风电产业现状与前景
发布时间:2020-07-16 浏览量:367
       
       风能是一种无污染的可再生能源,它取之不尽,用之不竭,分布广泛,属于可再生绿色能源。随着人类对生态环境的要求和能源的需要,风能的开发日益受到重视,风力发电将成为21世纪大规模开发的一种可再生清洁能源。据估计,全世界风能总量约200亿千瓦,相当于全世界总发电量的8倍,是世界总能耗的3倍,比地球上可开发利用的水能总量大10倍,如果风能的1%被利用,则可减少世界3%的能源消耗,风能用于发电可产生世界总电量的8~9%。
       风力发电技术也在不断成熟,单机容量由500~700KW量级增大到1000~2000量级,现已研制成功单机5000KW的风力机。目前,风力发电发展迅速,2007年全世界风力发电总装机容量达到8300万KW,到2012年,其年新增装机容量可望达到2400万KW,总的风力发电能力将达到1.77×108KW,占世界总电力市场的2%,预计到2020年风力发电能力占世界总电力将达到12%。
一、我国的风能资源分布情况
       我国风能资源丰富,储量为32亿千瓦,可开发的装机容量约2.5亿千瓦,居世界首位。新疆达坂城是是中国最早的风电场,中国最大的风电场是位于内蒙古的辉腾锡勒风电场。
尽管我国近几年风力发电年增长都在50%左右,但装机容量仅占全国电力装机容量的0.11%,风力发电潜力巨大。
      我国的风能资源分布可划分为如下几个区域:
      1、最大风能资源区,为东南沿海极其岛屿。
      2、次最大风能资源区,为内蒙古和甘肃北部。
      3、大风能资源区,为黑龙江、山东半岛沿海、吉林东部以及辽东半岛沿海。
      4、较大风能资源区,为青藏高原、三北地区的北部和沿海。
      5、最小风能资源区,为云贵川、陕西、河南等地。
      按照风能的三级区划指标体系,我国风能资源划分为4大区:
      I区——风能丰富区
      II区——风能较丰富区
      III区——风能可利用区
      IV区——风能欠缺区
二、全球风电产业现状
       风电产业链围绕风电场的开发、建设、日常运营构建为四大环节。自下而上分别为:
     (一)、风电场开发/运营商、运维服务和设备提供商;
     (二)、风电整机制造商、风塔制造商、风场施工建设提供商;
     (三)、风电整机的零部件制造商,有些风塔(塔筒、法兰)由整机企业整体采购,因此风塔制造企业也可以视为风电零部件制造商;
     (四)、整机和风塔各类零部件所使用的原材料,包括钢铁类(风电厚板、合金钢、生铁、废钢)、玻纤、碳纤、树脂、防腐漆、胶类等等。从行业由资本开支驱动的属性出发,我们沿着产业链自下而上的梳理各个环节。

      风电运营业务隶属于整个电力系统的发电环节,其核心竞争要素为风资源开发能力、资本金、债务融资能力和融资成本,而非技术、经验等。因此从市场格局来看,风电运营行业格局相对比较分散,每家企业在各自的传统优势区域进行开发,然后将风电电量销售给所在区域电网。
      风电开发商多为专业型的大型发电集团,或者其他资金实力雄厚的传统行业企业集团。在中国风电运营商主要分三类,一是大型中央电力集团,集团本身主要从事火电或者水电业务,专门设立新能源业务板块/子公司专门从事风电和光伏运营商项目的开发。该类型企业包括国电、大唐、华能、华电和中电投,它们在风电市场占据近一半的市场份额;二是其他国有能源企业,如中海油、中广核、华润电力、三峡集团和中节能风电等都属于这类企业,它们在我国累计和新增市场中都占据一定的市场份额;三是其他风电运营企业,包括民营企业和外资企业,相对前两类企业,这些企业所开发、运营的风电场项目较少,规模也较小,主要为从事新能源设备制造的企业,延伸至下游从事开发和运营。在全球其他国家的市场主体结构也比较类似,占主导地位的为国家电力或者能源集团,其他从事传统行业、资金实力雄厚的大型企业也是积极参与者。
海外风电整机市场经过40年以上的发展,已形成非常高的市场集中度。2018年海外新增风电装机28GW,其中海外前六家整机厂商市场份额占比已经达到86%,特别是行业前三家维斯塔斯(Vestas)、西门子歌美飒(SGRE)、和GE合计占有率达到61%,行业排名第一的维斯塔斯单独的份额已经接近行业第二和第三名的总和。
      根据WoodMackenzie发布的《2018年全球风电资产所有权报告》显示,截至2017年底,全球装机排名前25名的风电运营商,合计装机达到208GW,占当时全球风电装机总量的38%。中国是全球最大的新增风电市场,累计装机也位居全球第一。因此在全球前十大风电运营商当中,中国企业占据了6家。
      2019年11月欧洲风能协会发布《我们的能源,我们的未来》报告,该规划由与欧盟共同协调海上风能方面工作的10个国家的能源部提交。报告提出到2050年欧洲海上风电装机容量目标要达到450GW,而2018年底欧洲累计海上风电装机只有18.5GW,2018年当年新增装机2.65GW。而450GW海上风电开发仅征用该地区3%的海域面积,而将为该地区提供30%的所需能源。美国、印度、日本等也将海上风电开发提上日程,制定了各自的发展规划。
      为实现这一目标,欧洲地区需要在2030年前每年安装超过20GW海上风机,目前每年吊装规模约为3GW左右。预期2019-2025年欧洲每年新增海上风机5GW左右,2026至2030年均值为8.2GW,2036至2040年新增装机为20.5GW,2040至2050年为15.8GW。因此,从2019至2036年将迎来欧洲海上风电的黄金发展期。
三、我国风电产业现状
      上世纪九十年代起步之初,我国通过“乘风计划”、国家科技攻关计划、“863”计划以及国债项目和风电特许权项目等,支持风电制造业的技术引进、吸收和再创新,大力发展风电市场并培育了国内装备制造业,形成具有竞争力的风电装备全产业链。
      2000年我国风电装机仅0.3GW,2002年我国国产化机组开始批量生产,2012年中国风电装机突破60GW,取代美国成为世界第一风电大国;截至2018年中国陆上风电新增装机已连续9年保持全球第一,超过21GW。国产整机尚未完全打开国际市场,出口主要依靠国内资金投资海外项目实现出口,中国风机企业在海外市场的占有率约为3-4%,同样外资厂商在中国的市场占有率也长期在5%以下。
      随着我国风电在十三五期间经历补贴退坡,直至2020年过渡到平价开发,对开发商的专业化水平程度也在提高。叠加近年来国内环保政策加强,开发商的精细化管理程度更加严格,粗放式的开发模式无法满足当地和行业的相关标准。因此国内风电开发商的头部集中效应在2017年开始凸显,2016-2018年国内前10名风电开发商新增装机的份额占全市场的比例从2016年的59%逐步提升至70%;2015-2018年我国风电新增装机容量达到95GW,国能投(原国电集团和国华合并计算)新增装机占比最大,达到14.6%,国电投9.4%,华能集团达到7.5%,大唐集团6.9%,中广核5.7%,华润集团4.2%。
      截至2018年底,中国风电累计吊装量达到209GW,其中前10家风电开发商合计开发容量超过140GW,占比接近70%。
      为顺应市场需求变化,2019年国内各家整机厂商均发布了更大容量的陆上风机产品,满足业主对度电成本快速下降的需求。与此同时,机组大型化,还可以有利于整机厂商在当前3MW级别的机型向上兼容,做到单机成本上升的速度缓于单机容量提升的速度,来实现制造毛利率的修复。
      2018年中国海上风电保持较高增速,当年新增装机容量达到1.65GW,同比增长42.7%,累计装机达到4.4GW。根据《风电发展“十三五”规划》,2020年我国海上风电开工建设规模目标为10GW,累计并网容量目标为5GW。广东、江苏、浙江、福建等省的海上风电建设规模均要达到1GW以上。随着各地积极响应海上风电政策,我国海上风电已进入规模化发展阶段,呈高速发展态势,迎来黄金时代。
      2018年我国新增海上风电吊装容量1.65GW,从市场份额来看已经初步形成四四强格局,分别是上海电气、远景、金风和明阳智能。上海电气常年保持行业40%以上的市场占有率,处于行业绝对龙头地位,金风科技和远景能源在2017年以来装机量迅速提升,体现企业随着市场扩容后加强了海上风电业务的布局并取得一定成绩。
四、风电项目经济效益分析
       每千瓦风电装机容量的成本为8000-10000元,相对与造价约4000元/千瓦的煤炭、石油等常规能源电厂相比水电和火电,风能的后期维护、管理费用极低,而且收入十分稳定,一旦建成,风电场就是一台源源不断的提款机。
       从全球来看,风电成本也呈现出持续下降的趋势。由于技术进步和规模效应,每千瓦时风电的成本已经由20世纪80年代的20美分下降到21世纪初的5美分左右。预计到2020年,风电成本还可下降30%,从而接近火电成本。位于山东省东部沿海的荣成风电项目目前运行状况良好,经济效益明显,其上网电价为0.839元/千瓦时(含税),显然风电的投资利润相当可观。
五、风电的未来
      在2019年版全球能源转型报告中,IRENA探讨了两套面向2050年的能源开发方案。第一套方案是按照目前和规划的政策制定能源发展途径(参考案例),第二种是更清洁且适应气候变化的途径,主要基于对更为雄心勃勃但可实现的可再生能源和能源效率措施(可再生能源路线图(REmap)方案),这种发展路线与政府间气候变化专门委员会(IPCC)2018年报告的1.5摄氏度(°C)的碳预算水平保持一致。
      在所有低碳技术选项中,风电的加速部署加上深度电气化,将有助于将2050年需要的总排量减少超过四分之一(将近63亿吨CO2)。风能和太阳能将引领全球电力行业的转型。陆上和海上风能装机量将超过总电力需求的三分之一(35%),到2050年成为主要的发电来源。
       只有在未来30年内大幅增加风电装机容量,才能实现这一转型。这意味着与2018年的装机容量(542吉瓦GW)相比,需要在2030年之前将全球陆上风电装机容量增加到三倍(达到1787千兆瓦),并在2050年之前将此装机容量增加到十倍(达到5044千兆瓦)。对于海上风电,到2030年,累计发电量将增加近10倍(至228千兆瓦),到2050年甚至会有更大幅度增长,2050年海上风电总装机容量将接近1000千兆瓦。
风电行业需要为未来三十年风能市场的这种大规模增长做好准备。在未来20年内,陆上风电的容量安装将增加超过4倍,达到200千兆瓦,而2018年仅为45千兆瓦。每年增加的海上风电容量安装将具有更高的增长需求-从2018年的4.5千兆瓦千兆瓦增长添加到2050年的45千兆瓦,增长约10倍。
      在区域层面,亚洲将成为推动风电装机容量发展的主导力量,成为风电(陆上和海上)的世界领导者。亚洲(主要是中国)将继续主导陆上风电行业,到2050年,亚洲装机容量将占全球总装机容量50%以上,其次为北美(23%)和欧洲(10%)。对于海上风电,亚洲将在未来几十年内占据领先地位,到2050年,亚洲装机容量60%以上,其次是欧洲(22%)和北美(16%)。
      扩大风能投资是未来几十年加速全球风电装机容量增长的关键。这意味着与2018年(670亿美元/年)相比,从现在到2030年,全球平均每年陆上风电投资将增加一倍以上(1460亿美元/年),而在2030到2050年的余下时间,这一增长将达到三倍以上(2110亿美元/年)。对于海上风电,与2018年的投资(194亿美元/年)相比,从现在到2030年,全球平均年投资将需要增加三倍(610亿美元/年),到2050年,这一增长将达到五倍以上(1000亿美元/年)。
      规模经济的提高、更具竞争力的供应链和技术的进一步革新将继续降低风电的成本。在全球范围内,陆上风电项目的总安装成本在未来30年将继续大幅下降,与2018年的平均1497美元/kW相比,到2030年,平均安装成本将下降至800美元–1350美元/千瓦(kW)范围内,到2050年降至650美元至1000美元/kW范围内。对于海上风电项目,全球加权平均总安装成本将在未来几十年内进一步下降,到2030年将处于1700至3200美元/kW之间,到2050年将处于1400至2800美元/kW之间。
      与所有化石燃料发电源相比,陆上风电的平准化电力成本(LCOE)已经具有竞争力,并且随着安装成本和性能的不断改善,将进一步下降。在全球范围内,陆上风的LCOE将继续从2018年的平均每千瓦时0.06美元下降到2030年的0.03至0.05美元/千瓦时和2050年的0.02至0.03美元/千瓦时之间。海上风电的LCOE已经在某些欧洲市场具有竞争力(例如在德国和荷兰实行零补贴拍卖,法国实行较低价拍卖),而在其他欧洲市场(尤其是英国)则即将进入竞争市场。到2030年,海上风电将在世界其他市场中具备竞争力,其费用将降至化石燃料(煤和天然气)的低成本范围。到2030年,海上风电的LCOE将从2018年的平均0.13美元/千瓦时降至0.05美元至0.09美元/千瓦时之间,到2050年将降至0.03美元至0.07美元/千瓦时之间。_x0007_持续的革新和技术改进早就了更大容量的风力涡轮机、增加的轮毂高度和转子直径,这有助于增加同一地点的装机容量。陆上应用风力涡轮机尺寸的持续增长势头将继续,从2018年的平均2.6兆瓦增加到2025年的4到5兆瓦。对于海上应用,目前最大的涡轮机尺寸约为9.5兆瓦,这一尺寸很快会被超越,预计2025年投产的项目将包括额定功率为12兆瓦及以上的涡轮机(尽管部分交货期较长的老项目可能有较低的额定功率)。研究和开发将有可能在未来10到20年内将这一数字提高到15到20兆瓦。结合改进的风力涡轮机技术、更高轮毂高度和更大扫掠面积的更长叶片的部署,可以提高给定风资源的装机容量系数。就陆上风电场而言,全球加权平均容量系数将从2018年的34%上升至2030年的30%至55%,以及2050年的32%至58%。就海上风电场而言,将取得更大的进展,相较于2018年43%的平均值,2030年项目容量系数在36%至58%之间,2050年则在43%至60%之间。
六、加快风电发展的需注意问题
      风电是重要的可再生能源,尽快建立包括设备制造、技术服务和人才培养在内的风电产业体系,是促进风电持续健康发展的重要条件。为了实现风电的持续健康发展,使风电真正成为能源的重要组成部分,风电的建设必须要与培育和发展风电产业体系相结合,加大政府引导和支持力度,充分发挥市场机制的作用,加快关键技术和大型装备的研究开发,全面提升我国风电产业的技术水平,尽快建立起我国自主研发、设计、制造、运营和管理的产业体系。
      1、进一步加强全社会环境保护意识
      新闻媒介应大力宣传加快发展风电是经济发展和环境保护的需要,也是电力实施可持续发展战略的需要,电力和经济的发展不能以浪费资源和牺牲环境为代价。当前风电建设处于起步阶段,和其它发电手段相比,装机容量和发电量都很小,但它是未来能源,发展潜力巨大,这就要求我们处理好近期利益和长远利益的关系,局部利益和全局利益的关系,让更多的人了解风电,认识风电,支持风电。
      2、加快风电建设,促进设备制造国产化
      风电是重要的能源资源,加快风电发展是实现可持续的重要措施。目前,制约风电发展的重要因素是技术研发和设备制造能力弱,实现风电设备国产化是加快风电发展的重要基础。因此,目前风电的建设必须要与促进其技术研发和设备制造国产化相结合,通过风电的规模化建设,为国内风电设备制造提供发展机遇和需求市场,促进国内风电设备制造业的尽快发展,不能简单地为了扩大风电规模而从国外大规模引进风电设备。目前,我国已在采取将风电投资者与设备制造企业联合投标建设大型风电场的方式,旨在加速促进风电设备制造的国产化。尽快掌握先进机组的制造技术。对于风能发电存在的困难,业内人士普遍认为,主要就是技术和价格的问题。技术方面,目前国内风电设备基本上被进口设备垄断,国际上成为主流机型的兆瓦级机组在我国尚处于研制阶段。发电设备国产化水平低是我国风电产业化阻碍因素之一。比如,大型兆瓦级风机日益成为全球风能技术发展的趋势。国外风电机组目前已普遍达到兆瓦级,美国的主流机组一般为1.5兆瓦,一些欧洲国家则多为1.5-2.5兆瓦,我国国内目前本土化生产的风电设备单机容量仅在600千瓦、750千瓦级上,最大风电机组是1兆瓦,且在机组总体设计技术上落后于发达国家。
      目前来看,技术是我国发展风力发电产业绕不过的一个坎。另外,价格过高也是风能发电的问题之一,设备依靠进口,固定资产投资比重过大,不能集中大规模开发等等,种种因素导致了风电成本居高不下。近期发展风电的目的,不应该仅仅着眼于节约能源资源和保护环境同时还应该培育风电设备制造产业,尽快掌握先进机组的制造技术,带动我国制造业同步发展。
       3、制定长期保护性电价措施
      上网电价由政府部门按照发电成本加还本付息、合理利润的原则确定,给风电项目的投资者一定的效益保障和足够的吸引力,保护风电开发商和经营者的合法权益。同时在风电场项目立项上给予政策上的支持,简化审批程序,缩短立项周期。电网企业应按政府规定的价格,全额收购风电机组所发的全部电量,并分担风电项目送出工程的建设费用。
       4、建立可再生能源(风电)税收减免制度
       在税收上鼓励和帮助风电生产经营企业发展壮大。首先要制定对风电企业所得税的减免政策;还可考虑开征非清洁燃料使用税,用以补贴不使用常规燃料的风电企业;也可考虑给予风电企业风机进口关税的减免政策,以吸引更多投资者参与风电项目的开发建设。
       5、加快风电人才培养
      目前,制约我国风电发展的另一重要因素是缺乏风电技术人才,风能资源评价、风电场设计、并网及运行管理等产业服务体系不健全,风电场建设的技术仍主要依靠国外提供。因此,加快风电人才培养,健全风电产业服务体系,在有条件的大学设立风电专业。培养风电技术人才。要认真研究整合现有资源,尽快建立风能资源评价和设计研究机构、风电并网技术研究机构,加强风能资源评价、风电场设计和风电并网技术的研究和技术服务能力,尽快建立健全风电产业服务体系,为今后风电的大规模发展创造条件。
应用领域