夏津县风电开发协议

夏津县风电开发协议（精选8篇）

篇1：夏津县风电开发协议

风电开发战略合作框架协议

甲方：中国水电顾问集团公司

乙方：三一电气有限责任公司

丙方：江苏南通东泰电工材料有限公司

甲方为中国水电顾问集团公司，主要从事水电及风力发电等清洁能源开发建设和经营管理；乙方是三一集团全资子公司，主要从事风电设备的研发和制造，是具有自主知识产权的风电装备制造企业和施工机械制造企业；丙方为江苏南通东泰电工材料有限公司，专业从事碳纤维风机叶片生产。

为充分发挥各方资源优势，建立互利、双赢的合作伙伴关系，经三方友好协商，达成如下合作协议：

一、甲方权利和义务：

1、甲方在如东地区提供20万千瓦的风场资源进行装机；

2、协调好当地政府及地方所有一切事宜；

3、负责项目工程各项施工资质办理。

二、乙方权利和义务：

1、负责研发和生产5兆瓦海上风机；

2、负责研发和生产海上工程施工机械设备和施工方案制定。

三、丙方权利和义务：

1、负责提供5兆瓦风机碳纤维叶片的研发技术和制造；

2、确保生产的碳纤维风机叶片质量及经济性。

四、本协议未尽事宜三方另行协商解决。

五、本协议在三方法定代表人或委托代理人（授权代表）签字，并加

盖公章（或法人章）后生效。

六、本协议一式六份，三方各执两份。

甲方：中国水电顾问集团公司（盖章）

法定代表人（授权代表）：

乙方：三一电气有限责任公司（盖章）

法定代表人（授权代表）：

丙方：江苏南通东泰电工材料有限公司（盖章）

法定代表人（授权代表）：

2009年日月

篇2：夏津县风电开发协议

议（一标段）

延津县省级电子商务进农村综合示范项目实施运营合作协

议（二标段）

议（三标段）

延津县省级电子商务进农村综合示范项目实施运营合作协

篇3：夏津古桑群保护现状及开发利用

关键词：古桑群,夏津黄河故道,种质资源,保护利用

山东古桑树资源丰富, 主要分布在鲁南及半岛丘陵山区地带, 而平原地区则少有分布, 鲁西北的夏津黄河古道的古桑成为山东地区平原地带古桑代表。由于近年来城市绿化及对古桑资源的保护力度不大, 鲁南及半岛丘陵山区地带古桑流失严重。作为极具育种材料价值种质资源和历史意义的山东地方古桑资源理应得到有效保护, 为此, 我们对夏津黄河古道古桑资源进行了初步调查。

1古桑群由来

公元前602年, 黄河泛滥流经夏津, 行水长达613年, 后改道他徙, 在夏津境内形成了一条黄河故道, 长38km, 河槽宽300~900 m, 总面积达8000hm2 (12万亩) 。夏津古桑树种植时期跨元、明、清三朝。特别是1674年 (清康熙十三 年) 至20世纪20年代, 百姓掀起植桑高潮, 鼎盛时期种植面积达5333hm2 (8万亩) 。早在清朝年间, 一个叫朱国祥的人遭朝廷贬斥, 被发配到黄河边上的不毛之地, 眼前的浩浩黄水遍地黄沙, 让这位清官吃不下睡不着, 虽然被贬, 但他还是想着为当地老百姓做点实事, 于是就开荒种地。风沙太大, 他就先植树栽桑, 年复一年的辛勤劳作, 黄河故道上成就了一片绿洲, 桑园、果园、棉田、瓜地, 引黄灌溉春种秋收, 老百姓过上了好日子[1]。

2古桑群现况

2.1古桑群保护

夏津黄河故道现有古桑树群占地400余hm2 (6000余亩) , 百年以上古树2万多株, 涉及12个村庄, 被命名为“中国椹果之乡”, 是远近闻名的“中国北方落叶果树博物馆”, 2014年东方紫夏津园区古桑树群被评为“中国重要农业文化遗产”。桑树具有耐瘠薄、抗旱、耐盐碱、寿命长的特点, 是优良的生态及经济林种。古桑树群利用种植桑树来防风固沙、保持水土、改善农业生产条件, 是生态农业的典型代表。

“崔王孟千年古桑树林”是指位于夏津黄河古道的车王镇崔家村、王家村、孟家村的三片古桑树林。这三个村紧密相连, 古桑树群共有桑树2000余株, 其中, 千年古桑树近200株。为了保持崔王孟桑树群的原生态, 继承和发扬古桑树承载的优良传统, 确立了初步保护方案, 划定300hm2的旅游风景保护区。其中, 桑园保护面积13.34hm2。2008年, 王家村拆迁桑林附近20多间危房, 对古桑树林进行了有效保护, 并依桑树林建设了占地0.2hm2的文体广场。崔家村古桑树群现属集体所有, 为实现对现存古树的保护, 从2008年开始承包给几户村民进行管理。山东省旅游规划设计院正在进行详细规划和设计, 县委、县政府已经把古桑树群开发上升为全县重点项目, 开发保护工程正式启动。

2.2古桑群利用

夏津古桑树群基本属白桑种, 高干乔木栽植;群落结构复杂、生态稳定。群落以桑树为主, 间有其他落叶乔木、灌木和草本。数百年的古桑, 枝繁叶茂, 根系发达, 冠幅10 m的古桑树, 年产桑椹400kg, 鲜叶225kg, 年产值3000元/667 m2左右。在风沙区, 古桑群还发挥着保持水土的巨大作用。当地百姓经过世代经验积累, 利用桑树为自己食用或保健用。用桑椹鲜果泡酒、熬膏;用桑叶泡水, 并做成桑叶菜、桑叶粥、菜饼、菜团等;煮桑叶水洗发洗脸, 泡桑黄喝水等, 还相继开发了桑椹酒、桑叶茶, 利用桑叶开发美容美发产品, 开发桑黄的药用价值以及利用桑叶做菜、开发食品等。桑木性凉, 木材光泽强, 无特殊气味和滋味, 其木纹多为鹿斑花纹, 当地百姓家中多有“桑木圈椅”。现古桑群周围建有两个桑椹酒厂, 大部分桑椹进行深加工处理, 部分鲜食。注册了夏津椹果地理标志证明商标。

我们对古桑部分性状进行了调查, 见表1。

3发展前景

3.1种质鉴定及资源保护

种质资源的鉴定及保护是维持生物多样性的必要措施, 可为新品种的选育提供优异的育种材料。夏津古桑群是不可多得的桑树优良种质资源, 我们计划来年对其进行品种鉴定, 在山东省蚕业研究所桑树种质资源圃进行备份保育。

3.2建立健全古桑群原产地长久保护措施

夏津古道颐寿园古桑椹树是夏津黄河故道森林公园 (国家4A级景区) 的特色森林资源之一, 已被评为“中国重要农业文化遗产”, 现正申报“联合国粮农组织重要农业文化遗产”。古树保护应在备份的基础上, 本着原产地保护的原则。由于各地实际情况各有不同, 应结合当地实际状况, 制定适合当地的保护措施, 认真落实, 长久有效地保护好先辈遗留的宝贵种质资源。

3.3研究制定古桑群栽培管理技术规范, 做到保护与开发并举

根据当地气候、水文等特点, 结合桑树生长发育规律, 研究制定一套科学、合理的古桑栽培管理技术规范, 在有效保护古桑群的基础上, 更好发挥古桑的经济、生态效益。只有在果农的经济利益得到保障情况下, 保护古桑群的积极性会才大大增加。

向仲怀院士在2014年7月夏津召开的“山东夏津黄河故道古桑群农业文化遗产保护与发展”研讨会上指出:古桑群应本着保护、开发与示范并重的原则, 赋予更多的蚕桑文化, 发挥其民众的科普作用, 切实做好古桑树的种质资源保护工作, 并倡议在夏津建立中国桑产业 技术创新联盟。因此, 我们有理由相信, 有当地政府的高度重视, 有蚕桑工作者的热情参与, 夏津古桑群一定会得到更好地保护、开发与利用, 继续发挥其经济与生态效益, 德被后代, 功在桑梓。

参考文献

篇4：“风电大佬”看好海上风电开发

我国海上风电将进入加速发展期

根据BTM咨询公司的统计报告，截至2010年年底，全球海上风电累计装机355.4万千瓦，大部分位于欧洲。其中2010年全球新增海上风机144.4万千瓦，是2009年的2倍以上，欧洲海上风电装机增长近50％。预计今年海上风电将新增装机140万千瓦；到2015年，全球海上风电装机容量达到2600万千瓦。

中国可再生能源学会风能专委会副理事长施鹏飞认为，与陆上风电超高速发展相比，我国的海上风电尚处于起步和探索阶段。

目前，我国的海上风电装机容量达到14.25万千瓦，占国内风电装机总容量的比例不到1％。我国已建和在建的海上风电项目有上海东海大桥10万千瓦项目、江苏大丰潮间带30万千瓦示范项目以及去年政府首轮100万千瓦海上风电招标项目。与2010年世界海上风电装机350万千瓦相比，我国目前已建和在建项目只占4％左右。

尽管如此，我国仍被视为欧洲之外唯一会有快速发展的海上风电市场。未来5年，我国海上风电将进入加速发展期。

根据中国气象局的详查初步成果，在我国5到25米水深的海域内，50米高度风电可装机容量约2亿千瓦；5到50米水深的海域内，70米高度风电可装机容量约5亿千瓦。由此足见我国海上风电潜力巨大。

此外，相比陆上风电，海上风电靠近传统电力负荷中心，便于电网消纳，免去了长距离输电的烦恼。

国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山表示，海上风电既是国际能源开发的潮流，也是我国风电未来的开发重点。目前，我国已开发建设了大小不一的海上风电项目，并积极推进海上风电项目预可研、可研阶段的前期工作。

按照“十二五”规划，到2015年，我国海上风电装机规模将达到500万千瓦，2020年将达到3000万千瓦。未来5年，我国海上风电产业将重点开发建设江苏、山东基地，推进河北、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等地的海上风电建设。这意味着，未来5年，我国的海上风电将迎来大发展，超越欧洲此前20余年的发展历程。

对于风电行业未来的发展，华锐风电副总裁陶刚认为：“海上风电将是未来风电行业发展的一个重要增长点。随着海上风电资源的进一步开发，技术的不断完善，海上风电事业必将成为全球风电产业发展的主要方向。”

据悉，在海上风电领域，目前国内的一线设备商已开始布局，抢占市场。2010年，华锐风电自主研发的34台3兆瓦海上风电机组在我国第一个国家海上风电示范项目——上海东海大桥海上风电场全部并网发电，并顺利通过240小时预验收，打破了国外企业对高端风电机组制造技术的垄断；同时，华锐风电自主研发的潮间带3兆瓦风电机组也在江苏如东潮间带风电场成功投入运行。

行业另一大龙头——金风科技也在海上风电领域进展迅速。金风科技公共关系总监姚雨表示，截至目前，金风科技已积累了一定的海上风电机组运行维护经验。早在2007年，金风科技一台1.5兆瓦直驱永磁机组于我国渤海湾投入运行，这是亚洲第一台海上风电机组。同时，金风科技在江苏如东和响水近海的各一台2.5兆瓦直驱永磁风机并网运行也近一年，机组的运行数据和运维经验对今后更大范围的应用都是很好的借鉴。此外，在去年我国首轮海上风电特许权招标中，龙源电力联合金风科技中标大丰20万千瓦海上风电场项目，采用的也是直驱永磁机组。

稳定性是关键，大型化成趋势

尽管海上风电遭遇“热捧”，但海上风机却无法复制陆上风机的操作模式。金风科技董事长武钢表示：“海上风机出一次故障，拖船费用加上装卸成本几乎可以侵蚀掉这台风机未来的发电利润。”由此看出，稳定性应成为海上风机的必备品质。

国电联合动力技术有限公司副总经理孙黎翔指出，海上风电技术门槛很高，这就是欧洲海上风电与其陆地风电相比规模还是很小的主要原因。从陆上风电角度看，风电场建设与风机的投资比例大致是3:7，而在海上风电中，设备投资的比例小于50％，但安装、建设、运营和维护的成本比陆地上都要高。

基于此，浙江运达风电股份有限公司总工程师叶航冶认为，风机制造企业在安全可靠性与成本问题上，应该明显向前者倾斜。“海上风机只要大部件出问题，想修复就需要大动干戈，那这台设备基本就算白给了。”维斯塔斯中国公司的副总裁徐侃也强调：“可靠性是最重要的，有些设备陆上风电可以不装，但是海上风电必须有。海上的服务不是想去掉就能去掉的。”

姚雨表示，海上风电场建设对机组设备的可靠性要求非常高，因为海上的施工成本比陆上高得多，维修一次就可能使得整个项目的投资回报打水漂。海上风电的开发有众多风险因素，整机厂商做海上风电一定要有丰富的陆上风电的经验，至少要有几千台陆上风电的运维经验。据介绍，迄今为止，金风科技已投入运行的直驱永磁机组超过3500台，平均可利用率达到98％以上。

除稳定性外，大型化也成为国内海上风电设备企业的普遍趋势。目前，我国主要的风力发电机组制造企业竞相宣布将于年内或明年初推出大型风机，积极进军蓄势待发的海上风电市场。

近日，国电联合动力技术有限公司宣布，定位于海上的6兆瓦风电机组将于年内下线，明年公司将开始研发12兆瓦风机。上海电气宣布，将于今年底或明年初下线5兆瓦海上永磁直驱风力发电机组。金风科技则表示，其首台6兆瓦直驱永磁海上风电机组样机将于今年底或明年初下线，2014年实现量产。

此外，中船重工(重庆)海装风电设备有限公司亦加入了“抢滩战”中，并已宣称将于今年10月下线5兆瓦风机。去年10月，湘电风能有限公司推出5兆瓦永磁直驱海上风力发电机，今年6月底，湘电风能在荷兰和中国福建分别建设了海上示范风场，预计今年下半年有望实现发电。

业界专家一致认为，我国风电设备制造企业如此密集地推出大容量风机，标志着中国海上风电已经从3兆瓦时代进入了5兆瓦、6兆瓦的过渡期。

此外，华锐风电于5月18日生产出6兆瓦SL6000系列风力发电机组。据悉，该机组是目前中国第一台自主研发、拥有完全自主知识产权的电网友好型风电机组，可广泛应用于陆地、海上、潮间带各种环境和不同风资源条件的风场。该机组叶轮直径长达128米，增加了扫风面积，提升了捕风能力，大大提高了风资源的有效利用率，同时，可适应零下45摄氏度的极限温度，并通过了62，5米每秒的极限风速测试。

篇5：风电项目开发流程

√ 业主方进行实际现场考察，确定风电场规划建设范围

根据风机布点间距要求，场区实际可利用情况确定风电场规划开发范围，利用GPS确定风电场范围拐点坐标。

二、与政府相关部门签订项目开发协议

√与政府相关部门确定项目开展前期工作函(根据省份要求办理）

需相关地区发展和改革委员会盖章批复同意此风电场开展前期工作（将拟选风电场范围坐标进行盖章确认），通常本文有效期为1年，同时文件抄送省国土厅、环保厅、国网电力公司。

三、设立测风塔与服务

√ 委托相关单位进行该风电场测风塔设立并进行测风服务

①测风塔宜选在风电场1km~5km范围内且不受风电场尾流效应影响及其他大型障碍物影响，宜在风电场主导风向的上风向，位置应具有代表性；

②采集量应至少包括10m、50m及轮毂高度的风速和风向以及气温、气压等信息，应包括瞬时值和5min平均值；

③委托相关单位对测风数据进行收集，测风数据应连续且不少于1个完整年；

四、风资源评估

√ 委托相关单位进行风资源评估分析，编制风资源评估报告

（根据地方要求及业主需求）

①业主协助相关单位收集临近气象站资料（气象站同期测风数据、累年平均风速、多年平均风速、盛行风向及风能情况）；

②委托单位对收集的风数据进行分析（数据完整性、合理性、缺测及不合理数据处理、代表年分析、湍流强度分析、风切变分析、威布尔分布情况等）；

③风资源条件判断（分析测风塔代表年风资源判断，盛行风向及盛行风能方向，可利用小时数，发电量初步估算）；

④根据风资源评估情况，判定拟选风电场风机类型，判定该风电场是否具有开发使用价值，给出合理化风资源建议；

五、项目总体规划及可研

√ 项目地形图购买

业主向项目所在地相关测绘单位购买所需地形图（可研阶段：1:10000）；

√ 收集资料

1、向项目所在地气象站、气象局收集气象资料：

①距离风电场现场最近气象站的基本描述，包括建站时间、仪器情况、测风仪器变更及安装高度变更记录、站址变迁记录、气象站所在地的经纬度及海拔高度；

②气象站基本气象参数，包括累年平均气温，月平均最高、最低气温，极端最高、最低气温及持续小时数，累年平均气压、相对湿度、水汽压，累年平均降水量、蒸发量、日照小时数，累年平均冰雹、雷电次数、结冰期、积雪、沙尘、温度低于-20℃、-25℃、-30℃的天数统计等，气象站累年的各个风向百分比统计；

③气象站近30年各年及各月平均风速资料；

④气象站测风仪器变更后对比观测年份人工站和自动站的月平均风速各为多少；

⑤气象站建站至今历年最低气温和大风（最大风速与风向）统计；

⑥气象站关于该地区灾害性天气记录；

⑦与风电场现场实测测风数据同期的气象站逐小时风速、风向资料；

⑧风电场现场测风塔的基本描述，包括经纬度、安装时间、高度、所用仪器型号和仪器标定书等；

⑨风电场现场测风塔一年完整逐小时测风数据与逐10分钟测风数据；

2、向电气主管部门收集资料：

①项目当地电网状况、区域电力系统概况及发展规划；

√ 现场踏勘 业主协助可研单位完成对项目的现场踏勘:

①确定现场地形地貌条件，项目升压站位置，进站道路条件、场区内道路条件，施工临水临电问题解决；

②了解当地工人工资情况、各种建筑材料进货初步位置；

③拟接入变电站位置确定，明确拟建升压站容量，是否为后续工程考虑等；

④沟通业主有无意向风机机型或风机厂家；

⑤现场踏勘实际情况照片留存；

√ 项目规划开发

根据具体开发情况，制定项目是否分期开发，开发流程及开发顺序确定；

√ 委托相关可研单位编写项目可行性研究报告

委托相关单位进行初勘地质勘查（也可一并委托可研单位完成）

业主需委托具有相关资质的可研单位编写项目可行性研究报告（主要包括）：

①资源：风能资源评估（更新收集数据在分析）、风力发电机组选型和布置、发电量计算；

②土建：项目所在地工程地质分析，风机、箱变基础设计、升压站选址及道路设计，施工组织设计、项目交通条件、征地用地情况分析、施工进度分析；

③电气：电气一次设计、电气二次设计，集电线路设计；

④技经：工程概算表、财务评价（总成本费用分析、发电量效益分析、清偿能力及盈亏分析）；

⑤其他：环保保护与水土保持分析、劳动卫生与工业卫生设计、节能减排、工程建设招标分析等等；

六、支持性文件的取得

√ 核准前需要

①规划选址意见书：省住房城乡建设厅办理

②项目用地预审批复函：省国土资源厅办理

③环境影响评价批复函：10万千瓦以上项目省环保厅办理，10万千瓦以下项目市环保局办理

④节能评估批复函：10万千瓦以上项目需委托相关单位出具节能评估报告，10万千瓦以下项目需出具节能评估登记表

√ 开工前需要

①接入系统批复函：以电力主管部门最终批复意见为准

②压覆矿藏批复函：项目所在地国土资源局办理

③地质灾害评估批复函：有相关专家批复意见

④银行贷款承诺函：相关银行出具证明

⑤林业系统批复：相关林业局出具证明

⑥无军事设施证明批复：中国人民解放军相关部门办理

⑦无文物批复函：项目所在地文物保护局办理

⑧水土保持方案批复函：10万千瓦以上项目省水利厅办理（含10万千瓦）

⑨其他：根据各省要求

七、编制项目申请报告、项目核准

√ 委托具有相关资质的单位编写项目申请报告

对拟建项目从规划布局、产业政策、资源利用、征地移民、生态环境、工程技术、经济和社会效益等方面综合论证，为项目核准提供依据（重点审查其支持性文件的符合性）。

√ 核准

由省级投资主管部门核准，取得核准批复文件后，方可开工建设。

八、微观选址、详勘、初步设计、施工图设计

√ 委托具有相关资质的单位完成微观选址

为风电场风力发电机组进行排布，影响因素主要有排布效率、地形、设备运输和施工、环境影响及土地类别等，使其风电场发电量最大化、荷载最小化。√ 委托具有相关资质单位完成详细地质勘查

详细的岩土工程资料和设计、施工所需的岩土参数；对建筑地基作出岩土工程评价，并对地基类型、基础形式、地基处理、基坑支护、工程降水和不良地质作用的防治等提出建议，需满足施工图要求。

√ 委托具有相关资质的单位完成初步设计、施工图设计

风电场施工图设计（含初设）：（风机基础施工图、箱变基础施工图、杆/铁塔基础施工图、升压站内建筑物建结水暖电、升压站总平面图、电气主接线图、电气总平图、电气主接线图等）。

九、施工阶段

√ 委托相关单位进行风电场项目施工

需委托：施工单位、工程监理单位、电气设备监理单位、地勘单位（桩基检测单位）、风机厂家及吊装单位、土方单位、沉降观测单位、护坡单位、门窗单位、消防单位、弱电及其智能化单位、外保温涂料单位、通信单位、具有相应资质的升压站电气设备供货单位等等。

十、竣工并网发电

√ 甲方、设计、监理、施工参与工程竣工验收，项目并网发电

篇6：风电项目开发建设流程

一、49．5MW风电项目开发

1．1 49．5MW风电项目开发流程

风电场选址、与地方政府签订开发协议、凤能资源测量及评估，委托咨询单位编制初可研及评审、报发改委取得立项批复、委托咨询单位编制可研、取得相关支持性文件报发改委核准。

1．1．1风电场选址

风电场选址可委托有经验的咨询单位进行，主要考虑选址凤能质量好、风向基本稳定、风速变化小、凤垂直切变小、揣流强度小、交通方便，靠电网近，对环境影响最小、地质条件满足施工的地区。

1．1．2与地方政府签订开发协议

投资商与地方政府共同组织现场勘查，收集相关资料后签订风电开发协议．主要包括风电开发区域、近期开发容量，远期规划，投资计划、工程进展的时间要求等。

1．1．3风能资源测量及评估

委托专业安装公司安装测风塔，安装地点应选址该风电场有代表性的地方，数量一般不少于2座，若条件许可，对于地形相对复杂的地区应增加至4～8座，测风仪应安装在1Om、30m、50m、70m的高度进行测风，现场测风应连续进行，时间至少1年以上。

在进行凤能资源评估时选用平均风速、凤功率密度，主要风向分布、年风能利用时间作为主要考虑的指标和因素。

1．1．4委托咨询单位编制初可研及评宙

测风数据收集齐全后可委托咨询单位编制初可研，初可研主要包括：(1)投资项目的必要性和依据；(2)拟建规模和建设地点的初步设想；(3)资源情况、建设条件、协作关系的初步分析。(4)投资估算和资金筹措设想·(5)项目大体进度安排；(6)经济效益和社会效益的初步评价。初可研编制完成后，由业主组织专家

对初可研进行评审，形成书面评审意见，咨询单位根据评审依据进行修改。

1．1．5报发改委取得立项批复

初可研编制完成后由投资商把初可研上报发改委，等发改委给予立项批复。

1．I．6委托咨询单位编制可研

可研是在初可研的基础进行细化，主要包括：确定项目任务和规模，论证项目开发的必要性及可行性。对风电场风能资源进行评估，查明风电场场址工程地质条件，提出工程地质评价和结论；选择风电机组型式，提出优化布置方案，计算上网电量。提出技术可行．经济合理的风电场升压站主接线，风电机组变压器系统，集电线路方案-确定工程总体布置，确定工程占地范围及建设征地丰要指标，选定对外交通运输方案，主体工程施工方案，拟定风电场定员编制，提出工程管理方案，进行环境保护和水土保持设计；编制工程投资估算，项目财务评价和社会效果评价。

1．1．7取得相关支持性文件报发改委核准

项目核准前需要取得的相关支持性文件如下。

(1)省国十资源厅关于凤电场工程项目用地的预审意见。

(2)省电力公司出具的同意井网的复函。

(3)省坏保局出具的五意建设的审批意见。

(4)省水里厅出具的蚓意建设的审批意见。

(5)省地震安全评定委员会出具的建设场地地振动参数复核报告评审意见。

(6)市国十资源局出具的工程项目用地压覆矿产资源证明。

(7)市规划局关于风电场工程选址的审核意见。

(8)县人民武装部出具的项目所占区域无军事设施的证明。

(9)县文化体育局出具的项目所占区域无文物的证明。

(1O)银行出具的同意给项目贷款的函。相关的支持性文件收集齐全后，交咨询单位编入可研，作为可研的附件，可研编制完成后可代项目申请报告报发改委核准。

1．2项目开发过程中存在的问题及建议

1．2．1电网成为阻碍项目开发的难点风电场项目大多在山区，达些地区往往是电网薄弱地区，电网接入难度很大．且目前风电行业发展迅速，电网建设速度已无法满足风电事业的发展，同时其可接入风电容量也是有极限的。因此，如何在有限的电网资源中满足凤电场容量将是决定未来风电开发进度的关键性因素。针对这种形势，建议：一是设专人密切跟踪电网动向，充分取得电网公司支持，目的是多抢占有限的电网资源来满足项目开发的需要。二是根据电网现状合理安排项目开发进度，避免因电网接入原因造成投资商资金过早投入，造成财务费过高。

1．2．2土地成为影响项目核准的的主要因素

伴随国家新的土地政策的不断出台，取得凤电所需的土地指标也已经成为影响风电项目核准的主要因素。据了．解，有的风电项目已经存在因土地指标审批不下来．造成风电项目无法按时核准的事实。建议：一是在当地政府、国土资源局的支持下及早召开听证会，介绍项目情况，积极做工作取得县、乡、村的支持。二是协调县发改局尽早向市里上报风电项目为重点项目，申请用地指标。三是派专人与国土资源局一起紧盯凋规工作．使调规工作尽快落实。因此，土地工作应该引起大家足够的重视，在条件基本具备时及早谋划，不要因为土地向J题影响项目核准。

二、49．5MW风电项目实施 ：49．5MW风电项目实施包括三部分，一是风电项目的工程建设，二是风电项目的运营；三是CDM申请。

2．1风电项目工程建设

风电项目工程建设流程：项目公司成立、勘测设计招标及合同签订、接入系统委托及报告编制评审、监理招标及合同签订、风力发电机组招标及合同签订，塔架招标及合同签订、微观选址及风电场初步设计、初步设计评审及设计方案确定、土地征用、升压站设备招标、风电场升压站施工图设计、施工招标，工程组织实施与管理、监督检查、签订并网调度协议及购售电合同、并网安全性评价、凤机调试试运行。

2．1．1项目公司成立

项目公司组成设总经理1名、副总经理1名，下设开发部、工程部、经营部、综合管理部，安全部、运行维护部，人力资源部。

2．1．2勘测设计招标及合同签订

委托有资质的招标单位负责勘查设计招标，并根据评标委员会的推荐意见确定中标设计的单位，与中标单位签订合同。

2．1．3接入系统委托及报告编制评审

委托设计单位根据可研编制接入系统的实施方案并形成报告，报省电力公司组织专家进行接入系统评审并形成评审意见．咨询单位根据评审意见完善接入系统设计。

2．1．4监理招标及合同签订

委托有资质的招标单位负责监理招标，并根据评标委员会的推荐意见确定中标监理单位，与中标单位签订合同。

2．1．5风力发电机组招标及合同签订

由设计单位编制风机招标技术规范书，委托有资质的招标单位负责风力发电机组招标，并根据评标委员会的推荐意见确定中标监理单位，与中标单位签订合同。

2．1．6塔架招标及合同签订

由设计单位编制塔筒招标技术规范书委托有资质的招标单位负责塔架招标，并根据评标委员会的推荐意她确定中标监理单位，与中标单位签订合同。

2．1．7微观选址及风电场初步设计

投资商组织设计单位和风机设备厂家共同进行微观选址，微观选址是在宏观选址中选定的小区域中综合考虑各方因素如安装，地形地质布置风力发电机组，使整个风电场具有较好的经济效益。设计单位收集的各种资料后可以开展风电场的初步设计。

2．1．8初步设计评审及初步方案确定

委托咨询电位组织专家对设计单位的初步设计进行评审，并出具评审意见。在评审意见确定初步设计方案。

2．1．9土地征用

由县国土资源局申请士地指标，调整规划由县里报市，由市里报省，由省里批到县里，由县国土资源局以划拨或出让方式办理土地证。

2．1．10升压站设备招标

由设计单位编制设备招标技术规范书，委托有资质的招标单位负责升压站设备招标，并根据评标委员会的推荐意见确定中标监理单位．与各中标单位签订合同。

2．1．1l风电场升压站施工图设计

风机设备、升压站设备招标完成后，投资商协调备设备厂家提供资料给设计单位，由设计单位根据厂家资料、接入系统评审意见，初步设计评审意见、可研开展风电场升压站施工图设计工作。

2．1．12施工招标

委托有资质的招标单位负责施工招标，标段划分为风电场标段和升压站标段，投标人资质要求电力工程施工总承包一级及以上，工程报价方式为工程量清单报价。各单位投标后投资商根据评标委员会的推荐意见确定中标单位，并与中标单位签订合同。

2．1．13工程组织实施与管理

工程部负责工程的组织实施与管理，管理采用。小业主、大监理”的模式进行管理。工程部重点负责计划制定落实和外部协调，由监理按照。四控，两管、一协调”来管理现场。

2．1．14监督检查

由省电力质检中心站负责对项目进行监督检查，风电项目监督检查分三次，分别为升压站带电前监督检查、风机基础施工完成后监督检查、风机整套试运后监督检查。

2．1．15签订并网调度协议及购售电合同

投资商准备好各种资料后与省电力公司签订并网调度协议，与省电力公司营销处购售电合同。

2．1．16并网安全性评价

委托咨询单位组织专家对凤电场进行并网前的安全性评价，评价标准采用各电网公司下发的并网安全性评价表。

2．1．17风机调试运行

投资商协调风机生产厂家派调试人员，施工单位配合、运行人员配合共同进行风机的调试运行工作。

2．2风电项目的运营

风电场项目的运营有运行维护负责管理．所需人员由人力资源部负责招聘，主要包括人员配置，岗位培训、管理制度建立、设备技术档案交接、正式运营。

2．2．1人员配置

风电场一般配置14人，其中场长1人、副场长1人．主值2人．运行人员6人、维护人员4人，分两班运行。

2．2．2岗位培训

风电场的生产人员必须经过安全教育、岗位技术培训、风电的专业基础知识培训．取得相关合格证后方可上岗工作。特种作业人员，必须经过国家规定的专业培训。持证上岗。培训内容主要包括：包括：调度规程、运行规程、安全规程。电气设备、工具使用及注意事项，安全带，安全帽使用等。

2．2．3管理制度建立

风电场的生产人员在升压站开始设备安装前进入凤电场开始实习，在设备安装过程中全程跟踪，熟悉设备情况，由运行维护部组织生产人员编制安全生产规章制度。

2．2．4技术资料档案交接

在工程完工后，由工程部组织把工程中的技术资料档案对生产人员进行交接。技术资料主要包括：厂家设备资料、竣工图纸及变更、监理资料、施工单位质量资料。

2．2．5正式运营

在工程竣工交接后，有生产人员接管设备，由生产人员上报安全报表、生产报表．运行记录、检修记录、设备台帐、设备缺陷记录表等表格。在设备运行过程中，严格执行操作票制度。

2．3 CDM申请

CDM的核心是工业化国家通过提供资金和技术的方式，与发展中国家合作，在发展中国家实施具有温室气体减排效果的项目，项目所产生的温室气体减排量用于工业化国家履行《京都议定书》的承诺。由于属于风电项目清洁能源，项目所产生的温室气体减排量可卖给工业化国家产生经济效益。

CDM的申请过程：CDM项目识别和寻找国外合作伙伴·项目设计文件PDD开发，碳减排量交易商务谈判。向国家CDM审核理事会申请行政许可、国家组织专家评审和CDM审核理事会审批-国际报批：合格性审定，新方法学审批，登记注册(DOE。EB介入)，项目实施和监测；减排量核证(DOE介入)。减排量登记和过户转让(EB介入)-收益提成(EB介入)。

2．4风电项目实施过程中存在的问题和建议

2．4．1征地补偿问题引起村民阻挠施工，严重应工程进度质鼍风电场占用土地的特点是。分散”，所用土地覆盖的范围很广涉及到的农户很多，而因为征地补偿不到位或者因对补偿面积价格不满意，农民在施工的关键时刻，例如风机基础混凝土浇筑施工，风机吊装过程中阻挠施工，严重影响工程进度质量，并给项目带来巨大损失。

建议：及早签订征地补偿协议，征地补偿款按时打给政府。督促政府逐级下拨征地补偿款到农户手中。积极依靠当地政府和村干部给村民做好解释工作。在有条件的情况下积极为村里村民办一些好事、实事，取得村民的信任和理解。

2．4．2施工单位人员结构和管理方式影响工程进度

由于施工单位都有比较好的施工业绩，干过的大工程较多，对风电项目没有引起足够的重视，导致风电项目人员配备不齐、人员素质不高，车辆配置不能满足要求，管理方式上对许多施工项目进行了分包且分包队伍素质较差，麦收秋收事施工人员流失严重，较大的影响了工程进度和质量。

建议：合同谈判时，要多方了解施工单位情况，选择素质高的人员担任项目经理。对施工单位的组织机构和人员安排，车辆安排严格按投标文件上承诺进行要求。严格审查施工单位的分包队伍资质，杜绝工程以包代管现象的出现。在麦收秋收前安排详细的施工计划并策，确保人员流失不影响工程。

2．4．3施工道路质量成为影响工程进展的原因

在凤电项目开发之前，往往没有道路通往风机位，这些道路都是新修，由于道路大多都是业主修建且承担大型设备运输，据了解，在道路路基较软的情况下，修建标准较高的道路将投人巨大，而修建标准太低，雨雪天气过后将停滞很长时间不能施工，施工单位往往因为道路原因造成窝工，并给业主提出索赂。在某些时段，道路成了影响了工程进展的主要因素。

建议：道路修建在招标时含在风电场标内承包给施工单位．可避免因施工道路造成纠纷和索赔。结合工程工期，成本核算确定道路修建的质量，设备运输和吊装可安排在冬春季(冻士层)土地开化前完成，道路质量满足基础混凝土施工即可。

2．4．4合同纠纷成为影响结算的主要问题

由于凤电场地质条件复杂，在风机基础开挖时往往造成开挖标高超过设计标高，这就造成一方面土方开挖量增加，另一方面造成混凝土垫层工作量增加很多，而合同中往往没有明确约定这部分费用由谁承担，是施工单位和业主争论的影响结算的主要问题。

建议：考虑到地质条件复杂。控制精确的开挖深度有一定困难，为了降低施工单位和业主方的投入，可在合同中约定超挖的土方量由施工单位承担，增加的垫层工作量由双方分摊。要求监理在开挖范围内测量至少40点，去掉2点最高点和2点最低点，剩余数值取平均值，基本能够反映现场实际情况。

3结语

篇7：风电开发利用的商业计划书

中国风能资源十分丰富。根据国家气象局的资料，中国离地10米高的风能资源总储量约32.26亿千瓦，其中可开发和利用的陆地上风能储量有2.53亿千瓦，50米高度的 风能资源比10米高度多一倍，为5亿多千瓦;近海可开发和利用的风能储量有7.5亿千瓦。

风电开发利用现状

中国风能资源丰富的地区主要分布在东北、华北、西北地区，包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏和新疆等省(市、自治区)近200公里宽的地带;东南沿海及 其附近岛屿，包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等省(市、自治区)沿海近10公里宽的地带;内陆个别地区由于湖泊和特殊地形的影响形成的一些 风能丰富点和东部近海地区。

尽管资源比较丰富，但中国风能资源分布与电力需求仍存在不匹配的情况：东南沿海地区电力需求大，风电场接入方便，但沿海土地资源紧张，可用于建设风电场的 面积有限;东北、华北、西北地区风力资源丰富，可用于建设风电场的面积较大，但电网建设相对薄弱，且电力需求相对较小，需要将电力输送到较远的电力负荷中心。

海上风能资源丰富且距离电力负荷中心很近。随着海上风电场技术的发展成熟，发展这种技术在经济上比较可行，因此发展前景良好。

具体来说，中国大型并网风电场经历了三个阶段的发展：

1986～1993年为初期示范阶段。主要是利用贷款建设小型示范风电场，政府主要给予资金方面的扶持，如投资风电场项目和风力发电机组的研制。

1994～2003年为产业化阶段。1994年，中国原电力部规定电网管理部门应允许风电场就近上网，并收购全部上网电量，上网电价按发电成本加还本付息、合理利润的 原则确定，高出电网平均电价部分的差价采取均摊方式，由全网共同负担，电力公司统一收购处理。这一政策促进了风电产业的发展。但是随着电力体制的改革，还本付 息的电价政策停止执行，过高的成本阻碍了风电产业的发展。

自2003年开始为规模化、国产化阶段。国家发改委于2003年组织了全国风能资源评价和风电场选址工作，这一举措有效避免了盲目开发风电，为国内风电产业的有序 发展提供了有力的指导。

2005年，全国人大常委会通过了《中华人民共和国可再生能源法》，该法于2006年1月1日起实施。有了法律的保障，可再生能源的投资风险初步降低，投资者投资风 电产业的热情提高。

随后，国家又相继出台了一系列发展风能发展的政策措施，为风电制造的发展进一步扫清了障碍，中国风电产业显示出前所未有的良好发展势头。

风电设备制造技术发展趋势

风电机组制造是风电场建设的重要环节。目前，一方面由于风电项目规模较小、规模化效应不明显，使得国内风电产业投资构成中除风电设备外的其他费用所占比例 较大;另一方面是风电机组的价格较高，在很长一个时期内风电机组主要依赖于进口。因此，要降低风电建设的费用，一方面要扩大风电建设规模，另一方面需要解决风 电设备制造国产化的问题，大力发展国产风机。

中国风电机组技术开发较早，但发展较为缓慢。中国第一台200千瓦风电机组的研制始于1984年。总体来说，当时中国风电机组的研发还处于跟踪和引进国外先进技术 的阶段。

国产风电设备真正从科研走向市场，是从1997年国家“乘风计划”的支持开始的。先进、主流的风电技术主要掌握在丹麦、西班牙、印度等国家的企业手上，中国主 要通过支付技术转让费购进全套制造技术、与国外公司合资生产、与国外设计公司联合开发等方式引进风机技术，同时进行自主研究试制。

风电设备制造技术的发展趋势是单机大容量、变桨矩、变速恒频、直驱式。目前国外主流风电机组已达到兆瓦级，采用的是变桨变速的主流技术。中国国内风机整机 制造企业已基本掌握的是兆瓦级以下风机机组的制造技术，技术类型为定桨定速技术，只相当于发达国家10年前的主流机型和技术。

随着《中华人民共和国可再生能源法》的实施，风电产业迎来了高速发展时期。国际风电市场也是如此，风电机组设备及其零部件供不应求。

根据中国可再生能源中长期发展规划，2010年将建成500万千瓦风电机组，2020年达到3000万千瓦。按照每千瓦设备造价6000～7000元的估计，2006～2010年平均每年 约有50亿元的市场份额，年均增速超过30%;2010～2020年平均每年约有150亿元的市场份额，年均增速超过20%。在国家政策的鼓励下和巨大市场需求的刺激下，目前国内有越来越多的企业已经或正准备进入风电机组制造业。为降低生产成本，使产品更具竞争力，同时符合中国 政府对风电项目70%国产化率的政策要求，一些国际风电设备制造巨头也纷纷在中国投资建厂。今后，国内风电设备市场在国内企业之间、国内企业与外资企业之间的竞争 会更加激烈。

风电开发利用项目商业计划书的基本框架大体如下：

第一部分 项目摘要

这一部分主要应说明项目发起的背景、投资的必要性、投资理由及项目开展的支撑性条件等等。

一、公司简单描述

二、公司的宗旨和目标

三、公司目前股权结构

四、已投入的资金及用途

五、公司目前主要产品或服务介绍

六、市场概况和营销策略

七、主要业务部门及业绩简介

八、核心经营团队

九、公司优势说明

十、目前公司为实现目标的增资需求：原因、数量、方式、用途、偿还

十一、融资方案(资金筹措及投资方式及退出方案)

十二、财务分析

1、财务历史数据

2、财务预计

3、资产负债情况

篇8：夏津县风电开发协议

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》《企业投资项目核准暂行办法》，特制定本办法。

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，中国风力发电网提供。

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 本办法由国家能源局和国家海洋局联合发布，自发布之日起施行附报道：

我国出台海上风电开发建设管理办法规范海上风电建设

新华网北京２月９日电（记者胡浩）记者９日从国家海洋局了解到，国家能源局、国家海洋局日前联合下发《海上风电开发建设管理暂行办法》，规范海上风电建设，以促进海域空间资源合理利用，强化海洋生态环境保护，引导海上风电健康、持续发展。

据了解，该办法共十章三十八条，规定了海上风电发展规划编制、海上风电项目授权、海域使用申请审批和海洋环境保护、项目核准、施工竣工验收和运行信息管理等各个环节的程序和要求。该办法明确，国家能源局和国家海洋局作为全国海上风电开发建设管理的行政管理部门，按照各自的职能，对沿海多年平均大潮高潮线以下海域以及在相应开发海域内无居民海岛上的海上风电项目实施管理，并在海上风电规划编制、项目核准、施工等阶段做好管理衔接。

办法规定，海上风电建设应当坚持先编制发展规划，以规划为指引，再开展具体项目建设的原则。海上风电发展规

划分为全国和沿海各省（区、市）海上风电发展规划两个层级。全国和沿海各省（区、市）海上风电发展规划应当符合全国和沿海各省（区、市）海洋功能区划，与全国可再生能源发展规划、海洋经济发展规划相协调。国家能源局统一组织全国海上风电发展规划编制和管理，并会同国家海洋局审定沿海各省（区、市）海上风电发展规划。沿海各省（区、市）能源主管部门在组织编制本行政区域海上风电发展规划时，同级海洋行政主管部门应当对规划提出用海初审意见和环境影响评价初步意见。

办法中提出，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。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。使用无居民海岛建设海上风电，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。