海上风电场项目风电机组及附属设备采购技术方案

目录

六、投标机型适用性分析.............................................................1

1投标机型信息......................................................................1

2资源分析.........................................................................3

2.1项目概况.....................................................................3

2.2附近气象站分析..............................................................5

2.3测风资料分析................................................................6

3风机选型........................................................................12

3.1风场IEC等级...............................................................12

3.2风资源软件..................................................................12

3.3风机布局...................................................................12

3.4风机轮毂高度选择...........................................................13

3.5机组安全性.................................................................13

3.6投标发电量..................................................................14

3.7经济性评价..................................................................14

4供货能力分析....................................................................18

5总结............................................................................19

七、投标技术方案..................................................................21

1总贝!1...................................................................................................................................................................21

2供货范围及交货进度..............................................................22

3技术标准........................................................................31

4风机技术性能....................................................................34

4.1投标机组技术简介............................................................34

4.2风轮系统....................................................................35

4.3机舱系统....................................................................39

4.4发电系统....................................................................46

4.5监控系统....................................................................54

4.6雷电保护...................................................................61

4.7涉网安全技术要求............................................................75

4.8其他要求....................................................................86

4.9塔架........................................................................88

4.10螺栓.......................................................................92

4.11噪声水平...................................................................92

4.12升压变、环网柜.............................................................92

5技术资料及交付进度..............................................................98

6风机设备运输专项条款............................................................99

第一部分路勘报告...............................................................99

第二部分风机设备海运方案......................................................117

7风机安装完成后的运维及售后服务.................................................128

8附件...........................................................................135

附件W-1功率曲线和可利用率保证值的计算方法....................................135

附件W-2明阳智能开展的几项准备工作.............................................137

附件W-3风资源报告及机组选型方案..............................................144

附件IV-4主要参数指标表........................................................145

附件IV-5风电机组调试方案......................................................150

八、监造、检验和性能验收试验.....................................................169

九、技术服务和设计联络...........................................................174

十二、塔筒设计方案和技术方案.....................................................181

十三、投标人提供的其他文件和资料.................................................187

六、投标机型适用性分析

1投标机型信息

表1投标机型相关适应性信息（中闽福建莆田平海湾风电场）

型号单位机型一备注

风机制造商我司

叶轮直径m155

额定功率kW5500

风机台数台20

推荐轮毂高度m100

机型

可选轮毂高度m100、105

切入风速m/s3

额定风速m/s10.1

切出风速m/s28

再切入风速m/s23

设计使用寿命年25

如非按IEC

61400-1

IEC类型（安全等级）IECIB（2005版）

标准设计，请

注明。

空气密度kg/m31.1944

最大年平均风速m/s10

适用

最大威布尔尺度参数，Am/s—

气候

威布尔形状参数，k-—

条件

50年一遇最大风速m/s50

50年一遇极大风速m/s70

维护时最大风速m/s10

最大湍流强度Iref0.14

最大入流角01

最大风切变指数，a0.14

叶轮上下沿风向角度差—

1

ECDModel

O

风向最大标准偏差[180*for<4m/s

Ik

常温机组运行最低温度-10

常温机组运行最高温度℃40

常温机组生存最低温度℃-20

常温机组生存最高温度℃50

多年极端最低气温低于

采用低温机组条件

-20℃

最大相对湿度%100

设计认证时间2017年4月20日

设计认证机构北京鉴衡认证

正在测试，我司承诺在2018

型式认证时间

年2月底前提供。

型式认证机构北京鉴衡认证

正在测试，我司承诺在2018

低穿测试报告时间

年2月底前提供。

认证低穿测试报告机构中国电力科学研究院

及测设计评估复核时间长期有效，无需复核

试

设计评估复核机构长期有效，无需复核

电能质量测试报告时间

电能质量测试报告机构

功率曲线测试报告时间

正在测试，取得后提供。

功率曲线测试报告机构

噪声测试报告时间

噪声测试报告机构

累计订单业绩台2

业绩累计吊装业绩台交货中

累计250h业绩台/

2

2资源分析

2.1项目概况

2.1.1地理位置

福建省莆田平海湾海上风电场位于莆田平海湾，西邻平海半岛，北临南日岛，

中心距离平海镇约10km,规划总面积248.2km,规划容量1500MW,分A~F六个区

域，一次规划，分期开发。平海湾海上风电场已列入福建省海上风电场工程规划

场址，并且是福建省政府同意开展前期工作试点的三个示范项目之一。莆田平海

湾海上风电场二期项目列入《全国海上风电开发建设方案(2014-2016)》，风电

场位于B区和C区部分区域，经初步比选，计划布置单机容量5MW的风力发电机

组共50台，总装机容量约250MW,本次招标C区布置的24台，装机容量不大于

130MWo场址规划范围见下图1：

图1莆田平海湾海上风电场平面布置示意图

2.1.2地形地貌

区内为沿海侵剥蚀丘陵、滨海海积平原、海积海岸以及海底阶地地貌，地形

总体呈西高东低态势。区内海岸以平原堆积岸为主，自北向南发育兴化湾、湄洲

湾，及南日岛、湄洲岛。近海地形地貌较为复杂，10m及20nl等深线既内凹于两大

海湾又包络两大海岛，地形完整性较差。

2.1.3交通条件

3

莆田市地处福建沿海中部，交通便利，有着较发达完善的公路、铁路和水运

等对外交通运输体系。

（1）公路条件

莆田市已形成以沈海高速公路、福厦公路（G324国道）及省道S202、S306线

为主框架，以县乡公路为干线的四通八达的交通运输网络。

莆田市公路网“十二五”期间将形成以“五纵三横”主干线公路为主骨架，

县域干线公路网为补充，以农村道路网为基础，三个层次的公路网络布局。“五

纵三横”是贯通莆田市辖区内各县区、连通沿海重要港口、沟通莆田与周边地区

的重要通道。

县道X224线从秀屿黄石始至城头镇石城码头。县道X214线从秀屿笏石始经

城头镇至平海镇。秀屿港至省道S202线为秀屿疏港路，为56米宽二级公路。东

吴疏港公路（城港大道二期）宽36米，为二级公路。石城疏港公路道路路基宽30m

路面宽24m。

目前对外交通可通过现有公路与外界相通。公路路线走向主要有220kV升压

变电站（平海镇石井村）一城头镇一秀屿区一莆田互通，长37km；石城码头一壕

头镇一秀屿区一莆田互通，长39km；东吴码头~东埔镇一秀屿区一莆田互通，长

35km。莆田互通-福州，全程107km；莆田互通-厦门，全程169km莆田互通一沈

海闽浙分界，全程317km；莆田互通—沈海闽粤分界，全程332km。东吴码头一东

埔镇一秀屿区一莆田互通，长35km;斗尾修造船厂一斗尾疏港高速，长9km；斗尾

疏港高速f泉州，长51km；斗尾疏港高速一莆田互通，长94km。

（2）铁路

境内目前有福厦高速铁路经过，福厦铁路为是全国“八纵八横”的铁路网骨架

之一，系国家一级双线电气化铁路。向莆铁路已建成通车。湄洲湾港口铁路支线

己经开工建设，湄洲湾港口铁路支线直达东吴港区。

（3）水路

1）莆田港

莆田港分布于兴化湾北岸、湄洲湾北岸等深水港湾，港口交通便利，公路经

秀屿高速支线与324国道及沈海高速公路连接。莆田港包括秀屿港区的秀屿作业

区、莆头作业区、石门澳作业区；东吴港区的东吴作业区、罗屿作业区；湄洲港

区、三江口港区、枫亭港区。拥有码头岸线1939米，3000吨级以上的泊位9个、

4

万吨级以上的深水泊位7个，最大靠泊能力为10万吨级。

秀屿港区目前拥有10万吨Lng专用码头1座、5万吨级多用途码头1座，1

万吨级杂货码头1座、3千吨级码头2座，1千吨级码头2座。秀屿港已辟为国家

一类口岸和台轮停靠点，开通了秀屿至香港集装箱定期班轮，实现与26个国家和

地区41个港口通航。秀屿港区距离项目区60km。

东吴港区目前拥有50000级驳船码头3座，8000吨级驳船码头1座，2500吨

级码头1座，距离项目区33km。湄洲港区拥有3000吨级客运码头1座。距离项目

区49kmo

2）福州港

福州港的江阴港区位于福清市江阴镇壁头村南端的兴化湾内，规划岸线14.6

公里，规划建设55个泊位，最大泊位为25万吨级。目前江阴港区已建成1个滚

装码头，5个5万吨级集装箱码头和国电配套7万吨级煤码头。

3）泉州港

泉州港的湄洲湾南岸港区（沙格、鲤鱼尾作业区），现已建成投产5万吨多

功能码头1座、5万吨煤码头1座、10万吨原油化工码头2座、5000t成品油码头

1座。

4）其他码头

斗尾修造船厂位于湄洲湾南岸东吴港正对面，正在进行大规模的开发建设，

已建成30万t泊位多个，均采用硅沉箱，承载力可以满足风电吊装要求。斗尾修

造船厂距离项目区45km。

石城渔港码头位于石城轮渡北码头东面，与工程所在区域相邻。该渔港建有

3000t级码头岸线126m,600t级码头岸线205m,陆域形成面积近2万m2,该码

头距施工场地较近，水运距离约为26km,地理位置条件优越。该码头于2009年

改扩建为国家一级渔港码头，以渔业运输为主，码头设施较为简单，日常使用的

起重设备仅为轻量级的履带吊车。

2.2附近气象站分析

2.2.1气象站基本情况

莆田市属南亚热带海洋性气候，常年温和湿润，冬暖夏凉，无霜冻。由莆田

气象站197「2000年统计资料，历年极端最高气温38C,极端最低气温-0.2C,

5

多年平均气温20.4℃,平均相对湿度76%,平均大气压1005hPa,平均水汽压

19.8hPa0台风平均每年影响4~5次，最大风力12级以上。历年平均雷暴日45.0

天，以6、7、8三个月为雷电多发时期。

2.2.2最大风速分析计算

根据福建省气候中心2011年7月20日出版的《莆田平海湾海上风电场气候

分析和热带气旋气象风险评估分析报告》的成果，风电场海域离海面80m高50年

一遇最大风速为47.7m/s,50年一遇极大风速为62.0m/s；海平面上100米高

50年一遇最大风速为49.5m/s,极大风速为64.4m/s；海域的湍流强度一般情况下

都低于C类，但热带气旋影响期间，湍流强度变化较剧烈，尤其是台风中心登陆

时，湍流强度有一个突变过程，对风机的影响较大；阵风系数为1.3,幕指数为

0.10,都远小于陆地。

2.3测风资料分析

2.3.1测风塔代表性和数据质量分析

风电场设立了1座100m高测风塔和1座80m高测风塔，位置示意见图2。

5270#测风塔位于本风电场的B区海域中,东经119°21'52.4"、北纬25°

10,34.4〃，所在位置理论水深10m,测风塔基础承台高12.3m,于2009年8月开

始建设，2010年1月建成开始测风。测风塔高度100m,测风设备采用NRG和Grant

测风设备，收集到2010年1月20日〜2014年4月22日约51个多月的测风数据。

1001#测风塔位于风电场C区的鸿鹤岛上，东经119°22'10.2"、北纬

25°07'16.6”,所在位置海拔20m,测风塔高度80m,测风设备采用NRG测风设备,

收集到2010年5月16日〜2014年4月23日约47个月测风数据。

风电场处于5270#、1001#测风塔10km半径范围内，测风塔周围地形开阔，盛

行方向上基本无阻挡，测风数据基本上可反映本风电场风能资源情况，可满足《海

上风电场风能资源测量及海洋水文观测方法》(GB/T31029-2012)及《风电场风

能资源测量和评估技术规定》要求。

6

测风塔数据分析结论以招标文件为参考对象，本次选型计算也参考招标文件里给

出的测风数据处理结果。

2.3.2测风塔月平均和年平均风速分析

根据招标文件提供的5270#测风塔2010年2月~2014年3月和1001#测风塔

2010年6月~2014年3月实测风速数据分析，5270#测风塔测风年80m高度（离海

平面约90m）2011、2012、2013三个自然年平均风速分别为10.5m/s、10.Om/s、

10.Om/s,2011.「2013.12完整3年平均风速为10.2m/s,2010.2~2014.1完整4

年平均风速为10.Om/so

1001#测风塔测风年70m高度（离海平面约90m）201k2012、2013三个自然

年平均风速分别为11.5m/s、10.9m/s、10.8m/s,2011.T2013.12完整3年平

均风速为11.lm/so

5270#、1001#测风塔离海平面90m高度风速和风能频率分布见图3~图4。

7

图3风速和风能频率分布直方图（5270#）

国风速・风能

g00bg9Z860iZCObL09Z860-ZCObLOi

II1—―—•——«i—zzzzzzco

o

风速(m/s)

图4风速和风能频率分布直方图（1001#）

8

2.3.3场址空气密度

据招标文件，使用崇武气象站历年的观测资料进行估算，计算公式为：

1.2761一0.37国、

p-()

1+0.003681000

式中：P——多年平均大气压，取1011.9hPa；

e——多年平均水气压，取20.2hPa；

t——多年平均气温，取19.9℃

经计算，气象站的空气密度为1.1944kg/m3。

由5270#测风塔测风年的年平均气温19.8℃、年平均水汽压18.4hPa和年平

均大气压1006.3hPa,求得场址测风年空气密度1.1890kg/m3,与气象站推求的相

差不到0.5%,考虑到现场实测时间短，场址空气密度采用气象站成果，即为

1.1944kg/m'o

2.3.4风切变指数

根据风电场不同高度风速资料，求解可得出a值，5270#测风塔25m〜100m

风切变指数为0.124；1001#测风塔10m〜80m风切变指数为0.099。从两测风塔风

切变指数可看出，风切变指数相对较小。

高度

图55270#、1001#测风塔风切变指数图

2.3.5湍流强度

根据5270#、1001#测风塔各高度风速资料统计可得出测风塔各高度

9

15±0.5m/s区间的lOmin平均湍流强度和典型湍流强度见表2,5270#测风塔100m

高度和1001#测风塔80nl高度测风点环境湍流强度曲线与IEC61400-1第三版各级

湍流强度曲线比较见图6。由图表可见，风电场环境湍流强度较小。

表2各测风塔不同高度的湍流强度表（T%）

测风高度100m80m65m55m40m25m

记录数13267130211234611233105148055

5270#湍流

平均湍流强度Iref0.0550.0550.0570.0720.0740.087

强度

典型湍流强度TI90%0.0790.0730.0740.1020.0980.118

测风高度80m70m55m30m10m

记录数93739480905480134752

1001#湍流

平均湍流强度Iref0.0550.0550.0650.0750.110

强度

典型湍流强度TI90%0.07000.0730.0840.1010.144

2830

风速（m/s）

图6测风塔环境湍流曲线

2.2.4极值风速

据可研，福建省是易受台风直接袭击的地区，海平面上100米高50年一遇最

大风速为49.5m/s,极大风速为64.4m/s。

2.2.5风向和风能玫瑰图

由于未提供测风数据，本项目测风塔处风向及风能玫瑰图参考招标文件。

10

风向频率玫现图风能频率玫瑰图

图75270#测风塔100m高度风向（左）、80m高度风能（右）玫瑰图

图81001#测风塔80m高度风向（左）、70nl高度风能（右）玫瑰图

实测高度的风向及风玫瑰图显示，5270#测风塔主风向及主风能方向均为NE,

1001#测风塔主风向及主风能方向均为ENE,风向及风能分布集中。

2.2.6长期订正

受气象站周边环境影响，崇武气象站年平均风速呈逐年下降趋势，宜采用较

短年限的年平均风速来修正测风年测风数据。根据崇武气象站近5年（2009〜2013）

平均风速4.36m/s,而2010.2〜2014.1测风年平均风速4.35m/s,2011.1—2013.12

测风年平均风速4.36m/s,两个测风年风速与近5年多年平均风速接近，属平风年,

考虑到测风塔测风年限为3〜4年，直接采用测风塔测风年多年平均值作为其代表

年风速。

11

3风机选型

3.1风场IEC等级

按照以上数据，风电场100m轮毂高度处50年一遇最大风速（lOmin平均值）

小于50m/s,湍流强度小于0.1,风电场适合风机等级为IECIB等级，考虑风电

场气温、海拔及其它环境条件，该风电场推荐采用我司MySE5.5T55机型。

3.2风资源软件

平海湾海上风场地势平坦，本次计算根据招标文件提供的风频分布信息采用

WASP软件进行发电量推算。

风电场处于1001#测风塔7km半径范围内，测风塔周围地形开阔，盛行方向上

基本无阻挡，测风数据基本上可较好反映本风电场风能资源情况，可满足《海上

风电场风能资源测量及海洋水文观测方法》（GB/T31029-2012）及《风电场风能

资源测量和评估技术规定》要求，因此，本次招标选择1001#测风塔对本风电场方

案进行发电量评估。

1001#测风塔所处高程20m,为准确模拟计算风机轮毂高度处风速，应选用测

风塔测风高度离海平面距离与轮毂高度相同或相近的高度数据进行分析，由于招

标文件提供如下高度的一系列风数据：1001#测风塔70m高风速（离海平面90m）

和801n高风向，信息有限，因而本次复核使1001#测风塔70m高（离海平面90m）

风频分布资料进行推算。

3.3风机布局

由于本项目未提供测风数据及测绘地图，而招标文件中，根据风电场风能资

源分布情况及风电场海底地形、管线、航道、锚地、施工及其他限制条件，兼顾

单机发电量和风电机组间的相互影响，结合集电线路的布置方式（图9集电线路

附图），对风电机组布置进行了进一步优化，布置较合理，本方案选取该机位点

布置方式。

12

图9（24X5.5MW）集电线路路径图

3.4风机轮毂高度选择

我司选用MySE5.5-155机型，其叶轮直径长达155m,单位兆瓦发电量高。本

机型适用于场内风速较大、抗台要求高的风电场。平海湾海上风电场风切变较小,

投标机型轮毂高度拟选lOOin和105m两个方案。对拟选轮毂高度推算的发电量进

行经济性对比，本项目两方案发电量及对应经济性指标如表3所示：

表3MySE5.5-155机型不同轮毂高度方案发电量及经济性对比

方案方案一方案二

机型MySE5.5-155MySE5.5-155

轮毂高度100105

台数2424

单机年净发电量（MWh）2561425734

发电小时数（h）46574679

总投资财务内部收益率（所得税后）（%）12.0211.96

资本金财务内部收益率（%）25.3625.18

综上所述，我司投标机型MySE5.5T55,100m轮毂高度方案经济性优于105m

轮毂高度方案经济性，因此本次投标选择MySE5.5-155机型，轮毂高度选择100m。

3.5机组安全性

经过计算，该风场100m高度湍流强度小于0.1,属于IECB等级，50年一遇

13

最大风速小于50m/s,海上项目的机组入流角较小，经我司载荷强度部门复核计算,

本项目机组均满足安全性要求。

3.6投标发电量

由于本项目仅提供测风塔90m高度风频数据，本次投标计算根据招标文件提

供的风频分布信息及风切变使用风切变指数推算的测风塔100m轮毂高度发电量代

表全场平均发电量水平。

表4风机轮毂高度发电量及收益估算

机型MySE5.5-155

发

电轮毂高度/m100

量单机理论年均发电量（百万度）34.15

计

算综合折减系数0.75

及

单机年上网发电量（百万度）25.61

风

场风电场（24台）年上网

614.72

收发电量（百万度）

益折减后风场等效年满负荷小时（h）4657

注：发电量计算结果是根据所提供的风资源数据计算所得（仅供参考），具体发电量以微观

选址后计算为准。

3.7经济性评价

3.7.1项目概述

经测算该项目可采用我司24台MySE5.5T55/100和24台MySE5.5T55/105两种

机型方案，项目投产后的年上网电量分别为61472.4万kWh和61762.8万kWh。

项目财务评价计算期采用21年。工程建设期3年。

按照发改办能源[2005]899号文附件3《风电场工程可行性研究报告编制办

法》，并参照《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）有关规定及现行的有

关财税政策，对风电场工程进行财务评价。财务评价是在国家现行财税制度和价

格体系的基础上，对项目进行财务效益分析，考察项目的盈利能力、清偿能力等

财务状况，以判断其在财务上的可行性。

经营期上网电价为0.85元/kWh,不含增值税上网电价为0.7264957元/kWh。

3.7.2项目投资与资金筹措

3.7.2.1资金构成

14

（1）建设投资

据工程投资概算，24台MySE5.5T55/100机型方案工程建设投资为222116.58

万元，24台MySE5.5T55/105机型方案工程建设投资为224386.98万元（主机、塔

筒、基础价格按照我司计算，其他费用结合可研和现场实际情况进行测算）。

（2）建设期利息

建设期利息为建设期支付的投资贷款利息。经测算两种方案项目建设期利息

分别为15797.33万元和15958.8万元。目前中国人民银行发布的5年期以上基准贷

款利率为4.9%,本项目长期贷款利率按照5.蜴计算。

3.7.2.2资金筹措

本项目资本金占总投资的20%,其余由国内银行贷款筹集，目前中国人民银行

发布的5年期以上基准贷款利率为4.9%,本项目长期贷款利率按照5.0%计算，贷款

还款年限为20年，通过计算对比，贷款还款年限如果为20年，相对还款年限15年

可以提高项目的资本金内部收益率。本项目暂按20年进行评价。

根据测算，资本金投入越低，资本金的财务内部收益率就越高。建议尽量降

低资本金的投入。但根据实际情况，本项目经济性测算按照资本金占总投资的20%

进行测算。

3.7.3分析和评价

3.7.3.1总成本费用计算

（1）固定资产价值

经测算24台MySE5.5T55/100机型方案工程建设投资为222116.58万元，建设

期利息为15797.33万元，计算固定资产价值约为237913.9万元。24台

MySE5.5-155/105机型方案工程建设投资为224386.98万元，建设期利息为15958.8

万元，计算固定资产价值约为240345.78万元。

（2）风电场发电成本

项目发电成本费用主要包括折旧费、维修费、职工工资及福利费、劳保统筹

和住房基金、保险费、材料费、利息支出及其他费用等，同时考虑到通货膨胀因

素，在计算实际运维费用后按照5%计取通货膨胀可能产生的经营运维费用。

各项成本如下：

a、折旧费：项目的固定资产折旧年限为20年，残值率为5%,则综合折旧率为

5%o经测算，固定资产折旧年限按照15年，比按照折旧20年可以小幅度提供收益

15

率，但对其他方面也不会产生影响，因此建议在风场实际运营过程中按照折旧年

限15年进行固定资产折旧。本项目暂按折旧年限15年进行评价。

b、维修费：机械设备在运行期间要正常损耗，根据行业惯例，以固定资产原

值为计提基础，计提率运营期由于属于质保期内前三年按照0.3肮十提，4-5年按照

05%计提,6-10年按照68%计提，11T5年按照1%计提，16-20年按照62%计提。

c、职工工资及福利费、劳保统筹和住房基金等：职工人数按20人计，职工年

均工资8万元，福利费、劳保统筹和住房基金等按工资总额的60%计。

d、保险费：保险费率按0.25%计。材料费按15元/kW计；其他费用按40元/kW

计算。

e、利息：利息支出为正常运行期内固定资产投资借款的利息。

f、该项目按照脱硫标杆上网电价每年计算收入，同时补贴收入按照延迟2年

时间进行计算。

g、运营期间增值税返还按照延后1年进行计算评估。

（3）经营成本

项目经营成本指不包括折旧费、摊销费和利息支出的全部费用。

3.7.3.2发电效益计算和评估

通过经济评价模型计算，各财务指标如136所示。

表5经济指标汇总表

机型参数机型参数

项目名称（单位）备注

MySE5.5-155/100MySE5.5-155/105

装机容量（MW）132132

等效可利用小时数（H）46574679

年上网电量（MWh）614724617628

项目静态投资（万元）222116.58224386.98

建设期利息（万元）15797.3315958.80

基本经项目动态投资（万元）237913.90240345.78

济参数单位度电投资（元/kWh）3.613.63

流动资金（万元）396.00396.00

每千瓦静态投资（元/kW）16827.0116999.01

每千瓦动态投资（元/kW）18023.7818208.01

度电成本（元/kWh）0.45960.4609

销售收入总额（不含增值税）894403.45898628.68

16

（万元）

固定资产折旧年限（年）1515

固定资产残值率（％）5.005.00

固定资产折旧率（％）6.676.67

银行贷款比率（%）及方式8080等额本金

银行贷款年限（年）1515

银行贷款利息率（％）5.405.40

运维成本总计（万元）72278.2272902.92

总成本费用（万元）366672.21370395.03

经营期平均电价（含增值税）

0.850.85

（元/kWh）

经营期平均电价（不含增值税）

0.72650.7265

（元/kWh）

投资回净现值法投资回收期（年）7.757.81Ic=6.05%

收期静态投资回收期（年）4.874.90所得税后

总投资财务内部收益率

12.02%11.96%

（所得税后）（蛉

总投资财务净现值

167465.69167052.91Ic=6.05%

盈利能（所得税后）（万元）

力资本金财务内部收益率（%）25.36%25.18%

资本金财务净现值（万元）142295.53142028.14Ic=8.00%

总投资收益率ROI（%）12.71%12.61%

项目资本金净利润率ROE（%）50.73%50.28%

利息备付率2.742.72第一年

偿还能

年平均利息备付率7.347.28

力

偿债备付率1.841.83第一年

每年都为

净利润总计（万元）482793.08483430.65

财务生正值

存能力每年都为

净现金流总计（万元）495504.99496403.67

正值

60.67%61.00%第一年

盈亏平衡点（生产能力利用率）

抗风险8.99%9.03%最后一年

能力372979.62376743.75第一年

盈亏平衡点（年产量）（MWh）

55255.1155741.33最后一年

3.7.3.3项目盈利能力分析

一、总投资财务内部收益率

17

经测算该项目两种方案所得税后总投资财务内部收益率分别为12.02%和

11.96%,高于《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）中项目投资税后财务

内部收益率为6.05%的基准总投资内部收益率。可以看出，该两种方案在不考虑融

资情况下，总投资收益都很好，在此两种方案下该风电项目都可行。主选24台

MySE5.5-155/100机型方案总投资财务内部收益率为12.02%更优。

二、资本金财务内部收益率

经测算24台MySE5.5T55/100机型方案资本金财务内部收益率为25.36%,24

台MySE5.5T55/105机型方案资本金财务内部收益率为25.18%,均高于《建设项目

经济评价方法与参数》（第三版）中项目投资税后财务内部收益率为8%的基准总

投资内部收益率，从项目权益投资者角度看，该两种方案在选定的等额本金方案

下还款方式的资本金财务效益非常好，项目权益投资者的收益率都很高。主选24

台MySE5.5T55/100机型方案资本金财务内部收益率为25.36%更优。

3.7.4小结

综合上述，采用我司24台MySE5.5T55/100机型方案，盈利能力、偿债能力、

生存能力、抗风险能力各项济评价指标都较好，此方案的经济性可行。资本金财

务内部收益率为25.36%o

4供货能力分析

4.1产能保证

我司形成了以广东中山为集团总部，天津、内蒙、江苏、云南、青海等覆盖

全国的产业制造和服务基地。在全国范围内形成了一个完善的供应服务体系，能

够确保产品在全国范围内更便捷、稳定的供应，同时保障产品在使用过程中获得

快速的服务响应。

通过前期设计和规划，我司5大主机生产基地（中山、天津、云南、如东、

青海）的厂房都满足MySE系列主机的生产，目前中山总部MySE车间和天津基地

已投产，按照产品的装配工艺路线、装配工时和节拍，