2020年(发展战略)中国风电发展状态与未来展望

（发展战略）中国风电发展状态和未来展望

中国风电发展现状和未来展望

壹、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，风能资源情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于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，是我国连成壹片的最大风能资源区，有利于大规模的开发风电场，可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，均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，和水电具有较

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，能够安装风电机组的土地面积有限。

内陆风能丰富点。于内陆壹些地区由于湖泊和特殊地形的影响，形成壹些风能丰富点，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，按照和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

2.1建设规模不断扩大，风电场管理逐步规范

1986年建设山东荣成第壹个示范风电场至今，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，培养了壹批专业的风电设计、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，主要零部件国内均能自己制造。其中，600kW及以下机组已有壹定数量的整机厂，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。和国外联合设计的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。

2.42003年国务院电价改革方案规定风电暂不参和市场竞争，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，且和电网XX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于全省范围内分摊，有利于吸引国内外各类投资者开发风电。

2.52005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关联费用，能够计入电网企业输电成本，且从销售电价中回收。”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，附加于销售电价中分摊”，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、存于问题

3.1资源

需要进行第二轮风能资源普查，于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，我国于风力发电机组的研发能力上仍有待提高，总体来说仍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、性能需要壹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于初期不明显。

于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，有些零部件于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，国内关联零部件研发、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，均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。