光伏电站营销方案精选(九篇)
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第1篇：光伏电站营销方案范文
中欧贸易史上涉案金额最大的贸易争端――中欧光伏案，经过双方艰苦谈判后，最终达成有出口数量和价格限制的承诺方案。这让中国光伏业稍稍松了一口气。
从8月6日起，按照协议要求，94家承诺企业对欧盟出口硅片、电池、组件可免征反倾销税，有效期至2015年年底，而其他未承诺企业对欧盟出口上述产品将被征收47.6%（非承诺的应诉企业）或67.9%（非应诉企业）的反倾销税。
中国每年出口欧盟的光伏产品将不能超过7吉瓦配额，价格不能低于0.56欧元/瓦。据悉，0.56欧元/瓦的协议价格仅仅略低于欧洲光伏产品的售价，后者约为每瓦0.57-0.65欧元。
数据显示，去年中国对欧洲出口光伏组件12吉瓦左右，对欧洲市场占有率达到70%-80%，7吉瓦的数量限额将使企业损失20%的市场份额，这部分份额很可能迅速被韩国、日本等国的光伏产品所占领。
配额之争
7吉瓦的总量限制，该如何分配，各企业之间开展了激烈讨论，并且至今尚未确定最终方案。
8月5日，中国机电商会公布了《对欧盟出口光伏电池产品价格承诺实施办法》，确定了最初的光伏配额方案，即“6：3：1”的分配方法。《办法》规定，价格承诺协议规定的年度出口数量将先分为三个部分再进行分配。第一部分为总额度的60%，按照企业出口比例分配，其中，30%按照欧盟反倾销调查期（2011年7月1日至2012年6月30日）出口份额计算，30%按照2012年7月1日至2013年3月31日出口份额计算。
第二部分占总额度的30%，将作为鼓励和重点支持份额，分配给参加行业抗辩企业。第三部分即剩下的10%，将优先用于扶持出口规模较小的企业，对按条款分得年度份额不足2兆瓦的企业补足到2兆瓦；剩余部分用于支持自有品牌、科技含量高、财务状况良好的光伏电池出口。
6：3：1的分配方案后引发争议，目前该方案转向了6.25：2.5：1.5的方式，但最终方案如何仍然未知。62.5%的配额按照企业出口欧盟的历史状况进行分配，这就意味着大企业多得，小企业少得。作为鼓励的25%配额，主要也还是给大企业，因为能够参与积极抗辩的企业，也多是大企业。而相对来说，大部分小企业无论是从成本还是技术方面，都很难生产出得以享受0.56欧元/瓦高溢价的高效组件。
无论怎样，大企业或将成为此次交割承诺的最大的受益者，产能较为落后的小企业仍旧难逃被淘汰的命运。7月15日，《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》进一步细化了国务院提出的刺激国内光伏需求的“国六条”，强调了要择优扶优、优胜劣汰，提出“加快推进企业兼并重组”的指导意见。从另一方面说，价格承诺或许成为了倒逼国内光伏业转型升级，进一步加速整合的助推剂。
江苏常熟阿特斯阳光电力公司瞿晓铧就表示，以价格承诺取代高额反倾销税，是促进中国光伏产业加快洗牌进程的正能量。价格有了底线之后，龙头企业不再被中小企业牵着鼻子趟价格战的混水。这种情况下，拥有自主品牌、研发实力、销售渠道的龙头企业将在欧盟市场形成显著的竞争优势。
产业待升级
专家指出，此次达成的价格承诺维期两年，这段时期内整个光伏产业在技术进步的推动下，成本会进一步下降。同时，韩国、日本、台湾地区的组件价格又直逼中国大陆光伏产品价格，且不受价格承诺约束，长远来看，有可能在欧盟市场的占领上会对国内的光伏产品出口产生冲击。这意味着，未来两年内中国光伏产业只有在产品性能、质量可靠性、售后服务等方面形成一定优势，才可能维持在欧盟市场的原有份额。
近年来，中国光伏产业成倍增的粗放扩张，一方面“小散乱”现象突出，产品质量参差不齐，另一方面自相残杀，大打价格战，最终在海外市场屡屡受到“双反”。
中国人民大学法学院教授、商法研究所所长刘俊海曾在接受本刊采访时分析，这一方面是由于海外市场对于中国的综合竞争力有恐慌心理，贸易保护主义阴魂不散。而另一方面，我们的企业亦存在低端增长的问题，薄利多销的营销方式容易在对外出口时引起争议。而事实证明，粗放的模式具有不可持续性。
2007年至2012年，中国光伏行业连续5年年增长率超过100%。2011年和2012年，中国光伏产能已经达到35吉瓦和40吉瓦，占全球总产能的六成以上，而2012年全球光伏装机量只有32吉瓦，粗放式增长导致了光伏业的过剩产能，如何消化成为下一步的关键。
去年，英利光伏组件出货量2.3吉瓦，出口欧盟量占60%，达到1300多兆瓦，成为行业老大。英利绿色能源宣传部负责人王志新已经表示，英利已经着手由由光伏组件制造商向太阳能能源提供商转变，未来，英利将不单单只做光伏组件，而会将产业延伸到产业链下游，积极涉足光伏发电、太阳能电站领域。在广西、河北等资源丰富省区，积极投资太阳能电站以及分布式发电。
8月20日，国家能源局《关于开展分布式光伏发电应用示范区建设的通知》，批准了全国18个分布式光伏应用示范区建设项目。这18个示范区项目将在2015年全部完成，总装机容量1.823吉瓦，其中2013年开建749兆瓦。首批分布式光伏发电示范区的分布式光伏补贴额确定为0.42元/度，成为光伏业的利好政策。
根据获批示范区建设项目名录，在列其中的项目业主有民企亦有国企、央企，包括中节能、英利、中兴能源、向日葵、中广核、招商新能源、东方日升等公司的15个独资投资主体及3个合资投资主体。
第2篇：光伏电站营销方案范文
【关键词】自动化程度高 多地形作业 低耗能
近年来，随着国家对新能源的大力开发及应用，太阳能光伏发电产业迅速发展。随之而来对太阳能电池板的清洗就成了一大难题，解决太阳能电池板的清洁问题日益迫切。于是 “太阳能电池板清洁机器人”应运而生，其主要解决在平地、山地、沙漠等地形下太阳能电池板的清洁问题。根据统计，太阳能电池板在没有及时清洗的情况下，由于表面灰尘的积累导致发电量降低7%-35%，从而降低整个发电厂的经济效益；采区手动清理会消耗大量人力、物力、财力和时间。此款机器人具有成本造价低、续航时间长，可以大幅度解放劳动力、减少企业开支、增加发电量、提高光伏电厂的经济效益等优点。
1 发展背景
在节能环保政策的驱动下，新能源的研发及相关产业迅速崛起。在这一背景下，大同市不止在加快推进煤电一体化项目，还抓住国家能源局批复的大同市采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地的机会，大力推动光伏发电、风力发电和生物质能、抽水蓄能电站等能源项目建设。灵丘县生态治理的100万千瓦光伏项目，浑源、天镇光伏扶贫项目正加速推进。天镇光伏、晋能阳高项目，阿特斯阳高常规光伏项目进程不断加速。预计至2020年，全市的光伏产业扶贫、常规光伏项目总装机容量可以增加到300万千瓦。因为太阳能电池板受到环境的影响致使清洁度下降，发电率降低7%―35%，但目前国内市场并没有适用于清洁太阳能电池板的清洗机器人。针对这一现状，项目组研发了一款专门用于清洁太阳能电池板的智能机器人，此款机器人可用于平地、山地和沙漠等地域。
2 产品介绍
2.1 模型图（如图1）
2.2 车体基本情况
如表1。
2.3 一台样机所需成本
如表2。
3 研究计划
（1）进一步制定详尽的研究工作计划和课题实施方案；对已建立的数学模型进行分析其运动学和动力学特性；
（2）第一阶段仿真实验，机器人的感觉运动系统设计，信号传输系统的基于无线基站器件的物理实验；
（3）第二阶段机器人原理样机的研制，物理机器人测试，机器人的感觉运动系统设计的完善；
（4）第三阶段信号传输系统的基于无线基站器件的物理实现，机器人改进样机的研制。
4 市场
4.1 市场需求规模。
大同市规划从2015-2017年，在三年的时间于左县区新荣区和南郊区的十三个乡镇，1687.8平方公里采煤沉陷区范围内，建成3000000千瓦光伏发电项目。而对这些太阳能电池板的清洁就成了一个大难题，如果是依靠人工白天作业不仅会影响发电效率还会浪费水，而且人工费也是一笔不小的开销。目前国内还没有成熟的清洁太阳能电池板的机器人，仅仅对于大同市而言太阳能电池板清洁机器人市场前景就不小。按照每平方千米2台机器人，那么大同市的需求量就是3376台，由此可见太阳能电池板清洁机器人的市场需求规模很大。
4.2 未来的发展趋势
近年来，我国西部地区大力发展光伏发电，但是随着集中式光伏电站的大规模建设，一些问题已经有所显现。部分地区用电量低，已经无法完全消纳这些电量，并且受到电力系统接纳能力限制，发电厂的大规模发展也因此受限。因此，国家鼓励东、中部地区发展分布式发电，鼓励自发自用，这将成就光伏发电的发展方向。当下，广东、浙江、山东等省份的光伏发电建设规模宏大，预计于2020年将分别达到400万千瓦、600万千瓦、400万千瓦，届时对这些太阳能电池板的清洁工作将为机器人清洁提供了更加广阔的前景。
5 营销
5.1 公司可根据市场现状进行有计划的营销
5.1.1 开发商合作
合作营销方式：定点展示合作和项目合作。
（1）项目合作：主要是针对那些刚刚起步的项目，把太阳能电池板清洁机器人研制这一块纳入预算中，这样对产商来说，太阳能电池板清洁机器人可以提高太阳能电池板的清洁度，使太阳能电池板发电量增加30%。
销售模式的优缺点：影响大、利润丰厚、可是工期长、投资额度大、资金回收时间长。
（2）定点展示合作：在发电站设点展示，演示太阳能电池板清洁机器人。
销售模式的特点：成交期短、成交率高是最直接的接触方式，货款可立刻收到，最直接、最经济最实用、最有效、货款结算方式：与生产商交付场地费、月租费结算货款。
5.1.2 加盟商合作
通过地方性质的招商形式找寻下一级和经销商，分享太阳能电池板清洁机器人的乐趣、投资商机，统一的政策。
5.1.3 专业市场设点
经过专业市场设点销售、宣传太阳能电池板清洁机器人，如大型建材市场、专业电子市场等，因为来这里的客户大部分为准客户。
销售模式的特点：成交率高、客户群集中、成交速度快、资金回收快是比较经济而且稳定的销售方式。
货款结算方式：与客户直接结算货款。
5.2 研发方向
可以转向现有产品的互补型产品，市场经济发展的已经太过于饱和，研发新产品的难度远远大于互补型产品的研发。
5.3 扩展策略
努力发展现有产品，使本公司具有一定的知名度。以后再根据自身能力，开发新产品.同时兼并其他具有发展潜力的公司，使本公司有能力扩展。
第3篇：光伏电站营销方案范文
7月2日晚，汉能控股集团董事局主席李河君带着四款汉能造太阳能汽车高调露面，宣布汉能进入汽车行业。
汉能近来的日子并不好过。早先，汉能就一直争议不断。李河君是汉能控股集团的创始人、实际控制人;汉能控股集团控股汉能薄膜发电（00566.HK）。汉能薄膜发电主营业务为薄膜太阳能电池生产设备制造，因汉能控股集团几乎是唯一的客户，外界一直质疑汉能薄膜发电与母公司之间的关联交易。
去年5月20日，汉能薄膜发电股价暴跌47%，至今原因未明，一天之内，市值蒸发超过1000亿元。香港证监会随后介入调查并责令停牌，至今仍未复牌;今年以来，坊间又传言汉能控股集团陷入债务危机，可能无法偿还到期债务，业内甚至担心汉能无法挺过难关。
汉能此番高调造车，似乎意在打消外界的疑虑。但仅就车论车，汉能的太阳能汽车“理想”与现实也有较大的差距。汉能宣称推出的是“全太阳能动力汽车”，可使电动车脱离充电桩的限制。实际情况并非如此。
汉能的解决方案是在车身集成汉能生产的砷化镓薄膜太阳能电池，车辆在阳光下行驶、停放都可以发电。问题在于发电效率，汉能砷化镓薄膜电池号称转换效率31.6%，在车身集成约3.5平方米-7.5平方米面积上，标准光照5小时-6小时，可发电8度-10度，驱动汽车行驶约80公里。
这一性能难以实际商用还有距离。作为参照，比亚迪2012年推出的电动车E6，采用锂电池作为动力，续航里程就达300公里，改进版增至400公里。
即便汉能的这一数据也有人质疑。清华大学能源互联网创新研究院助理研究员张亦驰撰文认为，计算发电量应采用组件效率（较太阳能电池效率低），并考虑实际环境很难达到标准光照条件，汉能太阳能汽车的发电量应该下调。他估算实际行驶里程可能只有40公里。
事实上，汉能薄膜电池所发电量只是其太阳能汽车动力一部分。为解决里程过短的问题，汉能太阳能汽车同样搭载常规锂电池，综合里程350公里。如果按里程计算，薄膜电池所发电量只是辅助动力，革命性大大减弱。
另一问题是价格。砷化镓薄膜电池价格高昂。汉能没有公布具体成本。2015年，国外有机构测算砷化镓薄膜电池成本约为12美元/瓦，这意味着一辆汉能太阳能汽车仅薄膜电池成本就需约8万元（按1千瓦计算）。
汉能太阳能汽车目前还没有量产的具体时间表，生产平台欢迎外部合作者。
汉能太阳能汽车是汉能“移动能源”战略的一部分。2015年2月，汉能宣布战略转型，进军移动能源，包括光伏建筑一体化、分布式光伏以及消费级光伏产品，如加载薄膜太阳能电池背包、充电纸等，及最近的太阳能无人机等。
光伏电池的最大应用市场在光伏电站。汉能转型“移动能源”，实际是汉能薄膜太阳能电池没有市场竞争力，收缩战线。版图内，光伏建筑一体化受政策限制，市场还未启动，民用光伏消费品市场刚刚启动，规模很小。
IHS分析师金凤认为，分布式光伏是可以突破的一个点，因为客户并非专业的光伏电站投资商，薄膜太阳能电池经济性不如晶硅太阳能电池，但汉能还可以比拼市场营销能力。
汉能主打的是铜铟镓硒薄膜太阳能技术，也是最有希望与晶硅太阳能电池竞争的技术。金凤表示，近年来，铜铟镓硒薄膜太阳能电池与晶硅太阳能电池成本差距在缩小，但相差仍较大。晶硅太阳能电池组件成本约为0.5美元/瓦，铜铟镓硒薄膜太阳能电池组件成本约为0.6美元/瓦，考虑到薄膜太阳能电池效率较低，辅件成本也会增加。
第4篇：光伏电站营销方案范文
[关键词]电气自动化；未来；发展前景；分析
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）25-0126-01
引言
当前我国环境面临污染严重的问题，可持续发展成为当前社会的主要发展战略。智能电网与清洁能源的出现对解决这一问题有着重要作用。当前我国特高压输电技术已经得到全面使用，并取得良好的效果，使得智能电网的发展得到迅速发展。我国通过对能源的调整，并随着网络信息技术的发展，电气自动化技术面临巨大的发展机遇。
1.电气自动化技术在未来电网中的发展方向
智能电网是将来电网的主要发展趋势，近年来国外智能研究与发展优化了电力企业的技术。特高压电网具有的距离远、电容量以及安全等优点，使其引入智能电网中发挥重要作用【1】。并以各级电网协调发展的坚强电网为基础，将先进的通信、信息与控制技术引入其中，以此实现智能化电网。经过10多年的创新实践，已经全面提升了输变电制造业的整体水平，并 使我国能源大规模的优化配置得到良好发展，为实现电力安全可靠持续的供应奠定基础。因此，电气自动化技术也需要进一步提升。
2.电气自动化技术在新能源发电领域问题
近年来，我国清洁能源得到迅速发展的同时，使得电网面临新的挑战，主要体现在这几个方面：（1）对调峰、调频带来更大的难度；（2）电网电压控制难度增大；（3）局部电网接入能力面临挑战；（4）风机抗扰能力有待提升。根据电网调度机构指令，风电场自动调节其发出的无功功率，对风电场并网电电压的控制达到良好的效果，对于调节速度和控制精度来说，需要符合电力系统电压调节的要求。
电气自动化技术面临最主要的问题是清洁源集中开发远距离外送，另外还包括并网检测、功率预测不足等问题。
3.电气自动化技术在智能用电生活中的发展应用
电气自动化技术在当前社会得到广泛应用，其为人们舒适、便捷的生活提供良好的条件，有效提高了人们的生活质量水平【2】。当前智能用电已经在人们的生活中进行试点，人们通过手机远程控制的设备，实现手机控制电气的开关，给人们生活带来便捷，实现现代化的生活方式。比如设定电饭煲的定时煮饭、空调的启动关闭电源，等等。而且电池及时以及智能电网的快速发展，一些便捷的电动设备普遍在人们的生活中良好的使用，比如，电动汽车、小型光伏电站等，逐渐提升了人们的生活质量。其中小型光伏电站不仅能供自家使用，多于的电量还能供给电网，有效推动可再生能源利用。
电气自动化技术在智能用电方面还存在着一些不足的地方，因此，电气自动化技术还需要根据实际情况不断创新，以满足广大群众的生活需求【3】。主要体现在这几个方面：（1）营销模式智能化的创新，人们对家用电费的交纳无法实现手机查看与操作。（2）远程操作家用电气存在着安全性问题，虽然电气自动化技术在智能用电中实现远程家电操作，但是安全与速度方面还需要有提升。（3）支持充换电设施与物联网和智能电网相结合方面的创新，以实现智能、网络的相互结合。（4）对于家庭小型光伏电站方面，还需要对接入电网并实时调控方面进一步创新。
4.电气自动化的发展前景
4.1 电气自动化系统的低成本
当前市场经济的竞争力日趋激烈，企业要想在激烈的竞争中占有一席之地，其需要在利润方面取得优势，这就需要降低成本来提升利润率。这就使得较多的企业在生产中缩短新产品的研发与生产周期，并通过提高产品质量取得良好的经济效益。对于PC控制器存在的优点，使许多生产企业广泛运用PC控制方案，而工控机对降低成本有着重要作用。因此，电气自动化系统具有低成本的优点，使其在未来发展中占有一定的优势。
4.2 电气自动化系统结构的通用性
随着时代的快速发展，今后在一定范围内实现电气自动化系统结构的通用性，有助于提高系统控制效率。网络结构对企业的发展有着重要作用，尤其是计算机监督、现场控制等方面的功效。实现各个层次的数据共享、精准传达成为企业所需要深入思考的重要问题。采用网络技术、生产设备等实现管理层的控制有着良好的效果，其实现了企业数据船速与信息共享的作用。
4.3 电气自动化系统的市场化
电气自动化在企业发挥在占有重要地位，其对促进产业结构优化升级发挥有效作用。 但是当前面临的产业市场化的问题成为企业发展的阻碍。这就需要电气自动化企业不仅要注重技术的提升、系统的优化，还需要对市场化的外包分工与社会化的协作进行优化，有计划、有目标的研究开发技术装置，以此提升企业的在市场竞争中的实力。
4.4 电气自动化系统的安全性
当前电气自动化系统在社会中得到广泛应用，其在将来的发展中实现多系统的技术集成是主要趋势【4】。对于安全控制系统的方面也需要格外注重，通过降低成本采取有效的安全方案，并根据当前市场发展的情况，将电气自动化安全系统引入市场，可以将其先进入到安全等级较高的领域，之后逐渐对其进行拓展。电气自动化安全防范在智能化的楼宇中发挥重要作用，其带来的实际意义更更好的促进电气自动化系统的发展。
5.结语
总而言之，随着科学技术以及经济的快速发展，我国的电气自动化技术在各个领域得到广泛应用，同时推动了我国工业现代化的发展。因此，电气自动化技术专业学习对我国经济建设、社会发展服务有着重要意义。当前自动电气技术还在人们生活中得到良好应用，为实现现代化、网络化的生活提供条件，有效提升人们的生活质量。相信今后，电气自动化技术将实现质的飞跃，推动我国经济、绿色、高效的能源发展。
参考文献
[1]房付玉.探究电气自动化技术在煤炭领域的发展前景[J].企业导报，2012，09：291.
[2]赵杨，丁宝峰，杜翠女，赵明.浅谈电气自动化技术在火力发电中的创新与应用[J].硅谷，2011，03：93-94.
第5篇：光伏电站营销方案范文
北京处于产业发展转型期，机动车存量和燃煤消耗量长期居高不下，有着汽车消耗的刚性需求和煤炭等传统能源使用的长期历史。更大规模地改进现有交通动力供给，促进新能源在全社会的推广应用，应是解决空气污染，推动生态文明建设的有效举措之一。
作为首都电力的关键企业，国家电网北京市电力公司（以下简称北京电力）积极响应“绿色北京”发展战略，充分发挥自身业务优势，携手上下游伙伴，积极服务于电动汽车、新能源等绿色产业的发展。
同时，发挥电网企业在配、用电专业方面的技术优势，积极配合政府部署，推进“煤改电”配套工程建设和电力需求侧项目应用，带动全社会节能减排，持续改善北京空气质量。
零碳动力
如今，从市郊铁路S2线一出来，时尚的“低碳族”郑女士习惯了向那些崭新的电动出租车招手。郑女士住在京郊延庆地区，平时在王府井上班。坐在听不到噪音、闻不到汽油味的电动出租车上，徜徉于绿色山水间，回家路途更轻松愉悦。
舒适的交通出行得益于延庆城南电动汽车充电站的建成，这是京城首个为电动出租车服务的充电站，也是第一个分布式充电站，是目前国内最大规模的新能源乘用车示范项目。2012年4月底，这座充电站完成了扩建工程，能够满足150辆电动出租车的充电需求。
电动汽车能量利用率较传统燃油汽车高，在交通堵塞时不需要怠速运转，能量消耗比传统车辆减少50%以上。根据电动出租车运营公司测算的数据，电动车每年可节省3万余元的运营成本。
同时，电动汽车无直接污染物，可谓零碳排放，是汽车产业的重要发展方向。2012年4月，国务院通过《节能与新能源汽车产业发展规划（2012-2020年）》，提出以纯电驱动为新能源汽车发展和汽车工业转型的主要战略取向。
在北京市，出租车年平均行驶里程15万公里，而私家车年均里程至多1.5万公里。“如果北京6.6万辆出租车都电动化，相当于70万辆私家车改成纯电动，那就相当于三年实现新增轿车零排放。”北京电力营销部智能用电处处长陈强为本刊记者算了一笔“减排账”。
作为国家电动汽车“十城千辆”和私人乘车购买补贴政策双试点城市，建设成为最具影响力的新能源汽车示范应用城市，是北京市的重要战略定位之一。自2001年121路电动公交车投入运行以来，北京电动汽车发展逐渐驶入快车道。2012年全年，北京市电动汽车累积充换电量526万千瓦时，充换电次数14.65万次，服务车次行驶里程932万公里。
按需建设
目前，国内电动汽车产业还处于发展初期，车辆购置成本偏高、续驶里程有限、能源补给时间较长，限制了电动汽车的大规模推广应用。充换电设施是能源补给的基础，具有超前性、网络性以及市场培育周期长等特点，需要提前规划建设。
在首善之区，北京电力响应国家新能源汽车战略，正持续推进电动汽车充换电服务网络建设，服务于电动汽车普及推广，服务于“人文北京、科技北京、绿色北京”和世界城市建设。
截至2012年年底，公司已建成60座电动汽车充换电站，1080台充电桩。其中，2012年3月投入运营的高安屯充换电站是世界上规模最大、充换电能力最强、充换电设备种类和模式最多的电动汽车充换电站。
一辆载重8吨的电动环卫车停靠在换电流水线上，两个换电机器人从电池组架的位置出发，沿着环形轨道停靠在环卫车两侧电池的位置，伸出“手臂”麻利地取出电池后沿着轨道驶离；另两组换电机器人则带着已充好电的两组电池从它们身后赶来，熟练地更换好。
在高安屯电动汽车充换电站，记者目睹了整个换电池过程，用时仅2分多钟，“加上车辆进入充电通道及停靠时间，整车每次综合换电只需6到8分钟，跟传统车辆加油时间差不多。”高安屯电动汽车充换电站负责人告诉本刊记者。这里每天能同时充电1104块电池，充电机总容量10080千瓦。配送工位每小时可配送24组电池。换电和配送速度处于世界领先水平。
目前，从电动汽车投入运营规模看，北京地区运行的纯电动汽车超过2500辆，在充换电站建设和示范推广电动车数量上，北京市在全国20个“十城千辆”示范城市中均处于领先地位。
据陈强介绍，经过近几年的发展，电动汽车产业正从导入期转入培养期，关键技术还没有取得突破性进展，现阶段充换电服务网络建设，还应按照换电为主、插充为辅的思路，坚持经济实用、安全可靠和按需建设的原则，以实用化为主，满通运行实际需求。
相较于其他省市，北京市电动车发展特点在于车型较多，涉及公交、环卫、出租和乘用车等。以公交车与环卫车为例，北京市80路、90路公交车单趟来回行驶里程为40公里，“充电一次跑两圈下来后就只能停驶，需要采用换电模式，而像环卫车，就早晚用，里程40公里左右，充一次电能满足一天用，就可以采用直充方式。”陈强向本刊记者举例道。
电力专业人士告诉记者，现阶段电动汽车一次行驶里程最多可达一百三四十公里，并和电池、充电及整车制造技术发展水平有关，采取“换电为主、插电为辅”的建设思路符合电动车辆实际运行需求。
未来几年，北京电力将始终秉持“按需建设、适度超前”的产业推进原则，维持适度的电动汽车充换电设施建设发展规模。记者拿到的一份资料显示，到2015年底，北京电力计划建成充换电站272座、充电桩3.03万台，形成以北京为中心的环渤海电动汽车智能充换电服务网络，满足规划的5万辆电动汽车充换电需求。
合作共赢
配电网建设是决定电动汽车充换电服务网络建设的前提。保持适度的充换电服务网络之外，强化坚强智能电网支撑是电动汽车产业规模化的关键硬件投入所在。
与政府规划决策部门建立起常态化、流畅的沟通渠道，积极参与全市电动汽车发展规划滚动编制工作，是北京电力推动电动汽车产业战略发展的重点。
由北京市委市政府牵头，各相关企业组织参与的新能源汽车联系会定期举行。相较于其他省市，这是北京电力的先天优势，有助于推动政府尽快落实国家已经出台的相关政策，不断推进电动汽车运营补贴、税费优惠的政策落地。
另外，北京电力一直致力于加强利益相关方合作，深化与上游企业合作，构建合作共赢平台。这些企业涉及电动汽车原材料、电机、电控、电池到整车、基础设施等领域。
基于C30车型，联合北汽新能源合作开发采用底盘换电的新款乘用车，是北京电力在2013年的创新重点。陈强表示，这有望完善现有的乘用车换电模式，增加其续航里程。
北京电力还同北汽新能源、北汽福田、长安汽车等车企，蒙古锂、普莱德等电池厂开展协同创新，力促电池技术和整车生产的国家标准落地，如充电接口、计量方式标准。
未来几年，北京电力仍将维持适度的电动汽车发展规模。记者拿到的一份资料显示，到2015年底，北京电力计划建成以272座充换电站为骨架，210座配送站为网点，3.03万台充电桩为补充的三级智能充换电服务网络，按照国家电网公司统一部署，积极服务建成以北京为中心的环渤海电动汽车智能充换电服务网络，满足7.13万辆纯电动汽车的充换电需求。
清洁能源并网
2012年11月5日，北京首户居民向顺义供电公司申请分布式光伏屋顶发电并网。该用户项目建设容量为3千瓦，设计日均发电量10千瓦时，并网电压为220伏。接到用户申请后，北京电力严格遵循“支持、欢迎、服务”原则，安排专属客户经理开展一对一服务，通过电话、现场办公等方式多次与客户进行全方位沟通，2013年1月25日，该项目顺利并网发电。
据介绍，源于政策补贴和设施建设支持，普通居民和民营企业对分布式光伏（单点并网容量在6000瓦以下）发展意愿很强。同传统能源相比，分布式光伏、风电等清洁能源具有可再生性，无污染，其项目开发和利用亦迫在眉睫。
但由于大规模储存电源技术尚无法实现，且清洁能源受天气等不可控因素影响大，不稳定性强，电网企业需要应对新能源并网接纳的诸多困难，实现实时平衡，“有多少负荷，就发多少电”。
优化清洁能源调度、并网运行，深化与新能源企业等利益相关方合作，是实现清洁能源接入的关键之处。
为此，在保障电力可靠供应的前提下，北京电力按照节能、经济的原则，做好风电等新能源并网审核工作。同时，加快可再生能源发电接入系统及配套电网设施的建设工作，签署与履行并网调度协议和购售电合同，加强发电计划管理。
北京电力调度控制中心系统运行处处长赵瑞告诉本刊记者的一个实例是，由公司调度控制中心牵头，会同运检部，专门对北京电网内唯一的风电场鹿鸣山电厂进行了电网改造，优化送出系统，保证其15万千瓦时的装机容量能够优先并网。
2月19日，位于城郊门头沟地区的鲁家山生物质垃圾焚烧发电厂，设备全部到位，即将进入调试阶段。这是“世界单体一次投运规模最大”的垃圾分类处理焚烧发电项目，投产后年上网电量将达2.25亿度。据了解，北京电力已为接纳这一新能源发电的并网做出了相应的规划。
据赵瑞介绍，在日常运行管理上，公司还充分做好新能源发电能力预测，即合理安排现有运行设备，尤其是调管设备的电厂发电计划，将火电等其他系统额度发小，留好预度，在高峰期充分满发。
目前，北京电力正配合国网公司调度中心，启动分布式光伏并网的技术标准和管理规范工作。2012年，北京电力共批复31个清洁能源接人申请，总装机容量达561.49万千瓦，完成西南和东南热电中心176万千瓦燃气机组并网工程。
绿色成效
至2012年底，有3座垃圾发电厂并入北京电网运行，总装机容量35兆瓦。按照垃圾电厂年上网电量1.88亿千瓦时测算，每年可减少消耗5.63万吨标准煤。
与建设同等规模燃煤热电机组相比，公司支持并配套建设的四大燃气发电中心投运后，每年可减少二氧化碳排放1100万吨、二氧化硫排放7500吨、氮氧化物排放12000吨。
从总量上看，新能源产业发展带来的减排和治污效果更为明显。通过支持清洁能源发电企业发展，每年共可减少消耗71.80万吨标准煤，减少排放977.26吨二氧化硫及1905.64吨氮氧化物。
根据国家电网节能减排的总体部署，结合北京市相关发展规划，北京电力在充分考虑北京打造世界城市发展需求的基础上，确立“安全、全面、经济、主动和可实施”的电网发展思路，积极打造资源节约型、环境友好型电力企业。
按照环保部公布的《重点区域大气污染防治“十二五”规划》，北京地区要求细颗粒物PM2.5年均浓度下降6%。“十二五”期间，北京预计将新增太阳能、风能、沼气、垃圾焚烧等新能源装机46.46万千瓦，装机占比由“十一五”末的2.45%提高到5.44%，每年可减少消耗72万吨标准煤，减少排放994吨二氧化硫及1933吨氮氧化物。
北京电力还将积极开展新能源示范项目和智能发配用一体化示范项目，积极探索太阳能发电和智能一体化电网的建设，通过收集新能源发电替代石化类发电实现减排。
“煤改电”持续发力
“多亏了‘煤改电’，要是以前，哪儿能一下就这么暖和啊！”家住西城区西河沿192号院的沈先生不由对比起今昔采暖的境况。
记者走访时得知，燃煤取暖时，沈先生屋子里的温度也只能达到18摄氏度，赶上雨雪天气，室温可能更低。“煤改电”后，烧一晚上电暖气，屋里一天都能维持在22摄氏度。
“煤改电”是指用“电采暖”代替“煤采暖”，以达到治理煤烟型污染、改善大气环境的作用。作为电力企业，北京电力积极配合政府，承担了配套电网工程建设的责任。
自2003年启动“煤改电”工程以来，北京电力每年分片分区循序渐进。近十年来工程的实施既给首都二环内的核心区22.8万户居民带来了方便、舒适、实惠，又确保了“绿色北京”目标的尽早实现。
燃煤取暖是影响冬季北京空气质量的主要原因之一，尤其是在十年以前，这几乎为北京市民所公认。在北京城区，主要是二环内东西城区的文化保护区，有大量散落的胡同、四合院以及大量城乡结合部仍使用原煤散烧，其碳排放量不亚于电厂。
政府出台的居民峰谷试点电价政策是北京电力得以顺利推进“煤改电”的关键因素之一。专门面向“煤改电”居民用电的这项政策规定，在采暖季21时至次日凌晨6时，每度电收费0.3元，其他时间按正常电价收费，每度电为0.4883元。
在采暖季结束后，居民可以凭借证明领取区、市的两级补贴，补贴标准分别为0.1元/度，这样，“煤改电”居民冬季夜间用电的电价为0.1元/度。沈先生大致折算了一下，享受政策优惠后，只用1000元就能暖暖和和过冬，比燃煤取暖节省了一半花费。
“煤改电”取暖带来的安全、方便和卫生亦是普通居民颇为看重的因素。没有了煤灰、渣土，免去了煤气中毒的担忧，还省去了看炉子的精力和时间，这是“煤改电”居民们的一致感受。
为此，北京电力投入了大量的人员和物力。仅2012年全年，公司共投资6.78亿元，施工涉及10千伏配电线路59条，敷设电缆总长度约224.81公里，新架架空线路总长度约49.97公里，新建箱变开闭器柱上变压器等设备约308台，新装墙、地箱共约4226台，改造居民户表数近2.1万户。这实现的是对北京空气质量的持续改善。
另据了解，北京市能源结构调整规划指出，到2015年全市煤炭消费总量下降到1500万吨以下，五环路内甚至城六区基本实现无煤化。
第6篇：光伏电站营销方案范文
【关键词】华坪县;发展;升级
攻坚克难，2014成绩卓著
2014年，华坪县认真落实上级的决策部署，有效遏制经济断崖式下滑势头，推进经济结构调整和产业转型升级。完成：生产总值32亿元，规模以上工业增加值8.5亿元，农业总产值12.5亿元，地方财政公共预算收入4.6亿元，城镇居民、农民人均可支配收入2.47万元和8531元。
转型升级迈出新步。制定煤炭产业转型升级实施方案，并在全省率先通过审查，完成31对小煤矿关闭、6对15万吨矿井升级改造，推进42对保留矿井的机械化改造和扩能升级。煤炭产量207万吨，产值16.56亿元。干箐5万千瓦光伏发电项目落户，一期建设顺利;煤矸石综合利用发电项目获国家能源局和省发改委批准;水电铝前期工作取得进展;完成金属镁项目可行性研究报告。做好中国米黄大理石等资源勘探。完成金芒果公司和有志芒果公司项目建设。楷瑞生物有机肥项目投产。金秋农业、心联欣等生物加工企业落户。完成石龙坝水电铝产业园区控制性规划。编制荣将生物园区1500亩低丘缓坡土地开发利用规划。收储石龙坝3000亩和荣将生物产业园区1100亩土地。建设荣将生物园区主干道1.7公里。
特色农业再创佳绩。实现芒果、冬早瓜菜、畜禽、烤烟产值5.17亿元、2.17亿元、4.28亿元、9800万元，同比分别增长2.46%、8.2%、15.6%、18.9%。启动芒果冷链物流中心建设，依托企业新建芒果电子商务平台2个，通过电商营销芒果40万公斤，销售额2000余万元。支持企业到北京、沈阳、丽江等地举办推介会，完善营销网络体系。
发展基础继续夯实。县城至荣将一级路通车，华攀高速公路即将建成，完成石龙坝集镇至尾巴村等油路大修，建成华丽高速公路进场路，荣将老桥至苏坝窝连接线等项目进展顺利，改造村道143公里。完成腊姑河水库主体工程等项目，除险加固小（二）型水库11座;新建五小水利3050件，解决2万人饮水安全;完成县城至荣将段河道治理等前期工作，完成水资源综合利用规划和务坪水库水资源优化配置研究;扩容增效小水电站8座，新增装机3190千瓦。完成一批城农网改造和220千伏输变电第二回线路工程。抓好观音岩水电站移民搬迁和清库。完成固定资产投资38.2亿元，增长11%。
城市化进程稳步推进。完成县城控制性详规编制，完成中心、荣将两镇土地利用规划评估和优化调整。收储城市规划区872亩坝区土地，收回原华盛公司197.3亩工业用地。启动县城东西两侧低丘缓坡土地收储。县城空间进一步拓展。建成西街停车场。推进政务中心停车场、中心城市燃气等项目。改造保合花园至河东水库油路，完成城北小环线等10条城市主干道路基工程，打通建华路至兴隆街等断头路。中和花园等城市综合体和房地产项目进展顺利。完成一级路绿化、灯光工程。启动鲤鱼河生态文化走廊延伸等工程。
保障能力明显增强。建立财政、税务联合分析机制，强化税收征管。加强财政资金管理，清理预算单位小金库，规范事业单位商铺出租管理。争取项目到位资金4.5亿元，增长18.5%。财政支出15.3亿元。强化政银企合作，政府通过平台融资7亿元。金融机构存款余额69亿元，贷款余额37.6亿元，分别比年初增长4%和14.5%。
社会事业协调发展。县级财政用于保障和改善民生的投入，占地方财政公共预算支出的比重达76.8%。小学、初中、残疾儿童入学率，分别达99.9%、 107.8%、 87.5% ;高考综合上线率95.5%，综合成绩继续名列全市第一。维修改造校舍1.18万平米。发放寄宿生生活补助1026.6万元，惠及9000余人;营养改善计划惠及1.5万人。女子高中等项目进展顺利。完成县医院迁建和中医院搬迁，实施石龙坝卫生院业务综合用房等项目。建成120急救中心。启动单独二孩政策。新农合参合率99.36%。各类社会保险参保人数14.25万人次。新增城镇就业1040人、农村劳动力转移就业613人。建成保障房361套。完成20个新农村重点村、永兴“1・15”地震恢复重建等项目。落实政府承诺为民办理的10件实事。建设生态产业基地11.5万亩，改造中低产田3.7万亩，治理水土流失25平方公里。推进矿区群众搬迁安置300户。完成市下达的节能降耗和主要污染物总量削减目标。
和谐局面更加巩固。认真办理人大代表建议和政协委员提案。扎实开展党的群众路线教育实践活动，执行“八项规定”，整治“”问题。加强审计、监察工作。完善县处级领导干部接访下访制度。加强法治宣传教育、法律服务和法律援助，整治治安突出问题。实施民族团结进步共同繁荣发展示范区建设。落实安全生产“党政同责、一岗双责”责任制。
真抓实干，2015再创辉煌
2015年，要认真落实系列重要讲话和上级的一系列会议精神，以提高发展质量和效益为中心，夯实基础、改革创新，力争完成：生产总值、农业总产值、规模以上工业增加值、地方财政公共预算收入、规模以上固定资产投资、城镇居民和农民人均可支配收入，分别增长20%、5%、30%、5%、15%、10%、12%以上。为此，要抓好以下工作：
推进新型工业化。发挥电优势，作好电文章，发展煤炭、清洁载能、建材、生物4大产业，培育新的增长极。加快煤矿技改扩能和机械化、信息化改造。打好安全生产攻坚战，力争煤炭产量达500万吨。加强协调服务，实现观音岩水电站第2、3台机组投产发电。力争煤矸石综合利用发电项目开工，加快干箐光伏发电项目建设，确保一期1万千瓦4月份建成并网发电，力争二期4万千瓦建成投产。争取早日开工海螺寨和密落槽子光伏发电、风电等项目。发展石墨深加工。继续抓好水泥、石灰产业，抓好石材产业园区规划建设，发展石材加工业。力争金芒果公司深加工、有志芒果公司果酒、金秋农业冷链物流中心7月建成。加快石龙坝工业园区和荣将生物园区基础设施建设。招商引资，吸引更多企业进园，集群化发展。
促进农民增收。抓好以芒果、核桃、茶叶、中药材等为主的生态产业基地建设，以冬早夏秋瓜菜为主的瓜菜基地建设，以生猪、肉牛、黑山羊、乌骨鸡养殖为主的畜禽养殖基地和烟叶基地建设。规范土地经营权流转，发展新型农业主体。整合涉农资金，加大惠农政策落实和资金扶持。抓好芒果产业提质增效，组建技术指导站，调整充实人员，加强与科研院所合作。推广芒果无公害、绿色、有机、标准化种植技术，加强质量检测，壮大芒果产业合作社和龙头企业，建设1个大型物流中心，完善电商平台。新建“五小”水利工程5000件、水窖8000口，解决3万人的饮水难题。力争完成中心镇、石龙坝镇和谐矿区搬迁安置点建设。完成果子山芒果、方家村柑桔、文乐村葡萄精品庄园及一批美丽乡村建设。抓好通达扶贫整乡推进、40个扶贫整村推进、200人易地扶贫搬迁、100户扶贫安居等项目。
增强发展后劲。做好征地拆迁，确保华丽高速公路华坪段5月开工。配合做好丽攀高铁前期工作，争取纳入国家“十三五”规划。完成华丽高速进场路等公路建设。开工建设县城东过境线。安排水泥4万吨，改造200公里以上的乡村公路。完成荣将至战河二级公路等项目前期工作。确保腊姑河水库5月下闸蓄水。完成古拉湾等5座小（二）型水库除险加固等项目建设。开工建设马鹿水库等水源工程。抓好观音岩水资源综合利用、务坪水库东干渠等前期工作。强化县内骨干电网、配电网及送电通道建设，改造城农网。力争中缅油气管道华坪段纳入市级计划。建设政府公共信息网络平台。推进房地产业投资平稳增长。引导金融机构信贷增量不低于上年水平。探索政府和社会资本合作模式（PPP），鼓励民间资本发起设立村镇银行、资本管理公司等新兴金融组织。争取上级项目资金支持，力争上级项目到位资金同比增长20%。确保民生支出占地方财政公共预算支出的76%以上。强化对重点行业、重点税源、重点企业的税收和各项费用的征收管理。
推进新型城镇化。完善县城总体规划和控制性详规，统筹中心、荣将同城化发展。规划调整土地利用，确保城市、工业园区和土地利用3个规划相协调，破解城市发展空间受土地利用规划制约难题。管控城市规划。完成狮山路南段延长线等6条城市道路建设。完成城北大货车等一批停车场建设。完成新客运站、中心城市燃气工程等项目建设，启动荣将物流园、旧衙坪公园等项目建设。继续实施鲤鱼河生态文化走廊建设项目。完成永皓新天地等城市综合体和房地产项目。整治违法违规建设。解决交通拥堵、重复开挖等问题。组建城市综合执法局，强化城市管理。成立城市出租车公司，规范出租车管理。推进农业转移人口市民化。做好撤县设市申报。
激发动力活力。以改革增动力，以开放增活力。推进财税体制改革，完成预算管理制度改革9项任务。深化投融资体制改革，规范投融资平台管理。推进农民土地承包经营权、宅基地使用权确权发证，健全农村产权流转交易平台，改革“三权三证”不动产的流转、抵押、担保。鼓励保险机构开展农产品保险。改革公务用车。参与长江经济带、桥头堡建设，主动融入滇中城市经济圈、成渝经济区。创新方式，强化产业招商、定向招商、精准招商、委托招商，努力招大商、优商、强商。改善环境，营造重商、亲商、护商、安商氛围，实行一站式服务，保障招商企业与本土企业同等待遇，确保引进一个、建好一个、带来一批。
增进人民福祉。推进“两个10万元”微型企业培育工程，实施大学生创业引领计划和农民工职业技能提升计划，加强农村新成长劳动力职业教育。加大帮扶，新增城镇就业1130人，组织就业和农村劳动力转移培训1000人次。抓好新型城乡居民社会养老、城镇职工和城镇居民医疗、新型农村合作医疗等保险工作。将新农合和城镇居民医保财政补助标准，由每人每年380元提高到450元;新农合个人缴费标准，由每人每年60元提高到90元。建设县社会福利中心和一批居家养老服务中心。鼓励社会兴办营利性养老机构。加快城镇保障性住房建设和城市棚户区改造。推进第二轮学前教育3年行动计划。实施改善义务教育薄弱学校基本办学条件工程。实施高中教育质量提升和职业高中改扩建工程。完成中心中学和县幼儿园迁建等项目。加快文体中心综合体项目建设。开通华坪广播电台。扶持企业科技创新。推进县级公立医院综合改革，规范社会力量办医，引进优质医疗资源。落实计生国策，加强食品药品监管。
第7篇：光伏电站营销方案范文
关键词：线损率；线损理论计算；电网规划管理；降损节能
引言
线损指以热能形式散发的能量损失，是电网电能损耗的简称。线损可分为统计线损和理论线损。统计线损是供电企业根据电能表计算出来的实际供电量和售电量之差；理论线损是根据电网设备参数、运行方式、潮流分布以及负荷情况，由理论计算得出的线损[1-2]。线损率是线损电量占供电量的百分数，能综合反映电网规划设计、生产运行和经营管理水平，它与电网规划、建设、运行、检修、营销等各个方面密切相关。随着科技与装备水平不断进步，我国电网线损率从1978年的9.64%下降到2000年的7.81%，2011年又降到6.39%，进步显著。按照当前电网规模，电网线损率下降1个百分点，即每年少损电量420亿kWh，相当于年节煤1380多万吨，少排碳2760多万吨，节能减排成绩斐然[3-4]。
1 线损理论计算软件功能与介绍
线损理论计算采用华中电网公司技术中心研发的《电网线损理论计算分析系统V3.2》，该程序是在继承原版程序优点的基础上，采用基于数据库和图形可视化技术开发的软件分析平台，具备供、配、低各级电力网络的线损理论计算功能，在开发过程中充分考虑线损理论计算工作在本地区开展的实际需求，在数学模型、计算方法和实用性方面较之传统线损计算软件都有所创新，与国内其他同类系统相比，具有计算模型精确、数据采集简便、分析模块丰富等优势[5-6]。该软件已在本省、地、县各级供电部门应用十多年，经过不断升级完善，目前广泛应用于本省电网线损理论计算、线损计划编制和降损规划编制等工作之中。
新版升级软件在以下方面进行了大幅改进：一是升级软件开发平台，可适用于windows xp、win7（32位）及win7（64位）等主流操作系统；二是开发配电网结构参数导入功能，有效利用本地“营配贯通”工作成果，将电网PMS系统中10千伏线路、变压器参数直接导入软件，实现计算参数库及时滚动更新，减少了大量人工操作，同时提升数据质量；三是完善配电网网络重构功能，能够实现配网结构参数的快速调整，及时将配电网运行方式变化反映到计算模型中，有效提高计算的灵活性和准确性；四是增加台区等值电阻法计算和数据导入功能，不仅提高了计算精度还能节省人力物力。
2 本地区电网情况
2.1 线损理论计算有关情况
本次线损理论计算负荷代表日选取在正常天气、电网正常运行方式下，代表电网较大负荷水平的代表日，本地区代表日的选取按照国家电网公司要求，由华中分部负责组织并统一确定负荷实测代表日。本次日负荷实测范围包括全市所有变电站，实测方法为人工抄表与自动采集相结合。代表日实测数据分为变电站实测数据、关口电量数据和台区实测数据。变电站实测数据包括：35千伏以上所有主变各侧总表及各出线整点的有功功率、无功功率、有功电量、无功电量、电压、流，变压器分接头位置和电容器、电抗器投运数据，全天站用电、母联开关状态。关口电量数据包括：35千伏以上所有主变各侧总表及各出线整点的有功电量、无功电量。台区实测数据包括：选定低压台区首端24小时三相电流、全天有功电量、全天无功电量、电压，台区内各用户全天有功电量。实测数据中有关功率、电压、电流等潮流数据均取自调度SCADA系统，有功电量和无功电量数据取自TMR系统，台区实测数据取自用电采集系统。电容器组（含电抗器）缺少抄见数据，推荐按80%额定容量、全天投运20小时进行损耗计算。35千伏及以上变电站站用电量按实测电量进行计算，缺少抄见电量的110千伏变电站按1.5万kWh/月・站统一计算，35千伏变电站按0.2万kWh/月・站统一计算。
2.2 本地电网基本情况
本市属典型丘陵地带，山区林区较多，供电范围广。2016年本市电网有220千伏变电站14座，主变22台，总容量3630兆伏安，110千伏变电站66座，主变99台，总容量3548.5兆伏安，35千伏变电站129座，主变225台，总容量1400兆伏安，10千伏配变33684台，总容量5461兆伏安。本地区电网主要电源点位于中部500千伏变电站，境内有110千伏上网电厂容量721.9兆瓦，其中光伏电站462.7兆瓦、风电145.5兆瓦；35千伏上网电厂容量60.69兆伏安；10千伏上网电厂容量52.12兆伏安。本次理论计算代表日基本按正常方式运行，无临时负荷转带现象。计算范围包括220千伏主变22台，线路32条，110千伏主变96台，线路92条，35千伏主变207台，线路223条，10千伏线路1209条；随机抽取实测台区137个，其中城网57个、农网80个。2016年代表日全网发电1687.335兆瓦时，代表日全网无损电量4856.340兆瓦时。
3 本地区线损理论计算结果分析
3.1 线损情况
本市近三年电网代表日线损理论计算结果见表1。
从表1可以看出近三年公司线损率逐年递减，尤其是110千伏电网、35千伏电网和10千伏电网，这得益于近几年电网建设、电源点布局变化和农网改造成效。2016年本市电网最大负荷2188.3兆瓦（日最高负荷），日供电量为42146.9兆瓦时；代表日最大负荷为 1417.6兆瓦，为最大负荷日最大负荷的64.80%；代表日供电量为 28812.62兆瓦时，为最大负荷日供电量的68.36%；代表日负荷水平基本代表电网较大负荷水平。2016年代表日负荷较2015年的代表日负荷32873.09兆瓦时（占最大负荷供电量的90.43%）略有减小，对总线损率有一定影响。通过对比国家电网公司系统各电网代表日线损理论计算结果，本市电网线损总体管理水平较为落后，总线损率、35千伏线损率、10千伏线损率和低压线损率都超出全国平均水平。
2016年代表日本市电网各电压等级损耗电量百分比分布情况如图1所示，各电压等级线路和变压器损耗占该层总损耗的比例如表2所示。
由图1可知，线损率占比随电压等级降低而逐渐升高，主网损耗较低，表明电网规划和电源分布基本满足负荷发展要求，存在相当比例的趸售和直供用户，无损电量占比较多。10千伏电网损耗占比33.33%，主要因为大部分10千伏线路位于农村供区，线路运行年限较长、供电半径大、线径小，自动化水平和管理水平落后。0.38千伏低压损耗占比最高为42.33%，反映出农村用户分布分散，低压配变台区三相负荷不平衡、供电半径长等情况较为普遍，低压集抄改造较为落后，台区精益化管理水平亟待提高。由表2可知，220千伏线路损失率很小，主要是由于这一层面大部分用户为无损用户；110千伏线路损失率较上一年有所下降，这是由新投产变电站对电网结构优化引起；35千伏和10千伏线路损失率仍然很高，主要原因是大部分线路在农村供区，接线模式主要为单链、单环网、单辐射，线路运行状况差、老化严重。
3.2 电网问题分析
（1）本市|部电网负荷逐年增长，缺少500千伏电源布点，存在供电能力紧张问题。
（2）部分变电站主变配置或负荷分配不合理。两台主变需并列运行时，电压严重偏高，存在电压难以调节问题，或者当一台检修，另一台就出现过载。
（3）单变（单线）变电站问题依然存在。目前主网系统内还有6座单变的220千伏变电站，26座单变的110千伏变电站，供电可靠性差。
（4）部分220千伏、110千伏变电站容载比偏低问题还将长期存在。
（5）无功流动依然较大，部分地区无功严重不足、电压严重偏低。农网110千伏、35千伏变电站配置不合理，无功补偿不足，输电线路输出距离长、线径小、线路老化现象突出。
（6）农网基础薄弱。尤其是35千伏变电站及线路主要分别在农村供区，接线模式主要为单链、单环网、单幅射，运行年限超过30年的线路占比还很高。
（7）中低压配网结构差，卡口、低电压台区比例高。
（8）部分县市公司对关口计量装置和TMR系统管理维护不到位。关口计量故障未能及时处理，TMR系统数据不完整，TMR网损分析数字化平台不够完善。
4 电网发展管理建议
（1）工业错峰让电与合理利用资源。加强需求侧管理，组织本市大型工业用户在大负荷期间错峰、减产，必要时停产；要求大中型水电厂做好蓄水工作，生物质电厂做好燃料储备，在负荷高峰时发电顶峰。
（2）科学预测负荷增长，合理规划电网建设。扎实开展本地区电网迎峰度夏、迎峰度冬运行分析，实时统计大用户业扩报装情况，科学预测地区负荷增长情况，合理增加电源布点，优化电网结构。
（3）合理安排电网运行方式。做好电力电量分区与整体平衡，对于网架较坚强的部分地区，优先开展经济运行，安全运行和经济运行双管齐下。根据负荷水平、负荷密度合理选择配变新增布点或增容，同步优化中低压供电半径和供区范围。
（4）加快配电网建设，综合治理农网低电压问题。加快农网改造升级进度，通过配变增点增容改造和低压线路改造解决现有存量低电压问题台区；完善低电压综合治理快速响应机制，对低电压问题做到及时发现、迅速安排、快速治理；加强配网运行维护管理，做好配变调压及三相负荷平衡工作，提高配网台区无功补偿装置配置率。
（5）合理安排电网检修。统筹安排停电检修工作，杜绝重复性检修，加强检修计划性，缩短检修时间，尽力优化检修方式，科学制定重载地区及线路负荷转移方案，提高检修技术水平，条件允话的话尽量实行带电检修。
（6）加强电压无功监督、调节工作。实行AVC与人工干预的双重管理，根据电网潮流及时调整AVC控制策略，减小电网无功流动，降低主网损，尽量使用户的无功补偿设备投入使用。
（7）开展台区精细化管理。开展线损实时监控，充分依托用电信息采集系统，对低压台区线损实时监控，及时发现线损异常台区，实时开展台区线损预警工作；加快清理微小电量负损台区；大力开展线损异常排查，督促各县市开展线损异常整改。
（8）加强电能计量装置管理。强化专变用户和台区关口计量装置的配置、安装、轮换等环节管理和监控，严格开展计量装置周检和居民表计运行质量抽检，及时发现和排除计量隐患，推进采集系统自动化抄表功能深化应用，保证计量装置计量精确、抄表数据及时准确。
5 结束语
线损理论计算工作对于供电企业来讲是一项很有指导意义的工作，通过线损理论计算找出电网结构薄弱点，为电网规划、降损方案制定提供数据支持；通过对电网潮流分析，为主网经济运行，调度运行方式安排提供依据；通过分线、分元件的线损理论计算结果与实际统计的分线、分元件结果对比，找出日常线损统计的正确与否，找出管理降损的空间[7-9]。线损管理是一项综合性非常强的工作，涉及到电网管理的方方面面，节能降损措施的制定也是对供电企业其他职能部门工作成效的促进。
参考文献
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第8篇：光伏电站营销方案范文
清洁发展机制(Clean Development Mechanism，CDM)允许工业化国家的投资者在发展中国家实施有利于发展中国家可持续发展的减排项目，通过减少温室气体排放量来履行工业化国家在《京都议定书》中所承诺的限排或减排义务①。我国CDM项目从开始立项到最后实施时间不长，但是发展速度较快，从总体上来看，具有以下特点：
（一）总体趋势
1.获批项目总量保持持续增长态势
从国家发改委公布的数据看，2011年前三季度，我国共批准436个CDM项目，同比增长21.8%。主要集中在新能源与可再生能源、节能与提高能效、甲烷回收利用三大领域。其中，新能源和可再生能源项目358 个，占总数的 82.3%；其次为节能与提高能效、甲烷回收利用项目，占比分别为 8.0%和 6.9%。从减排项目所在地看，排名前三的是内蒙古、宁夏和辽宁，项目数分别为61个、29个和29个，占比分别为14.0%、6.7%和 6.7%②。
2.注册和签发项目总体大幅上涨
2011 年前三季度，我国共有 396 个 CDM 项目在联合国注册成功，同比增长 52.9%；633 个 CDM 项目获获得核证减排量（CERs）签发，其中226个为首次获得签发，签发项目数超过去年同期三倍①。
3.我国在联合国注册签发项目数与减排量均居世界第一
截至2011年10月10日，我国一共批准3，283个CDM项目，其中1,613个项目在联合国注册成功，占全球注册项目的45%，预计年减排量超3亿吨，占全球注册项目减排总量的64%。我国566个项目获得签发，总签发量约4.3亿吨CO2当量，占全球CDM项目签发总量的58%。注册签发项目数和减排量均居世界第一②。
（二）区域分布
近年来，受国家能源政策引导，各地依托自然资源禀赋及经济优势积极开发CDM项目，初步形成以环渤海区域为核心的沿海风电集聚区，以云南、四川为核心的西南水电集聚区，以内蒙古、甘肃、宁夏、新疆等西北部省区为核心的陆上风电集聚区（如图2所示）。其中，云南、四川、内蒙古、湖南、甘肃等中西部地区利用水利、风能等自然优势，项目开发一直处于前列。2011年前三季度获批项目主要分布在内蒙古、宁夏、辽宁、四川、河北、甘肃、云南等省。从减排量分布看，四川减排量居全国第一。具体比较见下述图表。
（三）行业分布
2011 年前三季度获批项目集中在新能源与可再生能源、节能与提高能效、甲烷回收利用三大优先领域。其中，新能源和可再生能源项目359个，占总数的82.3%；其次为节能与提高能效、甲烷回收利用项目，占比分别为8.0%和6.9%。随着《可再生能源“十二五”规划》有关鼓励发展新能源政策的出台，CDM项目将向新能源和可再生能源领域进一步集中。在国家各项能源政策大力扶持下，我国新能源和可再生能源产业存在如下投资空间。
1.新能源与可再生能源规划主要目标
我国未来五年可再生能源发展的思路已基本清晰，“十二五”期间，全国商品化可再生能源占全部能源消费总量的比重要达到9.5%以上。(1)水电方面：政策将着力推动西部8个千万千瓦级水电基地建设，至2015年底，常规水电利用规模要达到2.6亿千瓦，年发电量要达到9100亿千瓦时，抽水蓄能利用量要达到3000万千瓦。(2)风电方面：至2015年末，并网风电累计装机容量要达到1亿千瓦，年发电量要达到1900亿千瓦时。其中，分布式风电累计装机要达到2500万千瓦。(3)太阳能发电方面：至2015年底，光伏发电装机要达到900万千瓦，光热发电装机要达到100万千瓦，太阳能热水器推广面积要达到4亿平方米。(4)生物质发电方面：到2015年末，我国生物质发电装机建成规模要达到1300万千瓦。其中农林生物质发电将占主导地位，规模将达800万千瓦，垃圾发电和沼气发电的规模次之。
2.新能源与可再生能源产业布局初具规模
经过多年来国家的大力发展，规模化应用的新能源产业已经具备一定的集聚特征。(1)太阳能光伏产业：形成了以长三角为制造基地、中西部为原材料供应基地的产业分布格局。长三角地区是国内最早的光伏产业基地，随着产业链延伸，江西新余、河南洛阳和四川乐山等地已经成为国内硅片制造和原料多晶硅基地。(2)风电产业：环渤海区域是国内外知名风电装备制造企业的聚集地，长三角区域也形成了一批风电装备制造企业，而西北区域是风电场建设的集中区。(3)核电产业：核电站主要分布在沿海，核电装备制造主要分布在西南和东北地区。中国以建成的4座核电站与在建的13座核电站均分布在沿海地区，而主要核电常规岛、核电供应商及其制造基地则主要分布在四川、黑龙江。(4)生物质能产业：我国2/3以上的生物质资源集中在内蒙古四川、河南、山东、安徽、河北、江苏等12个省区，约70%的生物质发电、生物质液体和气体燃料产业分布在这些省区，其他省区相对较少。
二、我国在CDM项目上的绿色信贷投放同业比较
自1995年起，中国人民银行等多部委就对绿色信贷业务高度重视，我国商业银行主动承担社会责任，相继出台环保和节能减排信贷政策，扎实推进绿色信贷业务，特别在推动CDM项目发展中做出了许多积极贡献：
1.农业发展银行：重点支持农村能源开发及环境改善项目农发行集中信贷资源，重点支持符合农发行业务范围的农村能源开发利用项目及水污染治理、水资源节约利用等以改善农村生态和生活环境的重点工程项目。截至2010年底，农发行涉及节能减排贷款余额437.01 亿元，比年初增加 114 亿元，增幅 35.29%。
2.工商银行：将推进绿色信贷作为长期重要战略工商银行2011年4月正式向全行下发《绿色信贷建设实施纲要》，明确将推进绿色信贷作为该行长期坚持的重要战略之一，并且提出了构建国内领先、国际一流绿色金融机构的发展目标。截至2010年末，工商银行绿色经济领域项目贷款余额已超过5000亿元，同时环境友好及环保合格客户数量及贷款余额占该行全部境内公司客户数量及贷款余额的比例均在99.9%以上，其余的不到0.1%的客户和贷款也正在环保达标评审的过程中。
3.中国银行：加强合作，绿色金融服务规模快速增长中国银行大力支持清洁能源和节能环保产业发展，积极推动绿色金融。截至2010年底，中国银行绿色信贷余额突破1900亿元，全年新增绿色信贷400多亿，同比增长27.8%。中国银行因在绿色金融方面的突出成绩荣获2011年度中国金融高峰论坛“绿色银行创新”奖。
4.建设银行：鼓励信贷资源向绿色倾斜，强化绿色审批建设银行遵循赤道原则，采用更高的信贷标准、更系统的信贷流程，在项目融资业务的风险评估中充分考虑环境因素和社会风险因素。出台《中国建设银行绿色信贷营销指引》，指导全行优先考虑绿色客户项目，鼓励信贷资源向绿色倾斜。为强化绿色信贷审批，制定54个审批指引，涵盖钢铁、水泥等高耗能、高污染和产能过剩行业，将环保节能作为贷款项目审批的硬性条件。截至2010年末，建设银行在包括清洁能源、节能环保等诸多领域的贷款投放已超过3300亿元，绿色信贷业务在近三年里保持了年均25%以上的高速增长①。
5.交通银行：对信贷客户和业务实行环保分类管理交通银行《2011年行业信贷投向指引》，深化绿色信贷在行业准入中的应用与要求，努力追求对环保优秀客户的精细化管理。截至2010年末，交行符合环保要求的绿色类客户数占比98.83%、授信余额占比99.48%，分别比上年末提高0.56和0.16个百分点。以低碳经济、环境保护、资源综合利用等为显著特征的环保优秀客户达700余户，授信余额达1023亿元，贷款余额达675亿元②。
6.浦发银行：创新绿色信贷合作，积极支持建筑节能浦发银行积极开展金融创新，不断推出绿色信贷服务。2008年，浦发银行在全国商业银行率先推出针对绿色产业的《绿色信贷综合服务方案》，为国内节能减排企业提供全面高效的综合金融服务。2011年5月，该行和亚洲开发银行顺利签约，在国内同业中率先推出建筑节能融资特色金融产品；合同能源管理未来收益权质押贷款在上海分行试点成功并批量发展，多个大型项目正稳步推进。
7.兴业银行：进一步拓宽绿色信贷服务区域与行业领域兴业银行通过进一步探索绿色商业模式和业务流程再造，将绿色信贷创新理念逐步渗透至全行各个相关的管理与业务条线，先后推出“8+1”种融资服务模式，并为碳交易前中后各环节量身定制金融服务。该行全国所有分支机构均已开办绿色金融业务，项目遍及长三角、珠三角、环渤海、东北、中部、西部和海西等主流经济区域；涉及能效、新能源和可再生能源开发利用、碳减排、污水处理和水域治理、二氧化硫减排、固体废弃物循环利用等领域。截至2010年12月末，该行累计发放节能减排贷款1012笔，金额478.68亿元③，其中为风能、太阳能、地热能、水电、沼气、生物质能利用等可再生能源项目提供融资支持的贷款余额为119.11亿元。
三、未来我国商业银行绿色信贷的投放空间
从我国CDM项目的发展现状、国内主流银行对CDM项目的投资布局以及我国银行监管机构把绿色作为信贷的考核重点三方面加以判断，建议我国商业银行在“十二五”期间，根据我国绿色信贷的需求方向抓住以下机遇：
1.全球碳交易供小于求
据前不久正式的《应对气候变化报告（2011）：德班的困境与中国的战略选择》预测，目前在全球碳交易供小于求，缺口在45,266,854吨左右。即使已获联合国清洁发展机制（CDM）执行理事会注册的项目只有50%得到签发，未来每年收入也可达到10亿美元①。
新能源与可再生能源是我国投资的重点领域
我国即将出台可再生能源规划，国家将把发展新能源与可再生能源放在更加重要的战略地位，加强新能源的技术研发与产业投资。预计到2020年，在新能源领域的总投资将超过5万亿人民币。建议国内主要商业银行密切关注以下产业聚集区域：环渤海与东部沿海风电聚集区、西北风电-太阳能聚集区、酒泉-嘉峪关新能源基地、西部8个千万千瓦级水电基地等。
第9篇：光伏电站营销方案范文
Abstract： Wind power is a new energy industry. There is a big wind energy reserve in China with wide distribution and a great potential for wind power. In recent years， with the growing support from the goverment， China's wind power industry is developing rapidly. In this paper， the wind power industry development situation in Zhangjiakou region is investigated from the bank credit policy， loan conditions， risks， etc， and some targeted suggestions are put forward.
关键词： 风力发电；风能资源；行业贷款；风险
Key words： wind power generation；wind energy resources；business loans；risk
中图分类号：TM315 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2015）35-0009-04
0 引言
风能属于一种可再生的清洁能源，随着煤炭、石油资源的大量消耗，全球生态环境逐渐恶化，风能资源便作为一种能够节本降耗、改善生态环境的低成本、高效益的资源在全球范围内备受关注。对风能资源的开发与利用逐渐形成一类遍布全球的风能市场。我国幅员辽阔，蕴含着丰富的风能资源。仅陆地上的风能储量约6～10亿千瓦。近几年来，世界风能市场每年都以40%的速度增长。预计未来20～25年内，世界风能市场每年将递增25%。目前风力发电成本已经下降到1980年的1/5。随着技术进步和环保事业的发展，风力发电在商业上的竞争优势将更加明显。
1 风力发电概况
1.1 我国近几年风力发电的发展状况和发展趋势
我国风能资源丰富，可开发利用的风能储量约10亿kW，其中有2.53亿kW源于陆地（陆地上离地10m高度资料计算），另外的7.5亿kW来自海洋。截止2009年底，全国新增风电装机10129台，容量13803.2MW，年同比增长124%，累计风电装机21581台，容量25805.3MW，年同比增长114%。“十一五”期间，我国的风电产业迅速扩张，五年内连续翻番。到2010年末，风电装机总容量达到4473.3万千瓦，栖居世界之首，风电并网容量达2956万千瓦。
中国风电行业发展比较迅速，但与国际风电行业的发展水平还有很大差距，国家对该行业给予了极大的关注，并出台了一系列优惠政策，因此不论是优越的节能效果，还是持续见涨的效益，都为风力发电开辟了良好的市场前景，也势必成为银行业务发展新的增长点。
1.2 河北省及张家口地区风电行业现状
河北省风能资源较为丰富，全省风能资源总储量7400万千瓦，陆上技术可开发量超过1700万千瓦，近海技术可开发量超过400万千瓦。主要分布在张家口、承德坝上地区，秦皇岛、唐山、沧州沿海地区以及太行山、燕山山区。根据《河北省人民政府关于印发河北省电力“十二五”发展规划（2011-2015年）的通知》，到2010年底，河北省风电装机容量约为300万千瓦左右，占全部发电装机容量的6.4%。《河北省电力“十二五”发展规划》明确提出将按照“建设大基地、融入大电网”的发展思路，坚持“统一规划、集中开发、电网配套、统筹消纳”的原则，积极推动风电向产业化、规模化的方向发展。张家口地区和承德地区风能储量丰富，应看准这一点，在这些地区建立风电基地，努力推进张家口百万千瓦风电基地二期工程150万千瓦和承德百万千瓦风电基地100万千瓦投产运行。另外，要积极推进近海风能的开发与利用，在秦唐沧沿海及海上建设风电基地，利用海上的风能资源发展分散式风电。特别强调了加强省内电网建设、加强500KV主网架建设以改善张家口地区风电送出状况。规划到2015年，基本建立新能源产业行业标准体系，新能源（不含水电，下同）在一次能源消费中的比重达到5%，比2010年提高2.6个百分点。到2015年，全省发电装机容量将达到6565万千瓦，新能源发电占省内全部发电装机容量的比重比五年前7%的基础上提高到15%。其中，风电装机容量达到了900万千瓦，生物质能发电装机容量达70万千瓦，太阳能发电总装机容量也实现了30万千瓦。规划还制定了中长期目标，至2020年，全省风电规划装机1643万千瓦，其中陆地风电1573万千瓦，滩涂潮间带和近海风电70万千瓦。
张家口市风能资源储量达2000万千瓦以上，可开发量达1100万千瓦以上。2007年，张家口坝上建立起全国首座百万千瓦级风电基地，两年第二座风电基地也见雏形，装机总量也达百万千瓦。目前，张家口风电产业已累计完成装机容量280万千瓦，并网273多万千瓦，初步形成了风力发电、风电装备制造、运输、安装、维修一条龙的风电产业链条。计划到2020年张市风电装机总容量预计将达到1000万千瓦以上，成为全国最大的风电基地之一。
2 金融机构对张家口地区风电行业信贷支持情况
随着张家口地区风电装机容量的不断扩大，风电企业不断增多，各金融单位对张家口地区的风电行业都给予了足够的重视，信贷政策上都给予了一定的优惠措施，金融机构在张家口地区风电行业上的竞争日趋激烈。
建行张家口分行对风电行业的快速发展有着较早的准备，从2003年起，即向张家口首个风电项目：0.985万千瓦的长城风电场提供了信贷支持。随着风力发电行业的快速兴起，该行加大了对风力发电产业客户的营销力度，取得了良好的效果。截止2011年5月底，该行存量风力发电贷款项目17个，累计向风电行业投放贷款超过了45亿元，余额达到43.45亿元，全部为正常贷款，为该行的利息收入、存款规模、中间业务收入等做出了重要贡献。
3 对风电行业发展的前景分析
3.1 行业前景
发展风力发电是实施能源可持续发展战略的重要措施，同时风力发电具有其它能源不可取代的优势和竞争力，我国政府对风能开发利用在肯定原已取得的成绩基础上，明确提出了“十五”期间风力发电的发展目标。国家经贸委强调，发展风力发电能源是我国能源建设实施可持续发展战略的需要，要求各地从促进电力工业的结构调整、减少环境污染、推进技术进步、培育新的经济增长点的高度切实作好此项工作。在国家整体能源战略的规划下，张家口地区的风力资源优势能够更加充分的体现出来。未来十年，张家口地区风力发电的装机容量按照规划可以达到1000万千瓦，贷款需求超过700亿，相当于张家口地区的“曹妃甸”，前景十分广阔。
3.2 风险可控
3.2.1 政策风险
风力发电项目投资成本大大高于火电，市场竞争力弱，国家政策的扶持力度和持续性对风电行业的发展至关重要。我国政府非常重视风能等可再生能源的发展，为其发展提供了一系列优惠政策和保障措施，主要包括风电场就近上网，电量由电网企业全额收购；风电场增值税减半征收；实行招标电价制度等。
我国现行的风电上网电价包括招标电价和核准电价，经过国家特许权招标的风电项目执行招标电价；高于5万千瓦的项目需要国家发改委批准；其它项目由地方政府批准，执行核准电价。从实际执行看，核准电价比招标项目电价一般要高。同时，国家发改委《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（征求及意见稿）中，对全国风力发电标杆上网电价做出了最新的设定，其中张家口市的风力发电标杆上网电价为0.54元/千瓦时。
3.2.2 接入系统滞后的风险
风能资源一般都远离负荷中心，如果电网建设跟不上，风电就难以发展，因而国外都把风电发展纳入电网规划，要求电网超前建设，为风电接入创造条件。据我们多渠道了解，虽然华北电网对张家口地区的新能源电力接入没有整体的的规划，但电网的实际建设并没有滞后于新能源项目的建设进度。2010年，在张家口地区的张北、尚义、康保三个地区各新建220千伏变电站一座，沽源新建了500千伏变电站一座，以上变电站均已经投入运行，加上原有的变电站，目前实际接入能力已经超过300万千瓦。而且已经提前推进了张北解放站500千伏和尚义500千伏输变电工程的前期工作，大大提高了电网的接受能力，降低接入系统滞后对张家口地区风电发展和项目运营风险。
2010年8月，国家电网出台了《国家电网“十二五”特高压投资规划》，主要内容是：加快特高压交流同步电网建设。到2015年，形成“三纵三横一环网”，还将建成11回特高压直流输电工程。到2020年建成以“三华”特高压同步电网为中心，东北特高压电网、西北750千伏电网为送端，联结各大煤电基地、大水电基地、大核电基地、大可再生能源基地，各级电网协调发展的坚强智能电网。未来5年内，特高压的投资金额有望达到2700亿元，这较“十一五”期间的200亿元投资，足足增长了12倍多。《规划》中所提到的特高压工程的“三纵”是：锡盟―南京、张北―南昌、陕北―长沙输电通道，其中的输出点张北正是我行支持的风电项目重点分布地区。为支持新能源发展，打通河北张家口坝上地区千万千瓦风电外送通道，国家电网公司将斥巨资建设以张家口市为起点的1000千伏特高压交流输变电工程。供电部门将用42亿打造张家口市坚强智能电网，特高压变电站、特高压线路首次在河北省亮相。
3.2.3 设备运行稳定性风险
目前已经运行和在建的风电项目所使用的设备主要分为进口设备和国产设备。其中进口设备主要为美国GE1500型风机和西班牙Gamesa850型风机，由于上述风机技术成熟，因此运行十分稳定，维修率低，但造价偏高，一旦需要维修，其零部件的采购周期长，维护成本也较高。2007年后，张家口地区的风力发电场主要采用了国内制造的风机设备。主要包括：沈阳通用GE风机、大连华锐风机、东汽风机、运达风机、金风风机、安迅能风机和三一风机等。以上风机已经完全国产化，而且其主要技术均出自欧美各大风机研发机构，技术也相应成熟，且市场供应足，造价和维修成本均比进口风机低，而且国内风机更适合张家口这种冬季气温低、大风时间长的地区使用。缺点是目前主要使用的1500型风机在国内运行时间较短（最长的机型只有5年，进口风机在10年以上），常年运行数据短缺，具有一定不确定性。但就目前运行的数据来看，均达到或超过了设计要求。由此可见，设备运行风险很低。
3.2.4 电网运行风险
电网公司出于对自身利益的考虑，可能对风力发电量进行限制从而对风电企业造成风险。从目前的情况看，张家口作为三类风场区域，目前国家已经确定电价0.54元/千瓦时，对于该电价下的风电场电网公司从未有过限电行为，同时随着电网公司输电网络的不断扩大和优化，风电对于电网的冲击力越来越小。
3.2.5 风能资源风险
主要表现为风电场的建设地区的风速变化，气象局在地面监测的风速从30年的平均风速4.0米/秒，降至了近10年3.1米/秒，风速呈下降的趋势。根据目前运行风场的实际测风数据显示，张家口地区风力发电场风机的轮毂高度最低为50米，最高在82米，50米-82米高度的风速在7.5米/秒-10.8米/秒，即使按照地面的20年风速下降20%测算，20年后该高度区域的风速为6米/秒-8.64米/秒，依然符合风力发电所要求的风速（可用风速为3-25米/秒）。而且随着风机技术的不断提高，对风速的要求逐步减弱，比如：目前国产华锐3000型风机在30米/秒的风速下依然可以满功率工作。基于以上分析，张家口风力资源在近20年内发生实质变化的可能性较小。
3.2.6 风力发电不稳定性对电网造成的冲击风险
风力发电的间歇性和波动性与电力系统需要实时平衡之间的矛盾，是长期困扰风电并网的重大难题，需要通过常规电源的调节和储能系统平衡。新型的大规模储能技术，可以使得电力系统对风电、光伏发电的有功功率进行一定的调度，从而有助于将不稳定的风电、光伏发电转化为高质量的电能。在张家口当地，风力发电已经形成规模，但风力发电的有效时间段多集中于夜间，而太阳能发电集中在日间，因此，两种发电形式同时存在，形成了互补，对电网的稳定起到积极的作用。太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优势，成为关注焦点，在太阳能产业的发展中占有重要地位。为促进新能源和节能环保等战略性新兴产业发展，培育新的经济增长点，2009年7月，财政部、科技部、国家能源局联合印发了《关于实施金太阳示范工程的通知》，决定综合采取财政补助、科技支持和市场拉动方式，加快国内光伏发电的产业化和规模化发展，并计划在2-3年内，采取财政补助方式支持不低于500MW的光伏发电示范项目。国家电网公司下属的国网新源张家口风光储示范电站有限公司已经在张北的大河乡开始建设50万千风力发电、20万千瓦太阳能发电、10万千瓦储能的风光储输示范项目，将为该行业的发展提供重要的数据和参考。
4 未来对张家口地区发展风力发电行业的思考与建议
4.1 风电项目运行的经济性分析
从整个电力系统来看，假设在没有风电时的电网负荷全部由火电组承担，电力系统处于规模经济状态，其边际成本较低。风电并网后，由于增加了旋转备用的火电机组容量以应对风电的随机波动，确保电网的稳定与安全，从而使火电机组的运行效率降低，边际成本提高。可见，风电运行成本就是风电投资成本基础上加上风力发电所引起的成本变化。只要风力发电所引起的成本变化是减少的，风电项目运行的经济性就优于风电投资的经济性。一般来说，在风电产业发展的初期，由于上网风电比例较小（小于电网负荷的5%），现有电网不需要做大的调整就能接纳风电并网，风电并网不产生太多的附加成本，风电项目的运行的经济性表现的更加明显。
4.2 政府对风电行业的政策引导
风电投资的经济性主要体现在风电价格大于风电投资成本，从而保证风电项目投资能够取得较好的回报。就我国目前现行的特许权招标制度下，风电投资的经济性并不明显，但从长期来看，风电产业具有很好的发展潜能。随着风电规模的不断扩大，风电设备价格下降的空间还很大，风电项目投资的经济性有望得到明显改善。风电项目运行的经济性主要体现在节能减排的环境贡献之和大于风电上网的附加成本上，因而政府对风电投资采取相应的补贴政策是必要的。在风电发展初期，政府应充分运用价格补贴、保护电价等多种政策手段，将风电项目运行的经济性转化为风电项目投资的收益，以克服风电项目投资过高与风电投资价值的矛盾，促进风电产业的健康发展。
我国政府非常重视风能等可再生能源的发展，为其提供了一系列优惠政策和保障措施，主要包括风电场就近上网、电量由电网企业全额收购、风电场增值税减半征收、实行风电标杆上网电价等。据悉，近期有关部门正在研究制定大型风电企业和大风机研发制造的扶持政策，该政策设计财政投入、税收优惠和金融扶持等几方面，有望近期出台。
近年来，张家口市委、市政府抓住国家加大新能源开发扶持力度的有利时机，解放思想转变观念，审时度势地将风电产业作为全市产业发展的战略重点之一，陆续出台了多项强力扶持政策，并全力争跑大型风电开发项目，先后引进了国电、华能、国华、龙源、大唐、中节能等国内风电开发领域的大公司、大集团。尤其是2007年国内首个百万千瓦级风电基地项目正式在张市坝上地区实施；2009年第二个百万千瓦级风电基地在张市正式启动，张家口市成为全国首个建设双百万千瓦级风电基地的地区。2010年12月，张市还出台了《张家口市新能源产业振兴规划纲要》，对风电产业的未来发展进行科学而详细地规划，计划2013年全市风电装机容量将达到500万千瓦，而到2020年我市风电装机总容量预计将达到1000万千瓦以上，成为全国最大的风电基地之一，建设国内“风电名城”就在不远的将来。
4.3 信贷投融资支持
风电产业的技术要求高，资本密集度大。因此，对这一产业的投融资制度需要在现有基础上进一步完善，具体包括加大政府扶持力度、加强银行的支持以及积极发挥BOT、能源基金、股票等市场化融资方式的作用。目前，在全球主要资本市场，风电领域的上市公司较少，直接融资还没有成为风电产业融资的主要渠道。
近年来，随着我国风力发电行业的高速增长，我国的风电市场一度成为世界投资资金热衷的投资对象。2007年，全球风电投资中15%的份额投向中国风电市场，投资金额高达340亿元。尽管如此，我国风电行业资金缺口仍然很大。我们要充分发挥市场的融资作用，允许各类投资主体按市场经济原则投资风电场建设，政府通过政策性银行向风电项目建设提供优惠贷款。在充分发掘国内市场的基础上，积极开辟国际融资渠道，共同促进风电产业的健康发展。
张家口地区风电项目建设所需资金来源除了自筹资金和很少一部分财务公司贷款外，基本上全是金融机构贷款。目前金融机构不仅在信贷政策导向上明确优先支持张家口地区的风电行业，同时在金融产品上切实为企业减少投资成本。如付款保函、理财产品、银承支付贷款对接等产品，在为企业降低财务费用、加强风电设备商合作等方面起到了促进作用。
随着张家口地区风电行业的不断发展壮大以及地方政策的大力引导，张家口的风电产业已经逐步形成规模，金融机构对张家口地区的风电行业都给予了足够的重视，金融机构在张家口地区风电行业上的竞争日趋激烈。首先，在张家口地区投资建设风电的客户大多数国有大型集团客户，有着很强的资金实力和融资能力，是各家金融机构争相营销的对象。其次，由于风电项目投资资金需求大、周期长，贷款需求旺盛，各级金融单位在利率上都给以一定的优惠政策，同时针对张家口风电行业的特点推出了一揽子金融服务方案，有效的解决了张家口地区风电企业的融资问题。但是由于张家口地区风电行业融资方式比较单一，基本上都是银行贷款，所以极易受到国家宏观调控和货币政策的影响，在今年国家加大宏观调控力度的情况下，张家口地区风电企业的融资问题比较明显，银行贷款难度加大。为解风电企业燃眉之急，建行张家口分行通过信托产品、理财产品、票据和固定资产贷款的搭配，在不提高企业融资成本的前提下，有效保障了该行所支持的风电项目的正常建设。
同时，张家口市委、市政府为了解决风电企业的融资问题，促进风电行业的健康发展，积极引导各金融单位加大对风电企业的扶持力度，要求各金融单位：
4.3.1 统一思想、提高认识，增强促进张家口风电产业发展的责任感和使命感
风电是可再生能源产业，具有前景好、技术要求高、资本密集度大等特点，资金的投入直接关系到整个产业的发展状况。各金融机构要坚持科学的发展观，紧紧围绕我市风电项目建设的发展目标，积极加大信贷投入、优化信贷结构和提升金融服务水平，把金融支持的着力点放在促进经济结构调整和经济增长方式转变上，正确处理好防范、化解金融风险与支持地方经济发展的关系，认真贯彻国家有保有压的货币信贷政策，为张家口经济健康、协调和可持续发展创造良好的金融环境。
4.3.2 完善信贷管理体制，有效传导货币政策
各金融机构应积极与政府和企业沟通信息，加强合作，共谋发展大计。要增强贷款营销观念，简化审批手续，尽快建立信贷业务审批限时服务制度，增强对市场的反应能力。要规范、高效参与货币市场业务，改善资产结构，增强信贷能力，降低企业的筹资成本，加快企业资金周转速度。同时，各金融机构要严格执行国家的货币信贷政策，避免无序竞争，对违规金融机构，有权部门应随时监管，并给予行政处罚。
4.3.3 优化信贷结构，加大对风电项目的信贷投入力度
一是各金融机构应加大对全市风电项目和风电设备制造企业的信贷投入，优化信贷结构，积极推进经济结构的调整。“十二五”期间，张家口市将以国家大力扶持战略性新兴产业发展为契机，累计装机容量将达到600万千瓦，风电项目投资将达到300亿元，其中银行贷款约占整个行业资金总需求的一半。金融机构在未来五年中，将对风电产业的发展中起到举足轻重的作用。对于可再生能源产业而言，由于产业模式正在形成中，在技术、生产等环节还存在着成本过高等一定的风险，因此，各金融机构在规避风险的同时，要积极支持风电产业的发展，推动全市由高耗能、高污染向清洁能源生产的方向转变，使资源优势真正成为经济优势。
二是经营外汇业务的金融机构必须认真执行人民银行外汇信贷政策，落实国家外汇管理局关于支持外向型经济发展的各项政策措施，加大对风电产业的进出口贸易、引进外资和企业"走出去"发展等方面的外汇信贷支持力度，充分运用国际结算、贸易融资、进出口信用担保等业务手段，积极开拓新的外汇业务品种，支持我市风电产业于世界先进的技术接轨。
4.3.4 提升金融服务水平，推进区域金融生态建设
人民银行系统要加强面向群众和企业的征信知识和金融知识宣传，充分利用银行信贷登记咨询系统，进一步挖掘系统信息资源，加强对风电行业和企业贷款情况的分析，不断提高系统应用水平。积极推广使用非现金支付工具，规范其运行，鼓励开办相关金融服务创新品种，加快资金周转速度。
4.3.5 加强协调配合，形成整体联动，推动全市经济健康快速发展
各县市区政府应积极向银行推荐和介绍当地好的风电项目和企业，支持银行加强对信贷项目的考察和论证，促进银行信贷投入更好地符合国家信贷政策和地方经济发展的要求。同时，应进一步加强金融生态环境建设，改善信用环境，积极为金融部门增加信贷投入创造条件。要将企业偿还银行贷款的情况作为企业领导班子业绩考核的一项重要内容，对不重合同、不守信用、恶意逃废金融债务、长期拖欠贷款不还的企业主要领导和责任人，加大惩处力度。工商、司法等有关部门要帮助银行追索、处置贷款债权，切实解决银行贷款清收“胜诉容易、执行难”的问题。
在国家整体能源战略的规划下，张家口地区的风力资源优势能够更加充分的体现出来。在这种形式下，我们应尽最大的力量，提高自身的业务水平和服务质量，发挥我行产品优势，抓住风力发电这个发展迅速且具有很大潜力的行业，为张家口地区风电产业的健康发展做出贡献。
参考文献：
[1]谭忠富，邓强，龙海.我国风力发电存在的问题分析[J].华北电力大学学报（社会科学版），2009（06）.
