电力设备产业深度分析及发展研究报告6pWord文档格式.docx
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增速(%)
新增量(万千瓦)
1990
0.41
\
1991
0.49
19.51
0.08
1992
1.45
195.92
0.96
1993
1.71
17.93
0.26
1994
2.63
53.80
0.92
1995
3.76
42.97
1.13
1996
5.66
50.53
1.90
1997
16.66
194.35
11.00
1998
22.35
34.15
5.69
1999
26.79
19.87
4.44
2000
34.43
28.52
7.64
2001
39.98
16.12
5.55
2002
46.8
17.06
6.82
2003
56.7
21.15
9.9
2004
76.14
34.29
19.44
2005
126
65.48
49.86
2006
260.4
106.67
134.4
2007
605
132.33
344.6
图141990-2007年我国风力发电装机容量及增速
从1990年到2007年,我国的风电装机容量从0.41万千瓦增长到605万千瓦;
其中从1995年到2000年的年平均增速也是55.7%左右。
近两年我国风力发电机装机容量的增长相当迅速。
2007年,我国新增风力发电装机容量344.6万千瓦,比2000年增加了336.96万千瓦,平均每年增加48.14万千瓦。
国外主要风电设备制造商分析
第一节丹麦Vestas公司
一、Vestas公司在华布局情况(含区域布局和产品布局)
Vestas公司在华的主要分布区域有:
河北的克什克腾旗.罕坝、松山区.东山乡、如东.洋口、东山.乌礁湾以及天津地区。
在华产品:
主要机型2MW以下以绕线转子发电机,优化滑差控制和主动失速为主,2MW以上机型以双馈变速、独立变距为主。
如下图:
Vestas各机型参数
表4Vestas公司风电设备机型及其参数
二、近五年Vestas公司在华经营情况
全球第二大风电设备制造企业,在国际风电设备市场份额约为18%。
在天津经济技术开发区设立风电叶片生产厂,VESTAS在2006年上半年产出第一批产品,即长度为39米的V80型2MW风机叶片。
工厂全部达产后年产量将达到约600只风电叶片。
该项目总投资为2,500万欧元(3,000万美元)。
并且,在天津的新厂坐落在市高新技术产业园区,由格美萨公司独资建设,生产850千瓦等级的风电机组,年组装能力为820台,实现装机容量700兆瓦,未来几年内产能将提升到1200兆瓦,2020年实现4万兆瓦的目标。
06年6月,一期在天津投资额为3000万美元,主要生产叶片。
预计年产600片,并将在07年扩建完工后达到1200片产能,对应80万千瓦装机。
未来可能投产整机。
07年1月,与国电龙源签订黑龙江依兰一期、二期采购合同,5.78万千瓦。
目前占据我国风机市场份额的18.73%。
三、Vestas公司在华经营的优势、劣势和特点
优势:
首先,Vestas公司属于世界上的最大的风机制造商,该公司在2003年底与丹麦第二大风机制造商NEGMicon合并。
目前,Vestas拥有近四分之一的全球市场占有率,这为它在华的经营提高了知名度和影响力。
另外Vestas的供应链完善也是其占据主要市场份额的一大优势。
表5Vestas的供应链
零部件
供应链
叶片
LM
齿轮箱
Winergy、Hansen、Rexroth、Bosch、Moventas
发电机
ABB、Siemens、Weier、Elin
塔架
自产、DEG、DMI
控制系统
自产、NEG
劣势:
随着其他国家的风机公司在华的发展壮大,Vestas公司在此领域的优势开始逐渐缩小,而国内也试图倡导风电设备的本土化,Vestas公司要保持他们的现有的市场占有率并非易事。
四、Vestas公司在华的主要竞争对手
VESTAS公司的竞争对手丹麦NEG-MICON公司的机组数量占据了一定优势,西班牙风力集团Gamesa规模也在进一步扩大。
VESTAS公司自收购其主要竞争对手NEG-Micon后,其在中国市场份额已高达55%。
目前,VESTAS中国工厂已经取得营业执照。
Vestas的老对手西班牙风力集团Gamesa自然不甘其后。
根据其披露的信息,Gamesa的新厂也将于7月在天津投产。
该厂将生产风力发电整机,产能规模达到年产70万千瓦的风电装机能力。
吉林是国家千万千瓦级风电基地之一,可开发风电资源总规模约2130万千瓦。
截至2010年年底,吉林电网风电机组装机容量215.8万千瓦,占比14.46%。
风电已成为吉林电网第二大电源。
吉林省电力有限公司供图
2月5日,在齐齐哈尔至大连的2220次列车上,崔佑楠侧着头看向窗外。
银装素裹的窗外,有一大片风车,白色的叶片缓缓转动,反射出与白雪不一样的亮色。
崔佑楠住在齐齐哈尔,工作在沈阳,每年来回往返多次。
一路上,他会在吉林松原、四平以及辽宁铁岭等地看到类似的风车,一年四季,始终转动着。
这些风车其实是风电机组。
叶片转动的风车是旅客眼中的一道风景,但对于电网乃至电力工作者,它代表着一家企业对推动风电并网的努力。
加强管理,力促风电并网
1月18日,国家电网公司公布了一组数据:
截至2010年年底,公司经营区域内风电并网装机达到2826万千瓦,连续五年实现翻番,9个省区风电并网容量均超过100万千瓦。
风电年发电量481亿千瓦时,同比增长87.2%,全网风电机组平均利用小时数达到2082小时。
数据背后是无数艰辛的努力。
为支持风电发展和大范围消纳,公司不断加大电网建设力度,目前共投运风电并网线路2.32万千米,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422.5万千伏安。
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。
2008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。
2010年年中,在国家能源局支持下,公司投资3.5亿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。
2009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;
2010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,2009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2008
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(1986-1993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VestasV15-55/11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0.28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0.3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(1994-2003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2003年底,全国风电装机容量仅56.84万千瓦。
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0.38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1.2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(2003后)
为了促进风电大规模发展,2003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2007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,2006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[2006]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2006年国家发展改革委颁布《发
改价格[2006]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0.25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。
2009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[2009]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0.51元/kWh、0.54元/kWh、0.58元
/kWh和0.61元/kWh,2009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
2003-2007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2002的0.382元/kWh上升到2007年的0.5216元/kWh;
甘肃的
特许权招标项目的电价从2005年的0.4616元/kWh上升到2007年的0.5206
元/kWh;
河北的上网电价由2006年的0.5006元/kWh上升到2007年的
0.551元/kWh。
图1、图2、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
0.382
0.42
0.46560.468
0.5216
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
20042006200620072007
中标电价
图1.内蒙古西部地区特许权项目中标电价
0.4616
0.5206
0.43
0.44
0.45
0.46
0.47
0.48
0.51
0.52
0.53
20052007
图2.甘肃省特许权项目中标电价
0.5006
0.551
0.54
0.55
0.56
2006(Phase4)2007(Phase5)
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1.1万元/kW以上,导致该区域
风电发展相对滞后于其他省份。
2003-2004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
远,出力不稳定,对电网调度冲击大,风电企业建设风场的同时需要考
虑部分输电设施的建设,因此风电成本较高,核准的电价也较高。
加上
2003-2004年间,
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