006年在波罗的海Rostock的1台2.5 MW 的风机，2008年在北海地区Hooksiel的1台5 MW风机。
2010年德国建成投运了第1个海上风电场Alpha Ventus，位于Borkum岛西北45 km处的北海，装有12台5 MW风电机组。
该工程于2010年4月全部投入运行，8月正式发电，是世界上第1个已并网的使用5 MW 风电机组的海上风电场。
这是德国迈出海上风电的第一步，工程历时超过10年，参与的公司超过20家。
德国光伏上网电价模式调查分析
德国光伏上网电价模式调查分析新能源行业的发展离不开政府补贴与政策推动。
相比于示范项目补贴政策，光伏上网电价政策对国内光伏市场的推动力度更大，更具有持续性。
作为开发利用可再生能源的标杆国家，德国于今年1月1日实施的《可再生能源法2012》（EEG2012）中修订的光伏上网电价新政，对我国制定类似政策具有较强的借鉴意义。
提出上网电价下调率灵活调整机制根据EEG2012，光伏上网电价调整幅度取决于每年新增光伏安装量，基准下调率为9%。
如果光伏系统安装量超过350万千瓦的年度限额，每超出100万千瓦将使上网电价进一步下调3%，最高下调24%。
如果光伏系统安装量不足250万千瓦，每减少50万千瓦将减少2.5%的电价下调。
每年新增光伏安装量的计算日期为前一年的10月1日至本年的9月30日，并在下一年的1月1日执行下调。
另外，EEG2012还规定，如果在前一年的10月1日至本年的4月30日期间，新增光伏安装量（乘以12除以7）后的值超过350万千瓦，上网电价将下调3%，每超出100万千瓦将使上网电价进一步下调3%，最高下调15%，并在本年的7月1日执行下调。
鼓励用户自发自用减小对电网的影响EEG2012提出了鼓励光伏发电自发自用的“双价制”。
德国光伏发电自发自用采用多表计量，“双价制”即上网电量给定上网电价，电网企业按照确定的价格支付给开发商，价格超出常规上网电价的部分在全国范围内分摊，而用户用电量则按照常规电价支付电费，卖电和用电是分开的。
“双价制”与美国等国实行的“净电量计量”政策是管理自发自用并网发电的两种不同方法。
“净电量计量”即上网电量抵消用户用电量，减少了用户从电网的购电量。
EEG2012规定，自发自用部分电量可享受一定电价补贴，上网部分电量仍按照上述上网电价计算方法进行结算。
如果自发自用电量不足所发电量的30%，电价补贴将在相应上网电价的基础上减少16.38欧分/千瓦时。
如果自发自用电量超过所发电量的30%，则电价补贴将在相应上网电价的基础上仅减少12欧分/千瓦时。
德国《可再生能源法》(EEG 2017)陆上风电修订内容解读
德国《可再生能源法》(EEG 2017)陆上风电修订内容解读B.奈德尔曼;赖雅文【期刊名称】《风能》【年(卷),期】2016(000)010【总页数】4页(P42-45)【作者】B.奈德尔曼;赖雅文【作者单位】【正文语种】中文德国《可再生能源法》最新修订法案（EEG 2017）将于2017年1月1日起正式施行。
与2014年的《可再生能源法》（EEG 2014）相比，EEG 2017规定，正式实行可再生能源项目招标竞价机制（在EEG 2014中已被提出），该国可再生能源发电行业专项补贴资金监管框架由此产生变化。
对风电行业而言，EEG 2017正式施行后，德国政府将对此前实施的上网电价补贴政策（FiT）进行调整——只面向新一轮竞价机制下招标成功的风电项目拨放专项补贴资金，并通过规定年度招标规模的方式，避免风能资源过度开发。
同时，对风电并网压力较大的的德国北部地区的风能资源开发规模作额外限制。
针对陆上风电项目，EEG 2017引入了统一的项目发电能力评估模型，并对“发电量”和“选址标准参考”中提及的名词含义进行了重新界定。
EEG 2017明确，陆上风电项目的投标电价不得高于每千瓦时7欧分（约合人民币0.53元）；项目补贴执行年限为20年。
本文将总结EEG 2017针对陆上风电项目建设所作相关规定，并作详细分析。
EEG 2017明确规定，2017年至2019年间，德国陆上风电每年新增装机容量不超过280万千瓦；2020年起则每年开放290万千瓦的招标规模。
与EEG 2014不同的是，EEG 2017中规定的风电净装机总量不包含退役机组。
根据EEG 2017，德国陆上风电年度招标规模依据最高每千瓦时7欧分（约合人民币0.53元）的中标价格而确定，将于2017年举办3轮招标会，分别在当年的5月1日（80万千瓦）、8月1日（100万千瓦）、11月1日（100万千瓦）；2018年至2019年，每年举办4轮招标会，分别在当年的2月1日、5月1日、8月1日与11月1日，招标规模均为70万千瓦；2020年起，每年举办3轮招标会，分别在当年的2月1日（100万千瓦）、6月1日（95万千瓦）与10月1日（95万千瓦）。
德国电力市场和风电消纳机制简介
德国电力市场和风电消纳机制简介1 德国电力市场简述德国电力交易主要通过批发市场和零售市场两个环节实现，运行机制如图1所示。
一方面，发电厂与电力零售商以及电力直销客户在批发市场自由竞争，通过市场实现电力定价；另一方面，电力零售商通过自由竞争的零售市场将电力零售给普通电力用户。
德国的输电网企业（TSO）和配电网企业（DSO）不参与市场竞争，其过网费用由相关政府部门进行定价。
图1 德国电力市场框架根据2005年7月颁布的《德国能源工业法案》（EnWG），德国联邦网络局（BNA）负责监管德国电力及燃气网络的并网情况以及过网费用情况。
具体过网费管理方法为：DSO和TSO提出过网费申请，BNA视情况予以配准或要求重新提交申请，如果BNA在六个星期之内没有答复，则视为通过申请；BNA有权在任意时刻要求对现有过网费用方案进行重新审核。
2．德国风电并网政策2000年4月1日，德国《可再生能源法》（EEG）开始生效，虽然在2004年和2008年经历两次修正，但其基本政策并未发生改变。
德国《可再生能源法》主要包括以下几个方面的内容：1）保证上网。
包括风电在内的可再生能源可以无条件就近上网。
电网企业有义务提供技术上的保证，并优先使用可再生能源生产的电力。
电网企业有义务以合理的费用及时将电网升级，以提供满足技术要求的电网。
这项义务适用于距离发电装置最近的电网企业。
2）强制固定电价。
《可再生能源法》将风电强制电价按不同标准分为两个时期：按较高标准即采用初始电价的前期和按较低标准即从初始电价结束到强制电价结束的后期。
在风资源丰富的地区，初始电价时间为5～10年；在风力资源相对贫乏的地区，前期补偿时间最长可达20年。
海上风机获得初始电价标准的时间至少为12年，具体时间的长短，随海上风机安装地点至海岸的距离和风机安装海域的海水深度而定。
这样，无论是在德国北部濒海风力资源丰富地区，还是在南部风力资源较为贫弱的中等高度山脉地区，都可以从风电开发中获利。
风电机组发电计算公式
风电机组发电计算公式风电机组是一种利用风能转换为电能的设备，通过风机叶片的旋转驱动发电机发电。
风电机组的发电量是一个重要的指标，对于风电场的运营和管理具有重要意义。
而计算风电机组的发电量，需要用到一些基本的公式和参数。
本文将介绍风电机组发电计算的基本公式及其应用。
风电机组的发电量主要受到风速、风机叶片的面积和转速等因素的影响。
一般来说，风速越大，风机叶片的面积越大，转速越快，风电机组的发电量就越高。
下面我们将介绍风电机组发电计算的基本公式。
1. 风能的计算公式。
首先，我们需要计算风能的大小，风能的大小与风速的立方成正比。
风能的计算公式如下：E = 0.5 ρ A V^3。
其中，E表示风能的大小，ρ表示空气密度，A表示风机叶片的面积，V表示风速。
这个公式告诉我们，风能的大小与风速的立方成正比，风机叶片的面积也会影响风能的大小。
2. 风电机组的发电量计算公式。
有了风能的大小，我们就可以计算风电机组的发电量了。
风电机组的发电量与风能的大小和转速成正比。
发电量的计算公式如下：P = 0.5 ρ A V^3 Cp。
其中，P表示风电机组的发电量，ρ表示空气密度，A表示风机叶片的面积，V表示风速，Cp表示风能转换效率。
这个公式告诉我们，风电机组的发电量与风能的大小和转速成正比，同时也受到风能转换效率的影响。
3. 风能转换效率的计算公式。
风能转换效率是一个重要的参数，它表示风能转换为电能的效率。
风能转换效率的计算公式如下：Cp = P / (0.5 ρ A V^3)。
其中，Cp表示风能转换效率，P表示风电机组的发电量，ρ表示空气密度，A 表示风机叶片的面积，V表示风速。
这个公式告诉我们，风能转换效率与风电机组的发电量、风能的大小和风速有关。
4. 风电机组的发电量预测。
最后，我们还可以利用风速的预测值来预测风电机组的发电量。
风速的预测可以利用气象数据和风速预测模型来进行。
一般来说，风速越大，风电机组的发电量就越高。
风电场电量计算公式
风电场电量计算公式风电场电量计算公式单位：MWh 1.关⼝表计量电量1）上⽹电量251正向A总（A+）2）⽤⽹电量251反向A总（A-）3）送⽹⽆功 251正向R总（R+）4）⽤⽹⽆功 251反向R总（R-）2.发电量：是指每台风⼒发电机发电量的总和。
1）表底读数（312A+）+（313A+）+（314A+）+(315A+)+(316A+)+(317A+) 2）⽇⽤量（今⽇表底读数-昨天表底读数）*350*60*0.001（即*21） 3）⽉累计今⽇⽇⽤量+昨天⽉累计4）年累计今⽇⽇⽤量+昨天年累计3.上⽹电量：风电场与电⽹的关⼝表计计量的风电场向电⽹输送的电能。
1）表底读数 251A+2）⽇⽤量（今251A+）-（昨251A+）3）⽉累计今⽇⽇⽤量+昨天⽉累计4）年累计今⽇⽇⽤量+昨天年累计4.⽤⽹电量：风电场与电⽹的关⼝表计计量的电⽹向风电场输送的电能。
1）表底读数 251A-2）⽇⽤量（今251A-）-（昨251A-）3）⽉累计今⽇⽇⽤量+昨天⽉⽤量4）年累计今⽇⽇⽤量+昨天年累计5.站⽤电量1）表底读数 361A+2）⽇⽤量（今⽇表底读数-昨天表底读数）*350*20*0.001（即*7） 3）⽉累计今⽇⽇累计+昨天⽉累计4）年累计今⽇⽇累计+昨天年累计注意：现在算出的单位是Mwh,运⾏⽇志上的单位是万kWh，要将算出的数⼩数点前移⼀位（如：427Mwh=42.7万kWh）*⼚⽤电率：风电场⽣产和⽣活⽤电占全场发电量的百分⽐。
⼚⽤电率=（⼚⽤电量⽇值÷发电量⽇值）×100=（0.161÷20.02）×100*风电场的容量系数：是指在给定时间内该风电场发电量和风电场装机总容量的⽐值容量系数=发电量⽇值÷（50×2×24）等效利⽤⼩时数也称作等效满负荷发电⼩时数。
*风电机等效利⽤⼩时数（等效满负荷发电⼩时数）：是指某台风电机发电量折算到该风电机满负荷的运⾏⼩时数。
风能计算公式及方式
风能计算公式及方式风能是一种清洁、可再生的能源，被广泛应用于发电、供暖等领域。
在风能的利用过程中，我们需要了解如何计算风能的大小以及利用风能的方式。
本文将介绍风能的计算公式及方式，帮助读者更好地理解和应用风能。
一、风能的计算公式。
风能的大小取决于风速和空气密度，一般来说，风速越大、空气密度越大，风能就越大。
风能的计算公式如下：E = 0.5 A ρ V^3。
其中，E代表单位时间内的风能，单位为瓦特（W）或千瓦（kW）；A代表受风装置的有效面积，单位为平方米（m^2）；ρ代表空气密度，单位为千克/立方米（kg/m^3）；V代表风速，单位为米/秒（m/s）。
根据这个公式，我们可以通过测量风速和空气密度，以及了解受风装置的有效面积，来计算风能的大小。
这个公式为我们提供了一个基本的计算框架，帮助我们更好地理解风能的产生和利用。
二、风能的利用方式。
1. 风力发电。
风力发电是目前最常见的风能利用方式。
通过风力发电机，将风能转化为电能。
风力发电机一般由风轮、发电机、塔架等组成，当风轮受到风力作用时，带动发电机转动，产生电能。
风力发电是一种清洁、可再生的能源，受到越来越多的重视和应用。
2. 风能供暖。
除了发电，风能还可以用于供暖。
在一些地区，人们利用风能来驱动风力暖炉，将风能转化为热能，用于取暖。
这种方式不仅节能环保，而且成本较低，受到一些地区的欢迎。
3. 风能储存。
风能的不稳定性是其一个缺点，有时风速过大，有时风速过小，这就需要我们寻找一种方式来储存风能。
目前，一些科研机构正在研究风能的储存技术，如将风能转化为压缩空气或储存在电池中，以便在需要时使用。
4. 风能在交通运输中的应用。
风能还可以用于交通运输领域。
一些新型交通工具，如风能汽车、风能船等，利用风能来驱动，减少对传统能源的依赖，减少对环境的污染。
以上是风能的一些常见利用方式，随着科技的发展，风能的应用领域还将不断扩大。
三、风能的计算实例。
为了更好地理解风能的计算公式及方式，我们可以通过一个实例来进行计算。
德国可再生能源发电的补偿标准
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