中国风电市场现状风电发展中存在的问题及风电未来发展模式分析.docx
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中国风电市场现状风电发展中存在的问题及风电未来发展模式分析
中国风电市场现状、风电发展中存在的问题及风电未来发展模式分析
随着生态环境的恶化和化石能源的日益枯竭，全球能源结构正在发生重大变革，世界各国都在大力推进能源的转型。
全球能源转型的基本趋势是实现化石能源体系向低碳能源体系的转变，最终进入以可再生能源为主的可持续能源时代。
面对国际能源格局和国内能源结构形势，我国提出了能源革命发展战略，大力推进能源转型。
在能源革命新形势下，清洁能源的发展对于推进能源革命极其重要。
大力发展清洁能源，大幅增加生产供应，是优化能源结构、实现绿色发展的必由之路。
到2030年，我国非化石能源占能源消费比重要达到20%，新增能源需求主要依靠清洁能源满足。
风电作为最主要的清洁能源之一，需要结合大数据、互联网、云计算等信息技术，创新发展模式，大力促进我国能源革命，为构建现代能源体系发挥重要作用。
一、风电市场现状
（一）弃风率维持低位，平价时代到来，短期将现抢装
我们一直认为，弃风情况的好坏是决定风电行业发展的关键因素。
弃风率可以作为一个重要指标，用来对风电行业进行判断。
目前，在国家加大治理弃风情况的背景下，弃风情况不断改善，弃风率屡创新低。
在弃风率维持低位的情况下，国家有了底气去推动风电的平价上网。
同时也开始了排查存量核准项目，投运or废止核准，对于投资商来说，这是一个比较容易的选择，我们认为，这将带来一次规模较大的风电抢装。
1、弃风率逐步下降，风电行业健康发展
国家发展改革委、国家能源局下发的《关于印发清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）的通知》中再次明确了到2020年，全国弃风率要控制在5%左右。
并明确了新疆、甘肃、黑龙江、内蒙古、吉林、河北六省（2018-2020年）风电消纳目标。
通知明确，到2019年，全国平均风电利用率高于90%（力争达到92%左右），弃风率低于10%（力争控制住8%左右），2020年，确保全国平均风电利用率达国际先进水平（力争达到95%左右），弃风率控制在合理水平（力争控制在5%左右）。
六省风电消纳目标
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随着解决弃风工作的持续积极推进，国内弃风问题有了明显的改善。
国家能源局公布的18年风电运行数据中，全国平均风电利用小时数2095小时，同比增加147小时。
全国弃风电量277亿千瓦时，同比减少142亿千瓦时，平均弃风率7.04%，达到历史低值。
全国弃风电量和弃风率“双降”，弃风情况继续好转。
2019年上半年，弃风率进一步下降到4.7%，同比下降4个百分点，全国弃风电量105亿千瓦时，同比减少77亿千瓦时。
全国弃风电量和弃风率持续双降，全年有望提前完成5%的弃风率目标。
2019年上半年风电并网运行情况（万千瓦；亿千瓦时）
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我们认为，弃风率是风电行业一个最重要的指标，它不仅影响了已投运风场的经营业绩，同时还影响着风电投资商的投资积极性，是决定未来风电新增装机量的一个先行指标。
所以，弃风率达到历史低值标志着风电行业处于健康发展的状态，预示着未来新增装机量的反弹。
弃风率与装机增速负相关
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2018年，新增并网风电装机2059万千瓦，同比增长37%，出现明显的好转。
2017年新增并网风电装机1503万千瓦，是近四年的最低值，其中最主要的原因是国家对高弃风率地区新增装机的限制。
我们认为，随着弃风率的下降，投资运营环境的改善，正常情况下新增装机会稳定增长，预计2019年新增风电装机增速30%，达到25GW以上。
加之2020年底的平价截止时间，大概率之前的存量项目会进行抢装保证获得核准电价，今后2年，年均新增风电装机将超过30GW。
国内新增并网风电装机
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2、陆上风电2021年开始平价，2018年前核准项目将加速建设
2019年5月，国家发改委下发《关于完善风电上网电价政策的通知》，对风电价格政策进行相关调整。
为落实国务院办公厅《能源发展战略行动计划（2014～2020）》关于风电2020年实现与煤电平价上网的目标要求，科学合理引导新能源投资，实现资源高效利用，促进公平竞争和优胜劣汰，推动风电产业健康可持续发展，此次《通知》可以认为是风电平价之前的最后一个重要文件，2019年7月1日起执行。
《通知》仍然维持2019年以后新增项目将以竞价方式获得开发权，将标杆电价改为指导价，以指导价为最高竞价限价，引导各地合理开展竞价。
《通知》规定2019年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。
指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价，下同）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。
风电标杆上网电价
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并且《通知》明确了，2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。
自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。
目前2018年底前核准未并网风电项目规模接近100GW，若要完成2020年底前并网，这些项目将在近两年投运，形成抢装。
一些大型风电投资商也积极调增今明两年风电投资计划。
例如，华能国际计划风电资本支出从2018年的70亿元，提升至2019年的240亿元，提升接近4倍。
龙源电力2019年计划投产1.2-1.5GW装机，开工2GW，2020年公司将进一步加大开工力度将剩余已核准项目完成投资建设。
华润电力2019、2020年风电投产目标为1.7、2.3GW，相比2018年投产1.2GW，目标接近翻倍。
我们认为，2018年底之前的存量核准项目将会为了获得补贴电价加快投产速度，陆上风电的抢装，将会带动上游零部件产业的需求激增，导致上游量价齐升，利润明显增厚。
2018年底前核准未并网有效项目统计（万千瓦）
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3、海上风电建设进入快车道，成为国内风电新增长点
1）海上风电相比陆上风电更具优势
“十三五”期间是海上风电大力发展的关键时期，国家出台多项政策鼓励发展海上风电。
相比陆上风电，海上风电有其巨大的优势。
海上的风资源更好。
风机动力来源是风，由于海上没有地面起伏，海上的风相比陆上要大，平均风速高，而且风切变也比较小，再加上海上的风向改变频率也较陆上低，因而海上的风能可利用率更高。
我国海岸线长达1.8万公里，可利用海域面积300多万平方公里，海上风能资源丰富。
海上风机利用小时更高。
风机的发电功率与风速的三次方成正比，海上的风速比陆上高20%左右，我国大部分近海90米高度海域平均风速6.5~8.5m/s，具备较好的风能资源条件。
因而同等发电容量下海上风机的年发电量比陆上高70%。
如果陆上风机的年发电利用小时数是2000小时，海上风机就能达到3000多小时。
海上可以装更大的风机。
风机的单机发电容量越大，同一块地方的扫风面积和利用风的能量越多，发电机就越大，叶片也就越长。
陆上的运输问题限制了陆上风电机组的单机容量，而在海上就不存在这个问题，目前海上风机已经有6MW和8MW机型的批量运用案例，更大机组的研发也在持续推进中，这将会有力降低海上风电的建设成本。
海上风电距离用电负荷近。
沿海地区往往是电力负荷中心，例如中国沿海的山东、江苏、上海、浙江、福建和广东都是经济和电力消耗大省，并且电网结构坚强。
目前海上风机一般都在沿海50公里范围内，离用电负荷中心很近，加上海上常年都有风，风力资源丰富，所以很适合供给用电负荷中心。
海上风电不占用土地资源，不受地形地貌影响。
陆上风电受耕地、林地等方面的限制较大，有发展空间的限制，而海上建设风场就不存在这些问题，并且我国是海洋大国，海岸线长达1.8万多公里，有足够空间发展风电。
根据中国气象局近期对我国风能资源的详查和评价结果，我国近海100米高度层5～25米水深区风能资源技术开发量约为2亿千瓦，5～50米水深区约为5亿千瓦。
中国陆地和近海风能资源潜在开发量
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2）小幅降低海上风电上网电价，海上风电建设进入提速阶段
对我国而言，我国当前风资源较为丰富的三北地区由于自身消纳能力有限，外送通道容量有限等原因，导致弃风限电，无法大规模开发，并且在后续特高压输送通道项目投运之前，整体新增装机规模将受到一定限制。
中东部和南方地区风电发展则面临风资源相对较差、环保、大型机组运输和施工难等问题。
海上风电则完全没有三北地区和中东南部地区发展风电的这些障碍，因而极具潜力。
近期公布的《关于完善风电上网电价政策的通知》调整了未来几年海上风电电价，调整幅度较为缓和，和陆上风电相同，标杆电价改为指导价，以指导价为最高限价，采取竞价方式分配项目开发权。
2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。
此外，对新核准潮间带项目，适用陆上风电电价政策。
我们认为，调价幅度较为合理，不会影响海上风电开发商的积极性，以目前的开发成本，指导价水平仍然会使海上风电开发具有较大的吸引力，未来海上风电发展仍将保持较高增速。
《通知》同时明确了，对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。
我们认为，并网要求将使得有条件在近两年完成并网的项目全部开工建设，抢装将带动上游企业利润明显增长，同时规模化后，也将使得海上风电的成本进一步下降，为后续发展奠定良好的基础。
我们认为，从《风电发展“十三五”规划》提出的目标保守估计，今后5年年均新增海上风电将达到250万千瓦。
依据各省提出的规划，极有可能超出《规划》所列的“到2020年并网容量达到500万千瓦以上”这个目标。
依据新开工容量和核准容量判断，我们预计2019年新增海上风电装机将接近300万千瓦，未来2年合计并网将超过600万千瓦，海上风电建设进入提速阶段。
新增海上风机装机量预测
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（二）消纳保障，全面推广竞价，推动平价项目将形成风电长效发展机制
2019年，国家陆续出台了一系列风电政策。
除了例行的关于风电的电价调整政策，建设管理方案外。
我们认为，更重要的政策是配额制政策的最终落地，未来新能源发电消纳将得到有力的保障。
及国家大力推动新能源平价项目的发展进程，先后出台《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》、《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案》（征求意见稿），并且发布了第一批平价上网项目，这将对未来风电发电平价上网起到非常好的推进示范作用。
1、配额政策十年磨剑，终成文，明年起正式实施
2019年5月，发改委、能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》。
此次发布的《消纳保障机制的通知》是在国家能源局发布的第三版《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》的基础上形成的正式文件，可以认为是国家首次公布的具有制度约束的新能源配额制正式文件。
相比第三版《考核办法（征求意见稿）》，正式文件原则上基本保持不变，名称上有了一些变化（配额制变为消纳保障机制，配额指标变为消纳责任权重）。
通知表示，各省级能源主管部门按照本通知下达的2018年消纳责任权重对本省级行政区域自我核查，以模拟运行方式按照本通知下达的2019年消纳责任权重对承担消纳责任的市场主体进行试考核。
各省（自治区、直辖市）有关部门和国家电网、南方电网及有关机构，在2019年底前完成有关政策实施准备工作，自2020年1月1日起全面进行监测评价和正式考核。
相比之前预计的2019年实施正式考核，目前明确了从2020年开始正式考核，符合政策发布的时间，及为后续细则陆续公布留足了充分的准备时间。
《消纳保障机制的通知》仍旧保留了最低指标和激励性指标，设立最低指标和激励性指标的目的是从保障落实和鼓励先进两个方面考虑。
按照最低指标上浮10%作为激励性指标，鼓励具备条件的省份自行确定更高的可再生能源比重指标。
对高于激励性指标的地区，予以鼓励。
此外，在对于实际完成消纳量超过本区域激励性消纳责任权重对应消纳量的省级行政区域，超出激励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源消费量不纳入该区域能耗“双控”考核。
对纳入能耗考核的企业，超额完成所在省级行政区域消纳实施方案对其确定完成的消纳量折算的能源消费量不计入其能耗考核。
这对于有降耗要求的地区和高耗能企业，将会促使它们采用可再生能源发电电力来完成考核，有利于新能源的消纳。
非水电可再生能源电力配额指标
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《通知》明确了有效期5年，正式实施后将会形成一个完善的制度。
国家电网、南方电网所属省级电网企业和省属地方电网企业于每年1月底前向省级能源主管部门、经济运行管理部门和所在地区的国务院能源主管部门派出监管机构报送上年度本经营区及各承担消纳责任的市场主体可再生能源电力消纳量完成情况的监测统计信息。
各省级能源主管部门于每年2月底前向国务院能源主管部门报送上年度本省级行政区域消纳量完成情况报告、承担消纳责任的市场主体消纳量完成考核情况。
国务院能源主管部门结合各方面反馈意见，综合论证后于每年3月底前向各省级行政区域下达当年可再生能源电力消纳责任权重。
依照指标计算，考虑2018-2020年的全社会用电量年平均增速为5%，计算得2019全年非水可再生能源发电量需要达到6679亿度，2020年全年非水可再生能源发电量将达到7618亿度。
非水可再生能源发电量计算
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最低消纳责任权重与第三次征求意见稿相比，几乎没有调整，只在新疆、甘肃、山东有略微调整，其中新疆下降超过1%。
本次发布的《消纳保障机制的通知》继续明确了，承担配额义务的市场主体第一类为各类直接向电力用户供电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司（简称配售电公司）；第二类为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。
第一类承担与其年售电量相对应的配额，第二类承担与其用电量相对应的配额。
各配额义务主体的售电量和用电量中，公益性电量（含专用计量的供暖电量）免于配额考核。
我们认为，《消纳保障机制的通知》明确了责任主体，在执行上也具有可操作性，这将督促充分保证《考核办法》中各指标的完成，促进风电、光伏等可再生能源的充分利用，利好新能源的运营企业，从而进一步促进新能源的投资增长。
2、第一批平价项目落地，平价进程将加快
2019年1月，国家发改委、能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，要求各地区开展平价上网项目和低价上网试点项目的建设。
平价上网项目（不需要国家补贴）和低价上网项目（低于燃煤标杆上网电价）都不受年度建设规模的限制。
《通知》同时提出了八项支持政策。
一是避免不合理的收费，二是鼓励通过绿证获得收益，三是明确电网企业建设接网工程，四是鼓励就近直接交易，五是执行固定电价收购政策，由省级电网企业与项目单位签订固定电价购售电合同，合同期限不少于20年，六是强化全额保障性收购政策，要求电网企业保障优先发电和全额收购项目电量，如发生限电，将限发电量核定为可转让的优先发电计划，七是创新金融支持方式，八是在“双控”考核方面调动地方政府积极性。
2019年4月，《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案》（征求意见稿）发布，进一步明确了平价上网项目推进细则，鼓励项目业主自愿转为平价上网项目，并落实相关政策执行单位，明确任务分工。
有关政策落实事项及任务分工
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2019年5月22日，发改委、能源局公布了2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目名单，总装机规模2076万千瓦，遍布16个省份，其中风电451万千瓦，光伏发电1478万千瓦，分布式交易试点147万千瓦。
从平价项目的规模看，20GW的规模已经相当可观，可以认为目前大部分地区在保证消纳的情况下，有实现平价上网的能力。
国家从2017年就开始推动风电平价项目的示范。
2017年5月，国家能源局发文组织申报风电平价上网示范项目。
示范项目的上网电价按当地煤电标杆上网电价执行，相关发电量不核发绿色电力证书，相应的电网企业确保风电平价上网示范项目不限电。
最终河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆等五省申报共计707MW的平价上网示范项目。
目前各项目正在稳步推进建设。
风电平价上网示范项目
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2018年3月，国家能源局复函同意乌兰察布风电基地规划，一期建设600万千瓦，不需要国家补贴。
其中，幸福子基地300万千瓦、红格尔子基地200万千瓦、大板梁子基地100万千瓦。
600万千瓦将列入内蒙古自治区2018年新增风电建设规模管理，所发电量按照可再生能源优先发电原则参与京津翼电力市场交易。
我们认为，风电平价上网项目的投资业主，主要看重项目“不限电”的优势，认为发电量提升的价值高于减少的补贴。
以2018年风电标杆电价为基准，风电度电补贴在0.125-0.205元/kWh之间，风电标杆电价中补贴占比为28%-36%。
国家能源局在《关于完善风电上网电价政策的通知》提出2020年风电实现平价上网，我们认为伴随着弃风率的改善、风电设备效率的提升和成本的下降以及外部政策制度的改善，风电到2020年完全能够实现平价上网的目标。
二、风电发展中存在的问题
经过20多年的发展，我国风电行业已经积累了相当丰富的经验，但仍然存在很多问题。
1）开发模式粗放。
由于国际形势和国内政策的支持，我国风电近些年的开发模式都是以“大规模、集中式”为主。
各个发电企业为了抢夺资源，风电开发都采取了“大干快上”的方式。
这种粗放的开发模式，表面上显著增加了风电装机容量，但实际缺乏科学合理的规划布局，导致风电场后期运维问题不断、设备故障频发，浪费了良好的风能资源。
2）风资源勘查不科学。
风电场选址的最基本条件是要有能量密度高、风向稳定的风能资源，具体风电场内风机的选址还应根据风资源评估参数、风电场宏观选址和微观选址等考量。
因此，风电场选址对于风电场的建设是至关重要的。
而我国风电开发中，存在严重的风资源勘察不科学、不准确、盲目性等特点。
具体问题包括测风塔数量不足、测风塔代表性不足、测风数据不可靠、测风塔维护不到位、测风数据丢失、复杂地形勘查不到位、风机选型不合理等。
山西某风电场由于微观选址不合理，部分机位发电量差，最终选择重新进行风机机位优化。
3）风电优化设计水平参差不齐。
由于风电的大规模开发，风电场设计需求急剧增加，传统的大型设计院和一些小型设计机构都涌入风电行业。
一方面，由于人员配置不足、任务繁重，设计院的设计水平难以提高，设计方案缺乏个性化;另一方面，一些设计院本身缺乏经验，设计水平有限。
这导致风电设计出现风资源评估水平不高、风机选型技术落后、选型和风资源不匹配、部分微观选址流于形式、山区丘陵风电设计粗糙、风电消纳和送出工程缺乏研究等各类问题。
国内风电项目呈现了许多问题案例，如风资源评估结果与实际差别大、机位点布置在当地敏感区或保护区、风机选型频繁变更机型等。
4）发电设备可靠性有待提高。
近年来我国风电装备制造产业发展迅速，但风电设备可靠性技术水平仍有待提升。
变桨系统故障、通讯系统故障、变频器故障、液压系统故障、大部件损坏、传动链失效等，都严重影响风电机组的正常运行和发电水平。
通过对一些风电企业安全生产情况的排查，发现新能源企业存在较高的现场风险，包括湍流影响、基础质量隐患、安全链隐患、主控系统、覆冰、化学腐蚀、风机消防隐患、齿轮箱质量及润滑隐患、发电能力低等问题。
风电设备严重问题数量统计
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5）风电核心技术水平薄弱。
经过多年的探索和发展，我国基本掌握了大容量风电机组的制造技术，风机叶片、齿轮箱、发电机等部件均已实现国产化，同时
具备一定的自主研发能力。
但是，在风机核心技术方面，如风机主控系统、叶片翼型设计等仍然依赖国外生产厂家，基础研发能力依然薄弱。
目前，风机控制系统PLC主要采用的Bachmann、ABB、Mita、Beckhoff、SSB、DEIF均为为国外生产厂家，风机叶片也主要依赖国外的翼型设计，整机设计、关键零部件设计等仍是风电产业发展的最大瓶颈。
另外，风电开发企业和设备制造企业之间也存在技术壁垒。
整机制造企业普遍存在对业主的技术封锁，通信协议、控制权限、后台数据等均未对业主开放。
因此，业主很难利用运行数据对风机进行进一步优化改造。
同时，对于整机制造商而言，也难以轻易获得风机的相关运行数据，从而对风机进行优化设计。
6）风电场信息化市场混乱。
随着大数据、互联网、云计算等信息技术的发展，信息化也成为风电行业的研究热点。
集控中心、生产管理平台、远程诊断系统
等，均成为各个企业争相开展的业务亮点。
然而，由于缺乏统一的标准规范和架构体系，风电信息化市场目前处于鱼龙混杂的状态。
目前，各个发电企业都开发了信息化平台，但普遍缺少顶层设计。
很多集控中心缺少统一的体系架构，集团级集控、区域集控、省级集控由于供应厂商不同，平台架构和功能划分等均不一样，难以实现互联互通。
目前，大多数风电场集控中心主要用于数据的远程监测，一定程度减少了现场运行人员的数量，实现了“少人值守”的目标。
但这离真正实现风电场的智能化和“无人值守”目标还有很大的差距。
7）风电场运维管理水平落后。
相比于火电厂的标准化管理模式，目前国内风电场的运维管理水平普遍较低。
除了运维人员少、检修消缺任务重等原因，工程遗留问题多、技术资料缺乏、人员技术水平有限、故障处理不当、定期工作不到位等，都会导致现场运维管理水平降低。
8）风电后服务水平差。
随着出质保期的风电场越来越多，风电场的后服务是未来风电产业的一个巨大市场。
目前，多数风电场采取“质保期厂家运维，质保后外委运维”的模式。
部分风机厂家由于熟练运维人员缺乏，因此缩短新进人员培训周期，导致现场风机维护水平下降。
有的风机厂家将运维工作外委给第三方运维公司，但由于缺乏对机型的掌握程度，运维水平也有待提高。
目前也有部分发电企业培养自己的运维检修人员，以便自己维护设备提高发电水平。
9）风电弃风限电问题依然存在。
一直以来，弃风限电都是制约我国风电行业健康发展的一大难题。
2017年和2018年全国风电限电地区的弃风率。
2017年全国平均弃风率12%，2018年全国平均弃风率7%，弃风率同比下降5%。
整体限电率出现显著下降，但是新疆（29%，22．9%）、甘肃（33%，19%）、内蒙古（15%，10．3%）的限电情况依然严峻。
同时，原来无弃风的贵州和山东，2018年也出现了不同程度的弃风限电情况。
全国风电限电地区弃风率
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三、风电未来发展模式
随着能源革命的深入开展，新能源将成为能源革命的主战场，风电也将担当重要角色。
面对发展中存在的诸多问题，风电必须创新发展理念，积极应对未来“新”电力系统挑战。
1）风电开发“精细化”。
随着风能资源和土地资源的日益稀缺，分布式风电得到迅速发展，风电开发模式逐渐转向“精细化”。
风电前期
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