特变电工崇仁县相山镇一期50mw风力发电项目可行性论证报告.doc

公司自营项目立项评审表项目名称特变电工崇仁县相山镇一期50MW风力发电项目申报单位特变电工新疆新能源股份有限公司建设地点崇仁县相山镇征地面积61亩资金来源股东注资和项目贷款年均发电小时数2156小时单瓦静态投资9.03元/瓦项目全部投资内部收益率（税后）8.7%单瓦动态投资9.26元/瓦资本金财务内部收益率（税后）12.27%投资回收期9.52年资本金财务净现值4243.53万元经营单位评审小组意见：公司评审委员会意见：股份公司评审委员会意见：股份公司领导意见：特变电工崇仁县相山镇一期50MW风力发电项目立项申请书项目名称：特变电工崇仁县相山镇一期50MW风力发电项目2015年11月01日一、 项目立项理由（一） 项目情况和背景根据江西省风能资源详查和评估报告，江西省风能资源总储量约为 6000万千瓦，技术可开发量约为310 万千瓦，风力资源较好，有很大的开发潜力。特变电工崇仁县相山镇一期50MW风力发电项目（以下简称项目）位于抚州市崇仁县西南部，场址中心坐标为N 273322.58, E 1155741.30，东北方向距崇仁县约27公里，距抚州市约72公里，为山地风场。项目本期工程装机规模为50MW，场址范围为崇仁县西南侧的一条山脊,长约9公里, 宽约60m700m，区域面积约6平方公里,海拔高程为450m1219m，县道可通至风电场附近。图1 项目位置图（二） 项目建设的必要性和条件崇仁相山风电场的建设不仅可以有效开发当地的风资源，而且可以作为主网的补充电源逐步改善能源供应和电源结构，还可直接向赣西地区负荷中心供电，均衡电源布局，减轻主网潮流输送并相应减少线损，优化资源合理配置。江西省“十二五”规划纲要明确提出把调整经济结构、转变经济增长方式作为突出主线。努力发展循环经济和清洁生产，加快建设节约型社会。加快推进全省循环经济和清洁生产，以提高资源利用率和减少污染排放为核心，以多联产、洁净化为方向，风电场的开发建设有助于以上目标的实现。风力发电项目的建设是新能源公司推动风、光资源开发的前提条件，同时随着各大企业对国内风能资源快速大量的开发，优秀资源逐渐消失殆尽，行业的激烈竞争使公司不得不考虑积累优势资源，持有长期运营获利。本项目建成投产后，不仅提升了特变电工在江西省的品牌形象，也使新能源公司实现从“制造商”、“集成商”到“运营商”的高效转型。二、项目风资源分析（一）风资源概况风电场所在地区为亚热带湿润气候，其特点是：气候温和，雨量充沛，阳光充足，四季分明。气候受季风影响明显，夏季受西太平洋副热带高压控制和影响，盛行偏南风。冬季受西伯利亚和蒙古冷高压控制和影响，盛行偏北风。风场位于崇仁县境内，场址海拔高度介于700-1200米，属高山风场。风场植被以灌木为主，深约1-3米。拟建风电厂址其表层为残坡积覆盖层，下伏深灰、青灰色花岗斑岩。（二）风场风资源特性参数计算与分析本次风场风资源特性参数计算与分析选用场区范围内7011#测风塔完整一年实测数据，测风塔位于场区西侧山脊处。场区内以山地为主，山脊平均海拔约为900米，依照风能事业部测风塔选址标准要求，7011#测风塔对风场区域内风资源具有代表性，故能够采用7011#测风塔作为该风电场微观选址的数据来源，测风塔配置见表1所示。表1测风塔信息表塔号塔高经纬度海拔高度风速仪安装高度风向标安装高度安装日期701170米441146.46北923231.74东121670、60、50、1070、102014-6-12 测风塔在项目场区位置分布图根据对7011测风塔数据的分析计算，测风年期间区域内70m高度年平均风速为6.92m/s,70m高度风功率密度为429.26W/。表1 平均风速平均风速70米60米50米10米温度大气压1月6.81 6.60 6.44 5.40 4.47 87.98 2月7.63 7.25 7.12 6.06 6.68 87.75 3月7.41 7.35 7.41 6.18 8.33 87.74 4月7.39 7.37 7.39 6.51 12.66 87.63 5月7.47 7.41 7.44 6.52 17.74 87.32 6月9.35 9.19 9.08 7.21 20.33 87.31 7月6.65 6.52 6.53 5.58 22.52 87.50 8月4.10 4.19 4.25 3.74 24.40 89.61 9月6.03 5.98 6.01 5.22 22.31 89.75 10月6.78 6.66 6.67 5.63 15.34 88.05 11月6.88 6.84 6.84 5.91 9.87 87.94 12月7.08 6.97 6.90 6.21 3.10 88.07 平均6.92 6.82 6.80 5.82 13.94 88.07 表2 平均风功率密度月份70米60米50米10米1月367.25 345.95 336.66 227.77 2月619.63 574.41 526.61 341.48 3月511.24 489.88 474.50 305.87 4月569.53 544.19 526.79 392.73 5月566.44 537.58 525.38 376.93 6月748.99 697.24 663.76 354.01 7月344.00 322.04 314.07 196.46 8月88.25 87.86 88.19 56.19 9月224.02 214.81 212.31 135.12 10月329.21 308.06 300.56 165.55 11月394.57 374.28 362.01 225.27 12月387.91 365.65 355.68 246.33 平均429.26 405.16 390.54 251.98 经过计算，场区内全年平均空气密度为1.06kg/m，综合风切变系数为0.10，属于风切变较小水平。70m高度风速威布尔拟合曲线形状参数k=1.77，尺度参数A=8.3，频率分布较好，有利于风电机组利用风能资源。主风向集中于东北偏北，主风能方向集中在西南偏南，风向较为集中，有利于机组排布。风速频率分布图及风向玫瑰图如下图所示。图2 70m高度风速、风能频率分布图及威布尔曲线图3 70m高度全年风速、风向玫瑰图湍流强度与50年一遇最大（极大）风速是影响风机选型的主要因素。经过计算，风场70m高度15m/s的环境湍流强度特征值为0.10，湍流强度水平较低，根据IEC61400-1:1999标准，属于IEC湍流强度B类。50年一遇最大风速34.88m/s，50年一遇极大风速49.39m/s。属于IEC类风区。风区划分标准如下图所示。图3 IEC61400-1：1999风区划分标准综上所述，风场内空气密度为1.06g/cm3左右；风能主风向SSW，风向主风向NNE；综合风切变系数0.10；70m高度处15m/s环境湍流强度特征值0.10；50年一遇最大风速34.88m/s，50年一遇极大风速49.39m/s。可以看出风电场风能品质很好，风资源非常丰富，湍流强度较弱，破坏性风速较小，属于IEC第二版B类风区，适合大型风电场建设。（三）机组选型、布置与发电量计算根据第二节的风区分类结果，风场属于IEC第二版B类风区，可以选择B类以上级别风电机组。结合可研报告中选用机型以及风机厂家与我方已经掌握的机组资料，本次计算使用金风GW115/2000机组进行风电场布置，采用综合折减系数48.5%进行折减，本风场年上网电量约为106722MWh，折合年有效利用小时数2156h。综合折减系数说明如下：(1)空气密度折减风电场现场空气密度1.06kg/m，在进行机组优化排布和计算发电量时采用的标准空气密度下功率曲线，此次计算空气密度折减系数取86%。(2)尾流影响折减由于拟建风电场为山地，尾流对后排风机的影响，导致后排风机效率降低，此次计算该系数取92.5%。(3)风电机组利用率风电机组风电机组利用率主要考虑风电机组、输电线路、电气设备检修和故障等因素造成的停机。所选机型属于大叶片高轮毂机组，且机组市场适用性较少，故本次风电机组可利用率取95%。(4)风电机组功率曲线保证率厂家对于功率曲线保证率为95%，本次功率曲线的保证率取95%。(5)控制与湍流影响折减理想情况下，风电机组随风速风向的变化而对机组的状态进行控制，实际情况中运行的机组控制总是落后于风的变化，造成发电量损失，本风电场湍流强度较小，因此控制与湍流折减系数取95%。(6)叶片污染折减叶片表层污染使叶片表面粗糙度提高，翼型的气动特性下降，从而降低对风能的捕获能力。故本风场叶片污染折减系数取94%。(7)气候影响折减查找崇仁气象站极端天气，实测极端最高温度为41；实测极端最低温度为-12.2。根据推荐风机的环境适应参数,其运行环境温度为-3040，生存环境温度为-4050。根据本风电场的气候特征，考虑低温、高温等气候因素影响，并参考其它工程气候影响停机系数取95%。(8)厂用电、线损等损耗参考国内已运行的同类型风电场的场用电及线损情况，初步估算本风电场的场用电和输电线路、箱式变电站损耗占总发电量的95%。(9)其他因素折减其它未考虑的因素，如软件计算误差、地图数据误差、数值模拟误差等存在较大的不确定因素。综合考虑这些因素，最终按照93%的系数进行计算。(10)不确定风险影响在考虑到上述常规能量损失折减后了还有一些比如周围风电场、建筑物对本风场发电量的影响，为降低风险，在常规能量损失折减的基础上，适当考虑上述不确定性风险因素带来的能量损失，最终按照90%的折减系数进行计算。综上所述，本次计算年上网电网综合折减率为：0.86*0.925*0.95*0.95*0.95*0.95*0.95*0.94*0.93*0.9048.5%三、电网接入与消纳情况项目部填写（一）电网接入情况2015年8月获得江西省电网公司下发的2015633号华风崇仁相山风电场接入系统设计评审意见的函，文中指出同意项目自建一110kv升压站，升压后送出接入黄州220KV变电站，送出距离24Km，送出线路由国网江西电力公司建设，预计于2017年6月竣工。（二）电网消纳情况崇仁相山风电场位于崇仁县，属抚州供电区电网。截止2013 年底，截止2013年底，抚州电网拥有发电总装机容量383.4MW，均为水电。其中省调统调装机容量91.5MW，即：洪门水电厂42MW，廖坊水电厂49.5MW，地调管辖的地方小水电装机容量37.2MW，县调管辖的小水电装机容量254.7MW。2013 年抚州供电区有500kV 变电站1 座，主变1 台，容量750MVA。有220kV变电站9 座，主变15 台，容量1950MVA。其中临川变（2120MVA）、七里岗变（2150MVA）、建昌变（2120MVA）、日峰变（1150MVA）、梅庄变（290MVA）、温圳变（120+150MVA）、松源变（120+150 MVA）、黄州变（1150 MVA）、富溪（1150 MVA）。有220kV 开关站1 座，即桐源开关站。拥有110kV 公用变电站32 座，主变52 台，容量1720 MVA。有220kV 线路34 条，总长度为1106.29km。有110kV 线路68 条，总长度为1161.1km。2013 年抚州供电区统调最高负荷989MW，同比增长9.7%；根据江西赣西供电区“十二五”电网规划滚动调整报告，结合崇仁县最新负荷预测成果，预计2015 年崇仁县统调最大供电负荷为110MW，负荷预测结果详见表3-1，3-2。表3-1： 20122017 年崇仁县统调电力负荷预测结果表 单位：MW、亿kWh类别201320142015201620172018年均增长电力51566269768410.6%由上述的电力平衡计算结果可知，在负荷大方式盛风期情况下，该地区在2015-2017 年有一些盈余电力需要外送，随着负荷增长盈余电力逐年减少；弱风或无风的情况下，该地区需要从主网补充电力。本项目建设投产后，可以部分满足崇仁电网日益增长的电力需要，可有效地利用当地丰富的风能资源，可节省常规能源、保护环境，同时对抚州电网起到电源补充、改善能源结构的积极作用，并可改善当地经济结构、加快经济发展。因此相山风电场的主要任务是以发电为主，兼顾承担节能减排和旅游任务。四、项目建设期投资情况（一） 建设投资建设投资一览表 金额单位：万元序号项目金额备注1风电场建设投资41973.77每瓦场站内投资8.395元2植被恢复费8.132元/平方米征地补偿费71.9011788元/亩土地出让费341.656000元/亩外送线路征地费用100土地费用小计521.633110Kv间隔建设投资3904外送线路192024公里110kV线路送出工程5前期开发费用342含支持性文件办理费用7建设期流动资金150每千瓦30元8建设期利息1023.38合计46320.51因当地政府部门或其他机构出台新政策，可能会导致其他无法预测的费用支出，提请评审委员会另行考虑。1、风电场场站内建设投资风电场场站内单瓦投资8.395元，工程静态总投资41973.77万元。风电场场站内建设投资概算表 特变电工崇仁县相山镇一期50MW风力发电项目 金额单位：万元序号工程或费用名称设备购置费安装工程费建筑工程费其他费用合计一设备购置费29174.10 1风力发电机组设备27373.70 27373.70 2升压变电设备883.40 883.40 3通信及控制系统760.00 760.00 4其他设备157.00 157.00 二安装工程4367.00 1风电机组及塔筒吊装2875.00 2875.00 2集电线路884.00 884.00 3升压变电设备及安装工程308.00 308.00 4其它工程300.00 300.00 三建筑工程6562.78 1发电设备基础工程2187.50 2187.50 2升压站土建工程650.00 650.00 3交通工程3505.28 3505.28 4施工辅助工程30.00 30.00 5其他190.00 190.00 四其他费用1869.89 2建设管理费685.78 685.78 3生产准备费484.11 484.11 4勘察设计费500.00 500.00 5其它200.00 200.00 一至四部分合计（场站内投资）29174.10 4367.00 6562.78 1869.89 41973.77 2、土地费用风电场征地面积61亩，以出让方式取得，项目所在地土地属性为林地，依据全国工业用地出让最低价标准，崇仁县属于十四等，出让费用标准56000元/亩，出让费用合计为341.6万元，根据江西省人民政府关于调整全省征地统一年产值标准和区片综合地价的通知，自2015年10月1日起，将按照土地年均产值为基数来计算征地价格，相山镇年均产值为2105元/亩，补偿倍数为16倍，征地补偿标准为33680元/亩，林地的系数为0.35，最终项目征地价格为11788元/亩，征地补偿费合计为71.9万元，植被恢复费为2元/平方米，土地费用合计为8.13万元,外送线路的预计征地费用为100万元，土地费用总计为521.63万元。3、送出工程根据国网江西省电力公司经济技术研究院关于华风崇仁相山50MW风电场项目接入系统设计的评审意见，相山风电场50MW项目风电机组通过3回35kV线路汇集后送至新建的110kV风电场升压站35kV侧，升压站1台升压变容量选择50MVA，新建110kV变电站成本已包含在场站内投资中，风电场升压站通过1回110kV线路接入黄州220kV变电站，线路长度约为24km，线路成本按80万元估计，送出线路成本1920万元，黄州变扩建一个110kV间隔，扩建成本按390万元估计。4、前期开发费用项目前期各项费用预计支出342万元，其中支持性文件办理费用161万元，跑办费用181万元，详细见下表。序号项目金额（万元）1可行性研究报告30.002接入系统报告44.003协调会承办32.004核准协调会10.005环境评价报告5.506水土保持报告8.007地质灾害评价报告8.008安评报告4.50节能评估报告13.009地图集购买5.0010压矿报告1.00 支持性文件费用小计161.0012其他跑办费用-工资70.0013其他跑办费用-招待费42.0014其他跑办费用-办公费5.00其他跑办费用-差旅费29.00其他跑办费用-会务费3.0015其他跑办费用-其他22.00其他跑办费用-职能部室分摊10.00跑办费用小计181.00前期开发费用合计342.00(二)资金来源项目资金来源为股东注资和项目贷款，资本金投入10190.51万元，占总投资的22%；银行中长期借款36130.00万元，占总投资的78%，借款期限15年，年利率5.665%（五年期以上长期贷款银行基准利率5.15%上浮10%）。资本金投入比例22%，参照哈密风尚发电有限责任公司（景峡20万风电项目）及哈密华风新能源发电有限公司（东南部15万光伏项目）项目贷款时资本金比例。（三）项目前期支持性文件办理情况项目部填写序号支持性文件名称批复单位文号办理情况1地灾报告无文号，已取得专家意见办理完成2环评批复昌州环评【2015】29号办理完成3社会稳定性评价批复木县政函【2015】26号办理完成4水土保持报告批复昌吉州水利局昌州水字【2015】45号办理完成5安全预评价备案昌吉州安监局已备案办理完成6文物批复自治区文物局新文物保函【2015】16号办理完成7土地预审批复昌吉州国土局昌州国土资发【2015】106号办理完成8压覆矿批复昌吉州国土局昌州国土资函【2015】52号办理完成9建设选址批复昌吉州规划局无文号办理完成10项目核准批复昌吉州发改委昌州发改工【2015】696号办理完成11电力接入审查意见正在办理五、项目投资经济效益分析（一）财务盈利能力分析1.总投资收益率(ROI):总投资收益率，又称投资报酬率（记作ROI），是指达产期正常年份的年息税前利润或运营期年均息税前利润占项目总投资的百分比。总投资收益率的计算公式：总投资收益率（ROI）=年息税前利润或年均息税前利润/项目总投资*100% =5.93%2.财务内部收益率（IRR）财务内部收益率，是指项目在计算期各年差额净现金流量现值累计等于零时的折现率。计算公式为：n (CI-CO)t (1+IRR)-t = 0t=1经过现金流量分析，结果如下：项目投资财务内部收益率为：所得税前9.51%，所得税后8.70%。资本金财务内部收益率为：所得税前13.94%，所得税后12.27%。3.财务净现值(NPV)财务净现值是按设定的基准收益率，将项目计算期内各年净现金流量折现到建设期初的现值之和。计算公式为：nNPV= (CI-CO)t (1+ic)-tt=1经过现金流量分析，结果如下： 项目投资财务净现值（Ic=5.665%）=13673.18 万元资本金财务净现值（Ic=8%）=4243.53 万元4.投资回收期（PT）根据现金流量表，按下式计算：Pt=（累计净现金流量现值出现正值的年数-1）+上一年累计净现金流量现值的绝对值/出现正值年份净现金流量的现值投资回收期为：所得税后9.52年。注：详见项目投资现金流量表（附表1），项目资本金现金流量表（附表2）。（二）项目运营期支出1、人工费用本项目运营期人工费用支出包括工人8人，人均月工资4000元；技术员2人，人均月工资5000元；管理人员2人，人均月工资6000元，每年递增5%。福利、劳保统筹和住房基金等各项支出按工资的50%确认，运营期20年，人工费用支出合计3214.01万元。2、材料费用本项目运营期材料费用为每千瓦10元/年，运营期20年，材料费支出合计1000万元；3、维修费本项目维修费以项目设备投资的1.8%为基础计算，每年递增2%，运营期20年，维修费用支出合计13821.65万元；4、保险费本项目保险费以项目设备投资的0.25%为基础计算，运营期20年，保险费支出合计1580.15万元；5、其他费用其他费用按每千瓦25元计算，每年递增5%，运营期20年，其他费用支出合计4133.24 万元。6、折旧摊销费本项目采用平均年限法，综合折旧摊销年限12年，残值率5%，综合折旧率7.92%，每年计提折旧摊销费3291.64 万元。以上运营期总支出费用为23749.06万元，20年年均运营支出为1187.45万元。注：详见总成本费用表（附表3）。（三）运营期各项税金缴纳情况1、企业增值税本项目增值税税率17%,建设期可抵扣增值税进项税额为4591.9 万元，自经营之日起，第5年进项税额抵扣完毕开始缴纳增值税。依据国家财税2009119号关于再生资源增值税退税政策若干问题的通知，风电收入实行即征即退50%的税收优惠政策，自第5年开始缴纳增值税至第20年，运营期间电场实缴增值税额为14517.27 万元，收到的即征即退增值税补贴收入合计7258.64万元。以上实缴税额暂不考虑运营期间材料费等其他支出可抵扣的进项税额。2、销售税金附加总额本项目城市维护建设税，税率5%；教育费附加，税率5%（其中地方教育费附加2%），运营期间应缴纳附加税金合计为1451.73 万元。3、企业所得税依据国家税务总局国税（2009）80号文件规定：公共基础设施项目所得税优惠，自该项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半（按12.5%）征收企业所得税。运营期20年合计缴纳所得税为9647.72 万元。注：详见利润表（附表4）；资产负债表（附表5）。（四）项目运营投资收益测算情况本项目预计建设期一年，2017年7月投产，经营期20年。20年年均发电小时数2156小时，装机容量50MW，20年年均发电量10780.00 万千瓦时。项目上网电价0.61元/千瓦时（含增值税，不含增值税0.52元/kw.h），20年年均运维成本1187.45 万元。正常投产后20年年均产值5620.34 万元，年均净利润 1,447.16 万元。项目全部投资财务内部收益率税前、税后分别为9.51%、8.70%；资本金财务内部收益率税前、税后分别为13.94%、12.27%。投资回收期为9.52年，总投资收益率（ROI）5.93%。特变电工崇仁县相山镇一期50MW风力发电项目经济评价指标汇总表序号名称单位数值1规模MW50.00 2运营期年20.00 3年均发电量万kWh10780.00 3.1年均上网电量万kWh10780.00 3.2总发电量万kWh215600.00 4项目总投资万元46320.51 4.1固定资产投资万元45147.13 4.2建设期利息万元1023.38 4.3流动资金万元150.00 4.4单瓦静态总投资元/W9.03 4.5单瓦动态总投资元/W9.26 4.6度电投资成本元/kWh0.21 其中：资本金万元10190.51 银行贷款万元36130.00 5销售收入总额万元112406.84 6总成本费用万元79622.87 6.1年平均运营成本万元1187.45 6.2单位发电总成本元/kWh0.3693 6.3单位运营成本元/kWh0.1102 7销售税金附加总额万元1451.73 8发电利润总额万元38590.88 9经营期平均上网电价（不含增值税）元/kWh0.52 10经营期平均上网电价（含增值税）元/kWh0.61 11投资回收期年9.52 12.1项目投资财务内部收益率（税前）%9.51 12.2项目投资财务内部收益率（税后）%8.70 12.3资本金财务内部收益率（税前） %13.94 12.4资本金财务内部收益率（税后） %12.27 13项目投资财务净现值（Ic=5.67%，税前）万元13673.18 14资本金财务净现值（Ic=8%，税后）万元4243.53 15总投资收益率（ROI）%5.93 16投资利税率%6.93 17项目资本金净利润率%14.20 18资产负债率%78.00 19年等效利用小时数h2156.00 20CDM收入万元0.00 21即征即退增值税补贴收入万元7258.64 （五）项目敏感性分析1、投资总额大于87,619.58 万元，单瓦静态总投资大于9.53元时，资本金财务内部收益率（税后）将小于10%；或2、年均发电量低于10250.00 万kw.h，年均发电小时数小于2050小时，资本金财务内部收益率（税后）将小于10%；或 3、场站内单瓦投资在8.395元/瓦的基础上，再增加0.1元，则资本金财务内部收益率（税后）将下降0.47%,同时影响年均净利润由1,447.16 万元下降 1,416.82万元；或4、年均发电小时数在2156小时基础上，再下降100小时，则资本金财务内部收益率（税后）将下降2.13%，同时影响年均净利润由 1,447.16万元下降1,238.35 万元。六、项目人员组织和实施为保障本项目的顺利进行，公司专门成立项目组，项目总指挥由张建新担任，具体人员组成：（一）技改领导小组成员及职责1. 技改领导小组人员安排总指挥：张建新副总指挥：李泓，井华、郑伟杰，刘志刚技改领导小组负责确定建设项目工程总体目标，控制工程投资规模、工程进度、方案优化等有关重大事项，指导、协调、监督工程建设各项工作。2.技改领导小组成员职责总指挥张建新：负责项目技改领导小组体系组建；负责审定项目工作制度和流程；负责目标责任分解并与各项目负责人签订目标责任书。副总指挥李泓：主要负责项目实施过程中招标管理、技术管理，新产品应用工作以及总指挥交付的其他工作。副总指挥井华：主要负责对工程项目质量、安全施工、进度、招投标管理、合同管理、签证管理、验收管理、预决算管理等进行检查考核。副总指挥郑伟杰：主要负责项目实施过程中的融资、资金管控等工作。副总指挥刘志刚：主要负责配合执行技改项目，保持与政府机构沟通、协调，负责项目前期支持性文件、电网接入及项目核准的办理工作。（二）项目技改实施小组和职责技改小组下设六个实施工作组，具体情况如下：1、 项目管理工作组组长：程殿忠；成员：风能事业部工程管理部职责：负责项目的主导实施管理，沟通、对接各组协调工作；协调、监督工程建设各项工作，保证项目总体目标的落实。 2、项目前期工作组组长：于洁；成员：风能事业部项目开发九部职责：负责项目前期支持性文件、电网接入及项目核准的办理实施工作；负责项目开工审批、竣工验收等工程全过程手续办理工作；负责与政府相关机构的沟通和协调等外协工作。3、 项目技术工作组组长：程殿忠；成员：风电工程事业部技术部职责：负责项目全阶段技术方案的优化与确定；负责初步设计、施工图设计等工程全阶段实际工作，确保项目技术实施层面的高效、经济、稳定、安全和环保。4、 招标采购工作组组长：苏鹏；成员：新能源公司招标管理部职责：负责项目施工招标和设备采购的实施工作，确保招标采购工作的规范性、及时性、合理性，为项目实施确定经济可靠的供应商，保证公司利益不受损失。5、 工程施工工作组组长：程殿忠；成员：风能事业部工程管理部职责：负责工程施工的进度、安全、质量和投资现场管控工作，确保工程现场质量达标、进度合理、安全保障和投资可控。6、 审计监察工作组组长：王润德、古彦；成员：新能源公司工程监察部、审计部等。职责：负责对接股份公司技改项目相关工作；负责工程质量、进度、安全等方面的全方位监督管理；负责项目全过程实施合规性的审计监察工作。7、 财务资金工作组组长：李燕锋；成员：新能源公司财务部等。职责：负责项目全部财务与资金支持工作。七、 项目实施步骤（一）项目启动阶段1.项目领导和实施小组确认（2015年12月01日-2015年12月30日）确定项目领导和实施小组的人员组成、分工和职责。2.项目技改立项报告报批（2015年12月01日-2015年12月30日）编制项目技改立项报告，按照公司要求逐级评审、修改和报批。（二）项目规划阶段1.项目技术设计工作（2016年01月01日-2016年02月28日） 项目技术方案的确定，包含风机选型、微观选址、初步设计、施工图设计的全部设计方案优化与实施确定。2.项目招标采购工作（2016年01月10日-2016年3月30日） 工程标段的划分；项目设备的采购与技术协议的对接；根据设计进度和各标段施工安排招标确定施工单位。3.项目工程手续办理（2016年01月01日-2016年12月30日） 建设用地许可证、建设工程许可证、施工图报审、施工许可证等一系列工程开工相关手续的办理报批。（三）项目实施阶段1.项目土建工程施工（1）风电机组基础施工（2016年03月01日-2016年10月30日）（2）升压站建筑工程施工（2016年04月01日-2016年10月30日）2.项目安装工程施工（1）风电机组吊装电气安装（2016年09月01日-2017年4月30日）（2）升压站高低压电气安装调试（2016年08月01日-2017年05月30日）3.项目线路工程施工（1）集电线路建安施工（2016年12月01日-2017年04月30日）（2）送出线路建安施工，由国网公司建设（预计2017年06月30日竣工）4.项目工程并网试运行（1）风电机组静调（2017年03月01日-2017年05月30日）（2）升压站设备电气试验（2017年05月20日-2017年06月20日）（3）反送电并网联调（2017年06月10日-2017年06月30日）5.项目电力相关手续办理（2017年04月01日-2017年11月30日）高压供电合同、购售电合同、电力技术监督验收、并网调度协议、并网验收手续、发电许可证等一系列电站项目并网发电手续的办理。（四）项目结束阶段1.工程竣工整改验收（2017年07月01日-2017年12月30日）工程整体竣工验收；风电机组240小时试运行等设备分项验收；环境保护、水土保持、安全评价、消防验收等行政部门分项验收；场站内外设备和施工缺陷的消缺整改工作等。2.项目移交生产运维（2017年07月01日-2017年08月30日）生产工器具和备品备件的采购、运行维护人员的培训交底、工程和设备资料的整理归档、工程竣工转生产运维的手续交接等。八、项目管理与运营本项目由特变电工新疆新能源股份有限公司风能事业部成立的项目公司自行运营。风能事业部设立运营总监，下设生产部等职能部室管理风电场的运营。（一）风电场运维计划1、质保期内运维本风场预计选用的风电机组在制造商提供技术服务合同期内风机的维护工作由制造商负责。负责内容为：风力机消除缺陷、风力机定期检修（500小时检修、半年检修、全年检修）。质保期内我场主要负责变电站运行和倒闸操作，各