中国风电2011年要闻及评点

　　对风电来说，“十一五”时期是把比较容易的事干了，“十二五”时期才是真正要解决难题的时候，并且是根本上的解决，发展模式、电力体制、电价等方面将会触动各强势集团的利益，改革难度可想而知。不敢乐观估计，只能拭目以待。

　　2011年是风电转折年，这不仅体现在风电场大规模脱网等事故高发，还体现在风电企业业绩全面下滑，更体现在国家能源主管部门各种政策的集中、连续出台和重新审视思考上。

　　其实，风电产业目前面临的技术、质量、产能、政策、电力体制等瓶颈在2005年风电产业发展之初就已预测到了，只是高速的发展暂时掩盖了这些问题，现在，这些问题到了必须要解决的时刻，解决好则风电继续快速发展，解决不好，则会失去发展的内在动力。

一、酒泉、张家口等地风电机组大规模脱网事故

　　5月5日，国家电监会通报了三起风机大规模脱网事故及原因：2月24日，甘肃中电酒泉风力发电有限公司桥西第一风电场因一个开关间隔的电缆头故障绝缘击穿，造成三相短路，导致包括这个风电场在内的10座风电场的274台风电机组因不具备低电压穿越能力在系统电压跌落时脱网，引起系列反应，致使本次事故脱网风机达598台， 损失出力占到事故前酒泉地区风电出力的54.4%，造成西北电网主网频率由事故前的50.034赫兹降至最低49.854赫兹。

　　此外，4月17日，甘肃瓜州、河北张家口的风机脱网事故均造成了较严重的后果。

　　点评： 2010年，全国共发生80起风电场脱网事故，2011年1-8月，这个数字上升到了193起，并且大规模脱网事故（一次损失风电出力50万千瓦以上）由1起升至12起。到底是谁的责任？

　　国家电监会给出的结论是：事故发生主要由风电设备、风场管理、电网接入以及运行安全监管等四方面问题导致。看来，涉及风电场开发的各方均难辞其咎。

　　然而，在随后的整改中，几乎所有的矛头都指向了相对最为弱势的风电整机设备商——风电机组不具备低电压穿越功能，发电集团、电网企业似乎成了行业的评判者。

　　对此，风电整机制造商虽有牢骚却只能私下发发，毕竟，订单权和舆论权牢牢地掌握在强势的发电商和电网企业手中。风电“整风”整到机组缺失低电压穿越功能为止了。

　　在此，我们试问两个问题：第一，为什么风电装机规模最大、上网风电量最多的内蒙古少有或没有大规模脱网事故，而甘肃省却频发事故？难道安装在内蒙古（尤其是蒙西）的风机都具有低电压穿越功能，甘肃的风机就不具有此功能？在脱网事故中电网的责任到底应占多大比例？要知道，蒙西地区由内蒙古电力公司掌管，其独立于国家电网；第二，如果风电机组具备了低电压穿越功能，是不是就不会发生风电脱网事故了呢？如果仍然会，那么是不是就可以得出脱网事故的主要责任并非在低电压穿越功能缺失呢？

　　有了成绩都往自己身上找，出了问题都往弱势集团身上推，也许这样的思维方式才是中国风电前进中最大的问题。
二、中国单机容量最大的风电机组出产

　　5月31日，华锐风电科技（集团）股份有限公司宣布，由其自主研发的中国首台6兆瓦风电机组日前在其江苏盐城综合产业基地正式出产。这是目前中国单机容量最大的风电机组。

　　这台机组取名为“华锐风电SL6000系列风力发电机组”，可广泛应用于陆地、海上、潮间带各种环境和不同风资源条件的风场。机组叶轮直径长达128米，增加了扫风面积，提升了捕风能力，大大提高了风资源的有效利用率；同时可适应-45摄氏度的极限温度，并通过了62.5米/秒的极限风速测试。

　　点评： 据第三方资料，商业化利用的风电机组中6兆瓦算是最大级别的了，这至少证明了中国的风电机组在单机功率上已经达到了世界先进水平，并已经给国外风电巨头带来恐慌，据悉，世界第一的维斯塔斯在闻听华锐风电生产出6兆瓦机组后，马上发布信息说自己正在研发7兆瓦机组。也许单机功率越大不见得越好，但其代表了先进的设计制造技术。

　　在中国，风电机组大型化是普遍的趋势，这是由经济技术特点和风电发展模式决定的：单机功率越大，则发电的单位成本越低，是风电可持续发展的根本动力；另外，中国风电的主导发展模式是“大基地”，单机功率大的风机占据优势。

　　虽然有些厂商不认为单机功率可以说明一切，但各国都在紧锣密鼓地开发更大级别的风电机组，如英国提出，其陆地风电将最好采用10兆瓦机组，而海上风机则以15兆瓦为佳。

　　曾记得，国外风电巨头在欧洲市场销售大功率风机，在中国倾销落后的小功率风机，人为分割市场，凭借的就是中国无法自己生产出先进的风机。如今，在华锐风电等一批中国企业的引领下，国外最先进的风机陆续来到了中国市场。

　　中国乃至世界的风电行业竞争绝不仅是产能、市场的竞争，更重要的是技术领先、自主创新以及优质服务的竞争。要想在全球风电市场竞争中树立领导地位，打造自身的核心竞争力，就必须走自主研发之路，否则就会面临被淘汰的危险。
三、《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》出台

　　7月15日，国家能源局与国家海洋局联合制定并出台了《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》（以下简称《细则》）。该细则的出台，旨在进一步完善海上风电建设管理程序，促进海上风电健康有序发展。

　　《细则》共有21条规定，适用于海上风电项目前期、项目核准、工程建设与运行管理等海上风电开发建设管理工作，对海上风电规划的编制与审查、海上风电项目预可研和可研阶段的工作内容和程序、建设运行管理中的要求等作了具体规定。

　　根据该细则，海上风电规划应与全国可再生能源发展规划相一致，符合海洋功能区划、海岛保护规划以及海洋环境保护规划。要坚持节约和集约用海原则，编制环境评价篇章，避免对国防安全、海上交通安全等的影响。

　　海上风电场原则上应在离岸距离不少于10公里、滩涂宽度超过10公里时海域水深不得少于10米的海域布局。在各种海洋自然保护区、海洋特别保护区、重要渔业水域、典型海洋生态系统、河口、海湾、自然历史遗迹保护区等敏感海域，不得规划布局海上风电场。

　　点评：海上风电大幕早已拉开，而亮相的演员却寥寥无几。除了一些试验示范工程，规模化、商业化的海上风电场还没有突破性的进展。我国首轮海上风电特许权招标项目工作早已结束，两个近海风电场、两个潮间带风电场至今没有一台风机竖起，风电开发项目招标与建设脱节的现象在海上风电中表现得尤其突出。

　　主要原因还在于前期工作没有做到家。如，能源局与海洋局、军队的协调还不够完善和畅通，致使各家的规划相互冲突，有消息称，上述特许权招标项目中的选址要重新规划，其中一个将在预定选址的基础上向深海推进15公里，这样一来，按原址计算的成本将大大升高，之前的中标电价不足以弥补迁址的损失，风电场开发商陷入进退两难的境地，若要重新确定价格，就需重新招投标，这无异于否定了第一轮招标的结果，对决策单位带来的负面影响太大而不可行；又如，海上风电的相关政策还没有到位，或者制定得有些匆忙，存在先有项目后定规则的现象。

　　项目的停滞同样造成整机商库房产品积压，几家在江苏设立基地的整机商开工率很低。

　　此次《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》的出台虽说滞后，也还算及时，使能源项目建设和海洋经济、环境保护、军事用海等方面更加协调，对进一步完善海上风电建设管理程序起到了应有的作用。

　　预计今年下半年进行的第二轮海上风电特许权招标没有如期到来，最起码要等到第一轮的四个项目破土动工才好进行，接下来的项目从电价、选址、施工等方面将更加理性和规范。
四、国家能源局连发18项风电行业标准

　　8月5日，国家能源局召开能源行业风电标准化工作会议，批准《风力发电机组振动状态监测导则》等17项能源行业风电标准（2011年第5号公告文件），加上之前发布的《大型风电场并网设计技术规范》，11月份起将有18项风电“行标”正式实施。

　　点评：18项风电标准迟早要出台，而风电事故开始频频露头，加快了能源主管部门制定标准的步伐。相对于中国风电产业的快速发展，标准建设的工作进展显得滞后了。

　　风电标准分为国际标准、国家标准和行业标准，风电领域的国家标准以1999年为分水岭，在此之前，全国风力机械标准化委员会的重点工作是离网型风电机组，1999年以后才转至并网型机组，目前，关于并网机组的国家标准已经颁布40项，尚有26项正在编制中，而后26项标准更加适用于中国的情况。

　　上述18项标准则属于行业标准，国家能源主管部门发挥了关键作用，它的制定和出台更能跟上行业发展的步伐。去年3月，国家能源局召开能源行业风电标准化工作会议，全面启动中国风电标准体系建设，并发布了《风电标准体系框架（讨论稿）》（以下简称《标准框架》），涉及七大类标准，拟制定标准173项，第一次较全面地梳理了风电标准，可以作为风电标准体系建设的纲领性文件。

　　按照风电标准一级分类，18项标准涉及风电并网、风电场运行维护管理、风电场规划设计、风力机械设备和风电电器设备，覆盖了风电产业的关键核心部分，而风能资源测量评价和预报、风电场施工与安装的标准还在制定中，不久也会问世，届时，一套全面完整的风电标准体系将在中国首次确立。

　　接下来就是国际标准的适用问题，国际标准制定中始终缺少中国代表的身影，这与中国的风电大国形象不相匹配，中国正试图参与到国际标准的制定中。
五、《风电开发建设管理暂行办法》规范风电规模和速度

　　8月25日，国家能源局发布《风电开发建设管理暂行办法》（以下简称《办法》），《办法》明确，省级政府投资主管部门核准的风电场工程项目，要按照报国家能源局备案后的风电场工程建设规划和年度开发计划进行。风电场未按规定程序和条件获得核准擅自开工建设的，不能享受国家可再生能源发展基金的电价补贴，电网企业不接受其并网运行，违规擅自开工建设的项目一经发现，省级以上能源主管部门将责令其停止建设，并依法追求有关责任人责任。

　　点评：原本可独立批准5万千瓦以下风电场的地方政府，从今开始不能再轻易审批风电项目了，风电审批将正式纳入国家统一规划。地方政府在审批项目之前，需要先向国家能源局申请计划。《风电开发建设管理暂行办法》的出台，被认为是国家能源局上收审批权的手段。

　　根据以往政策，地方政府对于装机规模在5万千瓦以下的风电项目具有审批权。在地方政府积极开发当地风能资源的带动下，近些年风电市场出现了“4.95万千瓦”现象，也就是电站项目规模均为4.95万千瓦，低于5万千瓦。这在一定程度上促进了国内风能资源的开发，以及风电装机市场的增长，但由于缺乏统一的规划，快速发展的风电市场也带来了一系列的问题，例如并网困难等。

　　综合来看，国家能源局收回风电项目地方审批权，有利于国家的统一规划和管理，但是对国内风电装机积极性将产生一定负面影响，预计国内风电发展将进一步趋缓。一方面，地方政府对风电资源开发的推动作用将减弱，风电项目的审批难度加大。另一方面，国家能源局对风电项目的审批，将更多的综合考虑并网难度、电网消纳能力等问题，考虑到前些年风电装机过快增长带来的并网难题尚未解决，预计国家对风电的规划目标将减少。

　　近期由国家能源局统一审批的第一批2600万千瓦项目开发计划已下发到各地，并计划于2012年前完成。而除此之外的地方审批项目，将不被列入统一并网规划，同时不再享受可再生能源电价附加补贴。
六、受困稀土上涨，电励磁风机下线

　　9月29日，湘电风能公告称：今年以来，由于稀土价格的暴涨，制约了公司直驱永磁风力发电机的批量生产，为了应对市场变化，公司迅速作出了研发电励磁风力发电机新产品的决定。近日，公司首台电励磁风力发电机型试验在国家风力发电机试验中心获得成功，各项数据均达到了设计要求，这标志着公司在风电产业领域又一重大结构性突破。公司首台电励磁风力发电机型试验在国家风力发电机试验中心获得成功，各项数据均达到了设计要求，这标志着公司在风电产业领域又一重大结构性突破。

　　点评：湘电风能转向电励磁技术路线，既是迫不得已又是顺应趋势。今年6月份，永磁电机的主要原材料稀土比年初上涨了10倍，着实给了湘电这样的直驱永磁风机生产商重重一拳。一台电机的价格才一两百万元，而一台电机用的永磁体成本高达二三百万元，卖一台风机基本上亏100万元，一个风电场24台风机就亏2400万元，那么30个风电场呢?湘电风能副总经理龙辛称不敢想象。如果从风机的造价来看，稀土价格的上涨致使每台风机成本上升100多万。转投电励磁直驱风机成为湘电风能最终的选择，无独有偶，航天万源等也纷纷加入永磁改电励磁的队伍中。

　　目前国内的风电机组主要分为两种，一种是应用最多的双馈异步式风力发电机，另一种则是永磁直驱风力发电系统。永磁风电机组的核心原材料钕铁硼是第三代的稀土永磁材料。世界上用稀土做为风机材料来源的厂商少之又少，德国干脆就不认可这样的技术路线，而更加倾向于电励磁，稀土这种稀有的材料做风机到底值不值，各行业一直有争论。

　　今年2月16日的国务院常务会议提出，力争用5年左右时间，形成合理开发、有序生产、高效利用、技术先进、集约发展的稀土行业持续健康发展格局等四点措施，被业内称为“国4条”。5月19日，国务院发布《关于促进稀土行业持续健康发展的若干意见》，被业内称为“国22条”。稀土业“国4条”和“国22条”的颁布，一个直接的作用是使稀土价格大幅上涨。尽管稀土价格已从高位回落，但稀土价格回归价值这一大的趋势将不可扭转。永磁电机面将临进退两难的境地。
七、三季报风电整机业绩集体下滑

　　今年三季报显示，排名前三甲的整机制造商华锐风电、金风科技各项指标降幅较大。

　　华锐风电营业收入83.9亿元，同比减少27.3%，净利润9.01亿元，同比下降48.51%，每股收益0.45元。华锐风电预计，2011年全年累计净利润与上年同期相比减少50%以上；金风科技表现更加惨淡，其三季报显示，公司净利润6.15亿元，同比下降了59.85%。

　　世界排名第一的丹麦维斯塔斯公司也未能幸免。10月31日维斯塔斯宣布，公司第三季度出现亏损，并于前一天发出警告，其2011年全年利润与营收可能低于预期。维斯塔斯将其2011年营收预期从最初估测的79亿欧元下调至64亿欧元，并将其运营利润率预期值从最初的7%降至4%左右。维斯塔斯宣布，扣除一次性成本之前，第三季度息税前亏损为9200万欧元，而上年同期盈利2.71亿欧元。第三季度运营利润率为-6.9%，而上年同期为+14.1%。

　　点评：各大风电上市公司的三季报最能看出今年是风电产业的转折年，上半年国内主要风电制造企业整体利润水平下降受到社会各界的广泛关注，对此，需要有全面、客观的认识。一方面，应该承认这是风机制造行业发展到一定阶段后，从高额利润回归社会平均利润的正常现象，符合新兴产业发展的一般规律。

　　另一方面，当前风机制造业利润下降也是内外部多种因素共同作用的结果。一是综合生产成本，主要是原材料成本和人工成本近期大幅增加，挤压了利润空间。特别是稀土价格去年以来大幅提高，金风、湘电等以永磁直驱风电机组为主的风机制造企业受到明显影响。二是产能过剩导致行业同质化竞争加剧，造成风机价格下降。资料显示，风机造价从2008年的6500元/千瓦，降至2009年的5400元/千瓦，2010年跌破4000元/千瓦，2011年风机最低中标价低于3500元/千瓦。三是受国家信贷紧缩政策及协议付款时间延长的影响。

　　尽管如此，未来中国风电行业的发展前景依然看好。风电是目前技术最成熟、最具规模化开发条件和商业化发展前景的新能源，风电作为国家战略性新兴产业的重要地位不会改变。按照有关发展规划，“十二五”时期我国风电仍将保持年均新增1500万千瓦左右的发展速度，市场需求潜力巨大。在我国风电标杆电价不变的情况下，随着风机单位造价的下降，风电开发商的利润仍然十分丰厚。初步测算，风电场单位千瓦静态投资下降1500-200元/千瓦，度电成本下降0.05-0.1元/千瓦时。而国家能源局近期启动的风电分散开发的试点，一旦有所突破，将极大地刺激中东部地区小型风电的开发。基于以上分析，未来中国风电行业发展空间依然广阔。
八、司长撰文谈新能源引发业界新思考

　　11月21日，国家能源局新能源和可再生能源司司长王骏在《中国能源报》发表署名文章《新能源发展探析》，该文引发了业界对风电发展的重新思考。

　　点评：虽不属于新闻事件，但王骏司长的《新能源发展探析》一文在电力界引起了强烈的震动，从某种意义上说，甚至可以作为2011年风电新闻的头条，因为文中论述了新能源发展的核心问题，即电力体制改革、电价形成方式、经济技术特性、新能源发展模式等，为新能源发展指明了方向。

　　文章以风电等新能源的经济技术为出发点，论述了关于集中开发与分散开发的比较问题；关于大规模集中并网的风电、光电远距离输送和消纳问题；关于如何看待“快”与“慢”的问题；关于政府补贴政策实施方式问题；关于“自发自用”电量对电网运营成本的影响问题；关于积极与慎重的关系问题。提出下阶段我国新能源发展思路需要在分散开发、就近接入电网、补贴的原则和方法以及电力体制改革等方面积极转变。

　　实施新思路的基础在于电力体制改革，尤其是电网运作方式和电价形成方式的改革。从世界范围看，我国的电力体制处于越落越远的境况，不能再为了一小部分集团的利益而有损亿万民众和整个中国经济的利益，改革进展快，则新能源发展好，反之，则失去了继续大规模发展的内在动力。
九、可再生能源电价附加翻番至8厘/度

　　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。

　　点评：可再生能源电价附加翻番对风电行业是一个利好消息，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。

　　按照2010年我国发电量4250亿度来计算，4厘/度的电价附加可征收100亿左右的资金用于补贴非水可再生能源发电。然而，随着我国可再生能源发电的迅猛增长，4厘/度的电价附加已经不能满足对可再生能源发电的补助需求。

　　电监会的数据显示，2010年可再生能源发电同比增长近50%，2010年征收的100亿可再生能源电价附加补贴，仅能满足国内企业70%的补贴资金需求。而今年我国可再生能源发电增速也在50%左右。如果不提升电价附加标准，今年的资金缺口可能会超过100亿。此外，相关资金调配时效性较差，补助资金经常存在半年乃至一年的迟滞，这使得风电场和光伏发电企业的资金链普遍处于紧绷状态。

　　据测算，从2009年到2020年，如果按照4厘/度提取可再生能源电价附加，共可累计筹集2572亿元资金用于可再生能源发电补贴；而如果提升到8厘/度提取，则累计筹资额将超过5000亿元，基本可以保障再生能源的发展。不过，使用可再生能源的代价将在一定时期内加到所有电力消费者身上，能否在此期间降低可再生能源发电的价格成为评判可持续发展的关键。

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