2009 年前，我國實行風(fēng)電特許權(quán)招標政策，特許權(quán)項目通過上網(wǎng)電價的招標競爭選擇開發(fā)商，上網(wǎng)電價區(qū)間集中在0.43 元/kWh——0.56 元/ kWh；2009 年7 月，發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善風(fēng)力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》，將全國分為四類風(fēng)能資源區(qū)，風(fēng)電標桿電價水平分別為每千瓦時0.51 元、0.54 元、0.58 元和0.61 元；2016 年12 月，發(fā)改委提出下調(diào)陸上風(fēng)電上網(wǎng)電價、海上風(fēng)電電價不變，同時觸發(fā)條件由原來的并網(wǎng)節(jié)點變更為開工節(jié)點。

 

風(fēng)電標桿上網(wǎng)電價及觸發(fā)條件（元/kWh）

 

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　　1、利用小時數(shù)：棄風(fēng)率不斷升高 成為限制行業(yè)發(fā)展主要制約

 

　　2011——2012 年，隨著風(fēng)電裝機快速增長開始出現(xiàn)棄風(fēng)限電情況；2013 年冬季氣溫同比偏高，全國電力負荷同比增速提升，棄風(fēng)率呈現(xiàn)一定好轉(zhuǎn)；2014 年整體來風(fēng)偏小、特高壓投運，緩解了棄風(fēng)限電現(xiàn)象。但由于2015 風(fēng)電搶裝，棄風(fēng)限電情況更加嚴重，2016 年我國風(fēng)電平均利用小時數(shù)1742 小時，棄風(fēng)率高達17%。

 

　　棄風(fēng)限電自2010 年后成為制約行業(yè)發(fā)展的主要障礙，主要原因是：1）我國風(fēng)能資源與電力需求存在區(qū)域錯配，三北地區(qū)風(fēng)能資源豐富，但遠離電力負荷中心，資源地本身的工業(yè)基礎(chǔ)較為欠缺，用電增速低、消納能力弱；2）風(fēng)電本身具有波動性和間歇行等特點，并網(wǎng)需要配套建設(shè)調(diào)峰電源，但三北地區(qū)電源結(jié)構(gòu)單一，基本沒有調(diào)峰能力；3）跨區(qū)域的電力輸送通道建設(shè)不足，導(dǎo)致了棄風(fēng)限電的問題產(chǎn)生。

 

　　2017 棄風(fēng)限電情況得到好轉(zhuǎn)，前三季度全國風(fēng)電發(fā)電量2128 億千瓦時，同比增長26%；平均利用小時數(shù)1386 小時，同比增加135 小時；全國棄風(fēng)電量295.5 億千瓦時，同比減少103 億千瓦時，棄風(fēng)率同比下降6.7%。

 

我國棄風(fēng)電量與棄風(fēng)率情況

 

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　　2、度電成本：成本降低疊加效率提升 實現(xiàn)無補貼下的經(jīng)濟性

 

　　風(fēng)電場裝機成本主要由設(shè)備及安裝工程費用、建筑工程費用、施工輔助工程費用等組成，機組的成本約占整個風(fēng)電場工程成本的47%。自2007 年以來，由于制造進步、效率提升、行業(yè)激烈競爭使得風(fēng)電機組的價格持續(xù)降低。國際上風(fēng)電機組的成本從2007 年的1.78美元/瓦降至2015 年的0.93 美元/瓦，風(fēng)機成本的降低也帶動了度電成本的降低，陸上風(fēng)電的度電成本目前約0.06 美元/瓦，相較于2010 年分別下降25%。

 

風(fēng)電場初始投資成本構(gòu)成

 

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設(shè)備及安裝工程成本構(gòu)成

 

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發(fā)電設(shè)備及安裝工程成本構(gòu)成

 

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　　從發(fā)電效率來看，風(fēng)電技術(shù)水平在持續(xù)進步：1）通過提高葉輪直徑、增加響應(yīng)等方式，使發(fā)電效率以5%-10%增速提升；2）國內(nèi)風(fēng)機機型持續(xù)豐富，機型功率持續(xù)上升，帶動風(fēng)電發(fā)電效率提升。近兩年風(fēng)電主流機型從1.7-103（額定功率 1.7MW，風(fēng)輪直徑103m）升級為2.3-116（額定功率2.3MW，風(fēng)輪直徑116m），年發(fā)電量提升26.44%，度電成本降低8.51%，風(fēng)輪直徑、輸出功率及容量因子的升級將持續(xù)提升機組發(fā)電能力。

 

　　2016 年我國新增裝機的風(fēng)電機組平均功率 1955kW，與2015 年的 1837kW 相比，增長6.4%；累計裝機的風(fēng)電機組平均功率為1608kW，同比增長2.9%。我國新增風(fēng)電機組中，2MW 風(fēng)電機組裝機占全國新增裝機容量的 60.9%，同比市場份額上升11 % ; 1.5MW 機組的市場份額下降16%，1.5MW 機組和2.0MW 機組的合計市場份額達到78.7%。機組功率的平均功率的提升有利于提高發(fā)電效率降低度電成本。

 

　　財務(wù)費用：補貼延遲應(yīng)收賬款增加 企業(yè)現(xiàn)金流壓力增大

 

　　風(fēng)電上網(wǎng)電價包含兩部分：基數(shù)電價和補貼電價，基數(shù)電價部分結(jié)算由當?shù)仉娋W(wǎng)公司結(jié)算，而補貼電價部分來源于可再生能源補貼，補貼來源于向除居民生活和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)以外的其他電力消費者征收電力附加費，用途是補貼風(fēng)電、光伏等新能源行業(yè)。2013 年、2016分別將可再生能源電價附加標準從每千瓦時0.8 分錢、1.5 分錢和1.9 分錢，雖然征收標準在提升，但我國新能源產(chǎn)業(yè)增速更高， 2016 年底我國補貼缺口已超過700 億元。

 

　　（二）、不同邊際因素對需求的影響情況分析

 

　　我國風(fēng)電終端需求受到電價補貼調(diào)整、棄風(fēng)率變化、度電成本及財務(wù)壓力等因素影響，行業(yè)從發(fā)展初期到成熟期，各影響因素在周期中呈現(xiàn)出階段性切換的特征，根據(jù)研究框架復(fù)盤了風(fēng)電行業(yè)的發(fā)展歷史。

 

風(fēng)機新增吊裝量及增長率（GW）

 

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　　1、2013——2015：棄風(fēng)率小幅改善 標桿電價下調(diào)刺激搶裝

 

　　2013——2015 年，國內(nèi)新增裝機出現(xiàn)持續(xù)增長，主要原因是：1）棄風(fēng)率在2013 和2014 年均下滑，2013 年冬季氣溫同比偏高，供暖期電網(wǎng)調(diào)峰壓力較小，風(fēng)電消納較好的夏秋季來風(fēng)增加，同時全國電力負荷同比增速提升，棄風(fēng)率呈現(xiàn)一定好轉(zhuǎn)，2014 年整體來風(fēng)偏小，同時哈密-鄭州特高壓、新疆與西北主網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)750 千伏特高壓通道等輸電工程的投運，都對棄風(fēng)率的迚一步下降起到推動作用；2）受2015 年以后的網(wǎng)風(fēng)電標桿電價下調(diào)影響，2015 年出現(xiàn)較為強烈的搶裝潮，推動2015 年新增裝機達30.75GW。

 

　　2、2016——2017Q3：棄風(fēng)率較高疊加高基數(shù)效應(yīng)，裝機下滑嚴重

 

　　2016 年國內(nèi)風(fēng)電新增吊裝23.37GW，同比下降24%，新增并網(wǎng)容量19.3GW，同比下降41.46%。主要原因是：1）2015 年搶裝透支了2016 年的裝機需求；2）棄風(fēng)限電進一步惡化，抑制了風(fēng)電運營商投資熱情，進而降低了裝機需求。2017 年前三季度國內(nèi)風(fēng)電并網(wǎng)容量為9.7GW，同比下降3%，但棄風(fēng)率從同比下降6.7%。通過復(fù)盤風(fēng)電裝機周期的波動，：1）風(fēng)電上網(wǎng)標桿電價下調(diào)前一年，通常會面臨搶裝；2）風(fēng)電裝機增速遠高于電網(wǎng)投資及電力需求增速，棄風(fēng)限電成為制約行業(yè)主要發(fā)展因素；3）設(shè)備制造技術(shù)不斷升級，2010——2012 年風(fēng)電安全問題將不會再現(xiàn)，同時度電成本不斷降低，2020 年有望實現(xiàn)平價上網(wǎng)；4）補貼收入回款延遲，對融資能力和償債能力不足的企業(yè)帶來較大的現(xiàn)金流壓力，影響部分企業(yè)的投資熱情。

 

　　二、風(fēng)電行業(yè)發(fā)展趨勢分析

 

　　從風(fēng)電核準來看：1）2016 年，我國風(fēng)電機組累計核準容量共計252.98GW，而風(fēng)電累計裝機容量共計169.04GW，說明83.94GW 項目核準未建；2）國家能源局下發(fā)《2017-2020年風(fēng)電新增建設(shè)規(guī)模方案》，提出2017-2020 年新增建設(shè)規(guī)模分別為30.65GW、28.84GW、26.60GW、24.31GW；2017 年底核準未建設(shè)項目達114.59GW。從風(fēng)電招標量來看：1）2016 年全年招標28.3GW，創(chuàng)下歷史新高，2017 年1-9 月招標累計容量達到22GW，而我國前三季度并網(wǎng)容量僅為10GW；2）對比15 年的搶裝現(xiàn)象，14年同期的招標量僅為17.3GW，而14 年全年的招標量也僅為27.5GW。核準、招標、吊裝及并網(wǎng)的差額最終將會收斂，核準量逐步轉(zhuǎn)換成并網(wǎng)量。

 

我國風(fēng)電裝機招標規(guī)模（GW）

 

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我國核準未建風(fēng)機數(shù)量及分布（GW）

 

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　　1、邊際的變化：棄風(fēng)限電改善明顯 搶電價推動裝機復(fù)蘇

 

　　從電價調(diào)整的角度來看，根據(jù)最新的電價下調(diào)觸發(fā)條件，上述114.59GW 的項目需要在2019 年底前開工建設(shè)，才能獲得0.47——0.60 元/千瓦時的上網(wǎng)電價，否則上網(wǎng)電價將被調(diào)整為0.40-0.57 元/千瓦時，鑒于鎖定老電價的要求，2018——2019 年是確定性的開工大年。從度電成本角度來看，風(fēng)電行業(yè)的度電成本仍處于下降通道，2020 年有望實現(xiàn)平價上網(wǎng)。部分企業(yè)仍在等待成本下降至預(yù)期范圍再進行招標。但由于目前裝機呈現(xiàn)出向中東部和南方地區(qū)轉(zhuǎn)型的趨勢，施工周期比北方項目長6——9 個月，因此若要2019 年搶開工的背景下，2018 年企業(yè)大概率會進行招標。從棄風(fēng)限電的角度來看，行業(yè)最壞的時間點已經(jīng)過去，2017 年前三季度棄風(fēng)率已經(jīng)有了明顯的好轉(zhuǎn)，同比下降6.7%，且部分區(qū)域有望明年移出紅色預(yù)警區(qū)域。

 

　　（二）、 棄風(fēng)限電邊際改善的驅(qū)動及趨勢？

 

　　2017 年10 月能源局發(fā)布2017 年前三季度風(fēng)電并網(wǎng)運行情況：1——9 月全國風(fēng)電發(fā)電量2128億千瓦時，同比增長26%；平均利用小時數(shù)1386 小時，同比增加135 小時；棄風(fēng)電量295.5億千瓦時，同比減少103 億千瓦時，棄風(fēng)率同比下降6.7%，實現(xiàn)棄風(fēng)電量和棄風(fēng)率雙雙降低，棄風(fēng)限電改善的拐點已經(jīng)初步呈現(xiàn)。

 

　　1、三北地區(qū)消納問題明顯改善，紅色預(yù)警地區(qū)有望解除裝機禁令

 

　　2016 年7 月能源局發(fā)布《關(guān)于建立監(jiān)測預(yù)警機制促進風(fēng)電產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的通知》，希望通過政策類指標、資源和運行類指標、經(jīng)濟類指標評定的綜合分數(shù)評判該地區(qū)是否可以開工建設(shè)風(fēng)機場。紅色不下達年度開發(fā)建設(shè)規(guī)模，同時也不辦理戒網(wǎng)手續(xù)；黃色不下達年度開發(fā)建設(shè)規(guī)模；綠色可以推進風(fēng)電項目投資。

 

　　2017 年2 月，能源局發(fā)布了《關(guān)于發(fā)布2017 年度風(fēng)電投資檢測預(yù)警結(jié)果的通知》，將內(nèi)蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆等六省納入紅色預(yù)警區(qū)域，同時規(guī)定紅色預(yù)警地區(qū)不得核準建設(shè)新的風(fēng)電項目，電網(wǎng)企業(yè)不得受理紅色預(yù)警區(qū)域風(fēng)電項目的新增并網(wǎng)申請（含在建、已核準和納入規(guī)劃的項目）。

 

　　紅色預(yù)警文件每年出具一次，紅六省中除了新疆、甘肅外，寧夏、內(nèi)蒙古、吉林和黑龍江棄風(fēng)率均降至20%以下，根據(jù)紅色預(yù)警機制，部分省份明年有望被移出紅色預(yù)警名單，裝機限制有望解禁。目前，紅色預(yù)警地區(qū)內(nèi)蒙古、新疆已經(jīng)核準新增風(fēng)電項目。未來假如紅六省裝機禁令解除，傳統(tǒng)風(fēng)電裝機地區(qū)有望釋放需求增量。

 

2014-2017 年我國半年度棄風(fēng)量和棄風(fēng)率變化情況

 

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紅六省中四省棄風(fēng)率已將至20%以下

 

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　　2、特高壓投運高峰 國網(wǎng)致力解決棄風(fēng)問題

 

　　在2014 年初，受到環(huán)保壓力與西部新能源發(fā)電并網(wǎng)的雙重壓力，國務(wù)院印發(fā)了《大氣污染防治行動計劃》，能源局則配套發(fā)布了跨區(qū)送電通道的規(guī)劃。以特高壓為主的跨區(qū)輸電通道是解決負用電側(cè)和發(fā)電側(cè)錯配的有效方式之一。國家能源局規(guī)劃了十二條跨區(qū)“治霾”專用輸電線路和國家電網(wǎng)“十三五”期間的5 條特高壓線路計劃將從2017 年起集中投運。通過電源與優(yōu)化通道結(jié)合將助力棄風(fēng)率進一步下降。

 

　　我國目前在運行、在建和已核準待建的特高壓工程共21 項，其中特高壓交流工程7 項，特高壓直流工程14 項。根據(jù)國家電網(wǎng)規(guī)劃，“十三五”期間，在“四交五直”工程基礎(chǔ)上，后續(xù)特高壓工程分三批建設(shè)，首先是加快建設(shè)“五交八直”特高壓工程，其次在2018 年以前開工建設(shè)“四交兩直”特高壓工程，加快統(tǒng)一同步電網(wǎng)建設(shè)。最后，2020 年以前開工建設(shè)“十三五”規(guī)劃的特高壓網(wǎng)架加強和完善工程。

 

特高壓規(guī)劃

 

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　　未來幾年依舊是我國特高壓投運及建設(shè)的高峰，相關(guān)線路的投運將促進限電嚴重的西北地區(qū)電力外輸，進而帶動限電問題改善。而國家電網(wǎng)也提出，到2020 年根本解決新能源消納問題，棄風(fēng)棄光率控制在5%以內(nèi)。

 

　　3、裝機結(jié)構(gòu)東移 供需錯配有望緩解

 

　　我國風(fēng)力資源主要分布在三北地區(qū)和沿海地帶，然而我國用電地區(qū)主要在南方和中東地區(qū)，地理位置錯配嚴重，用電側(cè)與發(fā)電側(cè)地理位置錯配。隨著三北地區(qū)棄風(fēng)限電現(xiàn)象嚴重，為解決風(fēng)電電力消納問題，匹配用電端和發(fā)電端電力供求，目前我國正在逐步將風(fēng)電場建立在南方等地區(qū)。2013 年至2016 年，中南和西南地區(qū)吊裝數(shù)量由3.06GW（占比19%）上升到6.31GW（占比27%），年復(fù)合增長率達到27.33%。

 

我國風(fēng)力資源分布情況

 

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我國各省用電量分布圖

 

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　　南方和中東地處中低風(fēng)速地區(qū)，風(fēng)速在5-6m/s 之間。過去普遍認為，該等風(fēng)速的風(fēng)力資源不具備經(jīng)濟價值，但是隨著技術(shù)創(chuàng)新開發(fā)專用機組，目前大多數(shù)中低速風(fēng)電項目內(nèi)部收益率已經(jīng)可以達到8%以上。國家氣象局測算，風(fēng)速在5m/s 以上的風(fēng)力資源目前可達10 億千瓦，資源潛力巨大。而且風(fēng)力該類地區(qū)也恰好是電力消耗的重要區(qū)域，具備良好的消納條件，隨著風(fēng)輪直徑加大，翼型效率提升，控制機制的智能化等先進技術(shù)應(yīng)用，收益率將會不斷提升，風(fēng)電將在南方地區(qū)逐漸成為重要可再生能源生產(chǎn)方式。棄風(fēng)限電改善的主要驅(qū)動在于政策層面。無論是從十三五規(guī)劃還是能源工作報告來看，棄風(fēng)限電問題已被提升至重要高度，上層的重視有利于利益的梳理及問題的解決。目前我國已出臺多項解決棄風(fēng)限電的政策，從控制增量、增量結(jié)構(gòu)變化、消化存量、增加電力外送通道等多個維度解決棄風(fēng)問題。相信到2020 年我國的棄風(fēng)問題會得到非常大的改善，而2017 年是棄風(fēng)限電反轉(zhuǎn)的拐點，

 

　　（三）、運營商現(xiàn)金流情況分析

 

　　目前對于運營商的壓力來自于資產(chǎn)負債結(jié)構(gòu)和償債能力，由于風(fēng)電投資金額較大，多數(shù)企業(yè)會采用銀行貸款和融資租賃的方式進行前期籌資。但由于可再生能源補貼缺口較大，補貼延遲到賬的情況較為嚴重，企業(yè)應(yīng)收賬款壓力較大，財務(wù)費用也比較高（尤其是融資租賃方式，不僅需要償還利息，還要支付較高的手續(xù)費）。目前企業(yè)的補貼已延遲兩年后才到賬。即使第七批補貼目錄下發(fā)，由于可再生能源補貼缺口仍在擴大，補貼回流情況的壓力依然非常大。鑒于財務(wù)上的壓力，運營商正在采用創(chuàng)新的方式優(yōu)化資產(chǎn)負債和現(xiàn)金流，通過將風(fēng)電收費收益權(quán)或可再生能源補貼進行資產(chǎn)證券化，緩解資金壓力，優(yōu)化資產(chǎn)負債表和現(xiàn)金流量表。例如：1）金風(fēng)科技在2016 年7 月以裝機容量合計247.5MW 風(fēng)電場的電費收益權(quán)作為基礎(chǔ)資產(chǎn)發(fā)行了12.75 億元的ABS 產(chǎn)品；2）華能2017 年11 月發(fā)行首單可再生能源電費補貼 ABS 產(chǎn)品，項目注冊金額 50 億元，首期發(fā)行規(guī)模為5.3 億元，期限36 個月，聯(lián)合資信給予項目AAA 評級。ABS 產(chǎn)品實現(xiàn)了無次級結(jié)構(gòu)、無第三方增信的情況下的全額出表，有利于降杠桿、盤活資產(chǎn)、壓降兩金占用。同時，募集資金用于補充新能源企業(yè)現(xiàn)金流，有效緩解了新能源企業(yè)的資金壓力。

 

　　發(fā)改委、財政部和能源局2017 年2 月聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購交易制度的通知》，擬在全國范圍內(nèi)試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)和自愿認購制度。根據(jù)市場認購情況，自2018 年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易。自2017 年7 月1 日起正式開展綠色電力證書認購工作，將依托可再生能源發(fā)電項目信息管理系統(tǒng)，試行為陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)（不含分布式光伏發(fā)電）所生產(chǎn)的可再生能源發(fā)電量發(fā)放綠色電力證書。風(fēng)電企業(yè)出售綠色電力交易證書后，相應(yīng)電量將不再享受補貼。綠色電力證書交易有望減輕運營企業(yè)現(xiàn)金流壓力。

 

　　（四）、分散式風(fēng)電會出現(xiàn)分布式光伏爆發(fā)

 

　　分散式接入風(fēng)電項目是指靠近負荷中心，不以大規(guī)模遠距離輸送電力為目的，所產(chǎn)生的電力就近接入當?shù)仉娋W(wǎng)進行消納的風(fēng)電項目。分散式風(fēng)電應(yīng)符合接入電壓等級在35 千伏以下、利用現(xiàn)有變電配電系統(tǒng)，就近接入當?shù)仉娋W(wǎng)進行消納的風(fēng)電項目，有利于風(fēng)電消納，降低棄風(fēng)率，在中東南部低風(fēng)速地區(qū)具有廣闊的發(fā)展空間。

 

　　2009 年我國開始提出分散式風(fēng)電的概念，2011 年出臺了相關(guān)產(chǎn)業(yè)政策，但之后幾年分散式放電的發(fā)展低于預(yù)期，主要原因是：1）政策支持力度不夠尤其未能得到地方政府支持，同時審批環(huán)節(jié)較為繁瑣；2）分散式接入風(fēng)電項目容量較小，單位開發(fā)成本較高；3）沒有完善的分散式風(fēng)電技術(shù)標準體系和管理規(guī)范來指導(dǎo)分散式風(fēng)電的整體開發(fā)工作；4）早期國內(nèi)風(fēng)電投資主體多為國企，對投資少、規(guī)模小的分散式接入風(fēng)電投資積極性不足。

 

　　2017 年以來，政府對分散式風(fēng)電的扶持進一步升級，提出分散式接入風(fēng)電項目不受年度指導(dǎo)規(guī)模的限制、規(guī)劃建設(shè)標準及加強規(guī)劃管理、推進分散式風(fēng)電市場化交易試點等。同時地方政府也紛紛響應(yīng)，目前河南、新疆、內(nèi)蒙等地均出臺相關(guān)文件，加快分散式風(fēng)電的 開發(fā)建設(shè)。例如，河南省穩(wěn)健《關(guān)于下達“十三五”分散式風(fēng)電開發(fā)方案的通知》，公示了124 個項目共計210.7 萬千瓦的開發(fā)規(guī)模。

 

　　從政策的支持的角度，分散式風(fēng)電將迎來快速的發(fā)展，主要原因是：1）分散式風(fēng)電靠近負荷中心，易于就近消納，對緩解目前嚴峻的棄風(fēng)限電問題；2）三北地區(qū)棄風(fēng)嚴重，中東部和南方地區(qū)負荷集中，消納能力較強，有利于分散式風(fēng)電發(fā)展；3）相較于集中式風(fēng)電，分散式風(fēng)電具備不占核準指標、不用新建升壓站、占地面積小、建設(shè)周期短等優(yōu)點，有助于吸引民間資本參與風(fēng)電項目開發(fā)，2017 年分布式光伏迎來爆發(fā)式的發(fā)展，主要原因是：1）市場存在分布式補貼下降的預(yù)期，年底出臺的退坡政策將補貼由0.42 元/度降至0.37 元/度；2）分布式靠近用電側(cè)，可以及時消納電力，相對于集中式電站棄光率嚴重，分布式得到政策的大力支持；3）自發(fā)自用分布式收益率高，全額上網(wǎng)分布式不受規(guī)模限制；4）商業(yè)模式逐步受到投資者的認可。相較于分布式光伏，分散式風(fēng)電也適用于同樣的邏輯：1）2019 年后補貼仍將退坡，開工時間鎖定退坡前電價；2）靠近用電側(cè)，有助于降低棄風(fēng)率；3）裝機容量低于集中式風(fēng)電，初始投資金額門檻低，有利于投資者進入；4）分散式不受年度建設(shè)指標限制。因此2018——2019 年也將是分散式風(fēng)電的快速發(fā)展期。

 

　　（五）、海上風(fēng)電現(xiàn)投資引力情況分析

 

　　相較于陸上風(fēng)電，海上風(fēng)電具有以下特點：

 

　　我國海上風(fēng)電資源豐富，海岸線長達1.8 萬公里，可利用海域面積超300 萬平方公里。我國5-25 米水深、50 米高度海上風(fēng)電開發(fā)潛力約2 億千瓦，5——50米水深、70 米高度海上風(fēng)電開發(fā)潛力約5 億千瓦。同時，海上風(fēng)力資源相對于陸上更好，我國大部分近海90 米高度海域平均風(fēng)速6.5——8.5m/s，尤其是東南沿海及其島嶼，沿海島嶼的風(fēng)能密度在300W/m2 以上，有效風(fēng)力出現(xiàn)時間百分率達80-90%。以江蘇為例，平均風(fēng)速從東部沿海向西部內(nèi)陸逐步減小，近海區(qū)域70m 高度風(fēng)速超過了7m/s，內(nèi)陸地區(qū)70m 高度風(fēng)速基本低于6.5m/s，西部區(qū)域風(fēng)速在6.0m/s 以下。從利用小時角度來看，江蘇沿海海上風(fēng)電項目發(fā)電利用小時數(shù)基本在2400 小時以上，而2016 年陸上的平均發(fā)電利用小時為1900 小時。

 

　　2、建設(shè)成本高、運維費用高，2017 年全球范圍內(nèi)投運的陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電的加權(quán)平準發(fā)電成本（LCOE）分別為0.06 美元/千瓦時和0.14 美元/千瓦時，相較于2010 年分別下降25%和17%。LCOE 的計算考慮全生命周期內(nèi)的投資、運營成本和收益（由于海上風(fēng)電在后期運維費用上占比較高，因此選取LCOE 進行成本分析）。

 

陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電投資成本比較

 

　　資料來源：公開資料整理

 

　　3、不占用土地、消納方便

 

　　海上風(fēng)電不占用土地資源，適用于大規(guī)模開發(fā)。歐美地區(qū)海上風(fēng)電場規(guī)模多集中于200MW——300MW，最高的開發(fā)規(guī)模已超過500MW。同時，沿海地區(qū)經(jīng)濟發(fā)展較好，也是中國的主要電力負荷中心，例如江蘇、上海、浙江、福建和廣東，電網(wǎng)結(jié)構(gòu)堅強，海上風(fēng)電的消較為順暢。從我國風(fēng)電發(fā)展來看，當前風(fēng)資源較為豐富的三北地區(qū)棄風(fēng)限電較為嚴重，中東部和南部地區(qū)風(fēng)電發(fā)展面臨風(fēng)資源相對較差、用地緊張和環(huán)保等問題，海上風(fēng)電則避免了這些劣勢，極具發(fā)展?jié)摿Α?/div>