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一、风电行业发展现状分析
(一)、上网电价:补贴逐步退坡 2020 年实现无补贴上网
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。
风电标杆上网电价及触发条件(元/kWh)
1、利用小时数:弃风率不断升高 成为限制行业发展主要制约
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%。
我国弃风电量与弃风率情况
资料来源:公开资料整理
2、度电成本:成本降低叠加效率提升 实现无补贴下的经济性
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%。
风电场初始投资成本构成
资料来源:公开资料整理
设备及安装工程成本构成
资料来源:公开资料整理
发电设备及安装工程成本构成
资料来源:公开资料整理
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,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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12月25日,海南电网220千伏隆丰线送电成功,标志着海南省首个海上风电项目——华能临高CZ1海上风电项目具备并网发电条件。据了解,华能临高CZ1海上风电场项目位于临高县西北部海域,规划装机容量60万千瓦,设计安装60台单机容量为10兆瓦的风力发电机组。
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136号文后,光伏和风电整机设备价格整体出现了较为明显的上涨,让原本一片哀嚎的新能源装备市场似乎迎来了片刻的欢愉。由于光伏发电时段集中,有无保障性小时数对于其电价的影响非常巨大,光伏组件涨价的主要原因是众所周知的“5·31”抢并网。而风电机组的涨价,则是多因素叠加的结果。风机涨价的直接
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中国可再生能源学会风能专业委员会发布的《2024年中国风电吊装容量统计简报》显示,2024年,全国(除港、澳、台地区外)新增装机14388台,容量8699万千瓦,同比增长9.6%;其中,陆上风电新增装机容量8137万千瓦,占全部新增装机容量的93.5%,海上风电新增装机容量562万千瓦,占全部新增装机容量的6.5%
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2月24日,湖南兴蓝风电有限公司(以下简称“兴蓝风电”)党委书记、董事长曹颖春率队拜访中国华能集团有限公司湖南分公司(以下简称“华能湖南分公司”),并与华能湖南分公司党委副书记、总经理聂丹举行会谈。双方就湖南省优质风资源联合开发、“零碳智慧园区”标准化建设、基于人工智能的风电场效能
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2月10日,江西省发改委发布《关于逾期在建新能源项目申请参与市场化交易的公示》,拟同意渝水区珠珊风电场项目等13个项目继续建设并参与市场化交易,项目容量总计709MW。其中,风电项目11个,项目容量总计559MW;光伏项目2个,项目容量总计150MW。根据申报单位,企业涉及三峡、大唐、华润、中国电建、
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