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2018年中国风电行业发展现状及趋势分析【图】

2020-04-09 22:31电力能源 人已围观

简介列车2009 年前,我国实行风电特许权招标政策,特许权项目通过上网电价的招标竞争选择开发商,上网电价区间集中在0.43 元/kWh~0.56 元/ kWh;2009 年7 月,发改委发布《关于完善风力发电上网电...

  2009 年前,我国实行风电特许权招标政策,特许权项目通过上网电价的招标竞争选择开发商,上网电价区间集中在0.43 元/kWh~0.56 元/ kWh;2009 年7 月,发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》,将全国分为四类风能资源区,风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51 元、0.54 元、0.58 元和0.61 元;2016 年12 月,发改委提出下调陆上风电上网电价、海上风电电价不变,同时触发条件由原来的并网节点变更为开工节点。

  2011~2012 年,随着风电装机快速增长开始出现弃风限电情况;2013 年冬季气温同比偏高,全国电力负荷同比增速提升,弃风率呈现一定好转;2014 年整体来风偏小、特高压投运,缓解了弃风限电现象。但由于2015 风电抢装,弃风限电情况更加严重,2016 年我国风电平均利用小时数1742 小时,弃风率高达17%。

  弃风限电自2010 年后成为制约行业发展的主要障碍,主要原因是:1)我国风能资源与电力需求存在区域错配,三北地区风能资源丰富,但远离电力负荷中心,资源地本身的工业基础较为欠缺,用电增速低、消纳能力弱;2)风电本身具有波动性和间歇行等特点,并网需要配套建设调峰电源,但三北地区电源结构单一,基本没有调峰能力;3)跨区域的电力输送通道建设不足,导致了弃风限电的问题产生。

  2017 弃风限电情况得到好转,前三季度全国风电发电量2128 亿千瓦时,同比增长26%;平均利用小时数1386 小时,同比增加135 小时;全国弃风电量295.5 亿千瓦时,同比减少103 亿千瓦时,弃风率同比下降6.7%。

  风电场装机成本主要由设备及安装工程费用、建筑工程费用、施工辅助工程费用等组成,机组的成本约占整个风电场工程成本的47%。自2007 年以来,由于制造进步、效率提升、行业激烈竞争使得风电机组的价格持续降低。国际上风电机组的成本从2007 年的1.78美元/瓦降至2015 年的0.93 美元/瓦,风机成本的降低也带动了度电成本的降低,陆上风电的度电成本目前约0.06 美元/瓦,相较于2010 年分别下降25%。

  从发电效率来看,风电技术水平在持续进步:1)通过提高叶轮直径、增加响应等方式,使发电效率以5%-10%增速提升;2)国内风机机型持续丰富,机型功率持续上升,带动风电发电效率提升。近两年风电主流机型从1.7-103(额定功率 1.7MW,列车风轮直径103m)升级为2.3-116(额定功率2.3MW,风轮直径116m),年发电量提升26.44%,度电成本降低8.51%,风轮直径、输出功率及容量因子的升级将持续提升机组发电能力。

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