1.6　我国风力发电现状和展望

1.6.1　我国风力发电现状

1.规模现状

近年，我国新增及累计风电装机容量如图1-21所示。可见从2005年开始，我国的风电总装机连续5年实现翻番，截至2010年12月31日，累积风电装机容量首次超越美国位居世界首位，全国（不含香港、澳门、台湾）共建设802个风电场，累计吊装完成风电机组32400台，总吊装容量达到4000多万kW。其中，全国风电建设总容量（已并网或风电场配套送出工程建成，基本具备并网条件的吊装容量）为3828万kW，并网运营容量为3131万kW。

按照2010年底全国风电建设容量进行排序，位居前5位的省（自治区、直辖市）分别为内蒙古、河北、辽宁、甘肃、吉林，具体各省（自治区、直辖市）风电装机吊装容量情况如表1-6所示；位居前5位的投资商分别为中国国电集团公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、国华电力公司；按照2010年底全国风电吊装容量进行排序，位居前5位的国内风电机组制造企业分别为华锐风电科技有限公司、新疆金风科技股份有限公司、东方汽轮机有限公司、国电联合动力技术有限公司、广东明阳风电技术有限公司。

2011年我国（不含香港、澳门、台湾）全年新增风电装机容量17.63GW，我国风电市场在历经多年的快速增长后正步入稳健发展期。全国累计装机容量62.36GW，稳步保持全球风电装机容量第一的地位。截至2011年年底，已有30个省（自治区、直辖市）（不含香港、澳门、台湾）有了自己的风电场，风电累计装机超过1GW的省份超过10个，其中超过2GW的省份9个。领跑我国风电发展的地区仍是内蒙古自治区，其累计装机17.59GW，紧随其后的是河北、甘肃和辽宁，累计装机容量都超过5GW。

2011年风电新增并网超过17GW，基本上与全年吊装容量相当，并网难的问题得到了初步的缓解；全国风电并网容量累计达到了47.84GW。虽然风电并网的速度不断加快，但是并网困难问题依然存在。并且由于电网企业对风电装备技术条件要求提升，风电并网开始从物理“并网难”，向技术“并网难”转化。同时“弃风”成为风电发展的新难题，2011年风电“弃风”超过100亿kWh。

2011年按照风电容量排名的开发制造商分别为新疆金风科技股份有限公司、华锐风电科技有限公司、国电联合动力技术有限公司、广东明阳风电技术有限公司和东方汽轮机有限公司，其中国电联合动力技术有限公司2011年装机达到2847MW，比前一年增长73%，成为2011年最受瞩目的企业。我国累计风电装机市场排名前5位的企业分别为华锐风电科技（集团）股份有限公司、金风科技股份有限公司、东方汽轮机有限公司、国电联合动力技术有限公司和维斯塔斯风力技术集团，新疆金风科技股份有限公司和华锐风电科技有限公司在装机容量上都比上年有所下降，但仍然保持了我国市场第一和第二的位置。2011年我国新安装的风力发电机组中，平均功率为1.545MW，与2010年相比继续保持增长，制造业面向海上风电积极研制多兆瓦级风电机组。

大型央企及地方国有企业仍然是我国风电场开发的主力军，有接近90%的风电项目由这些企业投资建设完成。截至2011年年底，全国共有约60余家国有企业（不包括子公司）参与了风电投资建设，累计并网容量37.98GW，占全国总并网容量的79.4%。其中，我国五大发电集团累计并网容量27.1GW，占全国总并网容量的57%。国电集团以累计并网容量9.81GW位列国内风电并网容量第一名，华能集团和大唐集团分别位列第二和第三位，其他各投资企业基本保持稳定发展状态。

据不完全统计，到2011年，我国大约有20家整机企业宣布了研制多兆瓦级大功率风电机组的计划，功率范围多集中在3～6MW。2012年国内风电市场发展将依然延续2011年的发展趋势，新增装机将维持在15～18GW。随着电网公司特高压输电线路、智能电网等基础建设的提升，电网大范围消纳风电能力和跨区域风电输送规模将增加，风电并网率将进一步改善。风电制造业进入了高成本的微利时代，这意味着行业内竞争的加剧，市场更加成熟，风电制造企业将面临更大的市场考验，风电已经成为实力较强的新生电源技术，并将逐步增大在我国能源结构中的比例。

2011年，我国海上风电建设有序推进，上海市和江苏、山东、河北、浙江、广东等省海上风电规划已经完成；辽宁、福建、广西、海南等省的海上风电规划正在完善和制定。已完成的规划中，初步确定了43GW的海上风能资源开发潜力，目前已有38个项目，共16.5GW在开展各项前期工作。截至2011年年底，全国海上风电共完成吊装容量242.5MW。

2007年，《中华人民共和国可再生能源法》的颁布实施，明确把开发利用风能在内的可再生能源纳入法律框架，指导和实施可再生能源的开发和利用，支持高风险长远研究开发活动和管理指令性援助计划，加快技术标准的引进和实施，建立全国风能资源数据库，为国内、外企业开发利用风能、风电场选址和设计提供依据。国家还陆续颁布了一系列实施细则，制定更多激励政策，包括要求电网企业全额收购可再生能源电力、发电上网电价优惠以及一系列费用分摊措施，大幅度增加环境保护投入，补贴企业进行风力发电开发，扶持科研机构进行风能应用研究和基础研究，从而大大促进了可再生能源产业的发展，我国风力发电也步入了快速增长时期。

我国风力发电技术的发展主要体现在：提高机群安装场地的准确性；改进机群布局的合理性；提高运行的可靠性、稳定性，实现运行的最佳控制；进一步降低设备投资及发电成本；风电场装机中容量在兆瓦级以上的风力发电机组将占据主要地位。

2.成本现状

影响风电成本的因素主要有：风能资源条件、风电场所在地区的建设条件、风电机组技术和成本、风电场运行管理技术和成本等。

根据我国陆上风能资源、建设条件和现有主流的兆瓦级风电机组、风电场运行管理等技术水平，目前陆上风电开发的成本在0.5～0.6元/kWh，相应的电价水平确定为0.51～0.61元/kWh。在现有电价定价机制下，不考虑煤电的资源、环境成本（即不考虑风电的环境效益的前提下），风电成本和电价水平高于我国煤电成本和电价水平。从区域电价上看，东北、华北、西北（以下简称三北）和东南沿海等风能资源丰富地区，风电上网标杆电价高出煤电价格的幅度不同。由于风能资源和风电场开发条件较好，三北地区目前陆上风电上网标杆电价普遍为0.51～0.54元/kWh，高出煤电电价0.25元/kWh左右；而东部地区陆上风电上网标杆电价为0.61元/kWh时，虽然风电电价高于三北地区，但其仅高出当地煤电电价0.20元/kWh左右。但是，由于海上风电机组、施工和运行成本明显高于陆上风电，合理的海上风电电价水平则超过当地煤电电价0.3元/kWh以上。因此，在目前的技术水平和不考虑风电的远距离输送成本的情况下，如果不计算风电的资源、环境效益，风电电价高出煤电0.20～0.25元/kWh，如果考虑风电替代煤电的资源、环境效益，则风电的成本将与煤电的成本相当。

以上的成本和电价分析中没有考虑风电并网和消纳以及远距离输送造成的输电成本增加的情况。不同区域风电并网、消纳和远距离输送导致的总成本增加可能差异显著，大约为0.05～0.3元/kWh。

1.6.2　我国风力发电展望

1.规模预测

表1-7为2007年我国风力发电预测发展目标，针对当前风力发电的发展情况进行了3种预测，其中低速发展目标表示照常发展趋势情况，是一种较为保守的预测，按照目前的政策环境和发展态势，可以确保实现；中速发展目标是中等发展目标情况，实现的可能性很大，但需要在产业扶持政策等方面给予支持；高速发展目标是一种乐观发展目标，需要在诸如固定上网电价、电网建设、分布式发电、海上风力发电研发等方面做出更多投入。3种目标的区别主要在2020年前发展速度的判断上，之后每年的发展速度和增量基本保持一致。

2020年目标实现低速发展目标装机容量4000万kW。参照过去10年全球风能28.3%的平均发展速度，这一目标可能提前至2015年就可以实现。

2015年后的增长参考目前欧洲19%的水平（全球风能理事会预测全球平均14%）、年均新增800万kW装机，则在2020年，我国风力发电累计装机可以达到7000万kW。届时风力发电在全国电力装机中的比例接近6%，风力发电电量约占2.8%。如果风力发电发展的政策环境进一步完善，2020年风力发电累计装机可以达到1.2亿kW，意味着2010～2020年平均年增长率为24%。

从2020年开始，风力发电和常规电力相比，成本优势已比较明显。根据低速发展目标，即每年新增装机以欧洲水平的800万kW来计算，那么至2030年累计装机可以达到1.2亿kW。根据中速发展目标，每年新增装机超过1100万kW，约占全国每年新增装机的30%，即达到欧盟过去5年中风力发电占新增发电装机的比例，那么至2030年我国风力发电累计装机可以达到1.8亿kW左右。在这种情况下，风力发电在全国电力容量中的比例超过11%，可以满足全国5.7%的电力需求。根据高速发展目标，2020年后年平均新增装机可以保持在1400万kW，至2030年我国风力发电累计装机可以达到2.7亿kW。在这种情况下，风力发电在全国电力容量中的比例超过16%，可以满足全国将近8.65%的电力需求。

2030年后大部分的水能资源将已被开发，风力发电能源将以其良好的社会效益和环境效益，日渐成熟的技术，逐步降低的发电成本，成为我国电力建设的重要形式。我国在2050年的风力发电装机可以达到4亿～6亿kW，届时风力发电将成为火力发电、水力发电之后的第三大发电电源。

在2011年发布的《中国风电发展路线图2050》中提到的风电蓝图是：未来40年中国陆上、近海、远海风电都将有不同程度的发展，到2030～2050年，每年将新增装机约3000万kW；到2020年、2030年和2050年，我国风电装机容量将分别达到2亿kW、4亿kW和10亿kW，成为主要电源之一，到2050年，风电将满足国内17%的电力需求；2020年以前以陆上风电为主，开展海上风电的示范；2021～2030年，陆上、近海风电并重发展，并开展远海风电示范；2031～2050年，实现东中西部陆上和近海风电的全面发展。

根据国家能源局《可再生能源“十二五”规划》，预计到2015年，我国将建成海上风电5GW，形成海上风电产业链。2015年后，我国海上风电将进入规模化发展阶段，达到国际先进技术水平。2020年我国海上风电将达到30GW。但实现这一目标仍面临重重困难，海上风电短期内难有起色。

2.成本预测

2005年后，我国风电市场兴起并迅速扩大，目前已经进入规模化发展阶段，2005～2008年由于市场供求平衡等原因，出现了风电开发投资增高和波动的现象，但总体看来，2005年后风电开发投资成本呈现不断下降的趋势。根据2010～2011年的情况，风电开发的投资成本一般在8000～9000元/kW，其中风电机组成本占据近一半。从未来发展来看，陆上风电机组还应有一定的成本下降空间，在风电规模扩大和技术更为成熟后，风电机组单位成本有可能达到与煤电机组单位成本持平的水平，这样即使考虑今后钢材和铜等原材料上涨和风机技术标准提高带来的成本上升以及其他价格上涨的因素，风电机组价格仍有可能存在10%～20%的成本下降空间（以不变价格计算），如图1-22所示，而如果考虑人工和施工价格可能上涨的因素，2020年、2030年和2050年陆地风电开发投资可能分别降至7500元/kW、7200元/kW、7000元/kW左右（按照目前不变价格计算）。由于海上风电机组基础、运输安装和输电线路费用较高，如果不考虑陆地土地限制因素，海上风电的投资将一直高于陆上风电成本投资。根据目前国际海上风电投资水平以及我国海上风电特许权招标情况，目前近海风电的投资是陆上风电的1.5～2倍，大约为14000～19000元/kW，预计2020年、2030年和2050年降至14000元/kW、12000元/kW和10000元/kW。

风电场的运行和维护成本包括服务、备件、保险、管理和其他费用等，是风电成本的一个重要组成部分。当前我国风电大规模发展刚刚起步，大部分风电场运行时间短，因此成本数据的代表性、可靠性和可用性低，此外，由于各风电开发企业的经验不同、管理理念和方式各异，其运行成本差别也较大。当前我国陆地风电运行成本占风电成本的25%左右，约0.1元/kWh。考虑由技术进步和人工等引起的成本变化，将目前的陆地风电运行成本数据外推至未来10～40年更为困难。假定陆地风电运行维护成本维持在0.1元/kWh。海上风电的运行和维护成本主要取决于海上风电场的可达性、机组的可靠性、零部件所涉及的供应链情况，近期海上风电的单位发电量运行成本要高于陆上风电运行成本（根据目前的预期，约为陆上风电的1.5倍），未来近海风电的运行维护成本则将与陆上风电持平，甚至略低于陆上风电。预计2020年、2030年和2050年近海运行维护成本分别为0.15元/kWh、0.1元/kWh和0.1元/kWh。远海风电场采用浮动式基础，投资和运行维护成本将更高。

因此，风电机组价格、风电场投资和运行维护成本的降低将相应地拉低风力发电成本。与此同时，由于煤炭开采成本和价格的攀升，我国煤电价格的上涨将难以避免。预计到2020年前后，即使不考虑出台化石能源资源税（或环境税、碳税等）的可能性，风电的成本和价格将与煤电成本和价格相持平，而2020年后，在不考虑风电消纳和远距离输送的情况下，风电价格将低于煤电的价格。我国典型风电场预期投资成本和上网电价如表1-8所示。