中國風電市場現(xiàn)狀、風電發(fā)展中存在的問題及風電未來發(fā)展模式分析圖

中國風電市場現(xiàn)狀、風電發(fā)展中存在的問題及風電未來發(fā)展模式分析[圖]隨著生態(tài)環(huán)境的惡化和化石能源的日益枯竭，全球能源結(jié)構(gòu)正在發(fā)生重大變革，世界各國都在大力推進能源的轉(zhuǎn)型。全球能源轉(zhuǎn)型的基本趨勢是實現(xiàn)化石能源體系向低碳能源體系的轉(zhuǎn)變，最終進入以可再生能源為主的可持續(xù)能源時代。面對國際能源格局和國內(nèi)能源結(jié)構(gòu)形勢，我國提出了能源革命發(fā)展戰(zhàn)略，大力推進能源轉(zhuǎn)型。在能源革命新形勢下，清潔能源的發(fā)展對于推進能源革命極其重要。大力發(fā)展清潔能源，大幅增加生產(chǎn)供應，是優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)、實現(xiàn)綠色發(fā)展的必由之路。到2030年，我國非化石能源占能源消費比重要達到20%，新增能源需求主要依靠清潔能源滿足。風電作為最主要的清潔能源之一，需要結(jié)合大數(shù)據(jù)、互聯(lián)網(wǎng)、云計算等信息技術，創(chuàng)新發(fā)展模式，大力促進我國能源革命，為構(gòu)建現(xiàn)代能源體系發(fā)揮重要作用。一、風電市場現(xiàn)狀（一）棄風率維持低位，平價時代到來，短期將現(xiàn)搶裝我們一直認為，棄風情況的好壞是決定風電行業(yè)發(fā)展的關鍵因素。棄風率可以作為一個重要指標，用來對風電行業(yè)進行判斷。目前，在國家加大治理棄風情況的背景下，棄風情況不斷改善，棄風率屢創(chuàng)新低。在棄風率維持低位的情況下，國家有了底氣去推動風電的平價上網(wǎng)。同時也開始了排查存量核準項目，投運or廢止核準，對于投資商來說，這是一個比較容易的選擇，我們認為，這將帶來一次規(guī)模較大的風電搶裝。1、棄風率逐步下降，風電行業(yè)健康發(fā)展國家發(fā)展改革委、國家能源局下發(fā)的《關于印發(fā)清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）的通知》中再次明確了到2020年，全國棄風率要控制在5%左右。并明確了新疆、甘肅、黑龍江、內(nèi)蒙古、吉林、河北六省（2018-2020年）風電消納目標。通知明確，到2019年，全國平均風電利用率高于90%（力爭達到92%左右），棄風率低于10%（力爭控制住8%左右），2020年，確保全國平均風電利用率達國際先進水平（力爭達到95%左右），棄風率控制在合理水平（力爭控制在5%左右）。數(shù)據(jù)來源：公開資料整理隨著解決棄風工作的持續(xù)積極推進，國內(nèi)棄風問題有了明顯的改善。國家能源局公布的18年風電運行數(shù)據(jù)中，全國平均風電利用小時數(shù)2095小時，同比增加147小時。全國棄風電量277億千瓦時，同比減少142億千瓦時，平均棄風率7.04%，達到歷史低值。全國棄風電量和棄風率“雙降”，棄風情況繼續(xù)好轉(zhuǎn)。2019年上半年，棄風率進一步下降到4.7%，同比下降4個百分點，全國棄風電量105億千瓦時，同比減少77億千瓦時。全國棄風電量和棄風率持續(xù)雙降，全年有望提前完成5%的棄風率目標。數(shù)據(jù)來源：公開資料整理我們認為，棄風率是風電行業(yè)一個最重要的指標，它不僅影響了已投運風場的經(jīng)營業(yè)績，同時還影響著風電投資商的投資積極性，是決定未來風電新增裝機量的一個先行指標。所以，棄風率達到歷史低值標志著風電行業(yè)處于健康發(fā)展的狀態(tài)，預示著未來新增裝機量的反彈。數(shù)據(jù)來源：公開資料整理2018年，新增并網(wǎng)風電裝機2059萬千瓦，同比增長37%，出現(xiàn)明顯的好轉(zhuǎn)。2017年新增并網(wǎng)風電裝機1503萬千瓦，是近四年的最低值，其中最主要的原因是國家對高棄風率地區(qū)新增裝機的限制。我們認為，隨著棄風率的下降，投資運營環(huán)境的改善，正常情況下新增裝機會穩(wěn)定增長，預計2019年新增風電裝機增速30%，達到25GW以上。加之2020年底的平價截止時間，大概率之前的存量項目會進行搶裝保證獲得核準電價，今后2年，年均新增風電裝機將超過30GW。數(shù)據(jù)來源：公開資料整理2、陸上風電2021年開始平價，2018年前核準項目將加速建設2019年5月，國家發(fā)改委下發(fā)《關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》，對風電價格政策進行相關調(diào)整。為落實國務院辦公廳《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014～2020）》關于風電2020年實現(xiàn)與煤電平價上網(wǎng)的目標要求，科學合理引導新能源投資，實現(xiàn)資源高效利用，促進公平競爭和優(yōu)勝劣汰，推動風電產(chǎn)業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展，此次《通知》可以認為是風電平價之前的最后一個重要文件，2019年7月1日起執(zhí)行?！锻ㄖ啡匀痪S持2019年以后新增項目將以競價方式獲得開發(fā)權(quán)，將標桿電價改為指導價，以指導價為最高競價限價，引導各地合理開展競價。《通知》規(guī)定2019年I～Ⅳ類資源區(qū)符合規(guī)劃、納入財政補貼年度規(guī)模管理的新核準陸上風電指導價分別調(diào)整為每千瓦時0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含稅、下同）；2020年指導價分別調(diào)整為每千瓦時0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指導價低于當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價（含脫硫、脫銷、除塵電價，下同）的地區(qū)，以燃煤機組標桿上網(wǎng)電價作為指導價。數(shù)據(jù)來源：公開資料整理并且《通知》明確了，2018年底之前核準的陸上風電項目，2020年底前仍未完成并網(wǎng)的，國家不再補貼；2019年1月1日至2020年底前核準的陸上風電項目，2021年底前仍未完成并網(wǎng)的，國家不再補貼。自2021年1月1日開始，新核準的陸上風電項目全面實現(xiàn)平價上網(wǎng)，國家不再補貼。目前2018年底前核準未并網(wǎng)風電項目規(guī)模接近100GW，若要完成2020年底前并網(wǎng)，這些項目將在近兩年投運，形成搶裝。一些大型風電投資商也積極調(diào)增今明兩年風電投資計劃。例如，華能國際計劃風電資本支出從2018年的70億元，提升至2019年的240億元，提升接近4倍。龍源電力2019年計劃投產(chǎn)1.2-1.5GW裝機，開工2GW，2020年公司將進一步加大開工力度將剩余已核準項目完成投資建設。華潤電力2019、2020年風電投產(chǎn)目標為1.7、2.3GW，相比2018年投產(chǎn)1.2GW，目標接近翻倍。我們認為，2018年底之前的存量核準項目將會為了獲得補貼電價加快投產(chǎn)速度，陸上風電的搶裝，將會帶動上游零部件產(chǎn)業(yè)的需求激增，導致上游量價齊升，利潤明顯增厚。數(shù)據(jù)來源：公開資料整理3、海上風電建設進入快車道，成為國內(nèi)風電新增長點1)海上風電相比陸上風電更具優(yōu)勢“十三五”期間是海上風電大力發(fā)展的關鍵時期，國家出臺多項政策鼓勵發(fā)展海上風電。相比陸上風電，海上風電有其巨大的優(yōu)勢。海上的風資源更好。風機動力來源是風，由于海上沒有地面起伏，海上的風相比陸上要大，平均風速高，而且風切變也比較小，再加上海上的風向改變頻率也較陸上低，因而海上的風能可利用率更高。我國海岸線長達1.8萬公里，可利用海域面積300多萬平方公里，海上風能資源豐富。海上風機利用小時更高。風機的發(fā)電功率與風速的三次方成正比，海上的風速比陸上高20%左右，我國大部分近海90米高度海域平均風速6.5~8.5m/s，具備較好的風能資源條件。因而同等發(fā)電容量下海上風機的年發(fā)電量比陸上高70%。如果陸上風機的年發(fā)電利用小時數(shù)是2000小時，海上風機就能達到3000多小時。海上可以裝更大的風機。風機的單機發(fā)電容量越大，同一塊地方的掃風面積和利用風的能量越多，發(fā)電機就越大，葉片也就越長。陸上的運輸問題限制了陸上風電機組的單機容量，而在海上就不存在這個問題，目前海上風機已經(jīng)有6MW和8MW機型的批量運用案例，更大機組的研發(fā)也在持續(xù)推進中，這將會有力降低海上風電的建設成本。海上風電距離用電負荷近。沿海地區(qū)往往是電力負荷中心，例如中國沿海的山東、江蘇、上海、浙江、福建和廣東都是經(jīng)濟和電力消耗大省，并且電網(wǎng)結(jié)構(gòu)堅強。目前海上風機一般都在沿海50公里范圍內(nèi)，離用電負荷中心很近，加上海上常年都有風，風力資源豐富，所以很適合供給用電負荷中心。海上風電不占用土地資源，不受地形地貌影響。陸上風電受耕地、林地等方面的限制較大，有發(fā)展空間的限制，而海上建設風場就不存在這些問題，并且我國是海洋大國，海岸線長達1.8萬多公里，有足夠空間發(fā)展風電。根據(jù)中國氣象局近期對我國風能資源的詳查和評價結(jié)果，我國近海100米高度層5～25米水深區(qū)風能資源技術開發(fā)量約為2億千瓦，5～50米水深區(qū)約為5億千瓦。數(shù)據(jù)來源：公開資料整理2)小幅降低海上風電上網(wǎng)電價，海上風電建設進入提速階段對我國而言，我國當前風資源較為豐富的三北地區(qū)由于自身消納能力有限，外送通道容量有限等原因，導致棄風限電，無法大規(guī)模開發(fā)，并且在后續(xù)特高壓輸送通道項目投運之前，整體新增裝機規(guī)模將受到一定限制。中東部和南方地區(qū)風電發(fā)展則面臨風資源相對較差、環(huán)保、大型機組運輸和施工難等問題。海上風電則完全沒有三北地區(qū)和中東南部地區(qū)發(fā)展風電的這些障礙，因而極具潛力。近期公布的《關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》調(diào)整了未來幾年海上風電電價，調(diào)整幅度較為緩和，和陸上風電相同，標桿電價改為指導價，以指導價為最高限價，采取競價方式分配項目開發(fā)權(quán)。2019年符合規(guī)劃、納入財政補貼年度規(guī)模管理的新核準近海風電指導價調(diào)整為每千瓦時0.8元，2020年調(diào)整為每千瓦時0.75元。此外，對新核準潮間帶項目，適用陸上風電電價政策。我們認為，調(diào)價幅度較為合理，不會影響海上風電開發(fā)商的積極性，以目前的開發(fā)成本，指導價水平仍然會使海上風電開發(fā)具有較大的吸引力，未來海上風電發(fā)展仍將保持較高增速?！锻ㄖ吠瑫r明確了，對2018年底前已核準的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行核準時的上網(wǎng)電價；2022年及以后全部機組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行并網(wǎng)年份的指導價。我們認為，并網(wǎng)要求將使得有條件在近兩年完成并網(wǎng)的項目全部開工建設，搶裝將帶動上游企業(yè)利潤明顯增長，同時規(guī)模化后，也將使得海上風電的成本進一步下降，為后續(xù)發(fā)展奠定良好的基礎。我們認為，從《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出的目標保守估計，今后5年年均新增海上風電將達到250萬千瓦。依據(jù)各省提出的規(guī)劃，極有可能超出《規(guī)劃》所列的“到2020年并網(wǎng)容量達到500萬千瓦以上”這個目標。依據(jù)新開工容量和核準容量判斷，我們預計2019年新增海上風電裝機將接近300萬千瓦，未來2年合計并網(wǎng)將超過600萬千瓦，海上風電建設進入提速階段。數(shù)據(jù)來源：公開資料整理（二）消納保障，全面推廣競價，推動平價項目將形成風電長效發(fā)展機制2019年，國家陸續(xù)出臺了一系列風電政策。除了例行的關于風電的電價調(diào)整政策，建設管理方案外。我們認為，更重要的政策是配額制政策的最終落地，未來新能源發(fā)電消納將得到有力的保障。及國家大力推動新能源平價項目的發(fā)展進程，先后出臺《關于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關工作的通知》、《關于推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)項目建設的工作方案》（征求意見稿），并且發(fā)布了第一批平價上網(wǎng)項目，這將對未來風電發(fā)電平價上網(wǎng)起到非常好的推進示范作用。1、配額政策十年磨劍，終成文，明年起正式實施2019年5月，發(fā)改委、能源局發(fā)布《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》。此次發(fā)布的《消納保障機制的通知》是在國家能源局發(fā)布的第三版《可再生能源電力配額及考核辦法（征求意見稿）》的基礎上形成的正式文件，可以認為是國家首次公布的具有制度約束的新能源配額制正式文件。相比第三版《考核辦法（征求意見稿）》，正式文件原則上基本保持不變，名稱上有了一些變化（配額制變?yōu)橄{保障機制，配額指標變?yōu)橄{責任權(quán)重）。通知表示，各省級能源主管部門按照本通知下達的2018年消納責任權(quán)重對本省級行政區(qū)域自我核查，以模擬運行方式按照本通知下達的2019年消納責任權(quán)重對承擔消納責任的市場主體進行試考核。各省（自治區(qū)、直轄市）有關部門和國家電網(wǎng)、及有關機構(gòu)，在2019年底前完成有關政策實施準備工作，自2020年1月1日起全面進行監(jiān)測評價和正式考核。相比之前預計的2019年實施正式考核，目前明確了從2020年開始正式考核，符合政策發(fā)布的時間，及為后續(xù)細則陸續(xù)公布留足了充分的準備時間?！断{保障機制的通知》仍舊保留了最低指標和激勵性指標，設立最低指標和激勵性指標的目的是從保障落實和鼓勵先進兩個方面考慮。按照最低指標上浮10%作為激勵性指標，鼓勵具備條件的省份自行確定更高的可再生能源比重指標。對高于激勵性指標的地區(qū)，予以鼓勵。此外，在對于實際完成消納量超過本區(qū)域激勵性消納責任權(quán)重對應消納量的省級行政區(qū)域，超出激勵性消納責任權(quán)重部分的消納量折算的能源消費量不納入該區(qū)域能耗“雙控”考核。對納入能耗考核的企業(yè)，超額完成所在省級行政區(qū)域消納實施方案對其確定完成的消納量折算的能源消費量不計入其能耗考核。這對于有降耗要求的地區(qū)和高耗能企業(yè)，將會促使它們采用可再生能源發(fā)電電力來完成考核，有利于新能源的消納。數(shù)據(jù)來源：公開資料整理《通知》明確了有效期5年，正式實施后將會形成一個完善的制度。國家電網(wǎng)、所屬省級電網(wǎng)企業(yè)和省屬地方電網(wǎng)企業(yè)于每年1月底前向省級能源主管部門、經(jīng)濟運行管理部門和所在地區(qū)的國務院能源主管部門派出監(jiān)管機構(gòu)報送上年度本經(jīng)營區(qū)及各承擔消納責任的市場主體可再生能源電力消納量完成情況的監(jiān)測統(tǒng)計信息。各省級能源主管部門于每年2月底前向國務院能源主管部門報送上年度本省級行政區(qū)域消納量完成情況報告、承擔消納責任的市場主體消納量完成考核情況。國務院能源主管部門結(jié)合各方面反饋意見，綜合論證后于每年3月底前向各省級行政區(qū)域下達當年可再生能源電力消納責任權(quán)重。依照指標計算，考慮2018-2020年的全社會用電量年平均增速為5%，計算得2019全年非水可再生能源發(fā)電量需要達到6679億度，2020年全年非水可再生能源發(fā)電量將達到7618億度。數(shù)據(jù)來源：公開資料整理最低消納責任權(quán)重與第三次征求意見稿相比，幾乎沒有調(diào)整，只在新疆、甘肅、山東有略微調(diào)整，其中新疆下降超過1%。本次發(fā)布的《消納保障機制的通知》繼續(xù)明確了，承擔配額義務的市場主體第一類為各類直接向電力用戶供電的電網(wǎng)企業(yè)、獨立售電公司、擁有配電網(wǎng)運營權(quán)的售電公司（簡稱配售電公司）；第二類為通過電力批發(fā)市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業(yè)。第一類承擔與其年售電量相對應的配額，第二類承擔與其用電量相對應的配額。各配額義務主體的售電量和用電量中，公益性電量（含專用計量的供暖電量）免于配額考核。我們認為，《消納保障機制的通知》明確了責任主體，在執(zhí)行上也具有可操作性，這將督促充分保證《考核辦法》中各指標的完成，促進風電、光伏等可再生能源的充分利用，利好新能源的運營企業(yè)，從而進一步促進新能源的投資增長。2、第一批平價項目落地，平價進程將加快2019年1月，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關工作的通知》，要求各地區(qū)開展平價上網(wǎng)項目和低價上網(wǎng)試點項目的建設。平價上網(wǎng)項目（不需要國家補貼）和低價上網(wǎng)項目（低于燃煤標桿上網(wǎng)電價）都不受年度建設規(guī)模的限制?！锻ㄖ吠瑫r提出了八項支持政策。一是避免不合理的收費，二是鼓勵通過綠證獲得收益，三是明確電網(wǎng)企業(yè)建設接網(wǎng)工程，四是鼓勵就近直接交易，五是執(zhí)行固定電價收購政策，由省級電網(wǎng)企業(yè)與項目單位簽訂固定電價購售電合同，合同期限不少于20年，六是強化全額保障性收購政策，要求電網(wǎng)企業(yè)保障優(yōu)先發(fā)電和全額收購項目電量，如發(fā)生限電，將限發(fā)電量核定為可轉(zhuǎn)讓的優(yōu)先發(fā)電計劃，七是創(chuàng)新金融支持方式，八是在“雙控”考核方面調(diào)動地方政府積極性。2019年4月，《關于推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)項目建設的工作方案》（征求意見稿）發(fā)布，進一步明確了平價上網(wǎng)項目推進細則，鼓勵項目業(yè)主自愿轉(zhuǎn)為平價上網(wǎng)項目，并落實相關政策執(zhí)行單位，明確任務分工。數(shù)據(jù)來源：公開資料整理2019年5月22日，發(fā)改委、能源局公布了2019年第一批風電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目名單，總裝機規(guī)模2076萬千瓦，遍布16個省份，其中風電451萬千瓦，光伏發(fā)電1478萬千瓦，分布式交易試點147萬千瓦。從平價項目的規(guī)?？?，20GW的規(guī)模已經(jīng)相當可觀，可以認為目前大部分地區(qū)在保證消納的情況下，有實現(xiàn)平價上網(wǎng)的能力。國家從2017年就開始推動風電平價項目的示范。2017年5月，國家能源局發(fā)文組織申報風電平價上網(wǎng)示范項目。示范項目的上網(wǎng)電價按當?shù)孛弘姌藯U上網(wǎng)電價執(zhí)行，相關發(fā)電量不核發(fā)綠色電力證書，相應的電網(wǎng)企業(yè)確保風電平價上網(wǎng)示范項目不限電。最終河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆等五省申報共計707MW的平價上網(wǎng)示范項目。目前各項目正在穩(wěn)步推進建設。數(shù)據(jù)來源：公開資料整理2018年3月，國家能源局復函同意烏蘭察布風電基地規(guī)劃，一期建設600萬千瓦，不需要國家補貼。其中，幸福子基地300萬千瓦、紅格爾子基地200萬千瓦、大板梁子基地100萬千瓦。600萬千瓦將列入內(nèi)蒙古自治區(qū)2018年新增風電建設規(guī)模管理，所發(fā)電量按照可再生能源優(yōu)先發(fā)電原則參與京津翼電力市場交易。我們認為，風電平價上網(wǎng)項目的投資業(yè)主，主要看重項目“不限電”的優(yōu)勢，認為發(fā)電量提升的價值高于減少的補貼。以2018年風電標桿電價為基準，風電度電補貼在0.125-0.205元/kWh之間，風電標桿電價中補貼占比為28%-36%。國家能源局在《關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》提出2020年風電實現(xiàn)平價上網(wǎng)，我們認為伴隨著棄風率的改善、風電設備效率的提升和成本的下降以及外部政策制度的改善，風電到2020年完全能夠?qū)崿F(xiàn)平價上網(wǎng)的目標。二、風電發(fā)展中存在的問題經(jīng)過20多年的發(fā)展，我國風電行業(yè)已經(jīng)積累了相當豐富的經(jīng)驗，但仍然存在很多問題。1)開發(fā)模式粗放。由于國際形勢和國內(nèi)政策的支持，我國風電近些年的開發(fā)模式都是以“大規(guī)模、集中式”為主。各個發(fā)電企業(yè)為了搶奪資源，風電開發(fā)都采取了“大干快上”的方式。這種粗放的開發(fā)模式，表面上顯著增加了風電裝機容量，但實際缺乏科學合理的規(guī)劃布局，導致風電場后期運維問題不斷、設備故障頻發(fā)，浪費了良好的風能資源。2)風資源勘查不科學。風電場選址的最基本條件是要有能量密度高、風向穩(wěn)定的風能資源，具體風電場內(nèi)風機的選址還應根據(jù)風資源評估參數(shù)、風電場宏觀選址和微觀選址等考量。因此，風電場選址對于風電場的建設是至關重要的。而我國風電開發(fā)中，存在嚴重的風資源勘察不科學、不準確、盲目性等特點。具體問題包括測風塔數(shù)量不足、測風塔代表性不足、測風數(shù)據(jù)不可靠、測風塔維護不到位、測風數(shù)據(jù)丟失、復雜地形勘查不到位、風機選型不合理等。山西某風電場由于微觀選址不合理，部分機位發(fā)電量差，最終選擇重新進行風機機位優(yōu)化。3)風電優(yōu)化設計水平參差不齊。由于風電的大規(guī)模開發(fā)，風電場設計需求急劇增加，傳統(tǒng)的大型設計院和一些小型設計機構(gòu)都涌入風電行業(yè)。一方面，由于人員配置不足、任務繁重，設計院的設計水平難以提高，設計方案缺乏個性化;另一方面，一些設計院本身缺乏經(jīng)驗，設計水平有限。這導致風電設計出現(xiàn)風資源評估水平不高、風機選型技術落后、選型和風資源不匹配、部分微觀選址流于形式、山區(qū)丘陵風電設計粗糙、風電消納和送出工程缺乏分析等各類問題。國內(nèi)風電項目呈現(xiàn)了許多問題案例，如風資源評估結(jié)果與實際差別大、機位點布置在當?shù)孛舾袇^(qū)或保護區(qū)、風機選型頻繁變更機型等。4)發(fā)電設備可靠性有待提高。近年來我國風電裝備制造產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅速，但風電設備可靠性技術水平仍有待提升。變槳系統(tǒng)故障、通訊系統(tǒng)故障、變頻器故障、液壓系統(tǒng)故障、大部件損壞、傳動鏈失效等，都嚴重影響風電機組的正常運行和發(fā)電水平。通過對一些風電企業(yè)安全生產(chǎn)情況的排查，發(fā)現(xiàn)新能源企業(yè)存在較高的現(xiàn)場風險，包括湍流影響、基礎質(zhì)量隱患、安全鏈隱患、主控系統(tǒng)、覆冰、化學腐蝕、風機消防隱患、齒輪箱質(zhì)量及潤滑隱患、發(fā)電能力低等問題。數(shù)據(jù)來源：公開資料整理5)風電核心技術水平薄弱。經(jīng)過多年的探索和發(fā)展，我國基本掌握了大容量風電機組的制造技術，風機葉片、齒輪箱、發(fā)電機等部件均已實現(xiàn)國產(chǎn)化，同時具備一定的自主研發(fā)能力。但是，在風機核心技術方面，如風機主控系統(tǒng)、葉片翼型設計等仍然依賴國外生產(chǎn)廠家，基礎研發(fā)能力依然薄弱。目前，風機控制系統(tǒng)PLC主要采用的Bachmann、ABB、Mita、Beckhoff、SSB、DEIF均為為國外生產(chǎn)廠家，風機葉片也主要依賴國外的翼型設計，整機設計、關鍵零部件設計等仍是風電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的最大瓶頸。另外，風電開發(fā)企業(yè)和設備制造企業(yè)之間也存在技術壁壘。整機制造企業(yè)普遍存在對業(yè)主的技術封鎖，通信協(xié)議、控制權(quán)限、后臺數(shù)據(jù)等均未對業(yè)主開放。因此，業(yè)主很難利用運行數(shù)據(jù)對風機進行進一步優(yōu)化改造。同時，對于整機制造商而言，也難以輕易獲得風機的相關運行數(shù)據(jù)，從而對風機進行優(yōu)化設計。6)風電場信息化市場混亂。隨著大數(shù)據(jù)、互聯(lián)網(wǎng)、云計算等信息技術的發(fā)展，信息化也成為風電行業(yè)的分析熱點。集控中心、生產(chǎn)管理平臺、遠程診斷系統(tǒng)等，均成為各個企業(yè)爭相開展的業(yè)務亮點。然而，由于缺乏統(tǒng)一的標準規(guī)范和架構(gòu)體系，風電信息化市場目前處于魚龍混雜的狀態(tài)。目前，各個發(fā)電企業(yè)都開發(fā)了信息化平臺，但普遍缺少頂層設計。很多集控中心缺少統(tǒng)一的體系架構(gòu)，集團級集控、區(qū)域集控、省級集控由于供應廠商不同，平臺架構(gòu)和功能劃分等均不一樣，難以實現(xiàn)互聯(lián)互通。目前，大多數(shù)風電場集控中心主要用于數(shù)據(jù)的遠程監(jiān)測，一定程度減少了現(xiàn)場運行人員的數(shù)量，實現(xiàn)了“少人值守”的目標。但這離真正實現(xiàn)風電場的智能化和“無人值守”目標還有很大的差距。7)風電場運維管理水平落后。相比于火電廠的標準化管理模式，目前國內(nèi)風電場的運維管理水平普遍較低。除了運維人員少、檢修消缺任務重等原因，工程遺留問題多、技術資料缺乏、人員技術水平有限、故障處理不當、定期工作不到位等，都會導致現(xiàn)場運維管理水平降低。8)風電后服務水平差。隨著出質(zhì)保期的風電場越來越多，風電場的后服務是未來風電產(chǎn)業(yè)的一個巨大市場。目前，多數(shù)風電場采取“質(zhì)保期廠家運維，質(zhì)保后外委運維”的模式。部分風機廠家由于熟練運維人員缺乏，因此縮短新進人員培訓周期，導致現(xiàn)場風機維護水平下降。有的風機廠家將運維工作外委給第三方運維公司，但由于缺乏對機型的掌握程度，運維水平也有待提高。目前也有部分發(fā)電企業(yè)培養(yǎng)自己的運維檢修人員，以便自己維護設備提高發(fā)電水平。9)風電棄風限電問題依然存在。一直以來，棄風限電都是制約我國風電行業(yè)健康發(fā)展的一大難題。2017年和2018年全國風電限電地區(qū)的棄風率。2017年全國平均棄風率12%，2018年全國平均棄風率7%，棄風率同比下降5%。整體限電率出現(xiàn)顯著下降，但是新疆(29%，22．9%)、甘肅(33%，19%)、內(nèi)蒙古(15%，10．3%)的限電情況依然嚴峻。同時，原來無棄風的貴州和山東，2018年也出現(xiàn)了不同程度的棄風限電情況。數(shù)據(jù)來源：公開資料整理三、風電未來發(fā)展模式隨著能源革命的深入開展，新能源將成為能源革命的主戰(zhàn)場，風電也將擔當重要角色。面對發(fā)展中存在的諸多問題，風電必須創(chuàng)新發(fā)展理念，積極應對未來“新”電力系統(tǒng)挑戰(zhàn)。1)風電開發(fā)“精細化”。隨著風能資源和土地資源的日益稀缺，分布式風電得到迅速發(fā)展，風電開發(fā)模式逐漸轉(zhuǎn)向“精細化”。風電前期精細化，保證有足夠數(shù)量的測風塔和有效的測風數(shù)據(jù)，充分論證風資源水平，細化微觀選址和風機選型，充分比對不同機型優(yōu)劣，選擇最優(yōu)機型和機位點;建設施工精細化，嚴格管控工程質(zhì)量，杜絕遺留問題;風電場運維精細化，充分借助大數(shù)據(jù)、人工智能等信息化手段，準確掌握設備狀態(tài)，制定措施，提高發(fā)電水平。目前，已有企業(yè)對在役風電場進行二次開發(fā)，精細化設計，加密風機排布。2)風電開發(fā)“分散化”。能源的分散化和就地消納，是能源發(fā)展長期的主題。2017年6月，國家能源局發(fā)布《關于加快推進分散式接入風電項目建設有關要求的通知》，要求加快推動分散式風電開發(fā)，風電開發(fā)布局快速向中東部和南部轉(zhuǎn)移。近幾年，大葉片、高塔筒技術不斷提升，針對未來低風速領域的巨大市場，設備廠家紛紛推出新的機型，滿足低風速區(qū)風電場的需求。隨著低風速風機技術不斷取得進步，分散化、低風速將逐漸成為陸上風電發(fā)展的趨勢。3)風電開發(fā)“海洋化”。我國海上風能資源豐富，具有巨大的開發(fā)前景。海上風電項目一般分為灘涂、近海以及深海風電場。目前我國海上風電實質(zhì)開發(fā)的區(qū)域仍主要集中在灘涂及近海風電區(qū)域。與陸上風電不同，海上風電緊鄰電力負荷中心，消納前景非常廣闊。經(jīng)過多年的穩(wěn)步發(fā)展，我國海上風電目前已進入大規(guī)模開發(fā)階段。截至2018年11月底，我國海上風電累計裝機已達360萬kW，核準容量超過1700萬kW，在建約600萬kW，海上風電發(fā)展十分迅速。目前，海上風電還存在一系列問題，風資源評價基礎工作較弱、建設成本高、建設周期長、施工難度大、運維困難、標準體系不完善等。海上風電未來發(fā)展中，需要吸取陸上風電的經(jīng)驗教訓，因地制宜，合理有序開發(fā);同時，針對目前存在的問題，加快海上風電成本下降，分析風電機組大型化技術，推進近海規(guī)模化和深遠海示范化發(fā)展，實現(xiàn)海上風電的健康持續(xù)發(fā)展。4)風電核心技術“國產(chǎn)化”。目前，風電