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風力發(fā)電行業(yè)發(fā)展概況及發(fā)展趨勢
思瀚產業(yè)研究院 2023-10-13

風力發(fā)電是指把風的動能轉為電能，相比傳統(tǒng)火力發(fā)電污染更小，經過多年發(fā)展，伴隨風電機組大型化及技術進步，帶來風電整體造價階梯式下降，經濟效益突出；作為綠色清潔能源，風力發(fā)電已成為近年來發(fā)展最快的可再生能源之一。整體看來，風電行業(yè)具備以下特點：

（1）我國風能資源儲備豐富，供應和需求呈逆向分布

我國擁有豐富的風能資源儲量，風能資源開發(fā)利用潛力巨大。根據《2020 年中國風能太陽能資源年景公報》，2020年全國陸地 70 米高度層平均風速均值約為 5.4m/s，年平均風功率密度約為 184.5W/㎡。平均風功率密度大值區(qū)主要分布在我國的內蒙古中東部、河北北部、新疆北部和東部、廣西以及青藏高原和云貴高原的山脊地區(qū)，上述地區(qū)年平均風功率密度一般超過 300W/㎡。

東北中西部和東北部、山東沿海地區(qū)、四川東北部、貴州東部、湖南西南部、福建沿海的部分地區(qū)年平均風功率密度一般在 200W/㎡-300W/㎡之間。新疆西部的大部地區(qū)、東北東南部、華北中南部、黃淮、江淮、江漢、江南、四川東南部、重慶、云南西部和南部等地年均風功率密度一般低于 200W/㎡。2020年全國近海主要海區(qū) 70 米高度層平均風速均值約為 8.1m/s，年平均風功率密度約為572.6W/㎡。東海北部及其以南海區(qū)平均風功率密度一般超過 600W/㎡；渤海、渤海海峽、黃海大部分平均風功率密度一般為 400W/㎡-600W/㎡。

我國陸地風能資源豐富地區(qū)主要集中在東北、華北、西北地區(qū)（簡稱“三北地區(qū)”），范圍涵蓋東北三省、內蒙古大部、華北北部、甘肅西部（酒泉）、新疆北部和東部等。從海上風能資源看，海上風能資源主要分布在我國的東南沿海，其中以中國臺灣海峽的風能資源最為豐富。我國風能資源較好的三北地區(qū)，電力負荷較小，而用電負荷較大的中東部和南方地區(qū)風能資源較為欠缺，造成了供給和需求逆向分布的情況，對我國風電電能調配、電網建設、電力輸送提出了較高的要求。

我國不同地區(qū)風電開發(fā)側重點各不相同：“三北”陸上風電發(fā)展需要提升當地電力系統(tǒng)靈活性，確保外送通道中新能源電量占比要求，探索以新能源電量為主的跨省區(qū)外送方式；中東南部陸上風電發(fā)展重點解決土地利用、生態(tài)環(huán)保等資源開發(fā)問題，推進低風速技術進步，提升風電在當地能源供應中的比重；海上風電要開發(fā)適應海上特殊環(huán)境的大容量風電機組，提升工程施工建造水平，通過集中連片開發(fā)推動海上風電成本下降。

（2）風電裝機規(guī)模持續(xù)增長，棄風限電問題明顯改善

我國風電行業(yè)始于 20 世紀 50 年代后期，自我國第一座并網運行的風電場于 1986年在山東榮成建成后，風電場建設經歷了探索、快速發(fā)展、調整及穩(wěn)步增長各階段。伴隨著 2006 年《中華人民共和國可再生能源法》的實施以及《電網企業(yè)全額收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》等各項配套制度的不斷完善，我國風電進入高速發(fā)展，到 2010 年我國風電新增裝機容量超過 18.9GW，以占全球新增裝機 48%的份額領跑全球風電市場，風電累計裝機容量首次超過美國，躍居世界第一。

同時，經過幾年的高速發(fā)展，我國風電行業(yè)開始出現明顯棄風限電現象，以及行業(yè)惡性競爭加劇使得設備制造產能過剩?！笆濉逼陂g，為引導風電行業(yè)可持續(xù)發(fā)展，我國政府發(fā)布了一系列政策，針對有效緩解風電并網、棄風限電、無序競爭等問題進行改革，2013 年開始，我國風電行業(yè)逐漸復蘇，新增裝機容量開始回升。

“十三五”期間，在《關于建立監(jiān)測預警機制促進風電產業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的通知》《解決棄水棄風棄光問題實施方案》《清潔能源消納行動計劃（2018-2020 年）》等多項政策引導下，風電產業(yè)進入了持續(xù)穩(wěn)定的發(fā)展階段，棄風率持續(xù)降低，消納持續(xù)向好，我國棄風率在 2016 年為 17%，到 2022 年下降到 3.20%，我國風電裝機量大幅提升的同時，平均利用小時數穩(wěn)定在 2,000 小時以上。

（3）“十四五”時期風電裝機布局側重點明顯，大基地建設為裝機主力

風電裝機布局側重點明顯，9 大清潔能源基地和 5 大海上風電基地將成“十四五”時期的裝機主力，大型清潔能源基地主要分布于“三北”和西部地區(qū)，國家能源局按照統(tǒng)籌規(guī)劃、突出重點、生態(tài)優(yōu)先、目標導向、保障消納的原則，明確了第一批約 1 億千瓦大型風電光伏基地項目 50 個。

這些項目以風光資源為依托、以區(qū)域電網為支撐、以輸電通道為牽引、以高效消納為目標，統(tǒng)籌風光資源稟賦和消納條件，重點利用沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)土地資源，通過板上發(fā)電、板下種植、治沙改土、資源綜合利用等發(fā)展模式，實現生態(tài)效益、經濟效益、減碳效益等多重效益，在促進我國能源綠色低碳轉型發(fā)展的同時，能夠有效帶動產業(yè)發(fā)展、地方經濟發(fā)展。第二批基地項目工作也在陸續(xù)開展中。

其次，“十四五”期間實施“千鄉(xiāng)萬村馭風計劃”，分散式風電布局突出。分散式風電項目一般位于負荷中心附近，不以大規(guī)模遠距離輸送電力為目的，所產生的電力可以自用，也可上網且在配電系統(tǒng)平衡調節(jié)。伴隨著我國低速風機技術進步，中東南部具有消納優(yōu)勢明顯的低風速資源區(qū)域已具備開發(fā)條件，可實現就地生產就地消納，可供開發(fā)資源潛力在 10 億千瓦以上。

同時，因國內早期開發(fā)的風電項目機組額定風速高、單位千瓦掃風面積較小、風能利用率較低，隨著寧夏老舊風場“以大代小”率先試點，未來將在風能資源優(yōu)質地區(qū)有序實施老舊風電場升級改造。

（4）風電定價機制隨行業(yè)發(fā)展而變化

我國風電產業(yè)發(fā)展經歷了 30 多年，主要經歷了標桿電價、競價、指導電價、平價4 個階段。

1）標桿電價

2009 年 7 月國家發(fā)展改革委發(fā)布《關于完善風力發(fā)電上網電價政策的通知》（發(fā)改價格〔2009〕1906 號），按照風能資源狀況和工程建設條件，把全國分為四類資源區(qū)，并核定了對應的標桿上網電價，規(guī)定了風電項目上網電價包括脫硫標桿電價和綠電補貼兩部分；上網電價在當地脫硫燃煤機組標桿上網電價以內的部分，由當地省級電網負擔，并隨脫硫燃煤機組標桿上網電價調整而調整；高出部分通過全國征收的可再生能源電價附加分攤解決。

2014 至 2016 年期間，國家主管部門根據風電行業(yè)發(fā)展情況，對陸上風電的標桿上網電價進行了相應的降價調整，并鼓勵通過招標等競爭方式確定陸上風電項目上網電價。同時規(guī)定，通過競爭方式形成的上網電價不得高于國家規(guī)定的當地風電標桿上網電價水平。

2）競價

2018 年，根據國家能源局印發(fā)的《關于 2018 年度風電建設管理有關要求的通知》（國能發(fā)新能〔2018〕47 號）要求，從 2019 年起，新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。以競爭的方式配置風電項目和競價上網成為風電行業(yè)新趨勢。

3）指導電價

2019 年 5 月 21 日，國家發(fā)展改革委發(fā)布的《關于完善風電上網電價政策的通知》（發(fā)改價格〔2019〕882 號）提出,集中式項目標桿上網電價改為指導價，新核準上網電價通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區(qū)指導價；對于分散式項目，參與市場化交易的由發(fā)電企業(yè)與電力用戶直接協商形成上網電價，不享受國家補貼；不參與市場化交易的，執(zhí)行項目所在資源區(qū)指導價。風電指導價低于當地燃煤發(fā)電基準價（含脫硫、脫硝、除塵電價）的，以燃煤發(fā)電基準價作為指導價。

關于陸風方面：2018 年底之前核準的陸上風電項目，2020 年底前仍未完成并網的，國家不再補貼；2019 年 1 月 1 日至 2020 年底前核準的陸上風電項目，2021 年底前仍未完成并網的，國家不再補貼。自 2021 年 1 月 1 日開始，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。

關于海風方面：新核準潮間帶風電項目通過競爭方式確定的上網電價，不得高于項目所在資源區(qū)陸上風電指導價。對 2018 年底前已核準的海上風電項目，如在 2021 年底前全部機組完成并網的，執(zhí)行核準時的上網電價；2022 年及以后全部機組完成并網的，執(zhí)行并網年份的指導價。

4）平價

陸上風電平價時代于 2021 年 1 月 1 日開啟，海上風電平價時代于 2022 年 1 月 1日開啟。海上風電由各地方自行安排扶持補貼政策，目前廣東、山東等出臺了海風補貼政策。

（5）技術進步推動風電裝機成本持續(xù)下降，促使?jié)撛陂_發(fā)規(guī)模提升

隨著國民經濟發(fā)展水平提高，風能作為典型的無污染、可再生的清潔能源，已經成為我國能源發(fā)展規(guī)劃中的重要一環(huán)，風電裝機規(guī)模逐漸擴大的同時，技術發(fā)展、供應鏈水平提高以及零部件環(huán)節(jié)優(yōu)化共同推動風電整體成本下降。伴隨風電開發(fā)進入大型機組時代，風輪直徑和輪轂高度的提升使得風電機組在風速較低的地區(qū)獲得更多動力，單個機組功率的增加可攤薄單位機組的其他各項成本（機位點、土地、線路、運維等），推動風電機組單位成本進一步下降。

根據國際可再生能源署（IRENA）公布的全球平準化度電成本（LCOE）數據，海上風電、陸上風電在 2010 至 2021 年間分別下降了 60%、68%。其中，中國 2021 年新建陸上風電項目的加權平均 LCOE 約為 0.028 美元/千瓦時，低于煤炭發(fā)電的 LCOE（約為 0.077 美元/千瓦時）；海上風電加權平均 LCOE 下降至 0.079 美元/千瓦時，較 2010年降幅約 56%。2021 年，中國陸上風電加權平均裝機成本約為 1,157 美元/千瓦，相較2010 年下降了約 26%；海上風電加權平均裝機成本約為 2,857 美元/千瓦，較 2010 年降幅約 38%。目前，我國風電成本控制已處于世界一流水平。

風電機組技術進步在促使風電項目整體造價降低的同時，亦將低風速區(qū)域和遠海風電項目開發(fā)變?yōu)榭赡埽苿恿孙L電資源潛在開發(fā)規(guī)模的提升。

詳見思瀚發(fā)布《2023-2028年中國風力發(fā)電行業(yè)市場現狀與未來投資戰(zhàn)略分析報告》

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