国内外风电整体行业发展现状

来源：中为咨询www.zwzyzx.com 【日期：2016-03-18 15:14:14】【打印】【关闭】

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①技术与产业能力显著提高

在市场需求和竞争的推动下，中国风电设备制造业技术升级和国际化进程加快。目前，1.5兆瓦风电机组形成充足供应能力，3兆瓦风电机组已投入运行，5-6兆瓦风电机组样机已下线。目前中国已成为全球发展最迅猛的风电设备研发和制造基地，美国GE、丹麦Vestas、德国Nodex、西班牙Gamesa、印度Suzlon等全球风电企业已纷纷在国内设厂，并进行技术研发。然而，由于技术实力的差距，我国风电核心部件如变流器、变速箱轴承等对进口及外资依赖仍然较高。

此外，风力发电已由原来的小规模陆上风电场向大功率、海上风电发展。在未来相当长的时期内，陆上风电仍然是我国风电的主导力量，同时，我国已经开始了海上风电试点。2010年8月，上海东海大桥10.2万千瓦海上风电示范项目风电场全部风电机组完成240小时预验收考核，为我国第一座海上风电场；2011年12月，国电龙源江苏如东15万千瓦海上示范风电场一期工程正式投产发电；2014年5月，上海临港海上风电场一期10万千瓦项目获得上海市政府核准，并已进入开工前期准备阶段。

②风电开发利用规模快速扩大

目前中国风电已进入大规模发展阶段。2007-2013年期间，中国风电累计装机容量（不包括台湾地区）复合年增长率达到131.71%。风能资源的分布特点，决定了中国风电开发的“大规模发展、集中式建设、远距离输送”的趋势不会发生大的变化。今后将继续推进风电的规模化开发。在集中开发“三北”风电基地的同时，还将充分发挥东中部地区电网接入条件好、消纳能力强的优势，积极分散开发当地风能资源。中国海上风电还处于示范阶段，还将进一步推进百万千瓦级海上风电特许权示范项目，积累海上风电建设经验。

③风电并网和消纳问题正在逐步改善

长期以来，由于风电开发高度集中“三北”地区、风电和电网建设不同步、当地负荷水平较低、灵活调节电源少、跨省跨区市场不成熟等原因，中国风电并网和消纳是制约风电发展的主要因素。随着国家对该问题的重视和中国电网的发展，风电并网和消纳问题正在逐步改善。

2013年2月，国家能源局发布《关于做好2013年风电并网和消纳相关工作的通知》，要求更加高度重视风电的消纳和利用，把提高风电利用率作为做好能源工作的重要标准，对开发潜力较大、未来风电建设规模增长较快的地区，要未雨绸缪，加强风电消纳技术方案的研究，为保障今后风电持续健康稳定发展打好基础。2013年全年，我国风电设备利用小时达到2,080小时，为2008年来的年度最高水平，共有15个省份风电设备利用小时高于全国平均水平，风电“弃风”问题持续改善。

2014年3月发布的《国家能源局关于做好2014年风电并网消纳工作的通知》明确，要充分认识风电消纳的重要性，着力保障重点地区的风电消纳，加强风电基地配套送出通道建设，解决制约风电发展的“弃风”问题，有利于提高发行人未来的销售收入和盈利能力；重点保障哈密风电基地二期、酒泉风电基地二期第一批项目和增加京津冀地区清洁能源供应而规划建设的张家口风电基地二期、承德风电基地二期以及内蒙古自治区乌兰察布市风电基地、锡林郭勒盟风电基地等项目的配套送出通道的规划和建设。

同时，为进一步解决风电并网和消纳问题，我国正在加快发展现代电网体系建设，完善区域主干电网，发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术。国家电网建设大型风电基地外送通道计划的具体情况如下：建设酒泉至湖南±800kV特高压直流通道，将酒泉风电配套部分火电打捆送至华中电网负荷中心；蒙东、蒙西、河北、新疆风电基地电力除本地区消纳外，与近区煤电打捆，通过特高压交直流通道，送至“三华”电网负荷中心；江苏沿海风电就近接入江苏电网；吉林风电部分容量接入220kV及以下电网就地消纳，部分容量通过500kV交流接入东北主网消纳。

2015年3月发布的《国家能源局关于做好2015年风电并网消纳工作的通知》明确，做好风电的市场消纳和有效利用工作，是落实“十三五”规划任务，完成15%非化石能源发展目标的重要保障。要统筹考虑风电开发规模和电网消纳能力，新建风电基地项目需落实电力消纳市场。其中以新能源建设为主的风电基地，要根据输电线路的输送容量确定风电建设规模，确保最大限度的送出清洁能源电力。与煤电基地同步规划建设的风电基地，要最大限度的利用火电机组的调峰能力，在保证电网运行安全的前提下，确保清洁能源电量在外送电量中达到较高比例。电网企业和相关技术咨询机构要结合已有的建设和运行经验，进一步完善风电与火电协调运行跨区送电的技术方案和运行调度规则，确保基地项目建成后的顺利运行。加快中东部和南方地区风电的开发建设。

2015年12月发布了《国家能源局派出机构权利和责任清单（试行）》的通知（国能法改[2015]425号），《通知》明确提出：对未全额收购可再生能源发电可实施行政处罚，并由电网企业赔偿其损失。

2016年2月发布了《国家能源局关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》，《通知》中提出：一、做好可再生能源发电直接交易工作；二、做好风电等可再生能源清洁供暖工作；三、做好深化辅助服务补偿机制相关工作；四、建立自备电厂电量置换机制；五、加强对热电联产机组调峰性能监管；六、按区域统筹安排发电机组旋转备用；七、充分挖掘设备潜力；八、做好可再生能源外送工作；九、加强自备电厂管理。

④风电定价机制逐步完善

根据《可再生能源法》及《可再生能源发电有关管理规定》，可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整和公布。

根据国家发改委2006年1月颁布的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号），2005年12月31日后获得国家发改委或者省级发改委核准的风电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定；可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊。

国家发改委2009年7月发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），对风力发电上网电价政策进行了完善。文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。四类风电标杆上网电价水平分别为0.51元/kWh、0.54元/kWh、0.58元/kWh和0.61元/kWh，2009年8月1日起新核准的陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的标杆上网电价，海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。政府针对四类风能资源区发布的指导价格为最低限价，实际执行电价由风力发电企业与电网公司签订购电协议确定后，报国家物价主管部门备案。继续实行风电价格费用分摊制度，风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整。全国风力发电标杆上网电价表如下所示：

根据国家发改委2014年12月发布的《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2014]3008号），针对2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但与2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。对前三类资源区风电标杆电价进行了调整，调整后的前三类标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元/kWh、0.52元/kWh、0.56元/kWh，第四类资源区风电标杆上网电价维持不变。

根据国家发改委2015年12月发布的《调整陆上风电光伏发电上网标杆电价政策》，对陆上风电项目上网标杆电价，2016年、2018年一类、二类、三类资源区分别降低2分钱、3分钱，四类资源区分别降低1分钱、2分钱。

⑤“可再生能源电价补贴”政策

《可再生能源法》第十九条规定，“可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定。”可再生能源执行电价由国务院价格主管部门确定。《可再生能源法》第二十条规定，“电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。”

根据国家发改委2006年1月颁布的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号）第十二、十三与十四条规定，“可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的方式解决。可再生能源电价附加向省级及以上电网企业服务范围内的电力用户（包括省网公司的趸售对象、自备电厂用户、向发电厂直接购电的大用户）收取。可再生能源电价附加由国务院价格主管部门核定，按电力用户实际使用的电量计收，全国实行统一标准”，第十七条规定，“可再生能源电价附加计入电网企业销售电价，由电网企业收取，单独记账，专款专用”。

国家发改委于2007年1月发布的《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》第八条规定，“省级电网企业将收取的可再生能源电价附加计入本企业收入，首先用于支付本省（区、市）可再生能源电价补贴，差额部分进行配额交易、全国平衡。”第九条规定，“可再生能源发电项目补贴额=（可再生能源上网电价-当地省级电网脱硫燃煤机组标杆电价）×可再生能源发电上网电量”。第十三条规定，“省级电网企业收取的可再生能源电价附加金额小于本省应支付可再生能源电价补贴金额的，差额部分作为可再生能源电价附加配额对外出售。省级电网企业收取的可再生能源电价附加金额大于本省应支付可再生能源电价补贴金额的，余额用于购买可再生能源电价附加配额。”第十五条规定，“国务院价格主管部门统计审核各省级电网企业上一月度可再生能源电价附加余缺后，对收取的可再生能源电价附加不足以支付本省可再生能源电价附加补贴的省级电网企业，按照短缺资金金额颁发同等额度的可再生能源电价附加配额证，同时制定和下达配额交易方案。为方便交易，可以对每个电网企业在本省资金总额度内开具多张电价附加配额证”、“各省级电网企业可再生能源电价附加金额的余缺逐期滚存。可再生能源附加总额不足时，按收取额占应付额的比例开具电价附加配额证，累计不足部分在次年电价附加中解决。”

财政部、国家发改委、国家能源局2011年11月颁布了《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》。该办法第三条规定“可再生能源发展基金包括国家财政公共预算安排的专项资金（以下简称可再生能源发展专项资金）和依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入等”；第五条规定“可再生能源电价附加在除西藏自治区以外的全国范围内，对各省、自治区、直辖市扣除农业生产用电（含农业排灌用电）后的销售电量征收”；第八条规定“可再生能源电价附加由财政部驻各省、自治区、直辖市财政监察专员办事处按月向电网企业征收，实行直接缴库，收入全额上缴中央国库”。

财政部、国家发改委、国家能源局2012年3月颁布了《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》。该办法第十三条规定：“省级电网企业、地方独立电网企业应根据可再生能源上网电价和实际收购的可再生能源发电上网电量，按月与可再生能源发电企业结算电费”；第十一条规定：“可再生能源电价附加补助资金原则上实行按季预拨、年终清算。省级电网企业、地方独立电网企业根据本级电网覆盖范围内的列入可再生能源电价附加资金补助目录的并网发电项目和接网工程有关情况，于每季度第三个月10日前提出下季度可再生能源电价附加补助资金申请表，经所在地省级财政、价格、能源主管部门审核后，报财政部、国家发改委、国家能源局。公共可再生能源独立电力系统项目于年度终了后随清算报告一并提出资金申请”。

⑥行业出口情况

2014年，我国共有5家风电机组制造商向国外出口风电机组，已发运出口189台，已发运容量共计368.75MW。截至2014年底，我国风电机组制造商已出口的风电机组共计937台，累计容量达到1,761.25MW。在风电机组制造商中，金风科技出口量最大，占总出口量的48.44%。2008年-2014年我国历年风机出口情况如下：