风电项目开发流程ppt课件.ppt

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1、103风电上网电价影响因素分析01风电项目基本运作模式及重点关注问题 目目 录录02某知名公司风电项目开发经验04案例分析一、风电项目基本运作模式及重点关注问题1、风电项目开发过程前期工作阶段施工建设阶段运营管理阶段项目后评估阶段 重点发展新疆、甘肃、内蒙、河北、东北和东南沿海六大百万千瓦风电基地 2007年：160万千瓦 2010年：500万千瓦 2015年：1000万千瓦 2020年：1500万千瓦某知名公司风电发展规划目标某知名公司风电发展规划目标该公司规划六大风电基地 前期工作阶段 -项目成败的关键环节（1）、资源初步调查、定性判断（2）、取得前期工作许可（3）、现场查勘，选点立塔测风

2、1-2年（4）、风能资源及其它建设条件初步评估（5）、风电场可行性研究论证 咨询单位编制可要报告 专家审查 前期工作阶段 -项目成败的关键环节（6）、准备项目申请报告，办理核准 所需支持性文件 环保部门批复 土地预审文件 规划部门意见 并网承诺函 银行贷款承诺函 资本金出资承诺（7）、上报核准： 5万kW及以上，国家发改委核准 5万kW以下：省发改委核准组建项目公司-项目实施主体 合作伙伴选择 实力和影响力 持续投资能力 优势互补 合资合同章程 公司性质（中外合资、内资） 项目公司控制权 项目公司注册登记 施工建设阶段 -关键要控制工程造价和保证质量 主设备招标 风力发电机组 塔架、主变、箱变

3、、电缆、其他配套电气设备 监理、运输、土建、吊装招标 施工准备：办理土地证、三通一平 开工建设 土建工程：变电所、控制楼、基础、道路等 送出线路 风机吊装 电气设备安装 调试运行9加强风电工程建设管理加强风电工程建设管理从设计源头从设计源头控制造价控制造价工程初期严工程初期严把造价关把造价关严格控制设计审查标准严格控制设计审查标准加强工程招标管理加强工程招标管理强化工程造价和强化工程造价和成本考核成本考核设立工程建设设立工程建设考核目标考核目标 运营维护阶段 -重在日常维护 建立一套安全生产管理标准 运行人员上岗培训 设备定期检修维护 备品备件管理 风电场经验交流 项目后评估阶段 -“亡羊补牢

4、”也不晚！ 设计与实际运行效果差异分析 单台风机发电量分析 工程造价控制分析 经济效益对比分析 项目实施经验教训总结 二、公司风电项目 开发经验介绍1、重视前期基础性工作，测风投入力度大2、抓住时机，优先开发建设条件优越的场址3、规模化运作，降低工程造价和运行维护成本 设备统一打捆招标采购 成立设备检修公司 统一对外融资，降低融资成本 统一运作CDM项目我国风力资源分布图我国风力资源分布图该公司已建成风电场分布图该公司已建成风电场分布图商都3.6MW福澳3MW丹东海洋红21MW平潭6MW达坂城33MW新疆风电厂23.7MW朱日和6.9MW锡林浩特2.98MW玉门52MW张北7.5MW临海19.

5、8MW南方5.5MW丹南 24MW东山6MW新疆天风33.6MW辉腾锡勒 68.5MW苍南13.75MW大箐山16MW上海21MW南日16MW该公司风电项目储备该公司风电项目储备通河200MW启东100MW九宫山10MW昌马600MW安西200MW峨蔓100MW昌化50MW玉门200MW围场60MW灯笼河300MW小兴安岭地区100MW昌图100MW康平100MW温岭50MW苍南30MW玉林50MW16风电场规模化运作风电场规模化运作对每一个地方，首先做好风电规划，对风资源数据、可开发容量、电网送出等整体筹划，然后不断细化具体实施方案。重点开发六个百万千瓦级风电基地。17规模化运作CDM项目，

6、提高风电场盈利水平CDM (Clean Development Mechanism)清洁发展机制是京都议定书框架下三个灵活的机制之一。CDM的主要内容是指发达国家通过提供资金和技术的方式，与发展中国家开展项目级的合作，通过项目所实现的“经核证的减排量”，用于发达国家缔约方完成关于减少本国温室气体排放的承诺。CDM被认为是一项“双赢”机制，一方面发展中国家通过合作可以获得资金和技术，有助于实现自己的可持续发展；另一方面通过这种合作，发达国家可以大幅度降低其在国内实现减排所需的高昂费用。18规模化运作CDM项目，提高风电场盈利水平 项目所产生的额外的、可核实的 CO2 减排量 称为“核证减排量”

7、CERs (Certified Emission Reductions），由中国的项目企业所拥有， 并可出售。 每个 CDM 项目都有一个项目实施周期。这个周 期是由联合国气候变化框架公约（UNFCCC） 官方机构国际 CDM 执行理事会 (CDM EB)设定 的，其具体流程如下图所示： 19规模化运作CDM项目，提高风电场盈利水平20规模化运作CDM项目，提高风电场盈利水平第一、二批13个共计70万千瓦打捆招 标CDM风电项目已与奥地利政府和法 国电力贸易公司签署了意向购买协议；第一批项目2007年将实现减排收益；折合每度电0.07-0.09元/千瓦时。214 4、加强风电专业化管理、加强风

8、电专业化管理加强风电标准化的建设和管理组织进行风电安全生产运行管理经验交流开展风资源预测和风电场发电量动态考核方法研究 组织风电培训和风电场运行数据远程实时监测系统开发建设22 针对风电投资项目特点，成立了七个专业委员会，组建了两家风电设计咨询公司，依托中德风电中心项目成立了国内唯一一家风电职业技术培训中心；组建了国内首家风电检修（工程）公司中能电力工程技术有限公司，并投资成立了风机产业化公司国电联合动力发电有限公司。5、注重风电产业链整合 打造专业设计团队 两家风电专业设计咨询公司 与供货商建立良好互信合作伙伴关系 大力支持风电设备国产化 与风机制造商建立良好的互信 合作伙伴关系，实现共赢西

9、班牙Gamesa公司、Vestas、GE等公司 甘肃玉门项目开始 内蒙辉腾锡勒、福建南日项目 湖北九宫山、吉林通榆、江苏如东 辽宁法库、昌图、黑龙江大箐山等 设备价格优势、交货优势设备价格优势、交货优势大力支持风电设备国产化工作新疆金风科技股份公司 在风电设备采购过程中，积极支持金风公司做大作强。 双方合作始于2002年，累计从金风采购风力发电机组1200多台，总容量约130万千瓦，约占已投产及采购机组容量的37%。 金风公司是该公司目前最大的机组供应商，也是公司从事风电开发的长期战略合作伙伴。大力支持风电设备国产化工作在金风公司发展的关键时刻，每个新机型推向市场的初期都获得了公司在产品市场方

10、面的鼎力支持 2002年，采购的22台单机容量600kW的风力发电机组安装在甘肃玉门风电场。 2005-2006年，龙源公司采购了164台750千瓦的风机，分别安装在新疆达坂城（30台）和内蒙古赤峰翁牛特风电场。 2006年，金风公司的首批5台直驱永磁式1.5MW风力发电机组安装在龙源公司的新疆达坂城风电场 6、严格的决策机制和灵活反应机制 设备采购 前期开发7、人才技术优势 人才专业培训：风机专业技术、投资管理、项目运作以及市场分析等方面培训共200余人次。 优秀的管理团队 吃苦耐劳的工作团队8、积极争取优惠政策支持该公司风电开发优势：规模优势 资源优势 成本领先专业优势 人才优势 品牌优势

11、经验总结：选风大的地方采购技术先进、性能可靠的设备控制好工程造价和运行成本三、风电上网电价影响因素分析1、风电项目盈利模式2、风电项目投资决策3、风电项目上网电价影响因素1、风电项目盈利模式 风电场建成投产后，通过销售发电量回收电费，涵盖其初始投资和运营维护成本，获得投资汇报。财务内部收益率和净现值公式如下：式中：CI-现金流入量； CO-现金流出量； （CI-CO）t-第t年的净现金流量； n-计算期。 i-基准折现率ntttFIRRCOCI10)1 ()(ntttiCOCINPV1)1 ()(2、风电项目投资决策投资决策原则 项目本身经济指标： 财务净现值NPV=0 财务内部收益率大于设定

12、的基准收益率 项目投资FIRR=8% 权益投资FIRR=10% 发展潜力：规划装机规模大小 电力市场情况： 电力供求变化趋势 电价走势、承受能力 电网建设规划3、风电上网电价影响因素分析（1）、分析思路： 上网电价与投资回报水平密切相关； 研究上网电价必须与投资回报水平结合起来考虑； 影响风电行业投资回报水平的因素都会影响风电上网电价水平； 一种思路是：设定一定的投资回报水平，然后考察各种因素对风电上网电价的影响。 基准收益率水平的设定： 项目投资8%？ 权益投资10%？基准收益率水平确定 目前风电沿用2003年国家风电特许权项目招标文件中给定的参考收益率水平，项目投资财务内部基准收益率8%，

13、权益投资财务内部基准收益率10%。 实际上，基准收益率水平与行业特点、预期投资回报、资金成本、市场平均风险投资收益水平、国债等无风险投资收益水平都有关系，而这些都是动态的。 要设定一个绝对的标准很难，电力行业基准收益率也经历了一个上升、回落又上升的动态变化过程，与长期贷款利率的关联度比较高，从80年代初的6%-8%上升到90年代初的12%左右，后又随银行贷款利率降低而回落，虽然2001-2002期间没有公布，但从投资者的一些行为可以大致判断当时的基准收益率在7%左右。 目前五年以上长期贷款利率已达到7.83%，而且仍有上升趋势，8%的基准收益率水平已明显偏低。3、风电上网电价影响因素（2）、影

14、响因素分类 宏观因素 包括国家宏观经济形势、政策走势、行业状况等因素，在此不作过多讨论。 微观因素 自然因素 经济政策因素 影响风电的政治法律环境影响风电的政治法律环境 可再生能源法实施及其配套措施到位和完善，为风电发展提供了法律保障；可再生能源中长期发展规划提出了风电发展的具体目标，即2010年，风电装机500万千瓦；2020年达到3000万千瓦； 出台的一系列政策法规非常有利于风电高速发展，预计将进一步向好。 风电行业有关政策法规风电行业有关政策法规 中华人民共和国可再生能源法中华人民共和国可再生能源法 可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法 可再

15、生能源发电有关管理规定可再生能源发电有关管理规定 可再生能源发展专向资金管理暂行办法可再生能源发展专向资金管理暂行办法 促进风电产业发展实施意见促进风电产业发展实施意见 可再生能源电价附加收入调配暂行办法可再生能源电价附加收入调配暂行办法 促进风电产业发展实施意见促进风电产业发展实施意见 电网企业全额收购可再生能源电量监管办法电网企业全额收购可再生能源电量监管办法 节能发电调度办法（试行）节能发电调度办法（试行） 风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法风电上网电价微观影响因素 自然因素：影响风电场的发电量和建设、运营成本，从而影响上网电价水平 风能资源

16、 风电场场址区域的风能资源条件是首要因素，因为风电是“靠天吃饭”，资源的好坏直接关系到风电场的发电量，关系到项目未来的收入。气象条件对风电场建设、运行等有制约作用，对投资、成本及发电量都可能造成影响； 风能资源不仅存在量的大小，还存在质的好坏。好的风能资源意味着不但多年平均风速要高，而且风速的分布要好，即低的不发电风速和极端的破坏性风速都比较少，风速的季节性和日变化规律与电网的负荷需求是否相匹配。风能资源-年平均风速年平均风速：最关键指标 一般轮毂高度至少应在7-7.5米/秒以上W为风能，瓦/m2为空气密度A为扫风面积为风速p为气压t为气温e为水汽压3A21W风能1000378. 000366

17、. 01276. 1ept空气密度风能资源-年平均风速风能资源-风频分布风频分布公式中： V为风速；A、K为威布尔参数。 KAVKeAVAKVf)(1)()(风能资源-湍流强度和风剪切系数 湍流强度造成风机叶片疲劳破坏，影响风力发电机的寿命 风剪切系数描述风随高度的变化规律，可帮助确定风机塔架的高度vITammHHVV)(1010风能资源-极端风速和风速变化规律 极端风速：影响风力发电机选型，极端风速越大，则风力发电机结构强度越高，价格也越高。 风速日、月、年变化规律与电网负荷特性匹配越好，越有利。风能资源-风速年变化规律风能资源-风速日变化规律风能资源-主导风向 自然因素-其它气象条件 空气

18、密度 极端气温 雨、雪、雷暴日数 气压、湿度自然因素-其他工程建设条件 工程地质条件：影响到风机等建筑物基础的类型、施工难度，进而影响到工程建设投资。 地形地势：影响风机布置和施工，进而影响发电量和工程造价自然因素-地形影响风机布置自然因素-其它工程建设条件 电网接入系统 电压等级、线路长度 交通运输 土地类型 环保要求影响风电上网电价的因素 -风力发电机组选型 风力发电机组选型： 技术先进性 可靠性 适应性（与风资源的匹配）风力发电机组选型 风力发电机组选型原则： 机型选择直接影响发电量水平，进而影响上网电价，国内外均有因机型选择不当造成发电量达不到预期效果的惨痛教训。一般情况下，机型选择应

19、考虑以下因素： 技术特性要与风力资源特征相匹配,充分利用资源。 机型成熟，有良好商业化运行记录，制造商声誉好、实力雄厚，售后服务良好等。 现场安装、设备运输等条件限制。 充分考虑极端气候条件，如极端风速、气温等。 价格及运行维护成本。 风力发电机组国产化率要求。风机选型-功率曲线020040060080010001200140016003456789 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25米/秒千瓦WTG1风力机WTG3风力机WTG4风力机WTG7风力机风机选型-功率曲线 空气密度 极端气温 雨、雪、雷暴日数 气压、湿度 社会、经济政策等

20、因素 经济总体发展水平、电力市场状况 投资环境、政府支持力度 人力资源状况 财税政策 增值税、所得税、城建税和教育费附加等 融资条件 利率水平 期限 融资条件 利率变化对上网电价产生累积影响调 整 时 间6个 月1年1 3年 (含 )3 5年 (含 )5年 以 上1991.04.218.18.6499.549.721993.05.158.829.3610.812.0612.241993.07.11910.9812.2413.8614.041995.01.01910.9812.9614.5814.761995.07.0110.0812.0613.515.1215.31996.05.019.721

21、0.9813.1414.9415.121996.08.239.1810.0810.9811.712.421997.10.237.658.649.369.910.531998.03.257.027.9299.7210.351998.07.016.576.937.117.658.011998.12.076.126.396.667.27.561999.06.105.585.855.946.036.212002.02.215.045.315.495.585.762004.10.295.225.585.765.856.122006.04.285.45.856.036.126.392006.08.195.

22、586.126.36.486.842007.03.185.676.396.576.757.112007.05.195.856.576.756.937.22007.07.216.036.847.027.27.382007.08.226.217.027.27.387.562007.09.156.487.297.477.657.83 风电场成本因素分析风电项目成本构成： 折旧、摊销 财务费用 经营成本 维修费 材料费 人工成本（工资福利保险住房基金等） 保险费 其它费用 风电场经营成本分析 影响风电场经营成本的因素很多，风场规模、设备选型、人员工资水平、材料成本、物价水平等都会对其产生影响，各地差异

23、较大，很难给出一个统一的标准。 利用有限的资料分析难以给出科学合理、令人信服的结论。 初步统计显示经营成本在0.08-0.13元/千瓦时范围内的居多，南方风场经营成本比北方偏高。 进口关税和增值税 上网电价 风资源及其它气象条件 配套工程 投资 风机造价 风电场运行管理水平 风力发电机特性 贷款条件 增值税及销售税金附加 风电场投资 财务费用 股东投资 回报水平 运行管理费用 发 电 量 四、风电项目上网电价案例分析1、基本方案边界条件设定 装机容量：100MW 年上网等效利用小时数：2200 工程投资：单位千瓦固定资产投资9000元/千瓦 （不包括建设期利息） 流动资金：300万元 建设期：

24、1年，第2年90%电量，第3年100% 计算期：21年（包括建设期1年）案例分析- 基本方案边界条件设定 资本结构 资本金：20% 贷款：80% 融资条件： 长期贷款期限：15年（含1年宽限期），年利率7.83%，等本金偿还； 流动资金贷款70%，利率7.29%； 所得税25%、增值税8.5%； 城市维护建设税5%，教育费附加3%；案例分析- 基本方案边界条件设定 成本费用 折旧：15年直线折旧，残值4%； 维修费：投产后第1-2年0.5%，3-5年1.2%，6-10年1.5%；11-20年2%； 材料费：10元/千瓦； 保险费：固定资产价值的0.35%； 人工费：定员25人，人均年工资5万元

25、，福利、住房、保险等为工资总额的55%； 其它费用：30元/千瓦，每年300万元。案例分析- 基本方案边界条件设定 基准收益率设定： 项目投资财务内部收益率大于8%； 权益投资财务内部收益率大于10%； 权益投资收益率必须满足。 企业留存收益提取比例：15% 上网电价： 整个经营期采用同一个电价案例分析 -测算汇总表序号名称单位数值1装机容量万千瓦102年发电量亿度2.20003总投资万元931194固定资产投资900005建设期利息万元28196流动资金万元3007经营期平均电价元/kW.h0.6348发电销售收入总额万元2557759总成本费用万元18198510销售税金附加总额万元173

26、911发电利润总额万元7205112投资回收期年10.5613财务内部收益率13.1 项目投资%8.00%13.2 权益投资%10.00%13.3 投资各方%8.33%14财务净现值14.1 全部投资万元1914.2 权益投资万元015总投资收益率(ROI)%6.25%16权益投资净利润率(ROE)%14.40%17贷款偿还期年1518利息备付率(最低)0.7319偿债备付率(最低)0.9120资产负债率(最高)%81.08%21总投资利润率%3.87%22总投资利税率%5.04%23资本金利润率%19.91%案例分析- 测算结论基本方案下1-10年利润、项目投资和权益投资现金流情况12345

27、678910110.6340.6340.6340.6340.6340.6340.6340.6340.6340.6340115691285512855128551285512855128551285512855128550798787878787878787870130811285113045126031217312033116141119610777103590-1590-84-2771645957351153157119902408000016459573545800000000001743934976020-1590-84-277000521117914921806-90000888299

28、9395369536953693279327932793279327-90000-81118-71125-61589 -52053-42516 -33189-23862-14534-52074120-18000-1075504319760119113311576177520892402-18000-19075-18572-18253 -17493-16302 -14971-13396-11621-9532-7130年份累计净现金流量项目投资现金流权益投资现金流上网电价所得税后净现金流净现金流量总成本费用利润总额所得税净利润销售税金附加累计税后净现金流弥补以前年度亏损发电销售收入案例分析- 测算

29、结论电量因素对上网电价影响含税上网电价(元/千瓦时)项目投资财务内部收益率权益投资财务内部收益率总投资收益率最低利息备付率1-10年权益投资净利润率基本方案0.63408.00%10.00% 6.25%0.733.54%1800 0.77488.00%10.00% 6.25%0.733.54%1900 0.73398.00%10.00% 6.25%0.733.53%2000 0.69738.00%10.00% 6.25%0.733.54%2100 0.66418.00%10.00% 6.25%0.733.54%2300 0.60638.00%10.00% 6.25%0.733.53%2400

30、0.58108.00%10.00% 6.25%0.733.53%2500 0.55788.00%10.00% 6.25%0.733.53%2600 0.53648.00%10.00% 6.25%0.733.54%2700 0.51658.00%10.00% 6.25%0.733.53%2800 0.49808.00%10.00% 6.25%0.733.53%电量变化测算结论-投资因素对上网电价影响含税上网电价(元/千瓦时)项目投资财务内部收益率权益投资财务内部收益率总投资收益率最低利息备付率1-10年权益投资净利润率基本方案0.63408.00% 10.00% 6.25%0.733.54%80

31、00 0.56698.00% 10.00% 6.25%0.733.54%8500 0.60048.00% 10.00% 6.25%0.733.54%9500 0.66748.00% 10.00% 6.25%0.733.53%10000 0.70098.00% 10.00% 6.25%0.733.53%投资变化测算结论融资因素对上网电价影响含 税 上 网电 价 (元 /千 瓦 时 )项 目 投 资财 务 内 部收 益 率权 益 投 资财 务 内 部收 益 率总 投 资收 益 率最 低 利息 备 付率1-10年 权益 投 资 净利 润 率基 本 方 案0.63408.00%10.00% 6.25%

32、0.733.54%5.76%0.58486.87%10.00% 5.29%0.814.27%6.12%0.59327.07%10.00% 5.46%0.794.17%6.39%0.59957.22%10.00% 5.58%0.784.10%6.84%0.61017.46%10.00% 5.79%0.763.97%7.11%0.61657.61%10.00% 5.91%0.753.86%7.38%0.62307.76%10.00% 6.04%0.743.76%7.56%0.62737.86%10.00% 6.12%0.743.69%7.83%0.63408.00%10.00% 6.25%0.73

33、3.54%8.10%0.64068.15%10.00% 6.38%0.723.39%11年0.66758.75%10.00% 6.97%0.838.84%13年0.64708.30%10.00% 6.53%0.776.12%15年0.63408.00%10.00% 6.25%0.733.54%17年0.62537.81%10.00% 6.07%0.701.27%利 率变 化贷 款 期限 变 化测算结论-其它因素对上网电价影响含税上网电价(元/千瓦时)项目投资财务内部收益率权益投资财务内部收益率总投资收益率最低利息备付率1-10年权益投资净利润率最低偿债备付率投资回收期（年）基本方案0.6340

34、8.00% 10.00%6.25%0.733.54%0.9110.5625% 0.63858.11% 10.01%6.38%0.794.27%0.9810.4930% 0.64398.23% 10.00%6.52%0.874.66%1.0610.4135% 0.64978.36% 10.00%6.67%0.964.95%1.1510.3320% 0.62838.26% 10.00%6.13%0.713.08%0.9010.4115% 0.62338.51% 10.00%6.02%0.702.57%0.9010.276% 0.61818.00% 10.00%6.25%0.733.54%0.9110.563% 0.59928.00% 10.00%6.25%0.733.54%0.9110.5612% 0.66728.74% 12.00%6.97%0.836.80%0.9710.0811% 0.65058.37% 11.00%6.61%0.785.27%0.9410.31资本结构变化所得税变化回报水平变化增值税变化感谢各位领导、 朋友们的耐心！请多提宝贵意见！