国内外风电行业对比

国内外风电行业对比报告
（一）风电行业现状及发展前景
截止至2010年，全球风电总装机容量达1.97亿千瓦，其中2010年度新增装机容量为3764万千瓦，略小于2009年度。

风力发电增长率为23.6%，是2004年以来的最低增长率。

全球已装载风机一年可发电4300亿千瓦时，超过英国一年用电量，占全球总用电量的2.5%。

其中，风力发电占总发电量份额最大的三个国家分别是：丹麦（21%），葡萄牙（18%），西班牙（16%）。

2010年度全球范围内风电发展放缓，美国新增装机容量由2009年的990万千瓦降至2010年的560万千瓦，与此相对应的是中国风电的迅速发展，总装机容量由2009年底的2581万千瓦增至2010年底的4473万千瓦，超过美国（4018万千瓦）成为总装机容量最大国，新增装机容量1892万千瓦，占全球新增装机容量的50.3%。

另外，东欧风电发展迅速，总装机容量增幅处于世界前位。

与全球风电整体发展状况相比，中国风电起步较晚，但是在2006开始的“十一五”期间取得了超出世界平均水平的迅速的发展。

虽然中国风电总装机容量已经处于世界首位，但是人均装机容量（0.034千瓦/人）还远不及发达国家水平。

在实际发电量方面，中国2009年风电装机容量为2581万千瓦，而实际投入运行的只有1700万千瓦左右。

在实际发电量方面，当年的风力发电量仅占总发电量的0.75%，也远低于发达国家水平，发展空间相对较大。

从长远看，风电会继续得到发展。

风电行业的真正发展始于1973年石油危机，美国西欧等发达国家为寻求替代化石燃料的能源，投入大量经费，用新技术研制现代风力发电组，80年代开始建立示范风电场，成为电网新电源。

在过去的20年里，风电发展不断超越其预期的发展速度，一直保持着世界增长最快的能源地位。

经过多年的发展，发达国家风电产业逐步走向成熟，其成本已经接近常规能源，而且资源十分丰富，根据世界气象组织估计，全球可供开发利用的风能为200亿千瓦，比地球上可开发利用的水能总量大10倍，是目前技术条件下最经济的清洁能源。

基于这些原因，风电成为各国发展低碳经济，实现能源替代的优先投资领域，虽然在欧洲部分地区由于开放程度比较高，增速有所减慢，但是风电在全球发展仍呈现遍地开花的趋势。

根据世界风能协会预测，至2020年，全球风电装机总容量将达到15亿千瓦，约为现在的8倍。

根据欧盟可再生资源法案，预计至2020年，欧盟发电量的34%由可再生资源提供，其中14%（2.13亿千瓦）由风电提供。

就中国而言，2011年3月16日发布的“十二五”规划纲要明确提出“坚持节约优先，立足国内，多元发展，保护环境，加强国际互利合作，调整优化能源结构，构建安全、稳定、经济、清洁的现代化能源产业体系……推进能源多元情节发展……加强并网配套工程建设，有效发展风电……促进分布式能源系统的推广应用”，并将“建设6个陆上和2个沿海及海上大型风电基地，新建装机7000万千瓦以上”列入能源建设重点。

发展风电成为世界各国保障能源安全，实现可持续发展的重要战略举措。

在可以预计的时间内，各国政府对风电行业的支持力度不会变缓。

（二）国内外风电发展环境对比
在我国风电迅速发展的同时，一些问题也随之涌现，其中一个突出的问题是风电并网难。

按照国家能源局的说法，内蒙古目前约有三分之一的风机装机处于闲置状态。

国务院政策研究室综合研究司一名负责人接受媒体采访时说，按照每千瓦机组1 万元造价计算，全国闲置风机的总造价达到500 亿元。

以甘肃酒泉基地为例，截至2010 年10 月31 日，酒泉千万千瓦级风电基地完成装机总量536 万千瓦，其中115 万千瓦装机并网发电，还有421 万千瓦已装风机没有并网。

分析其原因，主要有风电不可预测性带来的技术瓶颈，政策和价格体制带来的制约以及市场竞争体制的不完善。

技术因素
电源结构导致的电网系统调峰能力的差异
良好的电源结构和充足的备用是实现风电充分利用的基础。

风电具有随机性、间歇性、波动速度快的特点，客观上需要一定规模的灵活调节电源与之相匹配。

燃煤机组调峰深度为50%左右，供热机组仅5%～10%，燃气和抽水蓄能机组调峰深度可达接近100%。

以30万千瓦
机组为例，燃煤机组热态调节速率为0.3万千瓦/分钟，具有灵活调节能力的燃气机组调节速率可达1.5～3万千瓦/分钟，抽水蓄能机组可达15万千瓦/分钟。

我国风资源丰富的“三北”地区电源结构以火电为主，东北地区煤电比重超过80%，华北地区煤电比重超过90%，具有灵活调节能力的水电（包括抽水蓄能）和燃气等电源很少。

随着风电开发规模逐渐增大，系统调峰压力越来越大，特别在冬春季节，火电机组的供热期和风电机组的发电期相叠加，系统调峰非常困难，风电消纳受到制约。

电源结构与风电发展水平相匹配以及充足的备用是西班牙等国家风电利用水平高的主要原因。

2010年，西班牙伊比利亚半岛电网最大负荷是4412万千瓦，装机容量是最大负荷的2.2倍，系统备用水平全球最高。

西班牙电源结构中燃油燃气及抽水蓄能机组等灵活调节电源所占比例为34.3%，约为风电的1.7倍。

2000-2010年期间，西班牙风电增加1775万千瓦，燃油燃气电源增加1801万千瓦，这是2010年西班牙风电装机比例达到20.3%、风电发电量占全部用电量的比例达到16%的重要因素。

2010年11月9日凌晨3点35分，西班牙电网风电出力占系统负荷比例的瞬时值达到54%，其中灵活电源对消纳风电的贡献率达到93.2%。

中国与西方各国电力能源结构对比图（2008年）
风能分布不均所要求的地域协调性不同
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开发规模占全国总规模的80%,集中度很高。

与此相对应的是“三北”地区电力需求的不足。

国际上普遍认为，79.07% 0.68%
0.90%
1.98%
16.93% 0.38%
0.07% 48.81% 1.32% 20.84% 19.18% 6.45% 1.27% 2.12%
47.97% 3.11% 19.03% 0.00% 0.07%
19.04%
10.78% 15.93% 5.74% 38.75%
18.80% 8.32%
10.26% 2.21%
中国 美国
丹麦 西班牙
当风电占总发电量比例达到5%至10%以上时就可能造成电网的不稳定。

西北电网很难在维持安全的前提下单独消纳如此大的发电量，只能被迫“弃风”。

解决我国风电消纳的根本途径是大风电融入大电网。

一方面不同地区风电场出力存在互补性，风电场分布范围越大，风电出力的总体波动性越小，大电网能够充分利用不同区域风电的互补性，平滑风电出力的波动；另一方面，风电的进一步发展，客观上需要扩大风电消纳范围。

电网规模越大，风电装机占负荷的比例越小，风电对电网的影响越小。

根据丹麦的经验来看，
20世纪90年代，丹麦大规模的风电首次并网发电，同样给其电力输送系统带来很大压力。

欧盟适时做出了最终实现欧盟内部电力市场自由交易的指令，要求解除国家间对发电和输电的壁垒，缓解了风电对丹麦电网的压力。

丹麦成为北欧电网的一部分，与周边国家电网联系紧密，通过与挪威的大规模电力交换，实现了风电的高效利用。

丹麦现有5000多台风力发电机运转着，这些风机有的矗立在近海大型风力发电场，有的则分布在乡间。

如果风速达到10米每秒，这些风力发电机发的电可满足丹麦所有家庭的高峰时段用电量。

研究表明，加大跨区联网、扩大风电在“三华”电网消纳范围，2015年全国风电消纳能力
可从6500万千瓦提高到1亿千瓦，2020年提高到1.6亿千瓦。

我国的山东、江苏等地风电装机规模超过百万千瓦，由于电网规模大，实现了风电的及时消纳；通过蒙西电网与京津唐电网联络线，低谷时段蒙西风电消纳能力提高了50%。

电网模拟与风力预测技术
风电技术问题的根本原因在于风力的不稳定性。

如果可以准确预测风力并采取相应措施，则由于风电不稳定而对电网造成的压力则会减轻很多。

为此，世界各国都在开发新的电网模拟系统与风力预测系统。

美国的WinDS计算机模型，考虑风电场出力的间歇性与相关性，不同资源等级和不同地理位置的风电开发成本，以及电源及输电线路的地理分布，用于分析美国2030实现风电满足20%电力需求的可行性与实现路径。

丹麦，波兰，俄罗斯等国研制的Balmorel模型，基于一般均衡理论，实现系统成本最小化与用户效益最大化为优化目标，在时间空间两个维度上实现全局优化，进行中长期的优化与小时范围内的仿真，同时考虑用户需求对价格的影响，目的在于研究丹麦2025年依靠风电满足50%电力需求的可行性及实现路径，研究得到了为了实现目标所需的风电投资，电网改造需求，对风电的补贴额度，以及实现目标的经济效益分析。

我国也在不断加大风力预测体统的研发力度，中国电力科学院，吉林电网等机构都研发出具有自主知识产权的风力预测系统，但是距离国际要求的不高于20%的预测误差还有很大的差距。

新能源发展整体规划存在差异
统一规划是风电持续健康发展的前提。

风电出力特性客观上需要其它电源与之相匹配，电网结构与之相适应，这就要求风电要与其它电源统一规划、风电与电网统一规划。

目前由于风电规划调整频繁，风电规划与其他电源规划、电网规划不协调，两级审批造成风电项目拆批现象严重，给风电及时并网和消纳带来困难。

随着我国对新能源开发扶持力度的逐步加强，新能源发展无序性导致的问题逐渐暴露出来。

风电场建了，但是发出的电成为“垃圾电”，达不到电网的入网标准，即使达到标准，相应的配套设施也迟迟得不到落实。

地方政府投资的盲目性导致有些不该发展风电的地方发展风电，行政压力导致的过度投资等问题都说明了我国发展新能源急需细致详尽可预测的整体规划支撑。

与此相应的欧盟发展新能源的有序性，2010年，欧洲风能协会发布新能源电网地图（下图左），其目的是在2050年建成可以容纳100%新能源发电的新型电网系统。

根据不通过家的地理状况，以经济为原则，按不同的比重发展风能，水能，太阳能等新能源（下图右），并把整个欧洲电网连成一个协调统一的整体。

政策因素
风电入网审批制度
《中华人民共和国电力法》第二十二条明确规定“国家提倡电力生产企业与电网、电网与电网并网运行。

具有独立法人资格的电力生产企业要求将生产的电力并网运行的，电网经营企业应当接受。

并网运行必须符合国家标准或者电力行业标准。

并网双方应当按照统一调度、分级管理和平等互利、协商一致的原则，签订并网协议，确定双方的权利和义务；并网双方达不成协议的，由省级以上电力管理部门协调决定。

”但是在有法律保障入网的情况下，中国仍有三分之一左右的风电站入不了网，究其原因在于此条款中“并网运行必须符合国家标准或电力行业标准”，而此标准在长达数年的时间内迟迟不清晰，不能给供电企业以具体指导，也给了电网企业提供了拒绝供电企业入网的理由。

事实上，从国际情况来看，由于技术性因素的限制，10%的风电并不了网属于正常现象，也没有理由要求国网对所有风电企业照单全收。

2009 年，国家电网公司出台企业标准《国家电网公司风电场接入电力系统技术规定》，对欲并网的风电场提出多个技术要求，就有发电企业担心国网公司借此标准阻碍部分风电入网。

在发电企业和电网企业博弈僵持不决的情形下，2010 年，政府决定出台相关国家标准来解决难题。

2010 年实施的《可再生能源法修
正案》已将对风电的“全额收购”改为“全额保障性收购”。

从政策走向来看，正在从无原则不现实的强制入网转向收紧入网标准下的保障入网。

正在征求意见的《风电调度运行管理规范》规定，风电场需对次日零时起3 天的风功率进行预测，每15 分钟汇报一次。

风功率预测，即预测未来一段时间内风力大小，电网将据此判断风电电量，以暂停火电机组等方式来维持电网平稳。

这给中国技术不成熟的风电企业带来了很大的压力：“风电场普遍觉得，完成如此高频次的预测有点困难。

”但是从最近制定的政策以及国网的举措看来，设定这种规定是大势所趋。

相比于国内，国际入网标准并没有更低，竞争甚至更加激烈。

如西班牙已经由1997年《54号电力法》规定的“风电优先并网”转化为2004年《436号皇家法令》“风电企业按电力市场竞争规则竞价上网”；德国也由1991年《电力入网法》“强制入网”“全额收购”转化为2000年《可再生能源法》规定的“电网运营商对可再生能源电力优先购买，输送及电价偿付；电网运营商为实现可再生电力的输送而产生的电网更新费用，可在电网使用费中实现回收。

”将风电入网的决定权更大程度上放给了电网企业，并采取退税等方式对电网企业进行补贴。

在国外技术比较成熟的条件下，电网企业让风电入网是有利可图的，相应的准入壁垒就会降低，同时，风电企业为了能够入网也必然会主动使自己符合电网企业的技术标准。

与之相比，中国保障风电入网基本上完全采取行政措施，国网缺乏自主权，也无法发挥风电供电企业之间竞争机制的作用，一方面，风电企业没有动力投资大笔资金于风力预测系统等保障性设施，另一方面，国网也不愿意无偿承担由于风电入网造成的调峰的压力与经济的损失，必然会以种种客观因素为借口阻碍劣质风电入网。

同时，风电项目的审批和国网建立配套设施项目之间的审批又存在时滞，进一步为风电入网造成阻碍。

电价制度
从西方国家的风电政策发展而言，都是由国家扶持逐步向市场竞争转化，其中电价制度起了很大的作用。

比如丹麦实施有效地电力市场机制，维护系统平衡，电网配套投资在终端用户中分担，西班牙和德国也都是采取风电竞价入网的机制。

在2009年，北欧电力市场开始实施负电价制度，将调峰的压力由电网企业转移至供电企业。

其基本思想一是高峰期间发电需要负担负电价；二是是供电企业有责任预测未来数小时内的发电量并及时汇报电网企业备案供电网企业调配，如果实际发电量偏离预测发电量达到一定比例则需要缴纳罚款。

以西班牙为例，为了扶持风电，对于煤电预测偏差比例为5%，对于风电预测偏差比例可达20%。

同时，赋予电网企业以电价决定权。

在电网企业同时拥有垄断权与定价权的情形下，用电需求的近似刚性使得电网企业很容易将风电入网造成的额外成本转嫁给消费者。

另外，国外普片采用分时电价制度和实时电价制度，以英国为例，低谷时段从夜12时至凌晨7时，这一时段内的电费大约是日间电价的35%。

实时电价则是对一些大的工业用户采取了每半个小时一个电价，电价根据电力系统的生产成本的实时变化（如水库的来水的丰枯变化、负荷水平的高低、机炉的组合方式、线路检修等）而变化。

这就从需求端缓解了电网的调峰压力。

综合而言，西方电价制度是从时间和空间两个维度上利用市场机制调节电力供需，分时电价与负电价制度在时间上调节用户需求和供电企业供给，供电企业间的竞争则赋予了电网企业以空间层面的选择权。

与之相比，中国实行固定电价制度，无论在收电还是供电方面，价格决定权都在政府物价部门。

回顾中国风电入网电价的发展，基本上可以分为四个阶段：(一) 初期示范阶段（1986-1993年），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 ；(二) 产业化建立阶段（1994-2003年），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；(三) 规模化及国产化阶段（2003后），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；(四) 目前中国风电电价政策，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。

另外，《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）规定：“可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的方式解决。

”“可再生能源电价附加由国务院价格主管部门核定，按电力用户实际使用的电量计收，全国实行统一标准。

”“可再生能源电价附加由国务院价格主管部门根据可再生能源发展的实际情况适时调整，调整周期不少于一年。

”
目前电价制度目的在于保障风电供电企业的收益，以鼓励其发展，但却使得市场竞争机制失灵。

另外，即使国网在固定电价下可以赚取超额利润，可再生能源附加电价的延滞性使得它没有动力为风电入网付出额外的成本。

无原则保障风电入网只能是把利润从国网转移至供电企业，遭到国网的抵制也不足为奇了。

经济因素
风能，水能，太阳能等新能源区别于传统能源的另一个重要特点是其成本在投资初期就是基本可确定的，由于原料是免费，运营成本很低，只需要支付设备维护费用。

而传统热电的运营成本则在很大程度上取决于能源的价格。

在当今世界能源形势日趋紧张的情况下，风电被普遍认为是一种低风险的能源。

国际普遍采用现金流贴现手段评估化石燃料发电成本，如下表所示：
化石燃料发电成本（摘自欧洲风能组织《风能经济报告》）
预测标准化石燃料发电成本（千瓦时）
国际能源署（IEA）预测贴现率计算天然气发电成本$0.049（€0.039）
历史天然气价格风险贴现$0.090（€0.072）
采取金融避险手段后天然气发电成本$0.081 （€0.065）
国际能源署（IEA）预测贴现率计算燃煤发电成本$0.040（€0.032）
历史燃煤价格风险贴现$0.083（€0.066）
采取金融避险手段后燃煤发电成本$0.066 （€0.052）
相比而言，风力发电对化石燃料价格波动免疫，成本约为0.053€/kWh,与化石燃料发电成本相比取决于对风险预测不相同导致的不同的贴现率。

由下图可以看出，虽然在IEA预测贴现
率（10%）的预测下风电成本高于传统能源成本，但是在较低贴现率（也是根据历史数据得到的贴现率）的情况下，风电成本与传统能源基本持平或者更低，本身就具有很强的竞争力。

国内的情况是，一方面风电技术不成熟导致风力发电成本较高（虽然中国风电设备价格已经具有国际竞争力，但是还要考虑调峰储能等附加成本），另一方面中国预期贴现率高于国际水平，这都导致风力发电在成本上竞争力相对较弱，必须靠国家补贴来实现其发展。

另外，风电企业面临的风险在国内国际有所不同，国内难于风电场无法并网，一旦并网成本收益基本可预测。

国外的风电场并网后还面临较大市场风险，包括负电价导致的风力预测附加成本，电价浮动导致的收入不确定性，以及激烈的市场竞争导致的被淘汰的风险。

（三）总结
综上分析，中国风电并网问题相对于国外更加突出，在技术方面，源于中国能源结构导致的调峰能力低下，风电地域分布不均导致的电网整体协调性差，电网模拟系统与风电预测技术不成熟以及新能源发展缺乏整体规划；在体制方面，源于中国固定电价制度导致的电力系统市场机制失灵和需求端调节缺失，供电企业和电网企业之间产权定义不清导致的激励无效；最根本原因还在于中国现阶段风电本身相对于传统能源缺乏竞争力，必须依靠政府补贴才能获得利润，得到发展。

补贴机制的行政特性导致的巨大的寻租空间导致其无法切实有效地落实，同时也为某些企业赚取超额利润提供了可能，总体而言，风险较大。

但并不是说国外风电企业是无风险的，其风险主要表现在浮动电价制导致的收入波动，以及在相对饱和的市场中激烈的市场竞争导致的被淘汰的风险，只是这些风险相对而言可控性强。

但无论在国内和国外，风电行业的发展空间都还很大，这是由世界能源格局变革的整体趋势决定的。