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国内风电行业发展状况及区域分布分析
更新时间:2015/2/8 18:49:17

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24日,中国大唐集团新能源股份有限公司发布公告,公司拟发行20亿元短期融资券。其募集说明书对公司所处的风电行业进行了分析。

1、可再生能源发电行业总体情况

可再生能源发电主要包括风电、太阳能发电、小型水电、生物质发电、波浪及潮汐等方式。由于对能源短缺、全球气候变暖及温室气体排放引发的环境威胁忧虑日益严重,促使世界各国积极节能减排,并因此令可再生能源的需求增强。

在我国,随着经济的高速增长,温室气体排放量迅速提升。2008年,中国排放了6,534百万吨的二氧化碳,是其2001年排放水平的两倍,并占世界30,377百万吨的总二氧化碳排放总量的21.5%。我国政府已于2002年正式核准了《京都议定书》,于2005年起颁布了一系列法律及规例以鼓励开发及利用可再生能源,并于2009年11月表示2020年每单位国内生产总值的二氧化碳排放量将较2005年减少40%至45%。

特别是在有限化石能源快速耗尽的情况下,可再生能源是满足中国日渐增长的能源需求的可行选择。根据中电联的资料,中国可再生能源发电容量于2001年至2009的复合年增长率达60.4%。

为促进可再生能源行业的发展,我国政府相继颁布优化能源结构的法律及规例,包括《可再生能源法》和《可再生能源中长期发展规划》。《可再生能源中长期发展规划》规定:截至2010年和2020年,总装机容量超过50,000兆瓦的发电集团,所拥有的非水电可再生能源发电装机容量应分别达到3%和8%以上。此外,根据关于《新兴能源产业振兴规划》的公开信息:截至2020年新能源发电占电力总装机容量的比重达15%,其中核电装机容量达到86吉瓦、太阳能装机容量达到20吉瓦、风电装机容量达到150吉瓦。

“十二五”时期,我国政府将以构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系为目标,优化调整能源结构,大力发展新能源与可再生能源,促进非化石能源的开发与利用。在做好环境保护的前提下有序发展风电,加快太阳能多元化利用,积极发展生物质能、地热能等其他新能源,促进分布式能源系统的推广应用,让新能源和可再生能源在能源结构调整中发挥更加突出的作用。

根据《可再生能源法》,电网公司必须购买位处其覆盖范围内的可再生能源项目生产的全部电力,并提供电网连接服务及相关技术支持。另外,国家电网公司正在积极规划建设由三北地区至华北、华东及华中地区的特高压输电线路,并配合水电、煤电和风电基地开发建设多个直流输电工程。项目建成后,将进一步提高三北地区风电外送容量的比例,改善限电问题。

综上而言,新能源行业仍旧是我国政府转变发展方式、调整经济结构的主要方式之一,行业发展形势总体向好,业务前景十分广阔。

2、风电行业分析

(1)风电行业概况

风力发电是风能利用的重要形式,风能是可再生、无污染、能量大、前景广的能源,大力发展清洁能源是世界各国的战略选择。全球2011年新增风电装机容量达41,000兆瓦,增幅达6%。其中,中国风机装机量以累计达62,000兆瓦连续第二年居首。

中国的风电从20世纪80年代开始发展,尤其是在“十五”期间,风电发展非常迅速,总装机容量从2000年的35万千瓦增长到2006年的260万千瓦,年增长率将近40%。风电装机容量2004年居世界第十位,2006年居世界第六位,2010年起上升为世界首位,发展迅速。总体来看,中国并网风电场的发展分为初期示范阶段、产业化建立阶段和规模化及国产化阶段三个阶段。目前我国风电行业还在技术、成本、发电并网等方面存在一定的制约,主要还依赖于国家政策的支持。

目前,我国风电发展形势良好。2011年,风电并网装机容量4,700万千瓦,新增1,600万千瓦,增长速度比较快。在2010年全国能源工作会议上,对风电发展提出的要求是“积极发展”,而在2011年的会议上,对风电发展提出的要求是“积极有序”发展,突出了“有序”二字,即国家更强调有计划的发展。权威部门要求风电的发展必须依据国家的总体经济发展计划,不能太过迅速,要有一定的可控性。

目前,我国正试图开拓海上风电市场。因为我国电力负荷中心就在东南沿海,我国在这方面的发展成本(机器费用和人工费用)会比国外低,很有竞争力。此外,我国制造船舶、专业设备的能力都达到了一定的水平,所以海上发电前景很好。

随着国家一系列调整相关产业政策的相继出台,风电行业准入标准不断得以提升,这势必形成行业的优化和整合,产业集中度会大幅提升,中国风电市场潜力可观,前景依然看好。

(2)风电行业政策导向

由于我国风能资源丰富以及建设运营费用相对低廉,风电被认为是我国最有可能最先实现商业化运营的清洁能源之一,因此从我国近年来的风电产业政策导向来看,一直以鼓励扶持为主,为加快风电行业产业化进程,国家发改委专门先后颁布了《促进风电产业发展实施意见》、《节能发电调度办法(试行)》以及《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》,加大对电网对风电场发电量的全额收购要求,并对相关入网电价作出调整以保障风电企业正常利润,保障了风电产业的可持续发展。

同时,为促进风电成本的进一步降低,《关于风电建设管理有关要求的通知》中提出了在建风电场中风电设备国产化必须达到70%以上的要求;而《风电设备产业化专项资金管理暂行办法》以直接现金补贴风电设备企业的激励措施来增强国内风电设备技术。

此外,《可再生能源中长期发展规划》、《可再生能源十一五规划》、可再生能源“十二五”规划目标继续加大对风电产业发展的支持力度,提升了风电产业发展的战略地位,并未为其制定了一系列的指导方针、产业规划布局和建设重点,针对风电产业长远发展制订了清晰的目标。

2009年7月,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。将对全国风电领域资源的开发和利用发挥重要的引导作用。它将改变当前风电价格机制不统一的局面,进一步规范风电价格管理,有利于引导投资方向,改变过去以“跑马圈地”为主导思维的盲目投资现象,减少投资的不确定性。

2011年10月19日,《中国风电发展路线图2050》出台,从2011年到2050年,风电带来的累计投资将达12万亿,它描绘了未来风电发展三个阶段的战略目标:

第一个阶段,从2011年到2020年,风电发展以陆上风电为主、近海(潮间带)风电示范为辅,每年风电新增装机达到1500万千瓦,累计装机达到2亿千瓦,风电占电力总装机的10%,风电电量满足5%的电力需求。

第二个阶段,从2021-2030年,在不考虑跨省区输电成本的前提下,风电的成本低于煤电,风电的发展重点是陆海并重,每年新增装机在2000万左右,累计装机达到4亿千瓦,在全国发电中的比例达到8.4%,在电源结构中的比例扩大到15%左右。

第三个阶段,从2031年-2050年,实现东中西部路上风电和海上风电的全面发展,每年年新增装机越3000万千瓦,占全国新增装机的一半左右,风电装机总量达10亿千瓦,在电源结构中占26%,风电成为中国主力电源之一。

2011年的国家的产业政策对风电行业进行了调节,2012年将延续这些政策,将主要表现在规模化、标准化、高科技化,在控制风电行业发展速度的同时提高发展质量。风电行业中的中小企业将面临较大的竞争压力。

同时国家对风电行业采取了积极和鼓励的财政政策,对风电行业高技术产品进口税率的降低,表明了政府在支持新能源行业的同时也在引导行业向规模化、高科技化的方向发展。

(3)风电行业运行情况分析

装机方面,根据不完全统计,截至到2011年12月末,中国风电累计装机容量达到6,544.15万千瓦(包括已经并网和吊装后调试中),与2010年风电发电量同比81.41%的增速相比,2011年风电发电量增速出现下滑,造成这一局面的主要原因仍旧是困扰中国风电行业的痼疾:无法并网造成的弃风。

2001年-2011年我国历年新增及累计风电装机容量

发电方面,2011年,我国风力发电量为800亿千瓦时,同比增长60%以上。从风力发电量走势来看,从2004年开始增长迅速,2004-2008年增速分别为36.36%、80%、107.41%和128.57%,2009年风电发电总量达269亿千瓦时,同比增长210.16%,增幅创新高。但是2011年由于风电并网难问题未得到较好的解决,风力发电量增速出现了回落,随着我国风电装机容量规模的快速增长,并入电网及远距离输电等问题越来越突出,而我国国内的智能电网建设尚处于起步阶段,因此比较严重地影响行业发展,部分已实现电网接入的风电场,被限制发电的情况时有发生,部分风电场损失电量高达30%。我国2011年47吉瓦的风电并网总容量仅占全国风电装机总容量65吉瓦的72%(2011年我国风电并网率约为72%),而这一数字较2010年的69%仅高出了3个百分点。

风电可利用小时方面,2011年我国风电风力发电小时数有下降的趋势,2008-2010年我国6,000千瓦及以上电厂利用小时分别为2,046小时、2,077小时和2,097小时,而到了2011年年末,这一数字已经降到1,861小时,风电设备利用小时数小幅下滑表明风电设备利用率有所降低。

风电电价方面,我国2006年通过的《可再生能源法》规定,电网企业按照中标价格收购风电、光电等可再生能源,超出常规火电上网标杆价格的部分,附加在销售电价中分摊。可再生能源电价附加的征收标准最初为0.002元/千瓦时,即每度电征收2厘,2009年11月起调高至0.004元/千瓦时。

自2006年以来,国家发改委价格司为了促进风电产业的发展,依据资源开发成本来确定电价的制度,核准了10多个省市、70多个风电项目的上网电价。2009年7月24日,在发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》中,首次按照资源区设立风电标杆上网电价,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。2009年8月1日以后,在四类资源区新建的陆上风电项目,统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。四类风能资源区具体情况如下:

全国风力发电标杆上网电价表

资料来源:银联信

而随着2009年8月份实行分区域标杆上网电价政策,2009年和2011年全国平均上网电价同比小幅提高,极大改善项目经营情况。同时,该固定电价政策使风电运营商在发电成本逐渐降低、收入维持稳定情况下,保障了项目盈利空间。

2011年11月30日,国家发改委宣布,自12月1日起,上调销售电价和上网电价,其中销售电价全国平均每千瓦时涨3分钱,上网电价对煤电企业上涨每千瓦时2分6,对居民实行阶梯电价制度。同时,本次调整还将可再生能源电价附加标准由现行每千瓦时0.4分钱提高至0.8分钱。我国风电行业进入了较为成熟的、规模化的发展周期。

(4)我国风资源的区域分布情况

我国幅员辽阔,海岸线长,风能资源比较丰富。根据全国900多个气象站将陆地上离地10米高度资料进行估算,全国平均风功率密度为100瓦/平方米,风能资源总储量约32.26亿千瓦,可开发和利用的陆地上风能储量有2.53亿千瓦,近海可开发和利用的风能储量有7.5亿千瓦,共计约10亿千瓦。如果陆上风电年上网电量按等效满负荷2,000小时计,每年可提供5,000亿千瓦时电量,海上风电年上网电量按等效满负荷2,500小时计,每年可提供1.8万亿千瓦时电量,合计2.3万亿千瓦时电量。我国风能资源丰富,开发潜力巨大,必将成为未来能源结构中一个重要的组成部分。

我国风能资源分布图

资料来源:银联信

就区域分布来看,我国风能主要分布在以下四个方面:

○1“三北”(东北、华北、西北)地区风能丰富带包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、青海、西藏和新疆等省/自治区近200千米宽的地带,风功率密度在200-300瓦/平方米以上,有的可达500瓦/平方米以上,可开发利用的风能储量约2亿千瓦,约占全国可利用储量的79%。该地区风电场地形平坦,交通方便,没有破坏性风速,是我国连成一片的最大风能资源区,有利于大规模的开发风电场。但是,建设风电场时应注意低温和沙尘暴的影响,有的地方联网条件差,应与电网统筹规划发展。

○2东南沿海地区风能丰富带

东南沿海受台湾海峡的影响,每当冷空气南下到达海峡时,由于狭管效应使风速增大。冬春季的冷空气、夏秋的台风,都能影响到沿海及其岛屿,是我国风能最佳丰富区。我国有海岸线约1,800千米,岛屿6,000多个,这是风能大有开发利用前景的地区。

沿海及其岛屿风能丰富带,年有效风功率密度在200瓦/平方米以上,风功率密度线平行于海岸线,沿海岛屿风功率密度在500瓦/平方米以上,如台山、平潭、东山、南鹿、大陈、嵊泗、南澳、马祖、马公、东沙等,可利用小时数约在7,000-8,000小时。这一地区特别是东南沿海,由海岸向内陆是丘陵连绵,风能丰富地区仅在距海岸50千米之内。

○3内陆局部风能丰富地区

在两个风能丰富带之外,风功率密度一般在100瓦/平方米以下,可利用小时数3,000小时以下。但是在一些地区由于湖泊和特殊地形的影响,风能也较丰富,如鄱阳湖附近较周围地区风能就大,湖南衡山、湖北的九宫山、河南的嵩山、山西的五台山、安徽的黄山、云南太华山等也较平地风能为大。

○4海上风能丰富区

我国海上风能资源丰富,10米高度可利用的风能资源约7亿多千瓦。海上风速高,很少有静风期,可以有效利用风电机组发电容量。海水表面粗糙度低,风速随高度的变化小,可以降低塔架高度。海上风的湍流强度低,没有复杂地形对气流的影响,可减少风电机组的疲劳载荷,延长使用寿命。一般估计海上风速比平原沿岸高20%,发电量增加70%,在陆上设计寿命20年的风电机组在海上可达25年到30年,且距离电力负荷中心很近。随着海上风电场技术的发展成熟,经济上可行,将来必然会成为重要的可持续能源。(钢联资讯)

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