海上风电项目建议书

海上风电项目建议书（共6篇）

海上风电项目建议书 篇1

我国海上风电产业发展建议总结

内容提示：通过财政补贴鼓励海上风力发电，以逐步实现海上风力发电的商业化运营是国际上的通用做法。中国应在充分借鉴国际深水海域海上风电财政补贴政策经验的基础上，密切结合我国国情，逐步探索深水远岸海上风电财政补贴政策体系。

海上风电有其鲜明的特点，其建设是一项庞大的系统工程，相对陆上风电要复杂得多，但在相关的设备制造、工程施工、管理、运营等方面，海上风电可以借鉴我国陆上风电开发的成功经验和世界风电强国的发展经验。基于上述对我国海上风电发展现状、规划、项目进展、管理政策的总结和分析，提出以下建议。

（1）建立高效的海上风电相关部门协调管理机制。海上风电开发涉及海洋、气象、军事、交通等领域，海上风电规划牵涉航运、自然保护区、渔业生产、军事等多方面，风电审批的主管部门应包括能源局、海洋局、环保、军队等，多个管理部门之间的沟通需要继续加强。海上风电规划需与海洋管理部门、地方规划部门、军事部门，就海域使用面积、使用功能、环境及保护区等方面及时沟通，做出调整。由于各部门遵循的规则和执法方式不尽相同，建议建立高效的协调管理机制，统一认识，形成合力推动海上风电开发。

各地方政府已对海域做出规划，有生态农业、养殖、旅游以及沿海城镇经济等考虑。地方规划和省级海洋规划也可能发生冲突，此时地方规划需服从省级规划，并进行相应调整。

（2）探索深水海域海上风电财政补贴政策体系。

通过财政补贴鼓励海上风力发电，以逐步实现海上风力发电的商业化运营是国际上的通用做法。中国应在充分借鉴国际深水海域海上风电财政补贴政策经验的基础上，密切结合我国国情，逐步探索深水远岸海上风电财政补贴政策体系。例如德国推行的阶梯式海上风电定价政策中体现了对深水海域的补贴力度大于近海区域：海上风电基础上网电价为15 欧分/（kWh），补贴年限12 年；为了支持离岸更远以及深海风电项目，支持年限从12 年起，12 海里以外每增加1 海里(约1.852 km)，年限增加0.5 个月，水深20 m以外每加深1 m，年限增加1.7 个月。

（3）加快海上风电相关技术和设备的系统研发，包括机组、安装施工、运维、并网技术的开发和设备研制以及技术标准制订等，促进海上风电产业整体快速发展。我国海上风电的发展已经受到了越来越多的重视，国家能源局提出的“五个转变”中要求我国风电产业从以陆上风电为主向陆上和海上风电全面发展转变。一方面将海上风电相关设备的技术研发和设备制造列入优先发展的对象，同时加快推进海上风电的标准建设。新颁布的18 项风电标准中大部分是关于海上风电的技术标准，并且未来更多的关于海上风电场建设、运营维护及并网方面的标准制定工作也提上日程。结语在海上风电发展大规模建设的初期，由于规划、建设、运营等方面缺乏经验，并且技术、政策等尚不够完善，出现一些技术管理的制约因素是正常的现象，这也是先进事物从出现到发展成熟的规律。

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海上风电项目建议书 篇2

关键词：电子水准仪,线路测量,单程双测

1概述

电子水准仪以读数客观, 精度高, 速度快, 效率高而为越来越多的工程项目所采用。 目前徕卡的DNA03和天宝的DI- NI03水准仪的线路测量程序能按选定的观测顺序进行测量, 对超限的部分提示观测者进行处理。 如何用一条线路的线路测量完成单程双测, 发挥电子水准仪的应用优势是文章要探讨的。

2庄河Ⅲ场海上风电场陆上三等水准示意图

图1中, 不计追测路线, 水准线路中点与点间路线长 ( 双线四线只计一个单程) 约175.6km, 其中双线 ( 四线的折成两个双线, 也只计一个单程进行讨论) 有约145.7km, 亦即按单程双线测量, 可少走145.7km, 如果单程双测的线路2每站平均按增加80秒, 单程观测一站用时300秒计算, 单程平均100米计算, 则省时145.7÷0.1× ( 300-80) ÷3600≈89 ( 小时) , 若1个组日有效工作时间为7小时, 节省时间约13个组日, 按这个计算方法, 在不计追测的情况下, 整个项目水准测量 ( 均按单程测量计) , 需要352.3÷0.1×300÷3600÷7≈42, 节省组日为13÷ 42×100%=31%, 接近1/3, 所以单程双测在这个项目中很有必要。

3单程双测观测方法

在电子水准仪的线路观测中, 仪器中后视点名的确定有两种途径, 途径一是开始测量时直接输入点号 ( 为智能化区别固定点〈 所有水准点、待定点、间歇点统称, 下同〉 与转点, 固定点点号采用非整数, 转点点号用整数) , 途径二是由前视转变而来。

在同一站中, 前视观测前时, 点号是可以修改的。 而单程双测中, 右线路 ( 以下简称线路1) 观测完毕时, 仪器提示要观测下一站的后视, 但若要观测左线路 ( 以下简称线路2) 而不切换线路的话, 线路2的后视点点号是无法改变的, 只有忽略仪器点号按单程双测进行作业。 当线路1前视为固定点时, 修改仪器点号为非整数, 其它转点点号一律采用整数, 修改前视 ( 转点) 点号的规则与测站序号同。 需要保持左右线路站数一一对应。

4单程双测如何控制前后视距差累积

电子水准仪的线路测量会提示前后视距差累积 ( 以下简称距差累积) 是否超限, 而采用左右两个线路放在一个线路测量中, 距差累积就成了两个线路距差累积的合并, 合并距差累积不超限, 但拆开后就可能会超限, 使用中如何避免产生这个问题呢?

假定前后视距差 ( 以下简称距差) 、距差累积限差分别为 δ ( δ>0) 、ε ( ε>0) , △Dmi为距差 ( m、i分别是线路号和每条线路各自的站号) , ∑△D12为两条线路距差累积和, ∑△Dm为线路m的距差累积, 则有:

其中:

式 ( 1) 、式 ( 2) 的限差是测量时由仪器来控制的 ( 超限会立即报警) , 满足式3限差的充分条件是:每个△Dmi既满足式1, 每对△Dmi正负号相同的条件下, 可满足式 ( 1) ~式 ( 3) 均成立。 即满足:

若△D1i<0, 则 △D2i<0, 否则 △D2i>0;|△D1i|≤ε, 且|△D2i|≤ ε。

5数据拆分编程思路

( 1) 观测数据拆分:每4个观测数据一组 ( 2个后视, 2个前视) , 即4*k ( k=1, 2, ···) , k为奇数时为线路1的观测数据, k为偶数时为线路2的观测数据, 非观测数据舍弃。 ( 2) 点名的重新确定:从图2可知, 线路2的点号全是数字, 上固定点点号都表示在线路1中, 将上述原始数据拆分, 线路2点号与线路1同。 ( 3) 补充非观测数据, 生成各自仪器格式数据。 ( 4) 为防止数据出错, 增加同站检核和左右线路检核。

6编程语言

本次采用VS2010 ( Visual C++) 进行编程。

7编程步骤及验证

( 1) 启动VS2010, 文件-新建-项目-MFC应用程序, 给定名称:leveldivide。 ( 2) 应用程序类型:基于对话框, MFC标准, 在静态库中使用MFC, 不要使用Unicode库。 ( 3) 其它参数默认。 ( 4) 编辑对话框。 ( 5) 设定各控件ID号。 ( 6) 设定变量。 ( 7) 编辑消息处理函数。 ( 8) 调试 ( 以JD48至C14一段将仪器数据读入, 同时两个线路的数据拆分, 按相应仪器数据格式写在两个文件里。 单程双测共58对数据进行调试) 。

其中第14站接测C13, 第30站接测K-20时, 水准仪重开新线路, 所以现场两次累距差清零, 否则结果更好。

从表1、表2可以得出结论, 这种单程双测方法可行。

8结束语

目前大多数电子水准仪的精度都很高, 如DNA03及DINI03高差读数最小显示0.01mm, 每千米标准差为0.3mm, 采用电子水准仪进行单程双测, 通过外业控制距差和内业数据拆分处理, 可完全满足单程双测规范精度要求。

参考文献

[1]中国国家标准化管理委员会, 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局.GB/T 12898-2009.国家三、四等水准测量规范[S].北京:中国标准出版社, 2009:6-10.

[2]吴克胜, 雷胜文.天宝DINI03电子水准仪数据格式转换[J].安徽建筑, 2011 (6) :183-185.

海上风电开发建设管理暂行办法 篇3

关于印发海上风电开发管理暂行办法通知

国能新能[2010]29号

河北省、辽宁省、山东省、江苏省、浙江省、福建省、广东省、广西自治区、海南省、天津市、上海市发展改革委(能源局)、海洋厅(局)，国家电网公司、南方电网公司，水电水利规划设计总院：

为规范海上风电项目开发建设管理，促进海上风电健康、有序发展，现制定《海上风电开发建设管理暂行办法》并印发你们，请遵照执行。

附：海上风电开发建设管理暂行办法

二O一O年一月二十二日

主题词：能源

海上风电

管理

通知

附

海上风电开发建设管理暂行办法

第一章

总则

第一条

为规范海上风电项目开发建设管理，促进海上风电有序开发、规范建设和持续发展，根据《中华人民共和国行政许可法》、《中华人民共和国海域使用管理法》和《企业投资项目核准暂行办法》，特制定本办法。

第二条

本办法所称海上风电项目是指沿海多年平均大潮高潮线以下海域的风电项目，包括在相应开发海域内无居民海岛上的风电项目。

第三条

海上风电项目开发建设管理包括海上风电发展规划、项目授予、项目核准、海域使用和海洋环境保护、施工竣工验收、运行信息管理等环节的行政组织管理和技术质量管理。

第四条

国家能源主管部门负责全国海上风电开发建设管理。沿海各省(区、市)能源主管部门在国家能源主管部门指导下，负责本地区海上风电开发建设管理。海上风电技术委托全国风电建设技术归口管理单位负责管理。

第五条

国家海洋行政主管部门负责海上风电开发建设海域使用和环境保护的管理和监督。

第二章

规 划

第六条

海上风电规划包括全国海上风电发展规划和沿海各省(区、市)海上风电发展规划。

全国海上风电发展规划和沿海各省(区、市)海上风电发展规划应当与全国可再生能源发展规划、全国和沿海各省(区、市)海洋功能区划、海洋经济发展规划相协调。沿海各省(区、市)海上风电发展规划应符合全国海上风电发展规划。

第七条

国家能源主管部门统一组织全国海上风电发展规划编制和管理，并会同国家海洋行政主管部门审定沿海各省(区、市)海上风电发展规划。沿海各省(区、市)能源主管部门按国家能源主管部门统一部署，负责组织本行政区域海上风电发展规划的编制和管理。

第八条

沿海各省(区、市)能源主管部门组织具有国家甲级设计资质的单位，按照规范要求编制本省(区、市)管理海域内的海上风电发展规划；同级海洋行政主管部门对规划提出用海初审意见和环境影响评价初步意见；技术归口管理单位负责对沿海各省(区、市)海上风电发展规划进行技术审查。

第九条

国家能源主管部门组织海上风电技术管理部门，在沿海各省(区、市)海上风电发展规划的基础上，编制全国海上风电发展规划；组织沿海各省(区、市)能源主管部门、电网企业组织编制海上风电工程配套电网工程规划，落实电网接入方案和市场消纳方案。

第十条

国家海洋行政主管部门组织沿海各省(区、市)海洋主管部门，根据全国和沿海 各省(区、市)海洋功能区划、海洋经济发展规划，做好海上风电发展规划用海初审和环境影响评价初步审查工作。

第三章

项目授予

第十一条

国家能源主管部门负责海上风电项目的开发权授予。沿海各省(区、市)能源主管部门依据经国家能源主管部门审定的海上风电发展规划，组织企业开展海上测风、地质勘察、水文调查等前期工作。

未经许可，企业不得开展风电场工程建设。

第十二条

沿海各省(区、市)能源主管部门在前期工作基础上，提出海上风电工程项目的开发方案，向国家能源主管部门上报项目开发申请报告。国家能源主管部门组织技术审查并论证工程建设条件后，确定是否同意开发。

第十三条

项目开发申请报告应主要包括以下内容：

(一)风资源测量与评价、海洋水文观测与评价、风电场海图测量，工程地质勘察及工程建设条件；

(二)项目开发任务、工程规模、工程方案和电网接入方案；

(三)建设用海初步审查，海洋环境影响初步评价；

(四)经济和社会效益初步分析评价。

第十四条

海上风电工程项目优先采取招标方式选择开发投资企业，招标条件为上网电价、工程方案、技术能力和经营业绩。开发投资企业为中资企业或中资控股(50%以上股权)中外合资企业。

已有海上风电项目的扩建，原项目单位可提出申请，经国家能源主管部门确认后获得扩建项目的开发权。

获得风电项目开发权的企业必须按招标合同或授权文件要求开展工作，未经国家能源主管部门同意，不得自行转让开发权。

第十五条

海上风电项目招标工作由国家能源主管部门统一组织，招标人为项目所在地省(区、市)能源主管部门。

对开展了海上风电项目前期工作而最终没有中标的企业，由中标企业按省级能源主管部门核定的前期工作费用标准，向承担了前期工作的企业给予经济补偿。

第四章

项目核准

第十六条

招标选择的项目投资企业或确认扩建项目开发企业，按海上风电工程前期工作的要求落实工程方案和建设条件，编写项目申请报告，办理项目核准所需的支持性文件，与招标单位签订项目特许权协议，并与当地省级电网企业签订并网和购售电协议。项目所在地省级能源主管部门对项目申请报告初审后，上报国家能源主管部门核准。

第十七条

海上风电项目核准申请报告应达到可行性研究的深度，并附有下列文件：

(一)项目列入全国或地方规划的依据文件；

(二)项目开发授权文件，或项目特许权协议；

(三)项目可行性研究报告及其技术审查意见；

(四)项目用海预审文件和环境影响评价报告批复文件；

(五)海上风电场工程接入电网的承诺文件；

(六)金融机构同意给予项目贷款融资等承诺文件；

(七)根据有关法律法规应提交的其他文件。

第十八条

海上风电项目必须经过核准并取得海域使用权后，方可开工建设。项目核准后两年内未开工建设的，国家能源主管部门收回项目开发权，国家海洋行政主管部门收回海域使用权。

第五章

建设用海

第十九条

海上风电项目建设用海应遵循节约和集约利用海域资源的原则，合理布局。

第二十条

项目单位向国家能源主管部门申请核准前，应向国家海洋行政主管部门提出海域使用申请文件，并提交以下材料：

(一)海域使用申请报告，包括建设项目基本情况、拟用海选址情况、拟用海的规模及用海类型；

(二)海域使用申请书(一式五份)；

(三)资信证明材料；

(四)存在利益相关者的，应提交解决方案或协议。

第二十一条

国家海洋行政主管部门收到符合要求的用海申请材料后组织初审。初审通过后，国家海洋行政主管部门通知项目建设单位开展海域使用论证；海域使用论证评审通过后，国家海洋行政主管部门出具项目用海预审意见。

第二十二条

项目建设单位申报项目建设核准申请时，应附国家海洋行政主管部门用海预审意见；无预审意见或预审未通过的，国家能源主管部门不予核准。

第二十三条

海上风电项目建设用海按风电设施实际占用海域面积和安全区占用海域面积征用。其中，非封闭管理的海上风电机组用海面积为所有风电机组塔架占用海域面积之和，单个风电机组塔架用海面积按塔架中心点至基础外缘线点再向外扩50m为半径的圆形区域计算；海底电缆用海面积按电缆外缘向两侧各外扩10m宽为界计算；其它永久设施用海面积按《海籍调查规范》的规定计算。各宗海面积不重复计算。

第二十四条

海上风电项目经核准后，项目单位应及时将项目核准文件提交国家海洋行政主管部门。国家海洋行政主管部门依法审核并办理海域使用权报批手续。

第二十五条

项目单位应按规定缴纳海域使用金，办理海域使用权登记，领取海域使用权证书。

第二十六条

使用无居民海岛建设海上风电的项目单位应当按照《海岛保护法》等法律法规办理无居民海岛使用申请审批手续，并取得无居民海岛使用权证书后，方可开工建设。

第六章

环境保护

第二十七条

项目单位应当按照《海洋环境保护法》、《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》及相关技术标准要求，编制海上风电项目环境影响报告书，报国家海洋行政主管部门核准。

第二十八条

海上风电项目建设环境影响报告书应委托有相应资质的单位编制。项目单位在项目申请核准前需取得国家海洋行政主管部门出具的建设项目环境影响报告书的核准文件；无报告书核准意见或未通过核准的，国家能源主管部门不予核准。

第二十九条

海上风电项目核准后，项目单位应按建设项目环境影响报告书及核准意见的要求，加强环境保护设计，落实环境保护措施。按规定程序申请环境保护设施竣工验收，验收合格后，该项目方可正式投入运营。

第七章

施工竣工验收

第三十条

海上风电项目经核准后，项目单位应制定施工方案，报请当地海洋行政主管部门、海事主管部门备案。施工企业应具备海洋工程施工资质，进驻施工现场前应向当地海洋行政主管部门办理施工许可手续。海底电缆的铺设施工应当按照《铺设海底电缆管道管理规定》的要求办理相关手续。

项目单位和施工企业应制订安全应急方案。

第三十一条

国家能源主管部门委托项目所在省(区、市)能源主管部门负责海上风电项目竣工验收。项目单位在完成土建施工、安装风电机组和其他辅助设施后，向所在地省(区、市)能源主管部门申请验收。省级能源主管部门协调和督促电网企业完成电网接入配套设施，在配套电网接入设施建成后，对海上风电项目进行预验收。预验收通过后，项目单位在电网企业配合下进行机组并网调试，全部机组完成并网调试后，进行项目竣工验收。

第八章

运行信息

第三十二条

项目单位应建立自动化风电机组监控系统，向电网调度机构和国家风电信息管理中心实时传送风电场的运行数据。未经批准，项目运行实时数据不得向境外传送。

第三十三条

项目单位应按照有关规定建立安全生产制度，发生重大事故和设备故障应及时向电网调度机构、当地能源主管部门报告，每半年向国家风电信息管理中心提交一次总结报告。

第三十四条

项目单位应建立或保留已有测风塔，长期监测项目所在区域的风资源、以及空气温度、湿度、海浪等气象数据，监测结果应定期向当地省(区、市)能源主管部门和国家风电信息管理中心报告。

第三十五条

新建项目投产一年后，由国家能源主管部门组织有资质的咨询机构，对项目建设和运行情况进行后评估，三个月内完成后评估报告。评估结果作为项目单位参与后续海上风电项目开发的依据。

第九章

其他

第三十六条

海上风电基地或大型海上风电项目，可由当地省级能源主管部门组织有关单位统一协调办理电网接入系统、建设用海预审、环境影响评价和项目核准申请手续。

第十章

附

则

第三十七条

本办法由国家能源局和国家海洋局负责解释。

第三十八条

风电项目概况书 篇4

一、风能基本情况

我国风能资源储量仅次于俄罗斯和美国，居世界第三位，理论储量32亿千瓦。据中国气象科学研究院的初步测算，我国陆地10米高度处可开发储量为2.53亿千瓦，50米高度的风力资源是10米高度的一倍，到100米高度还要增加。居世界首位，与可开发的水电装机容量3.8亿千瓦为同一量级；近海（水深不超过10米）可开发储量为7.5亿千瓦，总计约10亿千瓦，风能利用空间很大。

从未来的发展形势来看，风电产业至少将有十多年的黄金发展期。2008年底，1215万千瓦的风电装机容量占我国电力总装机容量的比例还仅为1.5%，预计到2020年这一比例将达到10%左右，即到2020年风电装机容量将达到1.4亿千瓦这样的水平，这是十分可观的数字。

云南省的风能资源具有随海拔高度增加风速增大、风功率密度等增大的特点，但由于位于高海拔地区，山区面积大，对风电场的布局安装有特殊要求，成为云南风电发展面临的主要问题。

二、风电场的选择

首先搜集初选风电场址周围气象台站的历史观测数据,主要包括：海拔高度、风速及风向、平均风速及最大风速、气压、相对湿度、年降雨量、气温、极端最高最低气温以及灾害性天气发生频率的统计结果等。此外还应在初选场址内建立测风塔，并进行至少1年以上的观测，主要测量10m-70m/100m的10分钟平均风速和风向、日平均

气温、日最高和最低气温、日平均气压以及10分钟脉动风速平均值。这些风速的测量主要是为了根据风机功率曲线计算发电量,并计算场址区域的地表动力学摩擦速度。对测风塔数据进行整理分析，并将附近气象台站观测的风向风速数据订正到初选场址区域。分析气象观测数据及场址地表特征，根据以下条件判断初选区域是否适宜建立风电场：

1.初选风电场地区风资源良好，年平均风速大于6.0-7.0m/s，风速年变化相对较小，30m高度处的年有效风力时数在6000小时以上，风功率密度达到250W/m2以上。

2.初选场址全年盛行风向稳定，主导风向频率在30%以上。风向稳定可以增大风能的利用率、延长风机的使用寿命。

3.初选场址湍流强度要小，湍流强度过大会使风机振动受力不均，降低风机使用寿命，甚至会毁坏风机。

4.初选场址内自然灾害发生频率要低，对于强风暴、沙尘暴、雷暴、地震、泥石流多发地区不适宜建立风电场。

5.所选风电场内地势相对平坦，交通便利，风电上网条件较好，并最好远离自然保护区、人类居住区、候鸟保护区及候鸟迁徙路径等。

三、风电项目的投资情况

对于风电工程，建设费用包括以下项目：

1、风力发电机组（占78%），机组约9397元/kW 总约12048元/kW。

2、电气设备（占12%）

3、土建工程（占6%）

4、电力消费（占2%）

5、工程管理（占2%）风电上网电价情况：

为规范风电价格管理，促进风力发电产业健康持续发展，国家发展改革委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），对风力发电由招标定价改为实行标杆上网电价政策。《通知》规定，按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。四类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。今后新建陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。同时规定，继续实行风电费用分摊制度，风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。

四、风电机组现状及组成部件

在我国风力发电设备中，国产化比例已经很高。国内已有多家企业能整机制造，单机容量为2MW的风电机组达到批量生产。核心技术为控制电能上网，达到电网需要的恒定频率和电压。对大中型机组

（单机容量大于1MW）多采用变速恒频方式输出电能。国家发改委已经限制了风电设备生产企业的入门条件。行业标准正在讨论中。

风电机组包含如下部分：

叶轮（叶片、轮毂）、机舱、主轴、轴承、刹车系统、变速箱、发电机、塔架、偏航系统、风机控制系统。

叶片多采用玻璃钢制作，有重量轻、强度好的特点。碳纤维是目前最好的风机叶片材料，但其价格昂贵，一般不采用。目前国内厂家能批量商业化制造风机叶片。

风机的控制系统是风机的重要组成部分，它承担着风机监控、自动调节、实现最大风能捕获以及保证良好的电网兼容性等重要任务，它主要由监控系统、主控系统、变桨控制系统以及变频系统（变频器）几部分组成。各部分的主要功能如下：

监控系统（SCADA）：监控系统实现对全风场风机状况的监视与启、停操作，它包括监控软件及通讯网络。

主控系统：主控系统是风机控制系统的主体，它实现自动启动、自动调向、自动调速、自动并网、自动解列、故障自动停机、自动电缆解绕及自动记录与监控等重要控制、保护功能。它对外的三个主要接口系统就是监控系统、变桨控制系统以及变频系统（变频器），它与监控系统接口完成风机实时数据及统计数据的交换，与变桨控制系统接口完成对叶片的控制，实现最大风能捕获以及恒速运行，与变频系统（变频器）接口实现对有功功率以及无功功率的自动调节。

变桨控制系统：与主控系统配合，通过对叶片节距角的控制，实现最大风能捕获以及恒速运行，提高了风力发电机组的运行灵活性。目前来看，变桨控制系统的叶片驱动有液压和电气两种方式，电气驱动方式中又有采用交流电机和直流电机两种不同方案。

风电安全管理协议书 篇5

发包方：（甲方）

承包方：（乙方）

根据《中华人民共和国安全生产法》等相关安全环境保卫方面的法律法规规定，为加强对承包风机维护检修的安全环境管理，防止工作过程中的不安全、不文明、不负责的行为，防止造成人身、设备事故和环境污染等，确保现场工作过程的安全和文明，保护员工在工作中的安全和健康，营造良好治安环境，明确甲、乙双方权利和义务，特制订本协议，以资履行。

名称：

地点：

范围：

期限：风力发电机组质保期满为止

一、安全目标

1.1 杜绝人身死亡事故；

1.2 控制轻伤，不发生人身重伤事故；

1.3 杜绝重大工作机械设备损坏事故；

1.4 杜绝重大火灾事故；

1.5 杜绝负主要责任的重大交通事故；

1.6 杜绝重大环境污染事故；

1.7 杜绝重复发生相同性质的事故；

1.8杜绝群体卫生健康事故。

二、安全文明工作执行法律、标准

2.1 《中华人民共和国安全生产法》

2.2 《电力建设安全工作规程》

2.3 《电力建设文明工作规定及考核办法》

2.4 《火电机组达标投产考核标准（最新版）》

三、甲方的权利和义务

3.1 甲方每周组织召开一次安全环境管理例会，对乙方安全环境工作进行业务指导和通报安全文明工作状况，乙方必须准时参加并按要求积极落实会议安排的各项工作。

3.2 甲方要对乙方进行适当的职业安全健康与环境管理知识宣贯，特别是有关危害辨识、危险评价和风险控制内容的宣贯。应向乙方明确工作过程中所要建立的安全环境管理文件资料。

3.3 工作前，甲方应督促乙方对工作人员进行安全生产进场教育，介绍工作中有关安全、防火等要求，并对乙方工作人员的安全教育和安全考试的情况进行抽查或抽考，不合格者不得进入现场工作。

3.4 甲方要依法秉公办事，组织开展所属区域内的安全环境工作，经常性地指导、监督乙方的安全环境工作，使乙方的安全环境管理与甲方接轨，并处于受控状态。当乙方出现安全、文明工作严重失控情况下，甲方有权做出处罚、停工整顿、限期整改、直至清退出场的决定。

3.5 乙方发生突发安全事件或重大环境问题，甲方接到报告后，应迅速赶到现场协助处置，尽量缩小影响，减小损失。

3.6 甲方应贯彻承包工程先订合同、职业安全健康与环境管理协议后开工的原则，甲方不得任意指派乙方人员从事合同外的工作任务。

3.7 乙方发现工程现场存安全隐患，需要相关方整改的，甲方应及时协调督促相关方消除安全隐患，为乙方提供安全环境。

四、乙方的权利和义务

4.1 乙方在工作期间必须执行和遵守《中华人民共和国安全生产法》和政府颁布实施劳动保护法规、条例、规定、办法等。接受政府各级劳动保护监察机构的监察。执行和遵守甲方一切有关安全环境的管理程序，并接受甲方的督促、检查、指导和考核，并定期向甲方安监部门汇报工作。

4.2 乙方承包甲方的工程项目时，必须经甲方安监部门进行资格审查，符合条件才可承包，并订立本协议。乙方不得将承包工程转包。乙方单位人员进场和中途补员时，须向甲方安监部门提供体检和三级安全教育材料，供甲方审查，发现有不符合安全工作要求的人员甲方有权勒令辞退。

4.3 对本单位所有人员应进行安全教育和安全考试，受教育人员的名单和考试成绩必须报甲方备案；凡增补或调换人员，更换工种，必须及时进行安全教育和考试，考试成绩报甲方备案。未接受安全教育和安全考试不合格者不得进入现场工作。

4.4 贯彻谁工作谁负责安全的原则，乙方发生事故必须保护现场并立即报告甲方，不得隐瞒、拖延不报，应按事故“四不放过”原则进行处理。

4.5 乙方必须要建立安全管理组织体系，明确安全工作第一责任人，建立安全管理制度。

4.6 当甲方认为确实有必要暂停工作并提出要求乙方暂停工作的书面意见后，乙方应当按甲方要求停止工作，乙方实施处理意见后，以书面形式向甲方提出复工要求。在甲方组织验收并签字同意后，乙方重新工作。

4.7 乙方工作人员应对所在的工作区域、作业环境、操作设施设备、工器具、安全设施等进行认真检查，发现隐患立即停止工作，并经落实整改后方准继续工作。各类安全防护设施变更必须经工作负责人和甲方指派的安全管理人员的同意，办理手续，并采取必要、可靠的安全措施后方能拆除、更动现场安全防护设施。任何一方人员，擅自拆除、更动所造成的后果，均由该方负责。

4.8 乙方必须严格执行甲方消防规定，正确使用动火工作票。

4.9 乙方必须为作业人员配备应有的劳动保护用品、用具。在甲方有统一要求时，必须按照甲方要求配备劳保服装、安全帽、安全带等防护用品。乙方所属人员的身体健康状况必须能满足所从事工作的要求。

4.10 乙方在工作期间，应按甲方安全文明工作的策划要求，对所承担工程区域的文明工作、环境及设备维护负责。按顺序工作、物料堆放整齐有序，工完料尽场地清，现场垃圾按甲方指定堆放并及时清理。

五、事故处罚：

发生安全事故按照如下规定进行考核。

5.1 事故处罚：发生特大、重大事故及一类障碍的考核，执行甲方的有关规定。

5.2 人身伤害：发生人身伤害的考核，执行甲方的有关规定。

5.3 发生设备二类障碍及异常的处罚如下：

5.3.1 发生人为责任二类障碍，扣罚责任单位1000元。

5.3.2 发生非人为责任二类障碍，扣罚责任单位500元。

5.3.3 发生人为责任异常，扣罚责任单位400元。

5.4 安全管理

5.4.1 日常考核：

5.4.1.1 发生火险、火情的考核，执行本细则“消防管理”的有关规定；

5.4.1.2 发生交通事故及交通违章事件的考核，执行地方公安部门和本细则“车

辆管理”的有关规定。

5.4.1.3 发生下列情况之一者,一年内首次发现，考核100元,重复发生加倍考核，发生其他违反相关规定的考核100-200元。

1)进入现场不戴安全帽；

2)高空作业不扎安全带；

3)高空作业随意抛掷工具和材料；

4)酒后上班工作；

5)无票作业、无票操作以及不严格执行操作监护制度；

6)氧、乙炔瓶混放、混运；

7)不按规定穿戴劳动保护；

8)巡视检查设备不到位，走捷径

9)架子搭设不合格，跳板没固定、作业平台无护拦；

10)停电作业没按规定停电、验电、挂接地线；

11)操作中监护人员随便离开现场

5.4.2 安全管理： 发生下列情况之一者考核50—100元；

5.4.2.1 各种安全工器具没按时检验，每台次考核100元；

5.4.2.2 工作人员危险点不清或安全措施没全部执行，考核100元；

5.4.2.3 本部门、本班组发生不安全事件没有认真进行专题分析，考核100元；

5.4.2.4 没按时进行安全活动、没按要求学习上级文件、安全通报，考核1005.4.2.元；

5.4.2.5 事故通报、班组安全活动记录，单位领导没签署意见，考核50元；

5.4.2.6 安全生产管理制度不健全或不认真执行，考核100元；

5.4.2.7 电缆防火一处不合格，考核50元；

5.4.2.8 “两票”一份不合格。考核100元；

5.4.2.9 有关安全管理方面的考试不及格，每人次考核50元；

5.4.2.10 各种报表、不安全事件分析报告不及时上报，每次考核50元；

5.4.3 在安全生产工作中，凡发生设备二类及以上障碍、人身伤害及以上事件的部门，由部门领导负责立即向公司领导及主管部门领导报告，不按规定报告者即为隐瞒事件。对责任单位和责任者，按同等事件给予加倍考核。

5.4.3.1 在对事故进行调查过程中，发生以下情况使事故调查不能正常进行或不能得出正确结论，对主要当事人和领导比照隐瞒事件处理：

1)隐瞒事故重要情节的；

2)向调查人员出示虚假证明或提供伪证的；

3)躲避、阻碍事故调查的。

5.4.3.2 在公司承包工程的有关单位的工作人员、临时用工人员，由于自身原因发生不安全事件，比照以上有关规定进行考核。

发包方（盖章）：（甲方）

代表（签名）：

日期：年月日

承包方（盖章）：（乙方）

代表（签名）：

我国海上风电发展政策演变分析 篇6

1 我国海上风电发展现状及政策框架

1.1 发展现状

近年来,我国海上风电呈现逐年递增的态势。2014年,我国海上风电新增装机容量22.93万kW,累计装机容量由2009年的6.3万kW增至65.79万kW(图1),年均增长率为59.87%[3]。从我国海上风电区域分布来看,截至2014年,我国共有6个沿海省(市)建成海上风电场,其中江苏省累计装机容量最高,达到39.95万kW,占全国海上风电总装机容量的60.7%;其次是上海市,装机容量为20.42万kW,占全国海上风电总装机容量的31.04%。从海上风电场类型来看,我国65.6%的海上风电场属于潮间带风电场,累计装机容量为43.05万kW;近海风电场累计装机容量为22.74万kW,占34.4%[4]。

随着我国海上风电的快速发展,一批知名风机制造商纷纷进入海上风电机组制造领域,并迅速成长起来,为海上风电产业发展提供技术支撑。截至2014年年底,海上风电机组供应商达到11家[3],华锐、金风、上海电气、国电联合动力等风机制造企业具备一定的国际竞争力。但是,我国海上风电仍然处于发展初级阶段,存在用海面积大、海域使用效率低下、影响生态环境、技术水平不成熟、基础工作能力较弱、经济性差、市场机制不健全、配套政策体系不完善、规划和管理机制不协调等突出问题。

1.2 政策框架

实践证明,政策推动是现阶段我国海上风电得以快速发展的主要推动力量。从我国现有的海上风电政策环境来看,已初步形成由可再生能源政策、风电发展政策、海上风电政策组成的层次分明、相互补充的政策框架(图2)。

我国现有的海上风电政策都是可再生能源政策和风电发展政策的衍生产物,大多以法律及配套管理办法、规划形式来颁布和实施。除短期上网电价之外,海上风电还没有获得实质性的财政、税收等方面的激励政策,海上风电政策体系有待进一步完善。

2 我国海上风电发展政策演变

我国关于海上风电发展的政策走向与我国海上风电的发展历程是总体相符的,大致可将近年来我国海上风电政策演变历程划分为3个阶段,即环境营造阶段(1995—2008年)、萌芽示范阶段(2009—2013年)和快速发展阶段(2014年后)。

2.1 环境营造阶段的政策

2.1.1 政策背景

20世纪70年代后,世界各国开始积极寻找新能源来逐步代替传统能源。在1973年石油危机暴发后,西方发达国家加大可再生能源开发利用步伐[5]。1995年,我国相继出台《1996—2010年新能源和可再生能源发展纲要》《中共中央关于制定国民经济和社会发展“九五”计划和2010年远景目标的建议》《中华人民共和国电力法》等法律、法规、规划,明确表示国家鼓励和支持可再生能源开发利用,标志着我国可再生能源发展开始萌芽。这一时期的政策目标侧重于完善可再生能源发展的配套政策环境。

2.1.2 主要政策

在这一阶段,海上风电发展还没有正式起步,专门针对海上风电的政策偏少,但是多数可再生能源领域相关政策适用于海上风电。2005年,全国人大通过《中华人民共和国可再生能源法》;随后,国家发改委颁布《可再生能源产业发展指导目录》《可再生能源发电有关管理规定》《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》《可再生能源中长期规划》《可再生能源发展“十一五”规划》等实施细则和规划文件,财政部印发《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》。这些文件确立的全额保障性收购制度、可再生能源电价附加补偿、大型电力企业配额指标、规划目标、指导目录等政策对后续海上风电发展起到很大的推动作用。除此之外,在陆上风电政策中,风电特许权招标、分区上网标杆电价、风力发电设备产业化专项资金政策以及科技支撑计划对风电技术发展的支持,为海上风电相关政策的出台提供参考借鉴。

2.1.3 政策实施评价

总体来看,虽然这一时期的可再生能源和风电政策没有推动我国海上风电取得实质性的进展,但为后续海上风电发展营造了良好的政策环境。从海上风电场建设情况来看,2007年11月,我国第一个海上风电试验项目———中海油渤海湾钻井平台试验机组(0.15万kW)建成运行,标志着我国海上风电发展取得“零的突破”;但该项目利用石油平台作为海中风机基础,且接入孤立的海上平台电网,对于海上风电的并网技术参考价值不大[6]。

2.2 萌芽示范阶段的政策

2.2.1 政策背景

进入2009年后,以哥本哈根气候变化大会为标志,温室气体排放成为国际政治经济领域的重大问题,新能源也成为全世界关注的焦点。为积极应对全球气候变化,我国承诺:2020年非化石能源在能源消费中达到15%、2020年的单位GDP二氧化碳排放量比2005年减少40%~50%。随着国家对可再生能源重视程度的提高,海上风电政策相继出台。

2.2.2 主要政策

2009年1月,国家能源局召开海上风电开发及沿海大型风电基地建设研讨会,研究讨论海上风电规划和海上风电开发前期工作等问题,并通过《近海风电场工程规划报告编制办法(试行)》《近海风电场工程预可行性研究报告编制办法(试行)》等规范。2009年4月,国家能源局印发《海上风电场工程规划工作大纲》,同年6月召开海上风电开发建设协调会。2010年1月,国家能源局、国家海洋局联合印发《海上风电开发建设管理暂行办法》(国能新能〔2010〕29号),规范海上风电发展规划、项目授予、项目核准、海域使用和海洋环境保护、施工竣工验收、运行信息管理等环节的管理。2010年5月,国家确定首批4个海上风电特许权招标项目,掀起海上风电发展热潮。为更好地落实和执行《海上风电开发建设管理暂行办法》,2011年7月15日,国家海洋局和国家能源局又联合印发《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》,进一步明确海上风电项目前期、项目核准、工程建设与运行管理等海上风电开发建设管理工作。期间,《风电发展“十二五”规划》《可再生能源发展“十二五”规划》《全国海洋经济发展“十二五”规划》等都对海上风电做专门部署。除此之外,《风电设备制造行业准入标准(征求意见稿)》将海上风电设备产业列入优先发展内容,《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》将海上风能开发装备纳入战略性新兴产业目录,《产业结构调整指导目录(2011年)》首次将“海上风电机组技术开发与设备制造”和“海上风电场建设与设备制造”纳入鼓励类项目范畴。

2.2.3 政策实施评价

在上述政策的推动下,我国海上风电实现质的飞跃,海上风电场建设取得突破性进展。截至2013年年底,我国已完成的海上风电项目共有17个,其中已投运的项目有7个(表1)。

2.3 快速发展阶段的政策

2.3.1 政策背景

2014年6月7日,国务院发布《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》,提出“节约、清洁、安全”的战略方针和“节约优先战略,立足国内战略,绿色低碳战略,创新驱动战略”的重点战略。2014年9月,国家发改委发布《国家应对气候变化规划(2014—2020年)》,为控制温室气体排放,该规划提出优化能源结构、加强能源节约等9项举措。2015年3月15日,中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,要求“强化能源领域科技创新,提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例”。这些文件的出台标志着可再生能源在国家能源战略中的地位上升到一个新的高度。

2.3.2 主要政策

2014年被业内人士称为“海上风电元年”。2014年1月,国家能源局印发《关于做好海上风电建设的通知》,海上风电标杆电价制定被列为2014年重点任务。2014年6月,国家发改委下发《关于海上风电上网电价政策的通知》,规定2017年以前投运的潮间带风电项目含税上网电价为0.75元/(kW·h),近海风电项目含税上网电价为0.85元/(kW·h);2017年及以后投运的海上风电项目,将根据海上风电技术进步和项目建设成本变化,结合特许权招投标情况另行研究制定上网电价政策。同年12月,国家能源局对外公布《全国海上风电开发建设方案(2014—2016)》,总容量1 053万kW的44个海上风电项目列入开发建设方案,至此国内海上风电开发再次提速。2015年6月,财政部、国家税务总局印发《关于风力发电增值税政策的通知》,规定自2015年7月1日起,对纳税人销售自产的利用风力发电生产的电力产品,实行增值税即征即退50%的政策。

2.3.3 政策实施评价

这一时期对海上风电发展最大的利好政策是确定了海上风电上网电价,将推动我国海上风电步入发展的快车道。在过去几年,电价政策不明确是导致我国海上风电发展缓慢的主要原因。据中国风能协会统计,2013年中国海上风电发展进程缓慢,新增装机容量仅39 MW,同比降低69%。随着海上风电电价政策的正式出台,上千亿元的海上风电市场将正式启动,按15元/W投资成本和2 800~3 200年利用小时数反推,0.7~0.9元/(kW·h)的标杆电价将使海上风电运营的内部收益率与陆上风电相近,具备启动的经济性[7]。同时,沿海省(市)在积极开展海上风电规划的同时,将逐步加大对海上风电的扶持力度,如上海市发布《可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》,规定根据实际上网电量对项目投资主体给予奖励,奖励时间是连续5年,其中海上风电奖励标准为0.2元/(kW·h)。

3 我国海上风电发展政策演变特征及存在的问题

3.1 演变特征

3.1.1 连续性与波动性并存

我国海上风电政策的演变历程既表现出一定的连续性,也伴随有波动性。我国海上风电政策大体延续“可再生能源政策→风电政策→海上风电政策”的制定路线,从无到有、逐步细化、不断延伸、更加多元。由于对海上风电开发的态度出现摇摆以及各部门之间的利益诉求不同,相应政策往往出现波动。2009—2013年,为推动海上风电发展,相关部门鼓励在潮间带大规模建设海上风电场;到2014年年底已建成的海上风电场中有65.6%位于潮间带,之后出于对海洋资源和生态环境保护的考虑,为限制潮间带海上风电开发,提出“双十原则”。

3.1.2 问题导向

由于我国海上风电还处于初级发展阶段,诸多问题层出不穷,政策制定大多以实际问题为导向。如,为推进海上风电开发,国家能源局开展海上风电特许权招标;为遏制海上风电“跑马圈地”现象[8],国家海洋局出台“双十原则”;针对海上风电上网电价过低问题,国家发改委印发《关于海上风电上网电价政策的通知》。以问题为导向制定政策,虽然可以解决相应问题,但过于被动,而且易导致政策波动频繁,不利于海上风电的稳定发展。

3.1.3 借鉴欧洲海上风电政策制定经验

欧洲海上风电政策对我国海上风电政策产生重要影响。欧洲海上风电起步较早,现已成为国际海上风电发展的中心,其海上风电产业发展水平和政策完善程度及有效性远胜于我国。我国在海上风电发展过程中,学习借鉴诸多欧洲海上风电发展及政策制定经验。全额收购制度、上网固定电价、电价补贴等制度均源自欧洲,欧洲可再生能源配额制度、绿色证书交易制度值得我国借鉴运用。

3.1.4 受国家能源和气候战略影响

从我国海上风电政策出台背景及演变历程来看,我国海上风电政策受国家能源与气候战略影响显著,主要表现为海上风电政策随着国家对可再生能源重视程度的提高而不断完善。萌芽示范阶段制定的海上风电政策与2009年哥本哈根气候变化大会之后我国作出的两点承诺不谋而合,快速发展阶段出台的海上风电政策与《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》《国家应对气候变化规划(2014—2020年)》一脉相承。

3.2 存在的主要问题

3.2.1 缺乏全国统一规划,发展目标不明确

目前虽然沿海各地都积极开展海上风电发展规划,但全国统一规划尚未出台,缺乏对海上风电开发的全国统一管理。各地规划大多从行政利益出发,各自为政,一哄而上、盲目跟风现象显著,易导致占用海域面积过大、损害海洋生态环境、影响其他海洋产业或海上活动等突出问题。

长期以来,我国海上风电没有形成一个科学合理的发展目标。虽然我国曾在可再生能源、风电发展规划中提出过海上风电发展目标,但由于受政策波动影响较强,与实际发展情况相悖。2007年《可再生能源中长期规划》提出“到2010年建成1~2个10万千瓦级海上风电试点项目,到2020年建成100万kW海上风电”;2012年《风电发展“十二五”规划》《可再生能源发展“十二五”规划》均提出“到2015年海上风电装机总容量达到500万kW,到2020年达到3 000万kW”。而2014年海上风电累计装机容量仅为65.79万kW,与2015年达到500万kW的目标相去甚远;如果要完成到2020年3 000万kW的目标,装机容量年均增长率需达到89%,远远高于目前59.87%的平均水平。

3.2.2 激励政策体系不完善,缺乏市场引导

由于海上风电比陆上风电、常规能源发电开发成本高许多,在相同的政策环境和市场规则下,海上风电势必缺乏竞争力。目前除部分可再生能源相关政策适用于海上风电发展之外,专门针对海上风电的激励政策只有固定上网电价,还缺乏财政、税收、投资、人才等各方面的激励政策及实施细则。需要指出的是,海上风电固定上网电价政策对2017年及以后投运的海上风电项目上网电价、差异化电价等内容未作实质性规定,而且有专家认为此次海上风电电价标准略低,只有资源情况好、施工难度低、管理水平高的项目才能盈利[9]。除此之外,由于国家层面海上风电激励政策不完善,地方有关海上风电的配套政策几乎处于空白状态,这也是导致我国海上风电产业化进展缓慢的重要原因。同时,由于没有建立起强制性的市场保障政策,部分企业发展海上风电的主要目的是通过获取配额而进一步发展常规能源发电,无法形成稳定的市场需求,海上风电缺少持续的市场拉动。

3.2.3 政策协调性较差

我国海上风电开发管理涉及能源、海洋、环保、海事、军事、航道、渔业等多个部门,由于各部门之间的目标诉求、利益取向和发展思路不完全一致[10],各部门、中央和地方制定的政策往往出现“打架”状况[11],出现多头审批、审批周期长、规划冲突等现象。在现行海上风电项目审批机制下,获得海域使用权、通过海洋环评和通航安全论证的周期一般需要两年以上,导致海上风电项目前期工作推进缓慢。首批4个海上风电特许权招标项目虽已经同意批准,但因部门协调较难限制,在海域使用、设备选型和建设技术方案等方面均需做出调整,一定程度上影响项目建设进度、开发建设成本和整体运行效率。

3.2.4 配套服务政策不健全

我国现有海上风电政策框架缺少对海上风电基础工作、技术研发、运行监测、故障分析、技术标准认证、并网检测等配套服务的支持。由于我国海上风电技术标准认证等技术服务体系尚未建立,标准认证权威机构较少,大部分海上风电设备都没有经过检测认证和并网检测,而且还是自愿认证而非强制认证;如果不尽快完善相关技术标准和建立健全认证监管体系,大量质量不合格的风机将充斥海上风机市场,后果不堪设想。

4 关于我国海上风电发展政策的若干建议

4.1 出台全国海上风电发展规划,科学制定发展目标,统筹开展空间布局

出台全国海上风电发展规划是实现全国海上风电有序开发和统一管理的基本要求。应汇总沿海各省(直辖市、自治区)海上风电发展规划成果,经充分论证、讨论、修改后,尽早出台全国海上风电发展规划,作为今后一段时期内海上风电发展的指南。(1)规划须明确海上风电发展的指导思想,规范海上风电开发秩序,合理引导海上风电舆论导向,奠定“合理控制近海、稳步推进深远海”的海上风电发展基调;(2)规划可制定科学合理的发展目标,发展目标不能“畏首畏尾”定得太小而阻碍海上风电的发展,也不能“盲目跟风、头脑发热”定得太大而脱离实际,应在专题研究的基础上经过充分论证制定;(3)规划能够统筹全国海上风电空间布局,协调好海上风电开发与资源环境保护之间的关系;(4)进一步明确能源、海洋、电力等相关部门职能,理顺海上风电场建设的审批流程,提高管理和审批效率,建立高效的海上风电项目审批机制;(5)全国海上风电规划催生一系列配套政策,有力推动海上风电发展。

4.2 立足海上风电产业链组成,健全海上风电政策体系,加大政策激励力度

海上风电产业链涉及海上风能评估、海洋水文测量、海底地质勘察、海上风电场规划、海上风机研发设计制造和检测认证、风机安装、风电场运行、风机维护、风电并网及电网运行、配套服务等一系列环节[11,12],应转变现有政策过多集中在开发建设环节的不平衡现象。通过财政奖励、投融资支持和科技攻关计划,积极引导风电机组制造企业、高等院校、科研机构开展产学研合作,加大海上风电技术研发投入,推进核心领域关键技术突破,增强海上风电自主创新能力,进一步降低海上风电开发成本;通过专项资金、财政担保、财政贴息、税收优惠等手段,积极培育海上风电机组配套零部件制造企业发展,完善海上风电产业链;以风能协会为主导,成立国家级风电设备检测中心和认证中心,建立与国际接轨的检测和认证体系,推行对海上风电整机及关键零部件的强制性检测和认证;完善海上风电机组质量、海上风电场并网、海缆铺设、防腐等标准体系,建立海上风电行业信息发布平台,将海上风电纳入风电市场消纳和输电规划。

进一步加大海上风电政策激励力度。完善电价政策,应在现有电价政策的基础上,制定分资源区的海上风电差异化上网标杆电价,适当提高电价补贴标准,研究制定中长期电价政策,提高电价政策的指导性。出台海上风电配额制度,确定全国和地方海上风电的配额目标,探索建立海上风电绿色证书交易制度。在财政、税收、投融资、人才等方面,通过给予企业政府资金奖励、施行投资税收抵免或扣除、允许海上风电投资者加速固定资产成本折旧、提高地方和企业增值税分成比例、成立海上风电财政风险投资基金、提供财政贴息和财政担保、鼓励海上风电企业金融创新、制定海上风电高端人才计划等政策,增强地方和企业发展海上风电的积极性。

4.3 转变海上风电政策制定模式,根据不同发展阶段的政策需求,注重长期政策与短期政策相结合