20xx-20xx年中国风电设备产业深度分析及发展研究报告(66页)-设备管理(编辑修改稿)

20xx-20xx年中国风电设备产业深度分析及发展研究报告(66页)-设备管理(编辑修改稿)内容摘要：

加大电网建设力度，目前共投运风电并网线路 万千米，投资 418 亿元。 其中， 750 千伏线路 1694 千米、 500 千伏线路 2786千米、 330 千伏线路 475 千米、 220 千伏线路 8494 千米、 110 千伏及以下线路 9703 千米，建成风电送出汇集变电站（开关站） 25 个，升压变电容量 万千伏安。 电网建设的及时跟进，保证了风电项目的及时并网。 风电输出功率的不稳定性，决定了风电调度管理和并网技术管理工作的重要性和高难度。 公司副总经理舒印彪表示，在加大电网建设力度的同时，公司还加强风电调度运行管理和并网技术管理，提升接纳风电的能力。 加强风电调度运行管理，主要体现在建立风电实时监测系统、强化风电专业管理、提高风电功率预测的准确性三个方面。 为有效掌握风电实时运行状况，公司要求各风电场建 立集中监控系统，各网省公司接入调管范围内的风电运行信息。 目前，所有风电场均已纳入各级调度实时监测，初步实现了对风电运行的实时监视和分析。 在风电专业管理方面，公司针对电网实际情况，挖掘电网调峰潜力，最大限度提高电网接纳风电的能力。 华北网调相关人士表示，华北电网通过优化电网运行方式，将京津唐电网非供热机组出力压低至运行极限，使蒙西电网低谷时段送电容量从 195 万千瓦增加到 300 万千瓦左右，相当于帮助蒙西多消纳 105 万千瓦的风电出力。 2020 年，由中国电科院开发的我国第一套风电功率预测系统在吉林省电力有 限公司投入示范运行，目前该系统已覆盖风电装机容量超过 1200 万千瓦，预测精度达到 85%，为风电的调度运行奠定了坚实基础。 公司还加强并网技术管理，并网标准体系逐步建成，检测能力大幅提升。 2020 年年中，在国家能源局支持下，公司投资 亿元建成国家风电技术与检测研究中心。 中心已具备功率特性、低电压穿越、抗干扰能力等 8 项完备的风电机组特性检测能力，综合性能指数居世界第一。 加上公司参与制定的《风电机组功率特性测试标准》《风电机组低电压穿越测试规程》等标准，我国风电行业不断向规范化、标准化发展，既保证了并网风电机 组的技术性能，又提高了电网运行的安全性。 加大研究，引领风电发展 发展风电是一项需要全社会关注和推动的大课题，对于任何一家企业而言，奢求 “ 独善其身 ” 、只做好与自身相关的工作是不现实的。 从这几年的实践情况看，公司除了加强调度运行管理、并网技术管理 等相关工作外，还开展了大量的重要问题研究，做好规划、开展技术创新，引领风电健康发展。 2020 年，公司组织国务院研究室、国务院发展研究中心等 8 家国内权威研究机构，开展了《国家电网公司促进清洁能源发展研究》工作，提出了促进我国清洁能源发展的措施和政策建议； 2020 年，参加国家能源局组织开展的风电接入电网和市场接纳研究，系统研究了我国风电发展中面临的各种问题，提出了实现我国风电健康、科学发展的思路。 这些重大问题的研究，为政府有关部门决策提供了有力地支撑。 全力做好输电规划，保障风电基地开发外送，是公司着力研究的另一项重要课题。 我国风电主要集中在 “ 三北 ” 和东南沿海地区，八个千万千瓦级风电基地的开发规模占全国总规模的 80%以上，集中度很高。 按照 “ 建设大基地，融入大电网 ” 以及由近及远、分期建设的总体消纳思路， 2020 年开始，公司开展了甘肃酒泉、新疆哈密、 河北、蒙东、吉林等风电基地输电规划。 从研究的成果看，蒙西风电需要在蒙西及 “ 三华 ” 电网消纳；蒙东风电在东北电网及 “ 三华 ” 电网接纳；吉林风电在东北电网接纳；甘肃风电在西北电网及 “ 三华 ” 电网消纳；新疆风电在当地电网及 “ 三华 ” 电网消纳。 公司还大力开展技术创新，示范引领风电发展。 公司大力开展促进风电与电网协调运行的新技术、新产品研发，从机组控制、风电场控制、风电基地控制、海上风电接入等各个方面加强攻关，全面促进我国风电并网技术的进步；开展风电场电气部分典型设计，通过风机升压变、升压站以及接入系统方案的典型设计， 引导风电设计的规范化、标准化，推进新材料、新技术、新工艺的应用，促进风电场与电网的协调发展。 不懈的努力和扎实的工作，使公司在风电规划设计、运行控制、调度管理、技术标准等各个方面取得了长足的进步。 舒印彪评价说：“ 这些工作，使我们对风电的发展规律和特性有了更深的认识，对风电的掌控能力得到了提升，为未来风电的进一步大规模发展，打下了坚实的基础。 ” 一、 中国风电电价定价机制的演变过程 中国的并网风电从 20 世纪 80 年代开始发展，尤其是“十一五”期 间，风电发展非常迅速，总装机容量从 1989 年底的 4200kW 增长到2020 年的 1,200 万 kW ，跃居世界第四位，标志着中国风电进入了大规模开 发阶段。 总体看来，中国并网风电场的发展经历了三个阶段，即初期示 范阶段、产业化建立阶段、规模化及国产化阶段。 各阶段的电价特点及 定价机制概括如下： (一 ) 初期示范阶段（ 19861993 年） 中国并网型风电发展起步于 1986 年。 1986 年 5 月，第一个风电场 在山东荣成马兰湾建成，其安装的 Vestas V1555/11 风电机组，是由山 东省政府和航空工业部共同拨付外汇引进的。 此后，各地又陆续使用政 府拨款或 国外赠款、优惠贷款等引进了一些风电机组，建设并网型风电 场。 由于这些风电场主要用于科研或作为示范项目，未进入商业化运行， 因此，上网电价参照当地燃煤电价，由风力发电厂与电网公司签订购电协议后，报国家物价部门核准，电价水平在 元 /kWh 左右，例如 20世纪 90 年代初期建成的达坂城风电场，上网电价不足 元/kWh 总体来说，此阶段风电装机累积容量为 4200kW，风电发展的特点是利用国外赠款及贷款，建设小型示范电场。 政府的扶持主要是在资金方面，如投资风电场项目及风力发电机组的研制。 风电电价水平基本与 燃煤电厂持平。 (二 ) 产业化建立阶段（ 19942020 年） 2 1994 年起，中国开始探索设备国产化推动风电发展的道路，推出了 “乘风计划”，实施了“双加工程”，制定了支持设备国产化的专项政 策，风电场建设逐渐进入商业期。 这些政策的实施，对培育刚刚起步的 中国风电产业起到了一定作用，但由于技术和政策上的重重障碍，中国 风电发展依然步履维艰。 每年新增装机不超过十万千瓦。 到 2020 年底， 全国风电装机容量仅 万千瓦。 这一阶段，风电电价经历了还本付息电价和经营期平均电价两个阶 段。 1994 年，国家主管部门规定，电网管理部门应允许风电场就近上网， 并收购全部上网电量，上网电价按发电成本加还本付息、加合理利润的 原则确定，高出电网平均电价部分的差价由电网公司负担，发电量由电 网公司统一收购。 随着中国电力体制改革的深化，电价根据“厂网分开， 竞价上网”的目标逐步开始改革。 总体来说，这一时期的电价政策呈现出如下特点：上网电价由风力 发电厂与电网公司签订购电协议，各地价格主管部门批准后，报国家物 价部门备案，因此，风电价格各不相同。 最低的仍然是采用竞争电价， 与燃煤电厂的上网电价相当，例如，中国 节能投资公司建设的张北风电 场上网电价为 元 /千瓦时；而最高上网电价每千瓦时超过 1 元，例 如浙江的括苍山风电场上网电价高达每千瓦时 元。 由此可见，从初期示范阶段到产业化建立阶段，电价呈现上升趋势。 (三 ) 规模化及国产化阶段（ 2020 后） 为了促进风电大规模发展， 2020 年，国家发展改革委组织了第一期 全国风电特许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式 3 确定风电上网电价。 截至 2020 年，共组织了五期特许权招标，总装机容 量达到 880 万千瓦。 为了推广特许权招标经验， 2020 年国家发展改革委颁布《可再生能 源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格 [2020]7 号）文件，提 出了“风力发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”。 根据该文件，部分省（区、市）， 如内蒙古、吉林、甘肃、福建等，组织了若干省级风电特许权项目的招 标，并以中标电价为参考，确定省内其他风电场项目的核准电价。 其他 未进行招标的省（区、市），大部分沿用了逐个项目核准定电价的做法。 因此，这一时期中国在风电电价政策属于招标电价和核准电价并存。 由风电特 许权项目确定的招标电价呈现出逐年上升的趋势，随着中标规 则的完善，中标电价也趋于合理。 特许权招标项目的实施在风电电价定 价方面积累的许多有益的经验，尤其是 2020 年国家发展改革委颁布《发 改价格 [2020]7 号》文件后，各省的核准电价更加趋于合理。 风电场装 机容量在 50MW 以下，以省内核准的形式确定上网电价。 由于各地风电场 的建设条件不同，地方经济发展程度不一，核准的电价也差别较大，但 一般采取当地脱硫燃煤电厂上网电价加上不超过 元 /kWh 的电网补 贴。 (四 ) 目前中国风电电价政策 随着风 电的快速发展，“招标加核准”的模式已无法满足风电市场发 展和政府宏观引导的现实需要。 因此，在当前各地风电进入大规模建设 阶段，从招标定价加政府核准并行制度过渡到标杆电价机制，是行业发 4 展的必然，也将引导风电产业的长期健康发展。 2020 年 7 月底，国家发展改革委发布了《关于完善风力发电上网电 价政策的通知》 (发改价格 [2020]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。 四类风电标杆价区水平分别为 元 /kWh、 元 /kWh、 元 /kWh 和 元 /kWh， 2020 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即最低限价， 实际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。 二、 特许权招标项目 20202020 年，五期风电特许权项目招标，是中国电力体制改革、 厂网分家后的重要举措，风电上网电价政策不够明确的情况下，特许权 招标对合 理制定价格、加快风电大规模发展发挥了重要作用。 通过对五次风电特许权项目电价的分析可以看出，国家通过特许权 方式确定的招标电价总体上呈现上升的趋势，如：内蒙古西部地区特许 权招标项目从 2020的 /kWh上升到 2020年的 /kWh；甘肃的 特许权招标项目的电价从 2020 年的 元 /kWh 上升到 2020 年的 元 /kWh。 河北的上网电价由 2020 年的 元 /kWh 上升到 2020 年的 元 /kWh。 图 图 图 3 分别概括了内蒙古西部地区、甘肃、河北 等风电特许权项目大省的电价变化趋势。 5 0 2020 2020 2020 2020 2020 中标电价 年份 图 1. 内蒙古西部地区特许权项目中标电价 2020 2020 中标电价 年份 图 2. 甘肃省特许权项目中标电价 2020（ Phase4） 2020(Phase5) 中标电价 年份 图 3. 河北省特许权项目中标电价 6 三、 特殊省份电价分析 根据上述分析，全国范围内风电价格整体呈现上升趋势，但个别地 区也有例外，例如黑龙江和内蒙古西部。 特说明如下： 黑龙江省由于其特殊的地理环境，风资源相对贫乏，并且建设成本 居高不下。 此期间的建设项目单位投资在 万元 /kW 以上，导致该区域 风电发展相对滞后于其他省份。 20202020 年在黑龙江投建 的两个示范工 程，都采用价格较高的进口设备和技术，因此上网电价较高，即便如此， 也仅能维持正常运行。 目前，随着风电企业逐渐掌握黑龙江风能资源的 特性，运行成本进一步降低，风电项目增多，此外，风电设备国产化的 进程加快，也使风电建设成本降低。 黑龙江省的风电产业的发展趋于正 常，电价有降低趋势。 在内蒙古西部，由于风能资源地理位置远离电网主网架，送电距离。