導語：風電企業(yè)經(jīng)營調(diào)查與建議一文來源于網(wǎng)友上傳，不代表本站觀點，若需要原創(chuàng)文章可咨詢客服老師，歡迎參考。

一、存在的突出問題

1.風機單機容量小，較兆瓦機組的發(fā)電能力低的較多，發(fā)電競爭能力較差。2.隨著地區(qū)風電裝機容量的增加，受地方負荷及送出條件限制，電網(wǎng)限電棄風的情況更加嚴重，年發(fā)電量逐年下降。3.隨著風電場投運年限的增加，設(shè)備故障率漸次提高，維護量逐年加大，加之原型號備品配件生產(chǎn)廠家、產(chǎn)量日益減少，備品配件供應(yīng)渠道日益狹窄，供應(yīng)量不足，采購成本成級數(shù)增加，導致運行維護成本大幅度上升。4.為滿足電網(wǎng)運行要求進行的技術(shù)改造成本加大，特別是完成風機低電壓穿越技術(shù)改造的費用需要1300萬元左右，一個已經(jīng)運營多年的小型風電企業(yè)難以承擔。

二、風電企業(yè)現(xiàn)狀調(diào)查

（一）吉林省風電并網(wǎng)情況調(diào)查

單機容量為850kW及以下的風機占總裝機容量的21.12%，單機容量為850kW以上的風機占總裝機容量的78.88%（其中1240kW機組為2.24%，1500kW機組為74.38%，2000kW機組為2.26%）?？鄢卦S權(quán)風電場（特許權(quán)風電場執(zhí)行特殊政策不限電），單機容量為850kW及以下的風機僅占總裝機容量的11.37%，單機容量為850kW以上的風機占總裝機容量的88.63%（其中1240kW機組為2.59%，1500kW機組為83.43%，2000kW機組為2.61%），如圖1所示。

（二）850kW機組與1500kW機組發(fā)電能力比較調(diào)查

從吉林省風電發(fā)展情況來看，新建風電場單機容量均為1500kW到2000kW之間，風機葉片掃略面積越來越大，風機塔筒越來越高，其發(fā)電能力遠遠高于850kW機組。大通風電場與洮南風電場毗鄰，風資源相同，風電場安裝有33臺德國NORDEXS77-1500風機，單機容量1500kW。通過兩年逐日發(fā)電情況對比，850kW風機比1500風機年綜合發(fā)電量按不限負荷核算同比低18.41%，如果按大通風電場年發(fā)電1億kWh計算，少發(fā)電量1841萬kWh，滿負荷可利用小時差373小時。如果發(fā)生電網(wǎng)限電，因單機容量較小的機組低風速性能不好，而限電大都發(fā)生在大風時，單機容量較小的風電機組與單機容量較大的風電機組相比，發(fā)電能力差距更大。按2012年限負荷情況統(tǒng)計，如果兩風場同等限負荷，洮南風電場850kW風機比大通1500kW風機年綜合發(fā)電能力低23.3%，如果按大通風電場年發(fā)電1億kWh計算，少發(fā)電量2330萬kWh，滿負荷可利用小時差473小時。根據(jù)洮南風電場與大通風電場2011年1月1日—2012年12月31日發(fā)電量統(tǒng)計，不同平均風速下，S77風機多發(fā)電量占G58風機發(fā)電量的百分比如圖2所示。綜合分析，G58-850風機與S77-1500風機在不同平均風速下的發(fā)電差異如下：平均風速為4m/s及以下時，S77風機多發(fā)電力占G58風機發(fā)電量的64.85%；平均風速為5-7m/s時，S77風機多發(fā)電量占G58風機發(fā)電量的20.6%；平均風速為8m/s及以上時，S77風機多發(fā)電量占G58風機發(fā)電量的6.46%；綜合比較結(jié)果為S77風機多發(fā)電量占G58風機發(fā)電量的18.41%。

（三）風電場發(fā)電指標對比

在不考慮風機故障停機影響的前提下，選擇一些典型風電場進行2011、2012年發(fā)電指標比較如下表1。

三、調(diào)查結(jié)論

1.單機容量為1500kW的風機已成為風電系統(tǒng)的主力機組，850kW的風機只占風電系統(tǒng)一小部分，1500kW的風機的發(fā)電能力遠遠高于850kW的風機，年綜合發(fā)電量按不限負荷核算同比低18.41%，按同等限負荷核算，同比低23.3%。2.全省所有風電場的發(fā)電量均呈下降趨勢，裝機容量較小的風電場的發(fā)電量下降的趨勢尤為明顯。3.大唐洮南風電場雖然在吉林省同類風電場中各項指標較好，但是隨著電網(wǎng)限負荷的逐年增加，其發(fā)電量也在大幅度的下降，2013年將更加嚴重。4.由于歷史原因企業(yè)人員較多，設(shè)備運行年限較長，已進入故障高發(fā)期，設(shè)備維護工作加重，設(shè)備維護備件材料價格大幅度的上漲，再加上電網(wǎng)要求的技術(shù)改造項目增多，生產(chǎn)成本也在逐年加大。該企業(yè)發(fā)電上網(wǎng)電價為0.63元/kWh，CDM收益折算為0.05元/kWh，按常規(guī)計算企業(yè)零利潤點為完成發(fā)電利用小時1750小時（發(fā)電量為8627萬kWh），由于受到電網(wǎng)限電的直接影響，企業(yè)將步入逐年虧損期。5.上網(wǎng)電量發(fā)生改變致使投產(chǎn)時的邊界條件發(fā)生變化，投資回收期被迫延長，形成了機組面臨淘汰但投資成本尚未收回的狀況，投資商的利益得不到根本保障。而且，隨著風電技術(shù)的進步，更大規(guī)模的機組將陸續(xù)投入運行，現(xiàn)在的先進即是明天的落后，這種局面很快會衍生到新投產(chǎn)的風電領(lǐng)域，對風電產(chǎn)業(yè)形成波次沖擊。

四、對策建議

1.發(fā)揮行業(yè)行協(xié)作用。通過行業(yè)系統(tǒng)調(diào)研，形成科學的行業(yè)運營報告，為政府對風電的決策提供有利依據(jù)，使國家能夠制定和出臺更加有力的風電政策。特別是在產(chǎn)業(yè)政策方面對老風電場進行政策傾斜，如對進口配件實行減免稅、鼓勵國內(nèi)相關(guān)風機設(shè)備制造商生產(chǎn)小型風機零部件、地方政府繼續(xù)在稅費上予以傾斜等，盡力給小型風電企業(yè)留出盈虧平衡的生存空間。2.爭取電網(wǎng)部門支持。一方面是對小型風電場限電應(yīng)適當照顧，保證其在大風季節(jié)的最低運行小時數(shù)，使年有效運行小時不低于可研報告小時數(shù)。另一方面是電網(wǎng)要求的技術(shù)改進項目，對小型風電場采用比較寬松的政策，可以分期、分批實現(xiàn)以解決其經(jīng)營成本短期過大、無法承受的問題。3.技術(shù)改造優(yōu)化資產(chǎn)結(jié)構(gòu)。在維持其正常經(jīng)營的前提下，通過技改謀求逐步實行以大代小的可行性，即重新按大容量機組規(guī)劃現(xiàn)有風場面積風機分布，盡力利用現(xiàn)有的基礎(chǔ)設(shè)施，考慮配重、扭矩、高度、強度等諸多因素，對現(xiàn)有基礎(chǔ)及塔架逐年進行改造，安裝大容量、高效率風電機組，使低效高耗機組逐步退出淘汰，增加單機容量1500kW及以上機組的比例，最大限度開發(fā)利用好現(xiàn)有風資源，提高發(fā)電能力和生存能力。4.企業(yè)整合資源共享提升競爭能力。積極推進風電企業(yè)向集團化、節(jié)約化一體化管理的發(fā)展進程，實現(xiàn)風電企業(yè)人力、財力、物力等資源共享，有效降低經(jīng)營成本，提高市場競爭能力。5.加強協(xié)調(diào)保證發(fā)電。加強與電網(wǎng)調(diào)度的協(xié)調(diào)與溝通，搶占發(fā)電先機和擴大發(fā)電空間，為提高企業(yè)發(fā)電量和利潤提供利好條件。6.節(jié)約挖潛，力求效益最大化。以“兩全管理”、“雙增雙節(jié)”、“創(chuàng)先爭優(yōu)”、“績效考核”等為手段，進一步進行企業(yè)內(nèi)部經(jīng)營挖潛；加強企業(yè)員工培訓工作，提高員工綜合素質(zhì)和工作能力；加強設(shè)備維護管理，加大設(shè)備監(jiān)測、監(jiān)控技術(shù)改造，提高安全可靠性，有效降低設(shè)備故障停機影響發(fā)電；進一步壓縮備品備件庫存，推進國產(chǎn)化替代等工作，努力降低生產(chǎn)成本；開發(fā)節(jié)能降耗項目，爭取邊緣效益最大化，為提高企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營能力和盈利能力創(chuàng)造有利條件。7.積極參與棄風供熱、小水電抽水蓄能、高耗能冶煉及其他耗電項目開發(fā)與應(yīng)用，尋求新的解決棄風限電的辦法和提高利潤增長點。

本文作者：魏碩岐王群鋒工作單位：東北電力大學經(jīng)濟管理學院