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。

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1.0 元/kW•h降低到约0.6 元/kW•h。

2.4 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。

价，规定750 千瓦，单机功率零部件质量、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。

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 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％。

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0.373～0.461 元/千瓦时，较为合理的上网电价范围是0.566～0.703 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，降低风60~80 万千瓦，上海市32 万千2020 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1～1.5%。

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。

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The Status and Prospect of Wind Power Generation in ChinaAbstract: The present situationt situation of wind power generation in China is an alyzed, some problems are pointed out, and some suggestions for future development ar e put forward.Key wards: Wind energy Wind power generation Present situation Prospect1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2.53亿kW 、近海约7.5亿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130万kW，有法。

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。

3.2.1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。

200 4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100 MW 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。

进而降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。

3.3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0.17 ％，远低于一些发达国家10%的平均水平。