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2017年中国风电行业发展趋势及装机容量预测
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2016年中国风电发电量、装机容量及弃风率分析【图】
& & 受到各国的重视，年，全球风电装机容量从17.4GW发展到432.9GW，增加约23倍。年间，由于行业投资过剩、政府补贴减少和弃风率的增加，我国风电行业进入调整期；年，因中国市场&抢装潮&的拉动，全球风电市场重拾升势。年全球风电行业装机量& &&2015年国内风电新增装机容量达到30.5GW，创出新高并且连续六年领跑全球。据国家能源局的规划，2016年全国风电开发建设总规模30.8GW，略高于&抢装潮&期的2015年的规模，预计风电行业将依然维持高景气度。根据能源局2020年能源需求预测的基准方案，2020年风电装机目标是2.1亿千瓦，平均每年新增装机在42GW，年均复合增速在10.9%。年中国风电装机量& &&在风电装机和发电量持续增长的同时，弃风现象愈加严重。2016年一季度，全国平均弃风率达到26%，比15年同期上升7个百分点。分地区来看，弃风主要发生在吉林、新疆、甘肃、辽宁、黑龙江、内蒙古、宁夏、山西、河北等地，其他省份则基本没有弃风。2016年Q1我国各地弃风量情况
省份 弃风率（%） 利用小时数（小时） 省份 弃风率（%） 利用小时数（小时）
吉林 53% 224 安徽 -　 588
新疆 49% 189 福建 -　 755
甘肃 48% 294 江西 -　 467
辽宁 40% 347 河南 -　 564
黑龙江 36% 345 湖北 -　 472
内蒙古 35% 475 湖南 -　 505
宁夏 35% 264 重庆 -　 375
山西 19% 518 四川 -　 738
河北 18% 563 陕西 -　 540
云南 4% 753 青海 -　 458
山东 3% 512 西藏 -　 705
北京 -　 660 广东 -　 399
天津 -　 568 广西 -　 588
上海 -　 656 海南 -　 482
江苏 -　 621 贵州 -　 355
浙江 -　 564 合计 26% 422 & & 为应对弃风率问题，2016年风电建设规划，河南、山东、陕西、湖南、江西、广东、贵州、安徽、湖北等省份的规划装机大幅增加，增幅在百万千瓦以上。浙江、青海、辽宁、广西、福建等省的增幅也在50万千瓦以上，而新疆、内蒙、宁夏、甘肃、山西、吉林、黑龙江等省份的装机规模全部为零。风电装机向低风速区转移的趋势明显。2016年各省份规划风电装机容量比对我国风力资源分布范围& & 我国低风速资源非常丰富，可利用的低风速资源面积约占全国风能资源区的68%，开发低风速区风场是我国风电发展的重点方向之一。低风速地区风电的利用，需要研发出针对性的风电机组产品及解决方案，最为明显的特征为风轮叶片更长、塔架更高、叶片更轻和捕获的风能资源更多，也更需要适应高海拔、大湍流、紫外线、强腐蚀、凝冻、结冰、雷暴等特殊环境带来的可能风险。
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中国风电累计装机超过美国，跃居世界第一
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中国网北京讯，日，中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会和国际环保组织绿色和平联合发布《中国风电发展报告2010》。报告指出，截至2010年底，中国全年风力发电新增装机达1600万千瓦，累计装机容量达到4182.7万千瓦，首次超过美国，跃居世界第一。
该报告还预测：2020年，中国风电累计装机可以达到2.3亿千瓦，相当于13个三峡电站；总发电量可以达到4649亿千瓦时，相当于取代 200个火电厂。中国目前共计4182.7万千瓦的风电装机容量。
国家发改委能源研究所副所长兼可再生能源专业委员会秘书长李俊峰说，“风电已经成为中国经济发展的亮点，并具备主导世界市场的潜能。”
绿色和平负责人向记者解释：“4182.7万千瓦的风电装机容量，相当于每年可替代燃煤消耗3129万吨，进而减少超过9000万吨二氧化碳排放]，同时还减少了近3.3万吨悬浮颗粒物，6.4万吨二氧化硫以及6万吨氮氧化物。”
“在即将颁布的第十二个五年规划中，包括风能在内的可再生能源将占据更加重要的战略地位”，国家能源局可再生能源和新能源司副司长史立山在接受记者采访时表示。
从2005年开始，中国的风能发电迅速发展，在5年内实现翻番。2009年，中国以2580万千瓦的总累计装机容量超过德国，成为世界第二，仅次于美国。
2010年，中国风电延续了其迅猛的发展势头，总装机比上年增长约62%。而美国国内气候立法却始终未能成形，使得国内可再生能源行业投资信心受到了影响,2010年估计新增容量仅为500万千瓦。
十二五期间，新能源作为七大战略支柱产业之一再次赢得发展先机，尤其是风电已经成为能源投资的重点领域。中国有24个省市建设了风电场，河北、内蒙古、甘肃等地规模浩大的国家级风电基地进入快速成长期,东海大桥海上风力发电场也于2010年在上海正式投入运行，中国成为除了欧洲之外最大海上风电场。在风机生产方面，2010年有4家中国企业进入了世界风电装备制造业10强，并开始出口海外。
尽管中国应成为风电装机大国，但离风电利用大国还有一定距离，风电上网难仍是未来风电发展所面临的最大问题之一。“风电在整个能源结构中所占的比例依然很低，风电上网难的瓶颈也还没有突破，要从风电装机大国发展为风电利用大国，在全球清洁能源革命中拔得头筹，中国仍需继续给力。”绿色和平气候与能源项目经理杨爱伦表示。
针对上网难问题，报告提出：今后我国需建立明确电网企业消纳风电的责任和赏罚机制、合理规划发展、梳理并网成本分配、调动价格杠杆等，同时尽快克服风电输出预测、并网、调度、储能及电网建设等技术方面的障碍。
李俊峰表示：“我们不仅要看到风电发展的大好形势，也要看到不足和差距，首先是中国风电装备的质量水平，包括设备完好率、发电能力等还有待提高，虽然2010年中国风电装机容量超过了美国，但是发电量只有500亿千瓦时，仍低于美国；其次并网容量与吊装容量的差别，与国际先进水平相比还有较大差距，一般来讲国外先进水平未并网容量不会超过10%，而中国一般高达30%以上，影响了风电效率和效益水平的提高”。
 “十一五规划中可再生能源如风电、水电等的发展指标都已完成，唯独规定的可再生能源占总能源消耗10%的比例这个目标没有完成，目前可再生能源刚刚超过9%。”李俊峰说，“这也说明，中国要加快发展包括风电在内的可再生能源仍旧任重道远。”（中国网记者孙红娟）
本文来源：中国网
责任编辑：王晓易_NE0011
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年新增装机将维持现有增长水平。风电投资和投产减少，布局优化，企业投资逐步回归理性，更 加重视质量和效益。未来风电发展将会从重视装机数量向提升现有装机产能、效率方面倾斜。2016 年全国风电平均度电成本为 0.5 元/千瓦时，仍然高于燃煤标杆电价(0.25-0.45 元/千瓦时)。未来， 我国风电成本仍然有较大的下降空间。风电项目造价的下降将与关键设备成本和非技术成本的下降密切相关。前者依靠技术 进步和风机选型，后者取决于土地费用和税费。据 年我国平均风电项目单位造价每年下降约 300 元/千瓦的趋势，预测，2018 年，全国风电项目单位造价约为 7,500 元/千瓦，2020 年全国风电项目单位造价约为 6,800 元/千瓦。三、红色预警 6 省份风电装机将缓慢恢复《风电发展“十三五”规划》提出总量目标：到 2020 年底，风电累计并网装机容量确保达到 2.1 亿千瓦以上，其中海上风电 并网装机容量达到 500 万千瓦以上;风电年发电量确保达到 4,200 亿千瓦时，约占全国总发电量的 6%。截至 2017 年 9 月， 我国累计风电并网容量达到 1.57 亿千瓦，累计容量同比增长 13%。 2017 年 1~9 月，我国国内新增风电装机 970 万千瓦，比上年减少 30 万千瓦，这与新疆、甘肃、宁夏、吉林、黑龙江、内蒙 等六省新增装机的大幅下滑有关。2016 年六省新增装机 730 万千瓦，同比减少 810 万千瓦，下滑幅度 52.6%。2017 年的情 况也不乐观，1~9 月，6 省合计新增并网装机仅 80 万千瓦，同比下滑 55%，其中，甘肃、宁夏、吉林新增风电装机为 0。 前三季度各省风电新增装机及增速(万千瓦，%)数据来源：公开资料整理但这种情况并不会持续，随着未来弃风情况逐渐改善，红色预警省份将陆续摆脱红色预警，继续新上风电项目。我们预计
年 6 省新增装机情况开始回升，激发企业更多的投资意愿。四、风电开发布局向东、中部地区转移根据中电联 2017 年前三季度全国电力供需数据，风电开发布局呈现从西部、东北地区向东、中部地区转移的特征，东、中部 地区新增并网风电装机容量占比达到 62%，风电布局延续上年以来的向东、中部地区转移趋势。2017 年前三季度新增风电装机分布(吉瓦)数据来源：公开资料整理东、中部地区普遍属于低风速区域。由于“三北”地区弃风严重，政策引导风电布局向中东部地区转移，促进就地消纳。《风 电发展“十三五”规划》提出，到 2020 年，中东部和南方地区陆上风电新增并网装机容量 4,200 万千瓦以上，累计并网装机 容量达到 7,000 万千瓦以上。截至 2016 年，中东部和南方地区开发比例不足 7%，未来空间还很大。 虽然华东、南方等地区前期风电投资略高，但是这些地区用电需求同样比较高，基本能保证并网，而且造价逐年下降，其经 济性优势也正在逐步显现。此外，东中部地区火电、风电上网价格差更小，同样的补贴可以支持更多新能源发展。五、海上风电装机持续高增长我国海上风电发展相对较晚。2016 年，中国海上风电新增装机 154 台，容量达到 59 万千瓦，同比增长 64%，累积装机容量 达到 163 万千瓦，约占全球海上风电累计装机容量的 11%。中国海上风电累计和新增装机情况(万千瓦，%)数据来源：公开资料整理2017 年以前(不含 2017 年)投运的近海风电项目上网电价为 0.85 元/千瓦时，潮间带风电项目上网电 价为 0.75 元/千瓦时。目前海上风电的建设成本是陆上风电的 2-2.5 倍左右，而上网价格与陆上风电相近，再加上技术难度高、 投资大、运维成本高等，海上风电项目的投资吸引力不如陆上风电。随着技术进步和成本下降，海上风电投资收益有望提升。截至 2016 年底，在所有吊装的海上风电机组中，单机容量为 4 兆瓦的机组最多，累计装机容量达到 740 兆瓦，占海上装机 容量的 45.5%，其次是 3 兆瓦的装机容量，占比为 14%。目前，中国的 6 兆瓦机组还在试验阶段，据中国电机工程学会预测， 到 2020 年，中国将具备 8 兆瓦及以上大型海上风机的制造能力。2016 年海上风电不同功率机组装机容量数据来源：公开资料整理由于弃风率仍未达标，红色预警省份装机不会在短期内迅速恢复，以及低风速地区和海上风电发展的技术壁垒仍然需要时间， 我们预计， 年，风电装机的增速将在 10%~12%，到 2018 年，我国风电装机约为 180 吉瓦，2020 年，我国风电 装机约为 220 吉瓦，年均增长 20 吉瓦，基本符合“十三五”规划的目标。进入“十四五”时期，随着东、中部风电规模不断 扩大，以及海上风电技术的成熟，和红色预警省份装机的恢复，我们预计，风电的装机容量将会迎来新的发展期，增速将在 10%~15%，但爆发式增长基本没有可能。风电累计及新增装机预测(吉瓦，%)数据来源：公开资料整理六、弃风率下降，利用小时数提升风电消纳困难、弃风问题影响风电发展。政府引入政策和市场调控手段，挖掘市场消纳和调峰能力。《风电发展“十三五”规 划》提出风电消纳利用目标：到 2020 年，有效解决弃风问题，“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求。2016 年，国家发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，核定了部分存在弃风问题地区规划内的风电最低保障收购 年利用小时数。由于 2016 年内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆(含兵团)等省(区)风电利用小时数低于最低保障 收购年利用小时数，均被列为红色预警省份。红色预警的省(区)不得核准建设新的风电项目。 2017 年前三季度，红色预警省份的风电利用小时数都有了明显提升。我们预计， 年，这些省区实际利用小时数与 保障性收购利用小时数的偏差会逐渐缩小。 前三季度全国各省风电利用小时数(小时)数据来源：公开资料整理我国电源机构以火电为主，占比达 64%，调节能力不足。“三北”地区是新能源主要聚集区，但火电计划刚性执行挤占了新能 源的发电空间。发电量是各类机组收益的主要来源，由于调峰损失电量且无法获得合理补偿，火电调峰能力得不到充分调用。 挖掘燃煤机组调峰潜力是提升“三北”地区调峰能力的重要途径。国家能源局下发火电灵活性改造试点项目的通知，两批试 点项目涉及改造的火电机组约 1,700 万千瓦，主要分布在“三北”地区。国家能源局规定，提升灵活性改造将使热电机组增加 20%额定容量的调峰能力，纯凝机组增加 15%~20%额定容量的调峰能 力。第一批试点示范工作涉及超过 1,200 万千瓦的煤电机组，改造实施后将向系统提供 200 万千瓦以上的调峰能力，每年至 少可多消纳风电等清洁能源电量约 20 亿千瓦时。根据《电力“十三五”规划》，“三北”地区热电机组灵活性改造约 1.33 亿 千瓦，纯凝机组改造约 8,200 万千瓦，改造完成后，“三北”地区增加调峰能力 4,500 万千瓦。七、特高压输电通道助力红色预警 6 省风电外送 年，将有与红色预警省份相关的“一交四直”特高压投运，四条特高压直流总的输送容量 3,800 万千瓦，占“三 北”地区新能源装机比重将超过 20%。我们预计特高压工程的投运能提升红色预警 6 省风电外送能力。但考虑到特高压网架还处于发展过渡期，我们预计现有新能源外送通道能力短期内不能充分发挥， 年电网端会逐 步完善达到最佳性能要求。 年，随着风电投资红色预警省份利用小时数回升、火电灵活改造后“三北”地区调峰 能力提升、特高压输电通道提高风电消纳能力，我们预测，到 2020 年，风电全国平均利用小时数将超过 1,600 小时。全国风电平均利用小时数预测(小时)数据来源：公开资料整理八、政策激励有限 补贴退坡是必由之路我国新能源补贴强度高，2016 年风电的补贴强度为 0.17 元/千瓦时。截至 2016 年底，补贴资金累计缺口超过 550 亿元。如 果维持现有政策不变，我们预计“十三五”期间可再生能源发展基金的缺口将达 2,000 亿元。从丹麦、德国等国家新能源发展经验可以看到，新能源发展初期的确需要政府提供多种方式的扶持，提升产业竞争优势，但 是依赖补贴并不是长久之计。随着风电发展的日渐成熟和逐步实现平价上网，补贴退坡是必然。目前，国内已经启动绿证制 度，其初衷之一是降低新能源发电项目国家财政资金的直接补贴强度，缓解补贴拖欠的状况。 风电补贴退坡和弃风率在短期内影响风电运营商的盈利水平，但长期来看，将有助于风电产业形成健康有序的竞争环境。九、风电发电侧平价上网将近根据 2016 年 12 月国家发改委宣布的电价调整方案，4 个风电资源区的基准风电电价分别下调 3-7 分/千瓦时。在新电价政策下，2018 年前通过审批且在 2019 年底前投运的项目储备仍将享受 2016 及 2017 年的优惠电价。全国陆上风力发电标杆上网电价预测(元/千瓦时)数据来源：公开资料整理随着风电成本的降低，风电行业对政策补贴的依赖度逐渐降低，市场竞争机制正在取代产业政策成本行业发展的核心驱动力。 国家“十三五”规划明确提出到 2020 年风电实现发电侧平价上网。 发电侧平价上网，即在发电侧能够与火电的上网电价相竞争。目前国内不同地区脱硫煤电上网电价价格在 0.26-0.5 元/千瓦。 在高电价地区，平价上网标准可以设置为脱硫煤电价格，在低电价地区，将平价标准设定为 0.41 元/千瓦时较为合理(2017 年煤电全国加权平均价格约为 0.38 元/千瓦时，加上碳交易 3 分/千瓦时的成本)。 对比各省区煤电上网电价和我们的预设，到 2020 年，我们预计全国接近 80%的省市可以实现风电发电侧平价上网。甘肃、 宁夏、内蒙等地由于燃煤标杆电价较低，风电实现平价上网难度较大。十、更低成本、更高利用效率目前影响风电发展的有三大关键性因素，分别是政策、成本和效率。可以预见的是，随着政策性扶植力量逐渐减弱，市场竞 争机制将主导未来的风电行业发展，更低的成本和更高的利用效率将成为整个产业链的竞争关键。 同为新能源发电，风电和光伏发电成本仍然有较大下降空间。2020 年“三北”地区多数省份风电可以实现发电侧平价上网， 东、中部地区光伏发电可以基本实现用电侧平价上网。但从中长期来看，光伏发电比风电更加具有下降空间，2030 年光伏发 电平均度电成本有望低于风电，竞争力更强。来源:中国产业信息网本文由百家号作者上传并发布，百家号仅提供信息发布平台。文章仅代表作者个人观点，不代表百度立场。未经作者许可，不得转载。北丝琪百家号最近更新：简介:学习是劳动，是充满思想的劳动。作者最新文章相关文章}