尴尬风电 :“弃风”中寻找“救命稻草”

“三北”地区风能较为丰富，但就地消纳能力不足，风电外送渠道受阻。海上风电成为我国“十三五”新能源发展重点，正从“项目示范”向“积极稳妥推进”阶段转折

风电技术比较成熟，成本不断下降，是目前应用规模最大的新能源发电方式，遍布100多个国家和地区。发展风电已成为许多国家推进能源转型的核心内容和应对气候变化的重要途径，也是我国深入推进能源生产和消费革命、促进大气污染防治的重要手段。

根据全球风能理事会最新的数据， 2016年全球风电市场新增容量超过54.6GW，截至报告期末，全球累计容量达到486.7GW，其中中国2016年新增风机容量仍居首位，占全球新增装机容量的42.7%，排名第二、第三的分别为美国和德国，占全球装机的比例分别为15%和10%。

但是近几年，国内“弃风”限电现象愈演愈烈，特别是东北、华北和西北地区。2017年1月，国家能源局了《2016年风电并网运行情况》，全年“弃风”电量497亿千瓦时，超过三峡全年发电量的一半，全国平均“弃风”率达到17%。2016年，全国弃风较为严重的地区是甘肃（弃风率43%、弃风电量104亿千瓦时）、新疆（弃风率38%、弃风电量137亿千瓦时）、吉林（弃风率30%、弃风电量29亿千瓦时）、内蒙古（弃风率21%、弃风电量124亿千瓦时）。

2016年全国91%的弃风电量集中在“三北地区”，其中西北占52%，内蒙25%，东北14%，上述地区占国内风电并网容量的比例合计为56%。今年一季度全国“弃风”电量135亿千瓦时，全国平均“弃风”率16%。

其实严重“弃风”并非偶发事件，电力规划设计总院的专家表示，2011年全国“弃风”电量就已达到123亿千瓦时，“弃风”率约为16%，此后“弃风”成为能源和电力行业的心腹之疾。7年间，全国累计“弃风”电量达到1500亿千瓦时，直接经济损失800亿元以上。国外虽然也偶有“弃风”，但如此大面积、长时间的严重“弃风”，唯有国内存在。

今年2月，国家能源局了《关于2017年度风电投资监测预警结果的通知》，明确内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兵团）等6省区被列为2017年风电开发建设红色预警区域，其余省区均为绿色。

根据政策，这6个红色预警省（区）不得核准建设新的风电项目，并要采取有效措施着力解决弃风问题。电网企业不得受理红色预警省区风电项目的新增并网申请（含在建、已核准和纳入规划的项目），派出机构不再对红色预警的省（区）新建风电项目发放新的发电业务许可。

另一方面，《通知》要求绿色预警的地区把握好风电项目建设的节奏，在落实消纳市场等建设条件的基础上自主确定年度建设规模和项目清单，统筹考虑建设和使用的衔接，避免出现新的限电情况。

一边是局部产能过剩，供需错配，电力体制不适应“新物种”，风电消纳受限；一边是为实现2020年和2030年非化石能源占一次能源消费比重15%和20%的目标，促进能源转型，我国必须加快推动风电等可再生能源产业发展。尴尬的风电如何走出困境？除了电力市场化改革和技术产业创新，下一个风电开发建设的风口在哪里？如何发掘风电市场新机遇？

中东部成为风电开发主战场

我国“三北”地区是风能较为丰富的地域，但是普遍存在就地消纳能力不足，风电外送渠道受阻等问题。反观中东部和南方地区，经济比较发达，能源需求旺盛，良好的消纳能力可以促进风电产业的健康和高速发展。在“三北”地区持续弃风限电的背景下，开发中东部和南方地区的低风速风电资源是必然趋势。

2016年我国风电新增装机区域继续向低风速地区转移。根据中国风能协会的数据，我国华东以及中南部等低风速地区新增装机占比继续提高。与2015年相比，华东地区占比由13%增长到20%，中南地区占比由9%增长到13%；西南地区占比维持不变。西北地区和东北地区均出现减少，其中西北地区占比由38%下降至26%，|北地区由6%下降到3%。

随着中国低风速风电技术的进步，中东部和南方第 IV 类资源区的风电已经步入规模化发展，未来低风速或超低风速风电场，将成为建设重点。

国家《风电发展“十三五”规划》（以下简称“规划”）提出，按照 “就近接入、本地消纳”的原则，在做好环境保护、水土保持和植被恢复工作的基础上，加快中东部和南方地区陆上风能资源规模化开发。结合电网布局和农村改造升级，考虑资源、土地、交通运输以及施工安装等建设条件，因地制宜推动接入低压配电网的分散式风电开发建设，推动风电与其它分布式能源融合发展。

到2020年，中东部和南方地区陆上风电新增并网装机容量4200万千瓦以上，累计并网装机容量达到7000万千瓦以上。在确保消纳的基础上，鼓励各省（区、市）进一步扩大风电发展规模，鼓励风电占比较低、运行情况良好的地区积极接受外来风电。

去年11月16日，中国国电集团所属国电联合动力技术有限公司第10000台风机――2兆瓦-121超低风速风电机组在河北保定下线。“万台设备的面世意味着一个行业的成熟”――这被业内专家看来是对中国风电发展乃至全球新能源发展具有里程碑意义的事件。

“下一步，国电集团将加大中、东、南部地区风电市场开拓力度，加快开发年平均风速低于每秒6.5米的低风速风电市场和海上风电市场。”中国国电集团党组成员、副总经理谢长军表示。

据了解，“十三五”期间，作为全球最大风电运营商的国电集团风电发展目标为每年新增300万千瓦左右，到2020年达到3800万千瓦。

海上风电迎来发展新契机

根据全球风能理事会的《全球风电统计数据 2016》显示，2016年，全球海上风电新增装机2，219MW，累计装机容量达到 14，384MW。中国2016年海上新增装机容量超越丹麦，跻身全球前三。

与陆上风电相比，海上风电具有风力资源丰富、不占用土地、发电利用小时数高、适宜大规模开发等诸多优势。在煤炭、石油、光伏，以及陆上风电等一次能源出现过剩的情况下，海上风电成为我国“十三五”新能源发展重点，发展速度明显加快，正从“项目示范”向“积极稳妥推进”阶段转折。

中国风能协会的数据显示，2016年我国海上风电新增装机154台，新增装机容量为59万千瓦，超过“十二五”时期任何一年，同比增长64%；截至2016年底，我国海上风电累计装机容量达到163万千瓦。

按照规划提出的总量目标，到2020年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量要达到500 万千瓦以上；风电年发电量确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。

规划指出，重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，到2020年四省海上风电开工建设规模均达到百万千瓦以上。积极推动天津、河北、上海、海南等省（市）的风电建设。探索性推进辽宁、山东、广西等省（ 区）的海上风电项目。到2020年，全国海上风电开工建设规模达到1000万千瓦。

广东省一方面是能源需求大省，另一方面坐拥丰富的风力资源，在发展风电方面热情高涨。就在广东省的陆上风电发展如火如荼之际，优越的环境条件也带动了海上风电产业的崛起。广东省能源局新能源处有关负责人就曾表示，“广东省近海海上风电资源丰富，仅5米-30米水深的近海浅水范围的海上风电可开发资源，就有1071万千瓦的装机容量，年发电量近290亿千瓦时”。于是乎，广东省的新能源开发又有了新领域。

2016年9月，广东省首个海上风电试点工程“珠海桂山海上风电场示范项目”正式开工，也标志着该省海上风电项目开发翻开了新的篇章。该项目建设规模达到了120兆瓦，总投资26.83亿元，预计今年12月全部建成投产。届时，该风电场每年大约可发电2.66亿千瓦时。截至目前，东澳岛和桂山岛海岛智能电网已基本建成，在不久的将来，万山岛、东澳岛、桂山岛三个岛屿的电网也将与珠海陆上主电网连接起来，实现海岛联网供电。除了珠海桂山海上风电场，广东韶关南雄犁牛坪风电场25台2兆瓦风机2016年12月已经全部实现并网发电。这个总投资4.5亿元的海上风电项目今年第一季度数据监测显示，其累计发电共计4000万千瓦时。

据了解，国家电投在揭阳市的能源布局也新增了海上风电项目建设，项目计划投资150亿元。国家电投前詹港电公司副总经理陈旭东介B说，风电项目已经与市政府签订了有关合作协议，计划于2019年底前陆续投产。此外，惠州市也开始重视海上风电建设，近日的《惠州市能源发展“十三五”规划》中就明确指出，该市将打造沿海风电带，启动港口海上风电建设，走规模化发展道路。

近日，唐山市乐亭菩提岛海上风电场300兆瓦示范工程风机基础土建施工正式开始，标志着我国北方首个海上风电项目主体工程顺利实现开工，也标志着河北将迎来“海上风电时代”。

该工程装机容量为300兆瓦，选用了75台4兆瓦海上风电机组，叶轮直径为130米，采用海底电缆接入陆上电网。工程动态投资约56亿元，设计年上网电量为7.6亿千瓦时。与相同发电量的火电项目相比，该项目每年可节约标煤约24.4万吨，减少二氧化硫排放4202.47吨、一氧化碳排放56.9吨、二氧化碳排放62.57万吨，节约用水22.5万吨。该项目的建设，将对河北省增加可再生能源比例、改善能源结构、缓解环境压力发挥重要的示范作用。

不过，业内人士指出，能否把海上风电开发成本降低到市场可以承受的程度，是实现“十三五”规划目标的关键。

由于海上风电环境特殊，对于风电机组、输变电设施、运行维护都有特殊要求，而且起步又比较晚，自主设计能力相对较弱，大直径单桩设计缺少数据支撑、打桩分析过分依赖国外单一软件、嵌岩技术滞后等诸多问题，导致中国海上风电无论风机设备还是运维成本都要高于陆上价格。

据彭博财经数据统计，中国现有大部分海上风电项目的度电成本约为0.98―1.41元/千瓦时，远高于煤电、气电和陆上风电的度电成本，也高于国家发改委规定的海上风电上网电价。

对此，上海东海风电场场长荣立人曾指出，“海上风电的建设成本通常是陆上的两倍以上。以上海东海大桥风电场为例，仅一期投资额为23亿元，共34台3兆瓦机组，平均每台投资额逾6000万元。五年质保期满后，运行维护的年费大概是设备价格的1%左右。”

而在国网能源研究院新能源研究所所长李琼慧看来，随着海上风电项目逐步向更远的外海转移以及选址的复杂性，海上风电项目的初始投资成本将进一步提高。

中国海上风电行业缺乏协同也是成本居高不下的一个主要原因。负责三峡集团海上风电技术的专业总工程师翟恩地博士认为，中国海上风电产业链中的开发商、整机厂、设计院、施工单位各自分段独立扮演角色，相互交流不充分，可能造成设计中载荷重复计算、安全系数冗余，且各方从维护自己利益的角度考虑问题，各个环节都存在增加投资成本的可能。

另一方面，项目审批难也导致了海上风电项目进展缓慢。与陆地风电通常建设在人烟稀少的丘陵地带不同，海上风电常建于潮间带和近海，海洋、海事、环保等众多部门均对此有不同程度的管辖权，现在还没有一个十分规范的审批流程和规范。

风电后服务市场异军突起

随着近年来国内风电装机容量的快速增长，风电运行维护市场需求越来越大。市场上每年都有数万台风机临近质保期，而且早期安装的风电机组经过多年运行，故障率相对较高，这些机组的运行维护问题正在推向市场，业主、风电整机厂商、第三方运维企业均在参与运维服务市场竞争。三足鼎立的运维格局下，未来风电整机制造商将占据高端运维市场，最具发展潜力。

根据彭博新能源财经的研究报告预计，到2022年，中国风电场运维费用将增至30亿美元/每年，2015～2022 年间，中国风电场运维支出总计或达160亿美元。发展前景广阔。

金风科技是国内最早和目前规模最大的风电技术设备研发和制造企业。根据中国风能协会统计数据，金风科技2016年度国内新增装机超过6.34GW，市场占有率27.1%，连续六年国扰琶第一。根据彭博新能源财经的2016年全球风电整机制造商市场份额报告，金风科技排名全球第三。截至2016年底，金风科技全球累计装机超过38GW，其中中国累计装机超过37GW、共25258台，国际累计装机超过1GW、共604台。

面对风电行业的发展趋势和竞争格局，金风科技加快向更具发展增值空间的成熟风电价值链环节渗透，为客户提供包括风电装备制造、智慧能源服务、清洁电力等在内的风电整体解决方案。去年金风科技推出了风电全生命周期整体解决方案及相关创新产品，包括EPC整体解决方案、新型钢混式风电塔架产品、数字化运维解决方案等。

金风科技EPC建设模式通过专业化管理，辅以创新的产品、技术以及融资方案，可实现电力建设投资控制的最小化和质量控制的最大化，成为众多客户的首选；公司力推的新型钢混式风电塔架，不仅在防水、降噪、运输等方面具有明显优势，同时有助于降低成本，提升项目经济性。

金风智慧运维解决方案GW SES A Series于2016年8月正式，包含SES A100-600共计6种可拆解、可定制的服务组合，包括智慧后台、联合运维、智慧运维、无忧保障、发电量担保及客户定制，能够为客户提供灵活、专业、高效的定制化服务。

同时，公司推出GO PLUS风电场移动运维平台，方便运营管理者、现场运维工程师实时获取风机运行数据、气象数据、预警及KPI指标完成情况反馈等，有助于将金风的后台专家与运营管理者、现场运维工程师紧密联系在一起，第一时间获取各项资源的支持并获得运行效果分析，提升机组运行水平。

截止到2016年末，金风科技运维服务团队为全球超过2.5万台机组、700多个风电场提供建设、运维等服务和技术支持，17000余台机组接入金风科技全球监控中心，其中国际项目包括美国、澳洲、泰国、罗马尼亚、厄瓜多尔及巴基斯坦共计502台机组。全年实现风电服务收入124，908.08万元。

公司全资子公司北京天源科创风电技术有限公司申报的“智能化风电场群运行监控系统产业化项目”被列入2015年度国家火炬计划项目，并确定为产业化示范项目，也是风电运维行业唯一入围项目。

未来，技术领先、服务完备的企业在行业竞争中的优势则更为突出，风电整机制造企业的市场份额渐趋于集中，行业集中度将进一步提高。根据可再生能源学会风能专业委员会统计数据，排名前五的风电机组制造企业市场份额已由2013年的54.1%增加至2016年的60.1%。

客户需求的不断变化对于行业竞争的模式也产生一定的影响。客户由质量、价格等单一机组需求向项目资源、风资源预测、全寿命周期资产增值管理服务、风电场整体解决方案转变，行业的竞争方式也由单一产品的竞争向综合能力竞争转变。

随着风电后服务市场的发展，风电服务业务也将呈现集中化、共享化、智能化发展趋势，并带来运营模式的创新。

国际化也是风电产业升级发展的必由之路。统计数据显示，截至2016年底，我国风电机组累计出口容量超过250万千瓦，遍布六大洲，28个国家和地区。尤其随着“一带一路”战略的逐步推进，我国风电企业迎来了新一轮“走出去”的机遇期。但风电企业在开拓国际市场的进程中，经常面临各种障碍，例如技术壁垒、融资难、全生命周期服务等。