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中国风电行业及市场发展情况分析(原创

时间:2018-11-21 21:52 来源:未知 作者: 点击:

  的速度增长,包括中国印度在内的亚洲发展中国家能源消耗量将比目前增长一倍,占全球能量需求增长量的。面对全球经济和人口增长的能源的需求,传统能源的日益枯竭,人类生存环境的恶化,发展清洁可再生的新能源是人类可持续发展的唯一出路。

  煤炭是中国最主要的能源资源,在中国能源资源中占绝对优势地位。按2000年煤炭产量10亿吨计算,中国煤炭资源探明保有储量的保证程度高达1000年,其中经济可开发剩余可采储量的保证程度为114年。

  中国石油总资源量约有1000亿吨,其中探明储量160亿吨;天然气总资源量38.14万亿立方米,其中探明储量2.06万亿立方米。石油和天然气探明储量在全国能源资源探明总储量结构中分别占2.8%和0.3%,在世界同类油气储量中分别占2.0%和0.5%。

  能源消费需求的快速增加,使常规能源面临枯竭的危机。如果以2009年的能源探明储量、生产量、消费量为基础,中国已探明储量的常规能源仅能开采、消费不足35年,而这一数字的全世界平均值也仅不足80年。在无重大能源发现或能源消费结构无重大变化的情况下,全世界常规能源在未来100年内消耗殆尽,而石油可能是最先枯竭的能源。

  根据世界能源组织测算,风力发电年增长均在30%以上,到2020年,全世界风电装机总容量将达12亿千瓦,年发电量将达到世界电能总需求量的12%。

  由此可见我国风能资源具有商业化、规模化发展的巨大潜力。最重要的还是要打破制约风能利用产业化发展的瓶颈,精心的培育和呵护市场。风能造价相对低廉,成了各个国家争相发展的新能源首选。

  首先,从市场消纳上看,风电通到并网难的问题。特别是在风能资源丰富的“三北”(东北、华北、西北)地区普遍出现了严重的弃风现象。凯发国际。尤其是在冬季供暖期间,为了满足供热需要,需优先保障热电联产机组运行,占用了夜间的主要电力负荷空间,使风电被迫大量弃风,有些地方的弃风电量已超过了50%。

  风电弃风问题的出现,并不意味着我国风电建设多了,而是暴露了我国电力管理中的矛盾和问题。风电建设集中在风能资源条件好的“三北”地区,这些地区电力负荷比较小,在当地消纳困难;风能资源的间歇和随机特性,给电力系统运行管理增加了很大难度;受发电计划管理体制制约和地方保护主义的影响,以及上网电价审批制度的限制,大大影响了地区间电力和电量的合理交换。

  一是风电上网电价的补贴问题。对风电发电上网电价给予优惠是世界各国共同的做法,但对优惠电价部分的补贴资金来源和管理方式各有不同。美国采取的是税收抵扣政策,规定给予每千瓦时风电发电量2.1美分补贴,由风电投资者在其上交的税收中予以抵扣;澳大利亚实行的是配额制度,规定售电企业在其销售电量中必须有一定比例的可再生能源发电量,由售电企业向可再生能源发电企业购买可再生能源发电证书,这需要建立公开透明的发电市场和绿色电力交易体系;德国是从终端用户随用电量征收资金,用于补贴风电等可再生能源发电上网电价中高出当地平均电价的部分。我国采取的也是这样的政策。从我国的实践看,这种补贴政策在受补贴企业和补贴资金量少的时候是比较适宜的,但随着受补贴企业和补贴资金量的增加,这种补贴办法变得很繁琐,效率也比较低,这是近年来补贴资金发放缓慢的重要原因。

  二是风力发电的税收政策问题。为了支持风电的发展,国家一直对风电实施增值税减半征收政策,这既体现了对风电场建设的支持,地方也可以通过风电场建设获得税收收入,是较适合风电特点的税收政策。但2009年增值税由生产型转为消费型后,风电场建设在短期内不能为地方带来税收收益,许多地区为了增加税收,盲目引进风电设备制造产业,强制要求风电开发企业采购本地生产的风电设备,不仅助长了风电设备制造的低水平重复扩张,而且严重扰乱了风电正常的建设秩序。

  我国风电市场潜力很大,关键是要做好风电的消纳工作。一要加强不同地区电力交换的能力,扩大风电消纳范围。二要提高常规能源发电机组的调峰能力,更好地适应风电持续变化的特性,加强储能设施建设,除必要的抽水蓄能电站外,在城市供热网络中配置必要的储热设施,这比建设储电设施要容易得多,合理释放热电联产机组的调峰能力,热电联产机组不能以供热为由不参与电力系统的调节运行。三要加快建立电力市场化运行机制,取消发电量计划管理制度,通过竞争方式安排各类机组的发电次序,实行由电力供需形成电价的机制,加强智能电网建设,建立电力辅助服务机制,真正形成优先利用可再生能源发电的电力管理体制。

  “十二五”期间,全国商品化可再生能源占全部能源消费总量的比重要达到9.5%以上。

  1、水电方面,政策将着力推动西部8个千万千瓦级水电基地建设,至2015年底,常规水电利用规模要达到2.6亿千瓦,年发电量要达到9100亿千瓦时,抽水蓄能利用量要达到3000万千瓦。

  2、风电方面,至2015年末,并网风电累计装机容量要达到1亿千瓦,年发电量要达到1900亿千瓦时。其中,分布式风电累计装机要达到2500万千瓦。

  3、太阳能发电方面,至2015年底,光伏发电装机要达到900万千瓦,光热发电装机要达到100万千瓦,太阳能热水器推广面积要达到4亿平方米。

  4、生物质发电方面,到2015年末,生物质发电装机建成规模要达到1300万千瓦。

  5、政策上还首次提出地热能、潮汐能和海洋能的发展目标。到2015年末,地热能年利用量要达到1500万吨标煤,地热能发电装机要达到10万千瓦;建成1到2个万千瓦级潮汐电站;建成5个万千瓦海洋能发电站。

  在相关的政策补贴和税收政策方面提出,要通过市场竞争的机制,完善可再生能源产品的政策补贴机制,鼓励可再生能源发电企业与用电户的直接交易,全面落实完善可再生能源发电补贴政策及可再生能源集中供热、供气和液体燃料的价格及服务收费标准。

  中国幅员辽阔,风能资源丰富,根据中国气象局对中国陆地10米高度层风能资源的理论值统计,风力技术可开发的陆地面积约20万平方公里,技术可开发的沿海海域面积为15.7万平方公里在,陆上技术可开发量为6-10亿KW,海上技术可开发量为1-2亿KW,陆海共计可开发风电资源总量达7-12亿KW。可开发的风能资源储备极为丰富,具备了大力发展的资源禀赋。

  风电行业一向被视为发展潜力巨大的新领域,风电企业和风电装备制造企业已经在多地上马。风能资源丰富的地方,就有风电企业,而有风电企业的地方,则分布着风电装备企业。

  如今,国内风电装备制造企业正在为此前的“蜂拥而上”付出代价。2011年下半年以来,国内风电装备制造企业的发展步伐逐渐放慢。随着国内外经济形势的好转以及智能电网等风电基础设施的改进,预计今后2-3年内,并网难等不利因素即可消除,行业将迎来新一轮快速发展。

  我国可再生能源发展已经进入了新的阶段和新的起点。“十一五”以来,在《可再生能源法》和有关配套政策的推动下,我国可再生能源发展很快,特别是风电发展取得了举世瞩目的成绩,风电新增装机容量连续多年翻番增长,已经成为全球风电装机最多的国家。风电装备制造能力快速提高,已经具备了1.5兆瓦以上各类技术类型、多种规格产品的制造能力,基本满足了我国陆地和海上风电开发需要,并正在走向国际市场。

  随着风电装机规模的不断扩大,新能源发展的形势发生了很大变化。全社会对新能源发展的关注度显著提高了,国有企业、民营企业、外资企业投资新能源的积极性很高,可以说已经形成了千军万马会战新能源的局面。

  但与此同时,风电发展的市场制约也突现出来。过去我国风电发展的主要制约是风机设备,而现在主要是市场因素和体制因素。另外,新能源产业的技术进步、标准规范、质量保证也面临许多挑战,近来风机质量事故不少,暴露了产业管理方面的问题。所以,与五年前相比,我国风电产业发展面临的形势发生了很大变化,要以新的视野和思路来推动风电的发展。

  目前风电产业出现了三个显著的特征,有利于风电龙头企业获得更为快速的成长趋势。

  一是风电大型化。1.5MW及以上风电机组已成为全球风电市场中的主流机型,2009年市场份额达到86.9%。2009年丹麦平均新增单机容量已达2.37MW,英国达到2.25MW。陆地主流机型向3MW发展,海上主流机型由3MW向5MW发展。而中小型企业限于研究实力、资本实力等因素,难以迅速向大型化方向发展,所以将在竞争中淘汰,从而意味着未来新增风电的市场份额将进一步向大型企业靠拢。

  二是海上风电。海上风电将出现爆发式增长,已成为风电开发的重要发展方向。根据全球风能理事会的统计,到2009年底,欧洲已建成32个近海风电场,总装机容量2,056MW。其中2009年新投产项目8个,总容量577MW。与2008年相比,2009年装机增长率为56%。据欧洲风能协会预测,2010年欧洲将新增10个海上风电场,新增1,000MW装机容量,比2009年增长75%。到2020年欧洲总规划装机超过70,000MW,仅英国计划海上装机超过7,000台。市场潜力巨大。而我国目前也在江苏、浙江、山东等地规划了诸多海上风电场。而海上风电将涉及到防潮防腐蚀等诸多高尖技术,因此,也有利于大型企业。

  三是风电技术的进步。无齿轮箱的直驱方式是近年来风电技术的一个研究热点,分为励磁直驱和永磁直驱两种形式。采用励磁直驱无齿轮箱系统的德国ENERCON等公司,拥有国际市场15%左右的市场份额,机组性能稳定、技术成熟。永磁直驱方式是近年来开发的风电机组技术,该技术没有齿轮箱,减少了一些机械故障点,如此能够解决永磁部件在长期强冲击振动和大范围温度变化条件下的磁稳定性问题,那么,永磁直驱技术将成为未来风电的新方向。

  2011年中国(不含港、澳、台)全年新增风电装机容量17.63GW,中国风电市场在历经多年的快速增长后正步入稳健发展期。全国累计装机容量62.36GW,继续保持全球风电装机容量第一的地位。至2011年年底,中国有30个省、市、自治区(不含港、澳、台)有了自己的风电场,风电累计装机超过1GW的省份超过10个,其中超过2GW的省份9个。领跑中国风电发展的地区仍是内蒙古自治区,其累计装机17.59GW,紧随其后的是河北、甘肃和辽宁,累计装机容量都超过5GW。

  中国海上风电建设有序推进,上海、江苏、山东、河北、浙江、广东海上风电规划已经完成;辽宁大连、福建、广西、海南等省的海上风电规划正在完善和制定。完成的规划中,初步确定了43GW的海上风能资源开发潜力,目前已有38个项目、共16.5GW在开展各项前期工作。到2011年年底,全国海上风电共完成吊装容量242.5MW。2011年风电新增并网接近17GW,基本上与全年吊装容量相当,并网难的问题得到了初步的缓解。全国风电并网容量累计达到了47.84GW。虽然风电并网的速度不断加快,但是并网困难问题依然存在。并且由于电网企业对风电装备技术条件要求提升,风电并网开始从物理“并网难”,向技术“并网难”转化。同时“弃风”成为风电发展的新难题,2011年风电“弃风”超过100亿kWh。

  进入“十二五”以来,国家能源主管部门提出了集中式开发和分散式开发并重的发展思路,以及相应的管理办法,一些内陆地区开始因地制宜规划风电开发项目,为中小型风电投资企业带来了机会。

  大型央企及地方国有企业仍然是中国风电场开发的主力军,有接近90%的风电项目由这些企业投资建设完成。到2011年年底,全国共有约60余家国有企业(不包括子公司)参与了风电投资建设,累计并网容量37.98GW,占全国总并网容量的79.4%。其中,中国五大发电集团累计并网容量27.1GW,占全国总并网容量的57%。国电集团以累计并网容量9.81GW位列国内风电并网容量第一名,华能集团和大唐集团分别列位第二和第三,其他各投资企业基本保持稳定发展状态。

  开发企业风电投资热情高涨。风电开发企业是推动风电规模化发展的主体,但是,开发投资主体过多、开发能力差异大、开发秩序混乱的问题也客观存在,大多数风电开发企业重发展速度和建设规模,轻发电量水平、运行管理和盈利能力,盲目或被动接受地方政府提出的各种要求。同时,对前期工作深度和质量重视不够,ag88环亚国际娱乐平台助力生命健康产业 2018苏州生物与生命科。投资决策程序不够完善,后评估工作开展不足。比如,即使当前北方地区限电已非常严重,不少企业风电投资热情仍然较高。

  受电网网架较弱影响,在电网的局部环节产生了“卡脖子”现象,风电限出力。由于部分地区风电开发过于集中,受现有电网网架送出能力影响,风电被限出力。

  北方地区系统峰谷差较大,系统调峰能力有限,风电在电网低谷时段参与系统调峰。系统峰谷差是影响系统接纳风电能力的关键因素。一般来说,北方经济欠发达地区居民生活用电比例高,系统峰谷差较大,峰谷差较大的月份与大风月重叠。而且,北方地区风电场大风月基本与供暖期重叠,受供热火电机组保民生影响,在冬季后半夜的系统负荷低谷时段,北方地区大部分风电场都要参与系统调峰。目前,参与系统调峰是风电场限出力的主要原因。

  由于局部地区电源相对于用电负荷严重过剩,即使在电网负荷高峰时段,风电仍无法全部消纳。例如,内蒙古西部地区火电机组过剩,发电装机严重富裕。供暖期内热电机组和自备电厂基本不参与系统调峰,大量风电成为系统调峰的便捷手段,导致消纳成为蒙西电网风电限电的首要原因。但值得关注的是,2012年上半年限电局面进一步严重,风电消纳问题从以供暖期内为主,扩大到了夏季用电负荷高峰期。在夏季风速较大的时段,黑龙江、吉林辽宁、甘肃、蒙东等地也出现了较大比例的限电。

  一是由于近年来风电发展速度过快,许多地区电网建设跟不上风电发展的步伐。近10年,世界风电装机年均增长31.8%,成为全球最具吸引力的新能源技术,电网作为传统产业,投资吸引力远不敌风电。

  二是建设工期不匹配。风电项目建设周期短,通常首台机组建设周期仅为6个月,全部建成需要1年左右;电网工程建设周期长,输电线路需要跨地区,协调工作难度大。在我国,220千伏输电工程合理工期需要1年左右,750千伏输电工程合理工期需要2年左右。在国外,由于管理体制的差异,建设周期更长。

  三是风电出力特性不同于常规电源。一方面,风电出力具有随机性、波动性的特点,造成风功率预测精度较低,风电达到一定规模后,如果不提高系统备用水平,调度运行很难做到不弃风;另一方面风电多具有反调峰特性,夜晚用电负荷处于低谷时段,风电发电出力往往较大,即使常规电源降出力,当风电规模达到一定程度(大于低谷用电负荷),也难免出现限电弃风。

  由于甘肃、内蒙古、黑龙江、吉林等“三北”一线地区大规模限电,在现有电力运行体制下无法消纳更大规模的风电,风资源开发利用效率大幅下降。

  为了避免更严重的限电形势,2011年以来,国家控制“三北”一线地区风电发展规模和速度,重点发展山西、陕西、宁夏、河北、辽宁等电网接入相对较好的“三北”二线地区以及东南沿海、内陆低风速地区,预计2014年之前每年尚可维持1500万千瓦左右的新增并网规模。

  然而,在现有电力市场运行体制下,山西、陕西、宁夏、河北、辽宁等省区电网可继续接入的风电容量也是有限的,而沿海地区和内陆低风速地区省份受风电开发成本、土地利用规划、环境影响等因素限制,在现有技术手段、电价政策、管理体制条件下可经济开发的风电规模也有限。

  因此,如果2014年之前“三北”地区并网与消纳问题处理不好,且中东部、内陆地区低风速与分散式接入项目的相关配套政策没有在操作层面完善,则“十三五”期间我国风电将面临可持续发展的严重挑战。

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