中国风电电价分析
中国风力发电成本下降和减排碳价分析
中国风力发电成本下降和减排碳价分析摘要：现阶段，环境问题已经是全球化的问题，社会各界对于清洁风能利用的关注度越来越高。
这是因为风能是一类可再生性的能源，其作为可再生性能源发展中尤为重要的分支，对于人们的生产生活影响极大，并且我国近些年来相继推行了一系列的风电行业先进技术以及支持政策，其发展速度极快，受到平价上网的挑战，风电行业怎样能够走出政策补贴的温室，高质量的发展是当前我国所需要深度探究的问题。
只有不断的推进降本增效，才可以完全突破补贴的瓶颈，让风力发电的成本变得更低，分析风力发电减排碳价，提高风电行业的收益。
关键词：中国风力发电；成本下降；减排碳价1减排碳价的重要意义自然资源是人们生存和发展的基石，并且人们生产生活的各项所需物质均来源于自然环境，但是这些年来，我国人口数量持续性的递增，在人口数量激增的背景下，整体人类自然资源消耗的速度越来越快，并且工业式的扩张速度较快，这种爆发式的工业化扩张会对社会形成不良的影响，会产生土地荒漠化等一系列的环境问题，所以当前我国必须要及时的解决这些环境问题，开发新能源。
我国风能资源的储备量十分的丰富，并且相关的技术也趋于成熟，在这一时代发展背景下，我国必须要抓住风电产业化的发展契机，大力推行可再生能源法，将其法规条例落实到实处，这样就可以进一步的促进风电产业的发展进程，同时人们也可以更加青睐并认可风能使用所产生的环境效益，比如风电减排效益、节能效益等，开发出开发并创建出多项风能发电的企业基地。
2风力发电减排碳价效益分析风电是尤为重要的一类分布式能源，且其具备分布式发电的典型性优势，这类发电模式的地理分布十分的广泛，能够将其设置在负荷中心区域，采取就近的方式去发电，并且风电带有高度模块化的特性，容量越大，其负荷也就会越大。
以往我国所构建的电厂进行对比，风电电厂的建设周期会比较短，这就会极大程度的减少管理及资金所存在的风险，使得风险风电投资的经济效益变得更加的显著。
我国风力发电政策及其对上网电价的影响
术 ， 现 出很 好 的 发 展 前景 。 展
电价格 等有关政 策的出台。 政策规定 ， 电电价通 过招标 方式产 风
在 市 场 经 济 中 ，价 格 是最 有 效 的调 节 机 制 ，合 理 的 电价 政 生 ， 电价标准根据招标 电价的结果来确定。因此 ， 这一 阶段 的风 策 ， 于 改变 我 国 目前 电力 生 产 与 消 费 中能 耗 过 高 、 染 严 重 的 对 污 局 面 ， 进 可 再 生 能 源 的 发展 ， 有 举 足 轻 重 的 作 用 。 目前 ， 促 具 风
展 ， 中长 期 的 风 电产 业 发展 奠定 基 础 。 归纳 为 以下 四 大特 点 ： 为 （ ） 电 能源 全 部 上 网 １风
我 国 风 电 上 网 电价 的价 格 形 成 机 制 ，经 历 了 四 个 不 同 的 历 史阶段 ：
２０ ０ ６年 １月 １日开始实施《 可再生能源法》 该法要求电网 。
（ Ｗ ・ ， 如 浙 江 的括 苍 山 风 电 场 上 网 电价 高 达 １２元 ／ｋ ・ 则 ， ｋ ｈ）例 ． （Ｗ 即对风力发 电项 目的上网电价 实行政府 指导价 ， 电价标准 由
ｈ。 ）
国 务 院 价格 主管 部 门按 照 招 标 形成 的价 格 确 定 。
招标和 审批并存 阶段 。 这是风 电电价 的“ 双轨制 ” 阶段 ， 即从 ２０ ０ ３年到 ２ ０ ０ ５年 。这一阶段与前一阶段的分界点是首期特许
计约 １ ０亿 ｋ Ｗ。风力发 电清洁无污染 ， 不存在燃料价格 风险， 建
招标加核准 方式阶段。这一阶段是在 ２ ０ ０ ６年之后 ， 要标 主
设周期短 ， 目前技术比较 成熟、 是 发展最 快的可再 生能源发 电技 志是 ２ ０ ０ ６年 １月《 可再生能 源法 》 生效 以及 国家可再生能源发
中国风能利用现状分析
中国风能利用现状分析1、风力发电概况能源是现代社会和经济发展的基础。
远期，能源工业面临矿物资源枯竭的问题；近期，能源工业面临全球环境污染的压力。
自1973年发生石油危机以来，世界各国都在寻求替代化石燃料的能源，投入大量的经费进行研究开发。
因此推动了太阳能、风能等可再生能源的发展，成为近期内最有大规模开发利用前景的可再生能源。
20年来风力发电从试验研究迅速发展为一项成熟技术，发电成本从每千瓦时20美分降到5美分，接近常规能源发电，形成一个新兴的产业。
我国从80年代初把风力发电作为农村电气化的措施，主要研究、开发和示范应用小型充电用风电机，供牧民和渔民一家一户使用。
我国政府在1992年就环境和发展问题提出10条对策和措施，明确要“因地制宜地开发和推广太阳能、风能、地热能、潮汐能、生物质能等新能源”。
并陆续出台了“乘风计划”、“双加工程”等。
丹麦是开发风电最早的国家，而且当前在风电机技术和生产方面仍处于领先地位，风电装机约占发电总装机容量的5%以上。
2000年德国风电装机611.3万千瓦，连续几年居世界第一。
表1为世界风电发展状况。
表1 2006年世界新增风电装机国家排名单位：MW随着技术的进步、生产规模的扩大，风电的成本大大降低。
目前在风能资源和建设较好的地区，风电电价基本为4美分/kWh。
电价成本的降低增加了风电的竞争力，进一步加速了风电发展。
风力发电的利用方式主要有两类，一类是独立运行（离网型）供电系统，即电网未通达的偏远地区，如高山、草原和海岛等，用小型风力发电机组为蓄电池充电，再通过逆变器转换成交流电向终端电器供电，单机容量一般在100W-10KW；或者采用中型风电机与柴油发电机或光伏太阳电池组成混合供电系统，目前系统的容量约10KW-200KW，解决小社区用电问题。
（目前国家正在招标的“西部省份无电乡通电工程光伏电站建设项目”即“光伏工程”，部分电站就是采用风光互补）。
另一类是作为常规电网的电源，并网运行，商业化的机组单机容量为150KW-1650KW，既可单独并网，也可以由多台，甚至成百上千台组成风力发电场（简称风电场，国外亦称风力田）。
风能发电基本计价表(单价)
风能发电基本计价表（单价）一、概述风能发电基本计价表是针对风能发电项目投资进行预算编制、成本控制和投资回报分析的重要依据。
本计价表仅供参考，实际价格可能因地区、市场供需、工程规模、设备配置等因素而有所差异。
二、计价依据1. 国家及地方政策：根据国家能源局、国家发改委等部门发布的有关风能发电的政策、法规和标准。
2. 市场行情：结合当前风能发电行业设备价格、人工成本、材料价格等市场行情。
3. 技术方案：根据风能发电项目的技术路线、设备选型、系统配置等因素确定。
4. 工程规模：考虑风能发电项目的容量、塔架高度、风机数量等工程规模因素。
三、计价内容本计价表包含以下内容：1. 设备购置费：包括风电机组、塔架、基础、控制系统等设备的购置成本。
2. 土建工程费：包括风电场基础设施建设、施工临时设施、排水工程等土建工程费用。
3. 安装工程费：包括风电机组安装、塔架安装、电气设备安装等安装工程费用。
4. 运输费用：包括设备、材料从产地到施工现场的运输费用。
5. 施工辅助费：包括施工用水、用电、用气、通信等辅助费用。
6. 项目管理费：包括项目前期研究、设计、施工、验收等过程中的项目管理费用。
7. 保险费用：包括施工期和运行期的人身意外险、设备保险等。
8. 财务成本：包括项目融资、贷款利息等财务成本。
9. 税费：包括增值税、关税、所得税等税费。
四、单价构成以下为风能发电基本计价表的单价构成：五、注意事项1. 本计价表仅供参考，实际价格可能因地区、市场供需、工程规模、设备配置等因素而有所差异。
2. 各项目单价应根据实际情况进行调整，以满足项目投资需求。
3. 在编制投资预算时，应充分考虑政策、市场和技术等因素，确保投资回报的合理性。
六、结论风能发电基本计价表（单价）为风能发电项目投资提供了重要依据。
在实际应用中，应结合项目具体情况进行调整，以确保投资决策的科学性和合理性。
同时，关注行业动态、政策导向和技术创新，为风能发电行业的发展贡献力量。
2019~2020年风电价格政策(风电上网电价政策)解读
2019~2020年风电上网电价政策解读2019年5月24日，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号)，对陆上风电和海上风电上网电价政策予以完善,有利于落实国家风电平价上网目标，科学合理引导风电投资，实现资源高效利用，推动产业健康可持续发展.一、政策出台背景价格机制是支持风电产业发展的核心政策之一。
我国于2009年确定了分四类资源区的陆上风电标杆上网电价机制,2014年确定了海上风电标杆上网电价.其中，标杆电价与燃煤标杆价格的差额,由可再生能源发展基金分摊解决。
对于风电上网电价水平的确定，主要是考虑项目的投资成本、资源状况、技术水平等因素。
同时，根据产业技术进步和成本下降情况,我国对上网电价实行了定期评估和下调的补贴退坡机制。
2015年～2018年国家发改委价格司分别四次下调了风电标杆上网电价。
固定电价机制的实施极大激励了风电产业的规模化发展;同时，电价定期评估和下调机制，给予了投资企业合理的收益预期，避免了产业的大起大落，促进产业技术水平不断提升.十年间，我国风电年均装机规模增速约26%，保障了产业的整体稳定有序发展。
截至2018年底，全国风电装机达到1。
84亿千瓦，累计规模连续9年领跑全球。
在规模发展带动下,我国风电装备制造水平和研发能力持续进步，形成了较完整的风电装备制造产业链。
从总体来看，价格支持政策已经扶持我国风电产业实现了规模化发展，形成了较完备的产业技术体系，实现了政策制定的初衷。
现阶段，我国风电产业已改变传统以扩大规模为主的快速发展模式,向提质增效的精细化方向发展。
结合国家《能源发展战略行动计划（2014～2020）》关于风电实现平价上网的目标要求，2019年～2020年，在价格机制方面,亟需加快风电补贴退坡步伐，结合行业总体竞争性配置要求，改变传统固定上网电价机制，通过竞争方式确定上网电价,推动产业持续技术进步和成本下降，实现风电产业的健康可持续发展。
中国风力发电价格政策分析研究报告内容摘要
法， 而是保 留了原有的特许权招标方式。
到 ２０ ０ ６年 ９月 ，中国连续组织 了四期风电特许权项 目招 ２ 国 际 经 验
标 ， 涉及 １ 个风 电项 目， 共 １ 每个 项 目装机 容 量至 少在 １ 万 ｋ ０ Ｗ
中国政府对 ２ ２ ０ ０年 的风 电发展 目标进行 了修 改， 将风 电装机
从第二期招标开始 ，风 电特许权招标的规则也在不断调
容 量 由 ２０ ０万 ｋ 增 至 ３０ ０万 ｋ 。 ０ ５年 底 ， ０ Ｗ ０ Ｗ ２０ 已建成 ６ 整。 １ 对风电机组本地化率的要求提高到了 ７ ％ ； ０ 电价不再是对 个 风 电场 ， 装 １ ６ 安 ８ ４台风 电 机 组 ， 国 并 网 风 电 装机 容 量 达 投标人排序 的唯一依据 ，而是综合考察投标人的综合实力、 全 技 到 １ ６６万 ｋ ， 电装 机 容量 位 居 世 界 第 ７位 ， 洲 第 ２ 。 ２． Ｗ 风 亚 位 术 方 案 、 网 电价 和 经 济 效 益等 ； 电设 备 制 造 商 也 得 到 作 为 上 风
维普资讯
究报告 内容摘要 中国风力发电价格政策分析研
国家发展和改革委 员会能源研 究所 时骡丽
０ 前 言
电价 为主要评标标准 ， 同时考虑 设备本地 化率指标 ， 通常承诺
近 年来 ， 国在 风 电发 展 上取 得 了可 喜 的成 就 。２ ０ 中 ０ ５年 ， 上 网电价最低和设备本地 化率最高的投标人 为中标人。
为鼓 励 风 电及 其 他 可 再 生 能 源 的技 术 进 步 和 产 业 市 场 发
以上。特许权项 目规定 ： 为鼓励提高国产 风电机组在市场上 的 展 ， 世界许多国家 ， 特别是欧洲 国家 ， 都采取 了一 系列的支持机 竞争力， 得标者风电机组采购的本地化率不得低于 ５ ％。 目 ０ 项
对我国风电电价政策的分析与建议
为 ０ ６元／Ｗｈ 已接 近甚 至低 于某 些 火 电厂 的上 网 ． ４ ｋ ， 电价 ， 而浙 江 苍 山风 电场 则 高达 １ － ｋ ， 福 建 ２元／Ｗｈ 是 东 山澳仔 山上 网电价 的 ２６倍 。总体 而 言 ， 些风 电 ． 这 场 的上 网 电价 较 高 ， 均 电价 为 ０７ 平 ． ３元／Ｗｈ 高 于 ｋ ， 火 电上 网电价 ０３元／Ｗｈ左右 。 ． ｋ １ 特 许权 招标 项 目的风 电上 网 电价 ． ２ ２０ ０ ３年 中 国将 特 许 权 招 标 方 式 引入 风 电项 目 后， 中国风 电开始 引入 市场 竞争 ， 电投 资商 开始关 风 注风 电电价降低问题 。 特许权招标项 目的中标上 网电 价， 都在 ０ ． ｋＷｈ左 右 ， ５元／ 经营 期 内的平 均 上 网电价
设 备 依赖 进 口， 应 开发 利用 成 本 比较 高 ， 电上 相 风 网 电价 仍 高于煤 电和水 电的 上 网电价 ， 并且 差价 （ 尤 其是 与火 电的差 价 ） 大［ ， 国 目前 不 同类 型 能源 较 ４我 Ｚ 发 电上 网电价 的 比较见 表 １ 所示
策 皇 ， ．风．上 网 电价 的 妻 题而 最 核资的是 ， 。 ， 问 题 ， 全政 心 阶 问 电 兰 上 风电
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薹 鑫
１ 风 电 电价 现 状 与 问题
１１ 风 电 电价 现状 ．
由于各地风能资源丰 富程 度及开发条件 的差
异 ． 国各 风 电场 风 电上 网价 格也 不尽 相 同 ， 至存 中 甚
在较 大差 距 。福建 东 山澳仔 山 风 电场 的上 网电价仅
我 国 自上世 纪 ８ ０年 代末 开始从 事 风 电产业 ， 经 过近 ２ ０年 的商 业化 发展 ， 前景 看好 。风 电场 平均 综 合造价 由“ 八五 ” 间及 “ 五” 期 九 初期 的 １ ０ ００ ０元／ｗ ， ｋ 降 到“ 九五” 期 的 ８５ ０元／Ｗ ， 末 ０ ｋ 约降低 了 １％。到 ５ “ 五 ” 期 ． 电 厂 平 均 综 合 造 价 进 一 步 下 降 到 十 末 风 ７０ ０元／Ｗ ． 降 幅度约 为 １ ．％ 。 电场综 合造 ０ ｋ 下 ７６ 风 价 的降低 直 接带 来 风 电上 网 电价 的降 低 。 目前 ， 我 国 的 风 电平 均 上 网 电 价 已 经 由 １元／Ｗｈ多 降 到 ｋ ０５ ０６元／Ｗｈ 但 由于 我 国风 电产 业化 发展 刚 刚起 ．～ ． ｋ 。 步 ． 内风机 设备 制造 能力低 ， 大部 分大 中型风机 国 绝
风能发电项目的经济效益分析与投资回报预测
风能发电项目的经济效益分析与投资回报预测概述风能发电项目旨在利用自然风力转化为电能，以满足人们对清洁能源的需求。
本文将对风能发电项目的经济效益进行分析，并预测其投资回报。
1. 项目投资与成本分析风能发电项目的投资主要包括风机购置费用、土地租赁费用、工程建设费用等。
其成本主要包括设备维护费用、人力成本、运营管理费用等。
通过详细的投资与成本分析，可以对项目的资金需求和经营成本进行评估。
2. 发电量与电价分析风能发电项目的发电量与电价是项目经济效益的重要指标。
发电量的多少直接影响到项目的收入，而电价则决定了每度电的销售收入。
通过对当地风资源的调查和分析，综合考虑风能利用率、风机运行时间等因素，可以预测项目的发电量。
同时，分析当地电力市场的供需情况和电价走势，可以预测项目的电价。
3. 政策支持与补贴分析众所周知，许多国家和地区提供了丰厚的政策支持和补贴，以鼓励发展可再生能源，其中包括风能发电项目。
通过分析当地的政府政策和补贴措施，可以评估项目可获得的政策支持和补贴金额。
这些政策支持和补贴将直接影响项目的经济效益和投资回报。
4. 投资回报预测在综合考虑项目的投资、成本、发电量、电价以及政策支持与补贴等因素后，可以进行投资回报的预测。
常用的投资回报指标包括简单投资回收期、净现值、内部收益率等。
通过这些指标的计算和分析，可以评估项目的经济可行性和投资回报水平。
5. 风险分析与应对策略在风能发电项目的经济效益分析中，风险是一个不可忽视的因素。
风险分析可以考虑到风机损坏、天气变化以及电力市场波动等不确定性因素。
为了应对这些风险，可以制定相应的应对策略，如建立健全的风机维护与保险机制，加强市场信息的监测和预测，以保证项目的稳定运行和投资回报。
结论通过对风能发电项目的经济效益分析与投资回报预测，可以对项目的可行性和经济回报进行评估。
同时，密切关注风能发电技术的发展和政策环境的变化，可以及时调整投资策略，最大程度地实现经济效益和投资回报。
适用于我国的风电场平准化度电成本的计算方法
适用于我国的风电场平准化度电成本的计算方法随着全球能源需求的不断增长和对清洁能源的迫切需求，风电成为了备受关注的可再生能源之一。
我国拥有丰富的风能资源，风电场的建设数量不断增加，风电成本的计算方法也成为了广泛关注的话题。
本文旨在探讨适用于我国的风电场平准化度电成本的计算方法。
1. 背景介绍随着我国经济的快速发展和工业化进程加快，能源需求持续增长，传统煤炭、石油等化石能源的消耗加剧了环境污染和温室气体排放问题。
为了应对这一挑战，我国加快了可再生能源的开发和利用步伐，风电成为了备受关注的清洁能源之一。
风电场的建设不仅能够有效减少温室气体排放，还能够提高我国能源安全和促进经济转型升级。
2. 平准化度电成本的概念平准化度电成本是指风电场在其整个寿命周期内生产的每一度电所需的平均成本。
它包括风电场的建设投资、运维维护成本、电力销售收入等多个方面，是一个综合性指标。
3. 我国风电场平准化度电成本的计算方法3.1 建设投资我国风电场的建设投资主要包括场地选址、设备采购、土建工程等成本。
需要进行风资源评估，确定风电场的场地选址，制定风电场的设计方案。
根据设计方案采购风力发电机组、叶片、塔架等设备，并进行土建工程的建设。
在计算建设投资时，需要考虑我国的地区差异、政策支持等因素。
3.2 运维维护成本风电场的运维维护成本包括日常巡视、设备检修、人员培训等多个方面。
风力发电机组需要定期进行检修和维护，以保证其正常运行。
风电场还需要安排专业人员进行日常巡视和维护工作，保证风电场的安全运行。
3.3 电力销售收入风电场的电力销售收入是计算平准化度电成本时需要考虑的重要因素。
我国风电场的电力销售多采取固定收购电价或者竞价上网等方式，因此需要根据实际情况进行准确计算。
4. 我国风电场平准化度电成本的实际案例分析以某地区某风电场为例，对其平准化度电成本进行实际案例分析。
对风电场的建设投资进行详细计算，包括风资源评估费、设备采购费、土建工程费等。
风电新电价政策下收益影响浅析—50MW风电场篇
风电新电价政策下收益影响浅析—50MW风电场篇近日，国家发改委正式发布了《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号）（以下简称“通知”），“通知”表示将实行陆上风电、光伏发电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。
对于风电项目来说，该“通知”是继2014年底《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2015]3044号）之后的又一次下调风电标杆上网电价，这对风电企业意味着怎样的收益影响呢？本文以目前风电项目开发最多的IV类资源区的电价政策为例，对风电项目在不同电价下的收益敏感影响进行测算分析。
表1-陆上风力发电上网标杆电价表——IV类资源区风电场规模以50MW为例，基础测算数据如下：1、单位千瓦投资按照IV类资源区可研阶段平均水平8581元/kW估列（静态投资42905万元），满发小时按照2000h估算。
风电新电价政策下收益影响浅析—100MW风电场篇2、20年运营期总成本按照74749.26万元计列。
（备注：人员按15人、工资按10万元/年，福利按60%；按风机本体抵扣税金；折旧年限15年，残值率5%；材料费按20元/KW 年，其它费用按50元/KW年；维修费率运行期前5年按0.8%，第6年按1%，以后每年递增0.05%；长期贷款利率为4.90%，短期贷款利率为4.35%；资本金按照20%考虑。
）3、根据以上的基础测算数据，财务测算结果如下表：表2-0.60元/kw与0.61元/kw财务指标对比表表2可看出，2016年前核准与2016~2018年之间核准的电价降低0.01元/kw，在假定的基础数据下，则发电利润总额降低1836.96万元，全部投资财务净现值（所得税前）降低1093.57万元，资本金内部收益率降低0.85%，资本金财务净现值降低706万元。
表3-0.58元/kw与0.60元/kw财务指标对比表表3可看出，2016~2018年之间核准与2018年后核准的电价降低0.02元/kw，在假定的基础数据下，发电利润总额降低3652.56万元，全部投资财务净现值（所得税前）降低2174.41万元，资本金内部收益率降低1.61%，资本金财务净现值降低1365.91万元。
2019~2020年风电价格政策(风电上网电价政策)解读
（二）陆上风电上网电价调整幅度对接平价上网步伐
1.价格水平
2019年：四类资源区指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税，下同）。相比2018年，各资源区降价幅度在每千瓦时6分钱左右。
2020年：四类资源区指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。相比2019年，各资源区每千瓦时再下降5分钱。需注意的是，对于河北省张家口、承德地区，其燃煤标杆电价为每千瓦时0.37元，高于其对应的Ⅱ类资源区指导价0.34元，其风电指导价仍然按照每千瓦时0.37元执行。
2.潮间带风电
通知提出，对新核准潮间带风电项目，通过竞争方式确定上网电价，且不得高于所在资源区的陆上风电指导价。从全国潮间带风电的资源情况看，主要分布在江苏省，且目前基本已无新建资源，主要是已并网的存量项目。因此，通知对潮间带风电电价的调整符合未来我国海上风电的发展方向，还是以发展近海风电为主。
2.建设要求
对于风电上网电价水平的确定，主要是考虑项目的投资成本、资源状况、技术水平等因素。同时，根据产业技术进步和成本下降情况，我国对上网电价实行了定期评估和下调的补贴退坡机制。2015年~2018年国家发改委价格司分别四次下调了风电标杆上网电价。
固定电价机制的实施极大激励了风电产业的规模化发展；同时，电价定期评估和下调机制，给予了投资企业合理的收益预期，避免了产业的大起大落，促进产业技术水平不断提升。十年间，我国风电年均装机规模增速约26%，保障了产业的整体稳定有序发展。截至2018年底，全国风电装机达到1.84亿千瓦，累计规模连续9年领跑全球。在规模发展带动下，我国风电装备制造水平和研发能力持续进步，形成了较完整的风电装备制造产业链。从总体来看，价格支持政策已经扶持我国风电产业实现了规模化发展，形成了较完备的产业技术体系，实现了政策制定的初衷。
风电项目的运营收益评估与分析方法
风电项目的运营收益评估与分析方法风电项目是当前可再生能源领域的重要组成部分，具有环境友好、可持续发展等优势。
对于投资者和开发商来说，了解风电项目的运营收益情况至关重要。
本文将介绍风电项目的运营收益评估与分析方法，帮助投资者和开发商更好地了解和管理风电项目。
一、风电项目的运营收益评估要素1.发电量：风电项目的核心收益来自发电量，因此需要准确评估风电机组的发电能力。
在评估发电量时，需要考虑风速、风向、机组性能等多个因素，并结合历史数据进行分析和预测。
2.电价：电价是影响风电项目运营收益的重要因素。
电价的高低将直接影响收益水平。
投资者需要了解当前的市场电价，并根据市场趋势进行预测。
3.上网电价政策：政府对于风电项目的支持政策也会对运营收益产生影响。
投资者需要了解国家和地方的上网电价政策，以及政策的稳定性和可预测性。
4.运营成本：风电项目的运营成本主要包括维护费用、运行管理费用、设备更新费用等。
投资者需要对这些成本进行全面评估，并与预期收益相比较。
5.市场需求：风电项目的发电量必须与市场需求相匹配，否则无法实现预期的收益。
投资者需要了解市场需求的变化趋势，以及将来可能的需求扩大或缩减。
二、风电项目的运营收益评估方法1.经济评估法：经济评估法是评估风电项目运营收益的一种常用方法。
该方法通过综合考虑发电量、电价、上网电价政策和运营成本等因素，计算项目的投资回收期、净现值、内部收益率等指标，从而评估项目的经济可行性和收益水平。
2.风电资源评估法：风电资源评估法主要应用于风电项目选址阶段。
该方法通过测量风速、风向、风能密度等参数，利用统计学方法分析历史数据，并结合地理信息系统技术，评估风电资源的可利用程度和预期发电量。
3.情景分析法：情景分析法是一种用于评估风电项目收益的风险评估方法。
该方法通过设定不同的情景和假设条件，分析不同情景下风电项目的收益变化，并计算风险指标，如敏感性分析、蒙特卡洛模拟等，以帮助投资者和开发商了解项目面临的不确定性和风险。
风力发电技术的经济性评估
风力发电技术的经济性评估随着全球环保意识的不断加强，绿色能源成为人们研究的热点。
其中风力发电作为清洁能源的代表之一，已经得到了广泛的应用。
然而，风力发电的经济性一直是人们争论的焦点。
本文将从风力发电技术的成本和收益两个方面，对风力发电技术的经济性进行评估。
一、成本评估1. 设备成本风力发电的核心就是风轮机，主要由风轮叶片、风轮轴、发电机及安装架组成。
设备成本是风力发电的主要成本之一。
根据国内外市场价格，设备成本大多在每千瓦6000元至12000元之间。
2. 建设成本风力发电站的建设成本主要包括场地平整、铺设线路、施工材料、安装人工等费用。
建设成本大致为每千瓦7500元至15000元之间。
建设成本主要受到场址环境、工程难度、材料价格等因素的影响。
3. 维护成本风力发电站维护的成本包括日常维护、设备更换和故障维修等。
通常需要维护电机、变流器、齿轮传动等核心部件。
维护成本与风力发电站的年限和环境有关。
一般情况下，维护成本大约为每千瓦年均500元至1000元之间。
二、收益评估1. 发电量风力发电的发电量主要受到环境影响和风机的设计工艺等因素的影响。
风速越大，发电量越高。
一般来说，每千瓦发电机日均黄电量在150度，年均黄电量在55000度左右。
2. 售电价格风能发电远程输送和接受风能的地区是两个不同的市场，可以采用市场的售电价格。
根据国家的政策法规，每度电的收益价格与当地的电价有关。
一般来说，风能发电的售电价格在每度0.4元至0.8元之间。
综上所述，风力发电的成本评估和收益评估均有所考虑。
如果根据每千瓦装机容量计算，风力发电的设备成本在6000元至12000元之间，建设成本在7500元至15000元之间，维护成本在500元至1000元之间，售电价格在每度0.4元至0.8元之间。
由此计算得出，1000千瓦风力发电的建设成本在7500万元至1.5亿元之间，年发电量在550万度左右，年均收益为220万元至440万元之间。
风力发电系统的经济性分析与评估
风力发电系统的经济性分析与评估1. 风力发电系统是一种利用风能转化为电能的清洁能源技术，被广泛应用于全球各地。
随着气候变化问题日益凸显，风力发电系统的经济性分析与评估变得尤为重要。
2. 风力发电系统的经济性主要受到风资源、建设和运营成本、电力市场等因素的影响。
首先，风资源丰富度对系统的发电量产生直接影响。
理论上，风速越高，发电效率越高，从而降低发电成本。
因此，选择合适的地点建设风电场至关重要。
3. 另外，建设和运营成本也是影响风力发电系统经济性的关键因素。
建设成本包括风力发电机组、传输线路、土地租赁等费用。
运营成本则主要由维护费用、运营人员工资等组成。
通过精准的成本估算，可以评估系统的投资回报周期和盈利能力。
4. 此外，电力市场也对风力发电系统的经济性产生深远影响。
相关部门的补贴、上网电价等对风力发电系统的盈利空间有直接影响。
一些国家鼓励清洁能源发电，通过提高上网电价、减免税收等方式支持风力发电项目，从而提高其经济性。
5. 综合上述因素，风力发电系统在经济性方面有着显著优势。
相比传统的化石能源发电系统，风力发电系统具有环保、可再生、持续性高等诸多优点。
而随着技术的不断进步和成本的逐步下降，风力发电系统的经济性将得到进一步提升。
6. 在实际应用中，我们需要从多个角度对风力发电系统的经济性进行评估与分析。
首先，在选址环节，需要充分考虑风资源的丰富程度，降低建设成本，提高系统利用率。
其次，在成本控制方面，可以通过技术创新、规模效应等方式降低建设和运营成本，提高系统的竞争力。
7. 此外，在电力市场方面，相关部门应该积极扶持清洁能源发电，为风力发电系统提供更多的支持，创造良好的投资环境。
同时，企业也要不断提高管理水平，降低运营成本，提高系统的盈利能力。
8. 总的来说，风力发电系统的经济性分析与评估是一个复杂而系统的过程，需要考虑多个因素的综合影响。
只有全面深入地分析各项经济因素，才能更好地评估风力发电系统的盈利能力，为其可持续发展提供有效参考。
标杆电价下风电项目投资收益分析
标杆电价下风电项目投资收益分析风电项目是目前世界上发展最快的可再生能源之一，其投资收益分析对于项目的可行性和持续发展至关重要。
在分析风电项目投资收益之前，首先要了解什么是标杆电价。
标杆电价是指政府根据国家能源政策和市场条件确定的一种电价，旨在保障电力行业的可持续发展。
标杆电价通常基于总成本和合理的利润水平，以确保电力企业可以正常运营并获得合理的回报。
在中国，标杆电价的确定会考虑多个因素，包括风电项目的建设成本、电力市场供需情况以及国家能源政策等。
风电项目的投资收益分析需要综合考虑标杆电价以及其他项目因素。
一、风电项目投资成本：风电项目的投资成本由多个因素决定，包括风力发电机组的购置成本、土地租赁费用、设备安装费用、运营和维护费用等。
在进行投资收益分析时，需要将这些成本纳入考虑范围。
二、标杆电价与成本收益关系：标杆电价的确定会考虑风力发电成本以及合理的利润水平。
标杆电价高于风电项目的成本，可以保障项目的盈利性。
然而，由于风电项目的建设和运营成本随着技术进步和规模效应的提高而不断降低，标杆电价也存在下降的趋势。
三、电力市场供需情况：风电项目的投资收益还要考虑到电力市场的供需情况。
在需求大于供应的情况下，风电项目可以获得更高的电价，并且投资回报更为可观。
然而，在供过于求的情况下，风电项目可能无法获得足够的购电价。
四、政府能源政策支持：风电项目的投资收益还受到国家能源政策的支持程度影响。
政府对于可再生能源的支持力度越大，风电项目的投资收益越高。
政府支持可以包括电价补贴、税收优惠、土地使用政策等。
五、碳排放交易市场：近年来，碳排放控制已经成为全球能源政策的重要方向。
风电项目可以通过减少碳排放来获得碳配额，进而在碳交易市场获得收益。
这对于提升风电项目的投资收益具有积极的影响。
综上所述，风电项目的投资收益受到多种因素的综合影响，包括标杆电价、投资成本、电力市场供需情况、政府政策支持和碳排放控制等。
在进行投资收益分析时，需要综合考虑这些因素，并进行合理的估算和预测。
电力系统中的风力发电盈利分析
电力系统中的风力发电盈利分析一、引言随着气候变化和环保意识的不断提高，风力发电逐渐成为了传统电力行业的重要组成部分。
风力发电作为一种新兴且环保的发电方式，对于空气质量的改善、减少温室气体的排放、促进经济发展有着重要意义。
本文主要针对电力系统中的风力发电，进行盈利分析。
二、电力系统中的风力发电简介风力发电是指利用风的动力推动风轮旋转，进而将风轮转动产生的机械能转化为电能的发电方式。
电力系统中的风力发电一般包括风机组、传动装置、发电机组、变压器和配电线路等部分。
通过风机组将风的能量转化为机械能，将机械能传递到发电机组中，由发电机组将机械能转化为电能，最后将电能输送到电网中。
三、电力系统中的风力发电盈利分析1. 成本分析风力发电的成本主要包括建设投资、运行维护、电网接入和运营管理等方面。
建设投资是风力发电的重要成本，建设投资主要包括土地购置、设备采购、施工安装、调试运行等费用。
运行维护费用主要包括维护人员工资、维修费用、保险费用等。
电网接入费用是风力发电的重要费用之一，电网接入费用主要包括网架建设费用、变电所建设费用、接入费用等。
运营管理费用是指风力发电运营所需要的管理费用，包括管理人员工资、运输费用等。
2. 收益分析风力发电的收益主要来自于售电收入和政府补贴两部分。
售电收入是指风电发电厂向电网销售的电力，其收益主要是由电力政策和市场价格等决定的。
政府补贴也是风电发电厂收益的重要组成部分，政府补贴主要包括国家、地方政府和金融机构的财政支持、税收优惠等。
3.盈利分析电力系统中的风力发电盈利主要来自于收益和成本之间的差距。
如果售电收入和政府补贴总收益高于成本费用总和，则电力系统中的风力发电盈利。
如果售电收入和政府补贴总收益低于成本费用总和，则电力系统中的风力发电亏损。
四、电力系统中的风力发电市场前景由于风力发电的环保性和可再生性，在未来能源结构中具有广泛的应用前景和市场需求。
随着环保技术的不断改进和政策的扶持，风力发电的规模和产量都将会逐渐增长。
风电电价
四大风电标杆电价区正式划定2009年8月1日执行国家发改委昨日正式公布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》全文。
该文件公布了按风力资源从优到劣划分的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类风力资源区的具体地域。
文件规定，该上网价标准自2009年8月1日起实行。
2009年8月1日之前核准的风电项目，上网电价仍按原有规定执行。
根据文件公布的《全国风力发电标杆上网电价表》，Ⅰ类资源区为：内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区；新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市，上网电价为0.51元/度。
Ⅱ类区为：河北省张家口市、承德市；内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市；甘肃省张掖市、嘉峪关市、酒泉市，上网电价为0.54元/度。
Ⅲ类区为：吉林省白城市、松原市；黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区；甘肃省除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外其他地区；新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市以外其他地区；宁夏回族自治区，上网电价为0.58元/度。
Ⅳ类资源区为除Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区以外的其他地区，上网电价为0.61元/度。
文件规定，今后新建陆上风电项目，包括沿海地区多年平均大潮高潮线以上的潮上滩涂地区和有固定居民的海岛地区，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。
跨省区边界的同一风电场原则上执行同一上网电价，价格标准按较高的风电标杆上网电价执行。
不过，海上风电项目上网电价，今后将根据建设进程，由国务院价格主管部门另行制定。
此外，文件还规定，继续实行风电价格费用分摊制度。
风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。
脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整。
风电电价补贴之谜排除电网容量等硬性指标的制约外,风电电价是另外一个不得不关注的问题。
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中国风电电价分析1、世界风电发展随着全球经济的不断发展和越来越严格的环保要求，近年来，国际风电市场快速发展，年平均增长速度在30％以上，相当于蓬勃发展的信息技术的发展速度。
今天，估计全球风电的总装机容量超过1800万千瓦，年发电量约360亿千瓦时，这相当于中国大城市的3600万户家庭用电量，如北京、上海和广州等，即能满足近1亿城市人口的生活用电的需求。
1996至2000年全球风电市场见表1。
表1–全球风电装机容量年度新增装机容量(M W)年底的总装机容量(M W)总容量的增长速度(%)19961,2926,0702719971,5667,6362619982,59710,1533319993,92314,0763920004,500(估计)18,50032平均31.4来源: BTM咨询公司和Vestas对2000年度市场的估计近年最成功的风电市场是欧洲，特别是德国、丹麦和西班牙。
美国也非常积极地利用风能技术，印度、中国和南美等许多发展中国家也是如此。
在多种经济和地理条件下，风能都显示了其优越性。
目前，一个主要趋势是在商业化的基础上，开发大规模的风电场，如2001年美国将建设四个超过20万千瓦的风电场。
据国际能源机构预测，如正常发展，2020年度世界用电量将翻一番。
未来增长的电力需求意味着2020年风电的装机容量将达到12亿千瓦，年发电量约 2.5-3万亿千瓦时，相对于10％的全球用电量。
2.风电电价风电是最便宜的再生能源。
在风能资源好的风场，它已经能够完全与新建的化石燃料电厂和核电厂相竞争。
随着更多和更大风电场的开发以及采用更先进技术，电价继续下降。
另外，众所周知，化石燃料价格不断上升，因此，预计在3到5年后，当风电电价比常规能源的便宜时，风电市场将更加繁荣。
根据美国风能协会分析，在过去的二十年里，风能电价已经下降了80％，见图 2.1。
在80年代早期，当第一台风机并网，风电高达30美分/千瓦时。
现在最新的风电场风电的价格仅为4美分/千瓦时，这一价格可与许多常规能源技术相竞争。
目前美国政府为所有新建风电场的前十年运行，提供 1.5美分/千瓦时的发电税收补贴（P T C，随通货膨胀而调整）。
由于有P T C的支持，一些新建风电场的合同电价已降至3美分/千瓦时以下。
丹麦B T M咨询公司计算的风电成本见表 2.2。
风电成本越来越具有竞争力。
现在风电成本已降至0.26丹麦克朗/千瓦时。
通过技术进步和成本优化，今后5年内，预计度电成本将再下降20％，因此，风电的度电成本（包括资金投入）将接近化石燃料发电的可变成本。
在英国，通过“非化石燃料公约（N F F O）”，风电电价已经显著下降。
表 2.1显示了在连续的再生能源法令的合同下，风能电价是如何下降的。
最低平均电价为 2.51便士/千瓦时（约合人民币0.314元/千瓦时），是在1999年苏格兰再生能源法令（S R O）下，基于15年合同得出的。
应注意的是，由于N F F O带来的强烈竞争，为取得最好的成本效益，投资者优先开发风能资源最好的场址。
表 2.1–下降的风能电价法令英国便士/千瓦时N F F O2(如果15年合同)8.604.30N F F O3(加权平均，大项目)1994S R O1(平均)1994 3.99N F F O4 (平均，大项目) 1997 3.50S R O2(平均)1997 2.78N F F O5 (平均，大项目) 1998 2.88S R O3(平均)1999 2.51然而，风能经济性的关键是选择合适的场址。
从风能取得的能量与风速的立方成正比，即风机装在平均风速7米/秒场址的发电量将是在6米/秒场址的 1.7倍。
因此，好的风能资源是决定风能成本的最基本因素。
事实上，不同国家的风电成本不同，因为不同的风能资源和不同的建设条件，包括不同的激励政策，但是趋势是风能越来越便宜。
成本下降有许多原因，如随着技术的改进，风机越来越便宜并且高效。
风机的单机容量越来越大，这减少了基础设施的费用，同样的装机容量需要更少数目的机组。
随着贷款机构增强对技术的信心，融资成本也降低了；随着开发商经验越来越丰富，项目开发的成本也降低了。
风机可靠性的改进减少了运行维护的平均成本。
另外，开发大的风电项目能减少项目的总投资，从而减少度电成本以实现成本效益。
风电场的规模大小影响着它的成本，如大规模开发可吸引风机制造商和其他供货商提供折扣，使场址的基础设施的费用均摊到更多风机上以减少单位成本，能有效地利用维护人员。
根据美国风能协会，在一个极好场址（平均风速为8.9米/秒）的大风场（50M W及以上）的电价可以做到3美分/千瓦时或以下；而在一个中等场址（平均风速为7.1米/秒）的小风场（3M W）的电价可能高达8美分/千瓦时。
简言之，尽管相对年轻的产业，但风能的经济性已经很强。
据预测，在未来十年里，成本将继续下降，主要因为风机价格的下降。
3.中国风电电价的案例分析目前，中国风电项目的规模相对较小。
1995至2000年间，平均项目规模小于1万千瓦，电价范围为0.6－0.7元/千瓦时，不含增值税。
正如前述，开发大规模的风电项目能减少单位容量的成本，从而减少电价。
因此，我们的分析将仅考虑大项目。
为了确定如何取得0.40元/千瓦时的风电目标电价，我们的分析包括如下两部分：分析现有政策框架下的风电电价；确定取得0.40元/千瓦时的风电电价的一个方案。
3.1现有政策框架下选择一个风电场作为我们分析的基础。
该场址风能资源好，并且有广阔的可用空地。
假定152台V47-660k W风电机组将安装在该场址，那么项目容量=100,320k W基于当地人们测量的风能数据，首先，能够容易地计算152台V47－660k W风电机组的理论年发电量，然后折减由尾流、紊流、可用率和电力传输、低空气密度、低温等造成的损失，我们估计实际年发电量=285,596M W h按照中国的有关法规和经验，估计总投资如下：总投资=950,000,000元人民币包括风电机组、进口关税、联网和输电工程、通讯、必要的土建工程、土地征用、前期费用、管理监理费用、保险、准备费、外汇风险和建设期利息等。
假定资本金占总投资的20%，其余部分使用国际贷款，15年还贷期，年利息8.0%。
建设期为1年，生产期20年，因此，计算期为21年。
根据中国法规，该项目仅征实际占用土地。
通货膨胀率按0%计算。
目前中国税率如下：增值税率为17%进口关税为6%所得税率为33%按照国际经验，运行维护费用取0.05元/千瓦时，其中包括备品备件、易耗品、工资福利等。
基于上述条件，使用中国财务分析模型进行我们的项目分析，结果如下：电价=0.529元/千瓦时(不含增值税)电价=0.619元/千瓦时(含增值税)资本金的内部收益率(I R R)=18.0%(20年)上述电价比目标电价高许多。
为了减少这一电价，我们进行如下分析以了解不同参数对电价的影响，如总投资、发电量和税率等。
请注意，在如下章节中，如无特殊说明，“电价”即指风电场销售电能的上网电价，不含增值税。
当计算电价时，I R R保持恒定，为18%，特殊说明除外。
另外，在每次分析时，我们仅改变一个参数，其他保持不变。
3.1.1进口关税表 3.1.1–关税对电价的影响进口关税6%4%2%0%0.5290.5230.5160.464电价(元/千瓦时)当进口关税减少1%，电价仅下降0.003元/千瓦时，然而，取消进口关税时，与进口关税为6%相比，电价显著减少至0.464元/千瓦时（12.3%），因为当进口关税为0%时，进口增值税也为0%，同时，总投资减少至821,762,000元人民币。
因此，免征进口关税是使电价显著减少的必要条件。
3.1.2增值税增值税对电价的影响见表 3.1.2。
增值税对含增值税的电价影响很大，但对不含增值税的电价仅有一点作用。
3.1.3.所得税表 3.1.3–所得税对电价的影响所得税电价(元/千瓦时k W h)免二减三0.528免五减五0.5180%0.49515%0.50833%0.529如果所得税率由33%减少至0%，电价仅减少0.034元/千瓦时。
按照中国的目前政策，经济开发区的企业可享受所得税的优惠政策，如免二减三、免五减五，然而根据我们的分析，风电项目从这些优惠政策中收益不大。
3.1.4.贷款利息表 3.1.4–贷款利息对电价的影响贷款利息(%)02468100.370.4080.4470.4870.5290.572电价(元/千瓦时)当贷款利息增加1%，电价平均增加0.02元/千瓦时，即3.8%，因此，贷款利息对电价的影响很大。
3.1.5贷款还贷期表 3.1.2–贷款还贷期对电价的影响810121520贷款还贷期(年)0.6160.5840.5580.5290.499电价(元/千瓦时)当还贷期由10年增至15年，电价减少0.055元/千瓦时，然而当由15年增至20年，电价则减少0.03元/千瓦时，因此获得长期贷款是非常重要的。
3.1.6.总投资表 3.1.6–总投资变化对电价的影响-15-10-50+5+10+15总投资(%)0.4570.4810.5050.5290.5530.5770.601电价(元/千瓦时)如果总投资减少5％，电价相应减少 4.5%。
按照丹麦做法，当地电力部门和政府应支付风电场外的上网和设备运输所需的输电线路和道路的费用。
如果中国也采用类似的规定，那么总投资将减少 6.5%，即电价减少0.031元/千瓦时。
3.1.7风机价格在该部分，“风机价格”指风机进口部分的价格，包括转轮和机舱，不含国内制造的塔架。
表 3.1.7–风机价格对电价的影响-20-15-10-50+5+10风机价格(%)0.4620.4790.4950.5120.5290.5460.562电价(元/千瓦时)如果风机价格减少5％，电价减少0.017元/千瓦时。
如果将来在中国稳定的风电市场的支持下，V e s t a s在中国建立完整的风机制造工厂，包括叶片厂，那时V e s t a s风机的价格将显著下降，从而对电价产生一个明显的影响。
3.1.8.运行维护费用表 3.1.8–运行维护费用对电价的影响0.020.030.040.050.060.070.08运行维护费用(元/千瓦时)0.4990.5090.5190.5290.5390.5490.559电价(元/千瓦时)运行维护费用减少0.01元/千瓦时，相应的电价减少幅度与之完全一致。
3.1.9.I R R表 3.1.9–I R R对电价的影响I R R(%)12151821242730电价(元/千瓦0.4680.4980.5290.5610.5960.6300.663时)当I R R增加1%，电价相应上升约0.01元/千瓦时。