中国风电发展现状与未来展望.docx

1、中国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1.1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32. 26亿kW可开发和利用的陆地上风能储量有2. 53亿kW近海可开发和利用的风能储量有7. 5亿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1.8万亿千瓦时电量，合计2. 3万亿千瓦时电量。1.2风能资源分布我国面积广大，地形条件复杂，风能资

2、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

3、、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

4、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2.1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76.4万kVV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。2. 2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

5、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。2. 3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

6、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 从丿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1. 0元/kW?h降低到约0. 6元/kW?h2.4 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2.5 2005年2月28日通过的中华人民共和国可

7、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3.1资源需要进

8、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。3.2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

9、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

10、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。3.3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12. 5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）、4. 5亿元（9000元/千瓦）和5

11、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6. 12 %。增值税税 率为8. 5 %,所得税税率为33%,资本金财务内部收益率10%o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0.3730.461元/ 千瓦时，较为合理的上网电价范围是0.5660.703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

12、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数投资L4C4IMO2000220021002600caoo30008000 血 TK0. S330, 1660l4140-37J0. 3300J1ff. : 2870, 2650.21$9000 f fl0.

13、5960. 5210八0,4170. 3790.5 630. 3210. 29S0. 78loooo兀F忙0. 6330. 377X51S0* 46L0. H90. 3850. 5550. 3300. 303表2不同风能资源簾件下的上网电价（兀/千瓦时）数1404L&OC113002000220024002600：soo30005000 仏0. 3100. 70S0. G300. 5690. 5150. U0. iSB(k -1050. 3739000 吃 r n(h 9076 79 J0*7050. 6350. 5770. 5290. -issQ* 4510. 42310000 氐 -L.1

14、.005o. S7&0, 7810-7030. 63&0. 5860. 5-il0, 5030. 469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0. 63元，比于全国火电 平均上网电价每千瓦时0.31元高一倍。3. 4 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

15、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，

16、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，不断提咼产品质量，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、 “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

17、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400500万千瓦，2020年20003000万千瓦。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。“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400500万千 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

18、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20003000万千瓦，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23%总电量的11.5%。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