中國風電發展報告·2007Steve中國環境科學出版社· 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7400kW，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3000萬kW的目標，制定了風電設備國產化相關政策，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%；中國在風電裝機容量的世界排名中，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，開始有所作為。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，中國風電制造及相關零部件企業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。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。 目錄162345風能資源特點及開發潛 風能資源特點及開發潛 002中國風電發展報告·2007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高度層風能資源技術可開發量可以達到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。2002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

中國的風能資源分布廣泛，其中較為豐富的東北、華北、西北）地區，內陸也有個別風能豐富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以東部沿海水深5～20m的海域面積遼闊，但受 風能資源特點及開發潛力 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。 中國風電發展報告風電發展現狀 中國風電發展報告 風電發展現狀初期示范階段(1986-1993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

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，提高國產設備制造分攤措施，從而大大促進了可再生能源產業的發風電裝機統計3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k.h。 006中國風電發展報告·2007表1表12006 圖2容量按照年底機組吊裝完成數量的統計，2006年中國除臺灣省外新增風電機組1454臺，裝機容量133.7萬kW，比過去累計20年的數量還多。其中兆瓦級以上風電機組263臺，占新增機組數量的18%。與2005年當年新增裝機50.3萬kW相比，2006年當年新增裝機增長率為166%。雖然根據圖圖2容量

1所示，目前600kW、750kW、850kW機型仍然占據主要市場份額，這類機型目前累計約占總裝機臺數的80%，約占總裝機容量的75%，但是中國風電機組已經呈現出向兆瓦級以上大容量機組發展的趨勢。 風電發展現狀2006年分省的風電裝機格局沒有發生大的變化，但是發展差距開始拉大，其中內蒙古裝機容量超過50萬kW，占全國總裝機的1/5，其次是河北、吉林、遼寧、廣東和新疆，裝機容量都超過了20萬kW。累計裝機容量超過10萬kW的省份由2005年的7個上升到2006年的11個，黑龍江、山東、甘肅和江蘇躋身累計裝機容量超過10萬kW大省之列。2006年新增市場份額中，來自國內制造商的風電機組占45%（含合資），其中新疆金風公司的份額最大，占新增總裝機的33%、國內產品份額的80%；外國制造商占55%，其中丹麥的維斯塔斯(VESTAS)、西班牙的歌美颯（GAMESA）通用電氣（GE）三家的份額最大，占新增總裝機的50%，占外國制造商的90%以上。風電特許權招標項目，是中國風電發展史上的里程碑。為了推動風電產業的規模化發展，2003-2006年中國政府采取特許經營的形式批準了四期風電特許權項目，經過四期特許權招標，共計安排了11個項目，裝機總容量245萬kW，所有項目已經開工建設，2007年6月底已經完成吊裝65萬kW，估計2009年可以基本如期全部建成。特許權項目的實施，解決了2002年以前存在的阻礙風電發展一些主要問題，如明確風電不參與電力市場競爭，政府承諾固定發電小時內（滿負荷發電萬h）的固定電價，電網公司全部收購風電可供電量，風電與常規電源上網電價的差價在各省電網內分攤，風電場與附近電網之間的輸電線路及配套設施由電網企業投資建設，進場道路及項目準

備工作由當地政府部門組織協調，為確保上述區別于當時普通風電項目的條件能夠得以落實，相關省政府和省電網公司要與中標的投資商分別簽訂特許權協議和購電合同等。上述主要政策已被后來頒布的《可再生能源法》采納，成為法律條文。2006年第四期風電特許權招標又明確要求風電機組制造商應與開發商捆綁投標，在推動風電規模化發展和促進風電機組設備國產化方面起了重要的作用。政府通過公開招標選擇投資商，承諾最低上網電價者中標（2005年對項目評選規則進行了修改，其中電價占項目評選權重的40%，2006年減少至25%。2007年第五期招標時改為去掉最高和最低投標價，最接近其余投標價平均值的投資商可中標）。項目執行兩段制電價政策。第一段電價執行期為風電場累計上網電量在等效滿負荷小時數3萬h以內，執行中標人的投標電價。第二段電價執行當時電力市場中的平均上網電價。2006年1月5日，國家發改委發布了《可再生能源發電有關管理規定》（發改能源[2006]13號文件，文件明確：“發電企業應當積極投資建設可再生能源發電項目，并承擔國家規定的可再生能源發電配額義務。發電配額指標及管理辦法另行規定。”由于文件中提到了發電配額義務，國有發電企業為了占據資源以應對將來可能承擔的 008中國風電發展報告·2007配額，在風電特許權項目投標中承諾極低的上網電價以贏得項目，儲備發電配額。2003年到2006年共有11個風電特許權項目招標，中標上網電價最高0.519元/（kW.h），最低項目規模合計235萬kW

運行狀況估計，由于現在的兆瓦級國產機組仍然處于試運行階段，許多問題還需要在野外實際運行考核后發現和改進，如果將風電場實際運營時面臨的風能資源評估誤差、風電機組可利用率低 項200320.6370.4360.4360.71910.5740.501-0.0720.5010.717200420.5420.5190.5190.566200420.4090.3820.3820.42620.5090.5090.5090.509200520.5040.487-0.0160.0270.4600.54620.510.461-0.0520.4610.55610.7260.600-0.126-0.7260.72620.5140.465-0.0480.4560.555200620.5360.500-0.0350.5000.601200620.4800.420-0.0600.0140.4050.565 風電發展現狀和接入電網困難等風險考慮進去，可行性研究測算的電價平均值仍然偏低。投標商的實際投標價格是各企業根據本身的發展策略制定的，中標價格又是政府決策者綜合考慮各種因素后的抉擇。因此，目前特許權項目的實際結果仍然是低價中標，并以此作為政府核定電價的依據。如此一來，既不利于設備制造能力的形成，也不利于當地經濟的發展。因此，建議在風電特許權項目投產兩年以后，再重新統計這些項目的融資條件、投資額、年銷售電量、機組可利用率等關鍵參數的實際值，對風電特許權項目的真實狀況進行評估。除了并網發電之外，風電的離網應用也有一定的市場，離網型風電的主要用戶是電網未覆蓋地區的牧民、漁民和農民，以戶用風電機組解決家庭照明和收看電視的用電問題。隨著生活水平的提高和更多家用電器的應用，對單機容量的要求增大，50W機組已停止生產，100W和150W的產量下降，200W、300W、500W和1000W機組

的產量逐年增加，200W以上的機型占離網型風機年產量的80%①。目前約有70家單位從事離網風電產業相關的業務，其中大專院校、科研院所35家，生產企業23家，配套企業12家(含蓄電池、葉片、逆變控制器等)，年產量較大的企業有江蘇神州風力發電有限公司、內蒙古龍信博風電設備制造有限公司（原內蒙古商都牧機廠）、內蒙古天力機械有限公司（原內蒙古動力機廠）、廣州紅鷹能源科技有限公司等。2006年當年，全國共生產30kW以下的機組3萬多臺，比2005年增長34.4%，其中200W、300W和500W的機組占全年總產量的72.5%；平均單機容量361W，總產值1億元左右，平均單位千瓦70001000萬元。經過20多年自主研發和制造，離網型風電機組的技術水平和產品質量有了很大提高，2005共出口5884臺，創匯283萬美元，占當年產量的18%、產值的27%，出口全球24個國家和地區，包括發展中國家如菲律賓、巴基斯坦和阿根廷等，以及發達國家如英國、美國和澳大利亞等。 中國風電發展報告 中國風電發展報告 風電制造業的發展《可再生能源法》及一系列實施細則的頒布，為中國風能產業的發展提供了堅實的法律保障和明確的政策導向，雖然外國制造商占主要市場份額的局面還沒有改變，但國內的風電機組制造業已經出現了良好的發展勢頭。目前中國風電機組整機開發和研制的內外資企業有40多家，其中內資企業主要有新疆金風、北京華銳（大連重工）、東方汽輪機廠等；合資企業主要有南通航天萬源安迅能、瑞能北方、恩德（銀川）、湘潭風能等；外資企業有美國GE、西班牙Gamesa、丹麥Vestas、印度Suzlon等。不僅如此，也還有更多的企業正在研發具有自主知識產權的風電機組，零部件制造商更是開足馬力迅速擴大產能。中國風電制造業開始形成“百花齊放”之勢。在風電場建設的投資中，機組設備投資約占70%。實現設備國產化，降低工程造價，是風電大規模發展的需要。早在20世紀80年代，作為科研課題，中國陸續研制過幾種并網型風電機組，額定功率分別為18kW、30kW、55kW和200kW，由于研制周期長，滿足不了市場對更大容量機組的需求，大部分樣機沒有機會繼續改進和完善，未能轉化成商品，如國家曾經撥款研制過兩種型號的200kW樣機，未及商品化，市場上的主導產品已發展到600kW機組。現在采取引進國外成熟技術，經過消化吸收逐步提高國產化程度的路線，以期大型風電機組主要部件盡快在國內制造，價格比同類型進口機組降低10%～20％。為了推動風電設備的國產化，國家發改委連續組織了四次特許權招標項目，為國內企業提供了巨大的市場，極大

2006年，內資企業整機產品市場投放量約54萬kW，市場份額占41.3%，比前一年提高11%累計市場份額中，內資產品占有率在30%以上。內資企業的產品因為價格相對較低，為平抑中國風電設備制造價格、降低風電場建設投資成本、推動風電產業快速發展起到重要作用。此外，內資風機企業已具備出口能力，例如浙江華儀風能公司已出口780kW風機至智利，這是我國首批擁有完全自主知識產權的風機出口海外。圖3圖32004-2006外資與合資企業的產品約占國內新增市場的60%，仍然處于領先。技術上以當前國際主流的變的維斯塔斯2MW的機組2006年內首次在江蘇和福。從產品結構上看，中國目前風電場裝機大都屬于兆瓦級以下的定槳定速型風機，但市場需求趨勢已向兆瓦級以上風電機組發展，其中主力機型是1.5MW風電機組。在兆瓦級風電機組研制上， 012中國風電發展報告·2007表3主要的風電機組制造商情況金風公司的1.2MW直驅型的樣機于2005年4吊裝投入試運行，并請外國有關機構對其功率曲線進行檢測，在產品升級換代方面邁出了重要一的科技部“863”項目研究成果，1MW變槳雙饋變速機組也于2005年7月投入試運行，2006年又研制出1.5MW機組投入市場。東方汽輪機公司、華銳風表3主要的風電機組制造商情況

電2006年完成7.5萬kW，并形成了上百臺的年生產能力，2007年有望生產500臺左右1.5MW 風電制造業的發展機型代號參數：?風輪直徑—P額定功率—AS主動失速—DD直接驅動—SR失速調節—VV變槳變速—VF 014中國風電發展報告·2007綜上所述，中國已經基本掌握了兆瓦級風電機組的制造技術，并初步形成了規模化的生產能力，主要零部件的制造和配套能力也有所提高，中國開始步入批量生產風電機組的國家行列，生產批量不斷增加，并形成一定的市場競爭格局。雖然國產1～2MW容量的風電機組仍需要在野外運行考核，加以改進，但已經有不止一家企業已經具有批量生產不同型號兆瓦級風電機組的能力，這為中國風電產業今后的大規模發展提供了有力的技術保障。而且，目前的整機制造企業（包括內外資企業）都在不斷擴大產能，還有20多家企業正在進行整機的研發試制，預計在1～2年后，中國風電整機在產量、產能方面將會有較大提高，可以很大程度地改變目前整機供不應求的局面。國內有關專業制造廠按照風電主機生產企業的要求，已經研制出風電機組的關鍵部件①，詳細見表4。葉片目前中國對風電機組中葉片的研制技術已經基本掌握，能批量生產1.5MW以下各系列化葉片，具有代表性的有保定惠騰、中復連眾、上海玻璃鋼研究院等。另外國際知名的葉片制造商丹麥LM公司早在2002年就在天津設立了生產工廠，為國內外整機企業配套生產葉片；外資整機制造企業，如維斯塔斯、歌美颯和蘇司蘭公司，也都在國內設有自己的葉片生產廠。除上述葉片生產企業以外，國內正在進行葉片研發試制的企業還有

多家，包括保定華翼、天津東汽、北京玻璃鋼研究院等。中國可實現風電齒輪箱批量生產企業主要有三家，分別是南京高速齒輪制造有限公司、重慶齒輪箱有限責任公司、杭州前進齒輪箱有限公司，此外大連重工、四川二重等企業也開始齒輪箱的生產。相對于齒輪箱制造企業，中國發電機制造企業數量較多，主要有北車集團山西永濟電機廠、蘭州電機廠、上海電機廠、大連天元、湘潭電機、株洲時代、四川東風電機廠等企業，也都開始為國內整機制造企業提供產品。風電機組主軸承在國內還沒有專業制造廠，目前幾乎全部依賴進口，主要的國外廠商有SKF、FAG等；其他部位的軸承，如偏航軸承和變槳軸承，徐州羅特艾德公司可以生產。此外，瓦軸和洛軸可以生產變槳軸承。風電機組電控系統是國內風電設備零部件中較為薄弱的環節，目前基本依賴進口。現有的幾家企業大都處于研發試制階段，主要有中科院電工所（科諾偉業）、合肥陽光、許繼電氣、南瑞集團等。一些整機制造企業、發電機制造企業及科研院所也正在針對兆瓦級變速恒頻風電機組引進或研制電控系統。風電機組的其他配套部件廠還有一汽錫柴（生產輪轂和變速箱箱體鑄件）、東汽（ 風電制造業的發展表4表4 016中國風電發展報告·2007轂和變速箱箱體鑄件）、秦川機床廠（生產變速箱箱體鑄件）、青島武曉（生產塔筒）、無錫大昶重型環件有限公司(生產塔筒、法蘭)、蘇州天順（生產塔筒）、上海泰勝（生產塔筒）經過多年努力，中國目前風電機組關鍵零部件配套能力有了大幅提高，尤其是目前較為成熟的600kW和750kW機組的國產化率可以達到90%，1.5MW機組的國產化率也達到了70%。不過隨著風電發展規模的迅速擴大，總體而言，中國風電機組零部件配套能力仍顯不足，比較突出的是葉片、齒輪箱。目前國內葉片生產總能力在15萬～170萬kW（包括各類機型）。齒輪箱的生產能力在1600臺左右，約200萬kW，而現在已經形成的整機制造能力（包括境內外資與合資企業）近400萬kW，存在200萬kW的缺口。風電機組用軸承的生產能力也比較薄弱，特別是主軸軸承，絕大部分依賴進口，SKF和FAG兩家軸承企業對中國的供應能力已經達到極限，還不能滿足國內的生產需求。此外，在電控系統的設計和生產上，中國企業的經驗也比較少，很多企業多處于研發階段，當前已經面世的成熟產品較少。關鍵零部件生產能力的不足，必須引起產業界足夠的重視。金風公司自創立以來，致力于體制創新、技術創新和管理創新，承擔并完成了國家“九五”重點科技攻關項目“600kW國產化風力發電機組”的研制生產，國家“十五”科技攻關項目“750kW風力發電機組”的研制生產，國家“863”計劃課

目前產品除了已經形成批量化生產的600kW、750kW風力發電機組外，還包括800kW風力發電機組、1500kW直驅式風力發電機組，并且還在繼續研發2000kW、2500kW風電機組，為將來近海風電場進行產品儲備。金風公司目前在河北、浙江、廣東建立了總裝分廠，并且還在北京、包頭建立了生產基地。形成了年產上千臺風電機組的生產能力。截至2006年年底，新疆金風公司生產的風電機組累計裝機達667MW，占國產風電機組裝機容量的83.4%，占全國累計裝機容量的25.7%。2006年當年，金風公司實現了裝機從2005華銳風電科技有限公司（Sinovel）是一家從事風電機組開發、設計、制造、銷售的高新技術企業，是大連重工·起重集團為了加快產業結構調整、進軍風電領域而成立的全方位、專業化的風電公司。公司總部位于北京，生產基地設在大連，占地面積3萬余m2。華銳風電科技有限公司引進FL1500系列風電機組全套技術，成為國內首家引進兆瓦級風電機組的企業。在消化吸收引進技術的同時，進行二次開發和創新，形成了FL1500國產化配套供應鏈，目前國產化率達85.7%產能力500臺，并計劃于2010年達到1000臺。公司目前正在進行研發具有自主知識產權2MW、3MW和5MW的海陸兩用大型風電機組。2006年，華銳風電以其裝機容量7.5萬kW的業績位列國產風電機 風電制造業的發展 組排行榜第二名，2007年市場投放量可能達到75萬kW，約占國內份額的40%以上。中國東方電氣集團東方汽輪機有限公司是由原來東方汽輪機廠于2006年12月改制而成，始建于1966年，是中國研究、設計、制造各類發電動力設備的大型國有企業。風電事業部是東汽風電產業運營的專業機構。2004年，東汽引進了德國Repower公司具有世界先進技術水平的MD70/77型1500kW風力發電機組成套技術和生產許可證，經過消化吸收和技術交流，東汽已經具備了從風電場設計到最后售后服務的全套技術能力，1500kW

在掌握1500kW風電機組設計、制造、服務技術的基礎上，東汽已開始與歐洲著名的風電機組設計公司聯合開發具有自主知識產權的2.5MW風電機組，并投資組建風電機組葉片廠和風電技術研究院。2005年，東汽生產的首批國內單機輸出功率最大的1500kW風電機組在山東榮成投入商業運行，2006年，一批自行研制的雙饋異步低溫型風電機組陸續在內蒙古呼倫貝爾交付使用，實現了兆瓦級風力發電機組的批量化生產。 中國風電發展報告 中國風電發展報告 風電上網電價機制分析中國風電上網電價的價格形成機制，經歷了四個不同的歷史階段：這是風電發展的初期階段，即20世紀90年代初到1998年左右，由于風力發電設備基本上是使用國外援助資金購買的，上網電價很低，上網電價的收入僅夠維持風電場運行，例如20世紀90代初期建成的達坂城風電場，一直采用這種低電價，上網電價的水平基本上與燃煤電廠持平，不0.3元/（k.h）。這是風電電價的“春秋戰國”時代，即1998

這是風電電價的“雙軌制”階段，即從2003年到2005年。這一階段與前一階段的分界點是首期特許權招標，出現招標電價和審批電價并存的局面，即國家組織的大型風電場采用招標的方式確定電價。到2006年底已經開展了4期招標，2007年的招標工作正在進行之中。而在省區級項目審批范圍內的項目，仍采用的是審批電價的方式。這一階段是在2006年之后。主要標志是2006年1月《可再生能源法》生效以及國家可再生能源發電價格等有關政策的出臺。根據國家有關政策規定：風電電價通過招標方式產生，電價標準根據招標電價的結果來確定。因此，這一階段的風電電價采用的是招標加核準的方式。 020中國風電發展報告·2007圖42006年底中國現有風電項目上網電價水平（不含稅（3萬h的電量河新新遼遼浙海廣廣廣福甘吉上江廣吉如江甘山北疆疆寧寧江南東東東建肅林海蘇東圖42006年底中國現有風電項目上網電價水平（不含稅（3萬h的電量河新新遼遼浙海廣廣廣福甘吉上江廣吉如江甘山北疆疆寧寧江南東東東建肅林海蘇東林東蘇肅東張達達東大蒼東南南南東玉通崇如惠通二東安即北坂坂崗連南方澳澳澳山門榆明東來榆期臺西墨城 ~二 廠廠能南仔內蒙古包頭巴音內蒙古灰騰梁勒內蒙古達里內蒙古錫林浩內蒙古商都內蒙古輝騰錫內蒙古朱日和上網電價/[元（除了個別情況之外）基本上還是理性的。造成風電上網電價差異較大的根本原因是風能資源的差異，也有價格形成機制的因素。資源條件差異形成的價格差別正常的，但是價格形成機制的因素造成的價格差異，往往容易成為人們批評的焦點。同一地區的風電場出現不同價格的情況，例

200611日，《中華人民共和國可再生能源法》生效，為中國風電的發展提供了法律框架。其中規定：可再生能源發電項目的上網電價，由國務院價格主管部門根據不同類型可再生能源發電的特點和不同地區的情況，按照有利于促進可再生能源開發利用和經濟合理的原則確定。在法律生效后3天，國家發展和改革委員會頒布了《發改價格[2006]7號》文件，出臺了《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》，提出了風電電價確定的原則是：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。 風電上網電價機制分析風電價格政策的出臺主要是基于這樣的考慮：目前中國在通過特許權招標形式確定風電價格方面已經積累了一定的經驗。風力發電實行招標定價，政策的本意是指通過招標電價制定電價標準，而不是必須對每一個項目都實行招標定價。在政策出臺后，各方估計可能采取的操作方式是：先試行一段通過招標方式核準每一個風電項目的上網電價，通過一定數量的招標項目，在上網電價水平基本能反映當地風電成本和合理利潤的時候，就逐步過渡到以招標方式確實當地的風電電價標準水平。由于目前特許權招標項目較少，招標電價的水平還不能準確反映風電項目的成本和合理贏利狀況，通過一定數量的項目的實施，以招標方式確定的風電上網電價會逐步趨于合理，屆時通過招標方式確定的電價標準會更加合理。此外，在《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》中，還明確了在2006年后政府主管部門批準或核準建設的風電項目，電價高出當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，由可再生能源電價附加支付。可再生能源電價附加也自2006年6月30日開始按照0.001元/（kW.h）在銷售電價中征收。因此，對于風電等可再生能源電力，電價高出的部分已經有了費用的出口。價格政策的實施促進了風電市場的繁榮

發展政策的出臺，推動了中國風電市場的快速發展，到2005年底，中國安裝風電機組1864臺，裝機容量達126.5萬kW，但2006年當年，中國新安裝的風電機組即達到1454臺，新增容量133萬kW，超過以往歷年的總和，年增長率超過100%，使得中國風電裝機躍居世界第六位。但是，在2006年新投產的機組中，只有32.86萬kW為2006年后核準的項目，其余的近100萬kW都是2005年底前獲得政府核準的。按照7號文件規定，這些項目不屬于可再生能源電力附加補貼的范圍內。但是，為了鼓勵風電的發展，政府也在考慮放寬電力附加補貼的范圍，如包含2005前核準并且在2006年之后投產的風電項目。新的風電價格政策實行后，除了國家組織的第四期特許權招標項目外，許多省市區的地方政府也陸續組織開展了一些風電項目的前期準備和招標。但是，招標出來的價格，出現了同一地區風資源相近的不同項目，上網電價存在較大的差異的情況，也出現了上網電價畸低和畸高的情況。例如，第四期國家特許權招標項目，電價分別為0.4058元/（kW.h）、0.4566元/（kW.h）、50織的裝機為5萬kW以下的風電場的招標價格則基本在0.50元/（kW.h）以上，大部分為0.55～0.658元.1元）甚至更多，據業內專家初步估算，這一差額已經遠遠超出了風電場因容量大小不同而出現的合理價差，并且這些通過招標確定的電價，尚需獲得 022中國風電發展報告·2007 表52007政府物價部門的核準，方可享受可再生能源電力附加的補貼。由于電價是按照項目單一進行招標和核準的，因此上網電價沒有給風電開發商帶來明確的投資信號，對外資和民營企業投資風電產生了一定的影響。政策試行后，除第一期外，尚無一家外資和民營企業贏得國家組織的特許權招標項目，使得部分外資和民營企業對中國的風電價格政策產生了疑慮。目前無論是國家組織的招標，還是地方核準的風電項目，開發商大都是國有大型發電和能源企業。2007年，風電價格政策實施取得了一些新的進展。2007年6月，國家發改委對河北、內蒙古、吉林、甘肅、新疆、福建等地的27個風電招標項目的電價進行了核準并批復。總體的價格水平為0.51～0.61元/（kW.h）。在價格核準過程中，對個別招標形成的價格做了微調，但各項目價格水平的高低基本能和當地風資源情況相協調。在個別地區，如吉林6個風電項目所核準的電價完全一

新的風電價格政策實施一年多，有成績也有問題，政策也在實施過程中進行了調整和完善。那么未來風電價格政策的走向如何？一些實施過程中的具體政策問題也還需要加以明確。第一，通過多個項目招標電價來確定電價標準，還有多長的路要走？風電價格政策的本意是希望通過一定數量的招標項目，來確定資源不同地區的風電項目的電價標準水平，但是，究竟有多少項目的招標為基礎，才能滿足確定電價標準的要求？如果項目招標出來的電價差異較大，該如何處理？這些問題沒有明確的答案，需要在實踐中逐步解決。目前，全國各地組織或正在組織的風電招標項目不下40個，其中23個上報到國家發改委并獲得核準。雖然核準的結果是同一省份或風資源相近地區，核準的價格是基本一致的，但根據政府批復的文件，并不能說明今后該地區就以此為電價標準了，這一批核準的電價只是針對具體的項目，而不是針對省份或地區。不過這 風電上網電價機制分析些項目招標的結果以及電價核準的方式，以及最終核準的大體統一的電價水平，仍為今后通過多個項目招標電價來確定電價標準開辟了道路，打下了基礎。第二，如何保證有一定吸引力的電價水平？經過四期特許權招標之后，有了確定固定電價水平的基礎，可以逐步由招標定價向固定的電價水平過渡。可以將全國劃分為3個主要區域，即風能資源豐富區（年等效滿負荷小時數2500h及以上地22滿負荷小時數2000h以下），分別制定相應的固定

中國風電發展報告 中國風電發展報告 風電特許權項目目前規模達到5萬kW及以上的風電項目由國家審批，通過風電特許權招標進行；規模在5萬kW以下的風電項目，由省級政府能源主管部門審批，但是否采取招標方式并沒有在政策條文中明確規定。特許權招標的工作由國家發改委組織進行。在各地上報的項目中，國家發改委對前期工作質量和深度進行審核，確定招標項目，并下發文件通知。招標的具體工作，由國家發改委委托中設國際招標有限責任公司和中國水電工程顧問集團公司組織實施。兩個單位結合招標項目的特點，編寫招標文件，在國內外有較大影響的報紙和互聯網上公開發出招標邀請。按照招標文件規定，項目所在省區計委和招標公司共同組織投標人進行項目的現場考察，召開標前會。各招標項目于約定的時間，在北京公開開標。特許權風電場項目評標委員會主任由國家發改委能源局可再生能源和農村電氣化處領導擔任，委員由相關省區發改委、國家電網公司、省區電力公司、招標代理機構、技術專家等有關人員組成，總數為單數。商務組的工作職責是：①對投標文件進行初評；②對特許權協議標注文本進行評價；③協助技術組完成詳評；④主持打分排序、澄清等工作；⑤匯總有關評審資料，完成評標報告。

技術組的工作職責是：①對投標文件進行的詳評（包括技術方案、財務方案、融資方案、經驗業績等）；②對購售電合同標注文件進行評價；③會同商務組完成打分排序、澄清、編寫評標報告等工作。初評：審定每份投標書是否在實質上響應了招標文件的要求，是否有實質性的偏差或保留。商務組對特許權協議標注文本進行逐一評價，形成初評結果匯總報告并提交評委會。技術組對投標人的技術方案進行整理、匯總和評價，對購售電合同標注文本逐一評價，并將整理的技術內容提交評委會。詳評：對進入詳評的投標人方案逐一評審，對技術方案、財務方案、融資方案、經驗、業績等進行評審，判斷其是否滿足招標文件要求，完成對特許權協議和售電合同標注文本的分析評價，確定候選談判人名單。打分排序及推薦候選談判人：評標委員會通過詳評對投標人進行打分排序，排序前2～3名者為推薦候選談判人。澄清：為了有助于投標書的審查、評價和比較，可要求投標人對投標文件中的商務、技術和資格等不明確的內容做進一步的解釋，出具更詳盡的文字說明。但不得尋求、提出、允許或接受對價格及其他實質性內容進行更改。所有的澄清問題均以書面形式提前通知投標商，所形成的澄清紀要以書面形式完成，由幾方共同簽字認可作為投標文件的一部分，并可能將來作為合同文本不可分割的一部分，具有法律效力。 026中國風電發展報告·2007談判，以確認其投標書條件，包括投標人按照招標文件的要求提出的建議及修改意見。談判按打分排序從第一名推薦候選人開始進行，直至獲得招標人滿意的結果。談判內容包含價格因素和其他非價格因素在內的所有內容。經過談判，招標人將最終選定一名推薦中標人，并行文上報國家發改委審批，隨文報送正式的評標報告。第一期風電特許權招標項目為：江蘇如東風電場（10萬kW）和廣東惠來石碑山風電場（10萬kW）。2003年9月1

場由廣東粵電集團公司中標，中標電價為0.5013以上電價均含增值稅。為統一比較，對原報價中不含增值稅的電價進行了修正。折扣后電價為開標現場當時聲明的實際投標電價。第二期風電特許權招標項目為：江蘇如東第二風電場（10萬kW）、內蒙古輝騰錫勒風電場內蒙古輝騰錫勒風電場由北京國際電力新能源有限公司投標聯合體中標。由于風電場附近可開發范圍廣闊，國家發改委決定，如其他投標人同意，可以按照特許權風電場同樣的條件和電價0.7190.7170.67S0.S410.6080.S0S0.4360.S01Ё?圖5 風電特許權項目0.S09Ё?圖6風電特許權二期招標情況在招標風電場附近建設同等規模的風電場。經談判，中國華電集團公司同意按照相同條件在附近開發建設另一個10萬kW風電場工程。吉林通榆團結風電場由龍源電力集團公司投標聯合體與華能新能源環保產業控股有限公司投由于團結風電場所在區域的可開發規模約為40萬kW，經談判，雙方將按照中標電價分別開發江蘇如東第二風電場由龍源電力集團公司投標聯合體中標，中標電價為0.519元/（kW.h）據現場條件，開發規模調整為15萬kW第三期風電特許權招標項目為：江蘇東臺風電場（20萬kW）、甘肅安西風電場（10萬kW）、山東即墨王村風電場（15萬kW）。

江蘇東臺風電場由國華能源投資有限公司中標，中標電價為0.4877元/（kW.h），經談判，中國電力投資集團公司同意按照相同條件在附近的大豐縣開發建設另一個20萬kW風電場工程。公司一家投標，投標電價為0.7261元/（kW.h）。由于項目所在地耕地較多，裝機容量受到限制；經國家發改委批準，本項目的裝機容量優化為10萬kW，中標電價后協商為0.60元/（kW.h）改為省內核準項目，不再作為風電特許權項目。騰梁風電場（30萬kW） 028中國風電發展報告·20070.S220.4990.4610.487???? Ё?圖7參加第四期風電特許權項目投標的開發商共有17家，都是國有企業，其中有5家與境外注冊的企業組成聯合體，以便享受外商的優惠政策。由于評標辦法做了較大調整，加大了本地化方案的比重，進一步降低了投標電價所占的比例，并且各投標人經過對幾次招標的反思，投標比較趨于理性。內蒙古灰騰梁30萬kW風電場投標電價范圍為0.4058～0.5651元/（kW.h），平均為0.478元/（kW.h）；內蒙古包頭巴音20萬kW風電場投0.5041元/（kW.h）；河北省張北單晶河20萬kW風平均0.5281元/（kW.h）。投標電價基本反映了各由于要求開發商與風電機組制造商捆綁投標，參與第四次投標的制造商共有12家，其中國外獨資企業1家、中外合資企業3家、民營企業

家、股份制企業2家、國有企業5家。投標機型共有20種，風輪直徑49～83m，額定功率從750kW到2000kW，國內企業擁有自主知識產權的6種。1MW以下的機組已投入批量生產，1.5MW機組剛開始生產樣機，有的還處于設計階段，2MW正在準備生產樣機。各參與投標的制造商都與主要部件供應商簽訂了供貨協議，制訂出達到70%國產化率的方案和時間進度表。內蒙古灰騰梁風電場由中廣核能源開發有限責任公司與中廣核國際有限公司中外合資投標聯合體、北方聯合電力有限責任公司兩家同時中標，中標電價為0.4056元/（kW.h），中標電價分別開發30萬kW巴音項目中雖然中節能投資公司的投標電價最低，但投標電價稍高的龍源電力憑借機組本地化率高的優勢，最終贏得該項目。 風電特許權項目圖8圖8???A??????????l???A?$????????l0.S6S0.S290.SS10.S090.S260.S190.4S20.S170.4490.S0S0.S010.40S0.S00Ё?O.SS2O.S22O.SO3O.479O.46S*??O.4S6Ё? 030中國風電發展報告·2007第五期風電特許權招標項目為：內蒙古通遼市北清河風電場（30萬kW）、內蒙古巴彥淖爾市烏蘭伊力更風電場（30萬kW）、河北承德圍場御道口風電場（15萬kW）和甘肅玉門昌馬風電場2007年４月，召開了4個項目的預可行性研究報告評審會，５月，形成評審意見并上報國家發改委。各項目所在地相關機構積極準備項目基礎資料及其他招標所需資料，8月底召開第五期風電特許權招標工作啟動會，并公開發售招標文件。這次招標條件在以往幾次招標項目經驗的基礎上做了較大的調整，預計會對風電價格的形成起到好的作用。場的輸電線路和變電設施；引入投資者競爭的機產化率的要求等。在當時不能承諾固定的上網電

第一、二期風電特許權項目的負面影響，主要是由于原國家計委的文件明確規定承諾上網電價最低的投標商中標，結果實際中標的上網電價遠低于合理范圍。最明顯的案例是如東項目連續兩年招標，風能資源和其他條件幾乎完全相同，華睿公司200年投標價0.3979元/（kW.h），2004雖然第三、四期的招標允許非價格標準作為考慮因素之一，但實際中標的仍然大多為上網電價最低的投標商。可見，評標過程雖然對于非價格標準因素給予了足夠的重視，而上網電價的高低還是起著主導的作用。投標企業為了降低投標電價，采用的手段有過高評估風能資源和上網電量，設定較高的第二段電價，低估設備價格，風電機組基礎成本和削減運行維護費等。有的投標商與本公司在境外注冊的企業組成所謂“中外合資企業”，享受外商優惠政策，如采購國產設備可以退增值稅，減少所得稅稅率等，形成不公平的競爭，犧牲的是國家的正常稅收。過低的中標電價也表明，當前的風電開發企業對投資風電都存在極大的熱情，這種競爭的局面雖然是政府一直希望看到的，但仔細分析卻可以發現，中標的開發商只是為了贏得特許權開發項目，進入風電這個有前景的投資領域，先“跑馬圈地”、“搶占優質資源”，而并沒有將現有 風電特許權項目項目效益作為投資第一要素來考慮。在這種非理性投資沖動的作用下，前幾輪招標中尚有民營企業敢于冒險大打價格戰，并有成功的例子，但在最近一次的招標中，民營企業最終無法承擔巨大的投資風險全線退出，外資企業更是轉為觀望狀態。第四輪的投標已是清一色國有大能源集團和公司。為什么國有公司有能力支撐特許權“價格戰”的策略？事實上，這些企業大多數隸屬中央或地方的能源巨頭，均有著或多或少的壟斷背景和實力，集團公司的利潤鏈條上更有較為雄厚的煤電或水電項目作保障，因而在其內部有足夠空間消化幾十萬元風電特許權項目的“微利甚至虧損”所帶來的影響。換句話說，國有公司在現階段“賠得起”，只要掌握了資源，不愁在5年甚至10年后贏利并重新掌握主動，并且即使在現階段，發展風電對于這些大能源集團，也可以作為企業發展環保電力、樹立良好企業形象的一種舉措。但對民營企業而言，這種風險足以大到令它們退卻。國有電源公司愿意出低價競標風電項目的另一個原因，亦有可能與正在討論中的可再生能源發電強制配額政策有關。國家為了增加對可再生能源的投入，正在醞釀對國有大型發電企業電源容量中的可再生能源最低百分比做出規定，這使得電源企業現在愿意以低上網電價中標，目的是得到今后可能需要的可再生能源容量的配額。這種政策是在發展風電等可再生能源的社會投入有限、舉步維艱的情況下而設定的，初衷是要迫使國有大型發電企業增加對發展可再生能源的投入。不過在《可再生能源法》頒布并且解決了上網和電價、費用分攤等多個關鍵問題后，風電、

太陽能等可再生能源已成為社會投資的熱點，出現了國有、民營資本競爭的局面，這一始料未及的局面使得這一政策面臨尷尬，同時也使之成為國有公司尤其五大發電集團低價競爭的潛在借口。但幾乎可以肯定的是，即使國家沒有制定這種配額政策，國有發電集團仍然會涉足風電項目以保證其投資的多元化。問題在于如何建立適合的制度吸引多方投資，同時引入合理的競爭機制，以及完善相關管理制度，創造保證風電長期和健康發展的有利環境。但是，在當前最低價中標的潛規則以及多方的投資熱情鼓動之下，特許權項目的最后中標電價過低，遠遠超過了現階段合理的贏利甚至保本區間，已經開始成為民營和國外投資者發展風電的障礙。這與實現風電開發多元化、避免電力行業壟斷的初衷相距甚遠。此外，過低的上網電價使得風電投資商難以贏利，不能提供所得稅，起不到促進項目當地的經濟發展的作用，也嚴重挫傷了貧困地區開發風電的積極性。過低的上網電價除了會將理性投資者“邊緣和產品，比如通過合資方式生產風電機組，利用“許可證”得到技術，甚至直接進口國外風電機 032中國風電發展報告·2007許權的結果已基本反映了這一點。開發商在風電場建設運營能力基本處于同一起跑線，因而“價格戰”的關鍵最終體現在產品設備和服務的價格上。在低價獲得風電項目后，開發商為了追逐利潤，會盡可能地壓迫上游設備供應商的利潤空間。但是，在一個產業尚無重大技術突破，尚沒有形成完整的上下游產業鏈，以及需要政府給予財稅等優惠政策，并提供人才培養、公共研發平臺等便利條件之前，其抗風險的能力是差的，很容易夭折。風電設備制造業目前沒有能力通過產品及其服務的大幅降價來促進電價的顯著降低。即便政府為風電開發商制定了風電設備70%化率的限制，為國產風電機組保證了市場空間，但風電行業從下游開始微利、無利甚至賠錢，就不能保證形成有競爭力的上游龍頭企業和成熟的產業鏈，同時還會直接創傷企業的研發和創新熱情，使得企業只注重眼前、短期的生存發展，而沒有能力再去投入未來技術和質量的提高，這同培育風電這個新興產業以及發展風電總量的初衷相違背。但除非放開最下游的利潤空間，否則這種惡性循環不會出現大的改變。首先，前期工作深度需進一步加強。前幾期招標項目中，一些項目由于前期工作深度不夠，引發了一些問題。如第一期惠來項目只有一個測風塔的數據，并且其位置在招標書中無法標出，風能資源評估存在很大盲目性；通榆項目華能新能源公司中標后，分配到與招標書項目不同的位置，但地方政府并未對該區域進行前期調研，以致該項目的裝機容量和預計上網電量都存在很大的不確定性。2005年山東即墨風電項目沒有足夠

的測風及可利用土地面積數據，也未委托有資質的咨詢單位按國家發改委有關技術規定作預可行性研究，就進行了招標。在項目建設工程中，雖然對規模進行了調整，但土地利用仍與其他項目規劃產生矛盾，最后項目被取消。中標開發商在實施過程中還發現許多本應該在前期工作中解決的問題實際上沒有完成，不得不重新做起。其次，第二段電價稱為“當時電力市場中的5年）內保持穩定的電價，使項目資金順利回收。在達到等效滿負荷小時數30000h以內的上網電量再次，需制定明確的竣工驗收規定。在前三期招標中，關于國產化率的要求，在投標階段只是一紙方案設計，投標人中標后另外對設備進行招標，結果很可能與投標設備方案不同。在第四期招標中進行了改進，規定投資商與設備供應商聯合投標，針對選定的設備提出本地化方案。但由于風電場竣工驗收的相關規定還不完善，風電場建成后，如達不到投標承諾的標準，具體處理辦法尚不明確。實施具體效果如何，尚待檢驗。第五期特許權招標，在前總結前四期招標 風電特許權項目調整。其中最主要的變化是對投標電價的評價方案進行了調整。在前四批中，均是投標電價最低者最有利，所不同的只是電價部分所占的權重不同。在第五期中，采用了完全不同的電價評分方案，其計算公式為：

標電價的投標人得分越高。采取這樣一種方式，就是希望改變一些投標人以不合理的低價競標的想法，引導投標人理性投標。另外一個重要的調整是對風電機組制造商參與投標的具體規定方面。標書規定，風電機組制得分1

XnXn

造商作為供貨商參與投標時，對于其生產的同一種機型，在同一項目上可以與不超過三家的投標人簽署供貨協議。而在第四期招標中，供貨協議XXX...X

n

X1X2X3...Xn——通過初評的投標人的投標上

此外，根據國家政策和有關技術規定的變Xmax,X

n投標上網電價的權重仍為25

結果還沒有出來，很難對其效果做出判斷。但是，這種改善對風電上網電價的形成機制的完善是利好消息。 中國風電發展報告 中國風電發展報告風電與環境 風電與環境可再生能源是清潔無污染、可再生的能源，而風電又是可再生能源中最具競爭力，最有發展前途的能源生產方式。任何事物都是兩方面的，風力發電在能夠產生巨大環境效益的同時，也可能對環境產生一些負面影響。這些影響主要表現在噪聲、視覺影響、候鳥遷徙、電磁輻射等。但與其他常規發電方式相比，風電在上述方面的影響是很小的，或是可以避免的。根據聯合國氣候變化政府間委員會發布的氣候變化評估報告，有超過90%的可能性，人類活動是過去半個世紀氣候變暖的主因。氣候變化的罪魁禍首就是人類燃燒化石能源釋放的溫室氣體，以CO2為代表。風能作為一種可再生能源，能夠在提供能源的同時，減少CO2的排放。根據世界能源委員會的計算，每提供100萬kW.h的電量，使用風電可以減少600tCO2的排放。大規模

例如燃煤等帶來的區域性環境問題。國家發改委的數字表明，因燃煤造成的SO2和煙塵排放量占中國排放總量的70%～80%，SO2排放形成的酸雨面積已占國土面積的1/3。環境污染給中國社會經濟發展和人民健康帶來了嚴重影響。世界銀行估計2020年中國由于空氣污染造成的環境和健康損失將達到GDP總量的13%。①風電場的噪聲主要來自兩個方面，機械噪聲和氣流噪聲。機械噪聲主要是發電機、齒輪箱工作和葉片切割空氣產生的；而氣流噪聲是經過葉片的氣流和葉輪產生的尾流形成的。風電機組的噪聲有些是規則的，有些是不規則的。隨著制造技術水平的提高，風電機組噪聲的強度也在不斷下降。與其他通常存在的環境噪聲，如交通、建筑和工業噪聲相比，風電機組所產生的噪聲要小得多。并且風電場在建設時，一般都選在遠離村鎮的地方，不會對居民的生活產生影響。表6250m7m外的電100m外48kmh100m64kmh350m35～臥20～① 036中國風電發展報告·2007更多將其與清潔的環境和可持續發展的未來相聯在中國目前的情況下，很多地方將風力發電場作為吸引游客的旅游景點。內蒙古輝騰錫勒風電場旁邊的蒙古包每年6月到9月都會招來大量的游客到這里騎馬、觀花、吃羊肉、點篝火。當地農牧民旅游業收入可達總收入的一半。風電場的建設可能會對鳥類的生活、育仔和哺乳帶來影響，旋轉的葉片還有可能與飛行經過的鳥類沖撞造成鳥類的死傷。中國要求所有建設項目都要進行環境影響評價，風電場的建設也不例外。由于風電機組在運行的過程中，葉片轉動的切線速度非常高，一些鳥類有可能會受到傷害。因此所有的風電場在建設前的環境影響評價中都要包括對鳥類，尤其是對候鳥遷徙的影響，看其選址是否在候鳥遷徙的路線上。如果是，就要求選址時避開候鳥遷徙的路線。其他鳥類有可能在飛行時撞上轉動中的葉片而死亡，但這種情況在已建成的風電場中很少出現。當地的鳥類比較熟悉情況，發現在它們生活的地方有新建的風電機組，會主動地避開。隨著風電機組技術的進步，同等額定功率的葉輪轉動的速度有所下降，

對鳥類的傷害程度也相應地有所降低。美國的一項研究表明，由于風電機組運轉造成的鳥類的傷害占各種鳥類傷害事件的0.01%～0.02%。2003年西班牙內瓦拉省的統計數據表明，安裝在18個風電場的692臺風電機組造成鳥類傷亡的總數是89只，平均每臺0.13只。英國著名的鳥類保護組織皇家鳥類保護協會的研究表明，對鳥類的長期威脅來自氣候變化。氣候變化將改變有些植物和一些昆蟲的生活習性，使得一些原本適合鳥類生活的地方不再適合。根據最新的研究成果，到21世紀中期，氣候變化將使1/3以上的動植物物種滅絕，包括一些鳥類。相對于這樣的結果，風電機組對鳥類的傷害實在是微不足道。電磁輻射是電器設備運行時產生的工頻輻射。風電場的輻射主要來自發電機、電動機、變電所和輸電線路。發電機、電動機的輻射一般比較小。變電所和輸電線路在100kV以上的屬電磁輻射項目，而現在一般的風電場的變電所和輸電線路都在100kV以下，所以電磁輻射強度不大。中國還沒有投入商業化運行的近海風電場，但相應的試點示范準備工作正在進行當中。目前世界上的近海風電場主要集中在歐洲。近海風電場的建設可能會帶來兩個方面的影響：一個是電磁干擾，一個是噪聲。輸電電纜的電磁場可能會對海洋生物帶來影響。因此近海風電場多用多導電纜系統以防止產生強磁場。現有研究結果表明，風電機組運行時的噪聲與漁船和風浪產生的噪聲強度相近，不會對海洋生物造成很大影響。 風電與環境實踐中發現，丹麥北海風電場周邊生活的鰻魚和巴布爾魚非常喜歡在風電機組的基座周圍活動。巴布爾魚還在基座上產卵喂食。總之，風力發電對環境的負面影響是微乎其微的，而風電發展在改善能源結構、減少環境污染、降低溫室氣體排放、減緩氣候變化方面的貢獻卻是巨大的。按照粗略估算，如果到2020

中國實現3000萬kW的裝機容量，年發電量達到600億kW.h，則每年可減少SO2排放9億t、CO23600萬t，減少固體顆粒物4.2億t。相反，如果人類不使用清潔的可再生能源，而一味使用傳統的化石能源，地球上的資源終將耗盡，而化石能源的使用所帶來的環境污染、氣候變化也最終會給人類的自身生存環境造成不可逆轉的破壞。 中國風電發展報告風能發展的重點區域 中國風電發展報告 風能發展的重點區域中國的風電資源分布不平衡，主要的資源分布在北部和沿海地區，各地區之間資源也不平衡，風能資源比較豐富的主要有內蒙古、新疆、河北、吉林、遼寧和廣東等地。①10m高度風功率密度大于150W/m2的面積約10.5萬km2，技術可開發量約1.5億kW。風能資源豐富的地區，主要分布在東起呼倫貝爾西到巴彥淖爾廣袤的草原和臺地上。最早的風電場建在蘇尼特右旗的朱日和，1989年安裝了從美國引進的單機100kW的變槳距下風式機組，20世紀90年代中期重點開發察右中旗的輝騰錫勒風電場，主要是從丹麥、德國和美國進口的機組，到2004年底裝機約6.9萬kW。2004年以后內蒙古東部加快風電發展，相繼建成幾個超過10萬kW的風電場，如克什克騰旗的賽罕壩和翁牛特旗的孫家營。2006年底內蒙古自治區風電裝機50.9萬kW，其中蒙西約18.2萬kW，蒙東約32.7萬kW。2005年，燃煤火電含脫硫標桿電價為0.257元/（kW.h），風電特許權項目達茂旗八音20萬kW風電場，估測等效滿負荷小時數約2380h，中標電價為0.4656元/（kW.h），風電特許權項目錫林浩特市灰騰梁30萬kW風電場，估測等效滿負荷小時數約2730h，中標電價為0.420元/（kW.h），非招標項目的上網電價一般在0.5元/（kW.h）（稅）或0.55元/（kW.h）（含稅）左右。國家核準

項目的上網電價為0.54元/（kW.h）（含稅）此，內蒙古地區的風電上網電價可以認為是0.54元/（kW.h）（含稅）左右。內蒙古自治區內分為內蒙古、赤峰和通遼3電網，其中內蒙古電網又分為蒙西電網和呼興電網，赤峰和通遼電網與東北電網連接，并由東北電網公司經營。2005年底，內蒙古電網最大發電負荷931萬kW，其中蒙西主網895萬kW，赤峰電網46.5萬kW，通遼電網37.8萬kW。在包頭建立了風電機組總裝廠，分別屬于新疆金風科技公司和中德合資的瑞能北方風電設備公司。10m高度風功率密度大于150W/m2的面積約7378km2，技術可開發量約869萬kW。風能資源豐富的地區，主要分布在河北省北部的張家口市壩上地區和承德市的圍場縣和豐寧縣，沿海岸線的黃驊港附近風能資源也較為豐富。1996年在張北縣的“壩頭”茴菜梁村附近建設了第一個風電場，安裝了從丹麥、德國和美國進口的機組，裝機容量近1萬kW。2001年起承德市圍場縣開始建設風電場，全部采用金風公司的國產機組，有一部分在當地隆化縣總裝，2006圍場縣紅松洼風電場裝機達到10.6萬kW。2006年底河北省風電裝機達到32.6萬kW 040中國風電發展報告·2007中張家口市21.8萬kW，承德市10.8萬kW2005年燃煤火電含脫硫標桿電價冀北為0.345元/（kW.h），冀南為0.339元/（kW.h），風電特許權項目張北縣單晶河的20萬kW風電場，估測等效滿負荷小時數約為2370h，中標電價為0.5006元/（kW.h）（不含稅），非招標項目的上網電價一般在0.55～0.60元/（kW.h）（不含稅）0.6～0.65元/（kW.h）（含稅）左右。國家核準項）（含稅）。因此，河北北部的風電上網電價可以認為是0.54元/（kW.h）（含稅）左右，其他地區為0.61元/（k.h）（含稅）左右。容量約2900萬kW，2010年可能達到3600萬kW，2020年可能達到5700萬kW。張家口壩上地區和承河北保定國家高新技術產業開發區集中了眾多電力和新能源設備企業，建立了風電園區，有生產葉片的中航惠騰風電設備公司、生產風電機組控制器的科諾偉業公司等，以及風電機組制造商惠德風電工程公司和保定天威風電科技公司等。在承德市的隆化建有金風公司的750kW機組的總裝廠。

10m高度風功率密度大于150W/m2的面積約2100km2，技術可開發量約252萬kW。風能資源豐富的地區，主要分布在遼東半島沿岸及島嶼，遼寧省西北部靠近內蒙古的地區。1994年在瓦房店市的東崗建設第一個風電（仙人島）風電場于2001年最早安裝了國內首批引進的兆瓦級機組，在2000-2006年期間這個風電場也是國產機型最多的，合資企業西安維德公司和一拖美德公司，內資企業申新公司和惠德公司等的樣機和小批量產品，還有沈陽工業大學風能所的科研樣機均安裝在這里進行試驗和示范，為風電機組國產化作出可貴的貢獻。2002年以前遼寧省主要在遼東半島的沿岸和島嶼開發風電場，近年來西北部地區發展較快，如昌圖縣的東張家已建成5萬kW的風電場。2006年底遼寧省裝機23.2萬kW，其中遼東半島的沿海約9.4萬kW，西北部約13.8萬kW。2005年，燃煤火電含脫硫標桿電價為0.347元/（kW.h）。遼寧省已經批準項目的上網電價從0.65元/（kW.h）到0.70元/（kW.h）不等（含稅），遼寧尚無國家核準項目電價。2005年底，遼寧省電力裝機容量1736萬 風能發展的重點區域在大連有生產風電機組齒輪箱和發電機等部件的企業，總裝廠有大連重工集團所屬的華銳風電科技公司、位于沈陽的華創風能公司和美國獨資的GE（沈陽）風能公司。10m高度風功率密度大于150W/m2的面積約511km2，技術可開發量約60萬kW。風能資源豐富的地區，主要分布在西部的白城、通榆、長嶺和雙遼等地。進西班牙和德國的機組。隔了5年之后才在白城建項目，各開發20萬kW的規模，由于共用一個位于東新榮村的場內變電站，總裝機40萬kW可能成為。2005年，燃煤火電含脫硫標桿電價為0.339元/（kW.h），風電特許權項目通榆縣東新榮2萬kW風電場，估測等效滿負荷小時數約2310h中標電價為0.509元/（kW.h）。非招標項目的上網電價一般在0.5～0.6元/（kW.h）（不含稅）或0.55～0.65元/（kW.h）（含稅）。因此，吉林

地區的風電上網電價可以認為是0.61（含稅）吉林西部遠離電力負荷中心，在風電特許權項目的推動下，經過國家與省級政府的協調，國網公司、東北網公司和吉林省網公司建設輸電線路和變電站，解決了大規模風電上網問題。目前吉林省尚未建立風電機組零部件和整機制造企業。10m高度風功率密度大于150W/m2的面積約2024km2，技術可開發量約246萬kW。風能資源豐富的地區，主要分布在沿岸地帶及島嶼，發生臺風的概率比較高，有利于提高發電量，但是風電場與臺風中心正面遭遇又會造成機組損毀。廣東開發風電的歷史較早，1989年政府融資在南澳島建設第一個風電場，引進瑞典生產的機組，后來逐步擴建，引進丹麥和美國機組，也有國產樣機進行試驗示范。牛頭嶺風電場是中國第是中國第一期風電特許權招標項目，10萬kW裝機全部采用金風公司的國產機組。2003年9月汕尾的紅海灣風電場遭遇“杜鵑”強臺風正面登陸，9廣東省2006年底裝機達到21.1萬kW 042中國風電發展報告·2007陸沿海15.2萬kW，南澳島5.9萬kW2005年燃煤火電含脫硫標桿電價為0.43元W風電場，估測等效滿負荷小時數約1990h，中標電價為0.5013元/（kW.h）。參照風電特許權項目中標電價，2004年廣東省政府制定了省內風電上網電價為0.528元/（k.h）。2005年末，除西電東送1088萬kW.h外，廣東省電力裝機總容量達4808萬kW，單機30萬kW及以上機組總容量1918萬kW，占省內總裝機容量的40%。廣東省是南方電網的負荷中心，電網不會構成風電發展的障礙。中山市明陽風電公司正在研發適合廣東風況的1.5MW機組，由德國的技術公司設計，具有自主知識產權，樣機正在試制。10m高度風功率密度大于150W/m2的面積約8萬km2，技術可開發量約1.2億kW。風能資源豐富的地區，主要分布在達坂城、小草湖和阿拉山口等具有加大風速地形條件的地域。年就在達坂城附近安裝了幾臺從丹麥引進的機組進行試驗，1989年利用丹麥政府贈款項目建設第一個風電場，共有13臺150kW機組，裝機容量達

1950kW，當時是全國規模最大的，為并網風電成2006年底，新疆維吾爾自治區風電裝機20.萬kW，主要集中在達坂城地區，其余2000多kW分別在布爾津和阿拉山口。2005年，燃煤火電含脫硫標桿電價為0.235元/（kW.h）。新疆維吾爾自治區政府規定的風電截至2006年底，新疆全區已建成電源裝機總容量為752萬kW，其中：水電裝機157萬kW，占20.9%；煤電裝機529萬kW，占70.3%；燃氣電廠裝機47萬kW，占6.3%；風電裝機19萬kW，占2.5%。新疆地域遼闊，電力負荷較小，地區電網連接困難，風電發展的最大“瓶頸”是其電網容量和外送能力。新疆也是全國最早探索風電機組國產化的地區，1997年新疆風能公司與德國Jacobs公司簽訂許可證生產協議，在國內制造齒輪箱和發電機等關鍵部件，在自己運營的風電場內，將進口Jacob機組上的部件拆下，換上國產部件進行試驗，積累經驗并不斷改進完善后，推出了國產的Jacobs機型，建立了新風科工貿公司經營風電機組制造，后來與新疆風能公司分離，從國有企業改為含有員工自然人入股的股份制金風科技公司，成立十年來一直保持國產機組市場份額第一的地位。金 風能發展的重點區域風科技公司在烏魯木齊經濟技術開發區有兩個生產基地和國家風電工程中心，除研發和總裝整機外，還將一個車間租賃給丹麥LM公司生產葉片。在新疆以外金風科技公司建立了承德隆化總裝廠、北京和包頭的生產基地，在國外還成立了德國金風風能公司，進行研發和國際市場開拓。江蘇省風能資源總儲量為3469萬kW，風能資源技術可開發區域面積約為1505km2，技術可開發量為177萬kW

減，沿海及太湖地區風能資源較為豐富，尤其是沿海岸地區，而內陸地區風能資源相對貧乏，風能資源有明顯的東、西部差異。江蘇風電發展迅速，2003-2005年連續三年參加國家風電特許權招標，總招標規模為45萬kW，另外有4個裝機容量為20萬kW的風電場參照特許權風電場的條件進行開發。截至2006年底，江蘇已安裝了68臺風電機組，總裝機容量為10.8萬kW，2005年，燃煤火電含脫硫標桿電價為0.371 2007 中國風電發展報告 中國風電發展報告0.4877元/（kW.h）和0.519元/（kW.h）（不含目前網內主要電廠均為燃煤電廠，電源結構形式限，80%以上需區外來煤解決。風電場建成后作為在南通有北京萬源工業公司與西班牙安迅能能源集團、西班牙英莎國際工貿集團合資成立的南通航天萬源安迅能風電設備制造有限公司，已經開始生產1.5MW的機組。此外，還有生產齒輪箱的南高齒，以及生產塔架等風電機組零部件的制造企業。山東省風能資源總儲量6150萬kW，風能資源技術可開發區域面積約為619km2，技術可開發量為95萬kW。山東省風能資源豐富區主要集中在海島海域，半島沿岸地帶和山區海拔較高的較平坦山頂、山脊、山梁及特殊地形形成的風口地帶。半島沿海地帶70m高處年平均風速5.4～8.0m/s、有效年平均風功率密度（3～27m/s時）220～580W/m2，一年中風速大于3m/s的時間全年

累積出現7000～8000h。風速等值線基本上與海山東省風能資源的開發起步在2080代，1983年山東省在榮成成山頭馬蘭灣引進丹麥單機容量為55kW的3臺風力發電機組，抽出1臺作為樣機仿造，2臺于1989年10月安裝在長北長山島上。截至2006年年底，山東省風電總裝機容量為14.85萬kW，居全國第十位。2005年，燃煤火電含脫硫標桿電價為0.33元/（kWh）。山東省尚無成功的招標項目，非招標項目的上網電價一般在0.5～0.7山東電網現為以省域為界的純火電電網，目前山東省99%以上的發電量均來自燃煤電站，40%左右的電煤供應依靠其他省份。“十一五”期間，山東電網將進一步加快500kV主網架建設，形成覆蓋全省大部分地區，東西方向主斷面為雙回路的五個送電通道、南北方向為兩個單回路的送電兼聯絡通道的“五橫兩縱”500kV堅強網架，并在中部及東部負荷中心形成堅強的受端環網網架。結合新建電廠接入系統和500kV變電站的建設，整理與完善地區220kV網絡，各區域電網間的220kV線路基本可開環運行。目前，山東省尚未建立風電機組零部件和整機制造企業。風能資源特點及開發潛 風能資源特點及開發潛 風電發展展望及政策建議 046中國風電發展報告·2007從2006年發展形勢判斷，2010年風電裝機500萬kW的目標可以在2008年底，即提前兩年完成，2020年實現裝機容量3000萬kW的目標前景良好。風電的長期目標是，經過10～15年的準備，大約在2020年前后，使得風