“十三五”风电发展趋势分析

文 | 曹巍

发展现状

一、资源概况

中国气象局风能太阳能资源中心的数据显示，受益于风电技术发展，我国80m高度风能资源技术可开发量由35亿千瓦增加到42亿千瓦，低风速风能资源技术可开发量由3亿千瓦增加到10亿千瓦。

图1 2012-2018年前三季度我国风电并网装机走势

二、装机情况

根据国家能源局公布的数据，2018年前三季度全国风电累计并网装机17592万千瓦，新增装机1261万千瓦，较2017年同期分别增加12%和30%。其中新增并网装机在受限电、抢装潮等因素影响，连续2年下降后，实现了正增长。

三、限电情况

2018年前三季度，全国风电平均利用小时数为1521小时，同比增加135小时；全国弃风电量为222亿千瓦时，同比减少73亿千瓦时，弃风率同比下降4个百分点，实现弃风量和弃风率双降。大部分弃风限电严重地区的形势有所好转，除新疆为25%，甘肃为20%，内蒙古为13%外，其他省份的弃风率均控制在5%以内。

近期发展特点及趋势

一、风电机组设备更新迭代加速

受“三北”区域弃风限电影响，2016年，风电开发重心向低风速、消纳能力较强的中东部区域转移。为了适应新的风能资源环境、保证项目效益，风电机组技术快速进步，风轮直径不断增加，单机容量逐步增大，塔筒高度持续增高。风轮直径由早期的82m增加到131m、甚至140m，单机容量由1.5MW增大到2.2MW、甚至3.XMW，塔筒高度由65m增高到120m、甚至140m。

图2 2017年前三季度和2018年前三季度风电并网运行对比

表1 主要风电机组厂商的大容量、高塔筒项目

目前，高塔筒、长叶片项目主要集中于河南、江苏、山东等平均风速较低、地形平坦的省份，并以风轮直径为121m、131m的2兆瓦级机型为主。塔筒高度以140m居多，但容量相对较小，120m的塔筒方案逐渐成熟。

图3 核准未建项目分布图

图4 2016年和2017年风电并网运行情况对比

图5 我国海上风电装机统计

二、新增装机增长提速，向中东部转移

（一）陆上风电

2015年6月30日电价第一次下调，刺激各开发商形成“630”抢装潮。但这打乱了原有开发节奏，极大透支装机潜力，同时造成部分地区限电严重，被列入红色预警区域，无法取得新的核准。

随着上网电价的逐步下调，为了维持相对较高的电价，未来2～3年已核准未建设的风电项目将逐批集中开工、投产。经初步统计，2017年底已核准未投产项目总容量约为11500万千瓦。考虑建设期等因素，预计未来3年年均风电投产容量将在2000万～3000万千瓦。

由于已核未投项目主要集中于中东部地区，2017年开始已出现回暖迹象，尤以华中地区最为显著。其中，河南、广西、广东在经历2016年新增装机负增长后，2017年新增装机同比增长均达到200%以上。

（二）海上风电

2017年，海上风电累计装机279万千瓦，同比增长71%，增速提高13个百分点；2017年，新增装机116万千瓦，较2016年增加57万千瓦，同比增长97%，增速提高33个百分点。装机增长速度加快。

为了加快海上风电发展速度，实现“十三五”规划目标，2014年，国家发展改革委明确近海风电上网电价为0.85元/千瓦时，潮间带为0.75元/千瓦时。较高的固定电价激发了开发商的建设热情，2014—2017年，全国共核准14个海上风电项目，总装机量400万千瓦，且大部分已开工建设，核准及建设进度加快。其中，2014年为1项（30万千瓦），2016年核准5项（139万千瓦），2017年核准8项（230万千瓦）。进入2018年，海上风电主要开发地区核准速度进一步加快，如江苏核准11项，装机容量206万千瓦；广东核准31项，装机容量1870万千瓦。

三、分散式风电有望加速推进

现阶段，随着连片风能资源获取越来越难，开发难度越来越大，电量消纳压力越来越大，集中式风电发展面临阻力。分散式风电以规模小、靠近负荷中心、直接接入配电网就近消纳、不占用核准计划指标等特点，获得越来越多关注。

进入“十三五”以来，国家能源局出台一系列加快推进分散式风电的规划、政策，加大了支持和引导力度。同时，地方政府积极响应，河北、河南、贵州、内蒙古等省区均出台相关文件，规划发展规模。但对于全面开展工作仍有一定限制，如内蒙古限制项目单体建设容量不超过1万千瓦；辽宁要求项目只能利用建设用地等。

表2 四类风能资源区电价变化

考虑目前分散式风电配套政策尚不完善，核准流程与常规项目无明显区别，全额上网项目并网管理按常规电源执行，对于国有企业来说单位投资成本较高，后期运维难度较大。当前民营资本进入较多，尤其是风电设备制造企业。

四、电价下行压力增大

随着风电装机快速增加，清洁能源补贴缺口逐步扩大。国家发展改革委能源研究所可再生能源发展中心预计，如果现行固定电价政策不变，到2020年补贴缺口可能达到2000亿元。

为了缓解可再生能源补贴缺口压力，2013年，国家实行电价退坡机制，上网电价逐步降低；2017年11月，国家发展改革委发布《关于全面深化价格机制改革的意见》，再次明确该机制，并提出2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当的目标。

在电力产能过剩的大环境下，部分风电装机占比较高的西部经济欠发达省份，新能源项目已参与市场化交易。如青海、云南等水电发达省份，通过参与大用户交易、直供电等方式，省内风电项目上网电价较标杆电价普遍下降1～1.5分/千瓦时。

在当前各省逐渐出台竞争性配置办法后，作为最重要分数权重的电价，下降压力增大。

五、未来限电持续缓解趋势仍不明确

受抢装潮影响，“三北”区域的弃风率在2015年达到最高水平，之后国家通过采取限制新增核准、建设特高压线路、加强功率预测及电网调度、增强火电深度调峰、开展清洁供暖等措施，加上2017年以来国内用电增速明显回升，限电状况有所缓解。

继2017年弃风率同比下降5.2个百分点后，2018年前三个季度较同期继续下降4个百分点。“红六省”的弃风率同比均大幅改善，仅新疆、甘肃高于20%。

随着限电的好转，2018年，内蒙古、黑龙江和宁夏已退出红色预警区域。其中内蒙古及宁夏实际已于2017年下半年出现新增核准，内蒙古新核准205万千瓦，宁夏新核准80万千瓦。

随着大概率出现的第二次装机潮的到来，同时作为2012—2016年年均新增装机合计占比在15%以上的内蒙古、黑龙江、宁夏三省区解禁，限电形势将再次面临较大压力，未来能否继续维持弃风率下降的趋势仍存在不确定性。

表3 限电严重省份的近年弃风情况

表4 “红六省”近年新增装机情况 单位：万千瓦

六、机组价格呈下降趋势，但空间有限

受全国总体装机增速放缓影响，为了维持市场份额，并抢占新兴市场，各主要整机厂商竞争加剧，2MW主流机型价格水平大幅下降，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级别风轮直径、2.5MW级机型的报价仅约3500元/千瓦左右。

风电机组设备具有制造业特性，其价格主要受钢材、玻璃钢等原材料价格制约。结合当前原材料价格情况，若无重大制造技术出现，初步判断目前机组价格水平已接近谷底，继续下降空间有限。如出现原材料价格大幅上涨或抢装潮造成机组供应紧张的情况，价格可能出现反弹。

未来发展思考

一、优质项目可不受区域限制优先重点开发

作为风电项目效益变动最为敏感的因素，电价每下降0.01元/千瓦时，项目资本金内部收益率约降低1个百分点，而一类至三类风能资源区的电价下降0.09～0.11元/千瓦时，意味着这些地区的项目在面临限电压力的同时，资本金内部收益率需达到20%以上才能满足开发商投资建设的要求。

结合风电项目由于设备增值税抵扣、所得税三免三减半、投产初期维修费用较低等特点，净现金流量在投产后前5年相对较高的特点，对于资源及建设条件较好的优质项目，如收益率在20%以上、投资回收期在4～6年的项目，可优先重点开发，并尽可能在火电标杆电价较高的省份开发。

二、平原等高切变地区积极采用高塔筒

中东部平原及丘陵地区地形较为平坦、绿化程度较高、大气趋向稳定，风切变一般在0.2以上，对于5万千瓦新型风电场，相较于100m塔筒的方案，采用120m高塔筒后，年利用小时数可增加超过100小时，资本金内部收益率增加2个百分点以上。

目前各整机厂商均加大高塔筒的研发力度，120m以上的柔塔、混塔两种高塔筒方案均获得快速发展，并已大规模应用，部分高切变地区已开始应用140m轮毂方案。

三、积极探索即将退役机组“以大代小”的可能性

摄影：何海清

我国于20世纪90年代中后期开始进行风电开发，但受限于当时的技术条件，机组单机容量较小。至1995年，全国共建成5座并网型风电场，装机总容量为3.6万千瓦，最大单机容量为500千瓦。至2007年我国才通过与国外合资、合作的方式批量生产750千瓦级风电机组。

首批开发项目主要位于“三北”区域最优质风能资源地区，其机组单机容量及发电能力与目前相比均较差，风能资源利用效率极低，维护成本所占比例较大。如果可以实行以大代小、以新换旧，则可极大提高风能资源利用率，增强发电能力，充分利用非限电时段多发电量，并可进一步节省占地。

但目前实行以新换旧，涉及发展改革委重新论证、立项、备案；重新核发业务许可证；电网公司重新计算结算、调度电量，实际执行面临较大困难。

四、谨慎开发水电占比较大省份的项目

水力资源丰富地区，水电装机占比较高，而水电具有较强的季节性，在丰水期发电能力较强，且与部分风速较高月份重叠，对风电电量消纳产生较大影响。同时为优先保证水电，地方政府出台水电优惠政策，相对限制了风电发展，如云南省要求风电企业参与电价市场化交易并拿出部分电价补贴；四川省为了解决金沙江、大渡河、雅砻江流域大水电的消纳及外送问题，实际工作中已基本停止风电项目核准。

五、依托重点项目适度开发环保压力较大地区

为落实习近平总书记“绿水青山就是金山银山”的一系列生态保护重要指示精神，在受季风影响、降水量较为丰富、植被较为茂密的地区，当地政府及民众环保意识觉醒，对项目环保、水保要求逐步提高，风电开发成本相应提高。如5万千瓦装机规模风电项目，2010年的环保、水保投资在一般500万元左右，而目前已提高到平均1200万元，部分项目甚至达到2000万元。因此，在这些地区要依托重点项目进行适度开发。