2005年中国风电产业回顾和未来5年的展望
Ａｂｓｔｒ扯ｔ：Ｂａｓｅｄ ｏｎ ａｃｃｕｒａｔｅ ｓｔａｔｉｓｔｉｃｓ ｆｏｒ ｔｌｌｅ ｗｉｎｄ ｐｏｗｅｒ ｉｎｓｔａｌｌｅｄ ｃ印ａｃｉｔｙ ｉｎ ２００５，ｔｈｅ ｓｉｔｕａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｌｌｅ ｗｉｎｄ ｐｏｗｅｒ ｆａｒｎｌ ｃｏｎｓｔｍｃｔｉｏｎ ｗｉｔｈ ｆａｓｔ ｇｒｏ叭ｈ ａｎｄ ｔｌｌｅ ｗｅａｋ ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ ｌｏｃａｌｉｚａｔｉｏｎ ｒａｔｅ ｗａｓ ａｎａｌｙｚｅｄ．Ｌｏｏｋｉｎｇ ｂａｃｋ ｔｌｌｅ ｅｖｅｎｔ ｏｃｃｕｎ．ｅｄ ｉｎ ２００５ ｔｏ ｈａｖｅ ｍｉｌｅｓｔｏｎｅ ｍｅａｎｉｎｇ ｆｏｒ ｗｉｎｄ ｐｏｗｅｒ ａｎｄ ｔＩｌｅ ｉｎｎｕｅｎｃｅ ｏｎ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｔｅｎｄｅｎｃｙ， ｉｔ ｉｓ ｐｏｉｎｔｅｄ ｏｕｔ ｔｈｅ ｐＩＤｇｒｅｓｓ ａｎｄ ｌｅｓｓｏｎｓ ｏｆ ｗｉｎｄ ｐｏｗｅｒ ｉｎ ｄｕＩａｔｉｏｎ ｏｆ…ｒｅｎｔｈ Ｆｉｖｅ Ｐｌａｎｎｉｎｇ¨，ａｎｄｅｍｐｈａ８ｉｚｅｄｔＩｌｅａｂｉｌｉｔｙｏｆｌｏｃａｌｉｚａｔｉｏｎ ｒａｔｅａｎｄｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙｔｏａｃｃｅｓｓｇｒｉｄｆｏｒｗｉｎｄｐｏｗｅｒｉｎ５ｙｅａｒｓｉｎｔｈｅｆｕｔｕｒｅ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｗｉｎｄ ｐｏｗｅｒ ｉｎｄｕｓｔｒｙ；ｌｏｃａｌｉｚａｔｉｏｎ ｍｔｅ；ｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙ ｔｏ ａｃｃｅｓｓ ｇｒｉｄ；ｆｏｒｅｃａｓｔｉｎｇ
万方数据
动工兴建，成为世界第五大风电制造商。回想２０世 纪９０年代初期两国风电Байду номын сангаас机水平在相同的起跑线 上，经过十几年发展，印度１ ａ之内新增装机超过中 国累计装机数量近２００ ＭＷ。
风电开发商们怀着很高的期望进入２００６年，然 而顿时陷入迷茫之中，因为可再生能源法的实施细 则里关于风电上网电价规定的关键字只有１１个： “按照招标形成的价格确定”，这里面含有太多的不 确定因素值得忧虑。国家发展和改革委员会确定张 北单晶河２００ＭＷ、锡盟辉腾梁３００ＭＷ和包头巴音 ２００ＭＷ风电场作为２００６年风电特许权项目，通过 招标选择投资者，确定上网电价。除了制造商也要向 招标人承诺履约保证这种和投资商“打捆”的方式与 以往不同外，在２００６年人们更期待着这一轮招标形 成的电价能够使投资得到合理的回报。
风电设备制造方面，金风公司经历艰苦创业阶 段后，在过去５ ａ里迅速崛起，平抑了国内风电机组 市场的价格，拉动叶片、发电机、齿轮箱和控制器等 关键零部件制造商的发展，显示国产化的重大意义。
２００５年中国风电累计装机容量终于突破了 “１００万ｋＷ大关”，其中风电特许权项目的装机只 占５２ ＭＷ，“规模化”还没有显示出来，这样的“成 就”在感觉上却振奋不起来，特别是看到我国的邻国 印度在２００５年当年新增风电１４００多ＭＷ，累计达 到４４００多ＭＷ，而且产生了本国的风电机组制造 商Ｓｕｚｌｏｎ公司，其产品的市场份额在印度最大，还 出口到美国市场，在中国天津的制造基地已经破土
大常委会通过了《中华人民共和国可再生能源法》， 规定了有利于风电发展的基本原则，然后各有关部 门制定实施细则，许多组织为配合实施细则的起草 成立了课题组进行研究、方案设计和测算，经过各方 面反复讨论，年末出台了关于可再生能源发电价格 和费用分摊管理办法的征求意见稿，提出风电实行 标杆电价加补贴电价的方案；１１月７—８日在人民 大会堂召开了“２００５北京国际可再生能源大会”，发 表了“北京宣言”，向全世界昭示中国最高层领导对 发展可再生能源的重视；５月１６日在新疆乌鲁木齐 市召开的“第二次全国风电建设前期工作会议”公布 了２０２０年风电２００００ＭＷ装机容量规划目标初步 安排表，后来又将规划目标增加到３０ ０００ ＭＷ；７月 和８月国家发展和改革委员会相继出台关于“风电 设备国产化率要达到７０％以上，不满足设备国产化 率要求的风电场不允许建设”，以及“产需结合”即制 造商与开发商“打捆”提供市场保障以加快风电设备 本地化的政策；另外值得注意的是，从２００５年起，国 家发展和改革委员会关于风电特许权招标的文件中 取消了“承诺上网电价最低的投标人为中标人”这个 关键的规定。
２００５年中国除台湾省外新增风电机组５９２台，装 机容量５０３ ＭＷ。与２００４年当年新增装机１９８ ＭＷ相 比，２００５年当年新增装机增长率为２５４％。
２００５年中国除台湾省外累计风电机组１ ８６４ 台，装机容量１ ２６６ ＭＷ，风电场６２个。分布在１５个 省（市、自治区、特别行政区）。与２００４年累计装机 ７６４ ＭＷ相比，２００５年累计装机增长率为６５．６％。
进行检测，在产品升级换代方面迈出了重要一步。另 一个国内制造商——运达公司的产品在２００５年安
收稿日期：２００６—０５—２８ 作者简介：施鹏飞（１９４０一），男，福建福卅１人，高级工程师（教授级），从事风力发电规划设计工作。Ｅ—ｍａｉｌ：ｓｈｉ－ｐｅｎｇｆｅｉ＠２６３．ｎｅｔ
１６ 万方数据
装了７２５０ｋＷ，虽然比２００４年增长多倍，但是总量 很小。沈阳工业大学风能研究所的“科技部８６３项 目”研究成果——１ ＭＷ变桨双馈变速机组也于 ２００５年７月投入试运行。东方汽轮机厂引进１．５ ＭＷ 变桨双馈变速技术和哈尔滨哈飞威达公司引进 １ ＭＷ半直驱技术，两公司分别将原装样机安装到 国内风电场开始野外运行考核，标志着国产兆瓦级 变桨变速技术取得进展。２００５年外国制造商占主要 市场份额的局面还没有改变，在技术上变桨双馈变 速型占绝大多数，外国制造商的兆瓦级机组当年安 装了１０１ ＭＷ。
从正在建设的风电场规模预测，各开发商为了 完成已经开工项目的任务，只要机组设备能够供应， ２００６年底中国风电场装机容量可能超过２ＧＷ，再 往后投资规模将随着政策的明确和落实程度、配套电 网建设的进程等因素继续扩大或缩减。２０１０年风电 发展规划目标只提了５ ＧＷ，开发商也以是否完成装 机容量来衡量业绩，实际上没有电量的指标是不够科 学的，因为风电上网电量取决于风能资源和机组实际 可利用率，风电项目完成装机容量后少发电甚至不发 电的案例并不罕见。笔者希望２００９年底累计装机达 到４ＧＷ，２０１０年的风电上网电量达到８０亿ｋＷ·ｈ， 当年新增装机容量ｌ ＧＷ中所采用的机组国产化率 都超过７０％，这才意味着真正达到了规划的目的。
２００５年风电上网电量约１５．３亿ｋＷ·ｈ。 ２００５年新增市场份额：国内制造商占２９．４％， 其中新疆金风公司的份额最大，占新增总装机的 ２６．４％，占国内制造商的８９．７％；外国制造商占 ７０．６％，其中西班牙Ｇａｍｅｓａ公司的份额最大，占新 增总装机的３５．７％，占外国制造商的５０．６％。 ２００５年累计市场份额：国内制造商占２２．７％， 其中新疆金风公司的份额最大，占累计总装机的 １７．５％，占国内制造商的７７．４％；外国制造商占 ７７．３％，其中西班牙Ｇａｍｅｓａ公司的份额最大，占累 计总装机的２１．５％，占外国制造商的２７．７％（按当时 装机所签合同纪录的公司名称）。 另外，中国台湾省２００５年新增风电机组５５台， 装机容量９１ ＭＷ。２００５年中国台湾省累计风电机组 ７１台，装机容量１０４ＭＷ，风电场９个。 ２００５年确实发生了对中国风电发展具有里程 碑意义的重大事件和变化，首先是２月２８日全国人
第３９卷第９期
中国电力
ＶｏＩ．∞。№．９
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施鹏飞
（中国水电工程顾问集团公司，北京 １０００１１）
摘 要：在对２００５年风电装机容量进行准确统计的基础上，分析了风电场建设快速增长但国产设备制造能
力仍然薄弱的态势。回顾２００５年内发生的对风电具有里程碑意义的事件及对发展趋势的影响。指出“十五
１７
参考文献：
［１］ ＢＴＭ Ｃｏｎｓｕｌｔ Ａｐｓ．Ｉｎｔｅｍａｔｉｏｎａｌ ｗｉｎｄ ｅｎｅ。ｇｙ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ｗｏｒｌｄ Ｍａｒｋｅｔ ｕｐｄａｔｅ ２００５［Ｒ］．ｍｎｇｋｏｅｂｉｎｇ，Ｄｅｎｍａｒｋ，２００６．
［２］施鹏飞．风电发展潜藏危机［Ｎ］．人民日报，２００６—０２—２３． ＳＨＩ Ｐｅｎｇ－ｆｅｉ．Ｐｏｔｅｎｔｉａｌ ｒｉｓｋｆｏｒｗｉｎｄｐｏｗｅｒｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ［Ｎ］．Ｐｅｏｐｌｅ’ｓ Ｄａｉｌｙ，２００６一０２—２３－
２００５年是我国“十五规划”的最后一年，现简单 回顾过去５ ａ风电发展的坎坷经历可以温故而知 新。在２０００年底我国风电装机容量达到３４４ ＭＷ， 只是原电力部设定目标１ ０００ ＭＷ的１／３，主要原因 在于当时人们对于可再生能源的战略作用不如今天 这样重视，特别是在１９９８年后电力市场出现了供过 于求，电力体制改革的方向是建立竞争性市场，风电 因其成本高没有竞争能力而受到冷落，未及时出台 明确的激励政策，当时风电项目上网电价在经营期 内要反复重新核定，这样的不确定因素使非电力系 统的投资者望而却步。２００２年国家计委采取特许权 招标方式促进风电规模化发展，要求项目规模至少 １００ＭＷ，由省政府承诺项目发电后等效满负荷３万 ｈ电量的固定电价，通过招标选择投资商。实践的结 果表明，由于“承诺上网电价最低的投标人为中标 人”这样的规定使实际中标电价导致项目亏损，如 ２００３年江苏如东特许权招标，６家投标商中５家投 标电价在Ｏ．６ｌ～Ｏ．７２元／（ｋＷ·ｈ），而中标的一家投标 电价低到０．３９７９元／（ｋＷ．ｈ）（含８．５％售电增值税和 １５％所得税）。在风电设备国产化方面原国家计委实 施的“乘风计划”扶持的２个合资公司未达到预期目 的，国家科委８６３项目支持的“兆瓦级风电机组研 制”课题，５个承担单位中３个实力最强的先后退 出，只剩下金风公司和沈阳工业大学风能研究所坚 持完成了样机试制。以上经历应当引起我们的深思。
（责任编辑李博）
ＲｅＶｉｅｗ ｏｆ岍ｎｄ ｐｏｗｅｒ ｉｎｄｕｓｔｒｙ ｉｎ Ｃｈｉｎａ ｉｎ ２００５ ａｎｄ ｉｔｓ ｐｒｏｓｐｅｃｔ ｏｆ ５ ｙｅａｒｓ ｉｎ ｔｈｅ ｆｕｔｕｒｅ
ＳＨＩ Ｐｅｎｇ．ｆｅｉ （ＣｈｉｎａＨｙｄｒｏｐｏｗｅｒＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＣｏｎｓｕｌｔｉｎｇＧＩＤｕｐＣｏ．，Ｂｅｉｊｉｎｇｌ０００１ｌ，Ｃｈｉｎａ）
规划”期间风电的进展和教训，强调未来５ ａ应以国产化能力和风电上网电量衡量业绩。
中国风电建设行业发展方向及行业发展大预测
中国风电建设行业发展方向及行业发展大预测一、风电装机量及发电量分析我国风电建设始于20世纪50年代后期。
1986年，我国第一座并网运行的风电场在山东荣成建成，从此并网运行的风电场建设进入了探索和示范阶段，风电发展的初始阶段，我国风电场装机规模及单机容量都相对较小。
1996年，我国风电场进入扩大规模建设阶段，风电场装机规模及单机容量显著增长，最大装机容量达到1,500kW。
2003年9月，国家发改委出台《风电特许权项目前期工作管理办法》，风电场建设进入规模化及国产化阶段。
2006年，我国实施《可再生能源法》，风电正式进入大规模开发应用的阶段。
2010年，经过多年爆发式增长，我国开始出现明显的弃风限电现象。
2013年起，弃风现象出现好转。
2015年，受风电标杆电价下调影响，风电项目出现明显抢装潮，新增装机规模明显。
2019年全国风电累计装机容量21005万千瓦。
我国光伏发电起步于20世纪80年代，主要为部分地区的示范工程项目。
《2020-2026年中国风电装机行业发展现状调查及发展前景展望报告》显示：2007年至2010年，我国光伏项目装机增长明显，逐步走向市场化。
2009年，财政部、科技部、国家能源局联合发布《关于实施金太阳示范工程的通知》，加快国内光伏发电的产业化和规模化发展。
2013年7月，国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，国家能源局发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，对光伏项目建设及价格进行了指导。
2016年底，国家能源局发布了《太阳能发展“十三五”规划》，到2020年底，我国太阳能发电装机将要达到1.1亿千瓦以上。
受装机量迅速增长的影响，我国风力发电量增长显著。
2019年我国风电发电量4057亿千万时。
受装机量迅速增长的影响，我国太阳能发电量增长显著。
2019年，我国太阳能发电量2243亿千万时。
二、风电行业发展大预测1、风电弃风基本面及预测（至2020年）风电行业弃风方面。
中国风电行业剖析和未来发展
中国风电行业剖析和未来发展摘要风力发电作为一种清洁能源，近年来得到了国家政府、社会民众的大力支持，进入了黄金发展阶段。
随着越来越多的风力发电并网运行，有效缓解了我国的能源短缺问题，环保工作压力也大幅度减小。
但是风力发电项目在发展过程中还存在一些缺陷与不足，例如弃风率居高不下、风电稳定性较差等，在一定程度上制约了风力发电项目的发展。
在这样的时代背景下，对我国风电行业的发展现状进行全面细致地探究，找出风电项目当下的问题，提出一些切实可行的改善意见，最后对我国风电项目的发展趋势进行合理、精准地预测分析，为风电产业发展指明了方向。
关键词：风电行业；现状；发展趋势引言风力发电能够将风能转化为机械能，再变成电能，供人们的生产生活使用，是我国电力能源结构的重要组成部分，也是风电产业发展的重要基础。
我国国土幅员辽阔，人口众多，是一个能源需求大国，在工业发展发展、城镇化进程逐步加快的时代背景下，我国的电能紧张问题越来越严重，大力发展风电建设项目，保障风电并网运行，是解决电能短缺问题、推动社会经济稳定发展的重要举措。
如今，我国政府已经将风电产业列为国家战略性新兴产业，制定了一系列优惠政策和鼓励措施，这使得风电产业得到了充足有效的发展。
因此，从装机总量、政策背景、运行维护、市场结构、地域分布等多个角度入手，对风电产业发展状况进行系统地分析研究，并对未来发展趋势进行预测分析，具有重要的理论意义和实践价值。
一、我国风电行业发展现状（一）装机总量最近几年，全球很多国家都面临着严重的能源危机，而风力发电作为一种清洁能源，得到了世界各国的高度青睐，这使得风力发电的装机量呈现出高速发展态势。
据GWEC数据显示，2021年，全球范围内的风电装机总量达到了93.6GW，累计装机容量达到了 837GW，与2020年相比增长了12%。
该年度全球范围内新并网的风力发电装机容量达到了21.9g，与2020年相比提升了三倍多，达到历史最高峰。
2025年风电行业年度计划
（1）加大风电技术研发投入，聚焦关键核心技术。
（2）推动产学研合作，实现技术创新的快速转化。
（3）培育风电技术创新人才，提升整体创新能力。
3.3 市场拓展
（1）加强国内外市场推广，提高风电产品市场份额。
（2）拓展风电应用领域，推ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ风电多元化发展。
（3）参与国际风电标准制定，提升我国风电产业国际竞争力。
3.4 产业链完善
（1）提高风电设备制造能力，实现产业链上下游企业协同发展。
（2）加强风电零部件供应体系，降低生产成本。
（3）加强风电产业人才培养，提高产业整体素质。
四、风险评估与应对策略
4.1 技术风险
（1）建立风电技术研发平台，加大技术攻关力度。
（2）加强与国外先进企业的技术交流与合作。
4.2 市场风险
2.2 新增风电发电量1500亿千瓦时，同比增长25%。
2.3 风电产业技术创新项目达到10项，突破关键核心技术。
2.4 风电消纳能力提升20%，弃风率降至5%以下。
三、重点措施与策略
3.1 政策支持
（1）出台风电产业优惠政策，包括税收减免、补贴等。
（2）完善风电项目审批流程，提高审批效率。
（3）制定风电发展规划，优化风电项目布局。
3.风电产业技术创新取得重大突破，推动风电设备制造水平迈向国际一流。
4.风电消纳问题得到有效解决，弃风率降至5%以下，确保风电资源的充分利用。
三、规划与措施
3.1 政策支持
（1）制定有利于风电产业发展的税收政策，降低企业负担。
（2）优化风电项目审批流程，提高审批效率。
（3）出台风电发展规划，明确风电产业发展的目标和路径。
（1）加强市场调研，把握市场需求变化。
我国风电产业发展趋势
的风能储 蓄量 约为 ７ Ｇ ，陆地的风能储 变更关税税 则 ，使进 口完整风机关税高于 上的 ＭＷ 级风电机组 ，并逐渐采用变桨变 ５Ｗ 蓄量约为 ２ Ｇ ５ Ｗ。
展 政 策
０５ 进 口零部件 的关税 。１９ 年 ， ９ ８ 完全免征进 速技术提高了风电机组 的发 电效率 。２０ ． ２ 进 口与风机零部件进 口的关税差别。２ ０ 合作 ，成功研制 １ ＭＷ 直驱式风 电机组 ， ０２
“ ＪＴ Ｉｌ ２ 项 通 政 上 是 最 古 老 、 重 要 的能 源 之 一 ， 最 其全 球 范 划 ”、 双 ） ．程 ” 目， 过 倡 导 “ 府 创 围 内 的 巨 大 蕴 藏 量 、 再 生 、 布 广 、 污 造需求 、 可 分 无 合资公司生产 、 市场有序竞争 ” 模 源 发 展 的 重要 方 向 。 我 国风 电机 组 制 造技 术不 断 实 现跨 越 我 国 的 风 电机 组 最 初 源 于 引 进 ３台丹
国 １ｍ 高 度 以 内可 开 发 和 利 用 的 风 能 储 并 根 据 “ 电 成本 、 本 付 息 加 合 理 利 润 ” 电 、东 汽 集 团 等公 司通 过 联 合 设 计 或 技 术 ０ 发 还 ９６年 ， 国 引进方式 ，陆续推出 了国产化率达 ７ ％以 我 ０ 蓄量 ， 经初 步估算 约 为 ＩＯ Ｗ， 中海上 的原 则 确 定 风 电 上 网 电 价 。 １９ ＯＧ 其
我国风 电产 业发展 的现 状及趋 势
我 国 风 能 资源 蕴 藏 量极 其 丰富
“０ ｋ 风机研发” 目； 十五” ６０ Ｗ 项 “ 期间 ， 科 期间 ， 国将风 电机组列为重点攻关项 目， 我 技部组织 “ ５ ｋ 风机研发” 目攻关 ， ７０Ｗ 项 并 风 电 机组 单 机 容 量 经 历 了 阶跃 式 的 发 展 。 在 “ ６ 风能计划 ”中 ， ８３ 确立 了发展包括变 １９ － ９ ６年 主力 风 电机 组为 ２０ Ｗ ～ ９ ２ １９ ０ｋ 因此 ，９ ６年以前 ，我 国所建成 的风电场 １９
我国风能的利用现状及发展
中国风能的利用现状及发展摘要：随着化石能源的不断消耗，新能源的开发利用引起了世界各国的重视。
新能源具有污染少、储量大、永续性等特点。
我国新能源产业呈现强劲发展势头，其中，风电发展最为迅猛。
我国风能资源丰富，目前中国风电技术的开发利用取得了巨大进步。
但中国的风能资源开发利用仍然存在诸多问题，如风电的并网消纳难、电力市场不完善、相关配套法规不健全和风机制造技术基础薄弱等，这些制约因素严重阻碍了我国风电的可持续发展。
本文着重阐述了中国新能源风能的资源条件、我国风能发展现状及制约中国风能发展的因素并对我国风能发电的发展前景进行了展望。
能源是人类生存和发展的重要物质基础，是人类从事各种经济活动的原动力。
由于化石能源(如煤、石油、天然气等能源)自然储量的有限性以及人类对其需求的无限性，随着人类对化石燃料无节制的开采和利用，化石能源短缺的矛盾日益突出。
长期以来，我国以化石能源为主的能源构成形式加剧了对化石能源的依赖，据统计，2007 -2010年我国能源消耗总量不断上升，增长率分别为7. 8%、4. 0%、6. 3%、5. 9%；2011年能源消耗总量达34. 8亿t标准煤，比2010年增长7%。
能源消耗总量中，煤、石油、天然气这些化石能源在2007-2010年所占比例分别为93. 2%、92.3%、92.2%、91.4%，是能源消费的主要部分。
人均资源量少、资源消耗量大、能源供需矛盾尖锐以及利用效率低下、环境污染严重、能源结构不合理[2]已成为制约我国经济社会可持续发展的重要因素。
等温室气体的排同时，化石能源的使用也给环境带来了许多负面影响，CO2放导致全球气候变暖，并引发了气候的极端变化和一系列的自然灾害。
在这种情况下，人类必须另辟蹊径，积极寻求能够替代化石能源的新能源和可再生能源，逐步摆脱对传统化石能源的依赖。
以水能、太阳能、风能、地热能、海洋能、生物质能和核能等为代表的新能源又称非化石能源，不但取之不尽、用之不竭，而且低碳、清洁、环保，既有利于保障能源供给，又可极大地减少温室气体的排放。
国内风电的发展历程全
国内风电的发展历程纵观我国风电发展史，主要可分为以下几个阶段：一、早期示范阶段（1986-1993年）：主要利用国外赠款及贷款，建设小型示范风电场，政府的扶持主要在资金方面，如投资风电场项目及支持风电机组研制。
二、产业化探索阶段（1994-2003年）：首次建立了强制性收购、还本付息电价和成本分摊制度，由于投资者利益得到保障，贷款建设风电场逐渐增多。
但此时国产的风力发电机功率不稳定，效率低，国内大功率的风力发电机组十分依赖进口，国产发电机占比仅有30%,国外如西班牙的歌美飒、丹麦的维斯塔斯、美国的通用电气这些外企进口的机组占据了当时国内70%的份额。
三、风电行业产业化高速阶段（2004-2010年）：主要通过实施风电特许权招标来确定风电场投资商、开发商和上网电价，通过施行《可再生能源法》及其细则，建立了稳定的费用分摊制度，迅速提高了风电开发规模和本土设备制造能力。
在国家政策和各类补贴的推动下，这段时间里风电行业实现了数年的高速增长，在2010年新增装机容量达到18.97GW,此时国内风电设备国产化率已达到90%o当时新生了比较有名的企业代表有金风科技、明阳智能、华锐风电（由于当时激进的扩张已退市）四、弃风现象严重阶段（2011年2012）由于早期我国大部分的风电站集中建设在三北地区（远离用电量大东的南沿海地区），风电发电不稳定，发电量时大时小无法实现稳定供给，再加上当时储能设施配套和特高压输电的不完善，导致出现严重的弃风弃电现象。
与此同时，风机产品故障问题也开始显现，国内风电场后发生多起大面积脱网事故。
为此，政府监管趋严，电监会要求已经电网运行的风电场要通行风电机组低电压穿越能力核查，不具备低电压穿越能力的要尽快制定切实可行的低电压穿越能力改造计划。
由于风电电网检测资源不足，风电整机企业排队等待检测，影响电网速度。
五、弃风现象改善，装机量增长阶段（2013年2015）一方面，风电弃风率在2013和2014年出现下滑：2013年冬季气温同比偏高,供暖期电网调峰压力较小,风电消纳较好的夏秋季来风增加，同时全国电力负荷同比增速提升，弃风率呈现一定好转;另一方面，受2015年以后的网风电标杆电价下调影响,2015年出现较为强烈的抢装潮，推动2015年新增装机达30.75GW,为历年最高值。
中国风电发展经济政策回顾与分析
Ｋｅ ｒ ｓ ｙ ｗｏ ｄ ：Ｗ ｉ ｗｅ ；Ｔａ ｉｆｐｏ ｉ ｙ；Ｆｉ ｎｃ ｎ ｕ ｉ ｅ ；Ｔａ ｌｃ Ｔｒ ｄ ｎｇ Ｍ ｅ ｈａ ｉｍ ｎｄ Ｐｏ ｒ ｒｆ ｌｃ ｎａ ｅ ａ ｄ Ｓ ｂｓｄｉ ｓ ｘ Ｐｏ ｉｙ； ａ ｉ ｃ ｎ ｓ
１ 绪 论
ｌ９ ８ ２ ＭＷ ，累计风 电装机 容量达 到 ４ ７ ３ ８ ４ ３ ＭＷ，均
（
实施 的 可再生 能源法 中首次 和 明确设 立 。为 了 进 一 步 落 实 对 风 电等 可再 生 能源 发 电全 额 收 购 ， 电 网 企 业 全 额 收购 可 再 生 能 源 电 量 监 管 办 法 ） ） （ 电监会 ２ ５号令 ） 自２ ０ ０ ７年 ９月 １日起 开始 实施 。 ２ ０年 ４月 １日起 开始 实施 的 （ １ ０ （ 可再 生 能源 法修 正 案 对 可 再 生 能 源 发 展 基 金 和 全 额 收购 制度 分 别 进 行 了 改进 。将 可 再 生 能源 电价 附加 收入 与 可 再 生 能 源 发 展 专项 资金 及 其 他 资 金 合 并 形 成 可再 生 能 源 发 展 专 项 基 金 。 该基 金 除 了用 于 补 贴 电 网 企 业 收 购 可再 生 能 源 电 量 时不 能 通 过 销 售 电价 回
财政 税 收 政 震有 力地 支持 了风 电的快
中 国对风 电项 目的 补贴 自 ２ ２年 开 始 实施 。 ０ ０ 据 统 计， ２ ０ ０ ２—２ ０ ０ ９年 ， 国家对 风 电的补贴 额从 １３ ． ８亿 元上 升为 ５ ８ ２． 元， 电价 补 贴 总量逐 年 ９亿
提 高， 保 障 了风 电项 目收益 。
２． ３
速 发 展
Ｔｈｅｐａ ｒｐｒ ｐ ｅ ｌｃ ｕ ｇｅ ｔｏ ｎ ｐｒ ｍ ｏ ｉ ｈ ｕ ｔ ｒｓａ ｌｚ ｄ ｄ ｖ ｌ ｐｍ ｅ ｆｗｉ ｏ ｅ ． ｐｅ ｏ ｏｓ ｓｐｏ ｉｙ ｓ ｇ ｓｉ ｎｓｏ ｏ ｔｎｇ ｔ ｅ ｆ ｒｈｅ ｔｂｉｉ ｅ ｅ ｅ ｏ ｎｔｏ ｎｄ ｐ ｗ ｒ
微风发电行业分析报告及未来五至十年行业发展趋势报告
微风发电行业分析报告及未来五至十年行业发展趋势报告一、行业概述微风发电是一种利用微风资源进行发电的新兴行业，其特点是发电设备相对小型，运行成本低廉，对环境的影响较小。
微风发电行业在过去几年中取得了长足的发展，越来越受到社会各界的重视。
二、行业规模及市场现状截至目前，微风发电行业的全球规模已达到XX GW，预计到2025年将超过XX GW。
中国是微风发电的重要市场之一，占据了全球微风发电装机容量的约XX%。
已经建成的微风发电项目主要分布在XX省、XX省和XX省等地，也有一些优质项目位于沿海地区。
目前，微风发电行业在中国有着较高的市场份额。
三、行业竞争格局微风发电行业的竞争格局较为激烈，主要由一些大型企业和中小型企业组成。
大型企业拥有更多的资金和技术优势，占据了市场的主导地位。
而中小型企业则通过技术创新和市场定位来寻求突破，一些新兴企业也逐渐崭露头角。
四、行业发展趋势1. 技术升级：未来五至十年，微风发电技术将会得到进一步的升级和改进。
例如，新型的微风发电机组将会更加高效，可靠性更强，运行成本更低。
同时，智能化控制系统将得到广泛应用，提升运维效率。
2. 市场扩大：随着社会对清洁能源的需求不断增加，微风发电行业将迎来更广阔的市场。
政府对可再生能源的支持政策将会进一步完善，为行业发展提供有力保障。
3. 国际合作：中国微风发电企业将积极寻求国际合作，共同开发海外市场。
通过与其他国家的技术、资金等优势资源的合作，中国微风发电企业将更好地走向世界。
4. 产业链协同发展：微风发电产业链上下游企业之间的合作将进一步加强，形成互利共赢的局面。
发电设备制造商、设备运维公司以及投资方之间的协同将成为行业发展的重要推动力。
五、挑战与对策1. 技术突破：微风发电技术仍存在一些挑战，如发电效率的提升、设备的可靠性等。
行业需要加大研发力度，不断推动技术的突破，提高产品性能。
2. 政策环境：政策的不稳定性可能对微风发电行业的发展带来一定影响。
我国风电政策发展历程
中国的风电政策发展历程可以追溯到20世纪80年代末和90年代初。
以下是风电政策的主要里程碑事件：1. 1990年代初：中国开始意识到可再生能源的重要性，风能成为其中的一项重要资源。
在此期间，中国引进了最早的风力发电技术和设备。
2. 2005年：中国政府正式发布了第一个国家性的风能法规——《可再生能源法》，目的是推动可再生能源的开发和利用，为风能产业的发展提供了强有力的政策支持。
3. 2007年：中国政府发布了《可再生能源发展中长期规划》，明确了可再生能源在能源结构中的重要地位，并提出了2020年可再生能源占一次能源消费比重达到15%的目标。
4. 2009年：中国启动了全国风电资源调查项目，以评估和确定风能资源分布情况，为风电开发提供科学依据。
5. 2011年：中国政府发布了《关于加快发展风能产业的若干意见》，提出了进一步支持风电产业发展的政策措施，包括加大对风电项目的电价补贴和金融支持，加强技术支持和示范项目建设等。
6. 2013年：中国政府发布了《关于积极推进风电健康可持续发展的指导意见》，强调风电产业应做到健康发展，加强技术创新和标准化建设，提高风电的并网运行质量。
7. 2014年：中国政府发布了《关于促进风电产业健康发展的若干意见》，提出进一步规范风电产业发展，实施分类管理，推动技术进步和装备升级，加强市场准入和运行管理等。
8. 2015年：中国启动了全国风电可再生能源试点示范项目，并提出到2020年建设200个风电示范区。
9. 2016年：中国政府发布了《可再生能源电价政策（2016年修订）》，进一步完善风电的市场准入机制和电价政策。
10. 2017年：中国政府发布了《关于推进风电健康可持续发展的若干意见》，提出进一步加快风电市场化进程，推动风电装备制造和技术创新，推动风电与其他能源形式的融合发展。
11. 2020年：中国发布了《关于新能源发展的2030年规划》，将风电作为重点发展的新能源形式之一，并提出了到2030年风电装机容量达到1,200万千瓦的目标。
风电发展现状与未来展望
中国风电发展现状与未来展望一、风能资源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,风能资源总储量约亿kW,可开发和利用的陆地上风能储量有亿kW,近海可开发和利用的风能储量有亿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,每年可提供万亿千瓦时电量,合计万亿千瓦时电量;风能资源分布我国面积广大,地形条件复杂,风能资源状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在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,是我国连成一片的最大风能资源区,有利于大规模的开发风电场,但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,都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,与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,可以安装风电机组的土地面积有限;内陆风能丰富点;在内陆一些地区由于湖泊和特殊地形的影响,形成一些风能丰富点,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,按照与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;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;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元/kWh降低到约元/kWh;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;2005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;”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,附加在销售电价中分摊”,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、存在问题资源需要进行第二轮风能资源普查,在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;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,我国在风力发电机组的研发能力上还有待提高,总体来说还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;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、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％;增值税税率为％,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～元/千瓦时,较为合理的上网电价范围是～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元,比于全国火电平均上网电价每千瓦时元高一倍;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,降低成本,完善服务;5.制定适应风电发展的电网建设规划,研究风电对电网影响的解决措施;五、“十一五”和2020年风电规划我国电源结构70%是燃煤火电,而且负荷增长迅速,环境影响特别是减排二氧化碳的压力越来越大,风能是清洁的可再生能源,我国资源丰富,能够大规模开发,风电成本逐年下降,前景广阔;风电装机容量规划目标为2005年100万千瓦,2010年400～500万千瓦,2020年2000～3000万千瓦;2004年到2005年,“十五计划”后半段重点建设江苏如东和广东惠来两个特许权风电场示范项目,取得建设大规模风电场的经验,2005年底风力发电总体目标达100万千瓦;2006年到2010年;“十一五规划”期间全国新增风电装机容量约300万千瓦,平均每年新增60~80万千瓦,2010年底累计装机约400～500万千瓦;提供这样的市场空间主要目的是培育国内的风电设备制造能力,国家发展改革委于2005年7月下发文件,要求所有风电项目采用的机组本地化率达到70%,否则不予核准;此后又下发文件支持国内风电设备制造企业与电源建设企业合作,提供50万千瓦规模的风电市场保障,加快制造业发展;目前国家规划的主要项目有广东省沿海和近海示范项目31万千瓦；福建省沿海及岛屿22万千瓦；上海市12万千瓦；江苏省45万千瓦；山东省21万千瓦；吉林省33万千瓦；内蒙古50万千瓦；河北省32万千瓦；甘肃省26万千瓦；宁夏19万千瓦；新疆22万千瓦等;目前各省的地方政府和开发商均要求增加本省的风电规划容量;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～%; 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;。