风电发展现状与未来展望修订稿.docx

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风电发展现状与未来展望修订稿

文档编制序号：

[KKIDT-LLE0828-LLETD298-POI08]

风电发展现状与未来展望

中国风电发展现状与未来展望

　一、风能资源　　风能储量

　　我国幅员辽阔，海岸线长，风能资源比较丰富。

根据全国900多个气象站陆地上离地10m高度资料进行估算，全国平均风功率密度为100W/m2，风能资源总储量约亿kW，可开发和利用的陆地上风能储量有亿kW，近海可开发和利用的风能储量有亿kW，共计约10亿kW。

如果陆上风电年上网电量按等效满负荷2000小时计，每年可提供5000亿千瓦时电量，海上风电年上网电量按等效满负荷2500小时计，每年可提供万亿千瓦时电量，合计万亿千瓦时电量。

　　风能资源分布

　　我国面积广大，地形条件复杂，风能资源状况及分布特点随地形、地理位置不同而有所不同。

风能资源丰富的地区主要分布在东南沿海及附近岛屿以及北部地区。

另外，内陆也有个别风能丰富点，海上风能资源也非常丰富。

　　北部（东北、华北、西北）地区风能丰富带。

北部（东北、华北、西北）地区风能丰富带包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、青海、西藏和新疆等省/自治区近200km宽的地带。

三北地区风能资源丰富，风电场地形平坦，交通方便，没有破坏性风速，是我国连成一片的最大风能资源区，有利于大规模的开发风电场，但是当地电网容量较小，限制了风电的规模，而且距离负荷中心远，需要长距离输电。

　　沿海及其岛屿地区风能丰富带。

沿海及其岛屿地区包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等省/市沿海近10km宽的地带，冬春季的冷空气、夏秋的台风，都能影响到沿海及其岛屿，加上台湾海峡狭管效应的影响，东南沿海及其岛屿是我国风能最佳丰富区。

沿海地区经济发达，沿海及其岛屿地区风能资源丰富，风电场接入系统方便，与水电具有较好的季节互补性。

然而沿海岸的土地大部份已开发成水产养殖场或建成防护林带，可以安装风电机组的土地面积有限。

　　内陆风能丰富点。

在内陆一些地区由于湖泊和特殊地形的影响，形成一些风能丰富点，如鄱阳湖附近地区和湖北的九宫山和利川等地区。

　　海上风能丰富区。

我国海上风能资源丰富，东部沿海水深2m到15m的海域面积辽阔，按照与陆上风能资源同样的方法估测，10m高度可利用的风能资源约是陆上的3倍，即7亿多kW，而且距离电力负荷中心很近。

随着海上风电场技术的发展成熟，经济上可行，将来必然会成为重要的可持续能源。

　　二、风电的发展

　　建设规模不断扩大，风电场管理逐步规范

　　1986年建设山东荣成第一个示范风电场至今，经过近20多年的努力，风电场装机规模不断扩大截止2004年底，全国建成43个风电场，安装风电机组1292台，装机规模达到万kW，居世界第10位，亚洲第3位（位于印度和日本之后）。

另外，有关部门组织编制有关风电前期、建设和运行规程，风电场管理逐步走向规范化。

　　专业队伍和设备制造水平提高，具备大规模发展风电的条件经过多年的实践，培养了一批专业的风电设计、开发建设和运行管理队伍，大型风电机组的制造技术我国已基本掌握，主要零部件国内都能自己制造。

其中，600kW及以下机组已有一定数量的整机厂，初步形成了整机试制和小批量生产。

　　截止2004年底，本地化风电机组所占市场份额已经达到18%，设备制造水平不断提高，目前，我国已经具备了设计和制造750kW定桨距定转速机型的能力,相当于国际上二十世纪90年代中期的水平。

与国外联合设计的1200千瓦和独立设计的1000千瓦变桨距变转速型样机于2005年安装，进行试验运行。

　　风力发电成本逐步降低

　　随着风电产业的形成和规模发展，通过引进技术，加速风电机组本地化进程以及加强风电场建设和运行管理，我国风电场建设和运行的成本逐步降低，初始投资从1994年的约12000元/kW降低到目前的约9000元/kW。

同时风电的上网电价也从超过元/kWh降低到约元/kWh。

　　2003年国务院电价改革方案规定风电暂不参与市场竞争，电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买。

国家发展改革委从2003年开始推行风电特许权开发方式，通过招投标确定风电开发商和上网电价，并与电网公司签订规范的购电协议，保证风电电量全部上网，风电电价高出常规电源部分在全省范围内分摊，有利于吸引国内外各类投资者开发风电。

　　2005年2月28日通过的《中华人民共和国可再生能源法》中规定了“可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定”，“电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收。

”和“电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，附加在销售电价中分摊”，将风电特许权项目中的特殊之处已经用法律条文作为通用的规定，今后风电的发展应纳入法制的框架。

　　三、存在问题

　　资源

　　需要进行第二轮风能资源普查，在现有气象台站的观测数据的基础上，按照近年来国际通用的规范进行资源总量评估，进而采用数值模拟技术编制高分辨率的风能资源分布图，评估风能资源技术可开发量。

更重要的是应该利用GIS（地理信息系统）技术将电网、道路、场址可利用土地，环境影响、当地社会经济发展规划等因素综合考虑，进行经济可开发储量评估。

　　风电设备生产本地化

　　现有制造水平远落后于市场对技术的需求，国内定型风电机组的功率均为兆瓦级以下，最大750千瓦，而市场需要以兆瓦级为主流。

国内风电机组制造企业面临着技术路线从定桨定速提升到变桨变速，单机功率从百千瓦级提升到兆瓦级的双重压力，技术路线跨度较大关。

　　自主研发力量严重不足，由于国家和企业投入的资金较少，缺乏基础研究积累和人才，我国在风力发电机组的研发能力上还有待提高，总体来说还处于跟踪和引进国外的先进技术阶段。

目前国内引进的许可证，有的是国外淘汰技术，有的图纸虽然先进，但受限于国内配套厂的技术、工艺、材料等原因，导致国产化的零部件质量、性能需要一定时间才能达到国际水平。

购买生产许可证技术的国内厂商要支付昂贵的技术使用费，其机组性能价格比的优势在初期不明显。

　　在研发风电机组过程中注重于产品本身，而对研发过程中需要配套的工作重视不够。

由于试验和测试手段的不完备，有些零部件在实验室要做的工作必须总装后到风电场现场才能做。

风电机组的测试和认证体系尚未建立。

　　风电机组配套零部件的研发和产业化水平较低，这样增加了整机开发的难度和速度。

特别是对于变桨变速型风机，国内相关零部件研发、制造方面处于起步阶段，如变桨距系统，低速永磁同步发电机，双馈式发电机、变速型齿轮箱，交直交变流器及电控系统，都需要进行科技攻关和研发。

　　成本和上网电价比较高

　　基本条件设定：

根据目前国内风电场平均水平，设定基本条件为：

风电场装机容量5万千瓦，年上网电量为等效满负荷2000小时，单位千瓦造价8000－10000元，折旧年限年，其他成本条件按经验选取。

　　财务条件：

工程总投资分别取4亿元（8000元/千瓦）、亿元（9000元/千瓦）和5亿元（10000元/千瓦），流动资金150万元。

项目资本金占20％，其余采用国内商业银行贷款，贷款期15年，年利率％。

增值税税率为％，所得税税率为33％，资本金财务内部收益率10％。

　　风电成本和上网电价水平测算：

按以上条件及现行的风电场上网电价制度，以资本金财务内部收益率为10％为标准，当风电场年上网电量为等效满负荷2000小时，单位千瓦造价8000～10000元时，风电平均成本分别为～元/千瓦时，较为合理的上网电价范围是～元/千瓦时（含增值税）。

成本在投产初期较高，主要是受还本付息的影响。

当贷款还清后，平均度电成本降至很低。

　　风电场造价对上网电价有明显的影响，当造价增加时，同等收益率下的上网电价大致按相同比率增加。

　　我国幅员辽阔，各地风电场资源条件差别很大，甚至同一风电场址内资源分布也有较大差别。

为了分析由风能资源引起的发电量变化对成本和平均上网电价影响，分别计算年等效满负荷小时数为1400、1600、1800、2200、2400、2600、2800、3000的情况下发电成本见表1，上网电价见表2。

　　如果全国风电的平均水平是每千瓦投资9000元，以及资源状况按年上网电量为等效满负荷2000小时计算，则风电的上网电价约每千瓦时元，比于全国火电平均上网电价每千瓦时元高一倍。

　　电网制约

　　风电场接入电网后，在向电网提供清洁能源的同时，也会给电网的运行带来一些负面影响。

随着风电场装机容量的增加，以及风电装机在某个地区电网中所占比例的增加，这些负面影响就可能成为风电并网的制约因素。

　　风力发电会降低电网负荷预测精度，从而影响电网的调度和运行方式；影响电网的频率控制；影响电网的电压调整；影响电网的潮流分布；影响电网的电能质量；影响电网的故障水平和稳定性等。

　　由于风力发电固有的间歇性和波动性，电网的可靠性可能降低，电网的运行成本也可能增加。

为了克服风电给电网带来的电能质量和可靠性等问题，还会使电网公司增加必要的研究费用和设备投资。

在大力发展风电的过程中，必须研究和解决风电并网可能带来的其他影响。

　　四、政策建议

　　1.加强风电前期工作。

建立风电正常的前期工作经费渠道，每年安排一定的经费用于风电场风能资源测量、评估以及预可研设计等前期工作，满足年度开计划对风电场项目的需要。

　　2.制定“可再生能源法”的实施细则，规定可操作的政府合理定价，按照每个项目的资源等条件，以及投资者的合理回报确定上网电价。

同时也要规定可操作的全国分摊风电与火电价差的具体办法。

　　3.加速风电机组本地化进程,通过技贸结合等方式，本着引进、消化、吸收和自主开发相结合的原则，逐步掌握兆瓦级大型风电机组的制造技术。

引进国外智力开发具有自主知识产权的机组，开拓国际市场。

　　4.建立风电制造业的国家级产品检测中心、质量保证控制体系以及认证制度，不断提高产品质量，降低成本，完善服务。

　　5.制定适应风电发展的电网建设规划，研究风电对电网影响的解决措施。

　　五、“十一五”和2020年风电规划

　　我国电源结构70%是燃煤火电，而且负荷增长迅速，环境影响特别是减排二氧化碳的压力越来越大，风能是清洁的可再生能源，我国资源丰富，能够大规模开发，风电成本逐年下降，前景广阔。

风电装机容量规划目标为2005年100万千瓦，2010年400～500万千瓦，2020年2000～3000万千瓦。

　　2004年到2005年，“十五计划”后半段重点建设江苏如东和广东惠来两个特许权风电场示范项目，取得建设大规模风电场的经验，2005年底风力发电总体目标达100万千瓦。

　　2006年到2010年。

“十一五规划”期间全国新增风电装机容量约300万千瓦，平均每年新增60~80万千瓦，2010年底累计装机约400～500万千瓦。

提供这样的市场空间主要目的是培育国内的风电设备制造能力，国家发展改革委于2005年7月下发文件，要求所有风电项目采用的机组本地化率达到70%，否则不予核准。

此后又下发文件支持国内风电设备制造企业与电源建设企业合作，提供50万千瓦规模的风电市场保障，加快制造业发展。

　　目前国家规划的主要项目有广东省沿海和近海示范项目31万千瓦；福建省沿海及岛屿22万千瓦；上海市12万千瓦；江苏省45万千瓦；山东省21万千瓦；吉林省33万千瓦；内蒙古50万千瓦；河北省32万千瓦；甘肃省26万千瓦；宁夏19万千瓦；新疆22万千瓦等。

目前各省的地方政府和开发商均要求增加本省的风电规划容量。

　　2020年规划目标是2000～3000万千瓦，风电在电源结构中将有一定的比例，届时约占全国总发电装机10亿千瓦容量的2～3%，总电量的1～%。

　　2020年以后随着化石燃料资源减少，成本增加，风电则具备市场竞争能力，会发展得更快。

2030年以后水能资源大部分也将开发完，近海风电市场进入大规模开发时期。

我国风电开发的现状及展望

摘要：

分析了国内风电发展的现状，并指出了其中存在的问题，对风电今后的发展也提出了一些建议。

关键词：

风能风力发电现状展望

TheStatusandProspectofWindPowerGenerationinChina

Abstract:

ThepresentsituationtsituationofwindpowergenerationinChinaisanalyzed,someproblemsarepointedout,andsomesuggestionsforfuturedevelopmentareputforward.

Keywards:

WindenergyWindpowergenerationPresentsituationProspect

1　引言

　　能源是世界各国的经济命脉。

近年来，中国经济持续高速增长，已经成为能源消耗第二大的国家。

煤炭等常规能源的紧缺严重影响着电力和经济的发展，而因煤电导致的环境问题也日益加剧。

在这种情况下，寻求新能源以优化电力结构已成当务之急，风力发电就是新能源利用中广为推荐的一种。

与煤、石油等常规的化石能源不同，风能属于可再生能源，不存在枯竭的问题，而且它分布广泛、蕴含能量巨大；不但如此，利用风能发电还具有常规能源无可比拟的清洁性，所以在环境压力日益加剧的今天，风力发电得到了越来越多的关注与青睐。

据调查，目前在世界上可再生能源的开发利用中，风力发电是除水力发电之外，技术最成熟、最具规模开发和有商业化发展前景的发电技术[1]。

　　1995年颁布的《中华人民共和国电力法》中，明确提出国家鼓励和支持利用可再生能源发电，这为风电的开发提供了良好的政策环境。

由于风电在减轻环境污染、调整能源结构等方面的突出作用，政府先后投入了大量的资金对其进行科学研究和应用推广，使风电技术有了明显提高，装机容量也已经位居亚洲第三位。

在“十一五”规划中，国家要逐步加大可再生能源开发的力度，并提出了比以往更为积极的发展政策。

除了要扩大风机规模之外，在风电的管理、风电设备的设计、制造方面，都要力争达到国际先进水平。

可以预见，在我国的电力结构中,风电将逐步占据着越来越重要的地位。

2　开发风电的重要性

　　据中国气象科学研究院初步探明，我国风能资源总储量达32．26亿kW，占世界第一位，可开发能量估计在10亿kW以上，其中陆地约亿kW、近海约亿kW，风能资源富集区主要在西北、华北北部、东北及东南沿海地区[2]，因此发展风电的潜力巨大。

　风力发电的施工周期较短，相应的维护费用也比较低；发电过程中也不消耗任何燃料，因此基本上不存在有害固体、气体的排放问题，对保护大气环境有积极作用。

与煤电相比，风力发电可节省大量淡水资源，减少水污染，还可以进行电量的季节调峰；利用海上风力发电，除了具有上述优点外，对沿海开展海水淡化也起到关键作用。

在一些特殊的地区就更可以显示出开发风电的优越性，像边远山区的农牧民、海岛驻军、边防哨所、微波站、气象台站、电视中转台、沿海和内陆湖泊的养殖业用电等，由于其昂贵的费用，靠架电线输电几乎是不现实的，但这些地区的风能往往非常丰富，如果因地制宜利用其风能发电，一方面可以大大减少其他能源发电的费用，推进电力普及，同时也不会给当地的生态环境带来污染。

3　风电发展现状

　风电装机规模

　　我国风电经过20多年的发展，风电的实际应用已有了长足的进步，在可再生能源的发电利用中仅次于水电。

文献[3]对中国风电近些年的总体状况作出了描述，表现出风电蓬勃发展的强劲势头以及越来越广泛的应用规模。

最新的调查显示，我国风力发电总装机容量已达到130万kW，有15个省、自治区、直辖市建设了61个风电场，主要分布在内蒙古、甘肃、辽宁、新疆、江苏、河北、广东等地。

风电产业发展迅速，还表现在风电设备的国产化率比以往有了明显增长，特别是新疆金风的风电设备水平已经具有一定的市场竞争力，目前已具备制造1200kW以上机组的能力。

　主要扶持政策

　　作为可再生能源的开发利用项目，风电在产业起步阶段由政府扶持是世界上比较通行的做法。

除了《中华人民共和国电力法》明确提出国家鼓励和支持利用可再生能源发电外，最近又进一步在政策和法律方面给予了风电更多支持，为风电的开发利用提供了良性的发展空间。

　风电特许权

　　为促进我国风电发展，政府实施了风电特许权示范项目。

所谓特许权经营方式，是用特许权的方法开采国家所有的矿产资源或建设政府监管的公共基础设施项目，项目本身的商业风险由企业承担，政府承担政策变动的风险。

2003年国家发改委首次批复了对江苏省如东县和广东省惠来县首批2个100MW风电厂示范项目的特许权公开招标方案。

文献[3]介绍了招标的具体要求。

2004年又新增了吉林省通榆风电场、内蒙古自治区辉腾锡勒风电场、江苏省如东第二风电场3个100MW级的风电特许权项目，与2003年招标的主要不同点在于，这次的招标要求风电机组本地化率提高到70％。

华睿投资集团于2003年中标获得江苏如东10万kW风电特许权项目，将在今年并网发电。

　　通过风电特许权的方式，可以在风电领域引入市场运作机制，吸引私有资本，打破垄断；同时也能够刺激投资者的积极性，促进风电设备制造的本地化，利于降低风电设备的造价，进而降低开发商投资风电市场的成本，增强风电市场的竞争力。

除此之外，还将促进国内风电相关技术和管理水平的提高。

《可再生能源法》的正式实施

　　2006年1月1日国家正式实施了《可再生能源法》，构建了一个比较完整的可再生能源法律的系统框架，结束了我国可再生能源发展无法可依的历史。

在这部法律中，通过减免税收、鼓励发电并网、优惠上网价格、贴息贷款和财政补贴等激励性政策来激励发电企业和消费者积极参与可再生能源发电。

对风电而言，《可再生能源法》无疑为其长远发展提供了必要的法律保障。

　　在随后颁布的配套法规《可再生能源发电有关管理规定》对发电企业和电网企业的责任等方面作了明确阐述，《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》则在电价的制定和费用分摊等方面作了具体规定，指出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。

　　《可再生能源法》及其相关法律的颁布，在风电等可再生能源发展的过程中具有里程碑的意义，它不但把风电的发展列入法律法规作为一项长期的政策来执行，而且同时也加强了法律的实际操作性，提升了风电的战略地位。

　目前风电开发存在的问题

　　根据国家风电发展规划，到2010年风电装机容量要达到600万kW，到2020年达到3000万kW。

而截止2005年底，我国风电装机总容量只有126万kW，占中国电力装机总容量的％，远低于

一些发达国家10%的平均水平。

尽管风电产业取得了显著的进步，但存在的许多障碍[4]，使风电进一步的发展任务仍十分艰巨。

目前风电发展的不足主要表现在以下几方面。

　对风能资源和风电场的勘察不够

　　按照年平均风速的大小，风力资源类型大体可作的划分见表1。

表1风力资源类型

资源分区

年平均风速

风资源丰富区

大于s

风资源较丰富区

～s

风资源可利用区

～s

风资源不可利用区

小于s

　　通常风力发电的有效风速为3～25m/s，风电场选址的首要条件必须风能资源丰富，因而一般以风资源丰富区和较丰富区为选址对象，具体风电场内风机的选址还应根据测出的年有效风速累计小时数（累计时数越高，投产后风机发电量越大）和有效风能密度确定，在风电场内不同位置的这些数据存在较大差异。

所以合理选择场址对提高风力发电的经济效益至关重要，而我国风能资源勘探落后于开发利用，风能资源缺乏详察，政府和风电投资者无据可依，易产生盲目性。

　风电技术和风电设备落后

　　与风能资源形成鲜明对比的是国产机组所占风电市场份额非常小，国内风电设备制造业相对一些发达国家滞后很多年。

迄今为止，我国尚不具备自行开发制造大型风电机组的能力，特别是桨叶和控制系统及总装等关键性技术能力低，大型机组依赖进口或与外商合作生产。

　　据调查，2004年国产机组只占18％，2005年也只有28％，每年的风电设备进口总额高达60亿元，尤其大型风机设备几乎被丹麦、意大利、德国等发达国家全部垄断。

国内较大的风力发电设备生产厂家只有新疆金风科技公司和2004年涉足这一行业的大连重工集团有限公司等少数几家。

国家发改委要求到2010年风电装机要有70%的国产化率，技术是横亘在国产设备制造商面前的一道难题：

国外风电机组样机最大的是5000kW，而中国1200kW以上的机组目前新疆金风刚刚试验成功，其技术仍是落后的“定桨定速”的技术。

国内整体的风电制造水平比国外发达国家至少要晚10年，而且技术差距还在拉大，这就使国产设备的竞争力面临严峻的考验。

　　先进风电设备的生产需要先进的设计理念与先进制造业相结合，其一般的设计使用年限都在20年以上，在这期间设备要经受全天候的考验。

无论丹麦还是德国，其风电产业之所以发展迅速，一个重要的原因在于这些国家拥有雄厚的技术实力和强大的制造业[5]。

但国内限于制造技术低和投入不足等问题，因而机组质量普遍不高，易出现故障。

内蒙古辉腾锡勒电场的94台风机中仅有1台国产机，在2000年投入发电后，中途出现故障返修，直到2004年才重新使用。

　风电成本高，电价居高不下

　　现有风电场的上网电价一般都在～元／kW·h之间，最高达元／kW·h，远高于煤电电价。

风电的成本约为煤电的倍，风电设备通常占了风电成本的80％，我国大部分风电设备依赖进口是造成风电成本偏高的最主要原因。

尽管专家测算风电的成本下降空间可达40％左右而火电则十分有限，但如果依靠大量进口设备来发展风电，成本就难有下降的可能，要想大规模开发和利用风电也是根本不现实的。

国产的风电设备可以显着地降低风电成本，但由于现在国内设备水平较低，应用规模小，国产设备的价格并不低于进口设备价格。

　　国内外的经验证明，建设500kW及以上的大型化风电场可明显降低配套设施（主要是输电线路、厂房及道路等）在总投资中的比例，并可降低风电场的单位造价和运行成本，从而降低风

电电价。

但是我国最近几年风电规模发展减慢，主要原因在于，随着风电项目规模扩大，初期所需筹措的资金、项目所需的补贴以及电力市场的准入阻力也越来越大。

　政策扶持力度不够，与国外差距明显

　　风电开发前期投入巨大，而国内的风电项目缺乏正常的投融资渠道。

国内商业银行对风电项目的贷款期限远短于火电和水电项目的贷款期限，偿还期限大多为7年，利息也没有优惠，使风电只能上一些小规模项目，导致风电难以普及，电价下降缓慢。

对风电投入的科研经费不足，则制约着风电技术向高端发展，并会导致科技人才的稀缺。

　　尽管政府于2003年实施了风电特许权示范项目并于今年正式实施了《可再生能源法》以促进风电发展，但由于长期给予风电的实际关注力度不够，缺少对风电扶持的长期具体措施，与国外政府的扶持政策和取得的成效相比，存在着很大差距。

（1）法国政府采取投资贷款、减免税收、保证销路、政府定价等措施扶持企业投资风电等可再生能源技术应用项目。

（2）德国的风能资源远不如法国和英国丰富，但风电发展的世界领先地位却毋庸置疑。

20世纪80年代，德国政府资助了一系列研究计划；1991年，国会又