北京地区风电项目调研报告

北京地区开发建设新能源项目

调研报告

2014年4月22日

按照新能源公司总体开发战略部署要求，开发部就北京地区新能源产业开发建设相关情况进行调研，现将调研情况报告如下：

一、风电项目情况:

（一）、风资源情况

（1）风向季节交替

北京的风向有明显的季节性变化。冬季盛行偏北风，夏季盛行偏南风。山区因地形复杂，风向与山脉、河谷的走向关系极为密切，有明显的地域性。延庆盆地有官厅水库，以西南—东北走向伸入盆地内，又有隘口与昌平县相通，因此冬季以西南风为主，夏季以东南风为主；古北口地处潮河谷地，该河呈东北—西南走向，因此冬季盛行东北风，夏季盛行西南风；房山区霞云岭为向南开阔的谷地，终年盛行南风。

总之，风向随地形而变化，最多风向常与河谷走向一致，南部平原区，地势开阔风向的季节性变化显著。

（2）风速

北京年平均风速在1.8—3米/秒之间。风速受地理环境的影响较大。城区、谷地、盆地年平均风速较小，如霞云岭为1.8米/秒；城区为2.5米/秒；山区和风口处风速较大，延庆县、古北口都为 3米/秒；海拔1000米以上的佛爷顶年平均风速最大为5.7米/秒（见表1-2-1）。

表1-2-1 北京地区风速（1955—1980年）单位米/秒

全年以春季风速最大，冬季次之，夏季风速最小。以北京气象台为例：4月份平均风速3.4米/秒，8月份平均风速1.5米/秒，相差一倍以上,唯有延庆、昌平县冬季风速大于春季风速。

北京有三个风口，形成三条风带。一个风口位于康庄、八达岭经南口顺温榆河河谷而下，称西北风带；第二条是位于古北口的风口，顺潮河河谷而下到顺义天笠与西北风带汇合，经温榆河到东南平原称东北风带；第三条风带是顺永定

河河谷而下。风带内年平均风速大于 3米/秒。最大风速20—23米/秒，夏季狂风骤雨雷电交加瞬时风速可达40米/秒（如1965年6月4日平谷县）。

（3）风日

由表（1-3-1）看出，北京风速小于等于6米/秒（风力4级以下）的风日，各月都在20天以上，以2月份最少，为20.9天，7—9两个月最多，约30天。全年共304.9天，占全年天数的88％。

表1-3-1 北京各月风日

气象上把瞬时风速≥17米/秒（风力为8级）的风称之大风。北京大部分地区年平均大风日数在20—30天，除佛爷顶以外延庆县大风日最多为36.6天，霞云岭最少为11—12天（见表1-3-2）。一年中，大风主要集中在冬春季，约占全年大风日数的60—70％，且持续时间也长，延庆县、昌平县、通县等地都曾出现过连续七天的大风。冬春大风每年都有出现，并且年际变化较大。如气象台1972年有64天的大风，1953年只有5天；延庆县1965年有81天的大风，1979年只有3天。

表1-3-2 北京地区大风日数（≥17米/秒）

（二）、已建成风电项目运行情况

北京鹿鸣山官厅风电场是由北京京能新能源有限公司投资建设，项目规划总装机容量446.5兆瓦，分期建设。一期装机43台，总容量为64.5兆瓦，33台1.5兆瓦常规机组及10台1.5兆瓦低风速示范机型；二期项目装机57台，总容量85.5兆瓦，33台1.5兆瓦常规机组及24台1.5兆瓦加密机组；三期装机33台1.5兆瓦常规机组。目前一、二、三期合计装机133台，总容量199.5兆瓦,均已投产发电，运营正常。官厅风电场2012年度全容量整年运行，发电可利用小时数为2280小时，故官厅风电场的综合发电可利用小时数应在1990--2200小时之间。

二、光伏项目情况：

北京市累计光伏发电装机容量已达到50兆瓦；2013年，海淀和顺义列入国家级的分布式光伏集中应用示范区，目前两个项目向前稳步推进；2014年国家能源局又给了北京市

30万千瓦光伏电站开发建设的指标，其中有10万千瓦的地面光伏电站和20万千瓦的分布式光伏项目。据了解，目前仍有开发指标，可考虑多种模式开发建设光伏项目。

三、我公司目前在北京已开展工作情况

（一）房山区

2013年11月30日，新能源公司与房山区人民政府签订了《关于北京市房山区新能源项目开发框架协议书》，本着资源共享、共同发展的投资理念，拟计划在其所辖区域内开发建设20万千瓦的风电项目及10万千瓦的光伏发电项目。 2012年底，新能源公司又与房山南窖乡签订开发协议书，商定在其境内设立测风设备，规划开发风电场。目前设立测风设备相关事宜的请示文件已上报新能源公司，待批。

（二）密云县

2013年1月15日，新能源公司与密云县人民政府签订了《开发框架协议书》，本着平等互利、优势互补、共同发展的原则，商定在其所辖区域内开发20万千瓦的风电项目及其它新能源项目。

同日，新能源公司就华能东邵渠风力发电项目与密云县东邵渠镇人民政府签订开发建设协议书。该项目于2012年4月设立测风塔，目前测风已满一年，80m高度年平均风速5.02m/s，测风塔代表性较好，东南方向1.5km处有海拔较好的山头，但山体单一对测风塔影响不明显。

四、北京市发改委对发展新能源产业的思路和建议：

（一）总体思路：不适合常规模式开发建设新能源项目，可采用分散式或多元化模式开发建设。

1、注重吸收高科技含量的新能源示范项目，以示范项目带动本市新能源产业的高水平应用和快速发展。

2、探索综合利用与新能源开发建设相结合的发展模式。

3、可围绕推进延庆国家绿色能源示范县、昌平国家新能源示范城市开发建设新能源项目。

（二）开发建议：北京市及周边存在风、光资源较好的地区，但开发建设新能源产业的总体原则如下：

1、不能在植被茂密的地区开发建设新能源产业，原则上不破坏现有森林、植被及绿化带。

2、不能在自然风景区、旅游区及文物保护区域内开发建设新能源项目，原则上不破坏周边自然环境。

3、北京市每年的建设用地指标非常少，应尽量选择周边植被较为荒芜的土地、山坡或废弃矿山等地开发建设。

五、我部门开发建议：

1、北京地区由于其城市的特殊性，目前已很难找到大面积的土地来规模化发展风电产业，但从已建成的风电项目的情况来看，该地区风资源情况较好，消纳市场稳定，可采取分散式开发的模式开发建设。

2、2013年，国家结合大气环境治理为北京市提出了以

压减燃煤为重点的能源工作主基调，同期，国务院又出台了《关于促进光伏产业发展的若干意见》（国发[2013]24号）、等一系列支持光伏产业发展的政策，建议以光伏项目为突破口，集中和分散式相结合，开发建设新能源项目。

3、打破传统观念，结合现有已签订开发协议的地区，探索综合利用与新能源建设相结合的开发模式，实现共建。

4、突破创新，结合现有工作找亮点，寻找科技含量较高的示范项目，以点带面开展工作。

风电行业分析报告

风电行业分析报告 1、引言 开发新能源和可再生清洁能源是二十一世纪世界经济发展中最具决定性影响的五项技术领域之一，风能发电是最洁净、污染最少的可再生能源，充分开发利用风能是世界各国政府可持续发展的能源战略决策。而目前石油价格的持续攀升和世界各国对环境保护的日益重视，进一步促进了风能的快速发展。 2、风能发电产业发展现状 2.1 国际风能发电产业现状 2006年，全球风电装机达到了74223mw，较上年增长32%，这也是继2005年增长41%之后风电行业又一个高速增长的年份。根据相关资料的测算，2006年新增风电装机的市场规模达到了230亿美元，而这一规模还在不断扩大，成为一个不可忽视的行业。 目前情况国际风能发电发展状况是欧洲仍居榜首、亚洲增长迅速。德国、西班牙和美国的累计装机分别列全球前三，其中德国占全球累计装机的27.8%，西班牙和美国各占15.6%；从增量看，美国为全球第一，2006年新装机2454mw，占全球新增装机的16.1%，德国、印度和西班牙分别列第二至第四，中国以1347mw居第五。 根据主要风力发展国的规划，未来风电仍有很大的发展空间。以欧洲为例，计划到2020年实现可再生能源占总发电量的20%，其中风电达到12%；目前主要国家的风电覆盖率均处于较低的水平，全球平均风电占总发电量的比例仅为1.19%，要实现12%的目标，还需要增长近十倍。主要大国中风电发展较好的德国在2006年底风力发电占总发电量的4.34%，西

班牙为7.78%，属于欧洲较高水平；而美国的风电覆盖率仅有0.73%；总体来看，风电市场的增长相当迅速，主要增长市场将在美国、中国、印度以及欧洲部分国家。 2.1.1欧洲风电概况 欧洲长期维持全球第一大风电市场的地位，根据欧洲风能协会的数据，2006年全年新增装机7708.4mw，较上年增长19%，总装机达到48062mw，其中欧盟国家达到40512mw，风电2006年发电量达到100twh，相当于欧洲当年总发电量的3.3%；欧洲最主要的风电参与国家是德国和西班牙，这两个国家装机占欧洲全部的叁分之二；按照2006年底装机规模，德国占欧洲装机的42.48%，接近一半；西班牙占23.93%，接近四分之一。 各国为鼓励发展风电出台了各种措施，但总的来说，基本可以归为三大类：补贴电价、配额要求和税收优惠。欧盟25国中有18个国家采取补贴电价这类政策，包括了发展最快的三个国家德国GR、丹麦DK和西班牙ES，法国FR、葡萄牙PT也采用此种政策，从实际情况看补贴电价效果最明显；采用配额限制措施的有五个国家，占国家总数的五分之一，包括了英国和意大利，这两个国家2006年累计装机分别列欧洲第四和第五；税收优惠采用的国家也有五个，与配额制的相同，但这五个国家风电发展规模都很小，这一政策效果不佳；爱尔兰是个特例，并无鼓励风电发展的具体政策出台。 总体来看，补贴电价政策效果最好，强制完成配额的做法效果就要差一些，而欧洲的情况看，仅仅采取税收优惠是难以启动风电市场的；原因也很简单，补贴电价下，企业从事风电有盈利，具备内在的发展动力；配额值属于强制完成，企业必须完成配额义务，保证一定比例的装机规模，但由于现阶段风电电价较火电仍高，若无补贴统一上网则企业要承担部分亏损，因此仅仅完成配额而没有进一步发展的动力。

2018年风电与天然气行业分析报告

２０１８年风电与天然气行业分析报告

目录索引 一、风电：风电发展稳中向好，度电成本改善空间大 (5) （一）行情回顾：风电运营前三季度表现较好 (5) （二）存量资产消纳改善效果显著，利用小时数同比大幅提升 (6) 1. 弃风限电持续改善，利用小时数同比大幅提升 (6) 2. 可再生能源电力配额政制2019年正式实行 (8) （三）18年新增装机回暖，未来两年增速平稳 (9) 1. 全国一至十月风电新增并网容量增加 (9) 2. 风电项目竞争配置政策确立补贴退坡和电价下调预期，抑制新增装机 (10) 3. 装机重回三北仍有风险，弃风消纳尚未根本解决 (11) （四）港股风电公司财务综述及重点标的推荐 (12) 1. 财务综述：风电运营商盈利增长较快、补贴欠款回收加速 (12) 2. 重点标的推荐：新天绿色能源(0956.HK)、大唐新能源(1798.HK)、龙源电力 (0916.HK) 、华能新能源（0958.HK） (13) （五）风险提示 (15) 二、天然气：行业中长期景气度较高，今年冬季供需偏紧 (15) （一）行情回顾 (15) （二）打赢蓝天保卫战决心坚定，天然气消费较快增长 (16) （三）国内天然气产量增长平缓，进口LNG快速攀升 (18) （四）产供储销体系建设提速，预计今年冬季供需偏紧 (20) （五）推荐标的：中国燃气（0384.HK）、新奥能源（2688.HK）、天伦燃气 （1600.HK） (23) （六）风险提示 (24) 三、环保：危废处置景气度高，政策利好农村污染治理 (25) （一）行情回顾 (25) （三）水务：关注黑臭水体治理，明年市场融资环境有望放松 (28) 1. 农村污水处理率低，水价仍有上涨空间 (28) 2. 黑臭水体治理市场需求旺盛，发展潜力较大 (30) 3. PPP规范化发展，预计明年融资环境有望放松 (32) （四）推荐标的：海螺创业（0586.HK）、光大绿色环保（1257.HKK）、北控水务（0371.HK） (34) （五）风险提示 (36)

生产运营分析报告风电

2017年07月生产运营分析报告 一、本月主要生产指标完成情况 1、发电量： 当期风电计划为万kW·h，当期风电实际完成万kW·h，完成当期计划的%，环比减少%,同比增加%，完成年计划的% 。当期光伏计划为27万kW·h，当期光伏实际完成万kW·h，完成当期计划的%，环比减少%，完成年计划的%。 2、上网电量： 当期风电计划万kW·h，当期风电实际完成为万kW·h，完成当期计划的%，环比减少% ，同比增长%，完成年计划%。当期光伏计划万kW·h，当期光伏实际完成万kW·h，完成当期计划的%，环比减少%，完成年计划的%。 本月实际完成发电量与当期计划发电量差值原因： 风电方面： 1）拉马风电场本期可研风速为s,同期风速为s,上期平均风速为s，本期实际测得风速为s。鲁南风电场本期可研风速为6m/s,同期风速为s,上期平均风速为s，而本期实际测得风速为s。鲁北风电场本期可研风速为s, ,

上期平均风速为s，而本期实际测得风速为s。大面山一期可研平均风速s，上期平均风速 m/s 实际平均风速s上。大面山二期可研平均风速 m/s，上期平均风速s，实际平均风速s 。实际风速小于可研风速较多，。根据平均风速分析，本期拉马、鲁北、大面山一期、大面山二期风电场风速比同期风速和可研风速以及上期风速都低，加之二期投运时间较计划时间有所滞后，所以导致风电公司本期都没有完成发电任务。 2）拉马、鲁南66箱变过电压保护器改造，存在一定损失电量。 3）拉马、鲁南发电机批量更换，产生较多机组故障损失电量。 4）拉马风机存在叶片螺栓批次断裂和发电机定子损坏的情况。这也是造成本期未完成发电任务的原因之一。 光伏方面： 1）进入夏季光照强度增加，所以本期光伏超额完成任务。 二、本月生产运营情况 1.生产运营情况 1）电力供需及电力交易情况 目前四川电力系统开始模拟按照水、火电站的考核方式对风电、光伏进行“两个细则的考核”，但是目前没有限制风电、光伏的负荷，根据来风、光照情况进行发电，且本月没有交易电量。

生产运营分析报告风电

生产运营分析报告风电文档编制序号：[KK8UY-LL9IO69-TTO6M3-MTOL89-FTT688]

2017年07月生产运营分析报告 一、本月主要生产指标完成情况 1、发电量： 当期风电计划为5833.34万kW·h，当期风电实际完成4586.93万kW·h，完成当期计划的78.63%，环比减少13.46%,同比增加59.00%，完成年计划的62.05% 。当期光伏计划为27万kW·h，当期光伏实际完成28.6万kW·h，完成当期计划的106.01%，环比减少6.15%，完成年计划的10.418%。 2、上网电量： 当期风电计划5646.59万kW·h，当期风电实际完成为4451.72万kW·h，完成当期计划的78.84%，环比减少13.35% ，同比增长58.95%，完成年计划62.03%。当期光伏计划25.5万kW·h，当期光伏实际完成28.16万kW·h，完成当期计划的110.42%，环比减少6.15%，完成年计划的10.94%。 本月实际完成发电量与当期计划发电量差值原因： 风电方面： 1）拉马风电场本期可研风速为6.9m/s,同期风速为5.28m/s,上期平均风速为5.52m/s，本期实际测得风速为4.93m/s。鲁南风电场本期可研风速为6m/s,同期风速为5.42m/s,上期平均风速为6.19m/s，而本期实际测得风速为5.21m/s。鲁北风电场本期可研风速为7.15m/s, ,上期平均风速为6.7m/s，而本期实际测得风速为5.1m/s。大面山一期可研平均风速4.6m/s，上期平均风速4.4 m/s 实际平均风速4.21m/s上。大面山二期

中国风力发电调研报告

—1— 我国风电发展情况调研报告 风电发展情况调研组 风能作为一种清洁的可再生能源，党中央、国务院对其开发利用非常重视，有关部门出台了一系列的方针政策，对增加我国能源供应、调整能源结构和保护生态环境起到了积极作用，促进了可再生能源的发展。 华北、西北、东北三个地区是我国陆上风能资源最丰富地区，江苏是海上风能资源最丰富地区之一，这四个地区风电发展具有一定代表性。为深入研究大规模风电接入系统对电网稳定运行的影响，制定完善相应的标准和管理规范，电监会组织并邀请中国科学院、中国电力科学研究院风电专家组成调研组，先后对东北三省、内蒙古、甘肃、新疆、江苏等七省（区）的风电场建设、运行情况进行了调研。调研组与地方政府有关部门、电网公司、风电企业进行了座谈，并实地考察了相关电力调度中心和部分风电场。 在此次调研的基础上，形成此报告，供参考。一、风电建设与运行情况 我国风能资源丰富，根据全国风能资源普查最新成果统计，初步探明陆域离地10米高度风能资源总储量为43.5亿千瓦， 其 https://www.wendangku.net/doc/c18706453.html,

—2— 中技术可开发量约为3亿千瓦，如果推算到风电机组轮毂高度，风能的技术可开发量约为6亿千瓦1，主要分布在我国西北地区大部、华北北部、东北北部、青藏高原腹地以及沿海地区（见图1） 。 图1全国风能资源区划图（高度为50米） （一）风电装机容量 2006年《可再生能源法》颁布后，我国风电取得跨越式发展。截至2008年底，全国风电装机容量为894万千瓦2，占全国 1引自国家能源局《2008 中国风电发展报告》 2引自中国电力企业联合会《全国电力工业统计快报》（2008年）。该数据和有关部门统计的2008年底风电吊装容量1217万千瓦存在差别，主要因为部分风电场机组未通过240小时试运行或接入工程滞后尚未进入商业化运行。

2018年风电行业深度研究报告

２０１８年风电行业深度研究报告

核心观点 ?风电需求影响因素及分析框架：风电行业的需求主要受到投资内部收益率 的驱动，而装机容量、上网电价、利用小时数、度电成本及财务压力是影响内部收益率水平的核心边际条件。行业需求需要经过核准、招标和吊装，才能转化为中游制造企业的订单，因此结合总量的视野和边际的变化能够分析出风电行业终端需求的变化趋势，从而根据供需格局分析盈利能力进一步判断投资机会。 ?边际因素变化对需求波动影响：行业从发展初期到成熟期，各影响因素在 周期中呈现出阶段性切换的特征。通过复盘风电装机周期的波动，我们认为：1）风电上网标杆电价下调前一年，通常会面临抢装；2）风电装机增速远高于电网投资及电力需求增速，弃风限电成为制约行业主要发展因素；3）设备制造技术不断升级，2010~2012年风电安全问题将不会再现，同时度电成本不断降低，2020年有望实现平价上网；4）补贴收入回款延迟，对融资能力和偿债能力不足的企业带来较大的现金流压力。 ?需求波动对盈利和股价影响：1）需求周期与盈利的波动呈密切正相关。 2009-2011、2016年行业盈利大幅下滑对应两次装机增速大幅回落，2012~2015年盈利上涨对应期间装机大幅增长；2）从估值角度来看，风电行业估值水平短期受边际变化影响，业绩预期的逐步兑现是行情能够长期的关键，弃风限电成为压制估值重要因素。 ?风电复苏判断依据：1）总量视野下，2017年底核准未建设项目达 114.59GW，2018-2020年新增建设规模分别为28.84GW、26.60GW、 24.31GW，2019年开工即可锁定更高上网电价，2018~2019年大概率抢装 机；2）边际变化下来看，2017年弃风率反转拐点，度电成本处于持续下降通道，企业通过创新金融手段解决财务压力。 ?弃风限电改善驱动及趋势：1）政策重视，弃风限电问题已被提升至重要 高度，我国已出台多项解决弃风限电的政策，从控制增量、增量结构变化、消化存量、增加电力外送通道等多个维度解决弃风问题；2）部分区域移出红色预警意味弃风限电出现明显好转，特高压及装机结构东移有利于进一步优化弃风限电的问题。

风力发电的调研报告

风力发电的调研报告 摘要: 风力发电是一项高新技术，它涉及到气象学、空气动力学、结构力学、计算机技术、电子控制技术、材料学、化学、机电工程、电气工程、环境科学、等十几个专业学科，是一项系统技术。风力发电作为现在新能源利用的重要技术之一，电气工程和它是息息相关，密不可分的。 关键词：风力发电、装机容量、发电机、发电技术。 一．发展风力发电的意义、重要性及其必要性。 在全球生态环境恶化和化石能源逐渐枯竭的双重压力下，对新能源的研究和利用已成为全球各国关注的焦点。除水力发电技术外，风力发电是新能源发电技术中最成熟、最具大规模开发和最有商业化发展前景的发电方式。由于在改善生态环境、优化能源结构、促进社会经济可持续发展等方面的突出作用，目前世界各国都在大力发展和研究风力发电及其相关技术。 风能很早就被利用，主要用来风车抽水、风车磨面等，风能是一种清洁的可再生能源，其蕴藏的能量巨大，全球的风能约为2.74亿MW，其中可利用的部分约为2百万MW，它比地球上可开发利用的水能总量要大十倍，是每年全世界燃烧煤获得能量的三倍；我国每年依靠煤发电占了80%，产生了大量的温室气体，大力发展风力发电实现了低碳环保；风能不需要成本，也不造成辐射或空气污染，可带来巨大的经济效益；还有我国的风力资源是相当雄厚的，也为风能来源提供充足的保障。 二．国内外的研究现状 就全球外风力发电的情况来看，其未来各方面的效益是相当可观的。全球风力能源在2008年增长28.8%，美国2008年新建了8.35GW的风力发电产能，总产能为25.1GW占全球风力发电的五分之一；欧盟在2008年末，风力发电总装机容量为64.94GW；2009年，虽然金融危机引起的全球经济秩序的动荡仍在持续，但风电行业发展势头迅猛，全球年度市场增长率达41%，行业市场格局基本没有发生实质性的改变，美国、欧盟和亚洲仍处于全球风电发展的主要领导地位，明显的变化是中国超越美国，成为了2009年新增装机容量全球第一的国家。根据全球风能理事会GWEC统计报告显示，截止2009年，全球风电装机容量累计已达1.58亿kW，增长率累计达31.9%，产出总值为450亿欧元，从业人数约50万，该产业已经成为世界能源市场的重要组成部分。到2009年底，全球已有100多个国家涉足风电领域，目前17国累计装机容量超过百万千瓦[1]。 对于中国，我国在2009年风能装机容量为25GW，与美国相差了1000万kW；2009年中国风电新增装机容量1380万kW，居全球第一；中国风电累计装机容量2580万kW，仅次于美国的3506万kW；风电机组装备与制造能力居全球第一。2010年新增和累计风电装机容量双居全球第一位；2020年的风电累计装机可达2.3亿kW，相当于13个三峡水电站的规模，年总发电量约4649亿kW·h，风电总装机容量占15%左右，可取代200个火电厂，减少二氧化碳排放量4.1亿t/a，节约标准煤近1.5亿t/a[1]。

2018年海上风电行业深度研究报告

２０１８年海上风电行业深度研究报告

目录 1.风电未来空间广阔，机组大功率化是趋势 (4) 1.1全球风电投资和装机稳定增长，未来前景广阔 (5) 1.2风电装机成本不断下降，机组大功率化成趋势 (6) 1.3中国风电装机居世界首位，国内风电占比稳步提升 (8) 2.陆上风电存量消纳仍是主要目标 (9) 2.1全国电力需求稳定增长 (9) 2.2弃风率有所降低，存量消纳仍是主要工作 (9) 2.2.1国家电网多举措促进消纳，弃风率有所改善 (9) 2.2.2预计能源局四季度将核准多条特高压工程以促进消纳 (11) 2.3新增装机规模空间有限，风电建设向中东南部迁移 (12) 2.4配额制促进消纳，竞价政策加速风电平价上网 (14) 2.5陆上风电消纳为主，分散式风电尚在布局 (14) 3.海上风电有望迎来快速发展期 (15) 4.投资建议 (20) 4.1金风科技（002202） (20) 4.2天顺风能（002531） (21) 4.3东方电缆（603606） (21)

图目录 图1：风电行业产业链 (4) 图2：全球清洁能源装机和发电量占比（包含水电） (5) 图3：全球清洁能源和风电投资额（十亿美元）及风电投资占比 (5) 图4：全球风电装机容量（GW）预测及同比增速（右轴） (5) 图5：2010-2017年全球风电装机成本和LCOE变化趋势 (6) 图6：1991-2017年中国新增和累计装机的风电机组平均功率 (6) 图7：2008-2017年全国不同单机容量风电机组新增装机占比 (7) 图8：2011年以来新增风电机组平均风轮直径（m）及增速 (7) 图9：2017年新增风电机组轮毂高度分布 (7) 图10：2017年不同国家新增风电装机份额 (8) 图11：2017年不同国家累计风电装机份额 (8) 图12：风力发电设备容量及占全部发电设备容量的比重 (8) 图13：风力发电量及占全部发电量的比重 (8) 图14：全社会用电量变化趋势 (9) 图15：近年来中国弃风电量（亿千瓦时）及弃风率情况 (10) 图16：国家电网近年来风电并网容量（GW） (10) 图17：国家电网近年来特高压线路长度（万公里） (10) 图18：2010-2017年全国风电新增和累计装机容量（GW） (12) 图19：2017年与2020年底累计风电装机占比变化趋势 (13) 图20：海上风电厂主要组成部分 (16) 图21：截至2017年底我国海上风电制造企业累计装机容量（MW） (17) 图22：截至2017年底我国海上风电开发企业累计装机容量（MW） (18) 图23：截至2017年底我国海上风电不同单机容量机组累计装机容量（万千瓦） (18) 图24：截至2017年底我国沿海各省区海上风电累计装机容量（万千瓦） (19) 表目录 表1：双馈齿轮箱技术和直驱永磁技术比较 (4) 表2：国家电网2017年消纳新能源举措（不完全统计） (11) 表3：2018年以来风电行业相关政策 (11) 表4：拟核准的三条和清洁能源输送相关的特高压工程 (12) 表5：主要政策中关于风电建设规模的表述 (13) 表6：分散式风电发展低于预期的主要原因（不完全统计） (15) 表7：我国海上风资源分类 (16) 表8：2017年我国海上风电制造企业新增装机容量 (17) 表9：2018年以来核准和开工的海上风电项目（不完全统计） (19) 表10：海陆丰革命老区振兴发展近期重大项目之海上风电项目 (20)

我国风力发电行业发展分析报告

我国风力发电行业发展分析报告 目录 一、行业总体情况............................................. 2. 二、行业分布格局.............................................. 4. 三、行业内企业运行情况 (9) 四、行业发展趋势 (9) 五、行业产业链 (11)

一、行业总体情况 2014年，风电新增装机容量1981万千瓦，创历史新高，累计并网装机容量达到9637万千瓦，占全部发电装机容量的7%,占全球风电装机的26%。实现“十二五”规划提出的风电并网装机容量1亿千瓦的目标毫无悬念，已成定局。 2014年，风电年发电量1534亿千瓦时，占全部发电量的2.78%。风电建设已遍布全国各省（区、市），风电已成为我国电力的重要组成部分。2014年弃风限电情况加快好转，全国风电平均弃风率8%,同比下降4个百分点，弃风率达近年来最低值，全国除新疆地区外弃风率均有不同程度的下降。 到2015年，累计并网风电装机达到1亿千瓦，年发电量超过1900亿千瓦时，其中海上风电装机达到500万千瓦，基本形成完整的、具有国际竞争力的风电装备制造产业。 到2020年，累计并网风电装机达到2亿千瓦，年发电量超过3900亿千瓦时，其中海上风电装机达到3000万千瓦，风电成为电力系统的重要电源。 （一）风电发电量 到2014年底，全国风电发电量1563亿千瓦时，比2013年增长12.2%,增速比2013年同期大幅下滑24.15个百分点，风电发电量约占全国总上网电量的2.82%。 表1 2009-2014年我国风电产量情况 （二）风电发电装机容量 2014年,全国风电产业继续保持强劲增长势头，全年风电新增装机容量1981 万千瓦，新增装机容量创历史新高，累计并网装机容量达到9637万千瓦，占全部发电装机容量的7%,占全球风电装机的27%。 2014年，全国风电开发建设速度明显加快，新增风电核准容量3600万千瓦，同比增加600万千瓦，累计核准容量1.73亿千瓦，累计核准在建容量7704万千 瓦，同比增加1600万千瓦。风电发展“十二五”第三批核准计划完成率76%, 第四批核准计划完成率56%，完成率提高明显。此外，受价格政策调整因素影响，2014年下

2018年风电行业市场调研分析报告

2018年风电行业市场调研分析报告

目录 第一节以史为鉴，探寻风电增长与衰退之因 (4) 一、2003~2010年：政策推动，快速成长 (4) 二、2011~2012年：消纳问题突出，弃风致连续下滑 (5) 三、2013~2015年：弃风改善+抢装促增长 (5) 四、2016~2017年：弃风率高位，监管趋严致调整 (6) 五、小结：弃风成影响风电装机的核心因素 (6) 第二节拐点显现，弃风率步入下行通道 (8) 一、三管齐下，对症下药，剑指弃风 (8) 1、火电灵活改造配套辅助服务市场机制，三北地区调峰能力提升 (8) 2、特高压输电通道加快建设，2017年批量投运 (10) 3、风电供暖等措施促进本地消纳 (11) 二、加强监管，严控高弃风地区供给 (11) 三、弃风改善迹象明显，2017年现弃风率拐点 (13) 第三节拐点将至，新增装机将景气向上 (16) 一、红色预警六省新增装机有望探底回升 (16) 二、红六省以外地区增长势头强劲 (18) 1、中东部和南方地区低风速风电开发成新蓝海 (18) 2、新增装机、核准势头强劲，储备项目充足 (22) 三、海上风电方兴未艾 (24) 第四节风电行业步入可持续健康发展轨道 (26) 一、绿证开始实施，缓解补贴依赖 (26) 二、电价下调无碍高投资收益，电力需求增速回暖 (28) 第五节投资分析 (31)

图表目录 图表1：2003-2016年国内风电新增装机情况 (4) 图表2：历年弃风率与行业新增装机增速对比 (6) 图表3：2016年各省风电发电量占全省用电需求的比重，中东部比重小 (13) 图表4：2017年上半年现弃风率拐点 (13) 图表5：红六省2017上半年弃风率同比明显改善 (18) 图表6：国内四类风电资源区分布 (18) 图表7：我国中东部、南方地区与德国单位面积风电装机对比（千瓦/平方公里） (20) 图表8：中东部及南方地区19省2016年风电发电利用小时数 (21) 图表9：2015年风电项目平均单位千瓦造价（元/千瓦） (22) 图表10：红六省以外其他省份陆上新增装机持续增长 (22) 图表11：红六省以外地区新增核准情况 (23) 图表12：截至2016年底非限电区域已核准在建规模 (23) 图表13：部分地区披露的2017年风电核准计划达32GW（单位：万千瓦） (24) 图表14：2014年以来国内海上风电新增装机持续高增长 (25) 图表15：中国绿证每日成交平均价格 (26) 图表16：我国2016年各类电源发电量占比 (27) 图表17：风电标杆电价下调机制 (28) 图表18：2016年以来国内用电需求增速拐点向上 (29) 图表19：2017年上半年新增火电装机同比减少1290万千瓦 (29) 表格目录 表格1：特许权项目推动2003~2010年国内风电行业高增长 (5) 表格2：能源局公布的第一批和第二批火电机组灵活改造项目清单 (9) 表格3：东北地区试行辅助服务市场机制 (9) 表格4：与红色预警六省相关的特高压投运进度 (10) 表格5：风电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表 (12) 表格6：红色预警省份新增并网装机大幅减少（万千瓦） (12) 表格7：2017年上半年弃风形势明显好转 (14) 表格8：国家电网出台的20项促进新能源消纳的其体措施 (14) 表格9：2016年全国各省预警等级及新增风电装机情况 (16) 表格10：中东部和南部地区19省风电资源利用率不足7% (19) 表格11：部分国内低风速风电机组情况 (21) 表格12：2017年燃煤标杆电价普遍上调（元/度电） (27)

“压缩空气蓄能(CAES) 风电”国内外研究情况调研报告

“压缩空气蓄能(CAES)+风电”国内外研究情况调研报告1. 国内外研究情况 1.1 国内调研情况： （1）调研数据库说明： 国内研究情况调研涉及数据库是：中国学术期刊全文数据库(CNKI) 。该数据库文献总量达七千多万篇。文献类型包括：学术期刊、博士学位论文、优秀硕士学位论文；期刊方面包含有目前国内的8000多种期刊的相关论文。可以涵盖本专业的主要出版物。 （2）调研结果： 检索词是：“压缩空气蓄能” 检索方案是：所有题目中包含“压缩空气蓄能”的学术期刊。 检索结果：共发现35篇相关论文报道。其中8篇属于新闻简讯，例如介绍了美国、德国新建了压缩空气蓄能电站等情况，不具有调研价值；3篇发表于1990年之前，均是对CAES 这种蓄能方式作最基本的简介；还有3篇属于外国文献的翻译，不属于国内研究范围之内；剩余的21篇论文研究内容大致如下图所示： 图1 国内关于CAES学术论文的研究内容分析 （3）调研结论： ①国内关于CAES的研究起步比较晚，目前尚处于起步阶段，大部分论文都属于综述性文献。 ②关于风电与CAES相结合的论文几乎没有，只有几篇文献中谈到了国外使用压缩空气蓄能解决风力发电缺陷。 ③国内目前对CAES研究较为深入的是华北电力大学的研究课题组，其中关于CAES 系统的分析、计算、集成优化以及经济性分析的6篇论文里，有5篇来自我校刘文毅老师和杨勇平老师，并在CNKI的被引用量和下载量方面处于绝对优势。 （4）21篇国内CAES相关论文： 1、尹建国,傅秦生,郭晓坤,郭新生；带压缩空气储能的冷热电联产系统的分析；热能动力工程，2006-3 2、郭新生, 傅秦生, 赵知辛, 郭中纬；电热冷联产的新压缩空气蓄能系统；热能动力工程，2005-3

风电市场分析报告

风电市场分析 第一章风电介绍 一、风力发电的定义 风力发电是指利用风力发电机组直接将风能转化为电能的发电方式。在风能的各种利用形式中，风力发电是风能利用的主要形式，也是目前可再生能源中技术最成熟、最具有规模化开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。 我国风电行业作为新能源发电行业之一，具有十分广阔的前景。风力发电具有清洁，环境效益好；可再生，永不枯竭；基建周期短、投资少；装机规模灵活和技术相对成熟的优点，所以很受市场的青睐。但其也有一定的缺点，即有噪声和视觉污染；占用土地量大；不稳定不可控而且目前风力发电的成本仍然较高的。 二、风能优势 风力发电与核电相比，投资周期短、不会发生重大安全事故；与太阳能相比具有成本优势，更接近火电与水电的成本；与生物智能和潮汐能相比，具备大规模开发的条件。目前，风能是除了火电、核电、水电以外的第四大电力来源，是近几十年内实现电力清洁化、满足电力消费的主要发展方向。 风电优势图

第二章风电建设地区分布情况 一、我国风能资源储量及其分布 我国幅员辽阔，海岸线长，风能资源比较丰富。根据全国 900 多个气象站将陆地上离地 10m 高度资料进行估算，全国平均风功率密度为100W/m2，风能资源总储量约 32.26 亿 kW，可开发和利用的陆地上风能储量有 2.53 亿 kW，近海可开发和利用的风能储量有 7.5 亿 kW，共计约 10 亿 kW。如果陆上风电年上网电量按等效满负荷 2000 小时计，每年可提供 5000 亿千瓦时电量，海上风电年上网电量按等效满负荷 2500 小时计，每年可提供 1.8 万亿千瓦时电量，合计 2.3 万亿千瓦时电量。中国风能资源丰富，开发潜力巨大，必将成为未来能源结构中一个重要的组成部分。 另外，就各种新能源发电方式在储存量上对比来看，虽然太阳能的资源量是最多的，相当于 2.3 万亿吨标准煤，不过，其现在发电成本很高，还有待技术上的改进和成本的缩减；水电发电是我国现在在新能源中利用最高的一种发电方式，而且在技术上已经到了国际先进水平，不过其资源总量上受到一定的限制—其资源量为 1.8 亿 KW，可开发量为 1.28 亿 KW，相当于 1.4 亿吨标准煤，目前我国小水电的开发量为 20%左右，预计到 2030 年，我国小水电资源将开发完毕，届时可以形成 1 亿千瓦的装机水平。然而小水电在缺水的西部和北部受到了约束；而我国北部和西部风电的资源量相当的丰富，利用的空间还很大。 全国平均风速分布图

目前我国风能产业分析报告

目前我国风能产业分析报告 ?观CWEE2010展会暨研讨会心得 题记:2010年4月27 0-28日在上海新国际博览中心召开了CWEE2010上海 国际风能产业展会暨研讨会，我有幸全程参与了此次会议，对U前我国的风电及风能产业有了进一步的理解和认识，现将参会的心得总结如下，以雍读者。 本届上海风能产业研讨会作为“第四届中国（上海）国际风能展览会”的重要组成部分，继续秉承“主题突出、注重实效、效果明显”之特色，搭建探讨风电行业热门话题的平台，吸引了来自全球范围内的政府、协会、电力集团、风电运营商、整机商、零部件商等行业专家为行业带来最新资讯与观点。山于大会日程安排的时间关系及针对我们公司U前需求进行取舍，我此次着重参加并听取了开幕式、风电场建设、管理运营管理专题，中国（上海）国际中小型风电产业发展论坛，以及近海风电与潮间带风电的专题。 开幕式 开幕式集合了国家能源局、科技部、工信部、可再生能源学会、国电龙源及上海跨国采购中心诸位领导进行致辞。各位嘉宾领导发言的主旨思想可总结为, 国家在十二五期间将大力紧抓能源格局的转换，达到非化石能源使用率为总体能源使用量15%的总体U标，而风能产业的发展便是实现此U标的?中之重。为此, 国家能源局正逐步完善新能源产业振兴计划（正式），以期尽快颁布。在新能源产业振兴的各子行业中，风电将是未来的发展重点，能源局还积极主持国内首批海上风电项U的招标准备工作。近年来，我国风电装备制造业发展迅猛，工信部登记在册的整机制造商有87家，叶片制造商超过50家，但是在大功率机型 的整机设计，异型风机叶片设计、风机镇流器、整流器、大型整体轴承等关键零部件的设计制造方面，其核心技术仍需依鼎国外技术。针对这个情况，科技部高新司组织成立了全国各地区的风电技术创新联盟，旨在提高我国风机制造业的核心技术能力及科技创新实力。同时，在输配电网科技创新工作中，山科技部、国家电网牵头在河北省张北地区建设了国家风光储输智能电网示范基地，投入了大量的资金及科研力量，这也将大大促进我国新能源产业尤其是风电、太阳能发电、核电领域的发展速度。 二.风电场建设、管理运营管理专题 本专题是此次参会的重点，演讲的嘉宾包括：国内及亚洲最大的风电开发、运营商一国电龙源电力集团公司的杨校生总工；国家风力发电工程技术研究中心张连兵主任；中国风电集团有限公司张世惠副总工；北京天源科创风电技术有限公司（金风全资子公司）及英国风能公司中国区的相关业务代表。嘉宾们就各自在实际工作中遇到了针对风电场建设和运营管理中遇到的问题及经验与大家进行了分享及探讨。其中风电场建设中的风险控制这一议题，对我们现行工作提供了不少建设性的经验及参考。嘉宾指出，风电场建设过程应分为规划阶段、勘察设 计额阶段、初设阶段、采购阶段、施工阶段和收尾阶段分阶进行风险控制。 具体内容我总结成如下表格:

安徽龙源来安风电发电场调研报告

安徽龙源来安风电发电场调研报告 大唐江苏分公司新能源项目筹建处陈荣 中国国电安徽龙源来安风力发电场与南京青龙山、宿迁洪泽湖北岸项目有很大的相似处，都是低风速区，年平均风速为5.2-6.2米/秒左右，为了了解远景87、93风机在来安的运行情况，初步了解风电场的运行情况，探索低风速区风机选型，风力发电企业的运维模式、风电企业人员配备结构及大概收入情况，我带领公司员工于2012年11月28日到安徽龙源来安风力发电场进行了调研学习，现将调研情况总结如下： 一、安徽龙源来安风力发电场概况：该风电场由国电龙源集团公司投资组建，隶属中国国电。风场位于安徽来安县东侧杨郢乡，属于丘陵地带，常年风向为东北、东南风，风速2011年为5.1米/秒。风场规模25万容量，分5期实施，每期5万容量，一期、二期、三期、五期采用远景能源设备，四期采用联合动力设备，共总投资26亿165台1.5MW风机，单机发电，经过风机变压器升压后集中到22万升压站并网方案。系统设计运行寿命25年，目前电站运行正常。龙源在建项目安徽定远、凤阳；江苏盱眙都采用远景能源风机。 二、运行维护管理模式 来安风电场运行管理自主进行监盘、抄表、巡检、操作等工作，电站的消缺检修工作主要目前还由远景厂家承担，质保期为3年，质保期内，由厂家负责维护检修，风场安排10个维护人员跟班学习，以便今后无缝交接。 三、生产人员及岗位收入情况 风场现场总管理的组织机构采取场长负责制，定员20人。设场长1人，值长3人，其余为点检及运行人员若干。运行值班工为3班2倒，大班制管理模式。所有人员为在编人员，工资薪酬大概为：值班工2500元/月，值长3500元/月，场长5000元/月。 风机简介及维护 此次调研重点主要针对远景风机进行。远景机组的技术路线兼顾传统的齿轮箱双馈技术和创新的局部变桨直驱技术，1.5MW、2.3MW风机采用成熟的零部件供应链，高可靠，高发电能力的优异产品性能表现被市场广泛认可，特别针对超低风速风资源开发设计的EN-87/1.5和EN-93/1.5机组能够使得5-6m/s的风资源具备开发价值。 安徽龙源来安风力发电场共安装了132台远景1.5MW智能双馈风机，风塔高度80米，江苏宇杰风力钢机生产，风机变压器采用江苏华鹏公司产品。其中B5为远景93机型，于2012年4月由87机型更换叶片改装成93机型，2012年7月进行控制策略更新，正式投入商业运行，目前投运正常，产能与周边87机型同比高出10%左右，同比联合动力超过20%。 87、93两种机型硬件上唯一的不同在于叶片的差别，相应的软件上控制策略也有所不同，其余方面，是完全一样的。远景现场工程师也介绍了远景正在研发的103机型，目前已经完成计算机模型测试，未有实际投入验证阶段。

风电市场分析报告

国内风电市场分析报告 ---针对风力发电机组CMS上振动传感器一、行业概述 风电作为新型可再生能源，由于资源潜力大、技术基本成熟近年来发展迅速，我国是世界上风电发展最快的国家，到2011年底，累计安装风电机组45894台，装机容量达62364.2MW，居世界首位，截至2012年6月，风电并网量达到5258万千瓦，首次超越美国，成为世界第一，自此我国取代美国成为世界第一风电大国，国内风电产业也得到超前发展。 二、CMS出台的背景 高速发展背后，随着装机数量的增多，风电行业重大事故频繁反生，截至2011年8月，国内机组共计发生27次重大事故，其中火灾事故20起，倒塌事故5起，飞车事故2起，脱网事故3起（1944台机组脱网）。就其原因主要有以下几点：1、风电设备设计存在缺陷，质量不过关；2、风场安全管理不到位，对设备监督存在漏洞；3、风电配套设备技术水平亟待提高。 部分事故是可以通过实时监测手段监测并规避的，风机的故障很多属于机械故障，振动监测系统可以对风机的主轴承、齿轮箱、发电机等进行实时监测，有以下几点效果： 1、提高设备可用性，避免非计划停机； 2、优化维修工作计划，减少停机； 3、损失避免部件间接损害，减少维修成本； 4、分析部件失效原因，为设计和制造的改进提供依据； 为了规范风电的可持续发展，有关部门开始制定风电行业相关标准，其中就包含国家能源局2011年8月6日发布的《风力发电机组振动状态监测导则》，导则中明确规定海上风电机组以及陆上2MW以及以上风电机组应固定安装振动监测系统，同时规定风电机组质保期满进行验收时，需出具风电机组振动监测系统提供的振动状态报告。导则虽是推荐性的，并没有强制执行，通过2012年整个在线振动监测系统的需求来看，主要业主以及整机厂都已开始慢慢认可这一标准，而且目前国内很多使用1.5MW风机的风场也普遍安装在线振动监测系统，所以在线振动监测系统前景是很可观的。

全球及中国风电行业研究报告-20200619

全球及中国风电行业研究报告

1、全球风电行业概况 世界风能协会（WWEA）发布数据显示，全球风电装机容量持续增长，由2013年318,919MW增长到2019年的650,758MW，年复合增长率为13%。全球风电装机累计容量TOP10如下表所示： 图表2：2014-2019年全球风电机组新增装机容量 数据来源：世界风能协会（WWEA）

图表3：2019年全球风电装机累计容量市场份额分布 图表4：2019年全球风电装机新增容量市场份额分布 数据来源：世界风能协会（WWEA） 2、中国风电行业概况 目前我国风电叶片步入稳定增长阶段，2019年中国新增风电机组装机容量占全球新增装机容量的46%，风电领域玻璃纤维需求存在较大空间。风能成为我国能源市场正在快速发展的重要领域，中国在风电领域已经逐步加大力度投资。

中国《可再生能源发展“十三五”规划》提出，实现2020、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标，加快对化石能源的替代进程，改善可再生能源经济性。 中国风能协会（CWEA）预计，到2020年国内在风力发电领域将投资3,500亿元，其中，20%（即700亿元）左右的领域需要使用玻璃纤维（如风机叶片），这对中国玻璃纤维企业来说是一个很大的市场。玻纤织物约占叶片总成本的20%；而叶片是风电机组最重要的部件之一，约占其总成本的25%。 世界风能协会（WWEA）发布数据显示，中国风电机组累计装机容量由2013年91,412MW增长到2019年的237,029MW，年复合增长率为17%。 图表5：2014-2019年中国风电机组累计及新增装机容量 数据来源：世界风能协会（WWEA） 根据2019年发改委发布的《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》：“2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。”随着2021年陆上风电平价上网时间节点的临近，政策节点临近驱动产业大规模抢装。因此，2020年风机设备抢装仍将进行，并且2020年将成为抢装高峰，根据国盛证券研究中心预测，2019

系列风电机组事故分析及防范措施(五)——风电场运维与安全隐患

机组安全不仅与整机质量有关，而且与风电企业的管理体制、风电场管理与运维人员有着密不可分的关系。就中国目前大部分风电场的管理体制来看，风电场维护维修人员的技术水平和责任心，对保证机组正常运行及机组安全有着最为直接和关键性的作用。下面就现场人员、风电场管理、机组运维以及风电场现状等几个方面所存在的问题予以阐述和分析。 风电场存在的问题 一、现场人员的技术水平及运维质量堪忧目前，中国绝大部分风电场，主要依靠现场人员登机判断和处理机组故障，检查和排除安全隐患。公司总部和片区的技术人员不能通过远程直接参与风电场机组的故障判断和检查，难以给现场强有力的技术支持。设备厂家的公司总部、片区除了提供备件外，难以对现场机组管理、故障判断和处理起到直接的作用。风电场与公司总部、片区之间严重脱节。 中国大多数风电场地处偏远地区，条件艰苦，难以长期留住高水平的机组维护维修人才。再者，不少风电企业对风电场运维的重视度不够，促使现场人员大量流失，造成不少经验丰富的运维人员跳槽或改行。经验丰富、认真负责的现场服务技术人员严重匮乏，这也是中国风电场重大事故频发的重要原因之一。 如果说在质保期内不少风电场的现场服务存在人才和技术问题，那么，在机组出质保后，众多风电场的运维质量和现场人员的技术水平更令人担忧。尤其是保护措施完善、技术含量高的双馈机组，由于现场人员的技术水平有限，加之，众多风电场在机组出质保后备件供应不及时，要确保机组正常的维修和运行更加困难。为了完成上级下达的发电量指标，维修人员不按机组应有的安全保护和设计要求进行维修，不惜去掉冗余保护，采取短接线路、修改参数等方法导致机组长期带病运行，人为制造安全隐患。 在机组出质保后，有些风电场业主以低价中标的方式，把机组维修和维护外包。而外包运维企业为了盈利，把现场人员的工资收入压得很低，难以留住实践经验丰富的现场人员，现场人员极不稳定，因此，确保机组的安全运行变得更加困难。 二、目前风电场开“工作票”所存在的问题 在风电场机组进入质保服务期以后，大部分风电场的机组故障处理流程通常是：在风电场监控室的业主运行人员对机组进行监控，当发现机组故障停机后，告诉设备厂家的现场服务人员；能复位的机组，在厂家现场人员的允许下，对机组复位；不能复位的，通知设备厂家人员对机组进行维修；在维修之前，厂家人员必须到升压站开工作票；只有经过风电场业主相关部门的审批同意后，厂家现场人员方可进行故障处理；机组维修后，厂家服务人员再次到升压站去完结工作票。 在风电合同中，通常把机组利用率作为出质保考核的重要指标，一些风电场开工作票的时间远远超过机组维修时间。因此，开工作票、结工作票等一系列工作流程直接会影响机组利用率，同时还会造成不必要的发电量损失。有的风电场还有这样的要求，如设备厂家的现场服务人员第一次到该风电场服务，则需先在风电场接受为期三天至一周的入场教育，方能入场登机处理现场问题。 然而，在质保期内，监控机组的运行状态及故障处理理应由设备厂家及现场人员完成，以上流程则会造成设备厂家的现场人员处于被动处理机组故障的状态，使得不少风电场的厂家现场人员对其机组运行状态难以进行长期、持续地监控和故障跟踪。由于缺乏对机组运行状态及故障产生过程的了解，还可能错过提前发现机组安全隐患的机会，最终导致重大事故的发生。从原则上讲，业主人员可以对厂家服务人员的日常维修和维护工作进行监督、提出异议，但不应过度参与其中，以免造成管理混乱，影响正常的机组维修和维护工作。 以上开“工作票”的方式，不仅增加了机组故障的处理时间，更重要的是造成了职责不清，责任不明，管理错位等问题。设备厂家现场人员的培训工作应由设备厂家进行，派遣到现场