上网电量=项目实际发电量-电厂自用电及线损电量=项目电场理论预测发电量-电网调度弃电量-电场自用电及线损电量（即：项目实际发电量=项目电场理论预测发电量-电网调度弃电量）

　　因此，项目上网电量的影响因素主要有风力资源、弃风限电等因素。其中，风资源存在客观上的波动性。风资源较多的年份，风电场可发电的小时数更多，理论发电能力较强。但由于风资源呈现地区性，这类年份通常会出现区域内风电企业同时集中出力的局面，此时，项目所在区域电网一般会下达限电指令控制风电场的实际发电量。故风电场历史风资源较高的年份，限电率较高，但实际上网电量仍然保持整体稳定，甚至较其他年份出现提升，未因当年限电率高导致上网电量大幅下降。

　　根据项目风电场记录数据，风电项目 2017 年—2024 年6 月平均风速在6.14m/s-6.72m/s 之间波动，近 7 年年均风速为 6.44m/s；恒润一期风电项目2020年—2024 年 6 月平均风速在 6.31m/s-7.96m/s 之间波动，近4 年年均风速为7.08m/s。其中，2022 年、2023 年风资源相对一般，两个项目发电量略小；2021年风资源相对较好，两个项目发电量也相对较好。

　　因地区新能源消纳问题，华晨风电项目 2017 年—2020 年弃风限电率均在10%以上，对上网电量带来一定影响；2021—2023 年期间弃风限电率明显改善，平均弃风限电率约为 3.9%，上网电量得到有效保障。恒润一期风电项目2017年以来弃风限电率均处于较低水平；2020 年后，弃风限电率进一步下降，各年弃风限电率均在 3%以下。

　　同时得益于较好的风资源条件，两项目历史上网电量表现整体相对较为平稳。历史发电量虽有波动但整体平稳。两个项目均位于一类风能资源区，整体呈现出风向稳定、连续性强、无破坏性台风和飓风影响等特点，虽然历史发电量存在一定的年际变化和波动，但总体呈平稳状态。

　　因此，取近四年上网电量的算术平均数作为评估测算预测期内上网电量基准值具有较好的历史数据支撑以及合理性。少有因极端天气影响风机正常运行。固阳县（华晨风电项目所在地）全年平均气温为 7.2℃，乌兰察布（恒润一期风电项目所在地）全年平均气温为4.3℃，两个项目极少出现因高温、低温、暴雪、沙尘、飓风等极端天气影响风机正常运行或影响发电量的情形。

　　根据华晨风电项目的《内蒙古华晨新能源有限责任公司固阳红泥井100MW风电项目可行性研究报告》以及固阳县气象站 1984～2013 年地面10m高度风速资料，项目所在区域固阳县项目建设前 30 年历史风速变化总体较为平稳，固阳县地面 10m 高度平均风速年际变化在 1.9～2.5m/s 之间；1984～2013 年近30年平均风速约 2.3m/s，1994～2013 近 20 年平均风速约2.2m/s，2004～2013年近 10 年平均风速为 2.1m/s。1984—2013 年历史观测数据（详见下图）显示，固阳县风速年际变化较小，风力资源稳定性较好。

　　根据恒润一期风电项目《内蒙古送变电察右中旗风电场49.5MW工程可行性研究报告》以及项目所在区域察右中旗气象站 1959～2008 年的地面10m高度年平均风速统计数据，在 1989～2008 年时间段内地面10m高度年平均风速趋于平稳，表明 1989—2008 年期间察右中旗整体风力资源较为稳定。

　　综上，项目并网发电以来历史运营数据以及项目所在区域气象站年平均风速观测数据显示，两项目所在旗县区域历年风速整体变动平稳，年际风速变化幅度不大。基础设施项目所在地风力资源相对稳定，弃风限电情况逐步改善，且历史运营期未发生影响发电量的极端情况。

　　华晨风电项目和恒润一期风电项目均位于蒙西电网覆盖范围。项目每月所发电量扣除厂用及线损后并入蒙西电网，形成上网电量向蒙西电网出售。

　　每月上网电量即为每月售电量。华晨风电项目和恒润一期风电项目自投入运营以来，各年度发电量总体上呈平稳态势，波动相对较小。

　　2024 年 3 月 18 日，国家发改委发布的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第15 号）从保障性收购、市场交易、临时调度三个方面，详细规定了电网企业、电力调度机构、电力交易机构等电力市场成员在全额保障性收购可再生能源电量方面的具体责任；并明确了“电网企业、电力调度机构、电力交易机构等应按照国家相关政策要求，组织可再生能源发电企业、售电企业和电力用户等电力市场相关成员，按照相应的分工完成可再生能源电量全额保障性收购工作。”

　　此外，电网企业、电力调度机构、电力交易机构未按规定收购可再生能源电量造成可再生能源发电企业经济损失的，应承担赔偿责任，并由电力监管机构责令限期改正；拒不改正的，电力监管机构可处以可再生能源发电企业经济损失额一倍以下的罚款。管理人认为该办法的出台，为入池项目发电量全额上网提供了强有力的政策保障，从一定程度上降低了其无法全额上网的风险。

　　入池项目上网电量=项目实际发电量-电厂自用电及线损电量=项目电场理论预测发电量-电网调度弃电量-电场自用电及线损电量。华晨公司、恒泽公司均接入蒙西电网，接受内蒙古电力（集团）有限责任公司（蒙西电网）的统一发电调度，在经营期由于调峰或其他原因影响，电场发电量存在一定的弃风限电情况。华晨风电项目及恒润一期风电项目所在地包头、乌兰察布具备较好的产业基础和增长前景，是内蒙古地区电力负荷集中、增速也较快的区域。

　　2022 年全年，蒙西电网全域内售电量排名前二的为乌兰察布供电公司、包头供电公司，售电量分别为 532.81 亿千瓦时、517.20 亿千瓦时，分别同比增长9.77%、17.13%；2023 年全年，蒙西电网全域内售电量排名前二的为包头供电公司、乌兰察布供电公司，售电量分别为 702.83 亿千瓦时、607.02 亿千瓦时，分别同比增长 35.89%、13.93%。包头和乌兰察布的用电负荷增长有利于本项目的弃风限电情况的改善。

　　华晨风电项目及恒润一期风电项目自并网以来发电稳定。华晨风电项目2021 年-2023 年弃风限电率分别为 5.54%、2.29%、3.76%，恒润一期风电项目2021 年-2023 年弃风限电率分别为 1.81%、0.64%和 1.29%，项目端限电率随着近年来内蒙地区加大新能源消纳能力的推进呈下降趋势。风资源存在客观上的波动性。

　　风资源较多的年份，风电场可发电的小时数更多，理论发电能力较强。但由于风资源呈现地区性，这类年份通常会出现区域内风电企业同时集中出力的局面，此时，项目所在区域电网一般会下达限电指令控制风电场的实际发电量。故风电场历史风资源较高的年份，限电率较高，但实际上网电量仍然保持整体稳定，甚至较其他年份出现提升，未因当年限电率高导致上网电量大幅下降。

　　综上，政策层面入池项目作为可再生能源，根据国家发改委及相关监管部门政策要求，项目发电量全额上网具有政策保障基础；实际运营过程中，华晨风电项目及恒润一期风电项目受蒙西电网统一调度等系统性因素以及电力市场交易未出清、厂用电、线损等市场因素影响存在一定的弃风弃电情况。

　　随着蒙西电网电力市场化改革的不断深入推进，全国统一电力市场加快建设，项目所在的蒙西地区特高压外送线路、抽水蓄能、电化学储能、大范围火电机组灵活性改造等项目陆续启动建设，可有效地平抑新能源发电波动性，进而推动蒙西地区新能源项目消纳水平的提高，有利于入池项目长期稳定运营。

　　根据《国家发展和改革委员会、国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150 号），2016 年内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区的保障性收购利用小时数为 2000 小时/年，即华晨风电项目所在地包头市和恒润一期风电项目所在地乌兰察布市的保障电量为机组容量×2000 小时。随着电力市场化改革不断推进，自 2019 年起至 2024 年上半年，蒙西地区风电项目保障性收购利用小时数逐渐下调至 300 小时/年。

　　电力市场化改革影响下，因上述电力交易政策调整，入池项目保障电量逐步降低。入池风电项目保障性收购利用小时已自 2016 年的2000 小时/年下降至2024 年的 300 小时/年。

　　2021 年-2024 年 6 月，华晨风电项目、恒润一期项目的保障电量占上网电量比例呈现明显的下降趋势，至 2024 年 6 月，两项目的保障电量占上半年总上网电量的比例约在 10%左右。2022 年 1 月 18 日国家发展改革委、国家能源局公布了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118 号），文件指出，到2025 年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成；到2030 年，全国统一电力市场体系基本建成，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置的总体目标。

　　根据两个项目历史年度保障电量的占比的变化情况、目前电力市场化改革的政策要求，蒙西地区新能源发电项目保障电量的变化方向较为明确，整体将呈现逐年减少的趋势；故审慎预测入池项目保障电量将随着相关政策调整阶梯式下降至 0，即 2024 年—2026 年保障性收购利用小时数为300，2027—2029年保障性收购利用小时数为 150，2030 年及之后保障性收购利用小时数为0。

　　入池项目的保障电价，最初为燃煤标杆电价，后根据新能源风险防范补偿系数的变化，有所下调。可分为以下两个阶段：一是保障电价等于燃煤标杆电价阶段。2022 年之前，基础资产保障电价等于燃煤标杆电价阶段。根据《内蒙古自治区发展和改革委员会关于合理调整电价结构有关事项的通知》（内发改价字〔2017〕954 号）规定，入池项目保障电价确定为每千瓦时 0.2829 元（含税，含脱硫、脱硝和除尘）。

　　该阶段入池项目保障电价均为每千瓦时 0.2829 元。二是保障电价考虑新能源风险防范补偿系数阶段。自2022 年开始，保障电价需考虑新能源风险防范补偿系数。

　　根据《关于做好2022 年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内工信经运字〔2021〕472 号）、《关于做好 2023 年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内工信经运字〔2022〕472 号）、《关于做好 2024 年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕55 号）、《内蒙古自治区能源局关于调整优化 2024 年蒙西电力市场交易机制的通知》（内能源电力字〔2024〕206 号）等文件，保障电价需考虑新能源风险防范补偿系数，即保障电价=燃煤标杆电价*（1-新能源风险防范补偿系数），其中，上述政策分别规定，2022年新能源风险防范补偿系数为 10%；

　　2023 年新能源风险防范补偿系数为15%；2024 年 1-3 月，新能源风险防范补偿系数为 25%；2024 年4 月，为进一步维护新能源发电价格在平稳区间运行，新能源风险防范补偿系数进一步调整为20%。

　　电力市场化改革对本项目的影响已较为充分。一是保障电量方面，华晨风电项目及恒润一期风电项目保障电量占上网电量比例分别仅10%和13%；保障电量在项目的售电结构中占比较小，其可能的波动对整体售电收入影响有限；二是保障电价方面，根据蒙西地区电力交易相关政策，入池两项目的保障电价较当地燃煤标杆电价仍下浮 20%，为 0.2263 元/kW·h。

　　保障电价因新能源风险防范补偿系数的调整，自2021 年起至2024 年3月逐步下降，2024 年 4 月后因《内蒙古自治区能源局关于调整优化2024 年蒙西电力市场交易机制的通知》（内能源电力字〔2024〕206 号）对新能源风险防范补偿系数的调整而回升。内蒙古自治区能源局及内蒙古电力交易中心相关负责人在 2024 年 4 月 7 日的发布会上对《通知》进行了解读，蒙西电力市场此次优化调整是在国家和自治区相关要求的框架下进行的，主要目标是“保量”“平稳”。

　　管理人及评估机构认为内蒙古自治区政府通过保障电价相关机制的优化调整，致力于引导新能源发电价格在合理区间运行，稳定新能源市场预期。结合上述政策变化调整导向，在评估测算中未来入池项目保障电价以2024 年二季度保障电价的数值为基准预测期内保持不变。

　　上网电量=保障电量+市场交易电量。因此，华晨风电项目及恒润一期风电项目其市场交易电量为上网结算电量与保障发电量的差值，即超出保障电量的发电量全部参与市场化交易。在电力市场化改革影响下，入池项目保障电量逐步降低，保障性收购利用小时已自 2016 年的 2,000 小时/年下降至2024 年的300 小时/年，因此，市场交易电量占上网电量比重逐步提升。

　　入池项目的市场交易电价，根据蒙西电网相关电力交易政策变化而调整变化，大体可分为以下两个阶段：一是 2017 年 8 月-2022 年 5 月。2017 年 8 月国家发展改革委和国家能源局印发了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453 号），启动了 8 个地区的电力现货试点建设工作，蒙西地区为试点地区之一。

　　针对蒙西电力市场的独特性，蒙西电力市场确定了“中长期为主+现货交易为补充”的发展模式。蒙西电力市场规则体系总体架构充分适应内蒙古自治区资源经济禀赋和产业结构布局。在中长期交易物理执行基础上，通过中长期交易电量日分解机制实现中长期交易和现货交易的有效衔接，以“发电侧单边竞价，系统边际出清”模式实现系统优化运行。该阶段期间，入池项目市场交易电价较批复电价（燃煤标杆电价）已出现明显下降。二是 2022 年 6 月以来。

　　2022 年，国家发改委、能源局下发了《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》〔2022〕129 号文件，蒙西地区作为国家第一批现货试点地区，正式开展电力现货结算试运行。同年6 月1 日，蒙西电力现货市场进入连续结算试运行阶段。此后，蒙西电网电力市场改革不断推进，其电力交易政策（如表 12-8 所述）随之调整。

　　2024 年2 月，内蒙古自治区能源局出台《关于做好 2024 年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕55 号）文件，规定“享受可再生能源补贴风电组织单边竞价交易，由用户侧报量报价、发电侧报量接受价格。即新能源发电场站参与中长期电量交易，在校核电站发电能力后，采用用户侧单边竞价、边际出清模式开展，发电企业报量不报价，作为出清价格接受者。”

　　历史运营数据表明，入池项目市场交易电价随蒙西电网相关电力交易政策调整而发生明显变动，两项目市场交易电价差异逐步减小，整体趋势为波动企稳。其中，2024 年二季度，平均市场交易电价同比其他年度出现了企稳回升。主要原因为：

　　一是按照蒙西电网 2024 年电力交易规则，一季度入池项目根据《内蒙古自治区能源局关于做好 2024 年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕55 号）文，新能源风险防范比例按75%至120%执行；

　　2024 年初，在内蒙古自治区出台新一轮电力市场交易规则，2024年一季度，电价呈现下行趋势，因下行的电价给新能源发电企业带来较大的经营压力，根据重新修订后的本年度电力市场交易规则，二季度根据《内蒙古自治区能源局关于调整优化 2024 年蒙西电力市场交易机制的通知》（内能源电力字〔2024〕206 号）文，入池项目享受的新能源风险防范比例按照80%至 115%执行。新能源风险防范系数下限的调增，对保障电价及市场交易电价均产生积极影响。

　　二是蒙西电网正式启动绿电交易试点，入池项目绿色价值开始在收入中体现。2024 年 3 月起，内蒙古电力多边交易市场首次启动绿色电力交易，根据《内蒙古电力多边交易市场绿色电力交易实施细则（试行）》（以下简称“内蒙古绿电交易细则”），将绿电交易纳入中长期电力交易范畴。根据《内蒙绿电交易细则》第五章第二十二条：“市场初期，暂定绿电交易环境价值不得低于 1 元/兆瓦时，不得高于 31.5 元/兆瓦时，后期根据市场运行情况适时调整。”

　　根据华晨风电项目、恒润一期风电项目提供的2024 年度4月-6 月《电费结算单》，绿电交易平均电价大约为28 元/兆瓦时，提高了企业发电收入。另外，根据《内蒙绿电交易细则》第八章第三十三条：本细则自发布之日起施行，执行中如遇重大问题，及时报告自治区电力市场主管部门和监管部门。

　　2021 年-2024 年上半年华晨风电项目售电收入分别为13,299.94 万元、11,334.10 万元、11,498.98 万元、4,761.57 万元；恒润一期风电项目售电收入分别为 6,058.80 万元、5,399.37 万元、4,569.14 万元、1,935.98 万元。华晨风电项目市场交易收入占电网结算收入比例相对较高，2024 年上半年已达到84.89%，且市场交易电价逐年提升，因此售电收入更具韧性，于2023 年企稳回升；恒润一期风电项目售电收入近三年下降的原因，主要由保障性收购利用小时数下降所致。2024 年上半年恒润一期风电项目市场交易收入占电网结算收入比例为 80.80%。

　　整体来看，华晨风电项目及恒润一期风电项目市场交易收入占比逐年提高，上网电量、市场交易电价等核心指标保持稳健。

　　完整版可行性研究报告依据国家部门及地方政府相关法律、法规、标准，本着客观、求实、科学、公正的原则，在现有能够掌握的资料和数据的基础上，主要就项目建设背景、需求分析及必要性、可行性、建设规模及内容、建设条件及方案、项目投资及资金来源、社会效益、经济效益以及项目建设的环境保护等方面逐一进行研究论证，以确定项目经济上的合理性、技术上的可行性，为项目投资主体和主管部门提供决策参考。

　　此报告为摘录公开部分。JN江南官网定制化编制政府立项审批备案、国资委备案、银行贷款、产业基金融资、内部董事会投资决策等用途可研报告可咨询思瀚产业研究院。返回搜狐，查看更多