风电机组生产线项目建议书
风电机组生产线项目
建议书
投资分析/实施方案
报告说明
我国现阶段对于风电、光电上网仍实行标杆电价模式，对上网标杆电价和脱硫燃煤机组上网标杆电价之间的差额部分，使用可再生能源发展基金进行补贴。该基金主要来源于向电力用户征收的可再生能源电价附加收入。具体操作流程为：由电网代财政部向用户征收可再生能源电价附加，财政部门向电网企业拨付可再生能源补贴，再由电网企业根据可再生能源上网电价和实际收购的可再生能源发电上网电量，按月与可再生能源发电企业结算电费。在该模式下，可再生能源发电企业资金回收周期冗长、资金压力大。此外，自备电厂大量拖欠可再生能源电价附加，财政部实际征收的再生能源电价附加额远小于理论上的征收额，导致我国可再生能源发展基金一直面临着较大的缺口，且随着新能源并网容量的逐年扩大，可再生能源基金的缺口将越来越大，成为限制着我国新能源发展的重要因素。而在绿证运行模式下，可再生能源发电企业将绿证直接出售给消费者，实现现金流的快速回收，缩短新能源发电企业资金回收周期，缓解电站投资商的现金流压力，进一步促进可再生能源发电企业成本下降，激发风电等新能源的投资热情。同时，通过绿证机制与现行补贴制度的有机结合，拓展新能源发电企业获取补贴的途径，除选择从可再生能源发展基金获
取补贴外，新能源发电企业亦可选择销售绿证从购买者处获得收入，
有助于减轻可再生能源补贴压力，降低新能源行业对政府补贴的依赖
程度，促进我国风电等新能源行业进一步发展。此外，《通知》中提到，将根据市场认购情况，自2018年起适时启动绿色电力配额考核和
证书强制约束交易。2018年11月，国家能源局综合司发布《关于实行可再生能源电力配额制的通知》，配额制考核自2019年1月1日正式
实施。配额制及配套的绿证交易是国际上普遍采用的可再生能源产业
扶持政策，
本期项目总投资包括建设投资、建设期利息和流动资金。根据谨
慎财务估算，项目总投资27580.36万元，其中：建设投资22409.98
万元，占项目总投资的81.25%；建设期利息445.91万元，占项目总投资的1.62%；流动资金4724.47万元，占项目总投资的17.13%。
根据谨慎财务测算，项目正常运营每年营业收入45700.00万元，
综合总成本费用36927.20万元，净利润5336.08万元，财务内部收益
率15.45%，财务净现值3168.16万元，全部投资回收期6.74年。本期项目具有较强的财务盈利能力，其财务净现值良好，投资回收期合理。
本期项目技术上可行、经济上合理，投资方向正确，资本结构合理，技术方案设计优良。本期项目的投资建设和实施无论是经济效益、社会效益等方面都是积极可行的。
实现“十三五”时期的发展目标，必须全面贯彻“创新、协调、
绿色、开放、共享、转型、率先、特色”的发展理念。机遇千载难逢，任务依然艰巨。只要全市上下精诚团结、拼搏实干、开拓创新、奋力
进取，就一定能够把握住机遇乘势而上，就一定能够加快实现全面提
档进位、率先绿色崛起。
该报告是从事一种经济活动（投资）之前，双方要从经济、技术、生产、供销直到社会各种环境、法律等各种因素进行具体调查、研究、分析，确定有利和不利的因素、项目是否可行，估计成功率大小、经
济效益和社会效果程度，为决策者和主管机关审批的上报文件。
本报告基于可信的公开资料，参考行业研究模型，旨在对项目进
行合理的逻辑分析研究。本报告仅作为投资参考或作为参考范文模板
用途。
目录第一章项目绪论
第二章项目建设背景、必要性第三章市场前景分析
第四章建设内容与产品方案
第五章项目选址
第六章建筑工程技术方案
第七章原辅材料及成品分析
第八章工艺技术分析
第九章环保分析
第十章劳动安全生产
第十一章项目节能方案
第十二章组织架构分析
第十三章进度计划方案
第十四章项目投资分析
第十五章经济效益评价
第十六章招标、投标
第十七章项目风险防范分析
第十八章总结评价说明
第十九章附表
第一章项目绪论
一、项目名称及投资人
（一）项目名称
风电机组生产线项目
（二）项目投资人
xxx有限公司
（三）建设地点
本期项目选址位于xx（以最终选址方案为准）。
二、编制原则
为实现产业高质量发展的目标，报告确定按如下原则编制：
1、认真贯彻国家和地方产业发展的总体思路：资源综合利用、节约能源、提高社会效益和经济效益。
2、严格执行国家、地方及主管部门制定的环保、职业安全卫生、消防和节能设计规定、规范及标准。
3、积极采用新工艺、新技术，在保证产品质量的同时，力求节能降耗。
4、坚持可持续发展原则。
三、编制依据
1、国家和地方关于促进产业结构调整的有关政策决定；
2、《建设项目经济评价方法与参数》；
3、《投资项目可行性研究指南》；
4、项目建设地国民经济发展规划；
5、其他相关资料。
四、编制范围及内容
按照项目建设公司的发展规划，依据有关规定，就本项目提出的背景及建设的必要性、建设条件、市场供需状况与销售方案、建设方案、环境影响、项目组织与管理、投资估算与资金筹措、财务分析、社会效益等内容进行分析研究，并提出研究结论。
五、项目建设背景
分散式风电项目是指所产生电力可自用，也可上网且在配电系统平衡调节的风电项目，其最明显的优点是就近接入电网，并于当地消纳，限电风险较低。早在2009年我国就提出了分散式风电的概念，但一直推进缓慢，主要原因在于：政策支持力度不够；项目容量较小，单位开发成本较高；以及国内风电投资主体单一，绝大部分是国有资本，对投资少、规模小的分散式接入风电投资积极性不足。
弃风限电产生的原因主要在于以下几点：第一，电源与电网规划
不同步。“三北”地区风电发展的主要矛盾是大规模和高速发展的风
电装机、发电能力与电力消纳、电力输送间的矛盾。我国风能资源集
中在“三北”地区，距离用电负荷中心较远，且当地经济欠发达，消
纳能力弱，需要通过输电网远距离集中外送，但近年来，风电电源工
程建设投资与并网装机容量一直呈现上升态势，与电网送出线路建设
滞后呈鲜明对比，导致弃风限电加重。第二，能源发展缺乏统一规划。在经济新常态、电力需求放缓的背景下，火电、水电、风电、核电以
及光伏的最优发展规模尚未有明确定论，政府各部门之间及政府与电
网之间对能源发展规划未达成统一共识。火电大规模上马加剧电力产
能过剩，挤压风电的发展空间，2017年新增火电装机占新增总装机的
比重仍高达34.24%，远大于风电（14.60%）、水电（9.62%）和核电（1.63%），虽有拉动经济增长的积极作用，但与我国提倡“大力发展
清洁能源，构建低碳能源体系”的发展理念严重相悖。第三，电力管
理存在突出矛盾，保障可再生能源发展的相关法律法规难以全面落实。自2005年我国《可再生能源法》颁布，一系列鼓励政策相继推出，但
整体上看，这些政策在具体实施过程中因存在利益冲突并未完全执行
到位。目前，多数省区采用年度发电计划管理，维持所有机组“平均
上网小时数”的政策，但省级政府具有自由裁量权，导致出现风电机
组为火电机组让路的情况。此外，优质的风力资源区与煤炭资源区重合，在“三北”地区，仅山西、内蒙古、陕西和新疆四省区的煤炭储
量即占全国的76%，各方存在利益角逐。
实现“十三五”时期的发展目标，必须全面贯彻“创新、协调、
绿色、开放、共享、转型、率先、特色”的发展理念。机遇千载难逢，任务依然艰巨。只要全市上下精诚团结、拼搏实干、开拓创新、奋力
进取，就一定能够把握住机遇乘势而上，就一定能够加快实现全面提
档进位、率先绿色崛起。
六、结论分析
（一）项目选址
本期项目选址位于xx（以最终选址方案为准），占地面积约
100.76亩。项目拟定建设区域地理位置优越，交通便利，规划电力、
给排水、通讯等公用设施条件完备，非常适宜本期项目建设。
（二）建设规模与产品方案
项目建成后，形成年产风电机组00000套的生产能力。
（三）项目实施进度
本期项目按照国家基本建设程序的有关法规和实施指南要求进行建设，本期项目建设期限规划24个月。
（四）投资估算
本期项目总投资包括建设投资、建设期利息和流动资金。根据谨慎财务估算，项目总投资27580.36万元，其中：建设投资22409.98万元，占项目总投资的81.25%；建设期利息445.91万元，占项目总投资的1.62%；流动资金4724.47万元，占项目总投资的17.13%。
（五）资金筹措
项目总投资27580.36万元，根据资金筹措方案，xxx有限公司计划自筹资金（资本金）18480.36万元。
根据谨慎财务测算，本期工程项目申请银行借款总额9100.00万元。
（六）经济评价
1、项目达产年预期营业收入（SP）：45700.00万元（含税）。
2、年综合总成本费用（TC）：36927.20万元。
3、项目达产年净利润（NP）：5336.08万元。
4、财务内部收益率（FIRR）：15.45%。
5、全部投资回收期（Pt）：6.74年（含建设期24个月）。
6、达产年盈亏平衡点（BEP）：9311.09万元（产值）。
（七）社会效益
本项目实施后，可满足国内市场需求，增加国家及地方财政收入，带动产业升级发展，为社会提供更多的就业机会。另外，由于本项目
环保治理手段完善，不会对周边环境产生不利影响。因此，本项目建
设具有良好的社会效益。
（八）主要经济技术指标
主要经济指标一览表
第二章项目建设背景、必要性
一、产业发展情况
（一）世界风电行业发展概况
（1）全球风电发展历程
随着国际社会对能源安全、生态环境、异常气候等问题的日益重视，减少化石能源燃烧，加快开发和利用可再生能源已成为世界各国的普遍共识和一致行动。目前，全球能源转型的基本趋势是实现化石能源体系向低碳能源体系的转变，最终目标是进入以可再生能源为主的可持续能源时代。2015年，全球可再生能源发电新增装机容量首次超过常规能源发电的新增装机容量，标志全球电力系统的建设正在发生结构性转变。
风电作为技术成熟、环境友好的可再生能源，已在全球范围内实现大规模的开发应用。丹麦早在19世纪末便开始着手利用风能发电，但直到1973年发生了世界性的石油危机，对石油短缺以及用矿物燃料发电所带来的环境污染的担忧，使风力发电重新得到了重视。此后，美国、丹麦、荷兰、英国、德国、瑞典、加拿大等国家均在风力发电的研究与应用方面投入了大量的人力和资金。至2016年，风电在美国已超过传统水电成为第一大可再生能源，并在此前的7年时间里，美
国风电成本下降了近66%。在德国，陆上风电已成为整个能源体系中最便宜的能源，且在过去的数年间风电技术快速发展，更佳的系统兼容性、更长的运行小时数以及更大的单机容量使得德国《可再生能源法》最新修订法案（EEG2017）将固定电价体系改为招标竞价体系，彻底实
现风电市场化。2017年整个欧洲地区风电占电力消费的比例达到
11.6%，其中丹麦的风电占电力消费的比例继续增加4个百分点，达到44.4%，并在风电高峰时期依靠其发达的国家电网互联将多余电力输送
至周边国家；德国达到20.8%，英国为13.5%。据国际可再生能源署（IRENA）统计，2017年全球陆上风电平准化度电成本区间已经明显低于全球的化石能源，陆上风电平均成本逐渐接近水电，达到6美分/千
瓦时，2017年以来新建陆上风电平均成本为4美分/千瓦时。IRENA预
计随着技术进步，2019年全球成本最低的风电项目的度电成本将达到
甚至低于3美分/千瓦时，成为最经济的绿色电力之一。
（2）全球风电未来发展趋势
根据发展现状及各国政策规划预测，世界风电行业将呈现以下发
展趋势：
A、风电在世界范围内仍有很大的发展空间
从全球电力生产结构的变化趋势看，化石燃料和核能发电的占比
逐年下降，水电占比长期维持在16.4%-16.6%，风电是目前发展最快的可再生能源。
火电：传统的火力发电以煤炭、石油、天然气等化石能源为原料，燃烧过程中会产生大量的二氧化碳、二氧化硫、粉尘颗粒物（PM）等
污染物，给环境造成难以估量的破坏，威胁人类社会的安全和发展。
从中、美、德、英、韩、日等国的装机结构看，目前火电装机容量在
电力装机容量中的占比均超过50%以上，我国以煤炭为主的火电装机容量占比更是高达62%，这主要系过去火电开发利用时间早，未考虑环境破坏的发电成本较低所致。随着技术的不断进步和规模经济的体现，
风电成本实现了快速下降，全球范围内，在2013年前后陆上风电的平
准化度电成本（LCOE）已经低于煤电的发电成本，即初步实现并网侧
的平价上网，具备了对传统火电的替代能力。
水电：水电站建设的一次性经济投资和人力投资远高于风电站建设，建设周期长，对周围生态和居民的影响更是不可补偿，且可用于
大规模水利发电的水资源有限。尽管水电拥有度电成本较低的优势，
但其价格无法反映水资源价值和水电开发对生态环境造成的损害。此
外，据国际可再生能源署（IRENA）统计，2017年全球陆上风电平均成本逐渐接近水电，水电的成本优势逐渐被风电替代。
核电：经历了前苏联切尔诺贝利核事故、美国三里岛核事故、日
本福岛核事故后，核电发展受挫，日本暂时关停核电站，德国直接宣
布2022年前关闭国内所有的核电站，我国过去几年核电发展同样缓慢。此外，核电站的运行过程中会产生巨大热量，需要水源进行冷却，因
此现有的大型核电站多建于沿海地区，但沿海核电厂址有限，这也一
定程度上缩小了核电的发展空间。
太阳能：虽然太阳能电池组的价格在过去几年内大幅下降，但其
度电成本依然是新能源中最高的，2017年全球光伏的平准化度电成本（LCOE）大约为10美分/千瓦时，全球陆上风电平准化度电成本（LCOE）仅为6美分/千瓦时，其中2017年以来新建陆上风电平均成
本仅为4美分/千瓦时。
基于风电的高度环境友好性及适中的度电成本，风电在全球主要
国家已实现了大规模的产业化运营，但为了进一步减少化石能源的消耗，达到节能减排，保护自然环境的目的，各主要国家仍不断出台有
利于风电发展的行业政策和产业规划。
欧洲到2020年将实现可再生能源占总发电量的34%，其中风电占
比为16.90%，平均每年对风电的投资将达到约235亿欧元，其中，陆
上发电投资147亿欧元，海上风电投资88亿欧元，风电累计装机容量
将达到2.3亿千瓦。
B、海上风电加速
相比陆上风电，海上风电具备风电机组发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定以及不占用土地，不消耗水资源，适合大规模开发
等优势，同时，海上风电一般靠近传统电力负荷中心，便于电网消纳，免去长距离输电的问题，因而全球风电场建设已出现从陆地向近海发
展的趋势。经过近二十余年的发展，从全球范围来看，海上风电技术
日益成熟，过去制约其快速发展的技术壁垒高、建设难度大、维护成
本高、整机防腐要求强等弊端正得到逐步改善。自第一座海上风电场
投运以来，海上风电成本的下降幅度超过了30%，其度电成本也从
2001年的240美元/兆瓦时降低到了2015年的约170美元/兆瓦时，伴随着技术创新和成本的持续下降，全球海上风电总装机容量有望从
2015年的13GW激增至2030年的100GW8。
2017年，全球海上风电新增装机容量4,331MW，累计装机容量达18,814MW。其中，欧洲十一国贡献了84%（15,785MW）的累计装机容量，
其余16%装机中大部分位于中国，少部分位于越南、日本、韩国和美国。英国是全球最大的海上风电市场，占全球累计装机容量达36%，德国以29%的份额位居第二位，中国以15%的份额位居第三。
（二）我国风电行业发展概况
（1）我国风电行业发展历程
我国风力发电始于20世纪50年代后期，用于解决海岛及偏远地
区供电难问题，主要是非并网小型风电机组的建设。70年代末期，我
国开始研究并网风电，主要通过引入国外风电机组建设示范电场，
1986年5月，首个示范性风电场马兰风力发电场在山东荣成建成并网
发电。从第一个风电场建成至今，我国风电产业发展大致可以分为以
下6个阶段：
A、早期示范阶段（1986-1993）
主要利用国外捐赠及丹麦、德国、西班牙政府贷款建设小型示范
风电场，国家“七五”“八五”投入扶持资金，设立了国产风电机组
攻关项目，支持风电场建设及风电机组研制。这期间相继建成福建平
潭岛、新疆达坂城、内蒙古朱日和等并网风电场，在风电场选址与设计、风电设备维护等方面积累了一些经验。
B、产业化探索阶段（1994-2003）
通过引入、消化、吸收国外技术进行风电装备产业化研究。从
1996年开始，启动了“乘风工程”、“双加工程”、“国债风电项目”、科技支撑计划等一系列的支持项目推动了风电的发展。期间首
次探索建立了强制性收购、还本付息电价和成本分摊制度，保障了投
资者权益，促使贷款建设风电场开始发展。该阶段国产风电设备实现
了商业化销售，国内风电年新增装机容量不断扩大，新的发电场也不
断涌现。
C、快速成长阶段（2004-2007）
国家不断出台一系列的鼓励风电开发的政策和法律法规，如2005
年颁布的《可再生能源法》和2007年实施的《电网企业全额收购可再
生能源电量监管办法》，以解决风电产业发展中存在的障碍，迅速提
升风电的开发规模和本土设备制造能力。同时，2005年出台的《国家
发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》中有关“风电设备国
产化率要达到70%以上”（2010年已被取消）等一系列政策的推动下，开启了装备国产化进程。2007年新增装机容量达3,311MW，同比增长157.1%，内资企业产品市场占有率达55.9%，新增市场份额首次超过外资企业。
D、高速发展阶段（2008-2010）
我国风电相关的政策和法律法规进一步完善，风电整机制造能力
大幅提升。该期间，我国提出建设8个千万千瓦级风电基地，启动建
设海上风电示范项目，是前所未有的高速发展期。2010年，我国风电
新增装机容量超过18.9GW，以占全球新增装机48%的态势领跑全球风
电市场，累计装机量超过美国，跃居世界第一。但快速发展的同时，
也出现了电网建设滞后、国产风电机组质量难以保障、风电设备产能
过剩等问题。
E、调整阶段（2011-2013）
经过几年的高速发展后，我国风电行业问题开始凸显，一是行业
恶性竞争加剧，设备制造产能过剩，越来越多的企业出现亏损；二是
我国“三北”地区风力资源丰富，装机容量大，但地区消纳能力有限，外送通道不足，使得弃风现象严重；三是风电机组质量无法有效保障。期间，不少企业退出风电行业，市场也逐渐意识到风电设备制造不能
简单追求“低价优势”，更不能盲目上项目，应充分重视产品质量，
并提高服务能力。
F、稳步增长阶段（2014-至今）
经过前期的洗牌，风电产业过热的现象得到一定的遏制，发展模
式从重规模、重速度到重效益、重质量。“十三五”期间，我国风电