华能风电项目收益率标准
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风电场后评估项目评估指标建议一、项目背景近年来,风电发电已成为可再生能源领域的重要组成部份。
为了评估风电场建设后的运营状况和效益,需要制定一套科学合理的评估指标体系。
本文将针对风电场后评估项目,提出评估指标的建议。
二、评估指标建议1. 发电效率指标- 发电量:评估风电场的发电能力,可以通过统计实际发电量与理论发电量的比值来衡量。
- 发电利用小时数:评估风机电组的运行时间,可以通过统计实际发电小时数与一年中的小时数的比值来衡量。
2. 经济效益指标- 投资回收期:评估风电场的投资回收速度,可以通过计算投资金额与年均净收入的比值来衡量。
- 内部收益率:评估风电场的盈利能力,可以通过计算净现值为零时的折现率来衡量。
3. 运维管理指标- 可利用率:评估风机电组的可利用程度,可以通过统计实际运行时间与总运行时间的比值来衡量。
- 平均故障间隔时间:评估风机电组的可靠性,可以通过统计故障发生时间间隔的平均值来衡量。
4. 环境影响指标- CO2减排量:评估风电场对减少二氧化碳排放的贡献,可以通过统计年减少的二氧化碳排放量来衡量。
- 水土保持效果:评估风电场对土地和水资源的保护程度,可以通过评估风电场周边土壤侵蚀和水资源消耗情况来衡量。
5. 社会效益指标- 就业机会:评估风电场对当地就业的促进作用,可以通过统计风电场建设和运营过程中的就业人数来衡量。
- 社会贡献度:评估风电场对当地社会经济发展的贡献,可以通过统计风电场纳税金额和捐赠金额来衡量。
三、数据分析与建议根据以上评估指标,可以对风电场后评估项目进行数据分析,并提出相应的建议。
1. 发电效率指标分析通过对发电量和发电利用小时数进行分析,可以评估风电场的发电能力和运行时间。
如果发电量较低,可以考虑优化风机电组的布局和维护管理,以提高发电效率。
2. 经济效益指标分析通过对投资回收期和内部收益率进行分析,可以评估风电场的投资回报和盈利能力。
如果投资回收期较长或者内部收益率较低,可以考虑降低成本、提高发电效率或者寻觅其他收益来源,以提高经济效益。
风电项目开发经济效益对标标准为了规范风电项目开发,确保项目效益水平,现制定风电项目开发各阶段经济效益对标标准,以此为依据开展项目开发工作。
在资源遴选阶段,要重点关注风资源、建设条件、送出和市场消纳条件,获得开发权后,按要求认真开展测风及风资源评估工作,根据资源区类别不同,风速标准取值范围在5.5-7.5米/秒之间,风速满足对应资源区标准要求后,可向地方主管部门申报路条,并启动前期工作,风速在5.0-5.5米/秒的项目,可作为中长期储备。
项目开发各阶段有关标准如下:一、风电项目经济效益对标标准(一)现行电价时各指标对标标准说明:1、目前公司风电开发过程中,立项及核准阶段以项目资源评估或可研成果为依据,开工以经集团公司审查后的初设成果为依据。
制定该标准时,根据实际情况分为路条申报,立项核准及开工三个阶段。
2、立项及核准阶段以可行性研究成果为依据,资本金内部收益率10%。
通过初步设计及集团公司设备统一招标后,项目各项指标已经细化优化,满足集团公司资本金内部收益率12%的要求方可正式开工。
3、不同地形的工程造价水平与集团公司要求一致,未考虑送出工程部分投资,利用小时未考虑弃风因素。
测算边界条件取值综合参考集团公司和中电国际有关要求,总体略高于集团公司标准。
(二)电价下调后各指标对标标准最新范本,供参考!说明:1、国家发改委拟下调风电电价,提出I,II,III类资源区电价降0.04元/千瓦时,IV类资源区电价降0.02元/千瓦时,并在此调整基础上区别对待,将福建、云南、山西三省电价由0.59元/千瓦时调整为0.54元/千瓦时,将吉林、黑龙江省电价统一调整为0.54元/千瓦时。
电价下调后,上述5个省份开发风电各阶段参照III类资源区标准。
电价下降后,各资源区风电项目收益率仍然维持当前水平。
2、路条申报风速标准仍维持降价前标准。
最新范本,供参考!。
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。
目录第一章项目概况 (1)1.1建设单位基本情况 (1)1.2项目基本情况 (2)1.2.1项目简介 (2)1.2.2建设规模及内容 (2)1.2.3项目总投资 (3)1.2.4主要技术经济指标表 (4)1.2.5项目实施进度 (5)1.2.6厂区布局 (8)第二章评估依据及项目设计主要原则 (17)2.1合理用能法规、标准及节能设计规范 (17)2.1.1国家法律、法规、规范 (17)2.1.2内蒙古自治区有关规定 (18)2.1.3合理用能方面的标准 (19)2.1.4工业设备能效方面的标准 (20)2.1.5建筑类相关标准及规范 (20)2.1.6节能设计标准和规范 (21)2.1.7其它 (21)2.2项目设计主要原则及其主要内容 (21)2.2.1工艺、技术选择原则及其主要内容 (21)2.2.2 风力发电场布局和平面布置原则及其主要内容 (42)2.2.3设备选择原则及其主要内容 (43)第三章项目能源利用情况 (53)3.1项目所需能源品种的选用原则及其合理性、可行性分析 (53)3.1.1项目使用能源品种的选用原则 (53)3.1.2能源品种选择的合理性、可行性分析 (53)3.2 项目所在地能源供应、供应情况分析及对当地供应消费影响 (53)3.2.1风力资源 (53)3.2.2电网和电力供应条件 (54)3.2.4 供、排水系统 (60)3.2.5汽油 (61)3.3 项目能源消耗种类、来源、年消耗量及各能源使用分布情况 (61)3.3.1 项目能源消耗种类、来源及年消耗总量 (61)3.4 用水情况 (64)3.5 项目水、电平衡表 (65)第四章项目工序能耗分析及主要能耗指标核定分析 (67)4.1项目用能体系能耗分析及用能环节的确定 (67)4.2单项能源及水指标核定及平衡分析 (68)4.2.1电力使用分布 (68)4.2.2水使用分布 (70)4.3项目能源购入贮存、加工转换、输送分配及终端利用分析 (70)4.3.1项目总能源购入贮存、加工转换、输送及终端利用分析 (70)第五章能耗指标及对标 (72)5.1项目及其产品能耗指标 (72)5.1.1项目能源消费总量 (72)5.1.2项目综合能耗 (72)5.1.3产值综合能耗 (72)5.1.4风力发电标准煤耗 (73)5.1.5风力发电场场用电率 (74)5.1.6 建筑能耗指标 (74)5.2能耗指标对标分析 (77)5.2.1发电能耗对标分析 (77)5.2.2风电场风机满负荷等效利用小时数对标分析 (77)5.2.3风电场用电对标分析 (77)5.2.4风电场无功补偿对标分析 (77)5.3项目的综合节能效益 (77)第六章节能措施及效果分析 (80)6.1项目设计新技术及设备节能措施 (80)6.1.1项目的先进性分析 (80)6.1.2节水措施 (80)6.1.3节电措施 (81)6.2资源综合利用情况 (81)6.2.1废水处理措施 (81)6.2.2固废处理措施 (82)6.3保温措施 (82)6.4公用工程主要能耗设备节能措施 (83)6.4.1给排水节能措施 (83)6.4.2采暖通风节能措施 (83)6.4.3供配、用电系统节能措施 (83)6.5建筑节能措施 (84)6.5.1建筑设计节能措施 (84)6.5.2建筑采暖能耗 (85)6.5.3建筑通风能耗 (85)6.6供配、用电系统能效指标及节能措施 (85)6.7其它节能措施 (88)第七章评估结论 (89)7.1项目能耗指标 (89)7.2项目符合国家产业政策和自治区有关规定 (90)7.3项目符合中国节能技术政策大纲及行业节能设计规范 (90)7.4项目用能总量及用能种类的合理性 (91)7.5项目设计采用的工艺、技术及节能技术的先进性 (91)7.6项目主要能耗指标达到国家或自治区规定的标准 (94)7.4结论 (94)第八章可行性研究报告存在的问题和建议 (95)8.1可行性研究报告存在的问题及节能建议 (95)8.1.1 可行性研究报告中存在的问题 (95)8.1.2 本报告节能措施的建议 (95)8.2能源管理方面的节能建议 (96)8.2.1能源管理 (96)8.2.2能源计量管理 (96)8.2.3企业能源管理机构状况 (102)附件一 (105)第一章项目概况1.1建设单位基本情况建设单位名称:华能呼伦贝尔风力发电有限公司企业性质:国有企业单位地址:号楼法定代表人:邮政编码:021000项目联系人:电话:传真:企业情况:华能呼伦贝尔风力发电有限公司由华能新能源产业控股有限公司和华能呼伦贝尔能源开发有限公司合资组建,成立于2008年12月18日,负责规划开发华能集团公司在呼伦贝尔境内的风力发电产业。
Q/HN 中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.09.002-2016风力发电设备选型技术导则2016—01—18发布2016—01—18实施中国华能集团公司发布目录1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3术语和定义 (3)4 总则 (6)5 风力发电机组选型 (6)6电气一次设备选型 (25)7电气二次设备选型 (32)前言本标准是根据国家和行业技术标准、规范,按照中国华能集团公司风力发电工程建设要求,结合国内外风力发电最新发展技术、新工艺、新材料编制。
标准规定了中国华能集团公司风力发电场关键设备选型技术要求。
本标准是中国华能集团公司所属风力发电项目可研后的设备选型和采购工作的主要技术依据,是强制性企业标准。
本标准由中国华能集团公司提出。
本标准由中国华能集团公司基本建设部归口并解释。
本标准主要起草单位:西安热工研究院有限公司本标准主要起草人:赵勇、董国伟、刘增博、赵磊、韩传高、杨百勋、韩斌、邓巍、张瑞刚、王杰斌、龚帅、汪德良、孟庆顺、汤炜梁、黄勇、董翠萍、曹旭、翼满忠、徐学渊、贺小兵、曾庆忠、吉强本标准主要审核人:武春生、杜光利、崔学明、周民、周程放、赵造东、乔荣玮、史振兴、姚小芹、叶林、张晓朝、王健宁、刘支援、宋戈、李经天、谷阳本标准批准人:刘国跃1 范围本标准规定了中国华能集团公司(以下简称―集团公司‖)所属风力发电场关键设备选型相关的技术标准内容。
本标准适用于陆上型单机容量1.5MW及以上水平轴风力发电机组,1.5MW容量以下机组参照执行。
本标准适用于风力发电机组、电气一次设备、电气二次等设备的技术要求。
2 规范性引用文件下列文件对本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB/Z 25458 《风力发电机组合格认证规则及程序》GB 18451.1 《风力发电机组设计要求》GB/T14549 《电能质量公用电网谐波》GB12326 《电能质量电压波动和闪变》GB/T18709 《风电场风能资源测量方法》GB/T18710 《风电场风能资源评估方法》GB/T 14093.2 《机械产品环境技术要求》GB/T 19963-2011 《风电场接入电力系统技术规定》GB20626.2-2006 《特殊环境条件高原电工电子产品第2部分:选型和检验规范》GB/T 20635-2006 《特殊环境条件高原用高压电器的技术要求》GB/T 20645-2006 《特殊环境条件高原用低压电器的技术要求》GB/T 22580-2008 《特殊环境条件高原电气设备技术要求低压成套开关设备和控制设备》GB/T 31140 《高原环境用风力发电设备技术要求》GB50057-2010 《建筑物防雷设计规范》GB50343-2012 《建筑物电子信息系统防雷技术规范》GB/T 1771 《色漆和清漆耐中性盐雾性能的测定》GB/T 9286-1998 《色漆和清漆漆膜的划格试验标准》GB/T 5210-2006 《色漆和清漆拉开法附着力试验标准》GB/T 1766-2008 《色漆和清漆涂层老化的评级方法》GB/T 13893-2008 《色漆和清漆耐湿性的测定连续冷凝法》GB/T 11021-2007 《电气绝缘耐热性分级》GB/T19072 《风力发电机组塔架》GB/T 19073 《风力发电机组齿轮箱》GB/T 25390 《风力发电机组球墨铸铁件》GB/T 997 《旋转电机结构型式、安装型式及接线盒位置的分类(IM代码)》GB/T 23479.1 《风力发电机组双馈异步发电机第1部分:技术条件》GB755 《旋转电机定额和性能》GB 10069.3 《旋转电机噪声测定方法及限值第3部分:噪声限值》GB10068 《轴中心高为56mm及以上电机的机械振动振动的测量、评定及限制》GB/T 22714 《交流低压电机成型绕组匝间绝缘试验规范》GB/T 22715 《交流电机定子成型线圈耐冲击电压水平》GB/T 22719.1 《交流低压电机散嵌绕组匝间绝缘第1部分:试验方法》GB/T 22719.2 《交流低压电机散嵌绕组匝间绝缘第2部分:试验限值》GB/T3098.1 《紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱》GB/T3098.2 《紧固件机械性能螺母粗牙螺纹》GB/T3077 《合金结构钢》GB/T699 《优质碳素结构钢》GB/T229 《金属材料夏比摆锤冲击试验方法》GB 50116 《火灾自动报警系统设计规范》GB 25389.1 《风力发电机组低速永磁同步发电机第1部分技术条件》GB/T5117 《碳钢焊条》GB/T5118 《低合金钢焊条》GB/T 8110 《气体保护电弧焊用碳钢、低合金钢焊丝》GB/T5293 《埋弧焊用碳钢焊丝和焊剂》GB/T6451 《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB1094.1 《电力变压器第1部分:总则》GB 17467 《高压低压预装箱式变电站选用导则》GB 1094.16 《风力发电用变压器》GB3906 《3~35kV交流金属封闭开关设备》GB17859 《计算机信息系统安全等级划分准则》IEC61400-1 《风力发电机设计要求》NB/T 31013 《双馈风力发电机制造技术规范》NB/T 31012 《永磁风力发电机制造技术规范》JB/T 10425.1 《风力发电机组偏航系统第1部分:技术条件》JB/T 4730.2 《承压设备无损检测第二部分:射线检测》JB/T 4730.3 《承压设备无损检测第三部分:超声检测》JB/T 4730.4 《承压设备无损检测第四部分:磁粉检测》JB/ T 10217 《组合式变压器》NB/T 31004 《风力发电机组振动状态监测导则》DL/T 620 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T537 《高压低压预装箱式变电站选用导则》DL/404 《3.6kV~40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》DL404 《户内交流高压开关柜订货技术条件》DL/T 5014 《330kV~750kV变电站无功补偿装置设计技术规定》DL/T 5242 《35kV~220kV变电站无功补偿装置设计技术规定》3术语和定义3.1可利用率3.1.1基于时间的可利用率计算方法可利用率=[1-(A-B)/8760]×100%式中:8760—全年小时数;A—表示故障停机小时数;B—表示非被考核对象责任导致的停机小时数。
可编辑修改精选全文完整版风电场工程项目投资估算1.1 工程概况1)生产规模及施工进度本工程装机容量49.5MW,共33台风电机组,年上网电量11381.2万kW•h。
总工期为12个月,第13个月投产发电。
2)基准收益率根据国家发展改革委员会和建设部发布的《建设项目经济评价方法与参数(第三版)》,项目资本金财务目标收益率采用8%。
3)计算期本工程建设期为12个月,生产经营期为21年,计算期为21年。
1.2 主要编制依据(1)《风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》(FD001-2007);(2)《风电场工程概算定额》(FD004-2007);(3)预可研设计图纸、工程量、设备材料清单等。
1.3 基础单价1.3.1 工程人工、材料、机械费用标准1)人工预算价格人工单价根据行业定额标准主管部门定期发布指导价确定。
具体按下面所列的标准进行计算。
高级熟练工8.14元/工时熟练工 5.88元/工时半熟练工 1.52元/工时普工 3.58元/工时2)材料预算价格主要材料价格采用近期当地市场价加上运至工地运费综合确定。
钢筋(综合)4717元/t 水泥42.5 500元/t汽油90# 8890元/t 柴油0# 8130元/t施工用电0.71元/kW•h 施工用水2元/m3碎石85元/m3砂85元/m33)施工机械台时费《风电施工机械台时费定额》(2007年版)。
4)编制水平年:2011年一季度。
1.3.2 设备及安装工程设备费按设计选用的设备型号及数量分项计列或按指标计算;安装单价采用《风电场机电设备安装工程概算定额》进行分析计算,并参照类似工程的实际投资资料或技术经济指标进行调整。
根据目前市场价、厂家询价并参考已建、在建工程的订货合同价等资料确定本工程设备原价。
详见表12.3-1:表12.3-1 主要设备单价表1.3.3 建筑工程1)建筑工程单价建筑工程单价依据施工组织设计拟定的方法采用《风电场建筑工程概算定额》编制建筑工程单价,对定额不足的则根据施工组织设计、工程实际和有关工程资料等编制补充定额。
中国华电集团新能源发展有限公司企业标准风电场工程设计导则(试行)Design Guidelines of windpower projects2010年9月13日发布2010年10月1日实施中国华电集团新能源发展有限公司发布中国华电集团新能源发展有限公司风电场工程设计导则(试行)目录第一章总则 (1)1.1编制目的 (1)1.2编制依据 (1)1.3适用范围 (1)第二章设计阶段划分及设计一般原则 (3)2.1设计阶段划分 (3)2.2设计一般原则 (5)第三章风电场选址 (7)3.1资料收集、整理 (7)3.2风能资源普查 (7)3.3风力发电场的宏观选址 (7)3.4风力发电场测风 (8)3.5风力发电场场址选择原则 (10)第四章风电场可行性研究 (11)4.1可行性研究报告的编制和审查 (11)4.2风电场工程等级划分和设计安全标准 (11)4.3工程地质 (12)4.4规划装机容量 (12)4.5风电机组选型 (13)4.6风电场年发电量估算 (17)4.7电气 (18)4.8土建工程 (19)4.9环境保护和水土保持 (21)4.10消防 (23)4.11可研概算 ....................................................... 错误!未定义书签。
4.12财务评价 (31)第五章风电场初步设计 (38)5.1初步设计报告的编制和审查 (38)5.2风力发电场总体布局 (38)5.3风电机的微观选址 (40)5.4风力发电机基础 (42)5.5变电站建筑部分 (46)5.6电气部分 (57)5.7风电场集电线路 (62)5.8施工组织设计 (63)5.9交通工程 (68)5.10初步设计概算 (72)第一章总则1.1 编制目的为规范和促进中国华电集团新能源发展有限公司风电场工程建设工作,统一和规范公司所属风电场工程设计标准,以追求合理的工程投资获得最佳的经济效益和社会效益为目标,制订本设计导则。
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。
中国华能集团公司风电场工程设计导则目录1 范围1.1本导则适用于中国华能集团公司及其全资、控股公司所属或管理的国内建设的陆上风电场工程,在国外投资建设的工程可参照执行。
1.2本导则适用于装机容量为50MW级以上的并网型风电场工程设计,其他规模和离网型风电场工程可参照执行。
1.3本导则适用于风电机组单机容量为750kM级以上的风电场工场设计,其它机组可参照执行。
1.4本导则适用于新建和扩建的风电场工程设计,改建工程的设计可参照执行。
1.5本导则由中国华能集团公司负责解释。
2 总则2.1 为贯彻落实中国华能集团公司“两高一低”(高速度、高质量、低造价)的基建方针,按照“安、快、好、少、廉”的基建工作管理要求,规范和促进中国华能集团公司所属区域公司、产业公司的风电场工程建设工作,统一和明确设计标准,特制定本导则。
2.2 本导则作为中国华能集团公司的企业标准,如与国家的强制性标准不一致时,应按照国家标准执行。
2.3 本导则按国家和行业现行的标准、规程、规范编制。
如遇标准、规程、规范调整或新增,则以最新颁布的标准、规程、规范为准。
2.4 风电场工程设计一般包括风电场和升压变电站(开关站)两部分,风电所长勤务员接入系统设计按有关规定执行。
2.5 风电场工程设计的基本原则1 风电场工程设计应符合安全可靠、技术先进和经济适用的要求;2 风电场工程设计应在工程中长期规划的基础上进行,应正确处理近期建设和远期规划的关系,充分考虑后期工程建设的可能性;3风电场工程设计应充分利用场区已有的设施,统筹考虑分期建设情况,避免重复建设;4 风电场工程设计中,工程建设用地应与规划、国土等部门相直辖市,必须坚持节约用地、集约用地的原则;5 风电场工程设计应落实环境保护和水土保持措施,减少工程建设对环境和植被的破坏;6 风电场工程设计应采用先进技术、先进方法,减少损耗,以达到节能降耗的目的;7 风电场工程设计应符合劳动安全与工业卫生的要求,落实安全预评价提出的安全对策措施;8 风电场工程生产运营管理模式一般考虑“无人值班、少人值守”的原则。
华能安徽怀宁风电项目招标
(原创版)
目录
1.华能安徽怀宁风电项目招标概况
2.项目的具体内容
3.招标的要求和条件
4.对项目的期待和意义
正文
华能安徽怀宁风电项目招标
近日,华能安徽怀宁风电项目正式启动招标程序,引起了广泛关注。
这个项目是安徽省的重点项目,旨在推动当地的绿色能源发展,提高能源利用效率,同时也将为当地经济带来新的发展机遇。
华能安徽怀宁风电项目位于安徽省怀宁县,项目总投资约 20 亿元人民币,预计装机容量将达到 400 兆瓦。
该项目将建设约 50 个风力发电机组,预计年发电量将达到 10 亿千瓦时。
风力发电是一种清洁、可再生的能源,对于改善能源结构,保护环境,促进可持续发展具有重要意义。
对于这次招标,华能公司明确提出了一系列的要求和条件。
首先,投标人需要具备一定的资质和经验,比如具备电力工程设计、施工等相关资质,且有类似项目的成功经验。
其次,投标人需要提交的项目方案需要满足技术、安全、环保等多方面的要求。
最后,招标将遵循公平、公正、公开的原则,择优选取中标单位。
华能安徽怀宁风电项目的招标,标志着我国在推动绿色能源发展,促进能源转型方面又迈出了重要一步。
项目的建成,不仅将有效提升当地的能源供应能力,同时也将有助于推动当地的经济结构调整,促进绿色经济的发展。
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kV〃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〃i,计算期20年内总上网电量为84亿kWh,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%勺法定盈余公积金后,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。
华能光伏投资收益标准一、政策环境华能光伏投资在评估投资收益时,首先考虑的是政策环境的影响。
随着国家对新能源的支持力度不断加大,华能光伏投资将密切关注相关政策的变化,以便及时调整投资策略,确保投资收益的稳定增长。
二、市场规模华能光伏投资在选择投资目标时,将重点关注市场规模较大的地区。
市场规模的大小直接决定了投资项目的发展潜力。
此外,华能光伏投资还会对目标市场的竞争格局进行深入分析,以确定投资项目的市场定位和竞争优势。
三、技术实力作为新能源领域的企业,技术实力是华能光伏投资评估投资收益的重要因素之一。
华能光伏投资将选择技术先进、成熟可靠的项目,以确保在市场竞争中保持领先地位。
同时,华能光伏投资还将持续关注行业技术动态,不断引进新技术、新工艺,以提高生产效率和降低成本。
四、财务效益财务效益是华能光伏投资评估投资收益的核心指标。
华能光伏投资将全面分析目标项目的投资规模、建设周期、资金来源等因素,以确定项目的财务效益。
同时,华能光伏投资还将制定合理的财务计划和预算,确保项目的经济效益最大化。
五、风险管理华能光伏投资在投资过程中面临多种风险,如市场风险、技术风险、资金风险等。
因此,华能光伏投资将建立健全的风险管理体系,对各种风险进行全面评估和管理,以降低投资风险,确保投资收益的稳定增长。
六、社会责任作为一家具有社会责任感的企业,华能光伏投资在追求经济效益的同时,还将积极履行社会责任。
华能光伏投资将关注环保、公益、可持续发展等方面的问题,积极参与社会公益活动,为社会做出贡献。
此外,华能光伏投资还将建立完善的员工福利制度和企业文化,关注员工成长和发展,提高员工福利待遇和幸福感。
通过履行社会责任,华能光伏投资将进一步提升企业形象和品牌价值,增强企业的综合竞争力。
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。
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。
华能风电项目收益率标准
一、引言
华能风电项目收益率标准是华能集团在开发、建设、运营风电项目过程中,对项目收益率进行评估和管理的指导性文件。
本标准旨在明确华能风电项目收益率的评估和管理方法,以确保项目在经济、社会和环境方面均具备可行性和可持续性。
二、风能资源评估
1. 风能资源调查:收集并分析区域风能资源数据,包括风速、风向、风频等,以确定风电项目的潜在收益。
2. 风能资源评估:基于调查数据,评估区域风能资源的可利用性和稳定性,为项目选址提供依据。
3. 风能资源预测:运用数值模拟等方法,预测未来风能资源的变化趋势,为项目收益的长期预测提供支持。
三、电力市场分析
1. 电力市场需求分析:研究目标市场的电力需求,包括用电量、用电结构、用电时间等,以确定项目的市场前景。
2. 电力市场价格分析:分析目标市场的电力价格水平及波动情况,为项目收益预测提供参考。
3. 电力市场竞争分析:评估目标市场中其他风电项目的竞争情况,以确定项目的市场份额和潜在收益。
四、设备选型与采购
1. 设备选型:根据项目需求,选择合适的风力发电机组及其配套设备,确保其性能和可靠性。
2. 设备采购:通过公开招标、竞争性谈判等方式,选择优秀的设备供应商,确保设备质量和交货期。
五、工程建设与管理
1. 工程设计:设计合理的风电场布局,降低项目建设成本。
2. 工程施工:采用有效的施工方法和技术,确保项目建设质量和进度。
3. 工程管理:实施严格的工程管理制度,降低项目建设过程中的风险。
六、运营维护与优化
1. 设备维护:定期对风力发电机组及其配套设备进行检查和维护,确保其正常运行。
2. 运营优化:通过数据分析和技术创新,优化风电场的运营管理,提高项目收益。
3. 设备更新:根据技术进步和市场变化,适时更新风电场设备,提高项目竞争力。
七、风险管理及应对
1. 风能资源风险:评估风能资源的变化对项目收益的影响,制定相应的应对策略。
2. 电力市场风险:分析电力市场价格波动、需求变化等风险因素,制定相应的风险管理措施。
3. 工程建设风险:识别项目建设过程中的技术、质量、进度等风险因素,制定相应的应对策略。
4. 政策法规风险:关注政策法规变化对项目收益的影响,制定相应的应对策略。
5. 自然灾害风险:评估自然灾害对风电场设施的影响,制定相应的应对策略。
八、合规管理与环保要求
1. 合规管理:遵守国家法律法规和行业标准,建立健全的合规管理体系。
2. 环保要求:注重环境保护,采取有效的环保措施,减少对环境的影响。
同时应考虑与当地社区的互利互惠关系,积极履行企业社会责任。