第一篇：《中國風電發展線路圖2050》發布

《中國風電發展線路圖2050》發布

在本月19日-22日舉行的北京國際風能展上，國家發改委能源研究所發布了我國首個風電發展綜合規劃——《中國風電發展路線圖2050》。國家發改委能源研究所副所長王仲穎透露，2020年陸地風電的成本將與煤電持平，這之后，風電將逐步脫離國家補貼。

《中國風電發展路線圖2050》報告稱，到2020年、2030年和2050年，中國風電裝機容量將分別達到2億、4億和10億千瓦，成為中國的五大電源之一。到2050年，風電將滿足國內17%的電力需求。這意味著在今年基礎上，十年內裝機容量就將有大幅增長空間。

“2010年，中國風電新增裝機容量達到18928兆瓦，累計裝機容量達到44733兆瓦，居全球第一位。據不完全統計，今年上半年新增風電裝機容量已超過600萬千瓦，中國已成為世界最大的風電市場。”中國可再生能源協會風能專業委員會理事長賀德馨補充說。

同時，記者還了解到，未來風電布局的階段重點是：2020年前，以陸上風電為主，開展海上風電示范；2021-2030年，陸上、近海風電并重發展，并開展遠海風電示范；2031-2050年，實現在東中西部陸上風電和近遠海風電的全面發展。

另外，在風電價格上，政策制定部門人士表示，“當下的煤電價格與發電成本并不一致，風電價格在現階段有國家補貼的支持下更反映實際情況。” 據悉，我國從2006年后對風電實行分區域的固定電價制度，并規定風電上網電價高出脫硫燃煤電價的部分，由可再生能源發展基金支付。此外，根據風電場與已有輸電線路距離長短確定了0.01元-0.03元/千瓦的風電并網補貼標準。

王仲穎說：“目前陸上風電開發的成本在0.35元-0.5元/千瓦時左右，相應的電價水平確定為0.51元-0.61元/千瓦。在目前電價機制下，不考慮煤電的資源、環境成本，風電成本和電價水平高于中國煤電成本和電價水平。”

但他同時表示，中國的煤電價格上漲或將持續，2020年陸地風電的成本將與煤電持平，這之后，風電將逐步脫離國家補貼。

第二篇：中國風電發展報告

中國風電發展報告·

風能是一種清潔的永續能源，與傳統能源相比，風力發電不依賴礦物能源，沒有燃料價格風險，發電成本穩定，也沒有包括碳排放等環境成本。此外，可利用的風能在全球范圍內分布都很廣泛。正是因為有這些獨特的優勢，風力發電逐漸成為許多國家可持續發展戰略的重要組成部分，發展迅速。根據全球風能理事會的統計，全球的風力發電產業正以驚人的速度增長，過去10年平均年增長率達到28%，全球安裝總量達到了7 400 萬kW，意味著每年在該領域的投資額達到了180億歐元。2006年，全球風電資金中9%投向了中國，總額達16.2億歐元（約162.7億元人民幣），中國有望成為全球最大的風電市場。中國具有豐富的風力資源，風電產業的發展有良好的資源基礎。據估計，內地及近海風資源可開發量約為10億kW，主要分布在東南沿海及附近島嶼，內蒙古、新疆和甘肅河西走廊，以及華北和青藏高原的部分地區。

中國政府將風力發電作為改善能源結構、應對氣候變化和能源安全問題的主要替代能源技術之一，給予了有力的扶持。確定了2010年和2020年風電裝機容量分別達到500萬kW和3 000萬kW的目標，制定了風，并輔以“風電特許權招標”等措施，推動技術創新、市場培育和產業化發展。到

2006年底，中國累計風電裝機容量達到260萬kW，過去10年的年平均增長速度達到46%；中國在風電裝機，2004年居第10位，2006年躍居第6位，并有望成為世界最大的風電市場。根據目前的發展勢頭，政府確定的2010年的發展目標有望于2008年提前完成。風電已經在節約能源、緩解中國電力供應緊張的形勢、降低長期發電成本、減少能源利用造成的大氣污染和溫室氣體減排等方面做出貢獻，開始。中國風電市場的擴大，直接促進了國產風電產業的發展。據不完全統計，2006年底，中國風電制造及40多家，在2006年風電的新增市場份額中，國內產品占41.3%，比2005年提高了10個百分

點，國產風電機組裝備制造能力得到大幅提高；在風電開發建設方面，中國已經建成了100多個風電場，掌握了風電場運行管理的技術和經驗，培養和鍛煉了一批風電設計和施工的技術人才，為風電的大規模開發和利用奠定了良好的基礎。經過多年努力，當前中國并網風電已經開始步入規模化發展的新階段。此外，中國還已經形成了世界上最大的小風機產業和市場，有利地推動了農村電氣化建設的開展。2007年是中國風電產業發展比較關鍵的一年。《可再生能源法》出臺并實施已經一年有余，風電在保持快速發展的同時也涌現了一些新的問題。本報告旨在通過總結中國風電政策實施及產業的發展現狀，剖，并預測未來風電的發展趨勢，為關心中國風電產業的社會各界提供比

較翔實的信息，供在該領域進行生產、投資、貿易、研究等活動的人士參考。本報告在綠色和平與全球風能理事會的支持下，由中國資源綜合利用協會可再生能源專業委員會組織業內專家進行編寫完成。在編寫過程中，還得到了國家發展和改革委員會能源研究所、中國水電顧問集團公司、中國可再生能源學會風能專業委員會、聯合國環境規劃署SWERA項目以及國家氣候中心等機構的大力協助，在此一并表示感謝。

1.1風能資源儲量及分布

中國幅員遼闊，海岸線長，風能資源豐富。在20世紀80年代后期和2004-2005年，中國氣象局分別組織了第二次和第三次全國風能資源普查，得出中國陸地10m高度層風能資源的理論值，可開發儲量分別為32.26億kW和43.5億kW、技術可開發量分別為2.53億kW和2.97億kW的結論。此外，2003-2005年聯

合國環境規劃署組織國際研究機構，采用數值模擬方法開展了風能資源評價的研究，得出中國陸地上離地面50m高度層風能資源技

14億kW的結論。2006年國家氣候中心也采用數值模擬方法對中國風能資源進行評價，得到的結果是：在不考慮青藏高原的情況下，全國陸地上離地面10m高度層風能資源技術可開發量為25.48億kW，大大超過第三次全國風能資源普查的數據①。根據第三次風能資源普查結果，中國技術可開發（風能功率密度在150W/m2及其以上）的陸地面積約為20萬km2

。考慮風電場中風電機組的實際布置能力，按照低限3MW/km2高限5MW/km2計算，陸上技術可開發量為6億～10億kW。根據《全國海岸帶和海涂資源綜合調查報告》，中國大陸沿岸淺海0～20m等深線的海域面積為15.7萬km2。年中國頒布了《全國海洋功能區劃》，對港口航運、漁業開發、旅游以及工程用海區等作了詳細規劃。如果避開上述這些區域，考慮其總量10%～20%的海面可以利用，風電機組的實際布置按照5MW/km2計算，則近海風電裝機容量為1億～2億kW。綜合來看，中國可開發的風能潛力巨大，陸上加海上的總量有7億～12億kW，風電具有成為未來能源結構中重要組成部分的資源基礎。中國的風能資源分布廣泛，其中較為豐富的地區主要集中在東南沿海及附近島嶼以及北部（東北、華北、西北）地區，內陸也有個別風能豐富 點。此外，近海風能資源也非常豐富。沿海及其島嶼地區風能豐富帶

沿海及其島嶼地區包括山東、江蘇、上海、浙江、福建、廣東、廣西和海南等沿海近10km寬的地帶，年風功率密度在200W/m2以上，風功率密

度線平行于海岸線。北部地區風能豐富帶北部地區風能豐富帶包括東北三省、河北、內蒙古、甘肅、寧夏和新疆等近200km寬的地帶。風功率密度在200～

300W/m2，有的可達500W/m2以上，如阿拉山口、達坂城、輝騰錫勒、錫林浩特的灰騰梁、承德圍場等。內陸風能豐富區在兩個風能豐富帶之外，風功率密度一般在100W/m2以下，但是在一些地區由于湖泊和特殊地形的影響，風能資源也較豐富。近海風能豐富區東部沿海水深5～20m的海域面積遼闊，但受到航線、港口、養殖等海洋功能區劃的限制，近海實際的技術可開發風能資源量遠遠小于陸上。不過在江蘇、福建、山東和廣東等地，近海風能資源豐 富，距離電力負荷中心很近，近海風電可以成為這些地區未來發展的一項重要的清潔能源。

1.2風能資源的特點

中國的風能資源有兩個特點:一是風能資源季節分布與水能資源互補：中

國風能資源豐富但季節分布不均勻，一般春、秋和冬季豐富，夏季貧乏。水能資源豐富，雨季在南方大致是3月到6月，或4月到7月，在這期間的降水量占全年的50%～60%；在北方，不僅降水量小于南方，而且分布更不均勻，冬季是枯水季節，夏季為豐水季節。豐富的風能資源與水能資

源季節分布剛好互補，大規模發展風力發電可以一定程度上彌補中國水電冬春兩季枯水期發電電力和電量之不足。二是風能資源地理分布與電力負荷不匹配：沿海地區電力負荷大，但是其風能資源豐富的陸地面積小；北部地區風能資源很豐富，電力負荷卻很小，給風電的開發帶來經濟性困難。由于大多數風能資源豐富區，遠離電力負荷中心，電網建設薄弱，大規模開發需要電網延伸的支撐。

2.1并網風電場發展

中國的并網風電從20世紀80年代開始發展，尤其是在“十五”期間，風電發展非常迅速，總裝機容量從2000年的35萬kW增長到2006年的260萬kW，年增長率將近40%。風電裝機容量從2004年居世界第十位，上升為2006年年底的居世界第六位①，受到世界的矚目。總體來看，中國并網風電場的發展分為三個階段②：初期示范階段(1986-1993年)此階段主要是利用國外贈款及貸款，建設小型示范風電場，政府的扶持主要在資金方面，如投資風電場項目及風力發電機組的研制。產業化建立階段(1994-2003年)原電力部1993年底在汕頭“全國風電工作會議”上提出風電產業化及風電場建設前期工作規

范化的要求，1994年規定電網管理部門應允許風電場就近上網，并收購全部上網電量，上網電價按發電成本加還本付息、合理利潤的原則確定，高出電網平均電價部分，其差價采取均攤方式，由全網共同負擔，電力公司統一收購處理。由于投資者利益得到保障，貸款建設風電場開始發

展。后來原國家計委規定發電項目按照經營期核算平均上網電價，銀行還款期延長到15年，風電項目增值稅減半（為8.5%）。但是隨著電力體制向競爭性市場改革，風電由于成本高，政策不明確，發展緩慢。規模化及國產化階段(2003-2007年)為了大規模商業化開發風電，國家發改委從2003年起推行風電特許權項目，每年一期，通過招標選擇投資商和開發商，目前已經進行了四期，其主要目的是擴大開發規模，提高國產設備制造能力，約束發電成本，降低電價。從2006年開始，《可再生能源法》正式生效，國家陸續頒布了一系

列的法律事實細則，包括要求電網企業全額收購可再生能源電力、發電上網電價優惠以及一系列費用分攤措施，從而大大促進了可再生能源產業的發展，中

國風電也步入了快速增長時期。

2.2風電裝機統計③

截至2006年，全國累計安裝風電機組3 311臺，裝機容量260萬kW，風電場100多個，其中兆瓦級以上風電機組366臺，占總機組數量的11%，見圖1。風電場分布在16個省(市、自治區)，在前一年15個省的基礎上增加了江蘇省。2006年分省累計風電裝機情況見表1。與2005年累計裝機126萬kW相

比，2006年累計裝機增長率為105%，見圖2。2006年風電上網電量估計約38.6億kW.h④，比2005年增加約22億kW.h。

圖12006年底中國風電場累計裝機主要機型分布

第三篇：中國風電及電價發展研究報告

中國風電及電價發展研究報告

2009-12-7 9:31:12 【大 中 小】

中國—丹麥風能發展項目辦公室中國可再生能源專業委員會

一、中國風電電價定價機制的演變過程

中國的并網風電從20世紀80年代開始發展，尤其是“十一五”期間，風電發展非常迅速，總裝機容量從1989年底的4200kW增長到2008年的1200萬kW，躍居世界第四位，標志著中國風電進入了大規模開發階段。總體看來，中國并網風電場的發展經歷了三個階段，即初期示范階段、產業化建立階段、規模化及國產化階段。各階段的電價特點及定價機制概括如下：

（一）初期示范階段（1986～1993年）

中國并網型風電發展起步于1986年。1986年5月，第一個風電場在山東榮成馬蘭灣建成，其安裝的Vestas V15-55/11風電機組，是由山東省政府和航空工業部共同撥付外匯引進的。此后，各地又陸續使用政府撥款或國外贈款、優惠貸款等引進了一些風電機組，建設并網型風電場。由于這些風電場主要用于科研或作為示范項目，未進入商業化運行，因此，上網電價參照當地燃煤電價，由風力發電廠與電網公司簽訂購電協議后，報國家物價部門核準，電價水平在0.28元/kWh左右，例如20世紀90年代初期建成的達坂城風電場，上網電價不足0.3元/kWh。

總體來說，此階段風電裝機累積容量為4200kW，風電發展的特點是利用國外贈款及貸款，建設小型示范電場。政府的扶持主要是在資金方面，如投資風電場項目及風力發電機組的研制。風電電價水平基本與燃煤電廠持平。

（二）產業化建立階段（1994～2003年）

1994年起，中國開始探索設備國產化推動風電發展的道路，推出了“乘風計劃”，實施了“雙加工程”，制定了支持設備國產化的專項政策，風電場建設逐漸進入商業期。這些政策的實施，對培育剛剛起步的中國風電產業起到了一定作用，但由于技術和政策上的重重障礙，中國風電發展依然步履

維艱。每年新增裝機不超過10萬千瓦。到2003年底，全國風電裝機容量僅56.84萬千瓦。

這一階段，風電電價經歷了還本付息電價和經營期平均電價兩個階段。1994年，國家主管部門規定，電網管理部門應允許風電場就近上網，并收購全部上網電量，上網電價按發電成本加還本付息、加合理利潤的原則確定，高出電網平均電價部分的差價由電網公司負擔，發電量由電網公司統一收購。隨著中國電力體制改革的深化，電價根據“廠網分開，競價上網”的目標逐步開始改革。

總體來說，這一時期的電價政策呈現出如下特點：上網電價由風力發電廠與電網公司簽訂購電協議，各地價格主管部門批準后，報國家物價部門備案，因此，風電價格各不相同。最低的仍然是采用競爭電價，與燃煤電廠的上網電價相當，例如，中國節能投資公司建設的張北風電場上網電價為0.38元/千瓦時；而最高上網電價每千瓦時超過1元，例如浙江的括蒼山風電場上網電價高達每千瓦時1.2元。

由此可見，從初期示范階段到產業化建立階段，電價呈現上升趨勢。

（三）規模化及國產化階段（2003年后）

為了促進風電大規模發展，2003年，國家發展改革委組織了第一期全國風電特許權項目招標，將競爭機制引入風電場開發，以市場化方式確定風電上網電價。截至2007年，共組織了五期特許權招標，總裝機容量達到880萬千瓦。

為了推廣特許權招標經驗，2006年國家發展改革委頒布《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7號）文件，提出了“風力發電項目的上網電價實行政府指導價，電價標準由國務院價格主管部門按照招標形成的價格確定”。根據該文件，部分省（區、市），如內蒙古、吉林、甘肅、福建等，組織了若干省級風電特許權項目的招標，并以中標電價為參考，確定省內其他風電場項目的核準電價。其他未進行招標的省（區、市），大部分沿用了逐個項目核準定電價的做法。

因此，這一時期中國在風電電價政策屬于招標電價和核準電價并存。由風電特許權項目確定的招標電價呈現出逐年上升的趨勢，隨著中標規則的完善，中標電價也趨于合理。特許權招標項目的實施在風電電價定價方面積累的許多有益的經驗，尤其是2006年國家發展改革委頒布《發改價格[2006]7號》文件后，各省的核準電價更加趨于合理。風電場裝機容量在50MW以下，以省內核準的形式確定上網電價。由于各地風電場的建設條件不同，地方經濟發展程度不一，核準的電價也差別較大，但一般采取當地脫硫燃煤電廠上網電價加上不超過0.25元/kWh的電網補貼。

（四）目前中國風電電價政策

隨著風電的快速發展，“招標加核準”的模式已無法滿足風電市場發展和政府宏觀引導的現實需要。因此，在當前各地風電進入大規模建設階段，從招標定價加政府核準并行制度過渡到標桿電價機制，是行業發展的必然，也將引導風電產業的長期健康發展。

2009年7月底，國家發展改革委發布了《關于完善風力發電上網電價政策的通知》（發改價格[2009]1906號），對風力發電上網電價政策進行了完善。文件規定，全國按風能資源狀況和工程建設條件分為四類風能資源區，相應設定風電標桿上網電價。

四類風電標桿價區水平分別為0.51元/kWh、0.54元/kWh、0.58元/kWh和0.61元/kWh，2009年8月1日起新核準的陸上風電項目，統一執行所在風能資源區的標桿上網電價，海上風電上網電價今后根據建設進程另行制定。政府針對四類風能資源區發布的指導價格即最低限價，實際電價由風力發電企業與電網公司簽訂購電協議確定后，報國家物價主管部門備案。

二、特許權招標項目

2003～2007 年，五期風電特許權項目招標，是中國電力體制改革、廠網分家后的重要舉措，風電上網電價政策不夠明確的情況下，特許權招標對合理制定價格、加快風電大規模發展發揮了重要作用。

通過對五次風電特許權項目電價的分析可以看出，國家通過特許權方式確定的招標電價總體上呈現上升的趨勢，如：內蒙古西部地區特許權招標項目從2002的0.382Yuan/kWh上升至2007年的0.5216Yuan/kWh；甘肅的特許權招標項目的電價從2005年的0.4616Yuan/kWh上升至2007年的0.5206RMB/kWh；河北的上網電價由2006年的0.5006 RMB/kWh上升至2007年的0.551RMB/kWh。

三、特殊省份電價分析

根據上述分析，全國范圍內風電價格整體呈現上升趨勢，但個別地區也有例外，例如黑龍江和內蒙古西部。特說明如下：

黑龍江省由于其特殊的地理環境，風資源相對貧乏，并且建設成本居高不下。此期間的建設項目單位投資在1.1萬元/kW以上，導致該區域風電發

展相對滯后于其他省份。2003～2004年在黑龍江投建的兩個示范工程，都采用價格較高的進口設備和技術，因此上網電價較高，即便如此，也僅能維持正常運行。目前，隨著風電企業逐漸掌握黑龍江風能資源的特性，運行成本進一步降低，風電項目增多，此外，風電設備國產化的進程加快，也使風電建設成本降低。黑龍江省的風電產業的發展趨于正常，電價有降低趨勢。在內蒙古西部，由于風能資源地理位置遠離電網主網架，送電距離遠，出力不穩定，對電網調度沖擊大，風電企業建設風場的同時需要考慮部分輸電設施的建設，因此風電成本較高，核準的電價也較高。加上2003～2004年間，內蒙古地區由于其電網技術落后及電力需求容量限制了風電產業的商業化發展，該地區風電產業處于成長初期，沒有大規模發展。國家、地方為了扶持風電的發展，加快了輸電線路的建設，使企業減少了相關成本。此外，隨著風電設備國產化速度加快，國內設備價格降低，因此風電建設成本降低，電價也相應趨于下降。

四、中國政府對風電的補貼政策

中國政府一直大力支持風電的發展，從2002年開始，要求電網公司在售電價格上漲的部分中拿出一定份額，補貼可再生能源發電（即高出煤電電價的部分）。，電網和中國政府對風電的政策性補貼力度逐年加大，由2002年的1.38億元上升到2008年的23.77億元1[1]。由此可見，中國政府的政策是鼓勵可再生能源發展的，因此，中國風電迅速發展，三年間裝機容量翻番。盡管如此，由于風電運行的不確定性，技術操作能力和管理水平的限制，中國風電企業的盈利仍然是微薄的。

五、總體結論

從以上分析我們可以看出，中國的風電電價變化和風電行業的發展特點密不可分。風電行業發展經歷了初期示范、產業化建立、規模化及國產化、目前逐漸完善等四個階段。與此相對應，四個階段的風電電價基本情況為：初期示范階段：與燃煤電價持平（不足0.3元/kWh）；產業化建立階段：由風力發電廠和電網公司簽訂購電協議確定，電價各不相同（0.38元/kWh～1.2元/kWh）；規模化及國產化階段：招標電價與核準電價共存，國家招標電價保持上升；目前完善階段：四類標桿電價（0.51元/kWh，0.54元/kWh，0.58元/kWh，0.61元/kWh）。在這期間，中國政府一直努力探索合理的風電電價

市場形成機制。不同階段的機制不同，風電電價亦有所波動，國家的指導電價逐年上升，核準電價則略微下降，這都符合中國風電產業和世界風電產業的發展規律，使中國的風電電價更趨理性。同時，可以看到，中國政府在探索風電價格機制和規范風電電價的過程中，一直給予風電行業巨大的支持，2002～2008年，國家對風電的補貼額從1.38億元上升為23.77億元，每年都在大幅度增長，這極大地提高了投資者的積極性，促使中國的風電裝機容量成倍增加，中國一躍成為風電大國。

因此，我們認為，中國政府是依據風電本身發展的客觀規律、電網的承受能力來確定風電電價，在確定電價時從未考慮CDM因素，定價過程完全與CDM無關。但是，也應該看到，在中國風力發展的過程中，CDM對風力發電企業克服資金和技術障礙確實發揮了積極作用，如果沒有CDM，中國風電發展速度不會如此迅速，更不會為減緩全球溫室氣體排放做出如此巨大的貢獻。因此，我們希望EB在審核中國風電項目時能充分考慮和理解中國特殊的定價機制，推動全球范圍內更多高質量CDM項目的成功注冊，為減緩全球氣候變化作出更多貢獻。

第四篇：2009-2010中國風電發展報告五

7.近期國家有關部委頒發的有關促進風能產業發展政策文件

（1）國家發改委發布完善風力發電價格政策的通知。2009年7月28日，為規范風電價格管理，促進風力發電產業健康持續發展，國家發改委發布了《關于完善風力發電上網電價政策的通知》（發改價格［2009］1906號），對風力發電由招標定價改為實行標桿上網電價政策。《通知》規定，按風能資源狀況和工程建設條件，將全國分為四類風能資源區，相應制定風電標桿上網電價。四類資源區風電標桿電價水平分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。今后新建陸上風電項目，統一執行所在風能資源區的風電標桿上網電價。海上風電上網電價今后根據建設進程另行制定。同時規定，繼續實行風電費用分攤制度，風電上網電價高出當地燃煤機組標桿上網電價的部分，通過全國征收的可再生能源電價附加分攤解決。

（2）全國人大常委會同意國家設立可再生能源發展基金。2009年8月24日，第十一屆全國人大常委會第十次會議首次審議可再生能源法修正案草案，同意國家設立政府基金性質的可再生能源發展基金，來源包括國家財政安排專項資金和征收的可再生能源電價附加資金等。

（3）國務院批轉國家發改委等部門關于抑制部分行業產能過剩和重復建設引導產業健康發展若干意見的通知。2009年9月26日，國務院下發《關于抑制部分行業產能過剩和重復建設引導產業健康發展的若干意見》（國發［2009］38號）。《意見》指出，不少領域產能過剩、重復建設問題仍很突出，有的甚至還在加劇。特別需要關注的是不僅鋼鐵、水泥等產能過剩的傳統產業仍在盲目擴張，風電設備、多晶硅等新興產業也出現了重復建設傾向，一些地區違法、違規審批，未批先建、邊批邊建現象又有所抬頭。目前，我國風電機組整機制造企業超過80家，還有許多企業準備進入風電裝備制造業，2010年，我國風電裝備產能將超過2000萬千瓦，而每年風電裝機規模為1000萬千瓦左右，若不及時調控和引導，產能過剩將不可避免。

意見同時指出：抓住大力發展風電等可再生能源的歷史機遇，把我國的風電裝備制造業培育成具有自主創新能力和國際競爭力的新興產業。嚴格控制風電裝備產能盲目擴張，鼓勵優勢企業做大做強，優化產業結構，維護市場秩序。原則上不再核準或備案建設新的整機制造廠；嚴禁風電項目招標中設立要求投資者使用本地風電裝備、在當地投資建設風電裝備制造項目的條款；建立和完善風電裝備標準、產品檢測和認證體系，禁止落后技術產品和非準入企業產品進入市場。依托優勢企業和科研院所，加強風電技術路線和海上風電技術研究，重點支持自主研發2.5兆瓦及以上風電整機和軸承、控制系

統等關鍵零部件及產業化示范，完善質量控制體系。積極推進風電裝備產業大型化、國際化，培育具有國際競爭力的風電裝備制造業。

（4）國家發改委下發通知取消風電工程項目設備采購國產化率的要求。2009年11月25日，國家發改委下發《國家發展改革委員會關于取消風電工程項目設備采購國產化率要求的通知》（發改能源［2009］2991號）。《通知》要求，自2009年11月1日起，取消《關于風電建設管理有關要求的通知》（發改能源［2005］1204號）中“風電設備國產化率要達到70%以上，不滿足設備國產化率要求的風電場不允許建設”的要求。風電項目設備由項目單位根據國家有關標準和技術要求，按照《招標投標法》的有關規定，公開公平公正招標采購。地方政府不得以任何理由、任何方式干預風電項目設備采購。

（5）國家《可再生能源法》修訂。2009年12月26日，十一屆人大常委會第十二次表決通過了關于修改可再生能源法的決定。通過修訂的《可再生能源法》指出：應當遵循因地制宜、統籌兼顧、合理布局、有序發展的原則，編制可再生能源開發利用規劃；規劃內容應當包括發展目標、主要任務、區域布局、重點項目、實施進度、配套電網建設、服務體系和保障措施等。

（6）國家能源局發布海上風電開發管理暫行辦法通知。為規范海上風電項目開發建設管理，促進海上風電健康、有序發展，國家能源局于2010年1月22日發布《海上風電開發建設管理暫行辦法》（國能新能［2010］29號）。該辦法共十章三十八條，規定了海上風電發展規劃編制、海上風電項目授權、海域使用申請審批和海洋環境保護、項目核準、施工竣工驗收和運行信息管理等各個環節的程序和要求。該辦法明確國家能源局和國家海洋局作為全國海上風電開發建設管理的行政管理部門，按照各自的職能，對沿海多年平均大潮高潮線以下海域，以及在相應開發海域內無居民海島上的海上風電項目實施管理，并在海上風電規劃編制、項目核準和施工等階段做好管理銜接。

（7）能源行業風電標準的制定。2010年3月30日，能源行業風電標準化技術委員會正式成立。該委員會由國家能源局副局長劉琦擔任領導小組組長，由國家發展改革委、國家標準化委員會、國家電力監管委員會等部門共同支持并參與組建，國內主要行業協會、整機制造商和風電場開發運營商負責人及專家組成。委員會秘書處設在國家能源局能源節約和科技裝備司，秘書處成員還有國家能源局電力司、新能源和可再生能源司負責人。風電標準化技術委員會由風電場規劃設計、風電場施工與安裝、風電場運行維護

管理、風電場并網管理技術、風電機械設備、風電電器設備6個具體小組組成，各小組將分別負責相關標準的制定。

（8）工信部征集風電設備制造行業準入標準（征求意見稿）意見。根據《國務院辦公廳關于落實抑制部份行業產能過剩和重復建設有關重點工作部門分工的通知》（國辦函［2009］116號）要求，工業和信息化部會同國家發改委、國家能源局共同組織研究并起草了《風電設備制造行業準入標準》。征求意見和建議的截止日期為2010年4月20日。

準入標準規定：生產企業風電項目投資中自有資金比例不得低于30%，必須具備生產單機容量2.5兆瓦及以上、年產量100萬千瓦以上所必需的生產條件和全部生產配套設施，改擴建應具備累計不少于50萬千瓦的裝機業績，新建企業應具備五年以上大型機電行業從業經歷，廠址應選擇在方便運輸的地區，本著與風電機組配套企業建立完善產業鏈的原則進行布局。嚴格限制風電機組生產企業引進單機容量2.5兆瓦以下風電機組整機技術或購買生產許可證，科研經費投入占銷售收入的比例不少于5%。

（9）《風電預測及系統協調運行管理辦法》及《風電設備及并網檢測管理辦法》起草。為解決大規模風電接入電網系統安全可靠運行問題以及保障風電設備質量和并網安全運行，實現風力發電健康、可持續發展，國家能源局委托中電聯牽頭開展《風電預測及系統協調運行管理辦法》及《風電設備及并網檢測管理辦法》起草工作。為有效推進工作開展，決定成立兩個工作小組負責相關研究和具體文件起草，工作小組將在國家能源局新能源司指導下開展工作。2010年6月17日，中電聯以中電聯規劃［2010］87號文，公布了有關事項。《風電預測及系統協調運行管理辦法》工作組成員單位：中國電力企業聯合會、國家電力調度中心、中國電力科學研究院、國網能源研究院、龍源電力集團公司、中國風能協會和國家氣象局預測司等。《風電設備及并網檢測管理辦法》工作組成員單位：中國電力企業聯合會、中國風能協會、鑒衡認證中心、國家電力調度中心、中國電力科學研究院（新能源研究所）、國電龍源公司（電機工程學會風力與潮汐發電專業委員會）、國網能源研究院、新疆金風科技股份有限公司、華銳風電科技（集團）股份有限公司、中國船級社等。

（10）國務院通過加快培育和發展戰略性新興產業的決定。2010年10月10日，國務院發布《國務院關于加快培育和發展戰略性新興產業的決定》（國發［2010］32號）。決定包括八個部分：抓住機遇，加快培育和發展戰略性新興產業；堅持創新發展，將戰略性新興產業加快培育成為先導產業和支柱產業；立足國情，努力實現重點領域快速健

康發展；強化科技創新，提升產業核心競爭力；積極培育市場，營造良好市場環境；深化國際合作，提高國際化發展水平；加大財稅金融政策扶持力度，引導和鼓勵社會投入；推進體制機制創新，加強組織領導。在闡述努力實現重點領域快速健康發展中，“決定”對風電產業的提法是：提高風電技術裝備水平，有序推進風電規模化發展，加快適應新能源發展的智能電網及運行體系建設。

（11）《關于促進風電裝備產業健康發展的若干意見》發布。2010年12月23日，為貫徹落實《國務院批轉國家發展改革委等部門關于抑制部分行業產能過剩和重復建設引導產業健康發展若干意見的通知》（國發［2009］38號）精神，加強對風電技術裝備制造業發展的引導和規范，推進風電裝備制造業健康發展，國家發改委印發《關于促進風電裝備產業健康發展的若干意見》。

主要意見如下：促進風電裝備制造業與風電產業同步發展；堅定不移地走創新道路；推進風電裝備產業國際化和市場化；嚴格控制產能盲目擴張；妥善處理好陸地風電和海上風電的關系；繼續支持風電裝備技術進步；著力加強質量控制提高產品質量；加強風電發展技術路線研究；加快風電標準體系建設；研究建立風電設備檢測、認證制度；支持風電設備公共技術平臺建設；依托國家能源風電并網系統研發（試驗）中心和風電運行技術研發中心建設風電試驗基地；建立風電設備運行和質量報告制度；加強風力發電與電網接入的銜接；探索建立人才培養體系；完善風電設備招標采購制度；完善風電行業發展的政策措施；加強組織管理和工作落實。

第五篇：2010北京風能展：中國風電發展報告2010(摘要)

2010北京風能展：中國風電發展報告2010（摘要）

發布日期:2010-10-18 瀏覽次數:111

注：《中國風電發展報告2010》由中國資源綜合利用協會可再生能源專業委員會于2010年10月15日北京風能展期間發布，本網將其摘錄如下：

中國風電發展報告2010（摘要）

1．全球風電發展現狀

2009年，盡管國際金融危機還在持續，全球風電行業仍繼續迅速增長，市場增長率達到了41%。世界風電市場格局沒有發生變化，歐盟、美國和亞洲仍占據了全球風電發展的主流，主要的變化是中國取代了美國，成為當年新增風電裝機容量世界第一的國家。

根據全球風能理事會（GlobalWindEnergy Counci l，縮寫GWEC）所編輯的統計報告，全球風電裝機容量達到1.58億kW，累計增長率達到31.9%。

世界風電行業不但已經成為世界能源市場的重要成員，并且在刺激經濟增長和創造就業機會中正發揮著越來越為重要的作用。根據GWEC的報告，世界風電裝機容量的總產出價值已經達到了450億歐元，全行業所雇用的人數在2009年達到大約50萬人。

到了2009年底，全球已有超過100個國家涉足風電開發，其中有17個國家累計裝機容量超過百萬千瓦。累計裝機容量排名前10的國家依次是美國、中國、德國、西班牙、意大利、法國、英國、葡萄牙和丹麥。

2009年，主要受中國和印度的推動，亞洲風電市場已經超越歐美成為重要的新興市場。中國的新裝機容量達到1,380萬kW，累計裝機容量達到了2,580萬kW。

2．中國風電發展現狀

（1）風力資源

中國國土遼闊，海岸線綿長，風力資源豐富。研究表明，中國風能利用的潛力巨大，陸地和海上風能的可開發裝機總容量達到大約7~12億kW。其他最新評估報告提出的數據甚至可達25億kW以上。因此，風電具有雄厚的資源基礎，足以支撐其成為中國未來能源結構的重要組成部分。比較研究現有的五大風電強國，中國的風力資源量接近于美國，大大超過印度、德國和西班牙。

中國東南沿海地區、沿海的島嶼以及北方地區（東北、華北和西北）的風力資源尤其充足。另外，一些內陸地區也擁有豐富的風力資源。海上風力資源也很可觀。

但是，風力資源的地理分布與電力負載之間并不匹配。中國的沿海地區電力負載巨大，但是風力資源貧乏。另一方面，中國北方的風力資源豐富，但是電力負載較小。這給風電開發的經濟性方面帶來了困難。

（2）市場概況

2009年，中國風電行業成為全球領頭羊，其裝機容量增速超過100%，累計裝機容量如今全球排名第二，新增裝機容量全球排名第一。中國的設備產能也在全球拔得頭籌。中國的新增裝機容量和風機產量均占到全球總數的大約1/3。

2009年，中國的新安裝風機總數（除臺灣省以外）達到10,129臺，新增裝機容量達到1,380萬kW，這個數字超過美國。累計裝機容量達到2,580萬kW，實現連續第四年裝機容量翻番。

（3）風電行業和供應鏈

中國的風機設備產能迅速增長，其產業集中度進一步提高。如今國內制造商已經占據中國供應市場的超過85%，并開始出口海外。風電設備制造行業明顯地分為三個梯次：華銳風電（Sinovel）、金風科技（Goldwind）和東方電氣（Dongfang Electric）（均屬于全球風機制造商十強之列）屬于第一梯隊；明陽風電（Mingyang）、國電聯合動力（United Power）和湘電集團（XEMC）屬于第二梯隊；其他較小的風機制造商屬于第三梯隊。

受國際風電開發趨勢的推動，中國風機制造商開始進入大型風機設備競爭行列。華銳風電、金風科技、湘電集團、上海電氣（Shanghai Electric Group）和明陽風電（Mingyang）都在開發5MW或者更大功率的風機，并且有望開發出具有競爭力、技術上成熟的風機。但是，這一行業當前的主要顧慮是其產品的質量能否過關。一般認為，中國國內風電設備業將在2011年和2012年迎來大考。如果能夠成功過關，中國風機制造行業將會實現質的飛躍。

盡管中國已經有一套比較健全的風機制造供應鏈，包括幾乎所有主要部件的制造生產基礎設施，但是中國某些關鍵零部件還依賴進口，同時中國也缺乏完善的輔助服務體系，例如認證機構、基礎研發。

（4）海上風電前景

中國正在對漫長的海岸線上的海上風電開發前景進行細致的調研。2010年，首批海上風電項目——上海東海大橋10萬kW已經完成組裝，安裝了34臺華銳3MW風機。根據沿海省份編制的規劃，海上風電的裝機容量預計將在2020年達到3,280萬kW。

（5）風電開發商

中國風電最重要的三大開發商是國電（龍源電力）、大唐和華能。這三家企業都是大型的國有發電企業。大多數的投資和項目開發工作是由發電企業承擔的，根據國家法律規定這些發電企業有義務穩定增加可再生能源的比重。

（6）地理分布

2009年底，中國總共有24個省、自治區建立了自己的風電場。超過9個省份的累計裝機容量超過百萬千瓦，其中4個省份超過200萬千瓦。內蒙古自治區最為領先，新增裝機容量達到554.5萬kW，累計裝機容量達到919.6萬kW。

3.國家能源政策

2009年底，中國政府在哥本哈根氣候變化大會上向國際社會做出政治承諾：到2020年，非化石能源將滿足中國15%的能源需求。這對未來清潔能源的發展規模和節奏提出了空前的期望與要求，也是對風電發展的有一次重新定位。風能發展也得到了一系列法律法規的支持，其中最重要的是2005年通過的《可再生能源法》，并在2009年進行了修訂。本報告包含了這部法律最新的修訂以及其他與風能開發相關的具體法律法規。

（1）風電基地

中國政府關于風電發展的承諾中一項重要的組成部分是建設七大“千萬千瓦級風電基地”。這七大風電基地，每個都具有至少千萬千瓦裝機容量的潛力，位于內蒙古東部和西部、新疆哈密、甘肅酒泉、河北、吉林西部和江蘇沿岸及近海地帶。

2008年在國家能源局的領導下，這些風電基地的開發規劃開始啟動，目前進展迅速。根據該規劃，各大基地到2020年將實現總裝機容量1.38億kW，但是前提是要建成配套電網。這些基地大多位于電網傳輸能力較弱的邊遠地區，遠離中國的主要電力負載中心，這成為一個突出的要解決的問題。還有一個問題是大量的具有波動性的風電如何與受調峰能力差的燃煤電廠主導的電網網絡相互協調。

（2）價格支持機制

價格政策是影響開發商投資和市場增長水平的關鍵因素。中國風電的支持機制已經從以資本回報率為基礎的價格和通過風電場開發合同的競爭性招標制度實現的平均價格逐步改革，最終實現了根據 風能資源的差異性進行調整的固定電價制度。

2009年開始，通過將全國劃分為四類風能資源區域，固定電價制度確立了陸上風電的基準價格。區域性固定電價政策的引入無疑是中國風電開發的一項積極步驟，并對更強勁的增長提供了激勵。

4．風電和可持續發展

作為最具經濟競爭力的新能源類型，風電不僅在能源安全和能源供應的多元化方面扮演著重要作用，也在經濟增長、扶貧、大氣污染防治和溫室氣體減排中扮演了重要作用。2009年，中國的風機產品達到了超過1,500萬kW的裝機容量，產值總額為人民幣1,500億元，為國家財政增加稅費總額超過300億元。

這一行業也為直接關系風電的就業領域提供了將近15萬個工作崗位。假設中國的風電行業能夠在2020年實現裝機容量2億kW，風力發電量達到4,400億kW·h，若不考慮能效提升，那么它們將減少

4.4億噸的溫室氣體排放量，并通過減少約1.5億噸煤炭消耗有效控制空氣污染。與此同時，形成每年4, 000多億的工業附加值，提供約50萬人的就業崗位。

與這些效益相比，開發風電的潛在的負面影響，如鳥群撞擊的風險較小。如果我們不利用清潔可再生的能源，而繼續依賴化石能源，資源最終將會耗盡，而利用化石能源帶來的污染和氣候變化將會對人類環境帶來致命的損害。

5.中國風電發展的相關問題

盡管中國風電發展取得了有目共睹的成就，本報告還是提出了一系列有關其運行和監管的問題與風險。

（1）清潔發展機制

清潔發展機制（CDM）是根據《京都議定書》規定設計的一項方法，旨在促進相對貧窮的發展中國家中的清潔能源項目得到富裕國家的資金支持。中國企業已經充分利用了這一機制。

中國共有869個項目已經得到了聯合國的批準，占已注冊CDM項目總數的38.71%，來自CDM項目的收入在投資者開發風電場的回報中占據重要份額。但是，由于對中國項目對“額外性”規則——即任何CDM項目必須是相對本來可能發生的情形來說具有“額外性”——的解讀方式受到質疑，風電CDM項目目前限于困境。為了中國風電行業的健康發展，這一問題亟待解決。另外，CDM是否會在目前的《京都議定書》減排期到2012年到期后以同樣方式延續也存在不確定性。

（2）電網接入

作為一個間歇性、多變化的電源，大型的風電開發勢必會面臨如何順利接入電網的挑戰。中國的風電場主要位于遠離負載中心的地區，并且當地的電網設施相對較差，因此當前的電網設計對于風電的發展構成了限制。這一點已經成為中國今后風電發展面臨的最大問題。

關于電網接入，四項問題是未來需要解決的。首先是電網設施自身的落后。專門建設長途電力傳輸線 路以滿足大規模的風電和光電發展，如今已經成為中國能源基礎設施中不可或缺的關鍵組成部分。

第二個問題是電網企業不愿意接納風電上網。中國的《可再生能源法》明文規定要求電網企業收購與日俱增的可再生能源發電量，目標是要在2020年達到可再生能源發電量比重占總發電量的8%。然而這一規定并不具有可操作性。電網企業不接納接受可再生能源發電并沒有得到應有懲罰，對于風電企業受到的損失也沒有補償，因此電網企業既并沒有壓力、也沒有動力積極接納包括風電在內的可再生能源電力上網。

第三項問題是風電與電網技術要求之間的兼容性。中國需要效仿其他擁有大量可再生能源的國家的做法，實施可再生能源發電接入電網的技術標準和規定。風電輸出預測，增加天然氣發電、抽水蓄能電站、建立必要的儲能設施和發展電動汽車等都應當考慮為有效利用風電的措施。

另外，風電的定價政策并不能公正地反映其目前所面臨的電網接入的困難，常常導致實際接入電網的電量達不到事先約定的數量。現有的風電價格確定機制和電力調度的規則也無法充分反映發電企業在電網安全運行過程中發揮的作用，如調峰和備用電源的使用。風電開發也受到了國家增值稅制度的最新修改和來自CDM收入減少的不利影響。

因此，政府應當充分運用價格杠桿的作用，調動市場主體的積極性。應當運用不同的電價以引導和鼓勵企業在新增裝機容量時配備靈活的調節性裝機容量，增加電網企業的調度靈活性。同時，還應運用峰谷電價引導電力消費者使用電力，鼓勵非高峰時段用電，減少電網企業削峰的壓力。

6．風電開發政策的改革建議

整體上來說，中國鼓勵風電發展的政策是成功的，不過，本報告對于進一步改革風電開發政策仍提出了一些具體的改革建議，包括：

（1）提出明確的全國性開發目標，讓地方政府、電力企業、發電企業和制造企業都能夠作為行動目標。2015年和2020年的裝機容量（包括海上風電）不應少于1.1億kW和2億kW；當然，1.3億kW和

2.3億kW更好。

（2）制定協調各方利益的經濟激勵政策，保護的地方經濟利益，例如在電價中增加3~5分錢用于地方經濟發展基金。西部地區應當享受更多的優惠政策。

（3）提出有效激勵和制約電網的經濟政策，出臺風電上網標準及保障性收購的具體實施規范。

（4）出臺“可再生能源基金”管理辦法。

（5）完善《可再生能源中長期發展規劃》中關于大型發電集團非水電可再生能源發電裝機比例要求的配套激勵、懲罰措施，以確保實現2020年達到8%的目標。

7．未來發展的展望

2008年，來自中國工程院和國家發展改革委能源研究所的專家們作出預測，在低增長、中度增長和高增長的三種情景中，中國的風電裝機容量將在2020年分別達到1億kW，1.5億kW和2億kW的規模。與此同時，風電在總能源消費中的比重將分別達到1.6%，2.5%和3.3%。如果風電在總能源消費中的比重要達到5%，那么其裝機容量就需要達到3億kW。

本報告的作者則提出了更為雄心勃勃的判斷。

根據“保守方案”的預測，風電將在2020年達到1.5億kW，2030年達到2.5億kW，到2050年達到4.5億kW。而根據“樂觀方案”預測，電網接入瓶頸等問題得到初步解決，這組數字將分別增加到2020年的2億kW、2030年的3億kW和2050年的5億kW。

最后，“積極方案”的情景分析假定在巨大的溫室氣體減排壓力下，政府將會引入強有力的政策激勵支持風電發展，到2050年，技術可開發的資源將會基本得到開發。這一版本的情景分析表明，風電發展將在2020年達到2.3億kW、2030年達到3.8億kW、到2050年達到6.8億kW。按照這一預測，風電在2020年總能源消費中的比重將分別達到2.2%，2.9%和3.3%；2020年的二氧化碳減排量分別達

2.6億、3.7億和4.1億噸。

這些預測更加接近全球風能理事會所做展望中的“超前情景”分析。該情景分析預計中國的風電裝機容量將會在2015年達到1.3億kW，2020年達到2.5億kW，2030年超過5億kW。風電將在2020年占全國總電力供應的10%，到2030年達到16.7%。當然前提是中國能源消費總量將會因為大幅能效提升措施而減少。