“十三五”風電發展趨勢分析

文 | 曹巍

發展現狀

一、資源概況

中國氣象局風能太陽能資源中心的數據顯示，受益于風電技術發展，我國80m高度風能資源技術可開發量由35億千瓦增加到42億千瓦，低風速風能資源技術可開發量由3億千瓦增加到10億千瓦。

圖1 2012-2018年前三季度我國風電并網裝機走勢

二、裝機情況

根據國家能源局公布的數據，2018年前三季度全國風電累計并網裝機17592萬千瓦，新增裝機1261萬千瓦，較2017年同期分別增加12%和30%。其中新增并網裝機在受限電、搶裝潮等因素影響，連續2年下降后，實現了正增長。

三、限電情況

2018年前三季度，全國風電平均利用小時數為1521小時，同比增加135小時；全國棄風電量為222億千瓦時，同比減少73億千瓦時，棄風率同比下降4個百分點，實現棄風量和棄風率雙降。大部分棄風限電嚴重地區的形勢有所好轉，除新疆為25%，甘肅為20%，內蒙古為13%外，其他省份的棄風率均控制在5%以內。

近期發展特點及趨勢

一、風電機組設備更新迭代加速

受“三北”區域棄風限電影響，2016年，風電開發重心向低風速、消納能力較強的中東部區域轉移。為了適應新的風能資源環境、保證項目效益，風電機組技術快速進步，風輪直徑不斷增加，單機容量逐步增大，塔筒高度持續增高。風輪直徑由早期的82m增加到131m、甚至140m，單機容量由1.5MW增大到2.2MW、甚至3.XMW，塔筒高度由65m增高到120m、甚至140m。

圖2 2017年前三季度和2018年前三季度風電并網運行對比

表1 主要風電機組廠商的大容量、高塔筒項目

目前，高塔筒、長葉片項目主要集中于河南、江蘇、山東等平均風速較低、地形平坦的省份，并以風輪直徑為121m、131m的2兆瓦級機型為主。塔筒高度以140m居多，但容量相對較小，120m的塔筒方案逐漸成熟。

圖3 核準未建項目分布圖

圖4 2016年和2017年風電并網運行情況對比

圖5 我國海上風電裝機統計

二、新增裝機增長提速，向中東部轉移

（一）陸上風電

2015年6月30日電價第一次下調，刺激各開發商形成“630”搶裝潮。但這打亂了原有開發節奏，極大透支裝機潛力，同時造成部分地區限電嚴重，被列入紅色預警區域，無法取得新的核準。

隨著上網電價的逐步下調，為了維持相對較高的電價，未來2～3年已核準未建設的風電項目將逐批集中開工、投產。經初步統計，2017年底已核準未投產項目總容量約為11500萬千瓦。考慮建設期等因素，預計未來3年年均風電投產容量將在2000萬～3000萬千瓦。

由于已核未投項目主要集中于中東部地區，2017年開始已出現回暖跡象，尤以華中地區最為顯著。其中，河南、廣西、廣東在經歷2016年新增裝機負增長后，2017年新增裝機同比增長均達到200%以上。

（二）海上風電

2017年，海上風電累計裝機279萬千瓦，同比增長71%，增速提高13個百分點；2017年，新增裝機116萬千瓦，較2016年增加57萬千瓦，同比增長97%，增速提高33個百分點。裝機增長速度加快。

為了加快海上風電發展速度，實現“十三五”規劃目標，2014年，國家發展改革委明確近海風電上網電價為0.85元/千瓦時，潮間帶為0.75元/千瓦時。較高的固定電價激發了開發商的建設熱情，2014—2017年，全國共核準14個海上風電項目，總裝機量400萬千瓦，且大部分已開工建設，核準及建設進度加快。其中，2014年為1項（30萬千瓦），2016年核準5項（139萬千瓦），2017年核準8項（230萬千瓦）。進入2018年，海上風電主要開發地區核準速度進一步加快，如江蘇核準11項，裝機容量206萬千瓦；廣東核準31項，裝機容量1870萬千瓦。

三、分散式風電有望加速推進

現階段，隨著連片風能資源獲取越來越難，開發難度越來越大，電量消納壓力越來越大，集中式風電發展面臨阻力。分散式風電以規模小、靠近負荷中心、直接接入配電網就近消納、不占用核準計劃指標等特點，獲得越來越多關注。

進入“十三五”以來，國家能源局出臺一系列加快推進分散式風電的規劃、政策，加大了支持和引導力度。同時，地方政府積極響應，河北、河南、貴州、內蒙古等省區均出臺相關文件，規劃發展規模。但對于全面開展工作仍有一定限制，如內蒙古限制項目單體建設容量不超過1萬千瓦；遼寧要求項目只能利用建設用地等。

表2 四類風能資源區電價變化

考慮目前分散式風電配套政策尚不完善，核準流程與常規項目無明顯區別，全額上網項目并網管理按常規電源執行，對于國有企業來說單位投資成本較高，后期運維難度較大。當前民營資本進入較多，尤其是風電設備制造企業。

四、電價下行壓力增大

隨著風電裝機快速增加，清潔能源補貼缺口逐步擴大。國家發展改革委能源研究所可再生能源發展中心預計，如果現行固定電價政策不變，到2020年補貼缺口可能達到2000億元。

為了緩解可再生能源補貼缺口壓力，2013年，國家實行電價退坡機制，上網電價逐步降低；2017年11月，國家發展改革委發布《關于全面深化價格機制改革的意見》，再次明確該機制，并提出2020年實現風電與燃煤發電上網電價相當的目標。

在電力產能過剩的大環境下，部分風電裝機占比較高的西部經濟欠發達省份，新能源項目已參與市場化交易。如青海、云南等水電發達省份，通過參與大用戶交易、直供電等方式，省內風電項目上網電價較標桿電價普遍下降1～1.5分/千瓦時。

在當前各省逐漸出臺競爭性配置辦法后，作為最重要分數權重的電價，下降壓力增大。

五、未來限電持續緩解趨勢仍不明確

受搶裝潮影響，“三北”區域的棄風率在2015年達到最高水平，之后國家通過采取限制新增核準、建設特高壓線路、加強功率預測及電網調度、增強火電深度調峰、開展清潔供暖等措施，加上2017年以來國內用電增速明顯回升，限電狀況有所緩解。

繼2017年棄風率同比下降5.2個百分點后，2018年前三個季度較同期繼續下降4個百分點。“紅六省”的棄風率同比均大幅改善，僅新疆、甘肅高于20%。

隨著限電的好轉，2018年，內蒙古、黑龍江和寧夏已退出紅色預警區域。其中內蒙古及寧夏實際已于2017年下半年出現新增核準，內蒙古新核準205萬千瓦，寧夏新核準80萬千瓦。

隨著大概率出現的第二次裝機潮的到來，同時作為2012—2016年年均新增裝機合計占比在15%以上的內蒙古、黑龍江、寧夏三省區解禁，限電形勢將再次面臨較大壓力，未來能否繼續維持棄風率下降的趨勢仍存在不確定性。

表3 限電嚴重省份的近年棄風情況

表4 “紅六省”近年新增裝機情況 單位：萬千瓦

六、機組價格呈下降趨勢，但空間有限

受全國總體裝機增速放緩影響，為了維持市場份額，并搶占新興市場，各主要整機廠商競爭加劇，2MW主流機型價格水平大幅下降，由2016年的4100元/千瓦左右，下降到目前的3300～3700元/千瓦，而最新的140m級別風輪直徑、2.5MW級機型的報價僅約3500元/千瓦左右。

風電機組設備具有制造業特性，其價格主要受鋼材、玻璃鋼等原材料價格制約。結合當前原材料價格情況，若無重大制造技術出現，初步判斷目前機組價格水平已接近谷底，繼續下降空間有限。如出現原材料價格大幅上漲或搶裝潮造成機組供應緊張的情況，價格可能出現反彈。

未來發展思考

一、優質項目可不受區域限制優先重點開發

作為風電項目效益變動最為敏感的因素，電價每下降0.01元/千瓦時，項目資本金內部收益率約降低1個百分點，而一類至三類風能資源區的電價下降0.09～0.11元/千瓦時，意味著這些地區的項目在面臨限電壓力的同時，資本金內部收益率需達到20%以上才能滿足開發商投資建設的要求。

結合風電項目由于設備增值稅抵扣、所得稅三免三減半、投產初期維修費用較低等特點，凈現金流量在投產后前5年相對較高的特點，對于資源及建設條件較好的優質項目，如收益率在20%以上、投資回收期在4～6年的項目，可優先重點開發，并盡可能在火電標桿電價較高的省份開發。

二、平原等高切變地區積極采用高塔筒

中東部平原及丘陵地區地形較為平坦、綠化程度較高、大氣趨向穩定，風切變一般在0.2以上，對于5萬千瓦新型風電場，相較于100m塔筒的方案，采用120m高塔筒后，年利用小時數可增加超過100小時，資本金內部收益率增加2個百分點以上。

目前各整機廠商均加大高塔筒的研發力度，120m以上的柔塔、混塔兩種高塔筒方案均獲得快速發展，并已大規模應用，部分高切變地區已開始應用140m輪轂方案。

三、積極探索即將退役機組“以大代小”的可能性

攝影：何海清

我國于20世紀90年代中后期開始進行風電開發，但受限于當時的技術條件，機組單機容量較小。至1995年，全國共建成5座并網型風電場，裝機總容量為3.6萬千瓦，最大單機容量為500千瓦。至2007年我國才通過與國外合資、合作的方式批量生產750千瓦級風電機組。

首批開發項目主要位于“三北”區域最優質風能資源地區，其機組單機容量及發電能力與目前相比均較差，風能資源利用效率極低，維護成本所占比例較大。如果可以實行以大代小、以新換舊，則可極大提高風能資源利用率，增強發電能力，充分利用非限電時段多發電量，并可進一步節省占地。

但目前實行以新換舊，涉及發展改革委重新論證、立項、備案；重新核發業務許可證；電網公司重新計算結算、調度電量，實際執行面臨較大困難。

四、謹慎開發水電占比較大省份的項目

水力資源豐富地區，水電裝機占比較高，而水電具有較強的季節性，在豐水期發電能力較強，且與部分風速較高月份重疊，對風電電量消納產生較大影響。同時為優先保證水電，地方政府出臺水電優惠政策，相對限制了風電發展，如云南省要求風電企業參與電價市場化交易并拿出部分電價補貼；四川省為了解決金沙江、大渡河、雅礱江流域大水電的消納及外送問題，實際工作中已基本停止風電項目核準。

五、依托重點項目適度開發環保壓力較大地區

為落實習近平總書記“綠水青山就是金山銀山”的一系列生態保護重要指示精神，在受季風影響、降水量較為豐富、植被較為茂密的地區，當地政府及民眾環保意識覺醒，對項目環保、水保要求逐步提高，風電開發成本相應提高。如5萬千瓦裝機規模風電項目，2010年的環保、水保投資在一般500萬元左右，而目前已提高到平均1200萬元，部分項目甚至達到2000萬元。因此，在這些地區要依托重點項目進行適度開發。