中国风电发展简介

中国风电发展现状分析
风电发电量方面，2016 年全国风电发电量 2,410 亿千瓦时，占全部发电量的 4.1%，2017 年全国风电发电量 3,057 亿千瓦时，占全部发电量的 4.8%，风电已 成为继煤电、水电之后我国第三大电源。
中国风电发展现状分析
限电问题：
2017年风电限电量419亿度电，限电比12%，比2016年缓解0.7个百分点，弃风限电形势大幅 好转。2017年，弃风率超过10%的地区是甘肃（弃风率33%、弃风电量92亿千瓦时），新疆 （弃风率29%、弃风电量133亿千瓦时），吉林（弃风率21%、弃风电量23亿千瓦时），内蒙 古（弃风率15%、弃风电量95亿千瓦时）和黑龙江（弃风率14%、弃风电量18亿千瓦时）。
企业能力、业绩；设备先进性；技术方案；已开展前期工作；接入消纳条件； 申报电价（电价权 重不得低于40%） • 未确定投资主体项目的竞争要素
1991年至2016年中国新增和累计装机的风电机组平均功率
中国风电发展现状分析
2017年，我国新增风电机组中，2MW风电机组装机占全国新增装机容量的59%，2.1MW至 2.9MW机组市场份额达到26.1%，3MW至3.9MW机组（3MW和3.6MW）市场份额达到2.9%， 4MW及以上机组（包括4MW、4.2MW、5MW）占比达到4.7%。
中国风电发展现状分析
海上风电装机情况：2017年，中国海上风电新增装机319台，容量达到116万千瓦， 同比增长97%。累计装机279万千瓦。
2017年中国海上风电新增和累计装机容量
中国风电发展现状分析
截至2017年底，海上风电机组供应商共11家，其中，累计装机容量达到15万千瓦以 上的机组制造商有上海电气、远景能源、华锐风电、金风科技。
中国风电发展现状分析
2017年，我国六大区域的风电新增装机容量所占比例分别为西北地区（17%）、华北（25%）、 华东（23%）、西南（9%）、中南（23%）、东北（3%）。 与2016年相比，2016年我国华北地区和华东地区以及中南地区占比均出现了增长，西北、西 南地区出现了下降，东北占比维持不变。
中国风电行业发展简介
中国风电行业发展简介
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• 中国 风电 发展 历程 回顾
• 中国 风电 行业 现状 及未 来发 展分 析
• 竞价 机制
解读
• 分散 式风
电开
发
• 风电 技术
专题
中国风电产业发பைடு நூலகம்历程一览
中国风电产业蓬勃发展阶段（2005-至今）-1/4
自2005年起，随着“中华人民共和国可再生能源法”及相关配套政策的颁布实 施，我风电产业得到了快速发展。到2010年，我国风电累计装机量从2005年的 74万千瓦上升到4473万千瓦，连续五年翻番增长，一跃成为世界第一风电大国。 十一五期间，短短五年时间内，一个涵盖开发建设、零部件制造、技术研发、 检测认证、配套服务的产业链初具规模。
2016年和2017年中国各区域新增风电装机容量占比情况
中国风电发展现状分析
1、东北地区（包括辽宁、吉林、黑龙江）； 2、华北地区（包括北京、天津、河北、山西、内蒙古）； 3、华东地区（包括山东、江苏、安徽、上海、浙江、江西、福建）； 4、西北地区（包括新疆、甘肃、青海、宁夏、陕西）； 5、西南地区（包括四川、重庆、云南、贵州、西藏）； 6、中南地区（包括河南、湖北、湖南、广东、广西、海南）。
2017年中国不同功率风电机组新增装机容量比例
中国风电发展现状分析
中国风电发展现状分析
风电开发商装机情况：2017年，中国风电有新增装机的开发商企业超过80家，前十 家装机容量超过1500万千瓦，占比达到76%。累计装机前十家的开发企业装机容量 超过1.3亿千瓦，占比达到71%。
2017年中国风电开发企业新增及累计装机容量
竞价机制解读
风电项目竞争配置指导方案(试行) 一、基本原则 • 规划总量控制——严格落实“规划实施指导意见” • 电价竞争确定——通过竞争方式确定上网价格 • 优化投资环境——地方政府不得变相向企业收费 二、竞争配置风电项目类型 • 已确定投资主体的风电项目 • 未确定投资主体的风电项目(含大型风电基地) 三、竞争要素 • 已确定投资主体的风电项目
2001年至2016年全球新增和累计风电装机容量
全球风电发展现状分析
2017年全球各国新增风电装机容量
全球风电发展现状分析
2017年全球各国累计风电装机容量
全球风电发展现状分析
2017年亚洲地区的风电装机量再次领跑全球市场，欧洲位居第二，北美位居第三。截 止到2017年底，已有30个国家的风电装机容量超过了100万千瓦：欧洲18个; 亚太5个 （中国，印度，日本，韩国和澳大利亚）; 北美3个；拉丁美洲3个（巴西、智利、乌 拉圭）和非洲1个（南非）2018年中国风电装机量超过2亿千瓦，这将是中国风电发展 史上的又一个里程碑。
2008年至2017年全球各大洲新增风电装机容量
中国风电发展现状分析
政策有力保障了中国有一个稳定的市场规模和增速，过去五年，中国风电保持年均 20GW的增长速度，2017年，全国新增装机容量1966万千瓦，同比下降15.9%，累 计装机容量达到1.88亿千瓦。
2008年至2017年中国新增和累计风电装机容量
中国风电发展现状分析
电价和补贴问题：
补贴：资金存在缺口且将持续扩大，补贴拖欠：2016年底累计补贴资金缺口约520亿元；按照 《可再生能源发展“十三五”规划》中目标测算，2020年当年补贴资金缺口约600亿元，累计 约2000亿元（应收尽收）-2400亿元。 难点：不合理的非技术成本增加了可再生能源开发和运营成本，严重影响项目收益和经济性， 是可再生能源电价难以降到位、难以反应真实成本的主要障碍之一。 另外光伏发电发展规模大大超出预期，虽然电价下降快，但仍显著增加了补贴资金需求。
中国风电发展现状分析
限电问题：
2017年全国风电平均利用小时数1948小时，同比增加203小时。全国风电平均利用小时数较高 的地区是福建（2756小时）、云南（2484小时）、四川（2353小时）和上海（2337小时）。
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限电问题：
2016 年以来发改委及国家能源局密集出台了《可再生能源发电全额保障 性收购管理办法》、《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的 通知》、《能源生产和消费革命战略》、《解决弃水弃风弃光问题实施方案》 等十余项政策，要求弃风率到 2020 年下降至 5%。
同时，在政策引导下，国家电网加快特高压输电线路的建设，从特高压投 运的进程看，“十二五”期间我国特高压的建设是相对缓慢的，一共建成 9 条，且仅有 1 条线路是在限电区域。“十三五”期间，将重点优化西部（西 北+川渝）、东部（“三华” +东北三省+内蒙古）两个特高压同步电网，形 成送、受端结构清晰的“五横五纵” 29 条特高压线路的格局，即除了 2015 年前建好的 9 条外，2016-2020 年已投运、在建和已规划的还有 20 条特高 压线路，且有 13 条线路是在限电区域。随着特高压线路尤其是西北地区线 路在未来 3 年的密集投运，弃风限电现象将得到显著改善。
中国风电发展现状分析
限电问题：
2017年风电投资监测预警机制 2017年2月17日,国家能源局公布了《2017 年度风电投资监测预警结果》 ，内蒙古、黑 龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兵团） 6省为风电开发建设红色预警区域 ，红色预 警区域不得核准建设新的风电项目 。 2018年风电投资监测预警机制 • 甘肃、新疆（含兵团）、吉林3省为红色预 警区域。 • 内蒙古、黑龙江为橙色预警区域，山西北 部忻州市、 朔州市、大同市，陕西北部榆林 市以及河北省张家口 市和承德市按照橙色预 警管理。 • 其他省（区、市）和地区为绿色预警区域。 • 红色预警的区域暂停风电开发建设，集中 精力采取有 效措施解决存量风电消纳问题 • 橙色预警地区不再新增年度建设规模 • 绿色的地区按照有关要求自行组织风电项 目建设
竞价机制解读
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• 分散 式风
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发
• 风电 技术
专题
竞价机制解读
国家能源局2018年5月25日发布 《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》 通知要求：推行竞争方式配置风电项目。从2019年起，各省（自治区、直辖市）新 增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网 电价。分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。 一、严格落实规划和预警要求：红色、橙色预警地区不得调增规划。绿色预警地区 落实电网消纳后，可申请规划调整。 二、将消纳工作作为首要条件 ：要求各省报送2018年消纳方案，不报送停止该地 区风电新增建设。 三、严格落实电力送出和消纳条件 ：参与竞价的风电项目，在电网建设、保障小时 数（或弃风率不超过5%）确保的前提下，优先纳入年度建设方案。跨省跨区基地 项目，应落实电网消纳价格，受端省应出具承诺。 四、推行竞争方式配置风电项目 ：未列入2018年建设方案的省风电项目和无主海 上风电项目全部参与竞价。各省自行制定竞价办法，并确定年度规模，组织竞价， 分散式不参与竞价。 五、优化风电建设投资环境： 各地市政府取消资源费、路条费等附加费用，并应澄 清竞价项目土地、征地、税收、收费等条件，作为后续省级部门考核依据。 六、积极推进就近全额消纳风电项目：支持协议供电项目；鼓励消纳好、资源好的 地市招标竞价；特别鼓励平价上网项目。
中国风电发展现状分析
电价和补贴问题：
发电成本下降，电价和补贴水平下降的趋势 1、能源发展“十三五”规划：2020年风电与 煤电上网电价基本相当 2、可再生能源发展“十三五”规划：2020 年风电项目电价可与当地燃煤发电同平台竞争 3、技术进步已经使风电成本具有一定的竞争优势 风电、光伏标杆电价下降政策颁布 陆上风电 ： 2009年8月政策：0.51，0.54，0.58，0.61元/千瓦时（2009-2015） 2014年12月政策：0.49，0.52，0.56，0.61元 /千瓦时（2015年前核准2016年前投运 2015年12月政策：0.47，0.50，0.54，0.60元 /千瓦时（2018年前核准且纳入财政补贴年度规模管理 且于 2019年底前开工建设） 2016年12月政策0.40，0.45，0.49，0.57元/千瓦时（上述时间点之后） 风电电价下降的实施有一定的“滞后期” 海上风电： 0.75、0.85元/千瓦时