风力发电知识

风力发电知识－原理介绍

风力发电的原理，是利用风力带动风车叶片旋转，再透过增速机将旋转的速度提升，来促使发电机发电。把风能转变为电能是风能利用中最基本的一种方式。风力发电机一般有风轮、发电机（包括装置）、调向器（尾翼）、塔架、限速安全机构和储能装置等构件组成

把风能转变为电能是风能利用中最基本的一种方式。风力发电机一般有风轮、发电机（包括装置）、调向器（尾翼）、塔架、限速安全机构和储能装置等构件组成。风力发电机的工作原理比较简单，风轮在风力的作用下旋转，它把风的动能转变为风轮轴的机械能。发电机在风轮轴的带动下旋转发电。

风轮是集风装置，它的作用是把流动空气具有的动能转变为风轮旋转的机械能。一般风力发电机的风轮由2个或3个叶片构成。在风力发电机中，已采用的发电机有3种，即直流发电机、同步交流发电机和异步交流发电机。

风力发电机中调向器的功能是使风力发电机的风轮随时都迎着风向，从而能最大限度地获取风能。一般风力发电机几乎全部是利用尾翼来控制风轮的迎风方向的。尾翼的材料通常采用镀锌薄钢板。

限速安全机构是用来保证风力发电机运行安全的。限速安全机构的设置可以使风力发电机风轮的转速在一定的风速范围内保持基本不变。

塔架是风力发电机的支撑机构，稍大的风力发电机塔架一般采用由角钢或圆钢组成的桁架结构。风力机的输出功率与风速的大小有关。由于自然界的风速是极不稳定的，风力发电机的输出功率也极不稳定。风力发电机发出的电能一般是不能直接用在电器上的，先要储存起来。目前风力发电机用的蓄电池多为铅酸蓄电池。

风力发电的原理，是利用风力带动风车叶片旋转，再透过增速机将旋转的速度提升，来促使发电机发电。依据目前的风车技术，大约是每秒三公尺的微风速度（微风的程度），便可以开始发电。风力发电没有燃料问题，也不会产生辐射或空气污染。

风力发电在芬兰、丹麦等国家很流行；我国也在西部地区大力提倡。小型风力发电系统效率很高，但它不是只由一个发电机头组成的，而是一个有一定科技含量的小系统：风力发电机＋充电器＋数字逆变器。风力发电机由机头、转体、尾翼、叶片组成。每一部分都很重要，各部分功能为：叶片用来接受风力并通过机头转为电能；尾翼使叶片始终对着来风的方向从而获得最大的风能；转体能使机头灵活地转动以实现尾翼调整方向的功能；机头的转子是永磁体，定子绕组切割磁力线产生电能。

风力发电机因风量不稳定，故其输出的是13～25V变化的交流电，须经充电器整流，再对蓄电瓶充电，使风力发电机产生的电能变成化学能。然后用有保护电路的逆变电源，把电瓶里的化学能转变成交流220V市电，才能保证稳定使用。

通常人们认为，风力发电的功率完全由风力发电机的功率决定，总想选购大一点的风力发电机，而这是不正确的。目前的风力发电机只是给电瓶充电，而由电瓶把电能贮存起来，人们最终使用电功率的大小与电瓶大小有更密切的关系。功率的大小更主要取决于风量的大小，而不仅是机头功率的大小。在内地，小的风力发电机会比大的更合适。因为它更容易被小风量带动而发电，持续不断的小风，会比一时狂风更能供给较大的能量。当无风时人们还可以正常使用风力带来的电能，也就是说一台200W风力发电机也可以通

过大电瓶与逆变器的配合使用，获得500W甚至1000W乃至更大的功率出。

使用风力发电机，就是源源不断地把风能变成我们家庭使用的标准市电，其节约的程度是明显的，一个家庭一年的用电只需20元电瓶液的代价。而现在的风力发电机比几年前的性能有很大改进，以前只是在少数边远地区使用，风力发电机接一个15W的灯泡直接用电，一明一暗并会经常损坏灯泡。而现在由于技术进步，采用先进的充电器、逆变器，风力发电成为有一定科技含量的小系统，并能在一定条件下代替正常的市电。山区可以借此系统做一个常年不花钱的路灯；高速公路可用它做夜晚的路标灯；山区的孩子可以在日光灯下晚自习；城市小高层楼顶也可用风力电机，这不但节约而且是真正绿色电源。家庭用风力发电机，不但可以防止停电，而且还能增加生活情趣。在旅游景区、边防、学校、部队乃至落后的山区，风力发电机正在成为人们的采购热点。无线电爱好者可用自己的技术在风力发电方面为山区人民服务，使人们看电视及照明用电与城市同步，也能使自己劳动致富。

简单来说：风力发电原理是把风的动能转换为风轮轴的机械能转换为电能到化学能最后到电能！

发电机还是有三种：直流发电机，同步/异步交流发电机！

能源行业风力发电势头渐劲,正吸引着电力公用事业、石油生产商和设备制造商等主要的国际投资者.

商业风力发电兴起始于20世纪90年代的欧洲.切尔诺贝利灾难发生后人们反对发展核电,海湾战争爆发后人们对石油供应感到担心,人们认为北欧更适合发展风力发电. 现在业内分析家认为,常规能源成本骤增以及***和技术因素对加快风力发电将产生有利影响.高油价促使人们关注风力发电.尽管利用石油发电数量很少,但是高油价对天然气和煤等被广泛用来发电的其它燃料价格有间接的影响.风力发电的发展也得益于各国对降低温室气体排放和减少其它形式的空气污染的承诺,其中包括《京都议定书》以及欧盟制订的开发可再生能源的目标. 业内人士认为,利用风力发电的国家越来越多,这个行业正处在“重大转变时刻”.随着市场的扩大,传统的发电设备厂商,比如日本的三菱重工、德国的西门子和美国的通用电气,已经开始生产大型的风力发电涡轮机.通用电气公司认为,风力发电仍将是全球能源工业增长最快的部门.壳牌公司预期2050年可再生能源将满足1/4或1/3的世界能源需求,其中存在巨大的商机,风力发电是主要投资领域.

目前世界风力发电功率约为5万兆瓦,其中欧洲为3.4万兆瓦.欧洲在风力发电领域占主导地位,中国和印度等亚洲国家风力发电出现积极增长,美国可能成为风力发电的最大市场.

风力发电知识-发电机知识

风电的优越性可归纳为下面五点:风力发电是一种干净的自然能源,没有常规能源(如煤电,油电)与核电会造成环境污染的问题. 风电技术日趋成熟,产品质量可靠,可用率已达95%以上,已是一种安全可靠的能源,风力发电的经济性日益提高,发电成本已接近煤电,低于油电与核电,若计及煤电的环境保护与交通运输的间接投资,则风电经济性将优于煤电. 风力发电场建设工期短,单台机组安装仅需几周,从土建、安装到投产,只需半年至一年时间,是煤电、核电无可比拟的. 投资规模灵活,有多少钱装多少机.

目前商用大型风力发电机组一般为水平轴风力发电机,它由风轮、增速齿轮箱、发电机、偏航装置、控制系统、塔架等部件所组成.风轮的作用是将风能转换为机械能,它由气动性能优异的叶片(目前商业机组一般为2—3个叶片)装在轮毂上所组成,低速转动的风轮通过传动系统由增速齿轮箱增速,将动力传递给发

电机.上述这些部件都安装在机舱平面上,整个机舱由高大的搭架举起,由于风向经常变化,为了有效地利用风能,必须要有迎风装置,它根据风向传感器测得的风向信号,由控制器控制偏航电机,驱动与塔架上大齿轮咬合的小齿轮转动,使机舱始终对风.风能是一种无污染的可再生能源,它取之不尽,用之不竭,随着生态环境的要求和能源的需要,新能源的开发日益受到重视,由于风力发电经济性日益改善,因此国家对风力发电已制定了发展计划,提出2000年风电装机40MW以上的奋斗目标,为二十一世纪大规模开发风电打下良好的基础.

风车是人们最早用以转换能量的装置之一,波斯人和中国人在数千年前即己懂得使用风车,直到十二世纪时,欧洲才普遍利用风车研磨面粉和泵水.荷兰低地使用风车泵抽排水,其风车的功率可达50HP.美国则使用较小型的风车灌溉田地和驱动发电机发电. 1920年代,人门开始研究利用风车作大规模发电.1931年,在苏联的Crimean Balaclava地方建造一座100KW容量的风力发电机,此乃最早商业化的风力发电机.

风车的种类很多,如依其形状及旋转轴的方向分,可归纳出两种最主要的型式:

水平轴式转子垂直轴式转子水平轴式转子(horizontal-axis rotor)此型转动轴与风向平行.若依轮页受力可分成升力(lift )或阻力(drag)型;若依页数则单页﹑双页﹑三页或多页型;若依风向,则有逆风(upwind)和顺风(downwind)型,逆风型转子即页片正对著风向.大部分水平轴式风力轮页会随风向变化而调整位置.

垂直轴式转子(vertical-axis rotor) 此型转轴与风向成垂直.此型的优点为设计较简单,因为其不必随风向改变而转动调整方向.但此系统无法抽取大量风能?K需要大量材料是其缺点.此型有桶形(Savonius)转子和打蛋形(Darrieus)转子等.桶形转子是采用S型轮页,且大多为阻力型.轮页的旋转是依赖作用于顺风和逆风页片部分的阻力差.

国际上利用风力发电是本世纪发展壮大起来的,随着风电技术不断进步,容量逐步增大,单机容量已达几百千瓦,并有兆瓦级风力发电机问世,近十几年来风力发电机产品质量有了显著提高,作为一种新的,安全可靠的,干净的能源而受到国际上风资源丰富国家的关注与大规模开发.目前,世界上风电总装电容量约为7000MW,美国最多,约有1700MW.

中国是风资源丰富的国家,特别是新疆、内蒙古与沿海地区.我国风力发电在八十年代开始发展,初期大多是独立运行户用百瓦级风电机组,安装在边远,孤立无电地区供农牧民使用.近年来,大型并网风力发电机组引入我国,多台风电机组安装在风资源丰富地区组成风电场,接入地区电网供电

欧洲风电带给中国的思考

欧盟是当今世界最主要的经济共同体之一。

为了保障能源安全，实现能源来源多元化，并应对气候变化，欧盟积极发展可再生能源。而有效地推进风力发电，使其占据了优先且主导的地位。

早在上世纪90年代初，欧盟就提出了大力发展风电的目标。当时，该目标在2010年风电装机容量达到4000万千瓦，并要求其成员国依据此制定相应的风电发展计划。而欧盟在今年初又进一步修订了风电发展计划和目标，要求到2010年风电装机容量达到8000万千瓦。

2005年欧盟风电装机容量达到了4000多万千瓦，提前5年实现了发展目标。数据统计，2006年在欧盟新增发电装机容量中，风电的增长量超过核电、水电和煤电等，仅次于天然气发电，占全部新增发电装机容量的30％。

在风电的起步阶段，选择一些重点地区，率先导入风电项目，这对于架构未来整个区域的风电发展的战略布局至关重要。

当时，在欧盟成员国中，由于拥有能源资源的状况不同，对化石能源的依赖程度有差异，加之所分布的地理和环境不一样，采用什么能源模式发展将直接影响GDP增长快慢。

丹麦、德国和西班牙堪称“三剑客”，在风电上率先垂范。他们从本国实际情况出发，有效导入风能产业，并在项目运行中形成了一套符合市场规律的商业开发模式。

据统计，截止到目前，丹麦风电装机容量和发电量占该国总发电装机容量和发电量的比例分别为25％和20％，而德国分别为17％和7％，西班牙为15％和6％。

而在“三剑客”的带领下，到去年底，欧盟已有7个国家风电装机容量超过了100万千瓦，在世界风电装机容量前10名的国家中，欧盟成员国占了7个。

在风电产业发展中，注重提升风电技术，最快速地降低成本，这是欧盟后来成为全球风电领跑者的一个重要因素。

自上世纪90年代兆瓦级风机出现以来，1．5兆瓦级以上的风机基本上垄断了欧洲风电的市场。据悉，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，把相对稳定机型和频谱、避免机型出现混乱、增加零部件的通用性和互换性、提高可靠性和稳定性、降低发电成本作为重要目标。

根据欧洲风能协会的测算，陆上风电的投资成本在800－1150欧元／千瓦，发电成本在4－6欧分／千瓦时之间，海上风电的投资成本在1250欧元－1800欧元／千瓦，发电成本在7．1－9．6欧分／千瓦时之间，依据资源条件不同而有所变化。

世界风能理事会估计到2020年，欧盟在陆上风机的总体造价还可以下降20％－25％，海上风电的造价可以降低40％以上，发电成本可以同幅下降。

在风电产业发展中，打造多个拥有尖端技术的企业巨头，不仅大大提升本区域的风电整体水平，更可以构建未来全球风电市场。

历经十几年的拓展，欧洲本土不仅产生了维斯塔斯、歌美飒、西门子、安纳康等一批世界一流风电制造企业，还吸引了美国的GE、印度的苏司兰等世界大型风机制造商在欧洲安家。

在全球风电制造业中，欧洲企业已占据主导地位。据统计，去年，在全球已安装的风机中，欧洲企业生产的产品份额占85％，而在去年当年新增份额中仍占到75％。

目前，风电产业的发展同时带动了欧洲本土的系统设计、零部件加工、风电施工、冶金建材、保险、

金融等相关产业的发展。而作为当今风机双馈齿轮驱动、无齿轮直驱和混合驱动这三大技术的策源地，输出世界各地这些技术已成为欧洲风电产业发展的重要方面。

在风电产业发展中，采取统一政策，颁布相关法规，是欧盟成功地扮演全球风电领跑者的重要因素。据悉，欧盟各国政府相继通过强制上网、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措施和办法支持风电产业的发展。

中国的风能资源

我国幅员辽阔，海岸线长，风能资源比较丰富。据国家气象局估算，全国风能密度为100W／m2，风能资源总储量约1.6X105MW,特别是东南沿海及附近岛屿、内蒙古和甘肃走廊、东北、西北、华北和青藏高原等部分地区，每年风速在3m／s以上的时间近4000h左右，一些地区年平均风速可达6～7m／s 以上，具有很大的开发利用价值。有关专家根据全国有效风能密度、有效风力出现时间百分率，以及大于等于3m／s和6m／s风速的全年累积小时数，将我国风能资源划分为如下几个区域。

1、东南沿海及其岛屿，为我国最大风能资源区。这一地区，有效风能密度大于、等于200W／m2的等值线平行于海岸线，沿海岛屿的风能密度在300W／m2以上，有效风力出现时间百分率达80～90％，大于、等于8 m／s的风速全年出现时间约7000～8000h，大于、等于 6 m／s的风速也有4000 h 左右。但从这一地区向内陆，则丘陵连绵，冬半年强大冷空气南下，很难长驱直下，夏半年台风在离海岸50km时风速便减少到68％。所以，东南沿海仅在由海岸向内陆几十公里的地方有较大的风能，再向内陆则风能锐减。在不到100km的地带，风能密度降至50W／m2以下，反为全国风能最小区。但在福建的台山、平潭和浙江的南麂、大陈、嵊泗等沿海岛屿上，风能却都很大。其中台山风能密度为534.4W／m2，有效风力出现时间百分率为90％，大于、等于3 m／s的风速全年累积出现7905h。换言之，平均每天大于、等于3 m／s的风速有21.3h，是我国平地上有记录的风能资源最大的地方之一。

2、内蒙古和甘肃北部，为我国次大风能资源区。这一地区，终年在西风带控制之下，而且又是冷空气入侵首当其冲的地方，风能密度为200～300W／m2，有效风力出现时间百分率为70％左右，大于、等于3 m／s的风速全年有5000h以上，大于、等于6m／s的风速在2O00h以上，从北向南逐渐减少，但不象东南沿海梯度那么大。风能资源最大的虎勒盖地区，大于、等于3 m／S和大于、等于6m／s的风速的累积时数，分别可达7659h和4095h。这一地区的风能密度，虽较东南沿海为小，但其分布范围较广，是我国连成一片的最大风能资源区。

3、黑龙江和吉林东部以及辽东半岛沿海，风能也较大。风能密度在200W／m2以上，大于、等于3m／s和6m／s的风速全年累积时数分别为5000～7O00h和3000h。

4、青藏高原、三北地区的北部和沿海，为风能较大区。这个地区（除去上述范围），风能密度在150～200W／m2之间，大于、等于3 m／s的风速全年累积为 4000～5000h，大于、等于6m／s风速全年累积为3000h以上。青藏高原大于、等于3 m／s的风速全年累积可达6500h，但由于青藏高原海拔高，空气密度较小，所以风能密度相对较小，在 4000m的高度，空气密度大致为地面的67％。也就是说，同样是8m／s的风速，在平地为313．6W／m2，而在4000m的高度却只有209.3W／m2。所以，如果仅按大于、等于3 m／s 和大于、等于6m／s的风违的出现小时数计算，青藏高原应属于最大区，而实际上这里的风能却远较东南沿海岛屿为小。从三北北部到沿海，几乎连成一片，包围着我国大陆。大陆上的风能可利用区，也基本上同这一地区的界限相一致。

5、云贵川，甘肃、陕西南部，河南、湖南西部，福建、广东、广西的山区，以及塔里木盆地，为我国最小风能区。有效风能密度在50W/m2以下，可利用的风力仅有20％左右，大于、等于3m／s的风速全年累积时数在2000h以下，大于、等于6 m／s的风速在15Oh以下。在这一地区中，尤以四川盆地和西双版纳地区风能最小，这里全年静风频率在60％以上，如绵阳为67％，巴中为60％，阿坝为67％，恩施为75％，德格为63％，耿马孟定为72％，景洪为79％。大于、等于3m／s的风速全年累积仅300h，大于、等于6m／s的风速仅20h。所以，这一地区除高山顶和峡谷等特殊地形外，风能潜力很低，无利用价值。

6、在4和5地区以外的广大地区，为风能季节利用区。有的在冬、春季可以利用，有的在夏、秋季可以利用。这一地区，风能密度在50～100W／m2之间，可利用风力为30～40％，大于、等于3m／s的风速全年累积在2000～4000h，大于、等于6m／s的风速在1000h左右。下面介绍一下国家气象局的有关专家关于我国风能区划的划分意见。采用三级区划指标体系。第一级区划指标：主要考虑有效风能密度的大小和全年有效累积小时数。将年平均有效风能密度大于200W／m2、3～20m八风速的年累积小时数大于500Oh的划为风能丰富区，用“ Ⅰ”表示；将150～200W／m2、3～20m／s风速的年累积小时数在3000～5000h的划为风能较丰富区，用“Ⅱ”表示；将50～150W／m2、3～20m／s风速的年累积小时数在2000～3000h的划为风能可利用区，用“Ⅲ”表示；将50W／m2以下、3～20m／s风速的年累积小时数在2000h 以下的划为风能贫乏区，用“ Ⅳ”表示。在代表这四个区的罗马数字后面的英文字母，表示各个地理区域。

第二级区划指标：主要考虑一年四季中各季风能密度和有效风力出现小时数的分配情况。利用1961～1970年间每日4次定时观测的风速资料，先将483个站风速大于、等于 3m／s的有效风速小时数点成年变化曲线。然后，将变化趋势一致的归在一起，作为一个区。再将各季有效风速累积小时数相加，按大小次序排列。这里，春季指3～5月，夏季指6～8月，秋季指9～11月，冬季指12、1、2月。分别以1、2、3、4表示春、夏、秋、冬四季。如果春季有效风速（包括有效风能）出现小时数最多，冬季次多，则用“14”表示；如果秋季最多，夏季次多，则用“32”表示；其余依此类推。

第三级区划指标：风力机最大设计风速一般取当地最大风速。在此风速下，要求风力机能抵抗垂直于风的平面上所受到的压强。使风机保持稳定、安全，不致产生倾斜或被破坏。由于风力机寿命一般为20～30年，为了安全，我们取30年一遇的最大风速值作为最大设计风速。根据我国建筑结构规范的规定，“以一般空旷平坦地面、离地10m高、 3 0年一遇、自记10min平均最大风速”作为进行计算的标准。计算了全国700多个气象台、站30年一遇的最大风速。按照风速，将全国划分为4级：风速在35～40m／s 以上（瞬时风速为50～60m／s），为特强最大设计风速，称特强压型；风速30～35m／s（瞬时风速为40～50m／s），为强设计风速，称强压型；风速25～30m／s（瞬时风速为30～40m／s），为中等最大设计风速，称中压型；风速25m／s以下，为弱最大设计风速，称弱压型。4个等级分别以字母a、b、c、d表示。根据上述原则，可将全国风能资源划分为4个大区、30 个小区。

各区的地理位置如下：

Ⅰ区：风能富丰区ⅠA34a—东南沿海及台湾岛屿和南海群岛秋冬特强压型。ⅠA21b—海南岛南部夏春强压型。ⅠA14b—山东、辽东沿海春冬强压型。ⅠB12b—内蒙古北部西端和锡盟春夏强压型。ⅠB14b—内蒙古阴山到大兴安岭以北春冬强压型。ⅠC13b-c—松花江下游春秋强中压型。

Ⅱ区：风能较丰富区ⅡD34b—东南沿海（离海岸20～50km）秋冬强压型。ⅡD14a—海南岛东部春冬特强压型。ⅡD14b—渤海沿海春冬强压型。ⅡD34a—台湾东部秋冬特强压型。ⅡE13b—东北平

原春秋强压型。ⅡE14b—内蒙古南部春冬强压型。ⅡE12b—河西走廊及其邻近春夏强压型。ⅡE21b—新疆北部夏春强压型。ⅡF12b—青藏高原春夏强压型。

Ⅲ区：风能可利用区ⅢG43b—福建沿海（离海岸50～100km）和广东沿海冬秋强压型。ⅢG14a—广西沿海及雷州半岛春冬特强压型。ⅢH13b——大小兴安岭山地春秋强压型。ⅢI12C—辽河流域和苏北春夏中压型。ⅢI14c—黄河、长江中下游春冬中压型。ⅢI31c—湖南、湖北和江西秋春中压型。ⅢI12c—西北五省的一部分以及青藏的东部和南部春夏中压型。ⅢI14c—川西南和云贵的北部春冬中压型。

Ⅳ：风能欠缺区ⅣJ12d—四川、甘南、陕西、鄂西、湘西和贵北春夏弱压型。ⅣJl4d—南岭山地以北冬春弱压型。ⅣJ43d—南岭山地以南冬秋弱压型。ⅣJ14d—云贵南部春冬弱压型。ⅣK14d—雅鲁藏布江河谷春冬弱压型。ⅣK12c—昌都地区春夏中压型。ⅣL12c—塔里木盆地西部春夏中压型。

丹麦风电政策解析

风电行业概况

就开技术的先进性和占有全球销售份额来说，丹麦风电设备制造商是目前世界上最成功的。到2003年底，丹麦的总风电装机容量是3114MW（见表3），风电发电量占总发电量的20%（BTM，2004）。稳定增长的年装机容量为丹麦的风机制造商提供了一个稳定的市场环境，丹麦已安装风机的99%都来自本国。

现代化的丹麦风电产业是立足于丹麦本国市场情况而建立的，这样可以随时提供必要的产品检测，从而对风电技术和生产工艺进行梳理（Krohn， 1998）。丹麦拥有世界上最大的风机制造商Vestas 风能系统A/S公司，该公司在2003年底与丹麦第二大风机制造商NEG Micon合并。在2003年合并之前，Vestas 拥有21.7%的全球市场占有率，其中98.6%是销售到国外市场（从丹麦出口，或者Vestas公司的海外子公司和合资企业生产）。Vestas公司只开发、生产、销售和维护风电设备，不参与风电项目的开发和融资，也不拥有风电项目的所有权。 Bonus公司是丹麦历史悠久的风机制造商。Bonus公司始创于1979，2003年其全球市场占有率为6.6%，在丹麦的市场占有率超过了80% （BTM，2004）。

丹麦的风机制造商依靠国内市场来开发自己的技术，并着眼于本国公司在全球市场上的位置。由于目前风电发电量已经占丹麦发电总量的20%，且陆上风电场址也所剩无几了，所以丹麦风电行业就加大了其出口份额。作为全球最早的风电产业主导者，丹麦的风机技术领先，在技术研发方面有很大的优势，丹麦的公司在近期都将保持其竞争优势。随着其他国家的风机公司的发展壮大，丹麦公司在此领域的优势开始逐渐缩小，丹麦的公司要保持他们的现有的市场占有率并非易事。

在丹麦，早期的、目标明确的研发活动与严格的认证标准相结合是发展大型风机制造行业首要的驱动力。而政府担保贷款和出口援助项目是第二驱动力。

丹麦政府在风机技术开发的最初阶段资助了重要的研发活动，其目的是为了降低大型风力发电系统的成本，以使风电可以与传统电力相竞争。早期的研发活动重视风机技术领域，同时也包括风场场址的调查、并网问题的研究和风力资源评价（Sawin, 2001）。早在1990年，风机制造商就扩展了他们的技术研发领域，政府资助也转向支持风资源数据的收集和开展公共教育。目前的政府资助的研究领域包括并网问题研究、海上风力资源测试和评价和，虽然政府的研发资助水平近年来有所下降，但是目前丹麦的风电技术已经成熟了（Sawin, 2001）。丹麦制造商也从欧盟的研发项目中得到了资助。

早期的丹麦研发项目在某种程度上是针对于，让那些具有农业或者海运技术生产背景的公司开发一些小型风机。相反的是，德国和美国的早期的研发项目则注重资助航空工业开发数量较少的大型风机（Sawin, 2001; Kamp, 2002）。到目前，丹麦采用的多样的研发方法从丹麦风机制造商在全球所起的支配地位上就能反映出来。虽然，从1974到2003年，丹麦的研发投入是同一时期美国投入量的七分之一，但是丹麦取得了非常成功的结果（图1）。

丹麦是世界上第一个倡导使用风机技术的质量认证和采用标准化系统的国家，并且至今仍这个领域处于领导地位。在丹麦，只有通过严格的安全和质量检测的风机才能安装使用。从1979 年开始，国家Riso实验室负责批准和认证风机的设计，以保证产品的可靠性和达到风机安全运行标准（Sawin，2001）。丹麦风机批准和认证系统是在风机制造商、设备拥有者和权威机构的要求下建立起来的，因为他们希望需要采用具有一致性的一系列规则以确保在丹麦安装使用的风机的质量。风机设备的认证基于产品类型认证和质量认证体系，此系统涵盖了风机的生产和安装以及基本动力曲线检测和噪声检测。风电并网指南也从1998年开始生效。目前，丹麦的认证规则已有所更新，并被纳入到“丹麦风机类型认可和认证的技术标准”中，所有的风机制造商都通过了ISO9000 质量认证体系（Lemming 和Anderson）。丹麦能源机构负责项目管理，而国家Riso实验室则充当着秘书处和信息中心的角色。

在丹麦，风机只有通过了本国严格的安全检测才能安装使用，这就使国外的风机制造商很难进入丹麦市场。现在，丹麦风机制造商（至少就目前来说）在国内市场上竞争激烈，并将外来的竞争者从根本上排挤出了丹麦的市场。这样，丹麦的风机就占据了100%的丹麦市场。目前，在丹麦安装的风机必须通过严格的安全标准，这有效地扩大了丹麦产风机的市场份额。但是在不久的将来，随着市场的整合和根据丹麦标准认证体系建立的国际认证体系的实施，这样的态势会有所减弱。

丹麦政府实施的另外一个支持当地风机制造公司的项目是“丹麦风机担保项目”，这个项目为使用丹麦风机的项目提供了长期的融资和担保贷款，这就显著地降低了选择使用丹麦风机的风电场的风险。

为了进一步扩展丹麦风机在国外市场的使用，丹麦国际发展机构（DANIDA）向大量进口丹麦风机的国家提供赠款和项目开发贷款。丹麦政府向印度、埃及、中国和索马里等国家提供这种带附件条件的技术援助项目。

间接政策

丹麦当地的风机制造工业是在世界上最早、最成功和稳定的购电法政策体系的基础上建立和壮大的。从表2可以看出这个政策营立的风电市场的规模和稳定性，其稳定性持续了十年以上。其他的政策，包括支持风力公司的税收激励政策也发挥了重要作用。

丹麦环境部早在1979 年就要求风电强制上网，要求电力公司支付部分的并网成本，具体的情况可通过谈判确定。。从1992年开始，就要求电力公司以85%的净的电力公司的电力价格购买风电，这其中不包括生产和配电成本的税收。这个价格根据各个地区的平均电价的不同而不同。对风电生产的补贴始于1981年，后来进行了修改，将其并入二氧化碳税补贴中。

从1979 年开始，政府为安装使用丹麦认证的风机提供资金，以补贴他们的安装成本，一开始政府给予30％的补贴，，后来减少了补贴比例，直到最终淘汰了这样的补贴。九十年代初期，丹麦实施了风机扩容计划，即以新型和大容量的风机替代小型风机或者运行状况差的风机，并为这样的替代提供20-40%的补贴（这样一来丹麦的风机总数下降了而总的装机容量却提高了）。从80年代初期到90年代中期，风机发

电所得的收入都不征税。多年来，丹麦国家的能源规划一直涵盖风电领域，包括规划的未来风电厂的场址。丹麦国家政府一直对地方政府施加压力，要求地方政府将优先考虑发展风能。

在过去的20 年里，丹麦一直为风力发电提供补贴，并且要求电力公司提供一个固定的上网电价。然而，经过一些事情，政策的具体内容发生了一些变化，稳定性不再是游戏规则了。现在，海上风电项目是通过政府招标方式来实施，陆上风力发电项目则由一系列的风电激励政策来支持。（IEA，2004：2）

结论和展望

丹麦的风电产业最初是在稳定的政策环境下，通过政府有效分配的研发资金、较早建立的质量标准、对外援助项目和补贴等各种激励因素相结合而建立起来，这样的环境为风电提供了一个稳定而又具有吸引力的风电价格。政府通过开展风电资源评价的方式支持国内风电场的开发，同时政府的贷款担保也创建了一个稳定的投资环境。国内需求的建立为风机供应商创造了市场，使他们能够在实践的过程中积累了宝贵的经验。

丹麦风机制造商目前正处在一个独特位置，因为丹麦国内市场已趋于饱和，所以他们不得不寻找国外市场销售丹麦产风机。而其他国家也总是试图倡导风电设备本地化，这就有可能使丹麦制造商处于不利地位。丹麦公司的一个策略是将风机的生产向海外转移，以使他们的产品能够符合当地的要求。Vestas公司已经在德国、意大利、印度和苏格兰（也包括丹麦）生产风机，并且还在寻找在其他国家的生产机会，其中包括中国。由于海上风电在丹麦仍有着巨大的发展潜力，丹麦公司的另一个策略就是致力于海上风电资源的开发和利用。

风电特许权——引导风电规模化发展的新机制

1．风电特许权政策产生的背景

据专家预测，我国2020年要实现国民经济翻两翻的目标，能源供应至少要翻一翻，到那时全国电力装机将近10亿千瓦，如果按2002年的电源结构和供电煤耗（383克标煤/千瓦时）估算，我国仅用于发电的煤耗将近14亿吨标煤，能源供应需求量将超过30亿吨标准煤。要满足如此巨大的能源需求量，石油一半以上靠进口，煤炭也接近开采极限，因此从保障能源供应出发，需要调整能源结构,大规模开发可再生能源资源。

在可再生能源中风力发电是世界上公认的最接近商业化的可再生能源技术之一。风力发电不消耗矿产资源，发电过程对环境没有破坏影响，在强调可持续发展、保护环境的今天，风电已经成为人们普遍欢迎的清洁能源。在我国发展风电的必要性体现在以下几方面：一是，满足能源供应;二是，促进地区经济特别是西部地区的发展；三是，改善我国以煤为主的能源结构；四是，促进风机设备制造业的自主开发能力和参与国际市场的竞争能力；五是，减少温室气体排放，解决我国能源供应不足；六是，在解决老少边地区用电、脱贫致富方面发挥重大作用。据专家预测，我国风电可能在2020年之后超过核电成为第三大主力发电电源，2050年可能超过水电，成为第二大主力发电电源。因此，风力发电未来可能成为我国的主要战略能源之一。

我国可开发利用的风能资源量较大，但是由于风力发电固有的间歇性和波动性，以及风电项目造价高，技术不成熟，使其在目前电力市场中的经济性差，进入规模化发展困难重重。面对风力发电的发展障碍，政府政策支持将是风电发展的根本保障。回顾我国可再生能源激励政策，以“还本付息、合理利润、

全额收购”为原则的鼓励政策，曾经在很长一段时间内对风电发展起着积极的促进作用。但是由于这种定价原则是以个别项目成本为基础，成本高了，电价也可随之升高，企业没有降低成本的压力。随着电力体制改革和电价政策改革，对常规电力项目实行以先进水平平均成本为基础的定价原则，并在部分地区实行竞价上网。这种大环境的变化，使风电的“还本付息”鼓励政策与电力市场改革产生了明显的不适应性。另外，我国现行风电政策未能有效促进风电设备的本地化制造，在已建成的风电项目中，国产机组十分有限，这将严重影响我国风电产业的培育和降低风电成本。还有，政府虽然制定了全国风电发展目标，但是由于在解决风电上网难、上网电价审批难以及额外费用分摊难等方面缺乏配套政策，使风电发展往往不能按规划进行，投资者和设备制造企业对市场前景缺乏信心。

面对我国风电发展的种种问题，借鉴国际经验，国际上支持风电发展的政策机制有三种：一是采取固定收购价格机制，对风电发展的数量没有限制；二是采取招标机制，政府规定风电发展的装机容量，通过招标的竞争形式确定开发商；三是配额制，即政府规定可再生能源电力在电力消费总量中的配额比例，供电公司完成配额。结合中国国情、吸收国际经验，风电发展需要的政策应该是一个与我国电力改革相适应、有利于促进风电产业快速发展、促进风电价格明显下降、利于风电发展目标按时完成的政策机制，风电特许权政策就是在这样的背景下产生了。我国政府选择了在石油、天然气行业勘探开发中实施较成功的特许权制度，用于风力发电项目的开发和实施中，目的在于开发具有较大规模的风电项目，促进我国风电的规模化发展。

2. 政策框架和运行机制

政府特许权经营方式，主要是指用特许权经营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。这是一种政府与私有公司之间的合作经营方式。按照特许权项目利益共享和风险共担的原则，在特许权协议条款的约束下进行项目的经营管理。这种方式在我国资源开采和公用基础设施建设方面已发挥了巨大的作用。

风电特许权是将政府特许经营方式用于我国风力资源的开发。在风电特许权政策实施中涉及三个主体，即政府、项目单位和电网公司。政府是特许权经营的核心，为了实现风电发展目标，政府对风电特许权经营设定了相关规定：一是项目的特许经营权必须通过竞争获得；二是规定项目中使用本地化生产的风电设备比例，并给予合理的税收激励政策；三是规定项目的技术指标、投产期限等；四是规定项目上网电价，前三万利用小时电量适用固定电价（即中标电价），以后电价随市场浮动；五是规定电网公司对风电全部无条件收购,并且给予电网公司差价分摊政策。项目单位是风电项目投资、建设和经营管理的责任主体，承担所有生产、经营中的风险，生产的风电由电网公司按照特许权协议框架下的长期购售电合同收购。电网公司承担政府委托的收购和销售风电义务，并按照政府的差价分摊政策将风电的高价格公平分摊给电力用户，本身不承担收购风电高电价的经济责任。

在特许权经营中，政府职能与企业经营得到很好地结合。政府选择风电建设项目，确定建设规模、工程技术指标和项目建设条件，然后通过公开招标方式把风力发电项目的经营权转让给有商业经营经验的项目公司，具有最低上网电价的投标者获得项目的开发、经营权。项目公司在与政府签署的特许权协议约束下进行项目的经营管理。按照特许权协议中规定签署的长期购售电合同，项目公司把电力出售给电网公司，电网公司按照政府的差价分摊政策将电力出售给用户，并将风电的高价格公平分摊给电力用户。

简单概述风电特许权政策的运行机制是，政府采取竞争性招投标方式把项目的开发、经营权给予最适合的投资企业，企业通过特许权协议、购售电合同和差价分摊政策运行和管理项目。

3. 项目进展状况

从2001年1月开始，原国家计委开始风电特许权试点项目的前期准备，2001年6月决定在广东惠来县和江苏如东县各选择一个10万千瓦的风电特许权试点项目。2003年3月宣布项目招标，同年9月完成招标工作。两个项目吸引了国内外9家公司、其中三家国外公司和一家私营企业参与投标。招标结果是，江苏如东项目的中标者是华睿投资集团有限公司，中标上网电价为0.436元/kWh，广东惠来项目的中标者是广东粤电集团有限公司，中标上网电价为0.501元/kWh。第一期风电特许权项目结束了我国风力发电上网电价居高不下的历史，通过投资来源的多元化，增加了竞争压力，为风力发电的发展注入了活力。

在上述两个风电项目试验成功的基础上，2004年我国政府又在江苏如东二期、内蒙古辉腾西勒和吉林通榆进行三个10万千瓦风力发电特许权试点项目。2004年4月正式发标，9月完成招标工作。三个项目共吸引了国内外8家公司参与投标。招标结果是，江苏如东二期的中标者是华睿投资集团有限公司，中标上网电价为0.5元/kWh，内蒙古辉腾西勒的中标者是北京国际电力新能源有限公司与北京国际电力开发投资有限公司联合体，中标上网电价为0.38元/kWh，中国华电集团公司同意按照相同条件、相同电价在辉腾西勒风场附近开发建设另一个10万千瓦风电场。吉林通榆项目是龙源电力集团公司和吉林吉能电力集团有限公司与雄亚有限公司联合体同时中标，中标上网电价为元0.5/kWh，双方将按照中标电价分别开发20万千瓦的风电场。上述5个项目在3年左右时间建成后，风电的新增总装机容量将达到70万千瓦，相当于前20年风电建设的总规模。由此可见，采取风电特许权方式建设大型风电场是目前加快我国风电建设的重要措施。

4. 对风电发展产生的影响

风电特许权政策改变了我国以往风电建设的模式。政府在规划风电项目，主导风电发展规模和速度的同时，利用市场化最优原则，把项目的经营权以市场竞争的方式授予企业，更好地把政府职能与企业经营结合起来，充分体现了电力体制改革过程中政府主导与市场机制相结合的风电发展新机制。

采取特许权政策对我国风电发展产生了显著的影响。首先，通过竞争性招投标，一方面促进电价明显下降，结束了我国风力发电上网电价居高不下的历史；另一方面激活了风电投资来源的多元化，提高了国内外企业投资风电项目的积极性，为风电发展注入了新鲜活力。其二，在风电特许权协议框架下，电网公司与项目投资者签订长期购售电合同，保证全部收购项目的可供电量，改变了以往风电上网难的困境，使风电项目摆脱了产品销售的风险。其三，建立了风电本地化生产的平台。风电特许权项目为所有希望进入风电产业的企业和个人提供了一个相对公平的竞争机会，特别对资金实力雄厚的企业，争取到10万千瓦的特许权项目，就迈入了风电产业的大门，并且在项目开发和运营中逐步提高风电建设能力。对风电开发商来说，在项目的开发和经营过程中从陌生到成熟，逐步成为合格的风电开发商和运营商；对风电设备制造商来说，通过项目的国产设备制造，可以成功越过50台和三年的运行经验门槛，成为市场上合格的风电设备供应商。由此来看，风电特许权提高了我国风力发电设备国产化和本地化的能力和活力，目前至少有5家世界大型风力发电设备制造商，开始本土化制造的准备和落实工作。其四，风电特许权是我国目前大规模发展风电、促进风电设备本地化制造和降低风电电价的重要措施。在实施风电特许权项目的短短几年中，我国风电的新增的风电装机容量增长量相当于前20年风电建设的总规模。实践证明，风电特许权政策提供了我国风电发展必要和有效的保障措施。

综上所述，风电特许权政策在现阶段对我国风电发展产生了积极的影响，但从长远来看，风电特许权

政策的具体内容还需要不断完善，尽力避免风电特许权招标中在价格上出现的恶性竞争，避免过度追求低成本，注重国产风电设备制造水平和能力的提高，保护投资者的积极性。在今后风电特许权政策的实施中，还要注重特许权政策与其它相关政策的结合，使我国的风电政策和机制不断适应国情、适应风电不同发展阶段的政策需求，以利于我国风电建设朝着大规模、可持续的方向发展。

中国风力发电规划设想

1.1储量中国气象科学研究院根据全国900多个气象站的历年平均风功率密度绘制全国年平均风功率密度分布图。该图反映了全国风能资源分布状况，以及各个地区风能资源潜力的多少。全国风能资源储量估算值是指离地10m高度层上的风能资源量，而非整层大气或整个近地层内的风能量。全国的储量是使用求积仅逐省量取了年平均风功率密度＜10、10-25、 25-50、50-100、100-200以及＞200W/m2的面积后，计算出每一省的风能储量。中国10m高度层的风能总储量为3

2.26亿kw，这个储量称作"理论可开发总量"。实际可供开发的量按上述总量的1/10估计，并考虑风能转换装置风轮的实际扫掠面积，再乘以面积系数0.785（即lin直径的圆面积是边长1m的正方形面积的0.785倍），得到中国陆地10m高度层实际可开发的风能储量为2.53亿kw。 2000年全国电力装机规模约为3亿kw，略高于估算的全国离地10m高实际可开发的风能资源储量，这表明我国风能资源非常丰富。但是必须进行风能资源详查，探明具有经济开发价值的装机容量。另外，中国东部沿海地区水深2～15m的海域面积非常巨大，海上风能资源测量必须着手进行。由于海上风速比陆上更高，湍流更小，更接近中国东部电力负荷中心，因而中国海上风电开发前景更加广阔。

以10m高度进行陆地风能资源量的评估,参考意义已不大,对于兆瓦级的风机来说,更有意义的是50米，甚至100米高度的风力资源的评估,要知道,风电的资源是和风速的三次方成正比的;另外上文没给出近海的实际可开发风能储量,这个数据有资料显示是7.5亿千瓦.约为陆地的3倍,映证了上文说的海上风电开发前景更加广阔的说法,希望天威能注意这个问题.

1.2分布在中国，风能资源丰富的地区主要集中在北部、西北和东北的草原、戈壁滩以及东部、东南部的沿海地带和岛屿上。这些地区缺少煤炭及其他常规能源，并且冬春季节风速高，雨水少；夏季风速小，降雨多，风能和水能具有非常好的季节补偿。另外在中国内陆地区，由于特殊的地理条件，有些地区具有丰富的风能资源，适合发展风电，比如江西省都阳湖地区以及湖北省通山地区。

风力资源丰富的地区,经济却不发达,对风电的需求由于用电总量需求不大,传统能源电价低以及对风电上网的补贴能力低等因素,缺乏发展动力.这是一个大问题.是否可以换个思路:不追求并网,用风电来对高耗能企业进行直供.这样可取消上网所需的一些复杂设备,以此来降低风点成本.而对于供电紧张的东部沿海发达地区,发展近海风电应是一个主要方向.

2中国风电发展应考虑的因素

2.1风能资源了解风能资源情况对估算风电场发电量以及评估潜在的效益非常重要。对风电场而言，风电机组年利用小时数最低要求为2000小时，即单机容量为600kw的风电机组年发电量不能低于1200MW心才具有开发价值。当风电场风电机组平均年利用小时数达到2500小时，风电场具有良好的开发价值；当风电机组平均年利用小时数超过3000小时，为优秀风电场

2.2电网条件当风电装机容量不超过当地电网总容量的10%时，风电不会影响电网的质量。但是由于风的随机性，风电不能调度，因而它也不可能替代常规装机容量以满足负荷要求。风电产生的电量可

以替代煤电产生的电量，以便减少污染气体排放。一般风能丰富的风场距离现有电网较远，规划时应考虑接入系统的成本，与电网的发展相协调。

风电并网对电网带来的稳定性影响,一直是风电推广应用的热点问题.

2.3交通风能资源丰富的地区一般都在比较偏远的地区，比如山脊、戈壁滩、草原和海岛等，必须拓宽现有道路并新修部分道路以满足大部件运输，其中有些部件可能超过30m。

2.4经济问题随着技术发展，风电成本逐步降低。但目前中国风电上网电价比煤电等高出0.3～0.4元/kw·h。对一个装机容量为100MW，年发电量为250GW·h的风电场而言，当地电网消费者每年需要多付出0.75～l.00亿元购买风电。虽然这是保护环境的代价，但对那些经济发展缓慢、电网比较小、电价承受能力差的省份和自治区，过多发展风电将会造成严重的负担

2.5风电机组国产化降低风电成本的方法包括优选场址、规模开发、风电场优化设计和通过设备招标选择机型外，另一个非常重要的方法是降低风电机组成本，因为它占风电场初始投资的比例非常大，约占60～70%。尽量采用国内制造的部件，在达到与进口设备同等质量的条件下。争取成本下降15%，这将大大减小风电和常规煤电电价的差距。

2.6环境问题风力发电不排放任何污染物质，特别是在减排COZ气体方面能起重要作用，应尽可能充分利用风能资源。风电场产生的噪音和景观问题在中国影响很小，因为风电机组离居民点都比较远。

2.7海上风电场海上风能资源丰富而且稳定，欧洲己经建成几个示范海上风电场，取得在海洋中建造风电机组基础和向陆地输电的经验，丹麦制定了建设400万kw海上风电场的规划，有5 个装机容量为10万kw到15万kw的海上风电场项目开始实施。中国东部沿海岸上风能源不够丰富，岸外风能潜力很大，应开始对资源储量进行勘测，初选近期有开发价值的场址，为在不久的将来发展海上示范项目做准备。

2.8融资中国已建成的风电场中，许多风电场是利用国家经贸委技改项目贴息贷款以及国外政府提供的软贷款。由于它们贷款利率低，还贷期长，因而还贷期上网电价比较低。将来软贷款逐步减少，使用商业银行贷款利率高，还贷期短，将导致还贷期上网电价比较高，制约风电大规模开发。

2.9社会问题总体说来，社会对风电和其它可再生能源对减排温室效应气体的作用还了解甚少，需要加强宣传。随着经济的发展，环境保护的要求日益严格，有关立法机构应制定具体鼓励再生能源发展的法律，在全国范围体现公平负担的原则，分摊风电与常规火电的价差。

2.10 政策初期激励风电发展的政策是行政性的，如允许并网、收购全部电量、还本付息电价、网内摊销等，使业主有可能向银行贷款建风电场，风电与常规火电的价差甚至由电力局系统的利润承担。对风电比较重视的省区政府允许将风电的价差摊到全省的平均销售电价中；但是，相对于风能贫乏的省份，在风能丰富的省份，用户需要支付更多的电价用于风电。目前急需制定政策，制定出按污染排放量分配比例，由全国所有省区共同承担。同时各省应根据当地风能资源条件制定风电最高上网电价，以利于有效开发风能资源，降低成本。

制定出按污染排放量分配比例，由全国所有省区共同承担,这是一个很好的思路.如果能和资源税,排放税的征收利用结合,就更完善了.但对于后文提出的:同时各省应根据当地风能资源条件制定风电最高上网电

价一说,有些不同意见,现在不是制定风电最高上网电价的问题,而是制定风电最低上网电价的问题.可参看我帖过的一些背景资料。