绿色1000MW风能发电新能源项目风力发电场可行性研究报告

绿色1000MW风能发电新能源项目风力发电场可行性研究报告实用性报告应用模板

一、概述

（一）项目概况

项目全称是绿色1000MW风能发电新能源项目风力发电场。简称绿色1000MW风电场。项目建设目标是响应国家能源结构优化号召，推动清洁能源替代传统化石能源，构建以新能源为主体的新型电力系统。任务是通过建设风力发电场，实现每年输出清洁电能100亿千瓦时，满足区域电力需求增长，减少碳排放。建设地点选在风力资源丰富、地形开阔、地质条件适宜的北部山区。建设内容包括建设50台风力发电机组，单机容量20MW，配套升压站、输电线路及监控系统。建设工期预计36个月，从2024年第一季度开工到2026年第四季度投产。投资规模估算120亿元，资金来源包括企业自筹50亿元，银行贷款70亿元。建设模式采用EPC总承包模式，由一家具备资质的工程总承包单位负责设计、采购、施工全过程管理。主要技术经济指标，发电利用小时数预计2200小时，投资回收期8年，内部收益率12%，投资利润率9%。这些指标都符合行业平均水平，项目经济性良好。

（二）企业概况

企业基本信息是某新能源集团，成立于2010年，注册资本50亿元，主营业务是风力发电、光伏发电和储能项目开发。发展现状是已建成风力发电场20个，总装机容量500MW，光伏电站15个，累计发电量超过200亿千瓦时。财务状况良好，资产负债率35%，连续五年盈利，2023年净利润5亿元。类似项目情况，公司曾承建西北地区300MW风电场，当年投产当年达产，设备运行稳定。企业信用评级为AAA级，银行授信200亿元。总体能力较强，拥有完整的产业链，从项目开发到运维都有专业团队。政府批复方面，项目已通过国家能源局备案，地方政府也出具了土地使用和环评批复。金融机构支持，中行和建行都承诺了项目贷款。企业综合能力与项目匹配度高，具备独立完成项目建设的能力。属于国有控股企业，上级控股单位是能源集团，主责主业是清洁能源开发，本项目完全符合其战略方向。

（三）编制依据

国家和地方有关支持性规划，如《2030年前碳达峰行动方案》和《可再生能源发展“十四五”规划》，都明确提出要大力发展风电。产业政策方面，国家发改委和能源局出台的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，对风电场建设给予补贴和政策支持。行业准入条件，项目符合《风电项目核准和备案管理办法》要求，风机选型也满足《风力发电机组技术规范》。企业战略，集团提出“双碳”目标，计划到2030年新能源装机达到5000MW，本项目是重要布局。标准规范，设计参考了GB/T18451.12020《风力发电机组设计规范》等标准。专题研究成果，委托专业机构进行了资源评估和可研研究。其他依据，包括项目所在地政府支持文件和集团内部投资决策流程要求。

（四）主要结论和建议

项目可行性研究的主要结论是，从技术、经济、社会和环境角度分析，绿色1000MW风电场项目完全可行。技术方面，选址风资源评估结果优秀，风机选型成熟可靠。经济方面，投资回报合理，符合财务要求。社会方面，项目能带动当地就业，促进乡村振兴。环境方面，每年可减少二氧化碳排放约300万吨，环境效益显著。建议尽快落实土地和林地手续，争取国家补贴，加快银行贷款审批，确保项目按计划推进。同时加强设备招标管理，选择性价比高的风机，控制建设成本。项目建成后将成为区域内清洁能源标杆，对集团发展有重要意义。

二、项目建设背景、需求分析及产出方案

（一）规划政策符合性

项目建设背景是响应国家能源结构转型需求，推动“双碳”目标实现。前期工作进展，已完成资源详查和选址初判，与地方政府达成初步合作意向。项目符合《可再生能源发展“十四五”规划》，国家将风电列为重点发展领域，每年新增装机目标明确。项目所在地属于国家级风电基地，规划总装机容量超过5000MW，本项目是其中一部分。产业政策方面，国家发改委出台的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，鼓励大型风电基地建设，给予补贴和税收优惠。行业准入标准，项目符合《风电项目核准和备案管理办法》，风机、输变电等环节都需遵循相关技术规范。经济社会发展规划，地方“十四五”计划中提出要大力发展清洁能源，本项目能有效支撑当地能源结构优化。总体看，项目与各规划政策高度契合，符合国家能源发展方向和地方经济需求。

（二）企业发展战略需求分析

企业发展战略需求，集团提出2025年新能源装机达到2000MW目标，本项目1000MW是重要增量。需求程度高，因为项目能直接提升集团在风电领域的市场份额，完善产业链布局。项目对促进企业战略实现的重要性，体现在能增强集团在清洁能源领域的核心竞争力，为后续发展奠定基础。紧迫性，行业竞争激烈，资源优质区域开发窗口期短，不尽快落地可能错失发展机遇。集团已有风电项目平均发电利用小时数2100小时，本项目选址风资源更优，能确保稳定输出。项目建成后，集团风电装机将提升50%，发电量增加一倍，对实现整体战略目标有决定性作用。可以说，没有这个项目，集团“双碳”目标实现难度会大很多。

（三）项目市场需求分析

行业业态，风电行业正从单个项目开发向规模化、集群化发展，大型风电基地是趋势。目标市场环境，国家电网已规划多条特高压输电线路，能解决风电外送问题。容量，据行业协会数据，全国待开发优良风资源超过200GW，本项目所在地属于重点开发区域。产业链供应链，风机主要来自Vestas、Goldwind等国内外领先企业，供应链成熟稳定。产品价格，风电上网电价已进入竞价时代，中标价格普遍在0.30.4元/千瓦时，项目预计能获得较好收益。市场饱和程度，项目所在地尚有大量未开发风资源，市场空间充足。项目产品竞争力，采用最新一代风机，单机容量20MW，发电效率高，运行成本低。市场拥有量预测，按当地电力需求增长速度，项目发电量能满足区域内15%的新增电力需求。市场营销策略，重点争取参与电网长期购电协议，锁定稳定收入，同时加强与电网合作，确保电力送出。

（四）项目建设内容、规模和产出方案

总体目标，建设国内领先的大型风电基地，实现清洁能源规模化输出。分阶段目标，一期建成50台风机，争取两年内投产；二期根据资源情况再开发500MW。建设内容，包括50台20MW风力发电机组，1座110kV升压站，45km输电线路，以及监控和运维中心。建设规模，总装机1000MW，年设计发电量110亿千瓦时。产出方案，产品是清洁电能，质量要求满足国标GB/T18451.1，发电功率曲线平稳，对电网冲击小。合理性评价，规模符合风电行业经济规模要求，单机容量与当地风速匹配，升压站和输电方案经过技术经济比选，整体方案科学合理。项目建成后，每年能输出绿电近110亿千瓦时，相当于每年减少碳排放超过270万吨，环境效益显著。

（五）项目商业模式

收入来源，主要来自电网购电协议电费，预计每年收入约45亿元。收入结构，电费收入占95%，运维服务收入占5%。商业可行性，项目采用EPC模式，能有效控制成本，加上补贴政策，内部收益率预计能达到12%，投资回收期8年左右，具备较强的盈利能力。金融机构接受性，项目符合银行授信标准，预计能获得70亿元贷款支持。商业模式创新需求，考虑引入储能配置，提高发电量，同时参与电力市场交易，增加收入来源。综合开发模式，与当地政府合作，探索“风电+农业”模式，在风电场周边发展生态农业，实现多元化经营。可行性，地方政府有类似项目经验，且已有土地政策支持，模式创新路径清晰，能进一步提高项目综合效益。

三、项目选址与要素保障

（一）项目选址或选线

项目选址经过多方案比选，最终确定在北部山区。这个区域风资源条件优越，年平均风速8m/s，有效风时占比高，适合建设大型风电场。备选方案有东部沿海和南部丘陵，但北部山区在风资源持续性、土地平整度和开发成本上更具优势。场址土地权属清晰，主要为集体土地，已与村集体达成初步协议。供地方式计划采用划拨方式，符合当地土地政策。土地利用现状以山地和林地为主，植被覆盖率高，开发前需进行生态恢复。无重要矿产压覆，地质条件属于稳定类，适合建风电基础。占用耕地约2000亩，永久基本农田3000亩，已初步落实占补平衡方案，计划通过复垦其他非耕地补充。不涉及生态保护红线，但需严格遵守自然保护区规定。地质灾害危险性评估已完成，场地属于低风险区，需做边坡防护和基础加固。输电线路方案也经过比选，最终采用环形接线，从现有110kV变电站引出，减少新建变电站成本，提高供电可靠性。整体看，北部山区场址技术可行，经济合理。

（二）项目建设条件

自然环境条件，项目区属于温带季风气候，冬季寒冷，夏季炎热，年平均气温8℃，极端最低气温25℃，这对风机选型和运行维护有影响。主导风向NNW，年平均风速8m/s，阵风频率低，适合风电开发。年降水量600mm，主要集中在夏季，需考虑基础排水设计。地质条件为花岗岩基岩，承载力高，适合建大型风机基础。地震烈度VI度，建筑按抗震设防标准设计即可。附近无河流，防洪主要靠场地排水系统。交通运输条件，场址距离高速公路出口30km，已有县道可通达大部分区域，但部分风机位需修建临时施工便道。场内运输主要靠越野车和吊车，已规划运输路线。公用工程条件，项目配套1座110kV升压站，容量满足输出需求。施工用水用电已接入附近村庄管网，生活用水采用集中供水。通信网络覆盖良好，能满足监控和办公需求。施工条件，冬季施工期约3个月，需做好防寒措施。生活配套设施依托附近乡镇，施工高峰期需搭建临时营地。改扩建考虑，场址周边无其他大型项目，无需利用现有设施。

（三）要素保障分析

土地要素保障，项目用地符合国土空间规划，占用地指标在市县级分配范围内。节约集约用地方面，通过优化风机布局，土地利用率达到45%，高于行业平均水平。项目用地总体情况，地上物主要为灌木和杂草，需进行清理。涉及林地约5000亩，已与林业部门沟通，按程序办理用地手续。农用地转用指标由省级统筹解决，耕地占补平衡通过土地整治项目实现，已完成补充耕地验收。永久基本农田占用补划，已选定同区域等面积耕地进行补划，手续正在办理中。资源环境要素保障，项目区水资源丰富，但需评估抽水灌溉对周边水源的影响。能源消耗主要来自施工期电力需求，运营期主要为风机自身用电和升压站消耗，能耗指标符合行业标准。项目年发电量110亿千瓦时，可减少碳排放约270万吨，环境效益显著。无环境敏感区，但需做好施工期扬尘和噪声控制。取水总量控制在当地水资源承载能力内，能耗和碳排放强度低于行业平均水平。污染减排方面，升压站采用低噪声设备，废水经处理后回用。项目不涉及用海用岛，无需分析港口航道和围填海相关内容。总体看，要素保障条件满足项目需求，需按程序落实各项手续。

四、项目建设方案

（一）技术方案

项目采用风力发电技术，通过捕获风能转化为电能。生产方法是水平轴风力发电，生产工艺流程包括风能捕获、机械传动、发电、电气升压、并网输出。配套工程有风机基础、升压站、输电线路、监控系统和运维中心。技术来源，风机选用国际主流品牌，技术成熟可靠，已通过型式试验和认证。实现路径，通过EPC总承包模式，由一家经验丰富的工程公司负责设计、采购和施工。技术适用性，项目选址风资源丰富，年平均风速8m/s，适合大型风机运行。技术成熟性，所选风机型号已在全球数百个风电场应用，运行记录完整。技术可靠性，风机设计寿命20年，具备防雷、抗台风等能力。技术先进性，采用智能控制技术，能根据风向风速优化发电效率，发电利用小时数预计可达2300小时。专利方面，风机控制系统有自主知识产权，保护措施完善。技术标准，符合IEC和GB标准，确保质量和安全。自主可控性，核心部件依赖进口，但已建立备选方案。推荐技术路线理由，该方案在成本、效率、可靠性方面达到最优平衡。技术指标，风机额定功率20MW，叶轮直径120m，切出风速25m/s，启动风速3m/s。

（二）设备方案

主要设备包括50台风力发电机组、1座110kV升压站、45km输电线路。风机规格，单机容量20MW，叶轮直径120m，塔筒高度80m。性能参数，风能利用系数大于0.45，噪音水平低于92dB。设备与技术匹配性，风机参数与风资源条件匹配，能最大化捕获风能。设备可靠性，选用双馈感应发电机或直驱永磁发电机，均有长期运行经验。软件方面，采用SCADA监控系统，实现远程监控和数据分析。设备对工程方案需求，要求基础承载力达到20kN/m²，输电线路需满足电压损失要求。关键设备推荐方案，风机采用Vestas或Goldwind品牌，具有高效和低维护特点。自主知识产权，部分控制器有自主研发成分。单台设备技术经济论证，20MW风机投资约2000万元，全生命周期发电量超过60亿千瓦时，投资回报合理。超限设备运输方案，风机叶片需分两段运输，通过公路运输至现场组装。安装要求，需专业吊装设备，并制定专项吊装方案。

（三）工程方案

工程建设标准，遵循GB50267《风力发电场设计规范》和IEC标准。工程总体布置，风机间距按翼展1.5倍布置，便于维护。主要建（构）筑物包括风机基础、塔筒、机舱、轮毂、升压站厂房、变压器、开关柜等。系统设计，采用双回出线，接入现有110kV电网。外部运输方案，场内道路宽度8m，运输车辆限重30吨。公用工程方案，施工期用水用电从附近接入，运营期采用光伏供电。其他配套设施，建设运维中心，包含备件库和维修车间。安全质量保障措施，制定安全生产责任制，定期进行安全检查。重大问题应对，如遇极端天气，立即停机并做好设备保护。分期建设方案，一期建设50台风机，分两批施工，每批25台。重大技术问题，如地质条件复杂，需开展专项地质勘察。

（四）资源开发方案

本项目是风能资源开发，无需传统意义上的资源开采。开发方案，建设大型风力发电场，通过风机捕获风能发电。资源利用效率，采用高效风机和智能控制技术，风能利用率达到45%以上。评价，项目能有效利用当地风资源，减少对传统能源的依赖，环境效益显著。

（五）用地用海征收补偿（安置）方案

项目用地约2000亩，其中林地500亩，草地300亩，耕地1200亩。征收范围，根据国土空间规划和土地利用现状确定。征收目的，用于风电场建设。补偿方式，土地补偿按当地标准，青苗补偿按实际损失。安置对象，受影响的农户。安置方式，提供货币补偿或异地安置房。社会保障，给予受影响人员一次性社保补贴。用海用岛无涉及。

（六）数字化方案

项目将应用数字化技术，实现全过程管理。技术应用，采用BIM技术进行设计施工管理，利用物联网技术进行设备监控。设备配置，建设中心监控系统，实时监测风机运行状态。工程应用，通过数字化技术优化施工流程，提高效率。建设管理，采用数字化平台管理项目进度和成本。运维管理，建立预测性维护系统，减少故障停机。网络安全，部署防火墙和入侵检测系统，保障数据安全。数字化交付，实现设计施工运维全流程数字化，提高管理水平。

（七）建设管理方案

项目采用EPC总承包模式，由一家具备资质的总承包单位负责。控制性工期，36个月，从开工到投产。分期实施，一期建设50台风机，预计两年内投产。建设管理合规性，严格遵守国家工程建设规范和安全生产法规。施工安全管理，建立安全管理体系，定期进行安全培训。招标范围，主要设备采购和工程建设进行公开招标。招标组织形式，采用公开招标方式。招标方式，通过电子招投标平台进行。

五、项目运营方案

（一）生产经营方案

项目是风力发电，生产经营方案重点是确保持续稳定发电。质量安全保障，风机设计符合IEC标准，制造过程有严格质量控制，建立全生命周期质量追溯体系。原材料供应，风机叶片、铸件等主要部件由专业供应商提供，已确定3家备选供应商，确保供应链稳定。燃料动力供应，风电是可再生能源，无需燃料，主要用电来自升压站，由电网保障。维护维修，建立专业的运维团队，制定年度、季度、月度检修计划，关键部件如齿轮箱、发电机每年彻底检修，叶片每半年检查一次。运维中心配备备品备件库，常用备件库存充足，特殊备件与供应商签订快速响应协议。运维团队定期巡检，利用无人机等技术手段提高巡检效率。生产经营有效性和可持续性，通过科学运维能保证风机利用率在90%以上，持续发电超过设计寿命20年，经济性稳定。

（二）安全保障方案

运营管理中主要危险因素有高空作业、吊装作业、电气设备、恶劣天气。危害程度，高空作业可能坠落，吊装可能倾覆，电气设备存在触电风险，台风等恶劣天气可能损坏设备。安全生产责任制，明确总经理为第一责任人，设立安全总监，各班组设安全员。安全管理机构，成立5人的安全管理小组，负责日常安全检查和培训。安全管理体系，执行OHSAS18001标准，制定安全操作规程，定期进行风险评估。安全防范措施，高空作业必须系安全带，吊装设警戒区，电气设备加绝缘保护，恶劣天气停机。应急预案，制定详细的应急预案，包括火灾、触电、设备故障、自然灾害等情况，定期组织演练。通过这些措施能将安全风险降到最低。

（三）运营管理方案

运营机构设置，成立项目公司，下设技术部、运维部、财务部和综合部。技术部负责设备技术管理，运维部负责日常运行和检修，财务部负责成本核算和资金管理，综合部负责后勤保障。运营模式，采用自主运营模式，核心设备维护由专业团队负责，部分辅助岗位可外包。治理结构，项目公司由股东会决策，设董事会和监事会，日常运营由总经理负责。绩效考核，按发电量、设备利用率、成本控制、安全生产等指标考核各部门和员工。奖惩机制，制定奖惩办法，超额完成指标给予奖励，发生责任事故进行处罚。通过绩效考核和奖惩机制，激发员工积极性，确保项目高效运行。

六、项目投融资与财务方案

（一）投资估算

投资估算范围包括项目建设投资、流动资金和建设期融资费用。编制依据，采用国家发改委发布的《投资项目可行性研究报告编制通用大纲》和行业定额标准，结合类似项目实际投资数据。项目建设投资估算为118亿元，其中风机设备50亿元，升压站及输电线路30亿元，土建及安装工程25亿元，其他费用13亿元。流动资金按年运营成本的5%估算，为5亿元。建设期融资费用，考虑贷款利率5%，融资费用约6亿元。建设期内分年度资金使用计划，项目分两年建设，第一年投入60亿元，第二年投入58亿元，资金来源包括股东自筹和银行贷款。

（二）盈利能力分析

项目性质属于新能源发电，采用财务内部收益率（FIRR）和财务净现值（FNPV）评价盈利能力。营业收入，按上网电价0.4元/千瓦时计算，每年收入44亿元。补贴性收入，享受国家补贴和地方奖励，每年补贴约6亿元。成本费用，包括折旧摊销3亿元，运维成本2亿元，财务费用按贷款计算。现金流量表显示，项目税后财务内部收益率12.5%，财务净现值超过100亿元。盈亏平衡点，发电利用小时数只需1900小时即可盈利。敏感性分析，电价下降10%，FIRR仍能达到10%。对企业财务影响，项目负债率控制在50%以内，不会影响集团整体财务状况。

（三）融资方案

项目资本金30亿元，股东自筹，债务资金88亿元，主要来自银行贷款。融资成本，贷款利率5%，加权平均资金成本8%。资金到位情况，首期贷款已获得银行承诺，计划分两批到位。可融资性，集团信用评级AA级，具备较强的融资能力。绿色金融，项目符合绿色项目标准，可申请绿色贷款贴息。REITs模式，项目建成后可探索通过REITs盘活资产，回收投资。政府补助，计划申请国家补贴和地方配套资金，预计可获得补贴15亿元。

（四）债务清偿能力分析

贷款期限10年，采用等额本息还款方式。偿债备付率预计达到1.5，利息备付率1.8，说明项目还款能力强。资产负债率，建成后预计35%，处于合理水平。通过这些指标看，项目还款压力小，资金结构稳健。

（五）财务可持续性分析

财务计划现金流量表显示，项目每年净现金流量稳定在20亿元以上。对企业现金流影响，项目每年增加集团现金流20亿元。对利润影响，每年增加利润15亿元。对营业收入影响，项目运营后每年带来44亿元营业收入。对资产和负债影响，项目增加资产150亿元，负债增加80亿元。净现金流量充足，能保障项目正常运营，资金链安全无忧。

七、项目影响效果分析

（一）经济影响分析

项目总投资118亿元，能带动地方经济增长。费用效益分析，项目每年发电量110亿千瓦时，按0.4元/千瓦时计算，每年收入44亿元，加上补贴6亿元，年净利润15亿元。宏观经济影响，项目总投资118亿元，每年上缴税收约3亿元，带动相关产业链发展，包括设备制造、工程建设、运营维护等环节。产业经济影响，项目能提升当地风电产业水平，形成完整的产业链条。区域经济影响，项目建成后，预计年发电量占当地电网总电量15%，为当地经济发展提供清洁能源保障。项目经济合理性，项目投资回报率高，能创造就业岗位2000个，带动当地经济增长。综合看，项目对地方经济发展有重要意义，经济效益显著。

（二）社会影响分析

项目能解决当地就业问题，每年提供稳定就业岗位，包括风机安装、设备维护等。员工发展，项目采用现代化管理，能培养风电运维人才，提升当地劳动力素质。社区发展，项目投资建设能带动当地基础设施建设，如道路、通讯等。社会责任，项目采用绿色施工标准，减少施工对环境的影响，同时支持当地教育、医疗等公共事业。负面社会影响，项目建设初期可能对当地生态环境有影响，如土地占用、植被破坏等。减缓措施，项目将采用生态恢复措施，如种植本地植物，补偿受影响农户损失。公众支持，项目能提升当地清洁能源比例，改善空气质量，公众支持度高。

（三）生态环境影响分析

项目选址避开了自然保护区，不涉及重要生态功能区。污染物排放，风机运行无废气废水排放，符合环保要求。地质灾害防治，项目选址地质条件稳定，不会引发地质灾害。防洪减灾，项目选址不在洪水易发区，对防洪无影响。水土流失，采用植被恢复措施，如覆盖防风网，减少水土流失。土地复垦，项目将按照行业标准进行土地复垦，恢复植被。生态保护，项目采用生态补偿机制，补偿受影响生态功能。生物多样性，项目采取鸟类监测，避免对鸟类影响。环境敏感区，项目避开了环境敏感区，减少环境影响。污染物减排，项目采用清洁能源，减少碳排放，有利于环境保护。

（四）资源和能源利用效果分析

项目主要消耗资源是土地和钢材，土地资源，项目占地2000亩，采用集约化布局，土地利用率高。钢材消耗，风机基础和塔筒等需要大量钢材，采用国产化率高的风机，减少进口依赖。资源节约，项目采用先进的风机技术，提高风能利用效率，减少资源浪费。能源消耗，项目采用节能设备，如LED照明，降低能源消耗。资源综合利用，项目废弃物如混凝土废料，将进行资源化利用。资源消耗总量，项目每年节约水资源约100万吨，减少碳排放270万吨。项目能效水平，采用高效风机，发电利用小时数预计2300小时，能效水平高。能耗调控，项目采用智能调度系统，优化能源利用效率。

（五）碳达峰碳中和分析

项目年发电量110亿千瓦时，相当于每年减少碳排放约270万吨，对实现“双碳”目标有重要意义。碳排放控制，项目采用低排放风机，减少碳排放。减排路径，通过使用清洁能源替代传统化石能源，实现碳减排。减排方式，项目建设采用光伏组件，提高可再生能源比例。碳中和影响，项目每年可减少碳排放，对区域碳中和有积极意义。

八、项目风险管控方案

（一）风险识别与评价

项目风险主要分为几大类。市场需求风险，风电消纳问题，需要与电网建立长期购电协议，但存在电价波动风险。产业链供应链风险，风机设备依赖进口，可能存在断供风险，采购价格波动也会影响成本。关键技术风险，风机技术更新快，项目采用的技术可能过时，影响发电效率。工程建设风险，风机基础施工地质条件变化，可能需要调整设计。运营管理风险，设备故障率高于预期，影响发电利用小时数。投融资风险，银行贷款利率上升，增加财务成本。财务效益风险，补贴政策调整，降低项目收益。生态环境风险，施工期扬尘和噪声可能影响周边环境。社会影响风险，项目征地拆迁可能引发矛盾。网络与数据安全风险，监控系统可能遭受攻击，影响运行。分析看，风险发生的可能性，如风机设备断供可能性较低，但电价波动风险较高。损失程度，设备断供可能损失100亿元，电价下降可能导致年损失5亿元。风险主体韧性，集团信用评级高，融资能力较强。风险后果，电价波动会降低利润，设备断供会减少发电量。主要风险包括，风机设备断供、电价波动、施工安全事故、电网消纳风险、财务风险。项目面临的社会稳定风