标杆电价下风电项目投资收益分析
基于标杆上网电价的风电投资决策分析模型研究
基于标杆上网电价的风电投资决策分析模型研究作者：徐雯雯来源：《卷宗》2011年第12期摘要：为进一步促进风电产业持续健康发展，我国发布了《关于完善风力上网电价政策的通知》，根据风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，并相应制定风电标杆上网电价。
这一政策，对于风电产业投资来说，无疑是一利好消息。
但同常规能源发电投资相比，由于我国风电起步较晚，政策较不成熟，风电也具有更大的投资风险。
因此对于风电投资者而言，迫切需要一个可将风险量化的投资辅助决策工具。
关键词：风电标杆上网电价；实物期权；投资决策一、引言目前，虽然我国煤电和水电仍是发电投资的主体，但由于生态环境不断恶化，资源短缺问题日益凸显，人们将目光纷纷转向可再生能源发电，特别是风力发电。
为进一步促进风电产业持续健康发展，我国发布了《关于完善风力上网电价政策的通知》，根据风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，并相应制定风电标杆上网电价。
这一政策，对于风电产业投资来说，无疑是一利好消息。
但与传统能源发电投资相比，风力发电仍具有较大的风险。
因此，无论是对风电投资者而言，还是对风电投资政策制定者而言，均迫切需要一个可将风电投资风险量化的投资辅助决策工具。
因此，本文将实物期权理论用于风电投资决策分析，建立了适用于我国的风力投资决策的分析模型。
该模型基于国内风电投资环境的分析，综合考虑了风电标杆上网电价、风电场投资及运行成本、CDM交易等因素，为风电投资者提供了量化的投资辅助决策工具，同时，还可作为政策制定者制定合理投资政策的量化分析工具。
二、标杆上网电价政策的引入与建模1、风电特点及我国投资政策概述1.1 风电特点风力发电，在我国起步较晚，跟风能发电强国荷兰、美国比还有不少的差距。
风力发电的特点是随机性强，难控制，不稳定，地域性等。
这些特点使得风电无法在现有的科技条件下作为主干电力使用，调峰调频能力亦不尽人意。
风电进网，对电网会造成波动，如果调度处理不当或不及时，有引发电网事故的可能。
风电场投资效益分析
风电场投资效益分析张书记：根据您的指示，现结合华能三塘湖二期4.95万千瓦风电场（采用1.5MW机型）的开发经营，对投资效益分析如下：一、投资情况总投资约3.5亿元，单位千瓦投资7071元。
其中，33台1.5MW风机费用约2.8亿元；建安费用约0.7亿元，主要包括风电场基础设施、巡检道路、场内升压站、风机吊装等。
二、年发电量及产值情况年有效发电小时数为2500小时，设备可利用率按97%计算，年发电量为1.24亿千瓦时，按照上网电价0.58元计算，风电场年产值达7192万元。
三、效益分析情况1、风电场年收入：年产值7192万元，增值税税率为17%，扣除增值税部分，年收入5969万元。
2、设备折旧费用：总折旧费用2.8亿元，折旧期限20年，按5%的折旧率计算，年折旧费用约1500万元。
3、贷款利息：风电场资本金比例为20%，银行贷款为2.8亿元。
风电场贷款利息按6.6%计算，年贷款利息约1848万元。
4、年检修及材料费用、人工成本：约800万元。
5、年利润：1821万元。
四、度电成本利润情况上网电价0.58元，其中，度电利润约0.147元，度电成本约0.433元（四项：设备折旧成本约0.121元，贷款利息成本约0.149元，年检修及材料、人工费用成本约0.065元，增值税成本约0.098元）五、风电场税收情况风电场税收主要包括增值税（17%）和所得税（25%）。
享受优惠政策为：设备进项税由增值税按5年抵扣完，第6年开始减半征收；所得税实行“三免三减半”政策。
增值税从第6年开始，以年产值为标准，按8.5%税率征收，约611万元。
所得税在第4年—6年，以年利润为征收标准，按12.5%税率征收，约228万元；从第7年开始，按25%税率征收，约455万元。
地区发改委2011年3月31日。
标杆电价下风电项目投资收益分析
“ 二五 ”期 间 ，我 国风 电发 展将 面临转 型 ，开 发方 十 式转 为大 基 地集 中式 开 发 与分 散 式 开 发 并 重 ，积 极 探 索海 上 风 电 开发 。风 电投 资商 需 积 极 应 对 ，认 真 研 究相 关 政 策对 风 电建设 成 本 、运 行 管 理 成 本 的影 响 ，选择适 当 的投 资 策略 。
产 、 局乃 至 风 电设 备 质 量 产 生 了 一定 影 响 等 。这 布
引 发 了业 界 以及 政 府有 关 部 门对 风 电产 业 发 展 方 式 的思考 。２ １ 年 国家 能源 局颁 布 了 １ 项 风 电行业 标 ０ １ ８
准 ；发布了《 风电开发建设管理办法》 ，收回了地方政 府对风电项 目的审批权 ；发布《 关于分散式风电接入 丌发 的通知》、《 散式 风 电项 目开发 建设 指导 意 见》 分
等 可 再 牛 能 源发 展 的价格 财 税 激 励 政 策 。 以 可再 生
能 源 法 为 基础 ，建 立 了 总量 目标 制 度 、强 制上 网 制 度 、优 惠 电价 制 度 、费用 分 摊 制 度 和 专 项基 金 制
度 ；同家 还 相继 开展 了风 能资 源 评 价 、风 电 特许 权
⑤ 所 得 税 税 率 ２ ％ ；增 值 税 税 率 １％ ， 即征 即 返 ５ ７
２ 标杆 电价下 风 电项 目投资收益测算
２１ 风 电场 单 位 造 价 分 析 ．
２０ ０ ９年 我 国新 核 准 的风 电项 目按 容 量 加权 平 均
５ ％；城 市维 护建设 税 与教育 费 附加 ，分 别按 增值 税 ０ 的５ ％和 ３ 征 。⑥ 发 电量 与售 电量 ：等 效发 电设 ％计 备 年利 用小 时 数取 １ １ ～２３６ｈ １ ５ ，风 电场 综合 厂 用 ９
海上风电项目的盈利模式与经济效益分析
海上风电项目的盈利模式与经济效益分析引言：近年来，海上风电项目在全球范围内得到迅猛发展。
随着对清洁能源的需求增加，海上风电成为可再生能源的重要组成部分。
本文将对海上风电项目的盈利模式和经济效益进行分析，探讨其商业可行性和投资价值。
一、盈利模式分析1. i)发电收益海上风电项目通过风力将机械能转化为电能，这一电能可供城市、家庭或工业用电。
发电收益是海上风电项目主要的盈利来源之一。
ii)电价补贴许多国家都出台了支持可再生能源发展的政策，其中包括海上风电项目。
政府以较高的电价补贴来鼓励海上风电产业的发展，这也成为项目盈利的重要途径之一。
iii)碳排放交易部分国家和地区实施了碳排放交易制度，海上风电作为清洁能源，可以通过碳排放交易获得额外的收入。
iv)销售碳减排配额一些国家或地区政府将减少碳排放作为政策目标之一，并制定了减排配额制度。
海上风电项目可以通过销售自己实际减少的碳排放配额，获取额外收益。
2. 成本控制与效率提升海上风电项目需要巨额投资，因此成本控制和效率提升对盈利模式至关重要。
i)施工成本海上风电项目的施工成本通常较高，其中包括基础设施建设、风机研发和制造、输电线路等。
项目方需要通过合理的成本控制来确保盈利。
ii)运维成本海上风电项目还需要进行日常的运维和维护，包括定期检修、设备更换等。
项目方需要精确估算运维成本，并通过技术创新来提高效率，降低运维成本。
iii)电网接入成本将海上风电项目的电能接入电网也需要一定的成本，包括输电线路建设、变电站建设等。
项目方需要与电网公司合作，降低接入成本，提高盈利能力。
3. 多样化的收益来源为了降低风险和提高盈利能力，海上风电项目可以探索多样化的收益来源。
i)能源储存与销售在风能不稳定的情况下，海上风电项目可以利用能源储存技术，将多余的电能储存起来，并在需要的时候进行销售。
ii)能源服务除了发电之外，海上风电项目还可以提供其他能源相关的服务，例如能源咨询、能源管理等。
风电工程项目收益
风电工程项目收益影响风电投资收益的主要因素包括：①风电场单位千瓦造价②风力发电设备年利用小时数③资金成本④政策变化。
1、风电场工程总投资由机电设备及安装费、建筑工程费、其他费用、预备费和建设期利息组成。
机电设备及安装费一般占风电场总投资的80%左右(风电机组和塔筒的设备购置费约占风电场总投资的75%)。
经测算，风电场单位投资下降500元/kW，风力发电单位成本将下降约0.0211元/kWh，相应自有资金内部收益率可提高近4.5个百分点，举例如下表：2、年利用小时数风能资源是影响风电机组发电设备年利用小时数的关键因素。
根据风能功率密度，我国风能资源划分为丰富区、较丰富区及一般地区。
投资区域确定后，机组选型及风电场的微观选址等也对风电机组的利用率有一定影响，我国风电标杆电价所对应的4类风资源区理论年等效发电设备年利用小时数为1840～3250 h，其中一类地区高于2500 h，二类地区为2301～2500 h，三类地区为2101～2300h，四类地区一般低于2100h，但弃风减少了风力发电设备年利用小时数，相应影响风电的投资效益。
计算表明，发电设备年利用小时数每减少100h，资本金财务内部收益率平均约降低2个百分点。
3、融资成本风力发电项目投资一般自有资金占20%，其余资金通过银行贷款获得，因而银行贷款利率对风电融资成本有较大的影响。
2011年我国先后3次调整了银行贷款利率，目前5年以上长期贷款年利率为6.55%。
经测算，长期贷款利率下降0.5个百分点，风电项目资本金财务内部收益率平均上升近2个百分点。
其中折旧费在发电成本中所占比例最大，目前一般折旧年限15年，残值5%。
如果加速折旧，折旧率提高，发电成本增加，利润率降低，影响股东初期收益，但设备全寿命过程中的收益增加。
运行维护成本：按总投资每千瓦9000元(以33台单机容量1.5MW 风机为例)，满发2000h计算，度电成本约0.47元/kWh，其中运维成本约占15%左右。
风电工程项目收益
风电工程项目收益风电工程是一种利用风能转化为电能的清洁能源工程，具有环保、可再生、可持续的特点。
随着世界各国对能源回收利用的重视程度的提高，风电工程项目得到了广泛的关注和发展。
在风电工程项目中，收益是一个重要的评估指标，它直接影响到项目的投资回报率和可持续发展。
一、经济收益风电工程项目的经济收益主要来自于电力销售收入和政府补贴收入。
电力销售收入是指将风能转化为电能后卖给电力公司所获得的收入。
目前，大部分国家都对风电给予了一定的购电定价政策和电力补贴政策，这使得风电工程项目在经济收益方面具备了一定的优势。
此外，风电工程项目还可以通过电力交易市场进行电力交易，从而获得更多的收益。
二、环境收益一方面，风电工程项目可以替代传统的化石能源发电方式，减少二氧化碳等温室气体的排放。
据统计，每年风电工程项目可以减少大量的二氧化碳排放量，对于缓解全球气候变暖、保护生态环境具有重要作用。
另一方面，风电工程项目不会对生态环境造成污染，也不会对水资源、土地资源、生物资源造成过度开发。
相比于传统的火力发电方式，风电工程项目在生态环境保护方面的优势显而易见。
此外，风电工程项目还具有潜在的社会效益。
它可以促进当地经济发展，提供就业机会并提高当地居民的收入水平。
同时，风电工程项目还可以改善当地的能源结构，提高当地能源供应的可靠性和稳定性。
在综合考虑经济收益和环境收益的基础上，风电工程项目的收益可以通过以下几个方面进行优化：一是技术创新。
通过技术创新，提高风电设备的效率和可靠性，降低项目的投资和运营成本，从而增加项目的收益。
二是规模效应。
通过扩大项目的规模，减少单个项目的投资成本，提高项目的利润空间。
三是政府支持政策。
政府可以出台更加优惠的电力补贴政策和购电定价政策，提高项目的经济回报率。
四是国际合作。
在风电技术研发、项目投资和市场开拓方面进行国际合作，分享资源和经验，提高项目的收益。
总之，风电工程项目具有丰富的收益潜力，既能够实现经济收益，也能够实现环境收益。
风能发电的经济效益与投资回报
风能发电的经济效益与投资回报随着全球对于可再生能源的需求不断增长，风能发电作为重要的一种清洁能源形式，受到了广泛的关注和应用。
本文将重点探讨风能发电的经济效益以及相关的投资回报。
1. 风能发电的经济效益1.1 环境效益风能发电是无排放的清洁能源形式，不会产生二氧化碳等温室气体，可以有效减少对大气的污染和温室效应的影响。
这种环境效益对于减缓气候变化、改善空气质量具有重要意义。
1.2 资源效益风能是一种可再生的能源，不依赖于有限的化石能源，其供应可持续性更高。
利用风能发电可以有效减少对煤炭、石油等传统能源的依赖，从而降低能源市场的风险。
1.3 经济效益风能发电的投资建设一次性成本较高，但其长期的运行成本相对较低。
一旦建设完成并投入运营，风力发电厂可以持续稳定地提供电力，降低了能源供应的不确定性，可以为电网提供稳定的电力输送。
此外，风能发电还可以创造就业机会，促进经济增长。
2. 风能发电的投资回报2.1 初始投资风能发电项目的投资主要包括土地购置、风机设备、电网接入等方面的成本。
一般来说，风能发电项目的规模越大，初始投资的规模也越大。
2.2 运营收益风能发电的运营收益主要来自于电力的销售。
根据当地的电力市场和政策环境，风电项目可以通过两种方式获得收入：定价购电和市场交易。
定价购电是指与电力公司签订长期电力购买协议，保证了一定的电力销售收入。
市场交易则是指将风电通过市场竞价销售，收益受市场供需关系和电力市场价格波动的影响。
2.3 投资回收期投资回收期是衡量投资回报的重要指标之一。
一般来说，风能发电项目的投资回收期相对较长，通常为10年以上。
在这个时间段内，投资者需要耐心等待，逐渐回收和获得投资利润。
3. 风能发电的风险与挑战3.1 天气不确定性风能发电受天气条件的影响较大，风速的波动会影响风机的发电效率。
在风速较低或过高的情况下，风机的运行可能受到限制，从而影响发电量和运营收益。
3.2 土地利用与环境保护风力发电需要占用较大面积的土地资源，在选择风电场址时需要考虑土地的可利用性和环境影响。
风电企业盈利能力分析报告
风电企业盈利能力分析报告1. 背景介绍风电是指通过风力发电机将风能转化为电能的一种可再生能源。
随着全球对清洁能源需求的增加以及环保意识的提高，风电行业逐渐成为了一个具有巨大潜力的产业。
本报告旨在对风电企业的盈利能力进行分析，以便投资者和企业决策者更好地了解风电行业的发展情况。
2. 盈利能力分析2.1 收入分析风电企业的主要收入来源是电力销售。
根据市场需求和政策支持，企业通过建设和运营风电场获取电力收入。
随着风电装机容量的不断增长，风电企业的收入也在逐年增加。
然而，需要注意的是，由于风电资源的不均衡分布以及电网规模的限制，一些风电企业可能面临输电能力不足的问题，从而影响收入的增长。
2.2 成本分析风电企业的主要成本包括建设成本、运维成本和管理费用。
建设成本涵盖了风电场的土地购置、构建风力发电机以及并网等方面的费用。
运维成本包括风力发电机的维护费用、运行监测费用等。
管理费用则包括企业内部的行政费用、管理人员的工资等。
由于建设和运营风电场需要大量投入，并且存在风电资源的不稳定性，风电企业的成本较高，需要合理控制以提高盈利能力。
2.3 利润分析利润是衡量企业盈利能力的主要指标之一。
风电企业的利润主要由销售电力所带来的收入减去企业的各项成本所得出。
通过对盈利能力进行分析，可以评估企业在特定时间段内的经营状况。
盈利能力较高的企业往往能够提供稳定的现金流，有助于企业的发展和扩大。
3. 盈利能力影响因素3.1 政策环境政策对于风电企业的盈利能力具有重要影响。
政府对风电行业的支持政策，如电价补贴、税收减免等，能够有效降低企业的成本，提高盈利能力。
此外，政府的能源规划、配额管理等政策也会对风电企业的收入和利润产生直接的影响。
3.2 市场需求市场需求是影响风电企业盈利能力的重要因素之一。
随着全球对清洁能源需求的增加，风电市场也呈现出较大的需求空间。
然而，需求的增长也会带来更多的竞争，风电企业需要通过不断提高技术水平、降低成本等手段来提高盈利能力。
风电项目投资回报浅析
ACCOUNTING LEARNING227风电项目投资回报浅析文／周坤摘要：对单个风电项目而言(一般发改委核准件为49.8MW)，风电投资规模3.60亿元，并网项目平均利用小时约2000小时，年发电量10000万千瓦时，全年可实现净利润2100万元，年均投资回报率处于8.5%-12.6%之间，本文就风电项目投资回报率做简要分析。
关键词：利用小时；发电量；净利润；投资回报率一、风电发展面临的形势我国风电行业迅速发展，取得的成就在全球都是备受瞩目的，然而风电的可持续发展又面临着新的问题。
(一)据统计，2015年我国风电总装机容量达到1亿千瓦，在10年前，中国风电总装机还仅有50万千瓦。
10年间，风电成为仅次于火电和水电的第三大电源，我国风电装机排名也从世界第十上升至第一。
这是外资和内资风电制造企业在中国实现“双赢”的表现。
(二)在蓬勃发展的同时，往往也面临着一系列发展问题，风电行业也不例外。
产能过剩、电网滞后等严重影响了我国风电行业的快速发展。
截至2009年底，全国已有800万千瓦完成吊装的风电机组未能与电网接入，此后每年有高达1300万-1400万千瓦的风电机组等待并网。
即使风电场与电网成功接入，由于不能完全消纳，又产生“弃风限电”问题，据统计2013和2014年，全国风电场弃风率平均值分别达10.7%和8.4%，这意味着每分钟都有大量的清洁风电浪费。
二、价值驱动因素分析根据风电业务的商业模式和价值链，将价值驱动因素分解(如图1)：对单个风电项目(一般发改委核准件为49.8MW)的投资回报，从以下主要驱动因素分析：(一)可利用小时数风电项目投资回报率对可利用小时数的变化比较敏感。
投资回报率较高的公司可利用小时数一般也较大。
可利用小时数的高低取决于前期的微观选址，选址主要参考条件如下： (1)风资源条件好(年平均风速5m/s 以上、测风塔最高处风功率密度200W/m²以上、风频分布好、可利用小时数最好达到1800h 以上)；(2)风向基本稳定； (3)风速变化比较稳定；(4)避开灾难性天气频发地区； (5)尽量靠近电网，从而减少线损和线路建设成本；(6)交通方便； (7)对周边环境不产生不利影响。
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。
河北邢台市xx50MW风电项目投资收益测算报告
9.27
12.3
资本金财务内部收益率（税前）
%
17.04
12.4
资本金财务内部收益率（税后）
%
15.17
13
项目投资财务净现值（Ic=5.39%，税前）
万元
14,728.78
14
资本金财务净现值（Ic=8%，税后）
万元
5,454.12
15
总投资收益率（ROI）
%
6.43
16
投资利税率
%
7.70
17
4
经测算，项目资本金财务内部收益率（税后）为15.17%，投资回收期为9.21年。
0.10
7
销售税金附加总额
万元
1,273.32
8
发电利润总额
万元
36,405.86
9
经营期平均上网电价（Байду номын сангаас含增值税）
元/kW·h
0.49
10
经营期平均上网电价（含增值税）
元/kW·h
0.57
11
投资回收期
年
9.21
12.1
项目投资财务内部收益率（税前）
%
10.20
12.2
项目投资财务内部收益率（税后）
项目资本金净利润率
%
17.66
18
资产负债率
%
80.00
19
年等效利用小时数
h
2,000.00
20
CDM收入
万元
0.00
21
即征即退增值税补贴收入
万元
6,366.61
3.项目敏感性分析
假设
资本金财务内部收益率（税后）变动
单瓦投资增加0.1元
风电场投资收益分析
风电场投资收益分析风电场投资的意义除本身可获取稳定的发电收益，股权转让可获取溢价收益，及潜在的碳减排交易收益外，通过风电场开发建设，带动和培育酒钢风电整机以及相关产品（如轮毂、机架、叶片、发兰、塔筒等）的制造，创立品牌，增长业绩，使风电项目产业收益最大化，同时带动酒钢相关产品的收益。
投资收益分析如下：1、风电场运营发电收益分析1.1、发电量收入发电收入是上网电量和上网电价的乘积。
装机容量为20万千瓦，年等效满负荷发电小时数为2100h，年发电量为4.2亿kW·h，计算期20年内总上网电量为84亿kW·h，按含增值税上网电价0.54元/kW·h测算，在计算期内，发电收入总额为45.36亿元。
1.2、发电成本发电成本主要包括折旧费、修理费、职工工资及福利费、劳保统筹费、住房基金、材料费、保险费、利息支出、摊销费及其它费用。
单位发电成本0.38元/kw·h，计算期20年内总上网电量为84亿kW·h，计算期20年内发电总成本为31.92亿元。
1.3、税金本项目应交纳的税金包括增值税、销售税金附加和所得税。
本项目增值税实行即征即退50%的政策。
增值税税率为17%；应缴增值税约占发电收入的5.5%。
应缴销售税金附加约占发电收入的1.5%。
风力发电新建项目属于公共基础设施项目企业所得税免三减三优惠的项目。
1.4、利润及分配发电收入扣除总成本费用、增值税和销售税金附加后即为发电利润，发电利润扣除应交所得税即为税后利润。
税后利润提取10%的法定盈余公积金后，剩余部分为可分配利润；再扣除分配给投资者的应付利润，即为未分配利润。
计算期20年内发电利润总额约为10.26亿元。
1.5、清偿和盈利能力电场还贷资金主要包括发电未分配利润和折旧费等。
还贷期内全部未分配利润和折旧费用于还贷。
还款期为13.3年。
风电场项目偿还债务的能力较强，项目仅在建设期负债率较高随着机组投产发电，资产负债率逐渐下降；还清固定资产本息后，资产负债率低至1.1%以下。
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。
风电场项目财务模型与盈利能力分析
风电场项目财务模型与盈利能力分析目录一、项目财务模型与盈利能力 (3)二、项目目标 (6)三、社会效益评估 (11)四、风电行业发展趋势分析 (16)五、风电项目经济性分析 (20)六、结语总结 (26)设备故障率高，运维成本上升，可能导致项目的经营收益下降。
通过对设备故障率和运维成本的敏感性分析，可以对未来可能发生的设备故障做出预判，从而优化项目的运维计划。
施工和建设费用包括风电场的土建工程、电力传输线路的建设、风机安装及其调试等方面的费用。
风电场建设的规模较大，施工期较长，期间可能受到地理环境、气候条件等因素的影响，因此施工及建设费用通常较高。
风电场的核心设备包括风力发电机组、变电设备、电力传输系统等。
设备采购成本是风电项目初期投资的主要组成部分。
随着技术的进步和规模化生产，风电机组的单价逐渐下降，但仍然占据了较大比例。
机组的安装费用也包括基础设施的建设、运输费用、安装调试费用等。
政府对风电的支持政策可能会发生变化，如上网电价调整、补贴政策取消等，这将对项目的收益产生重大影响。
进行政策变动的敏感性分析，可以为项目方制定应对策略提供参考，减少政策风险的影响。
本项目在风电场的选址、建设和运营阶段，将严格遵守相关环保法规，开展详细的生态环境影响评估，确保风电场建设不会对周围的生态系统和生物多样性产生负面影响。
在设计时，充分考虑鸟类栖息地和迁徙通道等因素，采取有效措施防止对野生动物的干扰与伤害，确保项目与生态环境和谐共生。
声明：本文内容来源于公开渠道或根据行业大模型生成，对文中内容的准确性不作任何保证。
本文内容仅供参考，不构成相关领域的建议和依据。
一、项目财务模型与盈利能力（一）项目财务模型的构建1、财务模型的基本构成风电场项目的财务模型一般包括收入预测、成本估算、资金流动、投资回报分析等几个核心部分。
具体来说，财务模型需要准确反映项目的资金流入和流出，确定投资的初始资本支出（CAPEX），运营和维护成本（OPEX），以及项目的长期现金流入。
风电工程项目收益说明
风电工程项目收益——谁动了你的奶酪关键词：风电工程风电投资风电项目影响风电投资收益的主要因素包括：①风电场单位千瓦造价②风力发电设施年采用小时数③资金成本④政策变化。
1、风电场工程总投资由机电设施及安装费、建筑工程费、其他费用、预备费和建设期利息组成。
机电设施及安装费一般占风电场总投资的80%左右（风电机组和塔筒的设施购置费约占风电场总投资的75%）。
经测算，风电场单位投资下降500元/k肌风力发电单位成本将下降约0.0211元/kWh,相应自有资金内部收益率可提高近4.5个百分点，举例如下表：2、年采用小时数风能资源是影响风电机组发电设施年采用小时数的关键因素。
依据风能功率密度，我们我国风能资源划分为丰富区、较丰富区及一般地区。
投资区域确定后，机组选型及风电场的微观选址等也对风电机组的采用率有肯定影响，我们我国风电标杆电价所对应的4类风资源区理论年等效发电设施年采用小时数为1840~3250h,其中一类地区高于2500h,二类地区为2301~2500h,三类地区为2101~2300h,四类地区一般低于2100h,但弃风削减了风力发电设施年采用小时数，相应影响风电的投资效益。
计算表明，发电设施年采用小时数每削减100h,资本金财务内部收益率平均约降低2个百分点。
3、融资成本风力发电项目投资一般自有资金占20临其余资金通过银行贷款获得，因而银行贷款利率对风电融资成本有较大的影响。
2022年我们我国先后3次调整了银行贷款利率，目前5年以上长期贷款年利率为6.55轨经测算，长期贷款利率下降0.5个百分点，风电项目资本金财务内部收益率平均提升近2个百分点。
其中折旧费在发电成本中所占比例最大，目前一般折旧年限15年，残值5%。
假如加速折旧，折旧率提高，发电成本增加，利润率降低，影响股东初期收益，但设施全寿命过程中的收益增加。
运行维护成本:按总投资每千瓦9000元（以33台单机容量1.5MW 风机为例），满发200Oh计算，度电成本约0.47元/kWh,其中运维成本约占15%左右。
风电项目投资回报率与经济效益分析方法
风电项目投资回报率与经济效益分析方法随着全球对可再生能源的需求不断增加，风电项目作为一种清洁能源发展的重要形式，受到了广泛关注和投资。
然而，在投资风电项目之前，确保其投资回报率和经济效益分析是至关重要的。
本文将介绍风电项目投资回报率与经济效益分析的方法和重要考虑因素。
一、投资回报率分析方法投资回报率（IRR）是衡量投资项目利润性的重要指标之一。
计算风电项目的IRR，需要考虑以下步骤：1. 计算项目的现金流量：首先，需要评估投资项目的现金流量。
这包括项目的投资成本、预期收入、运维成本、维护费用以及其他相关费用等。
2. 制定财务模型：基于现金流量，建立财务模型来计算IRR。
可以使用Excel等财务软件进行计算，或寻求专业财务人员的帮助。
3. 考虑项目期限：风电项目通常具有一定的运营期限，通常以20年为标准。
因此，在计算IRR 时，需要考虑项目期限。
4. 考虑贴现率：贴现率是衡量投资项目风险的重要因素之一。
贴现率越高，IRR越低。
一般来说，通过考虑市场利率、项目风险和预期收益等因素来确定贴现率。
5. 比较IRR与预期回报率：最后，比较IRR与预期回报率。
如果IRR大于预期回报率，则可以认为该风电项目具有良好的投资回报率。
二、经济效益分析方法除了IRR，经济效益分析也是评估风电项目投资价值的重要指标。
以下是经济效益分析的方法和考虑因素：1. 考虑发电量：评估风电项目的经济效益时，首先需要考虑其年发电量。
发电量直接影响项目的收入和效益。
2. 考虑发电成本：分析风电项目的经济效益还需要考虑发电成本。
发电成本包括风电场的建设和运营成本、维护费用等。
3. 考虑政策支持：政策支持是风电项目的重要经济因素之一。
政府对于风电项目的补贴、税收优惠和购买电价等政策影响着其经济效益。
4. 考虑碳排放减少：作为清洁能源的一种，风电项目能够减少碳排放。
评估风电项目的经济效益时，需要考虑其碳排放减少量，并结合碳排放交易市场等因素进行分析。
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。
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标杆电价下风电项目投资收益分析摘要：简析“十一五”期间我国风电发展现状，对我国不同区域2010年风电工程造价进行分析测算，对现行标杆电价机制下风电项目投资效益进行评价，分析了风电投资成本、发电设备年利用小时数、贷款利率等因素变化对投资收益的影响，提出了加强投资管理，规避资源风险、市场风险以及政策风险，确保投资收益的建议。
关键词：风电，投资效益，工程造价，风险0 引言“十一五”期间，在相关政策的推动下，我国风电产业发展迅速，风电可有效地协助满足日益增长的电力需求和节能减排要求，国内风电装机容量以年均近100%的速度增长，远远超过全球风电累计装机容量年均27．4%的增长率。
随着风电装机规模的扩大，风电进一步发展面临的制约因素已从“十一五”初期机组设备制造能力的制约转变为风电并网和市场消纳能力的制约，部分地区风电限电现象日趋频繁的同时，风电设备价格也不断下降，二者共同影响风电经济性变化。
2011年围家宏观管理部门对风电行业加强了调控与监管，出台了一系列政策法规，也将对风电发展及项目投资的经济性产生一定的影响[1-7]。
基于公开发布的数据，文中估算了2010年我国风电项目造价，重点分析了现行风电标杆电价机制下的风电投资收益及其主要影响因素，提出风电投资应关注资源风险、市场风险以及政策风险等，加强投资管理，提高投资收益[8-11]。
1 “十一五”期间风电发展基本情况1.1 装机容量与上网电量截至2010年12月31日，全国（不含港、澳、台地区，下同）共建设802个风电场，累计吊装风电机组32400台，吊装容量达到4146万kW，并网运行容量3131万kW，占全国发电总装机容量的3%，其中近90%的并网风电分布于蒙西、蒙东、河北、辽宁、吉林、黑龙江、甘肃、新疆、宁夏等“三北”地区以及江苏和山东等沿海地区[8，12]。
2010年我国风电上网电量490亿kW·h，约占全国总发电量的1．2%，风电机组平均年利用小时数达到2097h。
上述11个地区的风电上网电量453亿kW·h，占全国风电总上网电量的92．5%，风电机组年利用小时数为1911～2356 h。
1.2 主要风力发电投资商情况截至2010年年底，全国共有80多家风电投资开发企业成立了近900个项目公司。
中央企业仍是风电投资的主体，2010年，五大发电集团风电装机容量占全国风电建设总容量的62．2%，其中，国电集团以装机800．1万kW位列国内风电装机排名首位，华能集团装机487．4万kW位列第2，大唐集团风电装机440．3万kW位居第3，风电装机占本企业2010年发电装机的比例分别为8．4%、4．3%和4．2%。
2 标杆电价下风电项目投资收益测算2.1 风电场单位造价分析2009年我国新核准的风电项目按容量加权平均单位动态投资9971元／kw[11]，对上述11个地区180余个风电场项目单位动态投资进行统计得出，2009年风电场项目按容量加权平均单位动态投资为9383～11098元／kW，其他地区平均单位动态投资为10600元／kW。
调研表明，2010年风电机组价格较2009年平均下降了1500元／kW，暂不考虑其他因素对投资的影响，估算2010年各区域风电场单位动态投资为7883～9598元／kW，如图1所示。
2.2 测算基本假设及主要参数2.2.1 基本假设假定风电装机容量5 MW，项目计算期21年，其中建设期1年，经营期20年。
2.2.2 主要参数①项目资金按全内资考虑，项目资本金比例取20%，其余部分通过国内贷款融资。
长期贷款名义年利率选取6．7%，按季结息，借款期15年（含宽限期1年），等本金偿还方式。
短期贷款利率取6．1%。
②采用直线折旧法，折旧年限15年，固定资产残值率5%。
③运营成本：修理费率按固定资产价值的1．5%、保险费率按固定资产价值的0．25%计算；风电场职工人数取15人，职工工资5万元／（人·年），社保统筹费率系数取60%；材料费按0．02元／（kw·h）、其他费用按0．03元／（kw·h）考虑。
④利息支出，按国家有关规定分别计入固定资产投资和财务费用。
⑤所得税税率25%；增值税税率17%，即征即返50%；城市维护建设税与教育费附加，分别按增值税的5%和3%计征。
⑥发电量与售电量：等效发电设备年利用小时数取1911～2356 h，风电场综合厂用电率取1．5%。
⑦固定资产进项税抵扣：根据国家有关规定，允许抵扣进项税的固定资产包括机器、机械、运输工具以及其他与生产经营有关的设备、工具和随着设备一起形成固定资产的缴纳增值税的安装材料，为简化计算，本研究按风电场静态投资的75%进行增值税额抵扣。
⑧上网电价按照现行分资源区确定的标杆电价取值[13]2.3 投资收益测算结果及基本结论测算各区域风电项目投资资本金财务内部收益率为7．38%～13．55%，如图2所示。
风电项目若折算成发电设备年利用小时数为1616～1930 h，一般6～10年可回收全部投资。
可见，在现行标杆电价及投资估算水平下，各主要区域2010年新建风电项目投资大多可获得行业基准收益率（8%）以上的收益水平。
蒙西地区处于一类风资源区，理论上发电设备年利用小时数可达到2500h以上，但2010年其实际值仅为2185h，在一定程度上降低了风电投资收益。
3 风电投资收益的主要影响因素分析在现行标杆电价机制下，影响风电投资收益的主要因素包括：风电场单位造价、风力发电设备年利用小时数、资金成本等，政策变化对风电投资收益也将产生较大影响。
3.1 风电场单位投资风电场工程总投资由机电设备及安装费、建筑工程费、其他费用、预备费和建设期利息组成。
机电设备及安装费一般占风电场总投资的80%左右（风电机组和塔筒的设备购置费约占风电场总投资的75%）。
近年来，我国风电装备制造能力有了很大提高，风电机组价格不断下降。
2004—2005年，我国风电机组的平均价格在6000元／kW以下，“十一五”期间，我国风电机组价格先升后降，2010年下半年，1．5 MW主流风机整机报价已经由2008年最高时的6500元／kW下降到4000元／kW以下。
风电机组价格的降低将带动风电场投资的降低，提高风电投资收益。
经测算，风电场单位投资下降1000元／kW，风力发电单位成本将下降约0．046元／（kW·h），相应资本金财务内部收益率可提高近5个百分点。
3.2 发电设备年利用小时数风能资源是影响风电机组发电设备年利用小时数的关键因素。
根据风能功率密度，我国风能资源划分为丰富区、较丰富区及一般地区。
投资区域确定后，机组选型及风电场的微观选址等也对风电机组的利用率有一定影响，我国风电标杆电价所对应的4类风资源区理论年等效发电设备年利用小时数为1840～3250 h，其中一类地区高于2500 h，二类地区为2301～2500 h，三类地区为2101～2300h，四类地区一般低于2100h。
影响风电机组发电设备年利用小时数的另一重要因素是市场因素。
我国已规划的8个千万千瓦级风电基地有6个分布在“三北”地区，这些地区大多电力负荷水平较低、电网规模较小、供热机组比重大、跨省跨区联网交换能力有限。
随着风电的大规模快速发展，系统面临的调峰能力不足问题日益严重，加上跨省、跨区联网规模小，消纳风电能力不足，“三北”地区风电弃风问题较为严重，根据国家电监会2011年1月发布的《风电、光伏发电情况监管报告》，2010年仅上半年全国风电限电即达到27．7亿kW·h，占全部风电发电量的5%，其中，蒙西、蒙东地区弃风比例超过20%，黑龙江、吉林、甘肃的弃风比例达10%以上。
调研显示，2011年1—4月蒙西与甘肃分别达到12%与4%。
弃风减少了风力发电设备年利用小时数，相应影响到风电的投资效益。
计算表明，发电设备年利用小时数每减少100 h，资本金财务内部收益率平均约降低2个百分点[14-17]。
此外，风电机组选型、风电场运行管理水平也在一定程度上影响发电设备年利用小时数。
3.3 融资成本风力发电项目投资一般自有资金占20%，其余资金通过银行贷款获得，因而银行贷款利率对风电融资成本有较大的影响。
“十五”期间我国先后调整了15次银行贷款利率，5年以上长期贷款年利率先升后降，2006年年初为6．12%，2007年最高时达到7．83%，2008年起开始回落，2010年又逐渐上升到6．4%。
2011年我国先后3次调整了银行贷款利率，目前5年以上长期贷款年利率为7．05%。
2006年至2011年按时段加权平均年利率为6．69%，6个月至1年短期贷款利率按时段加权平均值为6．13%。
经测算，长期贷款利率下降0．5个百分点，风电项目资本金财务内部收益率平均上升近2个百分点。
3.4 政策因素“十一五”期间，我国出台了一系列有利于风电等可再生能源发展的价格财税激励政策。
以可再生能源立法为基础，建立了总量目标制度、强制上网制度、优惠电价制度、费用分摊制度和专项基金制度；国家还相继开展了风能资源评价、风电特许权招标、海上风电示范等一系列促进风电产业发展的工作，有效地促进了风电技术进步，风电设备价格不断下降，风电产业实力显著提升。
增值税改革和按资源分区的标杆电价制度更是有效地激发了风电投资者的积极性。
随着风电的高速发展，我国风电发展面临着新的挑战，如：风电发展与电网规划不协调，风电并网和市场消纳问题日益突出；风力发电补贴的压力增大，现有征收的可再生能源电价附加资金远远不能满足可再生能源发展的需要；增值税转型改革影响了地方政府在风电开发方面的财税收入，对风电产业布局乃至风电设备质量产生了一定影响等。
这引发了业界以及政府有关部门对风电产业发展方式的思考。
2011年国家能源局颁布了18项风电行业标准；发布了《风电开发建设管理办法》，收回了地方政府对风电项目的审批权；发布《关于分散式风电接入开发的通知》、《分散式风电项目开发建设指导意见》等；国家能源局与国家海洋局联合制定并出台了《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》；国家发改委再次提高了可再生能源电价附加的征收标准；国家电监会也加强了对风电行业的监管。
这意味着“十二五”期问，我国风电发展将面临转型，开发方式转为大基地集中式开发与分散式开发并重，积极探索海上风电开发。
风电投资商需积极应对，认真研究相关政策对风电建设成本、运行管理成本的影响，选择适当的投资策略。
4 加强投资风险管理，提高风电投资收益（1）根据国家有关政策调整投资策略。
我国“十二五”可再生能源规划即将发布，预计2015年我国风电装机容量将达到1亿kW，其中海上风电将达到500万kW。
可再生能源配额制、分散式风电上网电价、调峰电源发展等政策将相继出台，均会对风电投资经济性产生影响。