风电机组制造行业分析报告Word文档格式.docx
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2、监管政策
我国风电行业产业化发展始于2005年《可再生能源法》的颁布。
作为新兴产业,风电行业一直享受国家政策的大力扶持。
在经历了2008-2010年的高速发展阶段后,我国风电行业初具规模,国家产业政策的支持重点进行了调整,从过去追求规模快速扩张,转向规范行业秩序、鼓励技术升级、提升产品质量。
国家发改委从2014年开始,连续三次对对电价补贴政策进行调整。
2019年5月国家发改委推出平价上网政策,要求2021年陆上风电全面实现平价上网。
但国家政策调整的方向是要引导行业向高质量、可持续方向发展,并非限制风电行业的发展空间。
最近三年行业监管政策变化如下:
(1)风电补贴退坡力度加大,平价上网项目优先配置
2017年11月8日,国家发改委发布《关于全面深化价格机制改革的意见》,再次明确要完善可再生能源价格机制。
根据技术进步和市场供求,实施风电、光伏等新能源标杆上网电价退坡机制,2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当、光伏上网电价与电网销售电价相当。
2018年5月18日,国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》,规定尚未印发2018年度风电建设方案的省(自治区、直辖市)新增集中式陆上风电项目,以及从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,将通过竞争方式配置和确定上网电价。
该政策有利于风电行业健康发展、推动解决风电补贴及消纳问题,有利于促进设备环节系统精益、优胜劣汰。
2019年1月9日,国家发改委、国家能源局印发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》,明确了对无补贴平价上网风电项目提供多项政策支持,包括不受年度建设规模限制,降低弃风弃光限电、附加税费、各类违规收费等各项非技术成本,通过保障优先发电和全额保障性收购、绿证交易方式保障投资企业的收益。
2019年5月21日,国家发改委下发《关于完善风电上网电价政策的通知》,将陆上、海上风电标杆上网电价均改为指导价,规定新核准的集中式陆上风电项目及海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价,不得高于项目所在资源区的指导价。
《通知》还规定2018年底之前核准的陆上风电项目,2020年底前仍未完成并网的,国家不再补贴;
2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目,2021年底前仍未完成并网的,国家不再补贴。
自2021年1月1日开始,新核准的陆上风电项目全面实现平价上网,国家不再补贴。
2019年5月28日,国家能源局发布了《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》,在组织电网企业论证并落实平价上网项目的电力送出和消纳条件基础上,优先推进平价上网项目建设,严格规范补贴项目竞争配置,将上网电价作为重要竞争条件,优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目,并且全面落实电力送出消纳条件,优先保障平价上网项目的电力送出和消纳。
(2)不断优化风电消纳机制,促进风电健康发展,助力能源结构调整
2017年11月8日,国家能源局下发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》,方案明确,2017年甘肃、新疆弃风率降至30%左右,吉林、黑龙江和内蒙古弃风率降至20%左右。
其它地区风电和光伏发电年利用小时数应达到国家能源局2016年下达的本地区最低保障收购年利用小时数(或弃风率低于10%、弃光率低于5%)。
同时,方案再次强调用多种市场化手段推动解决可再生能源消纳问题,到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。
2018年10月30日,国家发改委、国家能源局下发《关于印发<
清洁能源消纳行动计划(2018-2020)>
的通知》明确提出,到2020年,确保全国平均风电利用率达到国际先进水平(力争达到95%左右),弃风率控制在合理水平(力争控制在5%左右),基本解决清洁能源消纳问题。
同时政策在规划管理、市场化交易、清洁能源消纳等方式给予政策引导及支持。
2019年4月12日,国家能源局发布《关于征求对2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知(征求意见稿)意见函》,明确指出需要严格落实规划和预警要求,严格落实电力送出和消纳条件。
2019年5月10日,国家发改委、国家能源局下发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》,提出建立健全可再生能源电力消纳保障机制。
规定了各省级行政区域必须达到的最低消纳责任权重和激励性消纳责任权重。
由省级人民政府能源主管部门牵头负责本省级行政区域的消纳责任权重落实,再由国务院能源主管部门对各省级行政区域消纳责任权重完成情况进行监测评价。
2020年3月2日,国家发改委与国家能源局印发《省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲的通知》,要求各省(区、市)能源主管部门对承担消纳责任的各市场主体明确最低可再生能源电力消纳责任权重,并按责任权重对市场主体完成情况进行考核,对未完成的市场主体进行督促落实,并依法依规予以处理。
消纳主要履行方式为购买或自发自用可再生能源电力,购买其他市场主体超额完成的消纳量或绿色电力证书为补充履行方式。
2020年6月1日,国家发改委和能源局联合发布《关于印发各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》,有10个省(区、市)的可再生能源最低总量消纳责任权重超过30%,9个省(区、市)最低非水可再生能源消纳权重超过15%,且该权重将逐年提升。
各省级能源主管部门、各电网企业和国家能源局各派出机构的职责任务也得以明确,以确保消纳责任权重落到实处。
(3)提高可再生能源补贴资金使用效率,完善市场化配置资源机制
2018年6月11日,国家财政部、发改委及能源局联合发布《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录(第七批)的通知》,将包括风电、光伏、生物质等在内的、总规模超过55GW的相关可再生能源发电项目列入补贴发放范围。
2020年1月20日,财政部、发改委和能源局共同下发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》,主要内容一是坚持以收定支原则,新增补贴项目规模由新增补贴收入决定,做到新增项目不新欠;
二是开源节流,通过多种方式增加补贴收入、减少不合规补贴需求,缓解存量项目补贴压力;
三是凡符合条件的存量项目均纳入补贴清单;
四是部门间相互配合,增强政策协同性,对不同可再生能源发电项目实施分类管理。
2020年3月12日,国家财政部印发《关于开展可再生能源发电补贴项目清单有关工作的通知》,明确此前由财政部、国家发改委、国家能源局发文公布的第一批至第七批可再生能源电价附加补助目录内的可再生能源发电项目,由电网企业对相关信息进行审核后,直接纳入补贴清单。
同时强调抓紧审核存量项目信息,分批纳入补贴清单。
2020年9月29日,财政部、国家发改委、国家能源局下发《关于<
促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>
有关事项的补充通知》,从政策层面明确了纳入可再生能源发电补贴清单范围的风电项目在20年全生命周期按照目全生命周期合理利用小时数给予补贴。
二、行业发展概况
1、全球风电行业发展概况
随着国际社会对能源安全、生态环境、异常气候等问题的日益重视,减少化石能源燃烧,加快开发和利用可再生能源已成为世界各国的普遍共识和一致行动。
目前,全球能源转型的基本趋势是实现化石能源体系向低碳能源体系的转变,最终目标是进入以可再生能源为主的可持续能源时代。
2015年,全球可再生能源发电新增装机容量首次超过常规能源发电的新增装机容量,标志全球电力系统的建设正在发生结构性转变。
风电作为技术成熟、环境友好的可再生能源,已在全球范围内实现大规模的开发应用。
丹麦早在19世纪末便开始着手利用风能发电,但直到1973年发生了世界性的石油危机,对石油短缺以及用矿物燃料发电所带来的环境污染的担忧,使风力发电重新得到了重视。
此后,美国、丹麦、荷兰、英国、德国、瑞典、加拿大等国家均在风力发电的研究与应用方面投入了大量的人力和资金。
至2016年,风电在美国已超过传统水电成为第一大可再生能源,并在此前的7年时间里,美国风电成本下降了近66%。
在德国,陆上风电已成为整个能源体系中最便宜的能源,且在过去的数年间风电技术快速发展,更佳的系统兼容性、更长的运行小时数以及更大的单机容量使得德国《可再生能源法》最新修订法案(EEG2017)将固定电价体系改为招标竞价体系,彻底实现风电市场化。
根据欧洲风能协会统计,2019年整个欧洲地区风电占电力消费的比例达到15%,其中丹麦的风电占电力消费的比例达到48%,并在风电高峰时期依靠其发达的国家电网互联将多余电力输送至周边国家;
德国为26%、英国为22%。
根据国际可再生能源署(IRENA)统计,2018年全球陆上风电平准化度电成本(levelizedcostofelectricity,LCOE)区间已经明显低于全球的化石能源,达到5.6美分/千瓦时,比2017年低13%,比2010年低35%。
IRENA预计随着技术进步,2020年全球陆上风电的平均成本将降低到4.5美分/千瓦时,风电将成为最经济的绿色电力之一。
从每年新增风电装机容量来看,全球风电行业从2005年开始进入了长达十年的快速发展期。
在此期间,除2013年短暂回落外,其余年度一直保持可观的增长,并在2015年创出历史性高点。
2016年至2018年全球风电新增装机容量较2015年有所下降,但规模均在50GW以上,并在2019年开始再次恢复增长。
截至2019年全球风电市场累计装机容量达650.6GW,自2005年以来复合增速达17.34%。
2001-2019年全球风电装机累计容量见下图:
从近几年全球风电新增装机容量的分布来看,主要集中在中国、美国、德国等几个国家。
全球风电累计装机容量的分布也大体一致。
无论是新增还是累计装机容量,我国都已成为全球规模最大的风电市场。
2019年我国新增装机容量占全球比重为43.30%,累计装机容量占全球比重为36.34%;
新增和总量排名第二的国家为美国,2019年新增装机容量占全球比重为17%,累计装机容量占全球比重为16.21%。
随着风电平准化度电成本不断降低,风电开发利用的经济性显著提升,风电在全球电源结构中的占比将进一步提升。
美国提出到2030年20%的用电量由风电供应,2050年达35%。
丹麦、德国等国把开发风电作为实现2050年高比例可再生能源发展目标的核心措施。
此外,随着印度、巴西风电市场的加速成长以及非洲等新兴市场的崛起,风电市场将会从目前高度集中的发展态势逐步扩散至全球各个区域,从而为风电市场提供更为广阔的发展空间。
全球风能理事会GWEC在《2019年全球风电发展报告》中预测至2024年,全球市场年新增装机容量将重回60GW,见下图:
2、我国风电行业发展概况
(1)我国风电行业发展历程
我国风力发电始于20世纪50年代后期,用于解决海岛及偏远地区供电难问题,主要是非并网小型风电机组的建设。
70年代末期,我国开始研究并网风电,主要通过引入国外风电机组建设示范电场,1986年5月,首个示范性风电场马兰风力发电场在山东荣成建成并网发电。
从第一个风电场建成至今,我国风电产业发展经历了早期示范阶段(1986-1993)、产业化探索阶段(1994-2003)、快速成长阶段(2004-2007)、高速发展阶段(2008-2010)、调整阶段(2011-2013)五个阶段,并自2014年起进入稳步增长阶段。
经过前期的洗牌,风电产业过热的现象得到一定的遏制,发展模式从重规模、重速度到重效益、重质量。
与此同时,“十三五”期间,我国风电产业逐步实行配额制与绿色证书政策,并发布了国家五年风电发展的方向和基本目标,明确了风电发展规模进入持续稳定的发展模式。
截至目前,我国风电行业已经历了两轮高速发展时期。
第一轮从2005年开始,到2010年结束,之后经历了两年的调整,本轮最高装机容量达18.93GW。
从2013年年中开始,我国风电行业摆脱下滑趋势,在行业环境得到有效净化的形势下,开始了新一轮有质量的增长,并在2015年创出30.75GW的新高,随后受前期抢装透支需求的影响,2016、2017连续两年装机量下滑。
在风电技术进步带来度电成本的下降、新的电价下调截止时间临近导致抢装现象、“三北”地区弃风限电改善恢复投资、分散式风电崛起、海上风电发展等多因素驱动下,2018年开始新增装机重回增长区间。
2019年我国风电新增装机容量为28.94GW,较2018年同比大幅增长36.90%。
2019年我国风电新增并网装机容量占全部电力新增并网装机容量的比例为25.30%,累计并网装机容量占全部发电装机容量的比例为10.40%。
风电新增装机容量占比近几年均维持14%以上,累计装机容量占比则呈现稳步提升的态势。
发电量方面,近年来风电发电量逐年增加,市场份额不断提升,2019年风电发电量4,057亿千瓦时,首次突破4,000亿千瓦时,占全部发电量的5.5%。
风电已成为继煤电、水电之后我国第三大电源。
(2)我国风电行业未来发展空间
从短期来看,即将到来的新一轮调价政策,将刺激风电行业迎来“抢装潮”,从而带动近两年整机厂商出货量的大幅增加。
根据国家发改委2019年5月21日《关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2019〕882号),2018年底之前核准的陆上风电项目,2020年底前仍未完成并网的,国家不再补贴;
2018年底前已核准的海上风电项目,如在2021年底前全部机组完成并网的,执行核准时的上网电价。
在此背景下,2018年底之前的存量核准项目为了获得电价补贴,将会加快投产速度,形成“抢装潮”,从而带动上游风电整机厂商机组市场需求的增加。
同时,2019年1月9日,发改委发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》,在原有补贴项目之外,在消纳条件较好的区域为新能源行业新增了“平价项目”这一增量市场,已取得国家能源局复函的乌兰察布风电基地、上海庙可再生能源基地等五个平价大基地项目总容量共21.8GW。
短期内,风电行业景气度高。
从长期来看,我国把发展清洁能源作为实施能源供给侧结构性改革的主攻方向。
根据规划,到2030年非化石能源发电量占全部发电量的比重力争达到50%,到2050年形成可再生能源为主的能源体系,可再生能源在能源消费中的比例达到60%以上,占总发电量的比例达到85%以上。
风电作为新能源领域中技术最成熟、最具规模化开发条件和商业化发展前景的发电方式之一,将在我国能源体制改革及新能源发展中发挥更加重要的作用。
2019年全国风电占全部发电量的5.50%,而根据国家规划,到2050年风电要满足全国17%的电力需求。
随着风电技术的进步带来的机组发电效率的提高、机组价格和维护费用的降低,以及风电投资、消纳环境的优化带来非技术成本的降低,风电的度电成本不断降低。
2019年8月29日,中国首个平价风电示范项目(中核黑崖子5万千瓦风电平价上网示范项目)建成并网发电。
从技术上风电已具备平价上网的能力。
未来我国风电行业的增长来源如下:
(1)未来“三北”地区的市场空间仍然十分巨大
我国不同地区的自然条件不同,风能储量差异很大。
从地理位置上来看,“三北”(西北、华北和东北)地区和沿海一带是风能资源最丰富的区域。
其中,“三北”地区风功率密度和风能密度远大于东南沿海地区,且盛行风向稳定,破坏性风速少,地势平坦,交通方便,工程地质条件好,施工便利,是大型风电场的最佳风能资源区。
过去由于电源与电网规划不同步、能源发展缺乏统一规划、电力管理存在突出矛盾等问题,“三北”地区长期受到“弃风限电”的困扰,使得“三北”地区的风电投资受到了极大的限制,短期内主要市场转向中东部和南方地区。
为进一步解决弃风限电问题,推动能源生产及消费革命、破解环境污染难题,自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(2016-2030)》、《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%,可见国家层面对解决弃风限电问题的决心。
同时,在政策引导下,国家电网加快特高压输电线路的建设。
“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的密集投运,弃风限电现象得到显著改善。
2019年,全国风电平均利用小时数2,082小时,全年弃风电量169亿千瓦时,同比减少108亿千瓦时,全国平均弃风率4%,同比下降3个百分点,弃风限电状况进一步得到缓解。
2020年3月,国家能源局发布2020年度风电投资监测预警结果,全国各地省市区范围内,已无红色预警区域。
随着针对性措施进一步的实施,“三北”地区的“弃风限电”问题将进一步得到有效解决。
凭借在风资源、地形、气候、开发及维护成本等方面具备的显著优势,以及特高压电网逐步建成后解决电力输出问题,“三北”地区正在重新成为我国风电建设的重点区域,这一区域的风电市场仍有极大的发展空间。
(2)分散式风电打开增量市场
分散式风电项目是指所产生电力可自用,也可上网且在配电系统平衡调节的风电项目,其最明显的优点是就近接入电网,并于当地消纳,限电风险较低。
早在2009年我国就提出了分散式风电的概念,但一直推进缓慢,主要原因在于:
政策支持力度不够;
项目容量较小,单位开发成本较高;
以及国内风电投资主体单一,绝大部分是国有资本,对投资少、规模小的分散式接入风电投资积极性不足。
2017年国家能源局发布《加快推进分散式接入风电项目建设有关要求》,明确提出分散式项目不占用风电建设年度指导规模,即成为行业新的增量,并通过系列具体要求确保消纳。
2018年能源局发布《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》,进一步扫清了制约分散式风电发展的多方面障碍。
首先,将分散式风电并网最高电压等级从35KV放宽至110KV,使其可开发空间大幅提升;
其次,大幅简化了核准并网流程以缩短建设周期,降低项目成本,并明确售电模式提升项目收益率;
此外,还鼓励各类企业及个人作为项目单位,在符合土地利用总体规划的前提下,投资、建设和经营分散式风电项目,降低了投资门槛,扩大了投资主体。
2019年国家能源局印发《2019年风电项目建设工作方案》和《风电项目竞争配置指导方案(2019年版)》,积极推动分散式风电参与分布式发电市场化交易试点。
随着国家层面的政策落地,地方政府纷纷响应,目前新疆、内蒙、河南、河北等地均出台相关文件加快分散式风电的开发建设,我国分散式风电建设将快速发展。
(3)中东部和南方地区的风电投资需求仍然旺盛
我国中东部和南方的大部分地区由于风速低于6米/秒,过去一直被认为不具备经济开发价值,但是,随着行业的技术进步,风电机组的利用效率提升,该区域低风速风电场的开发价值逐渐显现。
我国中东部及南方地区负荷需求大、并网条件好,产生的风电大多可就近、就地消纳。
在未来较长时间内,仍将为我国风电发展的重要市场。
(4)海上风电加快发展
相比陆上风电,海上风电具有风资源更好、风机利用小时更高、适合大规模开发、不占用土地资源、不受地形地貌影响等优势。
同时,海上风电一般靠近传统电力负荷中心,便于电网消纳,并且可免去长距离输电的问题。
经过近二十余年的发展,从全球范围来看,海上风电技术日趋成熟,过去制约其快速发展的技术壁垒高、建设难度大、维护成本高、整机防腐要求强等弊端正得到逐步改善。
2017年以来,我国海上风电建设进入全面加速阶段。
据中国风能协会数据显示,2018年我国海上新增装机容量1.66GW,累计4.45GW。
随着我国海上风电建设成本持续优化、配套产业日渐成熟,海上风电也迎来“加速期”。
江苏、浙江、广东及福建将成为海上风电发展重点区域。
海上风电将成为未来我国风电行业新的增长点之一。
(5)早期风电机组临近退役,存量市场替代空间打开
国内风电产业大规模发展始于2005年,随着风电机组20年使用寿命的临近,国内将会出现大批的退役机组。
在我国风电发展早期,大多数风电整机制造商缺乏自主研发实力,普遍从国外引进技术或者通过许可证方式生产,消化吸收并不彻底,导致很多早期安装的风电机组设备质量不高。
因此,尽管风电机组设计寿命通常为20年,但运行到中后期阶段,老化的风电机组出现坠落、折断等重大事故的几率大大增加,发电量亦开始回落,设备技术性能也无法满足电网的要求,维护及保养成本显著增加,其经济性已大大降低。
因此,为了高效利用原有的优质风区,提前退役技术过时的旧机组,代之以目前技术先进的大功率机组,经济效益更好。
过去十余年我国风电市场经历了爆发式的增长,目前累计装机容量占全球的1/3以上,旧机组退役更新的市场庞大。
三、行业技术特点及发展趋势
基于国家政策支持和技术进步,我国风电产业近年来高速发展。
2019年我国风电累计并网2.10亿千瓦,同比增长12.38%,风电发电量在全国总发电量的比重达5.5%,已成为我国能源结构最重要的组成部分之一。
同时,迥异于欧洲的电网结构和地理气象条件,促进了我国风电所独具的技术进步,如针对低风速、复杂山地地形、复杂海床条件等应用场景的适应性设计技术已处全球领先地位。
根据我国风电市场的现状,我国风电技术的特点及发展趋势:
1、风电机组大型化
风电机组的成本占风电开发总成本的50%以上,风电机组的大型化是全行业公认的度电成本下降的核心路径。
虽然机组大型化提高了风电机组的设计和制造难度,对桨叶、塔筒、齿轮箱及其他零部件的技术和工艺要求均大幅提升,但机组大型化可大幅节约征地、吊装、电缆和日常运维成本,相同容量大机型项目的整体造价和度电成本将有所减少。
目前,风电机组大型化已成为风电技术的重要发展方向,并随着海上风电开发得以加强,相关技术发展将成为未来风电技术的重要趋势。
根据中国可再生能源学会风能专业委员会编制的《中国风电产业地图2019》,2019年中国新增风电机组中,2MW以下机组新增容量占比0.8%;
2MW机组新增容量占比25.4%,2.1MW至2.9MW机组新增容量占比46.7%,3.0MW至4.0MW机组新增容量占比21.8%,4.1MW以上机组新增装机容量占比5.4%。
与
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