#痘痘# 嘴巴周围总是长痘痘是因为吃的太好？胃火过旺？
❌不是的。
从循证医学的角度来说，究其根本还是因为这个位置的皮脂腺相对而言比较发达，油脂出油过多就会诱发痤疮丙酸杆菌、另外如果毛孔堵塞形成角栓也会让唇周的部位长痘痘。
在治疗上需要分两种情况：
✅如果只是冒出来几颗痘痘，偶尔长的话，可以早晨涂抹甲硝唑凝胶、晚上涂抹阿达帕林凝胶，有痘印可以涂抹15%的壬二酸凝胶；
✅如果是反反复复的长痘，并且连成一片的情况，除了按照上面的治疗方法，还需要排查下面的因素：
1. 多囊卵巢综合征
2. 使用了含氟的牙膏
3. 真菌感染
4. 幽门螺旋杆菌感染
#护肤知识充电站##健康美好生活计划##杨占风医生#
https://t.cn/Re3Auob
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[送花花]“与心灵相约，与健康同行”——成都医学院走进香宝宝幼儿园[送花花]
▶️ 6月29日上午，在成都医学院和成都市香锐创业投资有限公司的共同推动下，香宝宝汉城幼儿园红星分园联合成都医学院心理学院开展了“珍爱健康，快乐成长”知识进校园系列讲座。[打call]本次培训主题为“漫谈心理健康与压力管理”，主讲人系成都医学院心理学院孙璐副教授。[鼓掌][鼓掌][鼓掌]
▶️孙教授从心理健康的含义、标准以及如何维护心理健康及压力管理等方面结合实际的案例进行深度剖析，帮助大家树立正确的自我认知，有效控制负面情绪，保持乐观良好心境。[笑哈哈]同时，孙教授也为老师们带来了舒缓工作压力的小技巧，倡导大家在日常生活中关注心理健康，建立和谐的人际关系，学会合理地宣泄情绪，积极了解问题产生的原因并寻找解决办法，做好压力管理。 [抱一抱][抱一抱][抱一抱]
▶️此次培训让教师们认识到心理健康的重要性,也学到了一些缓解压力、调节情绪的方法，相信未来大家都能以更积极的态度面对工作和生活，提升自我幸福感。[心][心][心]
编辑：符祥芳
审核：张金秀/赵函艺
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编辑：符祥芳
审核：张金秀/赵函艺
风电行业交流纪要
Q1:十四五全国及各省风电规划情况？
A:整个十四五期间，全国各省风电规划情况如下：内蒙古风电装机最多，在51GW左右；浙江大概有4.5GW；黑龙江大概有10GW左右；甘肃有25GW左右；山东大概有7-8GW；天津大概有1GW多一点；宁夏大概有4-5GW；江苏大概有11GW左右；云南大概有15-20GW；河北大概有21-22GW；河南大概有10GW多一点；吉林大概有16GW左右；四川大概有10GW左右；湖北大概有6-7GW；西藏可能暂时没有多少；海南大概有5GW左右；江西大概有2-3GW；广东大概有20GW左右；青海大概8-10GW；重庆大概有1GW多一点；贵州大概有5GW左右；北京大概有0.2GW左右；湖南大概有6-7GW。
Q2: 22年预计国内新增陆风海风装机规模多少？
A: 整体来说，海风在十四五期间规划总装机大概55GW左右，陆风大概年平均装机45-50GW左右。22年预计国内新增陆风装机量大概在45-50GW左右，海风相对比较少，大概有5-6GW左右装机量。
Q3: 从更长的时间维度看，陆风和海风的增长空间和态势如何？
A: 陆风可开发容量大概在500-600GW左右，包括新开发陆风、旧风改造、风叶下乡以及戈壁滩陆风等，而海风可开发容量将超过1000GW，陆风可开发总容量要比海风可开发总容量少很多。十三五底，海风装机在整个风电装机中占比大概为13%-15%的水平，预计往后海风装机会越来越多，每年新增装机可能会达到15-20GW。在2030年之前，陆风依然是主力，预计年均新增装机45-50GW。
Q4: 目前风电的消纳情况如何？各地区的弃风率如何？呈现什么样的趋势？
A: 目前风电消纳情况相比前几年整体有所好转，风电消纳主要与两方面有关：一是电网侧改革，二是供电侧改革。电网基本上往智能化围网改变，供电侧将增加风电储能，避免需要电的时候无电可用，不需要电的时候弃风现象。因为风光发电不如火力发电那样稳定，会受季节和天气影响。增加存储设备后，既可调节上网时间，又可调节火电发电周期。
以前甘肃弃风限电最为严重，近几年甘肃弃风限电降到了10%以内。沿海发达地区弃风限电情况相对较好，弃风率基本都很低。弃风限电最明显地区还是三北地区，这些地区经济发展慢，以前特高压电没有足量上网，弃风率相对较高。近几年，特高压电远程调节输出明显好转，弃风率每年降低大概2%-3%，最高降低20%以上。
Q5: 今年上半年风电装机情况如何？
A: 今年1-5月份风电装机量非常少，主要有两方面影响：一是受季节因素影响，二是受疫情影响。季节影响方面，我国北方地区1-5月仍处于天寒地冻状态，冻土导致风电装机寸步难行，每年1-5月风电装机都非常少。往年南方风电施工基本上占全国风电总施工20%左右。今年受疫情影响，南方风电施工占比会有所降低。上海地区和华东地区疫情影响较为明显，风电装机量有一定负面影响。西安、河南和吉林等地年初也受到疫情影响，影响量大概在10%-15%。今年上半年风电装机整体偏弱，但下半年整体装机量会增加许多，全年陆风电装机量依然朝着至少55GW发展。整个市场需求没有太大问题，去年招标量基本上都有60GW往上，今年截止目前招标量大概有43-44GW左右。
Q6: 关于新能源欠补问题，今年已经发放的两批补贴主要是给哪些企业？补贴款是否已收到？行业剩余的未发补贴预计什么时候能发放？
A: 今年已发放的两批新能源补贴主要给了央企。陆风补贴之前欠一部分，这两批补贴更多给了陆风，海风补贴和陆风补贴目前都欠一部分。预计在之后的2-3年时间里，补贴会发放到位，补贴填补最迟完成时间在十四五末期。今年补贴填补会减缓，主要是疫情对整体国家财政经济带来一定负面影响，国家财政政策会更加偏向于刺激消费和购置税等恢复经济活力方面，新能源补贴填补因此会有所放缓。
Q7: 目前风电行业招标情况如何？今年及分季度陆风海风招标规模多少？有什么趋势？
A: 目前，陆风招标大概在37GW左右，海风招标大概在7GW左右。预计今年海风总招标量大概在20GW左右，陆风招标量大概在60左右。
Q8: 风电产业链上中下游分别的竞争格局和竞争态势如何？各企业如何构建自己的行业壁垒？（上游零部件、中游整机、下游电厂运营商）
A: 上游零部件，目前国产化零部件处于充分竞争的红海状态。国产化率不高的零部件（如：主轴、轴承等），竞争相对不算激烈，相应生产厂家利润会好一些，但慢慢竞争态势也会加剧。其他小品类零部（如：提升机），这类企业也会相对比较有竞争优势，因为企业基本处于领跑地位。但铸件、叶片以及低端结构件自动器等部件竞争比较充分，相应厂家毛利率在不断下降。
中游整机，竞争也比较激烈，目前有十几家企业竞争。中标过程中，价格依然是大比例考量因素。整个行业中，目前有几家相对运营健康的大企业，如：金风科技、明阳智能。远景能源未上市，财务状况尚不明确，其他一些企业目前盈利能力并不是很好。除非企业有知识、风场开发、材料以及跨业务比较全，包括投资运营或者像发电厂一样进行投资，这样企业盈利才会相对较好。
下游电厂运营商，平价之后，盈利能力最好的企业，如：三峡能源，它的毛利率超过40%。国家电投盈利也算比较好，但往往集中于火电业务的运营商亏损严重。总之，新能源业务占比较高的电厂运营商，盈利能力会更强。
Q9: 怎么看待风电下乡？以及开发中可能遇到的瓶颈？
A: 长期来看，风电下乡的年装机量会比较有限。风电下乡至少得有100GW以上的装机量，但并非每个农村或每个县都能达到这个地步。未来电改政策可能会促进风光能源在农村、乡镇、碳中和工业园及碳中和农村加速建设。但这并非单个设备的影响，而是整个电力体系的改变。
风电下乡瓶颈主要体现在两个方面，一是，风电下乡主要集中的三北地区用电量上不去。二是，南方风电装机占地面积较大、占地费用贵，并且风资源并不是很好。
Q10: 目前陆风和海风的单GW总成本在多少亿？
A: 在陕北平原地区大一些的项目，陆风开发成本大概在4000-5000元/kw，即40-50亿/GW。海风项目开发成本相对会翻倍，在山东以北地区，海风开发成本大概在1.1-1.2万/kw。福建和广东风电开发成本要高一些，大概在1.3-1.4万/kw。
Q11: 目前陆风和海风项目分别的详细成本拆分？比如风机、塔筒、海缆、安装成本占比等。
A: 北方地区陆风风机成本大概占45%-50%，南方偏山区陆风风机成本大概占40%-45%，因为运输成本和施工变压站等成本要高，整体相对成本更高，风机成本占比相对较低。塔筒成本占建设成本大概5%-6%水平，如果每千瓦建设成本是4000-5000元，塔筒成本大概在400-500元左右。海缆成本和风机到海岸线的距离有关，大部分海缆按照30-40公里计算，海缆成本大概占开发成本5%左右，距离远一些的占6%-7%左右。陆上安装成本大概占总成本11%-12%左右，海上安装成本大概能占20%左右，相对较高。
Q12: 近年来，陆风和海风的成本变化情况？未来趋势如何？（设备成本、施工成本等）
A: 近些年陆风成本变化相对较大。平价之前，风机成本可能在2500-2600元左右。平价之后，一个机组大型化成本大概在1500元左右。施工成本中，吊装费等成本降了30%-40%左右，吊装打桩成本基本腰斩。
Q13: 近期大宗商品价格有所回落，原材料价格对项目成本及收益率的影响？
A: 近期原材料价格确实稍有回落，但相比于前年，原材料成本依然处于高位。今年所施工项目基本上都是去年招标完成的项目，新招标项目并不多。企业在购买原材料产品时，与上游厂家谈判可能会稍降成本，但降幅不会很明显。因为上游零部件企业大部分盈利能力并不是很好。如果原材料成本上涨时，中下游企业使劲压价，上游企业会很难经营下去。
Q14: 陆风风机和海风风机有哪些区别？价格差异这么大的原因是什么？
A: 陆上风机和海上风机区别主要体现在四个方面：一是使用寿命；二是建设可靠性；三是设备防腐等级；四是防雷预警装置和阻尼器要求。首先，陆上风机寿命大概20年，海上风机寿命大概25年，海上风机寿命相对更长。其次，海上风机建设可靠性要求比陆上风机更高，因为海上风机一旦发生故障，维护成本会很高，所以它的建设可靠性要求会更高，以最大程度降低故障可能性。此外，海上风机设备防腐等级要求要更高，喷涂和防腐材料要求比较高。海上风机的塔筒机舱部分除湿要求也比较高，否则内部腐蚀影响会比较大。最后，海上风机遭遇雷暴天气比较多，相应的防雷预警装置设备会比陆上风机装配要多。海上风机的阻尼器也会相对比较大，以起到减震和抗击载荷冲击作用。
Q15: 目前国内能生产的最大的风机有多大？大型化发展的极限是多少？
A: 目前国内开发的最大风机在16MW左右。东方电气、远景能源、金风科技和上海电气等企业可能开发了14MW的风机，海上风机大概在15-16MW左右。大型化的极限基本上。目前陆上风机大型化极限大概是8MW以上，主要是运输方面受限比较大，分段叶片目前也不算成功。海上风机大型化极限大概在20MW以上，海上风机只有做大，整个收益率才会比较理想。
Q16: 除了大型化以外，风电设备未来还有哪些发展趋势？
A: 往半直驱发展，成本相对较低，可靠性向直驱方面发展，海上风电逐渐降低双馈比例。风机越大，轴承倾向于半直驱，不用直驱那么大。风机大型化之后，叶片可能会使用大量轻质高强的碳纤维。为成本控制，风电叶片可能会推出不饱和聚酯以及聚氨酯等新材料，以代替环氧树脂类材料。此外，海上风电并网可能由交流渐渐变成直流。大型化带来的技术发展还包括很多方面，例如：海缆技术需要更加进步，海缆逐渐变细，内高压性能加强，电流功率逐步增大，有效减少功率模块的使用量，降低设计成本，在测风雷达设备方面更加敏感，立体性应用更大型化，海上应用更广泛。智能网络中的存储设备不仅仅使用电池储能设备，在海上可实现自清，向海洋牧场发展。
Q17: 通常海风和陆风设备的使用寿命分别有多长？
A: 陆上风机寿命大概20年，海上风机寿命大概25年，海上风机寿命相对更长。
Q18: 目前风电运营的行业普遍内部收益率IRR是多少？单GW利润能到几个亿？分陆风和海风。
A: 风电运营商普遍业内收益率在8%以上，发展较好的企业甚至可达到12%。风电平价后，典型业主（即：运营商）相比平价之前利润更高。海上风电平价收益率普遍在6%以上，因为其整机寿命更长，达到25年。
Q19: 今年是海风平价第一年，平价前后海风项目收益率的变化情况？
A: 最低收益率在6%以上。今年是海上平价第一年，平价前国家补贴较多，并网电价大概在0.85元；平价后，上网电价不按经费算，普遍在0.39-0.42元，典型代表为山东、江苏、广东。业主的收益率由于补贴减少过多，其收益相比平价前有所下降。
Q20: 沿海各省海风利用小时数有多少，目前哪些地区的海风项目能达到平价标准？
A: 山东、江苏约为3200小时，年平均风速为7.5米，福建、广东约为4000小时，年平均风速为8米，其中，福建省来风较为平稳，发电效率较好。目前，江苏省海风装机量最多，累计装机量占全国近50%。
Q21: 风电项目配套储能对于收益率的影响有多少？
A: 配储能后，发电量可提高6%左右。
Q22: 大基地的风电项目收益率是多少？
A: 正常情况下，并网收益率基本在6%-8%以上。
Q23: 风光大基地项目，各企业分别能拿多少指标？什么样的企业拿项目有优势？
A: 央企优势较大。例如国家电投、国家能源、大唐发电、华电国际、华润电力、三峡能源、中广核等企业指标较多，三北地区占比较多，其次还有南方个别省，例如云南，南方各省主要以光伏为主。
Q24: 目前海风竞价项目的情况如何？怎么看待今年3月上海金山海风竞价项目出现0.302元/kwh这么低的中标价格。
A: 项目竞配以联合体竞配为主，开发商、业主、运营商、电厂、重点部件厂家进行联合竞配。
Q25: 现在风电参与市场化交易的规模如何？溢价水平有多少？
A: 目前风电参与交易市场交易规模约为20%左右。溢价水平比正常电价略低几分钱。
Q26：关于风电成本，风机领域还有哪些方面有降本空间？
A：小品类还存在某些空间，大部分品类降价空间不大。部件方面进行降本，偏向于国产化的推进速度，主轴承、齿轮箱、海缆等部件，如果国产化竞争态势加剧，有利于海缆降价，其他方面的降价空间不大。
Q27：分散式风电的空间如何看待？
A：分散式风电只是作为风电或者新风电发展的重要补充，但不会成为主力。分散式风电每年基本上占比20%以内，风电下乡、碳中和工业园、智能化改造、风电用电结构改造后，这部分量主要为补充作用，无法形成太大规模，每年不超过10GW。
Q28：陆风、海风从招标到交付的时间周期大概为多长？
A：陆风从招标到交付普遍在12-14个月。海风近几年比较另类，今年普遍为1年以内，但正常情况下，从招标到全容量并网，大概为1.5-2年。
Q1:十四五全国及各省风电规划情况？
A:整个十四五期间，全国各省风电规划情况如下：内蒙古风电装机最多，在51GW左右；浙江大概有4.5GW；黑龙江大概有10GW左右；甘肃有25GW左右；山东大概有7-8GW；天津大概有1GW多一点；宁夏大概有4-5GW；江苏大概有11GW左右；云南大概有15-20GW；河北大概有21-22GW；河南大概有10GW多一点；吉林大概有16GW左右；四川大概有10GW左右；湖北大概有6-7GW；西藏可能暂时没有多少；海南大概有5GW左右；江西大概有2-3GW；广东大概有20GW左右；青海大概8-10GW；重庆大概有1GW多一点；贵州大概有5GW左右；北京大概有0.2GW左右；湖南大概有6-7GW。
Q2: 22年预计国内新增陆风海风装机规模多少？
A: 整体来说，海风在十四五期间规划总装机大概55GW左右，陆风大概年平均装机45-50GW左右。22年预计国内新增陆风装机量大概在45-50GW左右，海风相对比较少，大概有5-6GW左右装机量。
Q3: 从更长的时间维度看，陆风和海风的增长空间和态势如何？
A: 陆风可开发容量大概在500-600GW左右，包括新开发陆风、旧风改造、风叶下乡以及戈壁滩陆风等，而海风可开发容量将超过1000GW，陆风可开发总容量要比海风可开发总容量少很多。十三五底，海风装机在整个风电装机中占比大概为13%-15%的水平，预计往后海风装机会越来越多，每年新增装机可能会达到15-20GW。在2030年之前，陆风依然是主力，预计年均新增装机45-50GW。
Q4: 目前风电的消纳情况如何？各地区的弃风率如何？呈现什么样的趋势？
A: 目前风电消纳情况相比前几年整体有所好转，风电消纳主要与两方面有关：一是电网侧改革，二是供电侧改革。电网基本上往智能化围网改变，供电侧将增加风电储能，避免需要电的时候无电可用，不需要电的时候弃风现象。因为风光发电不如火力发电那样稳定，会受季节和天气影响。增加存储设备后，既可调节上网时间，又可调节火电发电周期。
以前甘肃弃风限电最为严重，近几年甘肃弃风限电降到了10%以内。沿海发达地区弃风限电情况相对较好，弃风率基本都很低。弃风限电最明显地区还是三北地区，这些地区经济发展慢，以前特高压电没有足量上网，弃风率相对较高。近几年，特高压电远程调节输出明显好转，弃风率每年降低大概2%-3%，最高降低20%以上。
Q5: 今年上半年风电装机情况如何？
A: 今年1-5月份风电装机量非常少，主要有两方面影响：一是受季节因素影响，二是受疫情影响。季节影响方面，我国北方地区1-5月仍处于天寒地冻状态，冻土导致风电装机寸步难行，每年1-5月风电装机都非常少。往年南方风电施工基本上占全国风电总施工20%左右。今年受疫情影响，南方风电施工占比会有所降低。上海地区和华东地区疫情影响较为明显，风电装机量有一定负面影响。西安、河南和吉林等地年初也受到疫情影响，影响量大概在10%-15%。今年上半年风电装机整体偏弱，但下半年整体装机量会增加许多，全年陆风电装机量依然朝着至少55GW发展。整个市场需求没有太大问题，去年招标量基本上都有60GW往上，今年截止目前招标量大概有43-44GW左右。
Q6: 关于新能源欠补问题，今年已经发放的两批补贴主要是给哪些企业？补贴款是否已收到？行业剩余的未发补贴预计什么时候能发放？
A: 今年已发放的两批新能源补贴主要给了央企。陆风补贴之前欠一部分，这两批补贴更多给了陆风，海风补贴和陆风补贴目前都欠一部分。预计在之后的2-3年时间里，补贴会发放到位，补贴填补最迟完成时间在十四五末期。今年补贴填补会减缓，主要是疫情对整体国家财政经济带来一定负面影响，国家财政政策会更加偏向于刺激消费和购置税等恢复经济活力方面，新能源补贴填补因此会有所放缓。
Q7: 目前风电行业招标情况如何？今年及分季度陆风海风招标规模多少？有什么趋势？
A: 目前，陆风招标大概在37GW左右，海风招标大概在7GW左右。预计今年海风总招标量大概在20GW左右，陆风招标量大概在60左右。
Q8: 风电产业链上中下游分别的竞争格局和竞争态势如何？各企业如何构建自己的行业壁垒？（上游零部件、中游整机、下游电厂运营商）
A: 上游零部件，目前国产化零部件处于充分竞争的红海状态。国产化率不高的零部件（如：主轴、轴承等），竞争相对不算激烈，相应生产厂家利润会好一些，但慢慢竞争态势也会加剧。其他小品类零部（如：提升机），这类企业也会相对比较有竞争优势，因为企业基本处于领跑地位。但铸件、叶片以及低端结构件自动器等部件竞争比较充分，相应厂家毛利率在不断下降。
中游整机，竞争也比较激烈，目前有十几家企业竞争。中标过程中，价格依然是大比例考量因素。整个行业中，目前有几家相对运营健康的大企业，如：金风科技、明阳智能。远景能源未上市，财务状况尚不明确，其他一些企业目前盈利能力并不是很好。除非企业有知识、风场开发、材料以及跨业务比较全，包括投资运营或者像发电厂一样进行投资，这样企业盈利才会相对较好。
下游电厂运营商，平价之后，盈利能力最好的企业，如：三峡能源，它的毛利率超过40%。国家电投盈利也算比较好，但往往集中于火电业务的运营商亏损严重。总之，新能源业务占比较高的电厂运营商，盈利能力会更强。
Q9: 怎么看待风电下乡？以及开发中可能遇到的瓶颈？
A: 长期来看，风电下乡的年装机量会比较有限。风电下乡至少得有100GW以上的装机量，但并非每个农村或每个县都能达到这个地步。未来电改政策可能会促进风光能源在农村、乡镇、碳中和工业园及碳中和农村加速建设。但这并非单个设备的影响，而是整个电力体系的改变。
风电下乡瓶颈主要体现在两个方面，一是，风电下乡主要集中的三北地区用电量上不去。二是，南方风电装机占地面积较大、占地费用贵，并且风资源并不是很好。
Q10: 目前陆风和海风的单GW总成本在多少亿？
A: 在陕北平原地区大一些的项目，陆风开发成本大概在4000-5000元/kw，即40-50亿/GW。海风项目开发成本相对会翻倍，在山东以北地区，海风开发成本大概在1.1-1.2万/kw。福建和广东风电开发成本要高一些，大概在1.3-1.4万/kw。
Q11: 目前陆风和海风项目分别的详细成本拆分？比如风机、塔筒、海缆、安装成本占比等。
A: 北方地区陆风风机成本大概占45%-50%，南方偏山区陆风风机成本大概占40%-45%，因为运输成本和施工变压站等成本要高，整体相对成本更高，风机成本占比相对较低。塔筒成本占建设成本大概5%-6%水平，如果每千瓦建设成本是4000-5000元，塔筒成本大概在400-500元左右。海缆成本和风机到海岸线的距离有关，大部分海缆按照30-40公里计算，海缆成本大概占开发成本5%左右，距离远一些的占6%-7%左右。陆上安装成本大概占总成本11%-12%左右，海上安装成本大概能占20%左右，相对较高。
Q12: 近年来，陆风和海风的成本变化情况？未来趋势如何？（设备成本、施工成本等）
A: 近些年陆风成本变化相对较大。平价之前，风机成本可能在2500-2600元左右。平价之后，一个机组大型化成本大概在1500元左右。施工成本中，吊装费等成本降了30%-40%左右，吊装打桩成本基本腰斩。
Q13: 近期大宗商品价格有所回落，原材料价格对项目成本及收益率的影响？
A: 近期原材料价格确实稍有回落，但相比于前年，原材料成本依然处于高位。今年所施工项目基本上都是去年招标完成的项目，新招标项目并不多。企业在购买原材料产品时，与上游厂家谈判可能会稍降成本，但降幅不会很明显。因为上游零部件企业大部分盈利能力并不是很好。如果原材料成本上涨时，中下游企业使劲压价，上游企业会很难经营下去。
Q14: 陆风风机和海风风机有哪些区别？价格差异这么大的原因是什么？
A: 陆上风机和海上风机区别主要体现在四个方面：一是使用寿命；二是建设可靠性；三是设备防腐等级；四是防雷预警装置和阻尼器要求。首先，陆上风机寿命大概20年，海上风机寿命大概25年，海上风机寿命相对更长。其次，海上风机建设可靠性要求比陆上风机更高，因为海上风机一旦发生故障，维护成本会很高，所以它的建设可靠性要求会更高，以最大程度降低故障可能性。此外，海上风机设备防腐等级要求要更高，喷涂和防腐材料要求比较高。海上风机的塔筒机舱部分除湿要求也比较高，否则内部腐蚀影响会比较大。最后，海上风机遭遇雷暴天气比较多，相应的防雷预警装置设备会比陆上风机装配要多。海上风机的阻尼器也会相对比较大，以起到减震和抗击载荷冲击作用。
Q15: 目前国内能生产的最大的风机有多大？大型化发展的极限是多少？
A: 目前国内开发的最大风机在16MW左右。东方电气、远景能源、金风科技和上海电气等企业可能开发了14MW的风机，海上风机大概在15-16MW左右。大型化的极限基本上。目前陆上风机大型化极限大概是8MW以上，主要是运输方面受限比较大，分段叶片目前也不算成功。海上风机大型化极限大概在20MW以上，海上风机只有做大，整个收益率才会比较理想。
Q16: 除了大型化以外，风电设备未来还有哪些发展趋势？
A: 往半直驱发展，成本相对较低，可靠性向直驱方面发展，海上风电逐渐降低双馈比例。风机越大，轴承倾向于半直驱，不用直驱那么大。风机大型化之后，叶片可能会使用大量轻质高强的碳纤维。为成本控制，风电叶片可能会推出不饱和聚酯以及聚氨酯等新材料，以代替环氧树脂类材料。此外，海上风电并网可能由交流渐渐变成直流。大型化带来的技术发展还包括很多方面，例如：海缆技术需要更加进步，海缆逐渐变细，内高压性能加强，电流功率逐步增大，有效减少功率模块的使用量，降低设计成本，在测风雷达设备方面更加敏感，立体性应用更大型化，海上应用更广泛。智能网络中的存储设备不仅仅使用电池储能设备，在海上可实现自清，向海洋牧场发展。
Q17: 通常海风和陆风设备的使用寿命分别有多长？
A: 陆上风机寿命大概20年，海上风机寿命大概25年，海上风机寿命相对更长。
Q18: 目前风电运营的行业普遍内部收益率IRR是多少？单GW利润能到几个亿？分陆风和海风。
A: 风电运营商普遍业内收益率在8%以上，发展较好的企业甚至可达到12%。风电平价后，典型业主（即：运营商）相比平价之前利润更高。海上风电平价收益率普遍在6%以上，因为其整机寿命更长，达到25年。
Q19: 今年是海风平价第一年，平价前后海风项目收益率的变化情况？
A: 最低收益率在6%以上。今年是海上平价第一年，平价前国家补贴较多，并网电价大概在0.85元；平价后，上网电价不按经费算，普遍在0.39-0.42元，典型代表为山东、江苏、广东。业主的收益率由于补贴减少过多，其收益相比平价前有所下降。
Q20: 沿海各省海风利用小时数有多少，目前哪些地区的海风项目能达到平价标准？
A: 山东、江苏约为3200小时，年平均风速为7.5米，福建、广东约为4000小时，年平均风速为8米，其中，福建省来风较为平稳，发电效率较好。目前，江苏省海风装机量最多，累计装机量占全国近50%。
Q21: 风电项目配套储能对于收益率的影响有多少？
A: 配储能后，发电量可提高6%左右。
Q22: 大基地的风电项目收益率是多少？
A: 正常情况下，并网收益率基本在6%-8%以上。
Q23: 风光大基地项目，各企业分别能拿多少指标？什么样的企业拿项目有优势？
A: 央企优势较大。例如国家电投、国家能源、大唐发电、华电国际、华润电力、三峡能源、中广核等企业指标较多，三北地区占比较多，其次还有南方个别省，例如云南，南方各省主要以光伏为主。
Q24: 目前海风竞价项目的情况如何？怎么看待今年3月上海金山海风竞价项目出现0.302元/kwh这么低的中标价格。
A: 项目竞配以联合体竞配为主，开发商、业主、运营商、电厂、重点部件厂家进行联合竞配。
Q25: 现在风电参与市场化交易的规模如何？溢价水平有多少？
A: 目前风电参与交易市场交易规模约为20%左右。溢价水平比正常电价略低几分钱。
Q26：关于风电成本，风机领域还有哪些方面有降本空间？
A：小品类还存在某些空间，大部分品类降价空间不大。部件方面进行降本，偏向于国产化的推进速度，主轴承、齿轮箱、海缆等部件，如果国产化竞争态势加剧，有利于海缆降价，其他方面的降价空间不大。
Q27：分散式风电的空间如何看待？
A：分散式风电只是作为风电或者新风电发展的重要补充，但不会成为主力。分散式风电每年基本上占比20%以内，风电下乡、碳中和工业园、智能化改造、风电用电结构改造后，这部分量主要为补充作用，无法形成太大规模，每年不超过10GW。
Q28：陆风、海风从招标到交付的时间周期大概为多长？
A：陆风从招标到交付普遍在12-14个月。海风近几年比较另类，今年普遍为1年以内，但正常情况下，从招标到全容量并网，大概为1.5-2年。
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