【阶梯电价政策促进储热清洁供暖费用大幅降低】峰谷价差将进一步拉大
蓄热将更具成本竞争力
电价政策是影响蓄热项目经济性的关键因素，蓄热项目是否具有可行性，低谷电价几乎起了决定性的作用。国家能源局综合司最新发布的征求《关于解决“煤改气”“煤改电”等清洁供暖推进过程中有关问题的通知》再次提到，要认真落实《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》要求，在峰谷分时电价、阶梯电价、电力市场化交易等方面进一步加大工作力度。这对蓄热发展无疑也是利好信号。
随着峰谷电价政策全国普及，相变储能蓄热的运行成本会进一步降低，因此相变储能蓄热供暖在市场中受到客户抢购。现在我们将相变储能蓄热的运行成本可以通过与燃煤和燃气供暖具体对比来看。
第一，用户侧的散烧煤锅炉运行成本较低，但其会造成严重的环境问题，与清洁供暖背道而驰，从社会角度来看，由此带来的环境修复成本以及因为环境污染而带来的健康医疗成本不可忽略。但我国是一个多煤少气少油的国家，以煤为主的能源结构很难在短期内改变，重点是应避免用户侧大量使用散烧煤。
第二，2017年和2018年的燃气供应紧张也让很多人意识到，燃气并非一个可靠的能源资源。通过核算，与多个省市的燃气供暖项目相比，谷电供暖也是具有竞争力的。
就相变储能蓄热供暖运行价格的未来走势，随着社会经济的发展，第三产业的比重增加，电网的峰谷差将进一步拉大，通过蓄热蓄冷可以为电网提供一种“增量调峰”的技术手段，对于电网的安全运行是有利的，更大的峰谷电价差也将成为必然。此外，根据电改9号文件，电力市场将逐步放开，用户与发电企业间的直接交易机制也在逐步完善，这都将带来电价差的进一步拉大，谷电价格的进一步降低，这将为蓄热技术的应用提供更好的电价支撑。
随着国家环保政策的推行，农村不允许烧煤，冬季全面进行“煤改电”，但是改造后造成了取暖费用提高，用户取暖犯了难。针对这种情况， 天帅智能科技股份有限公司全新研发出了复合相变储能蓄热供暖系统，使用最新研发的相变储能蓄热材料，结合公司专利供暖技术，利用峰谷电价的特性，为用户冬季取暖节省费用，公司为核心的固态相变储蓄热技术一经推出便赢得市场青睐，该技术就已获得过多项国家技术专利，公司本着“用心制造，诚信天下”的宗旨，用过硬品质完成大型清洁供暖工程，深受用户信赖，快速成长为国内相变储能蓄热供暖市场的领先企业。
相变蓄热供暖市场广阔
相较于传统的显热蓄热，相变蓄热这种潜热蓄热技术具有更高的能量密度，蓄热和释热过程可控性好、原材料易得，具有较好的市场应用前景。这也是天帅智能科技将发展高能量密度、高经济性相变蓄热材料与技术作为公司核心产品和发力点的主要原因。
天帅智能科技核心的相变蓄热技术，通过复合成型，可以有效利用相变蓄热材料的相变潜热以及封装显热材料的耐火度和稳定性，使其在高温相变状态下仍然保持原有的固态形貌，而且可以实现上千次循环且蓄热能力不发生较大衰减。也就是说，复合技术可以充分利用现有相变材料的优势，同时结合了显热蓄热材料原有的优势。相变储能蓄热供暖市场空间广阔，天帅智能科技诚邀全国朋友共同合作。
西北地区为储热技术应用提供潜力市场
当前，蓄热技术在弃风弃光较多的西北地区，可以获得更低的电价，由此带来了更广阔的应用空间。但我国西北地形特殊，气候条件较为恶劣，这也为蓄热技术在当地的应用带来了一些挑战。高海拔地区复合相变储能蓄热清洁供暖系统调试并投入运行。自然条件恶劣，在蓄热电供暖技术领域，此前尚未有同类案例，该项目的成功建设实现了从0到1的突破。
在技术设计方面，高原地区空气较为稀薄，对电气及炉体绝缘提出了更高的要求、低气压下的水沸点过低也会对气水换热器的换热结构设计和安全防护提出更高要求，蓄热材料与换热空气以及换热空气与换热器之间的换热设计也非常关键，公司团队从高海拔对电气及炉体绝缘的要求、蓄热材料的基本性能到换热过程都做了深入分析，优化装置结构设计，确定了适应高原绝缘的电气技术参数及设备设计。
在系统运行成本方面，应该说青海并没有提供较好的低谷电价政策，但青海有着量大质优的太阳能资源，只需推广大容量的可控负荷以配合清洁能源消纳的需求，未来也将有望享受到更低的电价支持。通过一个供暖季的运行检验，该项目蓄热电锅炉的运行效果得到了各方肯定，这也帮助天帅智能科技斩获了更多的项目订单。
储热清洁供暖项目的运行效果特点
第一，供暖保障度高，天帅智能科技作了相关的试点，供暖效果非常不错，保障了居民正常的供暖需求。高海拔地区的自然条件比较恶劣,停电事故时有发生，检修难度也很高，大容量相变储能蓄热装置的应用，实现了停电不停暖。
第二，运维经济性好，通过一个供暖季的运行来看，在高海拔地区其实际运行效果优于燃煤，分析来看,包括两个因素：1、高海拔地区因为交通等问题，燃煤的输运成本过高；2、电供暖具有较好的可控性，天帅智能科技通过在锅炉上集成了天气预测模块，可以较好地对锅炉的能耗进行控制，减少能源浪费，降低综合能耗成本。
蓄热将更具成本竞争力
电价政策是影响蓄热项目经济性的关键因素，蓄热项目是否具有可行性，低谷电价几乎起了决定性的作用。国家能源局综合司最新发布的征求《关于解决“煤改气”“煤改电”等清洁供暖推进过程中有关问题的通知》再次提到，要认真落实《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》要求，在峰谷分时电价、阶梯电价、电力市场化交易等方面进一步加大工作力度。这对蓄热发展无疑也是利好信号。
随着峰谷电价政策全国普及，相变储能蓄热的运行成本会进一步降低，因此相变储能蓄热供暖在市场中受到客户抢购。现在我们将相变储能蓄热的运行成本可以通过与燃煤和燃气供暖具体对比来看。
第一，用户侧的散烧煤锅炉运行成本较低，但其会造成严重的环境问题，与清洁供暖背道而驰，从社会角度来看，由此带来的环境修复成本以及因为环境污染而带来的健康医疗成本不可忽略。但我国是一个多煤少气少油的国家，以煤为主的能源结构很难在短期内改变，重点是应避免用户侧大量使用散烧煤。
第二，2017年和2018年的燃气供应紧张也让很多人意识到，燃气并非一个可靠的能源资源。通过核算，与多个省市的燃气供暖项目相比，谷电供暖也是具有竞争力的。
就相变储能蓄热供暖运行价格的未来走势，随着社会经济的发展，第三产业的比重增加，电网的峰谷差将进一步拉大，通过蓄热蓄冷可以为电网提供一种“增量调峰”的技术手段，对于电网的安全运行是有利的，更大的峰谷电价差也将成为必然。此外，根据电改9号文件，电力市场将逐步放开，用户与发电企业间的直接交易机制也在逐步完善，这都将带来电价差的进一步拉大，谷电价格的进一步降低，这将为蓄热技术的应用提供更好的电价支撑。
随着国家环保政策的推行，农村不允许烧煤，冬季全面进行“煤改电”，但是改造后造成了取暖费用提高，用户取暖犯了难。针对这种情况， 天帅智能科技股份有限公司全新研发出了复合相变储能蓄热供暖系统，使用最新研发的相变储能蓄热材料，结合公司专利供暖技术，利用峰谷电价的特性，为用户冬季取暖节省费用，公司为核心的固态相变储蓄热技术一经推出便赢得市场青睐，该技术就已获得过多项国家技术专利，公司本着“用心制造，诚信天下”的宗旨，用过硬品质完成大型清洁供暖工程，深受用户信赖，快速成长为国内相变储能蓄热供暖市场的领先企业。
相变蓄热供暖市场广阔
相较于传统的显热蓄热，相变蓄热这种潜热蓄热技术具有更高的能量密度，蓄热和释热过程可控性好、原材料易得，具有较好的市场应用前景。这也是天帅智能科技将发展高能量密度、高经济性相变蓄热材料与技术作为公司核心产品和发力点的主要原因。
天帅智能科技核心的相变蓄热技术，通过复合成型，可以有效利用相变蓄热材料的相变潜热以及封装显热材料的耐火度和稳定性，使其在高温相变状态下仍然保持原有的固态形貌，而且可以实现上千次循环且蓄热能力不发生较大衰减。也就是说，复合技术可以充分利用现有相变材料的优势，同时结合了显热蓄热材料原有的优势。相变储能蓄热供暖市场空间广阔，天帅智能科技诚邀全国朋友共同合作。
西北地区为储热技术应用提供潜力市场
当前，蓄热技术在弃风弃光较多的西北地区，可以获得更低的电价，由此带来了更广阔的应用空间。但我国西北地形特殊，气候条件较为恶劣，这也为蓄热技术在当地的应用带来了一些挑战。高海拔地区复合相变储能蓄热清洁供暖系统调试并投入运行。自然条件恶劣，在蓄热电供暖技术领域，此前尚未有同类案例，该项目的成功建设实现了从0到1的突破。
在技术设计方面，高原地区空气较为稀薄，对电气及炉体绝缘提出了更高的要求、低气压下的水沸点过低也会对气水换热器的换热结构设计和安全防护提出更高要求，蓄热材料与换热空气以及换热空气与换热器之间的换热设计也非常关键，公司团队从高海拔对电气及炉体绝缘的要求、蓄热材料的基本性能到换热过程都做了深入分析，优化装置结构设计，确定了适应高原绝缘的电气技术参数及设备设计。
在系统运行成本方面，应该说青海并没有提供较好的低谷电价政策，但青海有着量大质优的太阳能资源，只需推广大容量的可控负荷以配合清洁能源消纳的需求，未来也将有望享受到更低的电价支持。通过一个供暖季的运行检验，该项目蓄热电锅炉的运行效果得到了各方肯定，这也帮助天帅智能科技斩获了更多的项目订单。
储热清洁供暖项目的运行效果特点
第一，供暖保障度高，天帅智能科技作了相关的试点，供暖效果非常不错，保障了居民正常的供暖需求。高海拔地区的自然条件比较恶劣,停电事故时有发生，检修难度也很高，大容量相变储能蓄热装置的应用，实现了停电不停暖。
第二，运维经济性好，通过一个供暖季的运行来看，在高海拔地区其实际运行效果优于燃煤，分析来看,包括两个因素：1、高海拔地区因为交通等问题，燃煤的输运成本过高；2、电供暖具有较好的可控性，天帅智能科技通过在锅炉上集成了天气预测模块，可以较好地对锅炉的能耗进行控制，减少能源浪费，降低综合能耗成本。
【三大储热技术蓬勃发展，有效降低清洁供暖运行费用】显热储热技术和潜热储热技术基本成熟，已成功应用于清洁供暖系统，热化学储热技术仍处于实验室研究阶段。经过长期的发展，目前面向清洁供暖的储热技术有逐步聚焦的趋势，目前占主导地位的储热技术包括水储热技术、高温固体电储热技术、相变谷电储热技术等。
1、水储热技术
水储热技术是最早应用于清洁供暖系统的技术之一，其结构原理图见图1，主要是在谷值电价时利用电锅炉进行热水加热，储于储水罐；在峰值电价时利用储水罐热水供暖。水储热技术具有热效率高、运行费用低、运行安全稳定、维修方便等优点，在国内外都有很多应用实例，但是也存在储水罐体积较大、受占地空间限制等问题。
图1 水储热供暖技术原理图
在20世纪80年代初，欧洲已成功开发和运行水储热技术的电力供暖系统，以解决冬季供暖高峰负荷问题，我国也采用上述相关技术，并取得了很大成效。以阳林地区供暖系统为例证明，水储热系统可减少约12%的一次能源消耗和约5%的总成本。
阳林中医院水储热供暖系统，经过实际运行发现，锅炉出水温度可达到70 ℃，保证用户在室外温度较低时的采暖，锅炉房各项指标基本达到设计要求。采用水储热技术为阳林商场进行供暖，运行结果表明，水储热技术供暖系统运行费用可较燃气锅炉省52%，且供暖效果佳，运行时间灵活。
对比华北地区1万平米建筑采用120天供暖时间的燃气、地源热泵、市政、水蓄热等供暖技术经济效益，发现水蓄热供暖技术综合经济效益最佳，见表A。分析了宾馆水蓄热供暖技术技术可行性，发现水蓄热技术的投资回收期为2年半，运行成本低于燃油锅炉和燃气锅炉。
表A 不同供暖技术的经济效益
2、高温固体电储热技术
高温固体电储热技术是在谷值电价时利用电加热设备直接将电能转化为热能，并储存于固体储热器；在峰值电价时与供暖系统热水进行换热，进而为建筑供暖的技术，其技术原理图见图2。高温固体具有储热密度大、储热温度高、储热体积小等优点，不但克服液体储热技术的缺点，而且兼具环保、高效、节能、安全等多项优势。
图2 高温固体电储热供暖技术原理图
国外对高温固体电储热技术的研究始于20世纪70年代，到80年代初，欧洲部分发达国家已开始进行实际应用。对高温固体电储热器进行了优化设计，发现蓄热材料大小、高度、换热流体流量、输入热量是影响蓄热性能的主要参数。开发了高温混凝土蓄热示范模块，验证了模块在500 ℃的稳定性以及200～500 ℃环境中长期储热的损耗。
我国在高温固体电储热技术应用已达到国际领先水平，但是目前研究多为应用形式的设计和经济性的分析，对于技术涉及的传热传质过程等基础研究缺乏深入的探讨。天帅智能科技股份公司设计研发了一种固体电储热供暖装置，利用氧化镁砖和热管组成封闭的储热单元，降低氧化镁砖固体的氧化速度。并提出了一种带预制固体热能存储装置的供热系统，利用金属伞裙把固体储热材料分段，减小大范围开裂损坏的危险。
验证了高温固体电储热供暖技术对于实行峰谷电价地区的非居民项目具有显著的经济效益。分析了高温固体电储热供暖技术不仅具有一定的经济效益，更可产生环境效益，增大低谷段的风电和核电等清洁能源消纳能力。表B为北京某供暖面积200万m2电蓄热方案经济性对比，从表中可以看出高温固体电储热技术的经济性优于水储热技术，且采用花岗岩为固体储热介质的经济性明显好于以镁铁砖为固体储热介质。
表B 不同供暖技术的经济效益
3、相变电储热技术
相变电储热技术是近些年开始发展的技术，具有储热密度高、储释热过程温度恒定等优点。目前，相变电储热技术结构主要有两种：
一种是类似于水储热技术，将相变储热装置替代储水罐，在电价谷值时，开启电锅炉制热，并利用相变储热装置将热量进行储存，在电价峰值时，相变储热装置为建筑供暖；
另一种类似于高温固体电储热技术，将相变材料做成相变材料砖，并放置于固体储热器中，在电价谷值时直接储存电加热装置的热量，在电价峰值时为建筑供暖。
通过模拟证明，相变电储热装置在家用电采暖领域具有很大的应用价值。与高温固体电储热技术类似，我国相变电储热技术领域的研究也多为应用形式的设计和经济性的分析，需要加强对相变电储热传热机理等基础内容的研究。
天帅智能科技股份公司设计了一种集产热、储热、供热于一体的，复合相变材料储热式供暖系统，利用缠绕方形翅片的换热盘管提高盘管与相变储热材料之间的换热效率。并提出一种小型家用相变储热电暖器，利用创新相变储热模块，解决了目前储热式电暖器储热容量小、体积和重量大、导热性能不高等问题。
公司设计了一种相变储热谷电供暖系统，利用电加热管在谷电时为相变储热装置储热，在峰电时为用户端供暖。由箱体、电加热装置、相变材料组成相变蓄热供暖装置，可利用相变材料将用电谷期的电能储存起来，然后在其他的时段输出并提供持续稳定的热水。
针对这三大类储热供暖的特点与优势各不相同，利用室内温度需求、建筑物耗热量、建筑物热指标、采暖季热负荷、储热机组加热功率、蓄热量等5个指标提出一种经济性配置方法。通过临界电价法分析水储热、高温固体储热、市政供暖技术、相变电储热技术的经济性，发现谷电相变储热供暖技术相比其它供暖更具经济可行性，且谷电相变储热供暖技术的经济性最好，前期设备投入低，后期运行费用少。
在商业建筑应用相变电储热供暖技术，并发现该技术运行费用仅为燃气锅炉供暖系统的72%，开发了一种相变电储热装置，并应用于购物城，应用结果显示，该系统运行效率为81%，较原采暖系统运行费用可节省63%。对比了水蓄热技术和相变蓄热技术的区别，发现相变蓄热技术多为恒温放热，热稳定性优于水蓄热技术。尽管如此，但是相变蓄热材料成本较高，相变蓄热技术初投资高于其他技术，投资回报期也高于其他技术，如表B所示。
随着天帅智能科技股份公司相变蓄热设备的大规模量产，相变蓄热材料综合成本会逐渐降低，良好的蓄热性能优势将得以展现，为全国用户提供高效便宜的清洁供暖（热）设备。我国的储热清洁供暖行业规模还需大力发展，还无法匹配巨大的清洁供暖市场，储热清洁供暖行业还需要行业中优秀公司持续的科研努力，天帅智能科技股份有限公司就是储热清洁供暖行业中的佼佼者，公司拥有多项自主知识产权，并荣获国家专利，公司的相变储能蓄热清洁供暖设备大规模的应用于居民小区、写字楼、大型商场、宾馆酒店、企事业单位、工业厂矿等场所。
随着公司规模与储热清洁供暖行业市场规模的同步扩大，天帅智能科技股份有限公司全国诚招合作伙伴，本着携手合作互惠双赢的原则，邀请志同道合的朋友一起合作，扩大公司在储热清洁供暖行业的市场份额，公司将给予丰厚回报。随着全球各国碳中和政策的加速推进，我国的储热清洁供暖行业会蓬勃发展，储热清洁供暖行业迎来发展良机，欢迎有识之士实地考察。
1、水储热技术
水储热技术是最早应用于清洁供暖系统的技术之一，其结构原理图见图1，主要是在谷值电价时利用电锅炉进行热水加热，储于储水罐；在峰值电价时利用储水罐热水供暖。水储热技术具有热效率高、运行费用低、运行安全稳定、维修方便等优点，在国内外都有很多应用实例，但是也存在储水罐体积较大、受占地空间限制等问题。
图1 水储热供暖技术原理图
在20世纪80年代初，欧洲已成功开发和运行水储热技术的电力供暖系统，以解决冬季供暖高峰负荷问题，我国也采用上述相关技术，并取得了很大成效。以阳林地区供暖系统为例证明，水储热系统可减少约12%的一次能源消耗和约5%的总成本。
阳林中医院水储热供暖系统，经过实际运行发现，锅炉出水温度可达到70 ℃，保证用户在室外温度较低时的采暖，锅炉房各项指标基本达到设计要求。采用水储热技术为阳林商场进行供暖，运行结果表明，水储热技术供暖系统运行费用可较燃气锅炉省52%，且供暖效果佳，运行时间灵活。
对比华北地区1万平米建筑采用120天供暖时间的燃气、地源热泵、市政、水蓄热等供暖技术经济效益，发现水蓄热供暖技术综合经济效益最佳，见表A。分析了宾馆水蓄热供暖技术技术可行性，发现水蓄热技术的投资回收期为2年半，运行成本低于燃油锅炉和燃气锅炉。
表A 不同供暖技术的经济效益
2、高温固体电储热技术
高温固体电储热技术是在谷值电价时利用电加热设备直接将电能转化为热能，并储存于固体储热器；在峰值电价时与供暖系统热水进行换热，进而为建筑供暖的技术，其技术原理图见图2。高温固体具有储热密度大、储热温度高、储热体积小等优点，不但克服液体储热技术的缺点，而且兼具环保、高效、节能、安全等多项优势。
图2 高温固体电储热供暖技术原理图
国外对高温固体电储热技术的研究始于20世纪70年代，到80年代初，欧洲部分发达国家已开始进行实际应用。对高温固体电储热器进行了优化设计，发现蓄热材料大小、高度、换热流体流量、输入热量是影响蓄热性能的主要参数。开发了高温混凝土蓄热示范模块，验证了模块在500 ℃的稳定性以及200～500 ℃环境中长期储热的损耗。
我国在高温固体电储热技术应用已达到国际领先水平，但是目前研究多为应用形式的设计和经济性的分析，对于技术涉及的传热传质过程等基础研究缺乏深入的探讨。天帅智能科技股份公司设计研发了一种固体电储热供暖装置，利用氧化镁砖和热管组成封闭的储热单元，降低氧化镁砖固体的氧化速度。并提出了一种带预制固体热能存储装置的供热系统，利用金属伞裙把固体储热材料分段，减小大范围开裂损坏的危险。
验证了高温固体电储热供暖技术对于实行峰谷电价地区的非居民项目具有显著的经济效益。分析了高温固体电储热供暖技术不仅具有一定的经济效益，更可产生环境效益，增大低谷段的风电和核电等清洁能源消纳能力。表B为北京某供暖面积200万m2电蓄热方案经济性对比，从表中可以看出高温固体电储热技术的经济性优于水储热技术，且采用花岗岩为固体储热介质的经济性明显好于以镁铁砖为固体储热介质。
表B 不同供暖技术的经济效益
3、相变电储热技术
相变电储热技术是近些年开始发展的技术，具有储热密度高、储释热过程温度恒定等优点。目前，相变电储热技术结构主要有两种：
一种是类似于水储热技术，将相变储热装置替代储水罐，在电价谷值时，开启电锅炉制热，并利用相变储热装置将热量进行储存，在电价峰值时，相变储热装置为建筑供暖；
另一种类似于高温固体电储热技术，将相变材料做成相变材料砖，并放置于固体储热器中，在电价谷值时直接储存电加热装置的热量，在电价峰值时为建筑供暖。
通过模拟证明，相变电储热装置在家用电采暖领域具有很大的应用价值。与高温固体电储热技术类似，我国相变电储热技术领域的研究也多为应用形式的设计和经济性的分析，需要加强对相变电储热传热机理等基础内容的研究。
天帅智能科技股份公司设计了一种集产热、储热、供热于一体的，复合相变材料储热式供暖系统，利用缠绕方形翅片的换热盘管提高盘管与相变储热材料之间的换热效率。并提出一种小型家用相变储热电暖器，利用创新相变储热模块，解决了目前储热式电暖器储热容量小、体积和重量大、导热性能不高等问题。
公司设计了一种相变储热谷电供暖系统，利用电加热管在谷电时为相变储热装置储热，在峰电时为用户端供暖。由箱体、电加热装置、相变材料组成相变蓄热供暖装置，可利用相变材料将用电谷期的电能储存起来，然后在其他的时段输出并提供持续稳定的热水。
针对这三大类储热供暖的特点与优势各不相同，利用室内温度需求、建筑物耗热量、建筑物热指标、采暖季热负荷、储热机组加热功率、蓄热量等5个指标提出一种经济性配置方法。通过临界电价法分析水储热、高温固体储热、市政供暖技术、相变电储热技术的经济性，发现谷电相变储热供暖技术相比其它供暖更具经济可行性，且谷电相变储热供暖技术的经济性最好，前期设备投入低，后期运行费用少。
在商业建筑应用相变电储热供暖技术，并发现该技术运行费用仅为燃气锅炉供暖系统的72%，开发了一种相变电储热装置，并应用于购物城，应用结果显示，该系统运行效率为81%，较原采暖系统运行费用可节省63%。对比了水蓄热技术和相变蓄热技术的区别，发现相变蓄热技术多为恒温放热，热稳定性优于水蓄热技术。尽管如此，但是相变蓄热材料成本较高，相变蓄热技术初投资高于其他技术，投资回报期也高于其他技术，如表B所示。
随着天帅智能科技股份公司相变蓄热设备的大规模量产，相变蓄热材料综合成本会逐渐降低，良好的蓄热性能优势将得以展现，为全国用户提供高效便宜的清洁供暖（热）设备。我国的储热清洁供暖行业规模还需大力发展，还无法匹配巨大的清洁供暖市场，储热清洁供暖行业还需要行业中优秀公司持续的科研努力，天帅智能科技股份有限公司就是储热清洁供暖行业中的佼佼者，公司拥有多项自主知识产权，并荣获国家专利，公司的相变储能蓄热清洁供暖设备大规模的应用于居民小区、写字楼、大型商场、宾馆酒店、企事业单位、工业厂矿等场所。
随着公司规模与储热清洁供暖行业市场规模的同步扩大，天帅智能科技股份有限公司全国诚招合作伙伴，本着携手合作互惠双赢的原则，邀请志同道合的朋友一起合作，扩大公司在储热清洁供暖行业的市场份额，公司将给予丰厚回报。随着全球各国碳中和政策的加速推进，我国的储热清洁供暖行业会蓬勃发展，储热清洁供暖行业迎来发展良机，欢迎有识之士实地考察。
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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