风电产业发展状况分析
风电产业发展状况分析一、中国风电发展概况
风能是一种储量巨大、可再生、分布广泛、无污染的资源，同时也有能量密度低、不稳定、地区差异大等缺点。随着全球化石能源逐步趋于紧张，世界风电产业发展势头日趋强劲。截至2005年末，全球风电装机总量已达5932.2万千瓦，德国、西班牙、美国、印度、丹麦等国家在风电领域处于领先地位，其装机份额分别达到31.1%、16.9%、15.4%、7.5%和5.3%。中国风电产业仍处于起步阶段，据中国风能协会统计，2005年末中国风电装机规模为126.6万千瓦，占全球总量的2.13%。
中国风力资源十分丰富，据国家气象局统计，中国陆上50米高度可利用风力资源达5亿多千瓦，海上风力资源也超过5亿千瓦，理论蕴藏规模在10亿千瓦以上。经济可开发利用的风能资源达2.53亿千瓦。对比目前开发状况，风电产业发展空间十分广阔。中国风力资源丰富的区域主要包括东南沿海、山东、辽宁沿海及其岛屿，内陆地区的内蒙古北部、甘肃、新疆北部以及松花江下游等地区。
图47 我国风力资源分布状况（有效风功率）
资料来源：相关资料整理
根据中国风能协会的统计，截至2005年末，中国共建成风电场62个，安装风电
机组1864台，总装机容量达126.6万千瓦。近两年来，中国风电产业逐步由起步期进入了高速发展的阶段。从区域分布看，内陆的新疆、内蒙，沿海的广东、辽宁是风电分布较为集中的地区。
图48 1997-2005年中国风电装机规模增长趋势 145.7224.3268.3346.2402.0468.4567.0764.41265.90200400600800100012001400199719981999200020012002200320042005MW0%10%20%30%40%50%60%70%装机规模同比增长
资料来源：中国风能协会
表73 2005年末中国风电场装机区域分布情况
地区
场台数
场装机
装机份额
地区
场台数
场装机
装机份额
全国（除台湾省）
1864
1265910
100.0%
南汇 滨海森林公园
11
16500
1.3%
河北合计
143
108250
8.6%
崇明 东旺沙
3
4500
0.4%
张北 茴菜梁
24
9850
0.8%
浙江合计
59
34150
2.7%
围场 红松洼
88
53700
4.2%
苍南 鹤顶山
26
14350
1.1%
丰宁 鱼儿山
2
1200
0.1%
临海 括苍山
33
19800
1.6%
尚义 大满井（国华）
23
34500
2.7%
福建合计
75
58750
4.6%
张北 白不洛（国投）
6
9000
0.7%
平潭 长江澳
10
6000
0.5%
内蒙合计
260
165740
13.1%
东山 澳仔山
10
6000
0.5%
苏尼特右旗 朱日和
32
6900
0.5%
南日岛 后山仔
19
16150
1.3%
商都 大山湾
12
3600
0.3%
漳浦 六鳌
36
30600
2.4%
锡林浩特 宝力根山
13
4780
0.4%
山东合计
100
83850
6.6%
察哈尔右翼中旗辉腾锡勒
94
68500
5.4%
长岛 连城
53
40250
3.2%
克什克腾旗 达里
73
51360
4.1%
长岛 小黑山
6
4500
0.4%
克什克腾旗 赛罕坝
36
30600
2.4%
即墨 凤山
15
16400
1.3%
辽宁合计
203
127460
10.1%
栖霞 唐山硼
19
12200
1.0%
瓦房店 东岗
38
22450
1.8%
荣成 东褚岛
7
10500
0.8%
瓦房店 长兴岛
24
7400
0.6%
广东合计
271
140540
11.1%
凌海 余积 (锦州)
5
3750
0.3%
南澳 大兰口
46
10640
0.8%
盖州 九垅地（仙人岛）
48
32660
2.6%
南澳 牛头岭
83
46000
3.6%
东港 菩萨庙（海洋红）
28
21000
1.7%
惠来 海湾石
22
13200
1.0%
长海 獐子岛
12
3000
0.2%
汕尾 红海湾
25
16500
1.3%
长海 小长山
6
3600
0.3%
惠来 石碑山
87
52200
4.1%
法库 四家子
12
9600
0.8%
深圳 大梅沙
8
2000
0.2%
康平 沙金台
12
10200
0.8%
海南合计
18
8700
0.7%
彰武 后新秋
12
10200
0.8%
东方 四更
18
8700
0.7%
长海 大长山
6
3600
0.3%
甘肃合计
74
52200
4.1%
吉林合计
143
109360
8.6%
玉门 三十里井子
74
52200
4.1%
通榆 更生
49
30060
2.4%
宁夏合计
133
112950
8.9%
洮北 青山（富裕）
6
4500
0.4%
青铜峡 邵岗（贺兰）
132
112200
8.9%
洮北 青山（华能）
58
49300
3.9%
青铜峡 蒋顶
1
750
0.1%
洮南 大通
19
16150
1.3%
新疆合计
296
181410
14.3%
长岭 52村
11
9350
0.7%
达坂城 三葛村庄
70
36360
2.9%
黑龙江合计
70
57350
4.5%
达坂城 柴窝堡
157
82800
6.5%
木兰 蒙古山
20
12000
0.9%
布尔津 托洪台
7
1050
0.1%
富锦 别拉音山
27
24300
1.9%
阿拉山口 乌兰达布森
2
1200
0.1%
穆棱 十文字
4
4900
0.4%
乌鲁木齐县 托里（天风）
40
30000
2.4%
伊春 大箐山
19
16150
1.3%
乌鲁木齐县 托里（国投）
20
30000
2.4%
上海合计
18
24400
1.9%
南丫岛
1
800
0.1%
奉贤 海湾
4
3400
0.3%
资料来源：中国风能协会
二、未来发展前景与面临的问题
（一）发展前景广阔，相关政策支持
风电作为一种清洁可再生的发电方式，在中国“节能环保、可持续发展”的政策导向下，成为各类相关法规规划所鼓励的发展方向。2006年初出台的《可再生能源发电有关管理规定》明确指出，电网企业应当根据规划要求，确保可再生能源发电全额上网；发电企业应当积极投资建设可再生能源发电项目，并承担国家规定的可再生能源发电配额义务。此外，相关政策还在税收等方面对风电发展给予支持。
根据可再生能源发展规划，2010年我国风电规模将达500万千瓦，“十一五”期间将重点建设30个左右10万千瓦等级的大型风电项目，形成江苏、河北、内蒙古三个100万千瓦风电基地。2020年风电规模将达到3000万千瓦，建成若干个200万千瓦以上的风电大省，建成6个百万千瓦级大型风电基地，建成50万千瓦海上风电基地。
（二）电价形成机制
我国风电产业正处于起步阶段，由于设备成本高，其综合生产成本明显高于水电和火电，因此现阶段风电的定价策略直接决定了投资效益水平的高低。我国风电定价主要有两种思路，目前正在实行的是“特许权招标制”，以上网电价和设备本地化程度为招
标标准，承诺上网电价低、设备本土化程度高的投资方一般能获胜，其目的在于降低风电成本、推动本土风电设备制造业的发展，国家发改委是这种方式坚定的推行者；另一种思路是由中国可再生能源专委会、中国风能协会等单位主导的固定风电上网电价，即在各地脱硫燃煤电厂标杆电价的基础上增加补贴价格的方式，其目的在于吸引风电投资。
表74 风电特许权招标制与固定上网电价方式对比
定价方式
主要目标
细则
特许权招标
降低成本，培育本土风电设备制造业
1．投标人应选择好风电设备制造商共同投标，中标不得再进行设备招标另选制造商；
2．风机单机容量不小于750kW，本地化率不低于70%；
3．电价权重降为30%；
4．特许期为特许权签署生效后25年；
5．累计发电小时在30000小时（相当于10年）内以招标电价结算，之后按当地市场平均电价结算。
固定上网电价
保障投资回报，吸引风电投资
1．以当地脱硫燃煤电厂标杆电价为基础加上风电补贴电价，补贴电价因区域不同而有差别；
2．项目投产后15年内享受补贴；
3．随着设备成本下降，可适当降低风电上网电价水平，但应设置风电保护性最低电价。
资料来源：国家发改委、中国可再生能源专委会
风电项目特许权招标的推行始于2003年，近年来风电特许招标共进行了四期11个项目，从招标情况看，最终中标者基本上都是国有发电企业。大型国有发电集团不惜以低价竞标风电项目，更多的是出于战略考虑，其目的并不完全在于短期内盈利；另外，这也与大型国有企业“可再生能源发电项目配额义务”有一定关系。
表75 2003-2006年风电特许权招标情况
项目名称
装机规模（MW）
中标者
中标上网电价（元/千瓦时）
第一期
广东惠来
100
华睿公司
0.4365
江苏如东
100
粤电集团
0.5013
内蒙古辉腾锡勒1 期
100
北京国际电力开发投资有限公司
0.382
吉林通榆团结风场
150
龙源集团、华能新能源
0.509
第二期
江苏如东第2风电场
150
龙源集团
0.519
甘肃安西风场
100
黄河上游水电开发公司
0.4616
山东即墨风场
150
华电国际
0.6
第三期
江苏东台
200
国华能源
0.519
内蒙古锡盟辉腾梁
300
中广核、北方联合电力
0.4056
包头巴音
200
龙源集团
0.4656
第四期
河北省张北县单晶河
200
中国节能投资公司
0.5006
资料来源：相关资料整理
从未来发展看，我们认为特许经营权招标方式将在未来相当一段时期内继续作为风电项目定价的主要方式。主要有以下几方面原因：
首先，发电成本降低才能使风电产业获得长期的竞争力。风力发电机组发电负荷
特性与水电类似，机组利用率水平以及稳定性等方面均明显低于火电，从电网公司的角度看，风电比例过高本身就会对电网安全带来威胁，如果风电电价过高，那么风电上网就会变得更加困难，从而限制了风电产业的发展。另一方面，风电电价超出火电的部分要在电网范围内分摊，这将对内蒙、新疆等电价承受能力低的内陆地区带来压力。
其次，当前风电投资不存在资金瓶颈问题。20世纪80年代，政府为了加快电力建设，改善缺电状况，曾经出台“集资办电”政策，以优厚的投资回报吸引外资和民营资本参与电力投资。然而，在当前形势下，似乎并没有靠高电价吸引风电投资的必要。目前各方资本对风电投资热情很高，加上国家级电力集团有承担国家规定的可再生能源发电配额义务，风电投资并不存在资金瓶颈。此外，风电装机所占份额不到0.3%，对于整体电力供需的影响甚微，短期内并不需要风电在电力供应体系中发挥重要作用。因此，为风电产业未来发展打好基础仍是现阶段的主要目标。
第三，特许权招标有助于培育本地设备制造业。为使风电产业获得长期可持续发展，必须实现设备国产化。根据2005年的统计，外资厂商设备在我国风电产业中所占累计市场份额达77.3%，在2005年新增市场中的份额也高达70.6%，与外企企业相比，国内风电设备制造业还很羸弱。特许经营权招标方式要求风电设备国产化比重达到规定标准，这对于保护和推动本土风电设备制造业的发展将起到重要作用。
在特许权招标体制下，风电投资热情被抑制，风电产业发展将保持一个相对正常的增速，能避免风电投资一拥而上情况的出现，这对于风电以及风电设备产业的长期健康发展是有利的。
（三）风电上网发展方向仍有不确定
中国风电在发展初期是作为一种分布式能源，采用离网式小风机满足偏远地区的用电需求。1997年后国家开始大力鼓励并网式风电，风电发展空间由此被打开，逐步进入了高速发展阶段。近期发改委能源局开始研究“风电非并网”的发展思路，即将风电直接应用于某些特殊的工业生产，类似于直供，而不再是上网。“风电非并网”的主要目的有两方面，一是避免了对电网安全的影响，二是降低了发电设备投资。如果风电发展方式出现转变，风电不再并网，而只是作为直供的电源，那么风电市场空间将受到很大限制，对行业发展前景将带来巨大影响。
三、风电相关信贷风险分析
风电产业的发展受到相关政策的充分鼓励，长期前景看好，但现阶段行业发展的不确定因素较多，存在一定信贷风险。影响风电产业发展的关键问题在于上网电价确定方式，在当前特许招标制体系下，实力强劲的大型发电集团优势突出，这些企业并不只看重短期盈利状况，更多目的在于战略意义和完成可再生发电配额，往往能在招标中胜出。
总体来看，短期内风电项目盈利前景并不乐观，大型发电集团实力雄厚，信贷风险较低，而由中小型企业开发的风电项目可能存在一定信贷风险，他们可能通过过高估计风能资源和设备利用小时，低估设备成本、维护成本等方法夸大项目的盈利前景，对其中的信贷风险应给予关注。 格式有点乱，需要参考请到水木powertech版寻找！ 风电前途大
ok，thankyou
谢了太有用 支持下~~~ 风电的风险还是很大的，目前国内技术不是很高，拥有自主技术的少的可怜，国人还是应该研发自己的东西。再到水木上LOOK下：）
风能的话题
风力发电,是国内外目前研究的热门方向,在全球资源越来越短缺的情况下,风力,太阳能等干净,可再生能源是解决资源短缺最可靠的方式.大家努力作好可再生能源的利用工作,为社会发展多做贡献,是每一个电力科研工作者的责任之所在. 只要政府能大力的支持，风力发电前景会非常好。首先还是得设备国产化，然后把电价给降下来、 讲得很彻底，最近国家不是在提倡节能，利用新能源，风能是一种清洁可在生能源，应该有很大的发展空间，不过这都集团公司才有办法投资！ 看好风电
页:
[1]
