2008年中国风能发展报告

李俊峰 高虎 王仲颖 马玲娟 董路影著

中国风电发展报告.2008 / 李俊峰等著.—北京：中国环境科学出版社，2008.10 ISBN 978–7–80209–838–1

在WWF的支持下，中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会组织国内外专家，在《中国风电发展报告2007》的基础上，提出了《中国风电发展报告2008》。与《中国风电发展报告2007》相比，2008年版增加了世界风电发展形势介绍和发展展望部分，把中国风电发展纳入全球的视角，给读者以更广阔的视野；根据我国风电制造业发展情况，2008年版也增加了风电制造业情况的详细介

绍，以便读者对我国风电产业的全貌有所了解。

风能是一种清洁的永续能源，与传统能源相比，风力发电不依赖外部能源，没有燃料价格风险，发电成本稳定，也没有碳排放等环境成本； 此外，可利用的风能在全球范围内分布都很广泛。正是因为有这些独特的优势，风力发电逐渐成为许多国家可持续发展战略的重要组成部分，发展迅速。根据全球风能理事会的统计，全球的风力发电产业正以惊人的速度增长，在过去10年平均年增长率达到28%，2007年年底，全球装机总量达到了9400万千瓦，每年新增2000万千瓦，意味着每年在该领域的投资额达到了200亿欧元。2007年，全球风电资金中15% 投向了中国，总额达340亿人民币，即34亿欧元左右，中国真正成为全球最大的风电市场。

我国具有丰富的风力资源，风电产业的发展有良好的资源基础。据估计，内地及近海风能资源技术可开发量约为10亿千瓦，主要

分布在东南沿海及附近岛屿，内蒙古、和甘肃河西走廊，以及华北和青藏高原的部分地区。

我国将风力发电作为改善能源结构、应对气候变化和能源安全问题的主要替代能源技术之一，给予了有力的扶持。如设立了2010年和2020年风电装机容量分别达到1000万千瓦和3000万千瓦的目标，制定了风电设备国产化相关，并辅以“风电特许权招标”等措施，推动技术创新、市场培育和产业化发展。截至2007年年底，我国累计风电装机容量达到604万千瓦，过去10年的年均增长速度达到50%以上；我国在风电装机容量的世界排名中，2004年居第10位，2007年跃居第5位，并有望建立起世界最大的风电市场。根据目前的发展势头，设立的2010年的发展目标有望于2008年提前完成。风电已经在节约能源、缓解我国电力供

应紧张的形势、降低长期发电成本、减少能源利用造成的大气污染，以及温室气体减排等方面崭露头角，开始有所作为。

我国风电市场的扩大，直接促进了国产风电产业的发展。据不完全统计，2007年年底，我国风电制造及相关零部件企业100多家，在2007年风电的新增市场份额中，国内产品占55%，比2006年又提高了10个百分点，国产风电机组装备制造能力得到大幅提高；在风电开发建设方面，我国已经建成了200多个风电场，掌握了风电场运行管理的技术和经验，培养和锻炼了一批风电设计和施工的技术人才，为风电的大规模开发和利用奠定了良好的基础。经过多年努力，当前我国并网风电已经开始步入规模化发展的新阶段。

此外，我国还形成了世界上最大的小风机产业和市场，有利推动了农村电气化建设的开展。

2007年是我国风电产业发展比较关键的一年。

《可再生能源法》出台并实施已经有段时日，风电在保持快速发展的同时也出现了一些新的问题。本报告旨在通过总结中国风电实施及产业的发展现状，剖析我国风电发展所面临的一些挑战，并预测未来风电的发展趋势，为关心中国风电产业的社会各界提

供比较翔实的信息，供在该领域进行生产、投资、贸易、研究等活动的人士参考。

著者2008年10月

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《55168原创周刊试刊》2009年第6期

1世界风电发展现状与发展展望1

1.1 总体发展形势

1.2 重点地区和国家

1.3 海上风电 1.4 发展展望

2中国风电发展形势16

2.1 资源潜力和开发程度

2.2 开发状况 2.3 重点区域

2.4 中国风电实际运行效果

2.5 风电特许权项目

2.6 风电上网电价与费用分摊

2.7 离网型风电

3中国的风电制造业39

3.1 整机生产 3.2 零部件生产 3.3 存在的问题 3.4 发展方向

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加为好友4中国风电发展展望60

4.1 近期发展形势估计 4.2 中长期发展形势判断 4.3 电网不应该成为瓶颈

4.4 机遇和挑战

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《55168原创周刊试刊》2009年第6期

1、世界风电发展现状与发展展望

[1.1 总体发展形势

发展可再生能源已经是大势所趋。主要发达国家、发展中国家，都已经将发展风能、太阳能等可再生能源作为应对新世纪能源和气候变化双重挑战的重要手段。然而，除水能之外的所有可再生能源中，风能

无疑是世界上公认的最接近商业化的可再生能源技术之一——与太阳能、生物质能相比，风能的产业化基础最好，经济性优势最明显，而且不存在生物质能所面临的资源约束，另外也没有任何大的环境影响，

在可预见的时间内（2030—2050年），都将是最有可能大规模发展的能源资源之一。

在不考虑常规电力的环境成本情况下，根据目前的风电技术水平，风电成本仍高于常规电力成本，因此许多国家采取了诸如价格、市场配额、税收等各种激励，从不同的方面引导和支持风电的发展。例如，德国和西班牙等欧洲国家采用的长期保护性电价，为风电和其他可再生能源开发商提供担保的上网电价，并要求电力公司与风力发电开发商签署长期购电合同；英美等国主要采取可再生能源配额制，规定在总电力供应量中可再生能源应达到一个目标数量，从而为风电建立稳定的需求市场等，同时规定达标责任人；风电价格由市场决定，该与的发展规划结合，形成一个持续性的机制；另外，建立公共效益基金，支持风力发电的发展，该基金是风能和其他可再生能源发展的一种融资机制，通常采用电费加价的方式来筹集，此被许多国家采用；此外，美国有些州还采取生产税减免，减少风电开发的成本；荷兰采取绿电交易的方式，从不同的角度引导和支持风电的发展。总之，鼓励风电的发展有很多种，这些的力度和范围也有所差别，但这些都明确表明风电不参与市场的竞争，从而给风电以非常规的待遇。而且，在气候变化压力不断加大的情况下，发展以风电为代表的可再生能

源，已成为各国应对未来能源和气候变化压力的长期策略。

在的鼓励下，2007年全球风电新装机容量约为2000万千瓦，累计装机9400万千瓦。2008年是风

电发展具有标志性的一年：这一年风电成为非水电可再生能源中第一个全球装机超过1亿千瓦的电力资源。风电作为能源领域增长最快的行业，共为全球提供了近20万个就业机会，仅2006年风电场建设投资就接近170亿欧元。欧洲和美国在风电市场中占统治地位，其中德国是目前风电装机最大的国家，装

机容量超过2000万千瓦； 美国和西班牙也都超过了1000 万千瓦；印度是除美国和欧洲之外新装机容

量最大的国家，装机总容量也超过600万千瓦。

经过30年的努力，随着市场不断扩展，风电的成本也大幅度下降，每千瓦时风电成本由20世纪80年代初的20美分下降到2007年的4～6美分。在风能资源较好的地方，风电完全可以和燃煤电厂竞争，在某些地区甚至可以与燃气电力匹敌。值得注意的是，在经济性不断改善以及多重激励作用下，欧洲2007年新增电源中风电首次超过天然气发电，成为第一大电源（图1-1）；美国2007年新增的风电装机也仅次于气电，位居第二。尽管发展风电仍然存在着这样那样的难度，如电网适应能力、风能资源预报水平、海上风电发展等，但在市场稳步扩大、技术和产业成熟度不断提升、与常规能源相比的经济性优势逐步凸显，特别是环境前景非常明朗的情况下，世界各国都对风电发展充满了信心。例如，欧美都公布了2030年风电发展目标，提出了2030年风电满足20%甚至更多电力需求的宏大目标，届时都将发展约3亿千瓦的规模，这也为全球风电的长期发展定下了基调。国际能源署（IEA）2008年颁布的《2050年能源技术情景》判断，2010—2050年，全球风电平均每年增加7000万千瓦，风电将成为一

个庞大的新兴电力市场。

随着风电技术的日趋成熟，依靠风力发电来增加能源供应的方式越来越受到世界各国的青睐。以欧美等发达国家为代表，全球风电呈现出了规模化发展态势。据全球风能理事会（GWEC）统计资料，2007年全球新增风电装机容量2000万千瓦，分布在全球70多个国家和地区，其中，排在前五位的是美国（520万千瓦）、西班牙（350万千瓦）、中国（330万千瓦）、印度（170万千瓦）、德国（166万千瓦）。在欧洲和美国，新增风电装机容量在近几年成为仅次于新增天然气发电装机容量的第二大新增电源。此外，2007年，英国、意大利、法国、葡萄牙、波兰、埃及、摩洛哥、伊朗、智利、新西兰等国家在发展风电方面也有很好的表现。2003—2007 年，全球风电平均增长率为24.7%，总装机容量目前累计达到

9400万千瓦。2007年，全球大约生产了2000亿千瓦时风电电力，约占全球电力供应的1%。

按照累计风电装机容量数据排名，全球前十个国家依次是：德国2230万千瓦）、美国（1690万千瓦）、西班牙(1470万千瓦）、印度(780万千瓦）、中国（590万千瓦）、丹麦（310万千瓦）、意大利（270万千瓦）、法国（250万千瓦）、英国（240万千瓦）和葡萄牙（220万千瓦）；前十名国家累计装机容

量8100万千瓦，占全球的86%（图1-2）。

就近几年来世界风电发展格局和趋势分析来看，主要有以下几个特征：

（1）风电发展向欧盟、北美和亚洲三驾马车并驾齐驱的格局转变。

首先，欧盟仍然是风电发展的主要战场，早在20世纪90年代初，欧盟就提出了大力发展风电，到2010年风电装机容量达到4000万千瓦的奋斗目标，并且要求其成员国根据总体发展目标制定本国的发展目标与实施计划。在丹麦、德国和西班牙等国的带动下，风电在欧盟大多数国家得到了重视，到2007年年底，欧盟有8个国家风电装机容量超过了100万千瓦；世界风电装机容量前十名的国家中，欧洲也占

了7个。2007年，风力发电装机容量和发电量在欧盟25国的比例已经分别达到了6%和3.5%，其中丹麦是25% 和16%，德国是17%和7%，西班牙是15%和6%，在2007年欧盟新增发电装机容量中，风电开始超过天然气发电成为最大新增电源，占据新增容量的46%。根据技术发展和能源需求的需要，欧盟又进一步修订了发展计划，希望2010年风电装机容量达到8000万千瓦，比1997年提出的目标翻了一番。并且提出了到2020年风电装机达到1.8亿千瓦，发电量达到3600亿千瓦时，分别占届时欧盟发电装机容量和发电量的20%和12%； 2030年风电装机容量达到3亿千瓦，发电量达到6000亿千瓦，分别占届时欧盟发电装机容量和发电量的35%和20%的目标。总之，风电在欧盟已经逐步成为重要的替代能源（ 图

1-3）。

虽然欧洲仍是世界风电发展的中心，但其比重开始下降，尤其是当年装机容量，欧洲所占的比例已经下降到50%以下；美国、中国和印度近两年风电的发展势头正劲，尤其是美国，2007年当年装机容量超过520万千瓦，2008年有可能达到800万千瓦；而中国2007年超过340万千瓦，2008年可望达到500万千瓦，形成了欧盟、北美和亚洲齐头并进的格局（图1-4）。业内人士普遍认为，由于推动和市场

需求等多方面的因素，这一格局还将维持相当长的时间。

（2） 风电技术发展迅速，成本持续下降。

世界风能理事会最近也对风力发电的成本进一步下降进行了研究，认为风力发电成本下降，60%依赖于规模化发展，40%依赖于技术进步。过去的发展更多的是依靠技术进步，以后更多的是依赖于规模化、系列化和标准化降低成本。例如，维斯塔斯（Vestas）的新型3兆瓦风机，由于采用新的材料和翼型，大大降低了叶片重量，从而降低了整机的重量，与其20世纪90年代开发的2兆瓦的风机相比，容量提高了50%， 重量不仅没有增加，反而略有下降，尽管其单位千瓦的售价没有降低，但是，一旦大规模投入市场，通过规模化、系列化和标准化，可以大幅度降低售价，从而降低发电成本。世界风能理事会估计，到2020年，陆上风机的总体造价还可以下降20%～25%，海上风机的造价可以降低40%以上，发电

成本可以同幅下降。

通过持续不断的努力，风电技术的研发在推动技术发展的同时，还推动了风电成本的下降。自20世纪90 年代兆瓦级风机出现以来，1.5兆瓦及其以上的风机基本上垄断了风电的市场，欧盟委托欧洲风能协会制定风机发展的标准和认证体系，协调各个风机制造商，在技术创新的同时，相对稳定机型和频谱，不至于使市场上的机型过于混乱，以增加零部件的通用性和互换性，进一步提高可靠性和稳定性，降低发电成本。根据欧洲风能协会的计算，陆上风电的投资成本在800～1150欧元/千瓦，发电成本在4～7欧分/千瓦时； 海上风电的投资成本在1250～1800欧元/千瓦，发电成本在7.1～9.6欧分/千瓦时，依

据资源条件不同而变化（图1-5）。

（3） 支持仍然是欧洲风电发展的主要动力。

尽管风电成本开始大幅度下降，在资源好的条件下，在考虑环境外部成本特别是碳税的情况下，基本上可以同煤电和油电相竞争，但是风电由于其间歇性等技术问题，需要的协调和支持，才能有效地发挥电网企业的积极性，突破风电上网瓶颈，保障风电的顺利发展。欧盟把发展可再生能源作为应对气候变化、能源来源多样化、保障能源安全和经济发展新的增长点的重要措施，制定若干和机制，积极

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推动可再生能源的发展。2007年2月的欧盟首脑会议决定，到2020年可再生能源在整个欧盟能源消费中的比例达到20%（图1-6），生物液体燃料在液体燃料的消耗中不少于10%，还要求各国和各个产业协会明确具体的发展目标，并提出了到2010年和2020年风电分别实现装机8000万千瓦和1.8亿千瓦，发电量达到1940亿千瓦时和4300亿千瓦时的目标，2020年风电的装机容量和发电量都将超过水电和核电成为第二大发电电源的发展目标。欧盟各国还通过强制上网、价格激励（固定电价制度）、税收优惠（对常规能源征收能源税和碳税等）、投资补贴和出口信贷等手段支持风电产业的发展。欧盟各国还在电网建设、风能资源普查等方面通力合作，例如丹麦风电的多余电量可以输往德国、挪威和波兰，同时三国的电网为丹麦的风电提供备用电源。为了发展海上风电，欧盟已经决定建设环大西洋欧洲沿岸的海底电缆网，为海上风电的输送和调度提供基础设施保障，现在已经进入勘探设计阶段。在风能资源普查方面，欧盟绘制了统一的风能资源图，还配合海上风电开发，开始绘制海上风能资源图，为风电的开发奠定数据支持基础。欧盟每年还提供大约3亿欧元的研发经费支持包括风电在内的可再生能源技术

的研发，同时欧盟成员国也提供经费支持风电技术的研发和创新。

（4）中国是未来世界风电发展最重要的潜在市场。

世界风电制造商和开发商均认为中国是世界上最具有发展前景的风电市场。其原因主要是，中国经济持续增长，能源需求特别是电力需求将持续增长。欧洲是在其风电装机缓慢增加的情况下实现风电发展的，新增风电取代或替代了某些发电技术的发展，如核电、煤电和油电等。中国近期风电的发展不会对其他发电技术的发展和增长造成实质性的影响，更不会像欧洲一些国家，例如德国和西班牙引发煤电等其他电源的关闭，增长的速度应该更快一些，我国目前风电发展的水平与欧盟在1997年的情况相同，按照欧盟的经验，我国风电装机容量在2010和2020年分别达到2000万千瓦和8000万千瓦是完全有技术和市场保证的。如果落实，2020年完成超过1亿千瓦（比如1.2亿～1.5亿千瓦）也是有希望的。因此世界的风电开发商和制造商愿意到中国投资，希望中国能够进一步明确价格，给外商投资提

供保障。

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《55168原创周刊试刊》2009年第6期

1.2 重点地区和国家

1.2.1 德国

德国对风力发电的扶持是目前国际上最有效的之一。德国早在20世纪90年代就制定了风电等可再生能源发电上网和强制购买的法律，要求电网公司无条件地按照法律规定的价格购买风电，并按照风能资源（依据风速高低）和开发条件（海上和陆上）列出风电上网电价的计算公式，有力促进了德国风电产业的发展，使得一个已经开发的风电场平均利用小时数只有1800小时的低风速国家成为世

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2008-7-28  发短消息

加为好友界上风电产业最成功的国家。不仅风电装机容量（目前达到2230万千瓦）一直稳居世界第一，培育出世界一流的风机制造业和研发队伍，还吸引了世界上大型风电企业参与竞争，通用电气（GE ）、歌美飒（Gamesa）、苏司兰（Suzlon）、维斯塔斯以及我国的金风科技等均在德国设立了工厂和研发中心。

1.2.2 美国

美国把发电技术作为维系现代化生活和现代工业文明的基础。美国在20世纪80年代曾经是世界风电和

太阳能发电大国，但是在80年代后期，随着石油价格的下滑，其风电发展势头锐减。近年来，随着对

气候变化问题的重视和对保障能源安全的理解，以风电和太阳能发电为代表的分布式发电技术的发展重

新抬头。自2000年布什入主白宫以来，特别是在其第二个任期内，美国开始关注可再生能源的发展，联邦共计拨款120亿美元，支持新能源技术的研究开发，并且取得了令世界瞩目的成果： 一

是生物液体燃料发展迅速，自2000年的16亿加仑（1加仑等于3.79升）增加到亿加仑； 二是重新成为世界风电大国，2001—2007年，美国的风电增加了300%，2007年一年新增风电装机容量520万千瓦，居世界之首，累计装机容量达到1682万千瓦，2008年9月底，累计安装量已经超过了2000万千瓦，居世界第二。2007年，布什总统签署的新的能源法案，共计拨款100亿美元用于可再生能源的研究和开发。美国为本国新能源的发展定了调子，这就是发展新能源技术、保障能源安全、促进经济发展和应对气候变化。其风电开发以大规模的并网发电为主，预计到2030年风电在美国的发电装机比例中可能提高到20%。太阳能发电将以分布式的屋顶系统为主。2006年，美国可再生能源理事会提出了将可再生能源的比例由目前的4%左右，提高到2025年的25%的发展目标。这一目标得到50多家学会、协会的一致赞同，并发起成立了“25×25联盟”，目前已经有29个州加入了这一联盟。风电和太阳能发电以及地热利用是其发展的重点。美国风能协会也提出了未来依靠风电满足美国20%电力需求的宏伟目标。美国扶持风电发展的核心是每千瓦时退税1.8美分，相当于在常规发电上网电价的基础上每千瓦时

加价1.8美分。

1.2.3 西班牙

西班牙是世界上风电发展最快的国家之一，其既是风电市场大国，又是风电装备制造大国。西班牙风电自1997年开始快速发展，近10年的年均增长率超过了60%，2007年风电新增装机350万千瓦，累计装机容量达到1515万千瓦，位居世界第三，占世界风电总装机容量的15.5%，占西班牙电力总装机容量的15%，风电提供了8.7%的电量，在西班牙的电力供应中已经开始发挥一定的作用。在风电市场快速发展的同时，西班牙通过引进和吸收丹麦的技术，逐步建立风电机组制造产业，其三家大的风电机组制造企业2006年的市场销售量占世界总量的20%左右，成为全球第二大风机制造国。西班牙风电的快速发展，与其制定和实施了系统、有效的是分不开的，特别是为更好地消化吸收风电而对电网改进所做的努力，促进了电网接纳风电的技术手段和经济的改善，使其在现有的电网条件下，通过利用风电短期预测、改善风机性能和提高电网调度能力等技术，使电网接纳15%以上容量的风电，减轻电网接纳风电容量的技术制约，并通过溢价机制，既促使风电参与市场竞争，又克服电网接纳风电的经济障碍。

西班牙在1997年颁布和实施了《54号电力法》，标志着其市场化电力的建立。其基本宗旨是建立一个自由竞争的电力市场，并通过电力改革使发电企业和供电企业私有化，建立了国家电力库系统，所有发电企业向电力库系统售电，所有供电企业向电力库系统购电，售电和购电价格根据电力供需情况

竞争确定。成立国家电力监管委员会来负责电力市场的监管。

对于风电等可再生能源发电价格，西班牙在1998年做出了一些具体的规定，并根据实施的效果，在2004年对进行了调整。制定的主要思路是：在保证基本收益的前提下，鼓励风电场积极参与电力市场竞争，规定风电电价实行“双轨制”，即固定电价和溢价机制相结合的方式，发电企业可以在两种方式中任选一种作为确定电价的方式，但只能在上一年年底选择一次，持续一年。两种方式是：①固定电价方式：风电电价水平固定，约为电力平均参考销售电价的90%，电网企业必须按照这样的价格水平收购风电，超过电网平均上网价格部分由国家补贴。②溢价方式：风电企业需要按照电力市场竞争规则与其他电力一样竞价上网，但额外为上网风电提供溢价，即补贴电价，因此电价水平为“溢价（补贴电价）＋电力市场竞价”，风电溢价为平均参考销售电价的50%。平均参考销售电价每年由西班牙根据电力市场对电力用户的销售电价情况确定，在前一年年底公布，并维持一年不变（即使第二年的电力市场销售电价有所变化）。根据2005年的情况，规定2006年实行的平均参考销售电价的水平为7.6588欧分/千瓦时。但2005年之后，由于全球能源价格的上涨，西班牙的电力销售电价（ 电力售价是由配电企业根据电力市场供需情况通过竞争进行随时调整）以及电力上网价格也在持续上涨，因此90%以上的风电企业选择了第二种方式，这也就意味着风电一般能够得到8～10欧分/千瓦时的电价，一方面参与电力市场的价格竞争，另一方面也获得了的奖励补贴电价，以获得更高

的利益。

1.2.4 丹麦

自20世纪80年代开始，丹麦根据资源优势，大力发展以风能和生物质能源为主的可再生能源。先后投入约20亿美元支持风电技术的研发和产业发展，率先制定了鼓励发展风电等其他分布式电源的，要求电力企业全额收购可再生能源发电。到2007年年底，丹麦的风力发电装机容量达到310万千瓦，占其发电装机总容量的25%，占其发电量的17%。同时，丹麦还形成了维斯塔斯、恩德和包纳斯（后被西门子收购）等一批世界一流的风电企业。目前世界累计安装的风机中60%以上产自丹麦，丹麦风机产量占世界的50%，在世界贸易额中占据70%。仅维斯塔斯一家的风机产量就高达400万千瓦，出口达30亿欧元，占欧盟的1/3。此外，丹麦还大力发展分布式能源，利用生物质能源发展热电联产和集中供热。这些措施使得丹麦可再生能源发电的比例，在2005年就达到30%，提前5年完成了欧盟2010年可

再生能源发电比例达到29% 的目标，其中风电在整个可再生能源中的比例超过50%（表1-1）。

以风电为主的可再生能源在丹麦已经取得举足轻重的地位，2005年，可再生能源在全部能源生产中比例已经提高到15%以上，超过了1.2×1017 焦。风电已经成为丹麦出口的能源品种之一。丹麦还鼓动欧盟大力发展海上风电，通过德国、波兰等与欧洲北部电网相连，试图将海上风电输送到欧洲。这一计划得

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到了欧盟的支持，已经列入欧盟支持海上风电发展的示范项目。为此，丹麦争取在2020年将海上风电装机容量从目前的30万千瓦左右，提高到300万千瓦，近期即在2009年就达到90万千瓦，开始向北

欧电网大量供应风电。

1.2.5 印度

印度风电的发展速度惊人。2007年年底，总装机容量达到780万千瓦，比2006年净增了170万千瓦。目前，印度的风电开发在亚洲处于领先地位，在世界上也保持在前五大生产国之列。印度发展风能的原始推动力来自其20世纪80年代早期的非传统能源部，现改名为非传统能源署（MNES）。其目的是为了鼓励发展化石能源之外的其他多样化能源，以满足因经济快速增长而对煤、石油和天然气的大量需求。MNES对风能进行了大量研究，并建立了全国范围内的风速测量站网络系统，这些使得对风力潜能的评估和确认适宜地区进行风力发电的商业开发成为可能。印度全国的风能总发电量预计最终能达到4500万

千瓦。

为鼓励投资，印度对风能的财政鼓励措施包括加速折旧、十年免税和投资补贴等优惠措施。为了贯彻落实这些措施，印度非常规能源署还发布了对各州的指导方针，为风力发电项目的出口、采购、

融资创造有吸引力的条件。个别的州还有自己的鼓励措施，包括投资补贴等。

在印度，投资风电的一个重要的吸引力是，在一个常常断电的国家，这些投资商可以优先获得持续的电力供应的保障，所以风电行业往往是制造业和其他工业业主的投资热点，并且以私人投资为主（印度97%的风电投资来自私人部门）。在过去的几年中，和工业界良好合作，成功地给全国风电市场带来了巨大的稳定性。这种状况大大鼓励了私人和国有部门进行投资。这样的动力还刺激形成了一个更强大的国内制造业； 同时也形成了自主品牌。现在印度风电市场上80%以上的风机零部件来自国内； 目前大约有十家风机公司向印度市场提供产品。如今，跨越整个国家，从海岸平原到山谷地带，再到沙漠，都能看到风电场的影子。印度现在将目标设定在2012年装机容量达到1500万千万，比原来设定的500万千瓦整整提高了1000万千瓦。印度和中国谁将成为第一个风电装机容量达到1000万千瓦的发展中国

家，2008年年底将见分晓。

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《55168原创周刊试刊》2009年第6期

1.3 海上风电

海上风电由于其资源丰富、风速稳定、开发利益相关方较少、不与其他发展项目争地、可以大规模开发等优势，一直受到风电开发商关注。但是，海上风电施工困难、对风机质量和可靠性要求高，自1991

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年丹麦建成第一个海上风电场以来，海上风电一直处于实验和验证阶段，发展缓慢。随着风电技术的进步，海上风电开发开始进入风电开发的日程。2000年，丹麦出于发展海上风电考虑，在哥本哈根湾建设了世界上第一个商业化意义的海上风电场，安装了20台2兆瓦的海上风机，运行至今，为海上风电开发积累经验。此后，世界各国开始考虑海上风电的商业化开发，到2007年年底海上风电装机容量达到了108万千瓦，约占世界风电装机总容量的1.5%，其中欧盟约为90万千瓦，占世界海上风电的90%

（图1-7）。

世界海上风电发展有以下几个特征： （1）丹麦、德国和欧盟是海上风电发展倡导者。

尽管世界海上风电装机容量已经达到了100万千瓦，但是大约40%在丹麦，其余分布在德国、英国、爱尔兰、瑞典和意大利等。丹麦发展海上风电主要原因在于，本土陆地狭小，已经安装了大约310万千瓦

的风电，在陆上进一步发展风电的性因素不断增加。同时，丹麦是一个岛国，近海面积远远大于陆

地面积，地处波罗的海，海风风速稳定，没有灾害性台风影响，开发商自然想到了开发海上风电场。自

1990年，在开发商和制造商联合推动下，丹麦支持了海上风电的商业化实验性开发。丹麦开发海上风电的原因，除了陆上发展的性因素之外，主要还是掌握海上风电的开发技术、总结海上开发的经验，为日后世界海上风电开发提供技术支持和技术输出。丹麦主要的风机装备制造商维斯塔斯早在20世纪90年代初就开始研究海上风电技术，是最早掌握海上风电技术开发的公司。1997年，丹麦制定了海上风电发展计划，预计2010年，丹麦的海上风电将达到100万千瓦。目前，丹麦建成了7个海上风电场，总装机容量达到40万千瓦，占世界海上风电的1/3、欧盟海上风电的一半。目前，丹麦开始支持建设2个新的海上风电场，每座的容量均为20万千瓦。即使是在英国、爱尔兰、意大利的海上风电场开发，丹麦的开发商大都参与了，而且80%以上是采用维斯塔斯的风机。因此，丹麦是海上风电先导者，也是海上风电的倡导者。在丹麦的积极倡导和设备供应商的推动下，欧盟在2004年将海上风电的开发提上日程，2004 年和2005年分别在荷兰和丹麦召开了协调欧盟海上风电开发立场的协调会议，发表了关于海上风电开发的《荷兰宣言》和《哥本哈根战略》两份文件，此后，欧盟在海洋开发战略中也明确了海上风电发展的地位，这些文件，为欧盟的海上风电提供了法律框架。其基本的政

策核心是：

• 欧盟各国为海上风电项目审批实行一站式服务，为海上风电项目的开发提供方便；

• 建立统一海上风电联网机制，建立近海海底电缆联网系统，方便海上风电的接入；

• 各国分享已经取得的海上风电的经验和教训，联合进行技术研发并尽可能形成规模化海上风电的开

发；

• 明确海上风电过网费的分担水平，给开发商明确的价格信息；

• 充分利用海洋开发的数据和经验，要求海洋、海事、海运部门为海上风电开发提供技术支持，以便选

择最适合开发的风电场。

欧盟在2007年3月公布了能源发展绿皮书，提出了风电在2020年的发电总量中占据12%， 其中海上风电占1/3的风电发展总体目标。按照欧洲风能协会的计算，照此，2020年风电装机将达到1.8亿千瓦，海上风电约为8000万千瓦。为了实现这一目标，欧盟还协调了各国在研发、上网等方面的共同立场：

• 欧盟将海上风电技术的研究开发列入技术支持的优先领域，给予财政支持；

• 在欧洲统一大电网的规划和建设中，考虑接纳海上风电8000万千瓦的需要，为此，首先将就北欧的

海上风电经丹麦连接到波兰、德国等欧洲北部电网进行实验和验证；

• 欧盟设立专门的委员会，协调和解决海上风电上网和销售问题；

• 欧洲风能协会和各电网公司联合制定海上风电上网的技术标准和技术要求，方便海上风电的上网。 同时，欧盟毫不隐讳地告白，欧盟这样做的目的是要成为世界海上风电开发的领导者，为将来世界范围

内海上风电的开发提供技术支持和技术输出。

在欧盟的鼓励下，德国也开始了海上风电的发展。德国陆地风能资源较好地区的开发程度已经较高，

海上风电开发目前正式进入德国的开发日程。德国海上风电开发有以下几个特点：

• 颁布新法案积极解决电网建设等困难。德国2006年年底颁布了《加快新基础设施规划法案》，强制要求输电网企业承担海上风电与并网的输电线路建设成本，减少建设海底电缆的审批程序，从而降

低海上风电开发的成本和风险。

• 提高海上风电上网电价。针对当前海上风电电价过低的局面，德国计划修改电价方案，即基本电价为

14 欧分/千瓦时，并可随着水深和离岸距离的增加而适当增加。

• 加快建设海上风电试验场，尽早积累经验。计划于2008年动工建设德国第一个“海上风电实验场”项目，拟安装6台5兆瓦的Repower和6台5兆瓦的Multibrid机组，合计6万千瓦，项目计划2009

年投入运行。

•加快发放海上风电项目的建设许可。截至2007年年底，德国已经给18个北海及5个波罗的海海上风

电项目发放了建设许可。

德国的这些措施，加大了海上风电开发的热情。德国风能协会预计：2020年陆地风能的安装潜力在4500万千瓦，海上要发展1000万～1200万千瓦，合计约5500万千瓦；2020年风电可以满足20%～25%德国电力消费需求。德国远期海上风电发展计划是，2030年前要发展2000万～2500万千瓦的海上风电。

总之，欧盟国家是海上风电的先行者，也已为海上风电的开发做了大量的准备工作，一旦时机成熟，将

着手推动海上风电的更大规模发展。

最近，美国也开始重视海上风电的发展，委托国家可再生能源实验室对海上风电的施工和环境影响进行研究，2007年5月正式宣布在麻省建设美国第一座海上风电场，总装机容量42 万千瓦，安装140台3

兆瓦的风机，预计2010年建成，届时将成为世界上最大的海上风电场。

（2）海上风电开发技术上可行，装备不是其制约因素。

虽然海上开发有许多特殊的制约条件，如盐雾问题导致的防腐问题、地质条件复杂导致的施工困难，但是经过对现有海上风电场与风电设备的考察发现，海上风电设备的故障率远低于陆上。究其原因主要是：

•陆上风机稳定可靠地运行已经有了20多年的经验，对海上风电技术装备的可靠性提供了技术基础，海

上石油平台建设和运行为海上风电开发提供了经验；

•设备供应商经过近十年的研究和实验，充分考虑了海上风电的特殊需要，预先对可能出现的问题作了处理，参考海上钻井平台的运行经验，对设备运行和维护提出了相应的技术要求和维修维护预案；

•北海地区海上和海底技术条件相对简单，海上风速高且稳定、湍流小、海洋地域辽阔，风机易于布置、相互影响小、故障率低。按照考察过的丹麦西岛海上风电场，装机容量16万千瓦，年发电量6亿千瓦

时，年平均满负荷发电小时数为3750 小时，接近欧洲大多数常规电厂的运行时间。

此外，各设备供应商多对海上风电进行了长期的研究和实验，例如维斯塔斯对丹麦的海上风电进行了10多年的研究和开发积累，仅对Nysted海上风电的跟踪研究的报告就有100多篇，涵盖了设备制造、海洋环境、气象风速、生态影响和成本分析等内容；通用电气（GE）接手风机装备制造之后，马上着手研究海上风电装备制造问题；除维斯塔斯（含NEG Micon）、西门子（含Bonus）两家公司有海上风电设备实际商业化运行的经验，Repower、Multibrid、GE、Enercon也都开发了海上5兆瓦风电机组，目前

都在进行试验和考核之中。因此，装备技术已经不再是海上风电的障碍。

（3）投资大和成本高将是制约海上风电开发的主要因素。

海上风电投资高的主要原因有以下几点：风机设备制造过程中考虑海上防腐等特殊技术要求，加大了成本；批量过小，提高了销售价格；施工的特殊要求，加大了投资费用。现有的海上风机的安装方式主要是沉箱式和打桩式。沉箱式适合水深较浅的软地基海底施工，一台2兆瓦的风机安装需要1800多吨钢筋混凝土稳定基础，而一台同样容量的陆上风机的基础为300吨左右。打桩式的支撑桩需要特殊防腐及强度和韧性要求。一般陆上风机的基础施工费用约占总投资的10%，而海上基础施工费用高达总投资的40%以上。从而导致了海上风电投资成本比陆上同类风机高出50%～100%。即使海上风速条件好，一般高出陆地20%～40%，相应的每千瓦时的发电成本也要提高2～4欧分。依据欧洲风能协会计算的海上风电

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和陆上风电的成本比较，可以近似说明两者的差距，即海上比陆上高出30%左右。如果再考虑海底电缆

输电等费用，海上风电可能高出陆上50%左右。

国外有关机构也对如何降低海上风电的发电成本进行了研究，提出了以下应对措施：

•提高海上风机的可靠性。延长使用寿命，海上风机使用寿命不少于20年；进行必要的特殊设计，提高

免维护时间，降低维护和维修费用。

•适当大规模开发，合理安排施工时间。由于海上风机需要大吨位特殊安装设备，一般适合大规模开发，

降低施工设备的租金，选择天气较好的时段安装，减少设备返港的次数和时间。

•只考虑如何度过极端天气条件下的安全设计，不考虑为极端天气做设计的特殊修改和提高强度，否则会极大地加大设备投资成本，日本风电设备制造商就是因为过多地考虑了抗台风的影响，使得其风机在

国际上没有竞争力。

•充分利用已知海洋地质和气象资料，减少开发初期投入。就近利用已有设施，如海上平台、海底电缆，

对施工和维护运行做好预案，降低施工和运行维护费等海上风电的开发费用。

•适当降低噪声要求和塔架高度，降低造价。由于海上风电场远离人群，对噪声没有特殊要求，可以放宽对噪声的要求，甚至有人设想用单桨叶风机取代三桨叶风机。另外海上的风速和陆地上有较大差别，海上风速不像陆上随着轮毂的高度有较大变化，在轮毂达到一定高度之后，继续增加高度，风速变化不大，这样在不影响通航的条件小，可以适当降低塔架高度等，同时也可能没有必要专门为海上制造特大

型风机。

由于这些措施都是在原有的基础上进行修补，还不能从根本上改变海上风电的高成本问题。海上风电开发成本高于陆地的问题是难以克服的。因此，国外的大多数专家认为，在条件允许的情况下，优先开发陆上风电；优先考虑开发距离负荷中心近，风能资源条件特别好的海上项目；一旦决定开发，适当提高

开发规模，尽可能利用成熟技术和装备，提高可靠性。

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《55168原创周刊试刊》2009年第6期

1.4 发展展望

全球风能理事会是世界上公认的风电预测的权威机构，据全球风能理事会的预测，未来五年，全球风电

还将保持20%以上增长速度，到2012年，全球风电装机容量将达到2.4亿千瓦，年发电5000亿千瓦时，

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2008-7-28

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加为好友 风电电力约占全球电力供应的3%。欧洲将继续保持总装机容量第一的位置，亚洲将会超过北美市场排在

第二位。

到2012年，欧洲、亚洲和北美市场的风电装机容量预期为1.02亿千瓦、6600万千瓦和6130万千瓦，占全球市场的份额依次是42.5%、27.5% 和25.5%，亚洲的市场份额明显上升，其次是北美，而欧洲在全球风电市场中的份额明显下降。在亚洲和北美市场中增长最快、贡献最大的国家将会是中国和美国。

该机构2006年所作的《2050年风电发展展望》认为，如果采取积极措施，2030年和2050年，世界风电装机将分别达到21亿千瓦和30亿千瓦，发电量分别达到5万亿千瓦时和8万亿千瓦时（图1-8）。

总之，发展风电已不仅是各国走可持续发展道路的一个“政治口号”， 而已经切实成为各国能源建设的一个重点，参与风电产业的竞争，也不仅是企业为了改善自身形象做成的姿态，而在当前已成为能源

集团和资本市场你争我夺的热点战场。开发风电也成为各国不能忽视的一项新的经济增长点。

2.1 资源潜力和开发程度

我国幅员辽阔，海岸线长，风能资源丰富。在20世纪80年代后期和2004—2005 年，中国气象局分别

组织了第二次和第三次全国风能资源普查，得出我国陆地10米高度层风能资源理论可开发储量分别为32.26亿千瓦和43.5亿千瓦、技术可开发量分别为2.53亿千瓦和2.97亿千瓦的结论。此外，2003—2005年，联合国环境规划署组织国际研究机构，采用数值模拟方法开展了风能资源评价的研究，得出陆地上离地面50米高度层风能资源技术可开发量可以达到14亿千瓦的结论。2006年，国家气候中心也采用数值模拟方法对我国风能资源进行评价，得到的结果是： 在不考虑青藏高原的情况下，全国陆地上离地面10米高度层风能资源技术可开发量为25.48亿千瓦，大大超过第三次全国风能资源普查的结果①。

根据第三次风能资源普查结果，我国技术可开发（风能功率密度在150瓦/平方米以上）的陆地面积约为20万平方千米。考虑风电场中风电机组的实际布置能力，按照低限3兆瓦/平方千米、高限5兆瓦/平方千米计算，陆上技术可开发量为6亿～10亿千瓦。根据《全国海岸带和海涂资源综合调查报告》，我国沿岸浅海0～20米等深线的海域面积为15.7万平方千米。2002年我国颁布了《全国海洋功能区划》，对港口航运、渔业开发、旅游以及工程用海区等作了详细规划。如果避开上述这些区域，考虑其总量10%～20%的海面可以利用，风电机组的实际布置按照5兆瓦/平方千米计算，则近海风电装机容量为1亿～2亿千瓦。综合来看，我国可开发的风能潜力巨大，陆上加海上的总量有7亿～12亿千瓦，

风电具有成为未来能源结构中重要组成部分的资源基础。

我国的风能资源分布广泛，其中较为丰富的地区主要集中在东南沿海及附近岛屿以及北部（东北、华北、

西北）地区，内陆也有个别风能丰富点。此外，近海风能资源也非常丰富。

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10千米宽的地带，年风功率密度在200瓦/平方米以上，风功率密度线平行于

海岸线。

北部地区风能丰富带：北部地区风能丰富带包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏和等省（区）近200千米宽的地带。风功率密度在200～300瓦/平方米以上，有的可达500瓦/平方米以上，如阿拉

山口、达坂城、辉腾锡勒、锡林浩特的灰腾梁、承德围场等。

内陆风能丰富区： 在两个风能丰富带之外，风功率密度一般在100瓦/平方米以下，但是在一些地区由

于湖泊和特殊地形的影响，风能资源也较丰富。

近海风能丰富区： 东部沿海水深5～20米的海域面积辽阔，但受到航线、港口、养殖等海洋功能区划的，近海实际的技术可开发风能资源量远远小于陆上。不过在江苏、福建、山东和广东等地，近海风能资源丰富，距离电力负荷中心很近，近海风电可以成为这些地区未来发展的一项重要的清洁能源。

我国的风能资源有两个特点。一是风能资源季节分布与水能资源互补。我国风能资源丰富，但季节分布不均匀，一般春、秋和冬季丰富，夏季贫乏。水能资源丰富，雨季在南方大致是3～6月，或4～7月，在这期间的降水量约占全年的50%～60%； 在北方，不仅降水量小于南方，而且分布更不均匀，冬季是枯水季节，夏季为丰水季节。丰富的风能资源与水能资源季节分布刚好互补，大规模发展风力发电可以一定程度上弥补我国水电冬春两季枯水期发电电力和电量之不足。二是风能资源地理分布与电力负荷不匹配。沿海地区电力负荷大，但是风能资源丰富的陆地面积小； 北部地区风能资源很丰富，电力负荷却很小，给风电的经济开发带来困难。由于大多数风能资源丰富区远离电力负荷中心，电网建设薄弱，

大规模开发需要电网延伸的支撑。

我国风电开发程度还很低，2007年只有600万千瓦左右，不到可开发量的1%， 其实目前各方跑马圈地，

所占容量也不过8000万千瓦，占资源量低限的10%左右。未被开发的资源潜力还十分巨大。

2.2 开发状况

近年来，特别是《可再生能源法》实施以来，中国的风电产业和风电市场发展十分迅速，主要表现在以

下几个方面：

市场规模迅速扩大。中国发展并网风力发电始于1990年，到2004年年底，全国的风力发电装机容量约有76.4万千瓦；2005年2月《可再生能源法》颁布之后，当年风力发电新增装机容量超过60%，总容量达到了126万千瓦；2006年当年新增装机容量超过100%，累计装机容量超过259.7万千瓦；2007年又新增装机容量340万千瓦，累计装机容量达到604万千瓦（图2-1）， 超过丹麦，成为世界第五风电

大国，当年装机仅次于美国和西班牙，超过德国和印度，成为世界上最主要的风电市场之一。

风电制造业发展迅猛。2005年之前，中国只有少数几家风电制造商，且规模小、技术落后，在激烈的市场竞争中风雨飘摇，风电场建设主要依赖进口。《可再生能源法》的颁布极大地调动了投资商的积极性，除了原来的金风科技、浙江运达加大投入、迅速扩张之外，上海电气、东方汽轮机、华锐风电（原大连重工集团）、中国船舶以及通用电气、维斯塔斯、歌美飒、苏司兰、西门子等一批国内外大型制造业和

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投资商纷纷进入中国风电制造业市场，还有一批中小型制造企业正在成长，依托良好的研发基础，表现出较强的发展实力，如南车、湘电集团等。到2007年年底，本土化的制造能力已经突破了3500 兆瓦，

预计2008年年底可以达到6000兆瓦，基本上满足了国内风电市场的需要。

技术转让步伐加快。2005年之前，中国本土只能制造600千瓦以下的风电装备，零部件配套能力也很差，关键零部件依赖进口，750千瓦以上的风机全部依赖进口。《可再生能源法》颁布以后，在激励和市场拉动的双重作用下，风电装备制造和设计技术的转让加速，开始形成自主制造能力，2005年750千瓦的国产风机开始问世，成为2006年、2007年的市场主流机型；2006年1.5兆瓦的国产风机问世，2007年开始大批量供应国内市场，仅华锐风电一家2007年就向市场供应了500台1.5兆瓦的风电设备。2007年年底，2兆瓦的设备开始下线调试，2008年将开始批量供应市场；3兆瓦的风机开始组装，估计2009

年可以安装调试。中国风电技术与国外的差距正在不断缩小。

风电趋于成熟。中国为了加速风电规模化发展，先后实施了5期风电特许权招标的项目，总容量超过8000兆瓦，其意义除了实现了风电的规模化发展之外，还加速了风电国产化的进程，为刚刚进入风电产业的中国制造商提供了市场机会，同时还为探索风电定价机制积累了经验。到2007年年底，国家发展和改革委员会先后核准了三批60多个项目的风电电价，基本上按照固定电价的模式确定了一地一价的风电上网电价，为稳定风电市场发挥了积极的作用。同时中国还在进出口关税、等

税收优惠以及财政补贴等方面，对风电发展给予支持。

外资企业开发中国风电市场的障碍减少。中国为外资企业进入中国风电市场创造了较好的条件。虽然风电特许权项目规定了风机零部件的国产化比率，但这同时也鼓励了外资企业在国内投资建厂，享受与中国本土企业相当的竞争环境，并凭借自身的技术优势占据主要的市场份额。目前，除大型装备制造企业，如维斯塔斯、歌美飒、苏司兰、通用电气、安迅能、西门子等，一些外资风电开发商也开始进军国内市场，发展势头良好，如安粹风能（Airtricity）。同时，中国一贯支持在技术研发、设计等

领域的国际合作，努力创造良好的国际投资环境。

从地域分布来看，全国风电容量超过20万千瓦的省份超过了12个，其中，内蒙古一枝独秀，累计风机安装容量超过了150万千瓦，紧随其后的是吉林、辽宁和河北，也都超过了50 万千瓦（表2-1）。

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7# 大 中 小 发表于 2009-4-5 16:54 只看该作者

《55168原创周刊试刊》2009年第6期

2.3 重点区域

中国的风电资源分布不平衡，主要的资源分布在北部和沿海地区，各省市之间资源也不平衡，风能分布

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加为好友 比较丰富的省、市、自治区主要有内蒙古、、河北、吉林、辽宁、黑龙江、山东、江苏、福建和广东等，有望超过1000万千瓦的省区主要有内蒙古、河北、吉林、甘肃、江苏和广东等，现分述如下。

2.3.1 内蒙古自治区

风能资源：10米高度风功率密度大于150瓦/平方米的面积约10.5万平方千米，技术可开发量约1.5亿千瓦。风能资源丰富的地区主要分布在东起呼伦贝尔西到巴彦淖尔广袤的草原和台地上。最早的风电场建在苏尼特右旗的朱日和，19年安装了从美国引进的单机100千瓦的变桨距下风式机组，20世纪90年代中期重点开发察右中旗的辉腾锡勒风电场，主要是从丹麦、德国和美国进口的机组，到2004年年底装机约6.9万千瓦。2004年以后内蒙古东部加快风电发展，相继建成几个超过10万千瓦的风电场，如克什克腾旗的赛罕坝和翁牛特旗的孙家营。2007年年底内蒙古自治区风电装机容量达到了158万千瓦，形成了塞罕坝、辉腾梁和辉腾锡勒三大风电基地，三者均有可能在2008年年底成为装机容量达到100

万千瓦、2020年达到1000万千瓦的特大型风电基地。

上网电价： 2005年燃煤火电含脱硫标杆电价为0.257元/千瓦时（2008年调整为0.274 9元）。风电特许权项目达茂旗八音20万千瓦风电场，估测等效满负荷小时数约280 小时，中标电价为0.4656元/

千瓦时；风电特许权项目锡林浩特市辉腾梁30 千瓦风电场，估测等效满负荷小时数约2730小时，中标电价为0.42元/千瓦时。非招标项目的上网电价一般在0.5元/千瓦时（不含税）或0.55元/千瓦时（含税）左右。国家核准项目的上网电价为0.54元/千瓦时（含税）。因此，内蒙古地区的风电上网电价可

以认为是0.54元/千瓦时（含税）左右。

2.3.2 吉林省

风能资源：10米高度风功率密度大于150瓦/平方米的面积约511平方千米，技术可开发量上千万千瓦。风能资源丰富的地区主要分布在西部的白城、通榆、长岭和双辽等地。1999年，在通榆的更生屯建设第一个风电场，引进西班牙和德国的机组。隔了5年之后才在白城建第二个风电场，以后迅速发展，2004年龙源电力集团公司和华能新能源公司同时中标通榆风电特许权项目，各开发20万千瓦的规模，由于共用一个位于东新荣村的场内变电站，总装机40万千瓦可能成为全国最大的风电场。2007年年底，吉林风电装机容量已经达到62.83万千瓦，占全国装机总容量的10.42%，居全国第二位。吉林省

也在积极开发千万千瓦级别的风电基地，期望继续保持风电发展的良好势头。

上网电价：2005年燃煤火电含脱硫标杆电价为0.339元/千瓦时（2008年调整为0.3607元/ 千瓦时）。风电特许权项目通榆县东新荣20万千瓦风电场，估测等效满负荷小时数约2310小时，中标电价为0.509元/千瓦时。非招标项目的上网电价一般在0.5～0.6元/千瓦时（不含税）或0.55～0.65元/千瓦时（含税）左右。国家核准项目的上网电价为0.61元/千瓦时（含税）。因此，吉林地区的风电上网电价可以

认为是0.61元/千瓦时（含税）左右。

2.3.3 河北省

风能资源：10米高度风功率密度大于150瓦/平方米的面积约7378 平方千米，技术可开发量约4000多万千瓦。风能资源丰富的地区主要分布在河北省北部的张家口市坝上地区和承德市的围场县和丰宁县，沿海岸线的黄骅港附近风能资源也较为丰富。1996年在张北县的“坝头”茴菜梁村附近建设了第一个风电场，安装了从丹麦、德国和美国进口的机组，装机容量近1万千瓦。2001年起，承德市围场县开始建设风电场，全部采用金风公司的国产机组，有一部份在当地隆化县组装，2006年年底围场县红松洼风电

场装机容量达到10.6千瓦。

2007年年底，河北省风电装机容量达到53万千瓦，主要分布在张家口和承德两地。累计装机总容量居全国第三位。其张北和坝上地区，可望在2010年成为装机容量达到100万千瓦、2020年达到1000万千

瓦的特大型风电基地。

上网电价：2005年燃煤火电含脱硫标杆电价冀北为0.345元/千瓦时、冀南为0.339元/ 千瓦时（2008年调整为冀北地区0.36元/千瓦时、冀南地区0.3668元/千瓦时）。风电特许权项目张北县单晶河20万千瓦风电场，估测等效满负荷小时数约2370小时，中标电价为0.500 6元/千瓦时（不含税）。非招标项目的上网电价一般在0.55～0.60元/千瓦时（不含税）或0.6～0.65元/千瓦时（含税）左右。国家核准项目的上网电价为0.54元/千瓦时和0.61元/千瓦时（含税）。因此，河北北部的风电上网电价

可以认为是0.54元/千瓦时（ 含税）左右，其他地区为0.61元/千瓦时（含税）左右。

2.3.4 甘肃

甘肃地处河西走廊，10米高度风功率密度大于150瓦/平方米的面积约3万平方千米，技术可开发量上亿千瓦。风能资源丰富的地区主要分布在安西、酒泉等与和内蒙古接壤的具有加大风速地形条件的

地域。

甘肃虽然发展风电起步较晚，却大有后发制人之势。2007年年底，甘肃风电装机已经达到40.8万千瓦，跃居全国第五位。甘肃省率先启动了全国第一个千万千瓦级风电项目，并且在第五次风电特许权招标中，一次性确定了21个风电场工程项目，总容量达到了400万千瓦，成为世界上最大的风电项目。通过历次特许权招标，甘肃形成了独特的风电电价制度，基本上实现了一省一价。因此，甘肃有望成为继内蒙

古之后我国最大的风电开发区。

2.3.5 维吾尔自治区

风能资源：地区，10米高度风功率密度大于150瓦/平方米的面积约8万平方千米，技术可开发量上亿千瓦。风能资源丰富的地区主要分布在达坂城、小草湖和阿拉山口等具有加大风速地形条件的地域。

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是我国最早大规模开发风电的省区，1986年就在达坂城附近安装了几台从丹麦引进的机组进行试验；19年利用丹麦赠款项目建设第一个风电场，共有13台150千瓦机组，装机容量达1950千瓦，是当时全国规模最大的。为并网风电成为电力工业新的电源起到重要示范作用。直到2001年

的风电装机容量在全国都居于首位，后来由于电网容量的，制约了风电的发展。

2007年年底，风电装机容量29.76万千瓦，主要集中在达坂城地区，其余2000多千瓦分别在布尔津和阿拉山口。正在开发吐哈风电，打造千万千瓦的风电基地，预计可望与甘肃酒泉地区的千万千

瓦风电基地一起，成为风电西电东送的源头。

上网电价：2005年燃煤火电含脱硫标杆电价为0.235元/千瓦时。维吾尔自治区规定的风电上

网电价是0.51元/千瓦时和0.47元/千瓦时（不含税）。

2.3.6 江苏省

风能资源：江苏省风能资源总储量为3469万千瓦，风能资源技术可开发区域面积约为1505平方千米，包括近海滩涂地区，技术可开发量可达上千万千瓦。全省风能资源分布自沿海向内陆递减，沿海及太湖地区风能资源较为丰富，尤其是沿海岸地区，而内陆地区风能资源相对贫乏，风能资源有明显的东、西

部差异。

江苏省风电发展迅速，2003—2005年，连续三年参加国家风电特许权招标，总招标规模为45万千瓦，另外有4个装机容量为20万千瓦的风电场参照特许权风电场的条件进行开发。截至2007年年底，江苏省已安装了188台风电机组，总装机容量为29.6万千瓦。江苏率先提出了建设1000万千瓦风电基地的

设想，尤其是在近海风电开发方面江苏具有优势。

上网电价：2005年燃煤火电含脱硫标杆电价为0.371元/千瓦时（2008年调整为0.4108元/千瓦时）。江苏目前的风电上网电价均执行招标电价，形成的电价水平分别为0.4365元/千瓦时、0.4877元/千瓦

时和0.519元/千瓦时（不含税）。相比较而言，江苏风电上网电价偏低。

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《55168原创周刊试刊》2009年第6期

2.5.4 特许权招标结果和影响分析

（1） 风电特许权项目对推动我国风电大规模发展有重大意义。

2003—2006年四期风电特许权项目招标，是中国电力改革、厂网分家后风电发展的重要举措，明确了风电不参与电力市场竞争，对规定的上网电量承诺固定电价；电网公司投资建设联接风电场的输电线

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加为好友路和变电设施；引入投资者竞争的机制，降低上网电价，打破电力部门对风电的垄断，有利于吸引国内外各种投资者；提出对机组国产化率的要求等。在当时不能承诺固定的上网电价、地方和电网公司未积极支持风电发展的条件下，由推动的风电特许权项目在加快风电大规模发展上起了重要作

用。

（2） 特许权招标对我国风电发展的影响分析。

①招标的方式造成风电电价过低。

第一、二期风电特许权项目的负面影响，主要是由于原国家计委的文件明确规定承诺上网电价最低的投

标商中标，结果实际中标的上网电价远低于合理范围。

最明显的案例是如东项目连续两年招标，风能资源和其他条件几乎完全相同，华睿公司2003年投标价

0.3979元/千瓦时，2004年投标价则升为0.56元/千瓦时，时隔一年投标价相差0.16元/千瓦时，飙升

40%。

虽然第三、四期的招标允许非价格标准作为考虑因素之一，但实际中标的仍然大多为上网电价最低的投标商。可见，评标过程虽然对于非价格标准因素给予了足够的重视，但上网电价的高低还是起着主导的

作用。

投标企业为了降低投标电价，采用的手段有过高评估风能资源和上网电量，设定较高的第二段电价，低估设备价格、风电机组基础成本和消减运行维护费等。有的投标商与本公司在境外注册的企业组成所谓“中外合资企业”，享受外商优惠，如采购国产设备可以退、减少所得税率等，形成不公平

的竞争，牺牲的是国家的正常税收。

②招标的方式不利于风电投资多元化发展。

另一方面，过低的中标电价也表明，当前的风电开发企业对投资风电都存在极大的热情，这种竞争的局面虽然是一直希望看到的，但仔细分析却可以发现，中标的开发商只是为了赢得特许权开发项目，进入风电这个有前景的投资领域，先“跑马圈地”“抢占优质资源”，而没有将现有项目效益作为投资第一要素来考虑。在这种非理性投资冲动的作用下，前几轮招标中尚有民营企业敢于冒险大打价格战，并有成功的例子，但在最近一次的招标中，民营企业最终无法承担巨大的投资风险而全线退出，外资企

业更是转为观望状态。第四轮参与投标的已是清一色国有大能源集团和公司。

为什么国有公司有能力支撑特许权“价格战”的策略？事实上，这些企业大多数隶属或地方的能源巨头，均有着或多或少的垄断背景和实力，集团公司的利润链条上更有较为雄厚的煤电或水电项目作保障，因而在其内部有足够空间消化几十万风电特许权项目的“ 微利甚至亏损”所带来的影响。换句话说，国有公司在现阶段“赔得起”， 只要掌握了资源，不愁在5年甚至10年后盈利并重新掌握主动，并且即使在现阶段，发展风电对于这些大能源集团，也可以作为企业发展环保电力、树立良好企业形象

的一种举措。但对民营企业而言，这种风险足以大到令他们退却。

国有电源公司愿意出低价竞标风电项目的另一个原因，亦有可能与正在讨论中的可再生能源发电强制配额有关。国家为了增加对可再生能源的投入，正在酝酿对国有大型发电企业电源容量中的可再生能

源最低百分比做出规定，这使得电源企业现在愿意以低上网电价中标，目的是得到今后可能需要的可再生能源容量的配额。这种是在发展风电等可再生能源的社会投入有限、举步维艰的情况下而设定的，初衷是要迫使国有大型发电企业增加对发展可再生能源的投入。不过在《可再生能源法》颁布并且解决了上网电价、费用分摊等多个关键问题后，风电、太阳能等可再生能源已成为社会投资的热点，出现了国有、民营资本竞争的局面，这一始料未及的局面使得这一面临尴尬，同时也使之成为国有公司尤其五大发电集团低价竞争的潜在借口。但几乎可以肯定的是，即使国家没有制定这种配额，国有发电集团仍然会涉足风电项目以保证其投资的多元化。问题在于如何建立适合的制度吸引多方投资，同时

引入合理的竞争机制，以及完善相关管理制度，创造保证风电长期和健康发展的有利环境。 但是，在当前最低价中标的潜规则以及多方的投资热情鼓动之下，特许权项目的最后中标电价过低，远远超过了现阶段合理的盈利甚至保本区间，已经开始成为民营和国外投资者发展风电的障碍。这对实现

风电开发多元化、避免电力行业垄断的初衷相距甚远。

此外，过低的上网电价使得风电投资商难以盈利，不能提供所得税，无法促进项目所在地的经济发展，

也严重挫伤了贫困地区开发风电的积极性。

③过低的风电电价最终将压垮国内新兴的风电装备制造业。

过低的上网电价除了会将理性投资者“边缘化”之外，最大的问题是会将开发风电的成本压力从开发商转移到上游的装备制造商。当前我国的风电产业尚处于起步阶段，虽有好的风电资源、大的风电市场，但大规模发展还不得不依靠国外的技术和产品，例如通过合资方式生产风电机组，利用“许可证”得到技术，甚至直接进口国外风电机组。第四期特许权正是基于保护国产设备制造商的目的才有了“捆绑式

招标”的要求。

但招标最终还是回归到价格之争，前四期特许权的结果已基本反映了这一点。开发商在风电场建设运营能力基本处于同一起跑线，因而“价格战”的关键最终体现在产品设备和服务的价格上。在低价获得风电项目后，开发商为了追逐利润，会尽可能地压迫上游设备供应商的利润空间。而众所周知的是，在一个产业尚无重大技术突破、尚没有形成完整的上下游产业链，以及需要给予财税等优惠，并提供人才培养、公共研发平台等便利条件之前，其抗风险的能力很差，容易夭折。风电设备制造业目前没有能力通过产品及其服务的大幅降价来促进电价的显著降低。即便为风电开发商制定了风电设备70% 国产化率的，为国产风电机组保证了市场空间，但风电行业从下游开始微利、无利甚至赔钱，就不能保证形成有竞争力的上游龙头企业和成熟的产业链，同时还会直接创伤企业的研发和创新热情，使得企业只注重眼前、短期的生存发展，而没有能力再去投入未来技术和质量的提高，这同培育风电这个新兴产业以及发展风电总量的初衷相违背。但除非放开最下游的利润空间，否则这种恶性循环不会出

现大的改变。

（3）招标工作还需要进一步完善。

①前期工作深度需进一步加强。前几期招标项目中，一些项目由于前期工作深度不够，引发了一些问题。例如，第一期惠来项目只有一个测风塔的数据，并且其位置在招标书中无法标出，风能资源评估存在很

大盲目性。通榆项目华能新能源公司中标后，分配到与招标书项目不同的位置，但地方并未对该区域进行前期调研，以致该项目的装机容量和预计上网电量都存在很大不确定性。2005年山东即墨风电项目没有足够的测风及可利用土地面积数据，也未委托有资质的咨询单位按国家有关技术规定作预可行性研究，就进行了招标。在项目建设工程中，虽然对规模进行了调整，但土地利用仍与其他项目规划产生矛盾，最后项目被取消。中标开发商在实施过程中还发现许多本应该在前期工作中解决的问题实

际上没有完成，不得不自己重新做起。

②第二段电价称为“当时电力市场中的平均上网电价”，由投标商自行估计。这样分两段电价的初衷，是保证在项目的贷款偿还期（一般15年）内保持稳定的电价，使项目资金顺利回收。在达到等效满负荷小时数30000小时以内的上网电量后，由于贷款已经还清，经营成本较低，即使执行当时电力市场中的平均上网电价，也可使项目公司正常经营。实际投标中，有的投标商将第二段电价作为降低第一段投标电价的手段，其数值变化范围在0.3038～0.5425元/千瓦时。如果投标电价过低，还贷期内项目公司

的正常经营受到严重影响，投资回收的目的就难以达到。

③需制定明确的竣工验收规定。在前三期招标中，关于国产化率的要求，在投标阶段只是一纸方案设计，投标人中标后另外对设备进行招标，结果很可能与投标设备方案不同。在第四期招标中进行了改进，规定投资商与设备供应商联合投标，针对选定的设备提出本地化方案。但由于风电场竣工验收的相关规定还不完善，风电场建成后，如达不到投标承诺的标准，具体处理办法尚不明确。具体实施效果如何，尚

待检验。

（4）第五期特许权招标条件的变化。

第五期特许权招标，在总结前四期招标经验的基础上，对招标文件中一些重要内容进行了调整。其中最主要的变化是对投标电价的评价方案进行了调整。在前四批中，均是投标电价最低者最有利，所不同的只是电价部分所占的权重不同。在第五期中，采用了完全不同的电价评分方案，其计算公式为：

31

得分＝(1-|xn -A| )× 25 A x+ x + x + „ + x -x -x 其中：A ＝1 2 3 n max min

n-2

式中：x1、x 2、x 3„xn — —各通过初评的投标人的投标上网电价； x max 、x min ——通过初评的投标人的投标上网电价中的最高报价和最低报价；

n——该项目中通过初评的投标人的数量。

即投标上网电价的权重仍为25%，越接*均投标电价的投标人得分越高。采取这样一种方式，就是希

望改变一些投标人不合理的低价竞标的想法，引导投标人理性投标。

另外一个重要的调整是对风电机组制造商参与投标的具体规定方面。标书规定，风电机组制造商作为供

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加为好友货商参与投标时，对于其生产的同一种机型，在同一项目上可以与不超过三家的投标人签署供货协议。而在第四期招标中，供货协议必须是一对一、排他性的。通过这样的调整，可以增加投标人对风电机组

的选择范围，有利于投标技术方案更加科学合理。

此外，根据国家和有关技术规定的变化，以及各招标人的不同要求，对标书的相关内容进行了修改和完善。第五期特许权招标的结果也表明上网电价情况也得到了明显的改善，但是风电上网电价偏低的

局面没有得到根本的改观。

新成立的国家能源局把发展核电和风电作为改善电源结构的重要任务之一，分别在内蒙古、甘肃、、河北和江苏等风能资源丰富地区规划了6个千万千瓦级的特大型风电场。估计新一轮的特许权招标，将

把风电推向更大规模的方向发展，特许权招标对风电发展的推动作用将会进一步展现出来。

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《55168原创周刊试刊》2009年第6期

2.6 风电上网电价与费用分摊

除了特许权招标确定电价之外，国家价格司也通过各种方式核准了一批风电项目的电价。国家发

改委先后颁布了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（以下简称《发电价格和费用分摊办法》）和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（以下简称《电价附加收入调配办法》），明确了

可再生能源发电上网和费用分摊的机制。现就其基本思路、具体内容和实施结果分述如下：

2.6.1 基本思路

《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》由国家发展和改革委员会以委颁文件形式于2006年1月4日下发。重点是：针对不同可再生能源技术特点和经济性，明确上网电价定价方式和水平；明确可再生能源发电上网电价超出部分由全体电力用户分摊的原则，确定分摊水平、具体的征收和支出的管理

办法。

《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》由国家发展和改革委员会以委颁文件形式于2007年1月11日下发。重点是：对各省网企业征收的可再生能源附加和向发电企业支出的可再生能源电力费用的差额，

进行省网间的平衡调配。

以下是对这两个办法中所体现的支持可再生能源发电的思路的具体分析。 （1）有利于促进可再生能源开发利用和经济合理是制定可再生能源发电价格的原则。

制约可再生能源发电发展的主要因素是上网电价。由于可再生能源发电成本明显高于常规发电成本，难

以按照电力改革后的竞价上网机制确定电价，在一定的时期内可再生能源发电的发展需要通过定价来推动。随着电力改革，实施发电竞价上网，是电力市场改革的正确方向。因此对于可再生能

源发电，要建立分类电价制度，即根据不同的可再生能源技术的社会平均成本，分门别类地制定相应的固定电价或招标电价，并向社会公布。投资商按照固定电价确定投资项目，减少了审批环节； 电网公

司按照发电电价全额收购可再生能源系统的发电量，减少了签署购电合同的谈判时间和不必要的纠纷，从而降低了可再生能源发电上网的交易成本。为此，《可再生能源法》中明确规定：“可再生能源发电项目的上网电价由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，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。上网电价应当公布。”《发电价格和费用分摊办法》关于电价的制定原则体现了这一思想，其规定为：“可再生能源发电价格和费用分摊本着促进发展、提高效率、规范管理和公平负担的原则制定。”关于可再生能源发电价格确定的方法，《发电价格和费用分摊办法》中明确规定：“可再生能源发电价格实行定价和指导价两种形式”， 并进一步明确指导价，就是通过招标确定的中标电价。

（2） 对不同可再生能源发电技术，采用不同的电价形式。

不同的可再生能源技术，由于其发展阶段不同，开发利用的潜力、发电成本有很大的差别。大多数条件下，可再生能源的发电成本还取决于其资源条件，而资源条件有很大的区域差异性。一种技术的存在和发展，最终取决于其市场竞争能力，可再生能源技术的发展也不例外。目前鼓励可再生能源的发展，其目的是为了未来可再生能源能够参与公平的市场竞争，既要鼓励可再生能源发电发展，又要促使可再生能源发电技术主动参与市场竞争。在目前的《发电价格和费用分摊办法》中，可再生能源发电价格确定

的形式体现为定价和指导价两种形式。

对于发电潜力巨大、技术相对比较成熟的风力发电技术采用指导价，《发电价格和费用分摊办法》中规定：“风力发电项目的上网电价实行指导价，电价标准由价格主管部门按照招标形成的价格确定。”目前，我国在通过特许权招标形式确定风电价格方面已经积累了一定的经验，并且在降低成本、扩大规模方面取得了积极的效果。风力发电实行招标定价，它的含义是指通过招标电价制定电价标准，而不必对每一个项目都实行招标定价。目前可能采取的操作方式是： 先试行一段通过招标方式核准每一个风电项目的上网电价，通过一定数量的招标项目，在上网电价水平基本能反映当地风电成本和合理利润的时候，就逐步过渡到以招标方式确实当地的风电电价标准水平。当然，由于目前特许权招标项目较少，招标电价的水平还不能反映风电项目的成本和合理盈利状况，通过一定数量的项目的实施，以招标方式确定的风电上网电价会逐步趋于合理，届时通过招标方式确定的电价标准会更加合理。 对于利用潜力巨大，但资源状况和技术本身还有一定不确定性的生物质发电，《发电价格和费用分摊办法》规定实行定价，具体是：“生物质发电项目上网电价实行定价，由价格主管部门分地区制定标杆电价，电价标准由各省（自治区、直辖市）2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成。补贴电价标准为每千瓦时0.25元。发电项目自投产之日起，15年内享受补贴电价；运行满15年

后，取消补贴电价。”为了鼓励技术进步，

《发电价格和费用分摊办法》还明确“自2010年起，每年新批准和核准建设的发电项目的补贴电价比

上一年新批准和核准建设项目的补贴电价递减2%。”

规定采用本省2005年脱硫燃煤火电标杆价格为生物质能标杆电价基准，有以下几层含义：一是，价格稳定和可预见。生物质能电价不随燃煤火电标杆价格变动而变动，在同一地区和用同类生物质能技术发电，在一定的时期内，有可以预见的价格水平，有利于开发商对于其投资效益进行测算。二是，鼓励降低成本。随着燃煤火电标杆价格的上涨，生物质能发电的价格将向燃煤发电价格靠拢，因此采用固定的

参照基准，可以起到鼓励降低生物质能发电成本的效果。三是，体现了地区差异。由于燃煤火电标杆电价体现了当地发电的边际成本，也体现了当地发电电量的经济价值。采用本省燃煤火电的标杆电价的目

的之一，就是要体现生物质能发电经济特性的地区差异。

在生物质能发电价格里面考虑补贴，考虑了两层因素，一是，反映现阶段生物质能发电成本高于传统发电成本，需要的补贴；二是，补贴是取之于民用之于民，对哪些技术进行补贴和如何补贴应该

反映消费者的意愿。

对于技术已经成熟但成本相对较高的太阳能、海洋能和地热能发电技术，在经济合理的前提下，保持适度的发展速度，对其也采取定价，但是定价的方法有所差别。《发电价格和费用分摊办法》中规定：“太阳能发电、海洋能发电和地热能发电暂实行按项目定价，电价由价格主管部门按照合理成本加合理利润的原则制定。”由于海洋能、地热能发电规模较小，因此，此项规定主要是考虑太阳能发电。目前从技术上划分，并网的太阳能发电有两种，一种是光伏发电，另外一种是光热发电。两者的投资成本有一定的差异，但是发电成本比较接近，在每千瓦时4～6元，大规模发展脱离我国国民经济发展的实际承受能力，也不符合《可再生能源法》中提出的经济合理的原则。因此，在鼓励太阳能发电发展的

同时，也要考虑经济合理及国家经济发展和人民生活所能承受的能力。综合各种因素，

《发电价格和费用分摊办法》中提出，太阳能、海洋能、地热能发电不执行标杆电价，而是采取按照合

理成本加合理利润的原则，由按照项目定价。

可再生能源发电项目的定价方法，主要考虑到如何鼓励在电网尚未到达，或电网已经到达但供电不稳定的地区，开发商建设可再生能源发电项目，其价格可以是协议价格，也可以执行当地的终端销售电价，直接向用户供电。对于国家投资建设或投资补助建设的项目，其销售电价应该执行当地同类用户的终端销售电价。此外，考虑到此类项目主要由地方规划、建设，可以由地方价格主管部门对其进行规定。因此《发电价格和费用分摊办法》对这一问题的规定是： 离网的可再生能源发电

系统，对用户的销售电价执行当地省级电网的分类电价。

（3） 对可再生能源发电项目的电价，采用新项目新办法、老项目老办法的规定。

《发电价格和费用分摊办法》明确规定：

“中华人民共和国境内的可再生能源发电项目，2006年及以后获得主管部门批准或核准建设的，执行本办法；2005年12月31日前获得主管部门批准或核准建设的，仍执行现行有关规定。”这样规定的原因是： 在项目批准或核准建设时，投资人是根据国家核准的发电价格计算投资回报率并确定融资条件，老项目采用新办法，可能导致项目发电价格与当时的融资条件发生矛盾，项目的经济评价基础会发生很大变化。因此在处理新老项目问题上，采取了老项目老办法、新项目新办法，尊重历史的处理

方式，保障了的连续性。

（4） 费用分摊制度体现了国家责任和全民义务相结合的原则。

可再生能源由于受技术和成本的制约，目前除水电可以与煤炭等化石能源发电相竞争外，其他可再生能源的开发利用成本都比较高，还难以与煤炭等常规能源发电技术相竞争。可再生能源资源分布不均匀，要促进可再生能源的发展，就要采取措施解决可再生能源开发利用高成本对局部地区的不利影响，想办

法在全国范围分摊可再生能源开发利用的高成本。费用分摊制度的核心是落实公民义务和国家责任相结合的原则，要求各个地区，相对均衡地承担发展可再生能源的额外费用，体现和法律的公平原则。实施费用分摊制度后，地区之间、企业之间负担公平的问题可以得到有效的解决，从而可以促进可再生

能源开发利用的大规模发展。

《发电价格和费用分摊办法》中对费用分摊的方式作了很明确的规定。在总则部分就明确指出：“可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊”，并在第三章中用了相对较多的篇幅，对费用支付和费用分摊作了详细的说明，特别强调了“各省级电网企业实际支付的补贴电费以及发生的可再生能源发电项目接网费用，与其应分摊的可再生能源附加额的差额，在全国范围内实行统一调配”。这样规定充分体现了《可再生能源法》所规定的国家责任

和全民义务相结合的原则。

2006年6月底，国家发展和改革委员会又颁布了一系列调整电网电价的通知，规定自2006年6月30日起，除自治区外，全国各省电网在向非农业生产（含贫困农排）的电力用户收取的销售电价中，增加每千瓦时1厘钱的可再生能源电价附加，用于支持可再生能源发电，主要是发电费用的分摊。在2008

年6月的电价调整过程中， 可再生能源发电附加提高到2厘钱。

2007年1月11日，国家发展和改革委员会又出台了《电价附加收入调配办法》，规定：“省级电网企业将收取的可再生能源电价附加计入本企业收入，首先用于支付本省（区、市）可再生能源电价补贴，差额部分进行配额交易、全国平衡。”并说明平衡是按月进行，对平衡日期、各方的责任等也作了具体

的规定。

因此，在2007年1月开始第一轮的统计和结算。

（5）电网接入费用计入分摊的范围。

《可再生能源法》中规定：“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。” 但是，在具体实施过程中，由于可再生能源资源分布的地域差别很大，接网费用仅仅从销售电价中回收，可能对某些区域电网造成负担过重，会影响到地方电网公司收购可再生能源电量的积极性，也不符合费用分摊的公平原则。因此，《发电价格和费用分摊办法》中规定，费用分摊包括了可再生能源发电项目接网费用。这样可以进一步消除

电网公司在接受可再生能源入网的经济利益上的障碍。

2.6.2 具体内容

2007年9月和2008年3月，国家与国家电监会共同发布《2006年度可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》和《2007年度1～9月可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》，明确了2006年

和2007年1～9月的可再生能源电价补贴和配额交易方案。

可再生能源电价附加的征收标准：从2006年6月30日起，征收每千瓦时1厘钱的可再生能源附加，2007年约征收30亿元。2008年，随着上网电价的上涨，可再生能源附加又加征了每千瓦时1厘钱，即目前

可再生能源附加的征收标准是每千瓦时2厘钱。

适用范围：适用范围是2006年1月1日之后核准的可再生能源发电项目（含接网工程）及公共可再生

能源电力系统。

补贴的范围：补贴范围包括可再生能源发电项目电价补贴、可再生能源发电项目接网工程补贴和公共可

再生能源电力系统补贴三大项目。

补贴额的计算方法：①可再生能源发电项目补贴额＝可再生能源上网电价－当地省级电网脱硫燃煤机组标杆电价）×可再生能源发电上网电量；②公共可再生能源电力系统补贴额=（公共可再生能源系统运行维护费用－当地省级电网平均销售电价）×公共可再生能源电力系统售电量；③公共可再生能源电力系统运行维护费用= 公共可再生能源电力系统经营成本×（1+率）；④可再生能源发电项目接网费用是指专为可再生能源发电项目上网而发生的输变电投资和运行维护费用。 补贴标准：2006年生物质直燃发电项目的补贴标准为每千瓦时0.25元。考虑到许多生物质直燃项目在

得到每千瓦时0.25元的补贴后仍然亏损，2008年3月国家、国家电监会的

《2007年1～9月可再生能源电价附加补贴和配额交易方案的通知》，对纳入补贴范围内的秸秆直燃发电亏损项目按上网电量给予临时电价补贴，补贴标准为每千瓦时0.1元。即： 对纳入补贴范围内的秸秆直燃发电亏损项目，2007年1～9月的总补贴标准为每千瓦时0.35元。共有河北国能成安、河北国能威县、山东国能高唐、山东国能垦利、江苏节能（宿迁）、江苏国能射阳一期6个秸秆直燃发电项目获

得了每千瓦时0.1元的临时电价补贴，即总计可获得每千瓦时0.35元的电价补贴。

接网费用标准按线路长度制定：50千米以内为每千瓦时1分钱，50～100千米为每千瓦时2 分钱，100

千米及以上为每千瓦时3分钱。

2.6.3 具体实施情况 （1）上网电价。

自2006年7月以来，国家价格司共计核准10多个省市、70多个风电项目的上网电价，形成了依据资源和开发成本确定电价的制度，也逐步形成了一地一价的“固定电价”的风电上网电价水平（表2-3），比风电特许权项目上网电价水平略有提高，但是与国际风电上网电价水平有较大差距（图

2-6）。 （2）费用分摊。

2007年9月，公布了第一期，也就是2006年度可再生能源电价补贴和配额交易方案。2006年，共有38个风电、生物质发电和太阳能发电项目获得总额为25146万元的电价补贴；共有5个风电和光伏发电公共电力系统获得762万元的电价补贴； 有5个风电接网工程获得116万元的补贴。2006年，总补

贴额为26024万元。

2006年，、吉林、内蒙古东部、4个地区电网企业电价附加存在资金缺口，其可再生能源附加配额卖给了江苏、浙江、山东、河南4个地区的电网公司。2006年可再生能源电价附加配额交易金额为

9171万元，约占2006年度总补贴额的35%。

2008年3月，公布了第二期可再生能源电价补贴和配额交易方案，补贴时间为2007年1～9月。2007年1～9月，75个风电、生物质发电和太阳能发电项目获得总额为69937万元的电价补贴；有35个风电

接网工程获得1511万元的补贴。2007年，总补贴额为71448万元。

2007年1～9月，电价附加存在资金缺口的有黑龙江、吉林、内蒙古东部、河北北部、山东、、宁

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2008-7-28

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加为好友夏7个地区的电网企业，其可再生能源附加配额卖给了陕西、浙江、安徽、江苏、北京、四川、河南地区的电网公司。2007年1～9月，可再生能源电价附加配额交易金额为17842万元，约占2007年1～9

月总补贴额的25%。

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《55168原创周刊试刊》2009年第6期

3.1 整机生产

中国开展风电机组研制历史较长，近年来才走上了产业化发展道路。早在20世纪80年代，中国就通过国家科研课题陆续支持研制过并网型风电机组，单机容量18～200千瓦，但绝大部分没有实现产业化、

规模化生产。

“九五”和“十五”期间，组织实施“乘风计划”、国家科技攻关计划，以及国债项目和风电特许权项目，支持建立了首批6家风电整机企业进行风电技术引进和消化吸收，其中部分企业掌握了600千瓦和750千瓦单机容量定桨距风电机组的总装技术和关键部件设计制造技术，初步掌握了定桨距机组总体设计技术，实现了规模化生产，迈出了产业化发展的第一步。2004年以来，随着国家陆续制定出台了促进风电等可再生能源发展的相关法规和扶持，众多新的国内外企业大举投入中国风电制造业，且大多瞄准了风电整机制造，通过引进生产许可证、建立合资企业、开展自主研发或联合研发等手段，研制兆瓦级以上风电机组产品。据不完全统计，已明确进入风电整机制造业的新企业有40多家；另外，还有一些公司正在开展进入风力发电机组制造业的前期准备工作，包括技术研发、市场调研和合作谈判工作。目前，这批企业中的部分企业已生产出样机投入试运行。总体来看，随着大批实力雄厚的企业投

入风电研制工作，显著加快了中国风电制造业的产业化发展进程。

风电整机制造业逐步形成了日益多元化的企业主体。我国形成了大型国有工业企业、股份制企业和民营企业、外资企业（含中外合资企业）三分天下的的风电设备制造业多元化主体。据不完全统计，在主要的40多家整机制造企业中，国有重工业企业有17家，民营企业有12家，外商独资和合资企业分别为4家和7家。国有或国有控股企业主要包括电力设备、航空航天和重工机械设备制造企业，已逐步成为我

国风电设备制造的主力军。例如，在火电、核电、气电等发电设备生产方面具有雄厚实力的三大电力设备生产企业，即四川东方电气集团、上海电气和哈尔滨电站设备集团，以及大连重工（华锐风电）、中

国船舶（重庆海装）、中国航天（南通航天安迅能）、哈尔滨哈飞工业公司等，这些大型企业利用自身工业基础和相关技术经验及人才队伍，通过联合设计或引入战略合作方从事发展风电机组的整机设计和制造； 其他开展风电整机研制的国有企业目前大多从事与风电发展相关的零部件配套（ 主要是发电机），以自己所从事的核心零部件着手向下游延伸，发展整机的制造，主要代表企业包括湖南湘电、兰州电机、南车株洲机车等。国有企业引进或开发的风电机组技术和产品具有一定的产业化基础，产业化

进程较快，例如华锐和东汽的风电机组产品生产投运规模已达到数百台。鉴于风电设备制造业是技术和资金密集型产业，这批国有重工业企业拥有深厚工业基础和资金实力优势，在生产装备建设、研发资金投入、技术队伍培养、零部件供应链建设、产品售后服务等方面大多表现出长期综合发展战略、较大的投入力度和风险承受力，已经初步显示了显著推进产业化进程的良好前景。民营企业有12家左右，包括金风等在风电设备发展较早、市场份额领先的企业，也有一些在设备制造方面并没有很多经验的企业。外资企业大多是拥有长期风电机组开发经验和成熟机型产品的国际著名风电整机制造企业，如丹麦维斯

塔斯（Vestas）、西班牙歌美飒（Gamesa）、美国通用公司（GE）等。

随着国内风电整机制造业的逐步发展壮大，产品投运量和市场占有率也在快速增加，国内许多股份制和民营企业积极加大产品开发力度或从国内外引进风电整机研制生产技术和人才，不过，除金风和运达等原有风电设备制造企业外，大部分企业的技术产品成熟度和产业化进程差别较大。2003年以前，我国风电机组安装量增长比较平稳，而且主要是国外进口产品。2004年以来，随着大批风电整机制造企业的进入，一大批国内风电整机制造企业加快开发并向市场投放新型风电机组产品，数家外资风电整机制造企业也加快在中国增加生产投运量。2003年，全国风电场当年新增装机容量为98兆瓦；到2007年，在满足70%国产化率的前提下，当年全国风电场新增装机容量达到3287兆瓦。目前，若干企业在规模化生产和产业化发展上已领先于其他企业，例如金风公司的当年和累计市场份额均达到25%，位居各企业的首位； 华锐的当年新增装机市场份额也达到20%，位居第二。外资企业歌美飒和维斯塔斯公司的当年新增市场份额分别为17% 和11%，位居第三和第四，累计市场份额则分别为第二和第三。但是，在这批领先企业的身后，大批企业积极研制风电机型，将陆续投放大批新的风电机组产品，使得中国风电设备制造业格局日趋复杂、竞争日益激烈（图3-1和图3-2）。在国内新增市场中，内资企业生产的风电机组产

品所占的市场份额也不断上升，从2005年的29%，到2006年的41%，2007年首次超过了50%。

内资企业日益重视增强自主技术能力，产品开发方式逐步从“技术引进”转向“联合设计”和“自主研发”。自20世纪90年代以来，我国风电整机制造企业曾主要通过与国外知名风电制造企业成立合资企业或向其购买生产许可证，直接引进国际风电市场主流的成熟机型的设计图纸，学习装配技术和控制系统调试技术；在早期直接进口主要部件，然后逐步实现零部件国产化。这种方式的代表企业（产品）有：金风（600千瓦、750千瓦）、运达（750千瓦）、东方汽轮机（1.5兆瓦）、华锐（1.5兆瓦）、重庆

海装（850千瓦）、上海电气（1.25兆瓦）、哈电集团（1.5兆瓦半直驱）等。

例如，东方汽轮机厂和华锐电气分别在引进德国Repower和弗兰德公司风电技术的基础上，进行了国产化工作，并针对中国风况、气候特点进行了适应性开发，研发出适应常温和较高/ 低温度环境的1.5兆瓦变速恒频风力发电机组，目前均已实现批量化生产投运。经过一定时期的风电机组技术引进和产业化工作，国内风电整机制造企业对风电技术的复杂和产品研发挑战的认识日益深入，越来越多的企业形成了“在技术引进的基础上加快消化吸收进程、增强自主研发能力”的共识，积极引进Bladed等国外先进的风机辅助计算设计工具，更多地采用了联合设计和自主研发开发新产品。目前采取联合设计的国内代表企业（产品）有：金风（1.2兆瓦直驱、1.5兆瓦直驱）、浙江运达（1.5兆瓦）、上海电气（2

兆瓦）、重庆海装（2兆瓦）、北京华锐（3兆瓦）等。如金风与国际著名的直驱永磁风电技术开发公司德国Vensys公司联合研发出“1.2兆瓦直驱式永磁风力发电机组”，在此基础上，开发出1.5兆瓦直驱式风电机组，并于2007年开始批量投放市场。最近金风公司还通过收购Vensys公司大部分股权加强了技术研发能力。目前，金风、华锐电气等企业正在积极研发2～3兆瓦甚至5兆瓦的更

大单机容量的系列化产品，包括海上专用风机。

国有大型企业和民营企业与国内大学和研究机构合作自主研发机型，目前也取得了一定进展，主要代表企业（产品）有：沈阳华创（1兆瓦、1.5兆瓦）、哈电集团（1.2兆瓦直驱、1.5 兆瓦直驱）、国晶电气、南通锴炼等。如沈阳华创依托沈阳工业大学的技术研发基础，在1兆瓦机组研制的基础上开发出具有自主知识产权的机组，目前生产的两台样机正在试运行。目前，这些企业都还没有可以批量化生产的产品。总的来说，一批国内企业通过“技术引进”逐步转向“联合设计”和“自主研发”， 目前已基本形成兆瓦级先进风电机组整机批量制造能力，开发出若干具有一定自主知识产权的机型，正在开发更

大单机容量的系列化产品，有效增强了自主技术研发能力。

主流风电机组产品的技术性能和产业化水平有了明显提升，1.5兆瓦左右单机容量的变桨变速风电机组成为近期市场主流机型。2003年以来，我国大部分企业重点开发生产兆瓦级变桨变速恒频风电机组，涵盖双馈式、永磁直驱式两大主流技术路线，还有部分企业引进了混合驱动技术型式。虽然目前600千瓦、750千瓦、850千瓦单机容量的机型仍然占据主要市场份额，累计约占总装机台数的70%，总装机容量也占的70%左右，但是我国风电机组主流机型已经逐步转向兆瓦级以上大容量机组。截至2007年年底，兆瓦级以上的已安装机组数量已经超过1000 台，占累计份额的20%以上，总装机容量超过200万千瓦，

累计份额接近30%，绝大部分都是在最近2年内安装的（图3-3）。

一些兆瓦级风电机组机型的产业化水平也得到明显提升。目前，自20世纪90年代即持续开展风电机组研制工作或2004年以来通过直接引进国外成熟机型技术或生产许可证进行规模化生产的数家企业，如金风、华锐、东方汽轮机、浙江运达等，已实现大批量生产若干1.5 兆瓦及以下单机容量的先进风电机组，成为当前新增国产风机市场的主力军。其他2004年以来进入风电设备制造业的企业也加快产品研制和产业化工作。例如，重庆海装科技发展有限公司、沈阳华创风能有限责任公司、广东明阳风电技术有限公司、保定惠德风电工程有限公司、江苏新誉风力发电设备有限公司、浙江华仪风电有限公司、保定天威风电科技有限公司、广州英格风电设备制造有限公司等也主要在开发1～2兆瓦的风电机组，已试制出样机或已具备小批量生产能力。湖南湘电风能有限公司、上海万德风力发电股份有限公司、中国南车集团株洲电力机车研究所、无锡宝南机器制造有限公司、国电联合动力技术有限公司、北京北重汽轮机有限责任公司、兰州电机等企业正在开展兆瓦级风电整机样机试制或设计工作，进一步加强产业化工作的落实。总的来看，1.5兆瓦左右单机容量的机型作为多数企业的主打机型将在今后数年内成为我国风电市场主力机型；2～3兆瓦单机容量的机型大多处于设计过程中，预计在2010年左右逐步实现

样机试制和批量化生产；5兆瓦左右单机容量的机型目前仍处于前期工作阶段。

企业规划产能迅速扩大，2010年左右达到800万～1000万千瓦，将有力支撑国内风电建设，市场竞争日益显现。目前，除了金风、华锐风电、东方汽轮机、浙江运达等已经实现批量化生产的企业，上海电气、保定惠德、南车集团、重庆海装、南通锴炼等一批企业也已经或于近期形成兆瓦级风电机组批量生产能力。初步调查统计显示，我国仅内资整机企业2010 年的规划年产能就已经超过800万千瓦； 加上合资企业和外资企业，2010 年的总年产能将超过1000万千瓦，甚至可能达到1500万千瓦。风电整机产能的扩大有利于缓解近两年我国风电市场供不应求的局面，支撑我国大规模发展风电的需要。但是，国内风电整机制造企业的近中期规划产能远超过每年300万～500万千瓦的同期国内风电设备市场需求预期，而且机型产品同质性明显，市场竞争正逐步显示出日趋激烈趋势，并使得一批企业开始寻求国际市场，如保定惠德、浙江华仪、沈阳华创、金风、华锐风电等企业已经落实或计划近两年的风电整

机产品出口业务。

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