《中国风电发展线路图2050》发布

第一篇：《中国风电发展线路图2050》发布

《中国风电发展线路图2050》发布

在本月19日-22日举行的北京国际风能展上，国家发改委能源研究所发布了我国首个风电发展综合规划——《中国风电发展路线图2050》。国家发改委能源研究所副所长王仲颖透露，2020年陆地风电的成本将与煤电持平，这之后，风电将逐步脱离国家补贴。

《中国风电发展路线图2050》报告称，到2020年、2030年和2050年，中国风电装机容量将分别达到2亿、4亿和10亿千瓦，成为中国的五大电源之一。到2050年，风电将满足国内17%的电力需求。这意味着在今年基础上，十年内装机容量就将有大幅增长空间。

“2010年，中国风电新增装机容量达到18928兆瓦，累计装机容量达到44733兆瓦，居全球第一位。据不完全统计，今年上半年新增风电装机容量已超过600万千瓦，中国已成为世界最大的风电市场。”中国可再生能源协会风能专业委员会理事长贺德馨补充说。

同时，记者还了解到，未来风电布局的阶段重点是：2020年前，以陆上风电为主，开展海上风电示范；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，实现在东中西部陆上风电和近远海风电的全面发展。

另外，在风电价格上，政策制定部门人士表示，“当下的煤电价格与发电成本并不一致，风电价格在现阶段有国家补贴的支持下更反映实际情况。” 据悉，我国从2006年后对风电实行分区域的固定电价制度，并规定风电上网电价高出脱硫燃煤电价的部分，由可再生能源发展基金支付。此外，根据风电场与已有输电线路距离长短确定了0.01元-0.03元/千瓦的风电并网补贴标准。

王仲颖说：“目前陆上风电开发的成本在0.35元-0.5元/千瓦时左右，相应的电价水平确定为0.51元-0.61元/千瓦。在目前电价机制下，不考虑煤电的资源、环境成本，风电成本和电价水平高于中国煤电成本和电价水平。”

但他同时表示，中国的煤电价格上涨或将持续，2020年陆地风电的成本将与煤电持平，这之后，风电将逐步脱离国家补贴。

第二篇：中国风电发展报告

中国风电发展报告·

风能是一种清洁的永续能源，与传统能源相比，风力发电不依赖矿物能源，没有燃料价格风险，发电成本稳定，也没有包括碳排放等环境成本。此外，可利用的风能在全球范围内分布都很广泛。正是因为有这些独特的优势，风力发电逐渐成为许多国家可持续发展战略的重要组成部分，发展迅速。根据全球风能理事会的统计，全球的风力发电产业正以惊人的速度增长，过去10年平均年增长率达到28%，全球安装总量达到了7 400 万kW，意味着每年在该领域的投资额达到了180亿欧元。2006年，全球风电资金中9%投向了中国，总额达16.2亿欧元（约162.7亿元人民币），中国有望成为全球最大的风电市场。中国具有丰富的风力资源，风电产业的发展有良好的资源基础。据估计，内地及近海风资源可开发量约为10亿kW，主要分布在东南沿海及附近岛屿，内蒙古、新疆和甘肃河西走廊，以及华北和青藏高原的部分地区。

中国政府将风力发电作为改善能源结构、应对气候变化和能源安全问题的主要替代能源技术之一，给予了有力的扶持。确定了2010年和2020年风电装机容量分别达到500万kW和3 000万kW的目标，制定了风，并辅以“风电特许权招标”等措施，推动技术创新、市场培育和产业化发展。到

2006年底，中国累计风电装机容量达到260万kW，过去10年的年平均增长速度达到46%；中国在风电装机，2004年居第10位，2006年跃居第6位，并有望成为世界最大的风电市场。根据目前的发展势头，政府确定的2010年的发展目标有望于2008年提前完成。风电已经在节约能源、缓解中国电力供应紧张的形势、降低长期发电成本、减少能源利用造成的大气污染和温室气体减排等方面做出贡献，开始。中国风电市场的扩大，直接促进了国产风电产业的发展。据不完全统计，2006年底，中国风电制造及40多家，在2006年风电的新增市场份额中，国内产品占41.3%，比2005年提高了10个百分

点，国产风电机组装备制造能力得到大幅提高；在风电开发建设方面，中国已经建成了100多个风电场，掌握了风电场运行管理的技术和经验，培养和锻炼了一批风电设计和施工的技术人才，为风电的大规模开发和利用奠定了良好的基础。经过多年努力，当前中国并网风电已经开始步入规模化发展的新阶段。此外，中国还已经形成了世界上最大的小风机产业和市场，有利地推动了农村电气化建设的开展。2007年是中国风电产业发展比较关键的一年。《可再生能源法》出台并实施已经一年有余，风电在保持快速发展的同时也涌现了一些新的问题。本报告旨在通过总结中国风电政策实施及产业的发展现状，剖，并预测未来风电的发展趋势，为关心中国风电产业的社会各界提供比

较翔实的信息，供在该领域进行生产、投资、贸易、研究等活动的人士参考。本报告在绿色和平与全球风能理事会的支持下，由中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会组织业内专家进行编写完成。在编写过程中，还得到了国家发展和改革委员会能源研究所、中国水电顾问集团公司、中国可再生能源学会风能专业委员会、联合国环境规划署SWERA项目以及国家气候中心等机构的大力协助，在此一并表示感谢。

1.1风能资源储量及分布

中国幅员辽阔，海岸线长，风能资源丰富。在20世纪80年代后期和2004-2005年，中国气象局分别组织了第二次和第三次全国风能资源普查，得出中国陆地10m高度层风能资源的理论值，可开发储量分别为32.26亿kW和43.5亿kW、技术可开发量分别为2.53亿kW和2.97亿kW的结论。此外，2003-2005年联

合国环境规划署组织国际研究机构，采用数值模拟方法开展了风能资源评价的研究，得出中国陆地上离地面50m高度层风能资源技

14亿kW的结论。2006年国家气候中心也采用数值模拟方法对中国风能资源进行评价，得到的结果是：在不考虑青藏高原的情况下，全国陆地上离地面10m高度层风能资源技术可开发量为25.48亿kW，大大超过第三次全国风能资源普查的数据①。根据第三次风能资源普查结果，中国技术可开发（风能功率密度在150W/m2及其以上）的陆地面积约为20万km2

。考虑风电场中风电机组的实际布置能力，按照低限3MW/km2高限5MW/km2计算，陆上技术可开发量为6亿～10亿kW。根据《全国海岸带和海涂资源综合调查报告》，中国大陆沿岸浅海0～20m等深线的海域面积为15.7万km2。年中国颁布了《全国海洋功能区划》，对港口航运、渔业开发、旅游以及工程用海区等作了详细规划。如果避开上述这些区域，考虑其总量10%～20%的海面可以利用，风电机组的实际布置按照5MW/km2计算，则近海风电装机容量为1亿～2亿kW。综合来看，中国可开发的风能潜力巨大，陆上加海上的总量有7亿～12亿kW，风电具有成为未来能源结构中重要组成部分的资源基础。中国的风能资源分布广泛，其中较为丰富的地区主要集中在东南沿海及附近岛屿以及北部（东北、华北、西北）地区，内陆也有个别风能丰富 点。此外，近海风能资源也非常丰富。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、广西和海南等沿海近10km宽的地带，年风功率密度在200W/m2以上，风功率密

度线平行于海岸线。北部地区风能丰富带北部地区风能丰富带包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏和新疆等近200km宽的地带。风功率密度在200～

300W/m2，有的可达500W/m2以上，如阿拉山口、达坂城、辉腾锡勒、锡林浩特的灰腾梁、承德围场等。内陆风能丰富区在两个风能丰富带之外，风功率密度一般在100W/m2以下，但是在一些地区由于湖泊和特殊地形的影响，风能资源也较丰富。近海风能丰富区东部沿海水深5～20m的海域面积辽阔，但受到航线、港口、养殖等海洋功能区划的限制，近海实际的技术可开发风能资源量远远小于陆上。不过在江苏、福建、山东和广东等地，近海风能资源丰 富，距离电力负荷中心很近，近海风电可以成为这些地区未来发展的一项重要的清洁能源。

1.2风能资源的特点

中国的风能资源有两个特点:一是风能资源季节分布与水能资源互补：中

国风能资源丰富但季节分布不均匀，一般春、秋和冬季丰富，夏季贫乏。水能资源丰富，雨季在南方大致是3月到6月，或4月到7月，在这期间的降水量占全年的50%～60%；在北方，不仅降水量小于南方，而且分布更不均匀，冬季是枯水季节，夏季为丰水季节。丰富的风能资源与水能资

源季节分布刚好互补，大规模发展风力发电可以一定程度上弥补中国水电冬春两季枯水期发电电力和电量之不足。二是风能资源地理分布与电力负荷不匹配：沿海地区电力负荷大，但是其风能资源丰富的陆地面积小；北部地区风能资源很丰富，电力负荷却很小，给风电的开发带来经济性困难。由于大多数风能资源丰富区，远离电力负荷中心，电网建设薄弱，大规模开发需要电网延伸的支撑。

2.1并网风电场发展

中国的并网风电从20世纪80年代开始发展，尤其是在“十五”期间，风电发展非常迅速，总装机容量从2000年的35万kW增长到2006年的260万kW，年增长率将近40%。风电装机容量从2004年居世界第十位，上升为2006年年底的居世界第六位①，受到世界的瞩目。总体来看，中国并网风电场的发展分为三个阶段②：初期示范阶段(1986-1993年)此阶段主要是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风力发电机组的研制。产业化建立阶段(1994-2003年)原电力部1993年底在汕头“全国风电工作会议”上提出风电产业化及风电场建设前期工作规

范化的要求，1994年规定电网管理部门应允许风电场就近上网，并收购全部上网电量，上网电价按发电成本加还本付息、合理利润的原则确定，高出电网平均电价部分，其差价采取均摊方式，由全网共同负担，电力公司统一收购处理。由于投资者利益得到保障，贷款建设风电场开始发

展。后来原国家计委规定发电项目按照经营期核算平均上网电价，银行还款期延长到15年，风电项目增值税减半（为8.5%）。但是随着电力体制向竞争性市场改革，风电由于成本高，政策不明确，发展缓慢。规模化及国产化阶段(2003-2007年)为了大规模商业化开发风电，国家发改委从2003年起推行风电特许权项目，每年一期，通过招标选择投资商和开发商，目前已经进行了四期，其主要目的是扩大开发规模，提高国产设备制造能力，约束发电成本，降低电价。从2006年开始，《可再生能源法》正式生效，国家陆续颁布了一系

列的法律事实细则，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，从而大大促进了可再生能源产业的发展，中

国风电也步入了快速增长时期。

2.2风电装机统计③

截至2006年，全国累计安装风电机组3 311台，装机容量260万kW，风电场100多个，其中兆瓦级以上风电机组366台，占总机组数量的11%，见图1。风电场分布在16个省(市、自治区)，在前一年15个省的基础上增加了江苏省。2006年分省累计风电装机情况见表1。与2005年累计装机126万kW相

比，2006年累计装机增长率为105%，见图2。2006年风电上网电量估计约38.6亿kW.h④，比2005年增加约22亿kW.h。

图12006年底中国风电场累计装机主要机型分布

第三篇：中国风电及电价发展研究报告

中国风电及电价发展研究报告

2009-12-7 9:31:12 【大 中 小】

中国—丹麦风能发展项目办公室中国可再生能源专业委员会

一、中国风电电价定价机制的演变过程

中国的并网风电从20世纪80年代开始发展，尤其是“十一五”期间，风电发展非常迅速，总装机容量从1989年底的4200kW增长到2008年的1200万kW，跃居世界第四位，标志着中国风电进入了大规模开发阶段。总体看来，中国并网风电场的发展经历了三个阶段，即初期示范阶段、产业化建立阶段、规模化及国产化阶段。各阶段的电价特点及定价机制概括如下：

（一）初期示范阶段（1986～1993年）

中国并网型风电发展起步于1986年。1986年5月，第一个风电场在山东荣成马兰湾建成，其安装的Vestas V15-55/11风电机组，是由山东省政府和航空工业部共同拨付外汇引进的。此后，各地又陆续使用政府拨款或国外赠款、优惠贷款等引进了一些风电机组，建设并网型风电场。由于这些风电场主要用于科研或作为示范项目，未进入商业化运行，因此，上网电价参照当地燃煤电价，由风力发电厂与电网公司签订购电协议后，报国家物价部门核准，电价水平在0.28元/kWh左右，例如20世纪90年代初期建成的达坂城风电场，上网电价不足0.3元/kWh。

总体来说，此阶段风电装机累积容量为4200kW，风电发展的特点是利用国外赠款及贷款，建设小型示范电场。政府的扶持主要是在资金方面，如投资风电场项目及风力发电机组的研制。风电电价水平基本与燃煤电厂持平。

（二）产业化建立阶段（1994～2003年）

1994年起，中国开始探索设备国产化推动风电发展的道路，推出了“乘风计划”，实施了“双加工程”，制定了支持设备国产化的专项政策，风电场建设逐渐进入商业期。这些政策的实施，对培育刚刚起步的中国风电产业起到了一定作用，但由于技术和政策上的重重障碍，中国风电发展依然步履

维艰。每年新增装机不超过10万千瓦。到2003年底，全国风电装机容量仅56.84万千瓦。

这一阶段，风电电价经历了还本付息电价和经营期平均电价两个阶段。1994年，国家主管部门规定，电网管理部门应允许风电场就近上网，并收购全部上网电量，上网电价按发电成本加还本付息、加合理利润的原则确定，高出电网平均电价部分的差价由电网公司负担，发电量由电网公司统一收购。随着中国电力体制改革的深化，电价根据“厂网分开，竞价上网”的目标逐步开始改革。

总体来说，这一时期的电价政策呈现出如下特点：上网电价由风力发电厂与电网公司签订购电协议，各地价格主管部门批准后，报国家物价部门备案，因此，风电价格各不相同。最低的仍然是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，例如，中国节能投资公司建设的张北风电场上网电价为0.38元/千瓦时；而最高上网电价每千瓦时超过1元，例如浙江的括苍山风电场上网电价高达每千瓦时1.2元。

由此可见，从初期示范阶段到产业化建立阶段，电价呈现上升趋势。

（三）规模化及国产化阶段（2003年后）

为了促进风电大规模发展，2003年，国家发展改革委组织了第一期全国风电特许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式确定风电上网电价。截至2007年，共组织了五期特许权招标，总装机容量达到880万千瓦。

为了推广特许权招标经验，2006年国家发展改革委颁布《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号）文件，提出了“风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定”。根据该文件，部分省（区、市），如内蒙古、吉林、甘肃、福建等，组织了若干省级风电特许权项目的招标，并以中标电价为参考，确定省内其他风电场项目的核准电价。其他未进行招标的省（区、市），大部分沿用了逐个项目核准定电价的做法。

因此，这一时期中国在风电电价政策属于招标电价和核准电价并存。由风电特许权项目确定的招标电价呈现出逐年上升的趋势，随着中标规则的完善，中标电价也趋于合理。特许权招标项目的实施在风电电价定价方面积累的许多有益的经验，尤其是2006年国家发展改革委颁布《发改价格[2006]7号》文件后，各省的核准电价更加趋于合理。风电场装机容量在50MW以下，以省内核准的形式确定上网电价。由于各地风电场的建设条件不同，地方经济发展程度不一，核准的电价也差别较大，但一般采取当地脱硫燃煤电厂上网电价加上不超过0.25元/kWh的电网补贴。

（四）目前中国风电电价政策

随着风电的快速发展，“招标加核准”的模式已无法满足风电市场发展和政府宏观引导的现实需要。因此，在当前各地风电进入大规模建设阶段，从招标定价加政府核准并行制度过渡到标杆电价机制，是行业发展的必然，也将引导风电产业的长期健康发展。

2009年7月底，国家发展改革委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），对风力发电上网电价政策进行了完善。文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。

四类风电标杆价区水平分别为0.51元/kWh、0.54元/kWh、0.58元/kWh和0.61元/kWh，2009年8月1日起新核准的陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的标杆上网电价，海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。政府针对四类风能资源区发布的指导价格即最低限价，实际电价由风力发电企业与电网公司签订购电协议确定后，报国家物价主管部门备案。

二、特许权招标项目

2003～2007 年，五期风电特许权项目招标，是中国电力体制改革、厂网分家后的重要举措，风电上网电价政策不够明确的情况下，特许权招标对合理制定价格、加快风电大规模发展发挥了重要作用。

通过对五次风电特许权项目电价的分析可以看出，国家通过特许权方式确定的招标电价总体上呈现上升的趋势，如：内蒙古西部地区特许权招标项目从2002的0.382Yuan/kWh上升至2007年的0.5216Yuan/kWh；甘肃的特许权招标项目的电价从2005年的0.4616Yuan/kWh上升至2007年的0.5206RMB/kWh；河北的上网电价由2006年的0.5006 RMB/kWh上升至2007年的0.551RMB/kWh。

三、特殊省份电价分析

根据上述分析，全国范围内风电价格整体呈现上升趋势，但个别地区也有例外，例如黑龙江和内蒙古西部。特说明如下：

黑龙江省由于其特殊的地理环境，风资源相对贫乏，并且建设成本居高不下。此期间的建设项目单位投资在1.1万元/kW以上，导致该区域风电发

展相对滞后于其他省份。2003～2004年在黑龙江投建的两个示范工程，都采用价格较高的进口设备和技术，因此上网电价较高，即便如此，也仅能维持正常运行。目前，随着风电企业逐渐掌握黑龙江风能资源的特性，运行成本进一步降低，风电项目增多，此外，风电设备国产化的进程加快，也使风电建设成本降低。黑龙江省的风电产业的发展趋于正常，电价有降低趋势。在内蒙古西部，由于风能资源地理位置远离电网主网架，送电距离远，出力不稳定，对电网调度冲击大，风电企业建设风场的同时需要考虑部分输电设施的建设，因此风电成本较高，核准的电价也较高。加上2003～2004年间，内蒙古地区由于其电网技术落后及电力需求容量限制了风电产业的商业化发展，该地区风电产业处于成长初期，没有大规模发展。国家、地方为了扶持风电的发展，加快了输电线路的建设，使企业减少了相关成本。此外，随着风电设备国产化速度加快，国内设备价格降低，因此风电建设成本降低，电价也相应趋于下降。

四、中国政府对风电的补贴政策

中国政府一直大力支持风电的发展，从2002年开始，要求电网公司在售电价格上涨的部分中拿出一定份额，补贴可再生能源发电（即高出煤电电价的部分）。，电网和中国政府对风电的政策性补贴力度逐年加大，由2002年的1.38亿元上升到2008年的23.77亿元1[1]。由此可见，中国政府的政策是鼓励可再生能源发展的，因此，中国风电迅速发展，三年间装机容量翻番。尽管如此，由于风电运行的不确定性，技术操作能力和管理水平的限制，中国风电企业的盈利仍然是微薄的。

五、总体结论

从以上分析我们可以看出，中国的风电电价变化和风电行业的发展特点密不可分。风电行业发展经历了初期示范、产业化建立、规模化及国产化、目前逐渐完善等四个阶段。与此相对应，四个阶段的风电电价基本情况为：初期示范阶段：与燃煤电价持平（不足0.3元/kWh）；产业化建立阶段：由风力发电厂和电网公司签订购电协议确定，电价各不相同（0.38元/kWh～1.2元/kWh）；规模化及国产化阶段：招标电价与核准电价共存，国家招标电价保持上升；目前完善阶段：四类标杆电价（0.51元/kWh，0.54元/kWh，0.58元/kWh，0.61元/kWh）。在这期间，中国政府一直努力探索合理的风电电价

市场形成机制。不同阶段的机制不同，风电电价亦有所波动，国家的指导电价逐年上升，核准电价则略微下降，这都符合中国风电产业和世界风电产业的发展规律，使中国的风电电价更趋理性。同时，可以看到，中国政府在探索风电价格机制和规范风电电价的过程中，一直给予风电行业巨大的支持，2002～2008年，国家对风电的补贴额从1.38亿元上升为23.77亿元，每年都在大幅度增长，这极大地提高了投资者的积极性，促使中国的风电装机容量成倍增加，中国一跃成为风电大国。

因此，我们认为，中国政府是依据风电本身发展的客观规律、电网的承受能力来确定风电电价，在确定电价时从未考虑CDM因素，定价过程完全与CDM无关。但是，也应该看到，在中国风力发展的过程中，CDM对风力发电企业克服资金和技术障碍确实发挥了积极作用，如果没有CDM，中国风电发展速度不会如此迅速，更不会为减缓全球温室气体排放做出如此巨大的贡献。因此，我们希望EB在审核中国风电项目时能充分考虑和理解中国特殊的定价机制，推动全球范围内更多高质量CDM项目的成功注册，为减缓全球气候变化作出更多贡献。

第四篇：2009-2010中国风电发展报告五

7.近期国家有关部委颁发的有关促进风能产业发展政策文件

（1）国家发改委发布完善风力发电价格政策的通知。2009年7月28日，为规范风电价格管理，促进风力发电产业健康持续发展，国家发改委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格［2009］1906号），对风力发电由招标定价改为实行标杆上网电价政策。《通知》规定，按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。四类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。今后新建陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。同时规定，继续实行风电费用分摊制度，风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。

（2）全国人大常委会同意国家设立可再生能源发展基金。2009年8月24日，第十一届全国人大常委会第十次会议首次审议可再生能源法修正案草案，同意国家设立政府基金性质的可再生能源发展基金，来源包括国家财政安排专项资金和征收的可再生能源电价附加资金等。

（3）国务院批转国家发改委等部门关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干意见的通知。2009年9月26日，国务院下发《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见》（国发［2009］38号）。《意见》指出，不少领域产能过剩、重复建设问题仍很突出，有的甚至还在加剧。特别需要关注的是不仅钢铁、水泥等产能过剩的传统产业仍在盲目扩张，风电设备、多晶硅等新兴产业也出现了重复建设倾向，一些地区违法、违规审批，未批先建、边批边建现象又有所抬头。目前，我国风电机组整机制造企业超过80家，还有许多企业准备进入风电装备制造业，2010年，我国风电装备产能将超过2000万千瓦，而每年风电装机规模为1000万千瓦左右，若不及时调控和引导，产能过剩将不可避免。

意见同时指出：抓住大力发展风电等可再生能源的历史机遇，把我国的风电装备制造业培育成具有自主创新能力和国际竞争力的新兴产业。严格控制风电装备产能盲目扩张，鼓励优势企业做大做强，优化产业结构，维护市场秩序。原则上不再核准或备案建设新的整机制造厂；严禁风电项目招标中设立要求投资者使用本地风电装备、在当地投资建设风电装备制造项目的条款；建立和完善风电装备标准、产品检测和认证体系，禁止落后技术产品和非准入企业产品进入市场。依托优势企业和科研院所，加强风电技术路线和海上风电技术研究，重点支持自主研发2.5兆瓦及以上风电整机和轴承、控制系

统等关键零部件及产业化示范，完善质量控制体系。积极推进风电装备产业大型化、国际化，培育具有国际竞争力的风电装备制造业。

（4）国家发改委下发通知取消风电工程项目设备采购国产化率的要求。2009年11月25日，国家发改委下发《国家发展改革委员会关于取消风电工程项目设备采购国产化率要求的通知》（发改能源［2009］2991号）。《通知》要求，自2009年11月1日起，取消《关于风电建设管理有关要求的通知》（发改能源［2005］1204号）中“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”的要求。风电项目设备由项目单位根据国家有关标准和技术要求，按照《招标投标法》的有关规定，公开公平公正招标采购。地方政府不得以任何理由、任何方式干预风电项目设备采购。

（5）国家《可再生能源法》修订。2009年12月26日，十一届人大常委会第十二次表决通过了关于修改可再生能源法的决定。通过修订的《可再生能源法》指出：应当遵循因地制宜、统筹兼顾、合理布局、有序发展的原则，编制可再生能源开发利用规划；规划内容应当包括发展目标、主要任务、区域布局、重点项目、实施进度、配套电网建设、服务体系和保障措施等。

（6）国家能源局发布海上风电开发管理暂行办法通知。为规范海上风电项目开发建设管理，促进海上风电健康、有序发展，国家能源局于2010年1月22日发布《海上风电开发建设管理暂行办法》（国能新能［2010］29号）。该办法共十章三十八条，规定了海上风电发展规划编制、海上风电项目授权、海域使用申请审批和海洋环境保护、项目核准、施工竣工验收和运行信息管理等各个环节的程序和要求。该办法明确国家能源局和国家海洋局作为全国海上风电开发建设管理的行政管理部门，按照各自的职能，对沿海多年平均大潮高潮线以下海域，以及在相应开发海域内无居民海岛上的海上风电项目实施管理，并在海上风电规划编制、项目核准和施工等阶段做好管理衔接。

（7）能源行业风电标准的制定。2010年3月30日，能源行业风电标准化技术委员会正式成立。该委员会由国家能源局副局长刘琦担任领导小组组长，由国家发展改革委、国家标准化委员会、国家电力监管委员会等部门共同支持并参与组建，国内主要行业协会、整机制造商和风电场开发运营商负责人及专家组成。委员会秘书处设在国家能源局能源节约和科技装备司，秘书处成员还有国家能源局电力司、新能源和可再生能源司负责人。风电标准化技术委员会由风电场规划设计、风电场施工与安装、风电场运行维护

管理、风电场并网管理技术、风电机械设备、风电电器设备6个具体小组组成，各小组将分别负责相关标准的制定。

（8）工信部征集风电设备制造行业准入标准（征求意见稿）意见。根据《国务院办公厅关于落实抑制部份行业产能过剩和重复建设有关重点工作部门分工的通知》（国办函［2009］116号）要求，工业和信息化部会同国家发改委、国家能源局共同组织研究并起草了《风电设备制造行业准入标准》。征求意见和建议的截止日期为2010年4月20日。

准入标准规定：生产企业风电项目投资中自有资金比例不得低于30%，必须具备生产单机容量2.5兆瓦及以上、年产量100万千瓦以上所必需的生产条件和全部生产配套设施，改扩建应具备累计不少于50万千瓦的装机业绩，新建企业应具备五年以上大型机电行业从业经历，厂址应选择在方便运输的地区，本着与风电机组配套企业建立完善产业链的原则进行布局。严格限制风电机组生产企业引进单机容量2.5兆瓦以下风电机组整机技术或购买生产许可证，科研经费投入占销售收入的比例不少于5%。

（9）《风电预测及系统协调运行管理办法》及《风电设备及并网检测管理办法》起草。为解决大规模风电接入电网系统安全可靠运行问题以及保障风电设备质量和并网安全运行，实现风力发电健康、可持续发展，国家能源局委托中电联牵头开展《风电预测及系统协调运行管理办法》及《风电设备及并网检测管理办法》起草工作。为有效推进工作开展，决定成立两个工作小组负责相关研究和具体文件起草，工作小组将在国家能源局新能源司指导下开展工作。2010年6月17日，中电联以中电联规划［2010］87号文，公布了有关事项。《风电预测及系统协调运行管理办法》工作组成员单位：中国电力企业联合会、国家电力调度中心、中国电力科学研究院、国网能源研究院、龙源电力集团公司、中国风能协会和国家气象局预测司等。《风电设备及并网检测管理办法》工作组成员单位：中国电力企业联合会、中国风能协会、鉴衡认证中心、国家电力调度中心、中国电力科学研究院（新能源研究所）、国电龙源公司（电机工程学会风力与潮汐发电专业委员会）、国网能源研究院、新疆金风科技股份有限公司、华锐风电科技（集团）股份有限公司、中国船级社等。

（10）国务院通过加快培育和发展战略性新兴产业的决定。2010年10月10日，国务院发布《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》（国发［2010］32号）。决定包括八个部分：抓住机遇，加快培育和发展战略性新兴产业；坚持创新发展，将战略性新兴产业加快培育成为先导产业和支柱产业；立足国情，努力实现重点领域快速健

康发展；强化科技创新，提升产业核心竞争力；积极培育市场，营造良好市场环境；深化国际合作，提高国际化发展水平；加大财税金融政策扶持力度，引导和鼓励社会投入；推进体制机制创新，加强组织领导。在阐述努力实现重点领域快速健康发展中，“决定”对风电产业的提法是：提高风电技术装备水平，有序推进风电规模化发展，加快适应新能源发展的智能电网及运行体系建设。

（11）《关于促进风电装备产业健康发展的若干意见》发布。2010年12月23日，为贯彻落实《国务院批转国家发展改革委等部门关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干意见的通知》（国发［2009］38号）精神，加强对风电技术装备制造业发展的引导和规范，推进风电装备制造业健康发展，国家发改委印发《关于促进风电装备产业健康发展的若干意见》。

主要意见如下：促进风电装备制造业与风电产业同步发展；坚定不移地走创新道路；推进风电装备产业国际化和市场化；严格控制产能盲目扩张；妥善处理好陆地风电和海上风电的关系；继续支持风电装备技术进步；着力加强质量控制提高产品质量；加强风电发展技术路线研究；加快风电标准体系建设；研究建立风电设备检测、认证制度；支持风电设备公共技术平台建设；依托国家能源风电并网系统研发（试验）中心和风电运行技术研发中心建设风电试验基地；建立风电设备运行和质量报告制度；加强风力发电与电网接入的衔接；探索建立人才培养体系；完善风电设备招标采购制度；完善风电行业发展的政策措施；加强组织管理和工作落实。

第五篇：2010北京风能展：中国风电发展报告2010(摘要)

2010北京风能展：中国风电发展报告2010（摘要）

发布日期:2010-10-18 浏览次数:111

注：《中国风电发展报告2010》由中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会于2010年10月15日北京风能展期间发布，本网将其摘录如下：

中国风电发展报告2010（摘要）

1．全球风电发展现状

2009年，尽管国际金融危机还在持续，全球风电行业仍继续迅速增长，市场增长率达到了41%。世界风电市场格局没有发生变化，欧盟、美国和亚洲仍占据了全球风电发展的主流，主要的变化是中国取代了美国，成为当年新增风电装机容量世界第一的国家。

根据全球风能理事会（GlobalWindEnergy Counci l，缩写GWEC）所编辑的统计报告，全球风电装机容量达到1.58亿kW，累计增长率达到31.9%。

世界风电行业不但已经成为世界能源市场的重要成员，并且在刺激经济增长和创造就业机会中正发挥着越来越为重要的作用。根据GWEC的报告，世界风电装机容量的总产出价值已经达到了450亿欧元，全行业所雇用的人数在2009年达到大约50万人。

到了2009年底，全球已有超过100个国家涉足风电开发，其中有17个国家累计装机容量超过百万千瓦。累计装机容量排名前10的国家依次是美国、中国、德国、西班牙、意大利、法国、英国、葡萄牙和丹麦。

2009年，主要受中国和印度的推动，亚洲风电市场已经超越欧美成为重要的新兴市场。中国的新装机容量达到1,380万kW，累计装机容量达到了2,580万kW。

2．中国风电发展现状

（1）风力资源

中国国土辽阔，海岸线绵长，风力资源丰富。研究表明，中国风能利用的潜力巨大，陆地和海上风能的可开发装机总容量达到大约7~12亿kW。其他最新评估报告提出的数据甚至可达25亿kW以上。因此，风电具有雄厚的资源基础，足以支撑其成为中国未来能源结构的重要组成部分。比较研究现有的五大风电强国，中国的风力资源量接近于美国，大大超过印度、德国和西班牙。

中国东南沿海地区、沿海的岛屿以及北方地区（东北、华北和西北）的风力资源尤其充足。另外，一些内陆地区也拥有丰富的风力资源。海上风力资源也很可观。

但是，风力资源的地理分布与电力负载之间并不匹配。中国的沿海地区电力负载巨大，但是风力资源贫乏。另一方面，中国北方的风力资源丰富，但是电力负载较小。这给风电开发的经济性方面带来了困难。

（2）市场概况

2009年，中国风电行业成为全球领头羊，其装机容量增速超过100%，累计装机容量如今全球排名第二，新增装机容量全球排名第一。中国的设备产能也在全球拔得头筹。中国的新增装机容量和风机产量均占到全球总数的大约1/3。

2009年，中国的新安装风机总数（除台湾省以外）达到10,129台，新增装机容量达到1,380万kW，这个数字超过美国。累计装机容量达到2,580万kW，实现连续第四年装机容量翻番。

（3）风电行业和供应链

中国的风机设备产能迅速增长，其产业集中度进一步提高。如今国内制造商已经占据中国供应市场的超过85%，并开始出口海外。风电设备制造行业明显地分为三个梯次：华锐风电（Sinovel）、金风科技（Goldwind）和东方电气（Dongfang Electric）（均属于全球风机制造商十强之列）属于第一梯队；明阳风电（Mingyang）、国电联合动力（United Power）和湘电集团（XEMC）属于第二梯队；其他较小的风机制造商属于第三梯队。

受国际风电开发趋势的推动，中国风机制造商开始进入大型风机设备竞争行列。华锐风电、金风科技、湘电集团、上海电气（Shanghai Electric Group）和明阳风电（Mingyang）都在开发5MW或者更大功率的风机，并且有望开发出具有竞争力、技术上成熟的风机。但是，这一行业当前的主要顾虑是其产品的质量能否过关。一般认为，中国国内风电设备业将在2011年和2012年迎来大考。如果能够成功过关，中国风机制造行业将会实现质的飞跃。

尽管中国已经有一套比较健全的风机制造供应链，包括几乎所有主要部件的制造生产基础设施，但是中国某些关键零部件还依赖进口，同时中国也缺乏完善的辅助服务体系，例如认证机构、基础研发。

（4）海上风电前景

中国正在对漫长的海岸线上的海上风电开发前景进行细致的调研。2010年，首批海上风电项目——上海东海大桥10万kW已经完成组装，安装了34台华锐3MW风机。根据沿海省份编制的规划，海上风电的装机容量预计将在2020年达到3,280万kW。

（5）风电开发商

中国风电最重要的三大开发商是国电（龙源电力）、大唐和华能。这三家企业都是大型的国有发电企业。大多数的投资和项目开发工作是由发电企业承担的，根据国家法律规定这些发电企业有义务稳定增加可再生能源的比重。

（6）地理分布

2009年底，中国总共有24个省、自治区建立了自己的风电场。超过9个省份的累计装机容量超过百万千瓦，其中4个省份超过200万千瓦。内蒙古自治区最为领先，新增装机容量达到554.5万kW，累计装机容量达到919.6万kW。

3.国家能源政策

2009年底，中国政府在哥本哈根气候变化大会上向国际社会做出政治承诺：到2020年，非化石能源将满足中国15%的能源需求。这对未来清洁能源的发展规模和节奏提出了空前的期望与要求，也是对风电发展的有一次重新定位。风能发展也得到了一系列法律法规的支持，其中最重要的是2005年通过的《可再生能源法》，并在2009年进行了修订。本报告包含了这部法律最新的修订以及其他与风能开发相关的具体法律法规。

（1）风电基地

中国政府关于风电发展的承诺中一项重要的组成部分是建设七大“千万千瓦级风电基地”。这七大风电基地，每个都具有至少千万千瓦装机容量的潜力，位于内蒙古东部和西部、新疆哈密、甘肃酒泉、河北、吉林西部和江苏沿岸及近海地带。

2008年在国家能源局的领导下，这些风电基地的开发规划开始启动，目前进展迅速。根据该规划，各大基地到2020年将实现总装机容量1.38亿kW，但是前提是要建成配套电网。这些基地大多位于电网传输能力较弱的边远地区，远离中国的主要电力负载中心，这成为一个突出的要解决的问题。还有一个问题是大量的具有波动性的风电如何与受调峰能力差的燃煤电厂主导的电网网络相互协调。

（2）价格支持机制

价格政策是影响开发商投资和市场增长水平的关键因素。中国风电的支持机制已经从以资本回报率为基础的价格和通过风电场开发合同的竞争性招标制度实现的平均价格逐步改革，最终实现了根据 风能资源的差异性进行调整的固定电价制度。

2009年开始，通过将全国划分为四类风能资源区域，固定电价制度确立了陆上风电的基准价格。区域性固定电价政策的引入无疑是中国风电开发的一项积极步骤，并对更强劲的增长提供了激励。

4．风电和可持续发展

作为最具经济竞争力的新能源类型，风电不仅在能源安全和能源供应的多元化方面扮演着重要作用，也在经济增长、扶贫、大气污染防治和温室气体减排中扮演了重要作用。2009年，中国的风机产品达到了超过1,500万kW的装机容量，产值总额为人民币1,500亿元，为国家财政增加税费总额超过300亿元。

这一行业也为直接关系风电的就业领域提供了将近15万个工作岗位。假设中国的风电行业能够在2020年实现装机容量2亿kW，风力发电量达到4,400亿kW·h，若不考虑能效提升，那么它们将减少

4.4亿吨的温室气体排放量，并通过减少约1.5亿吨煤炭消耗有效控制空气污染。与此同时，形成每年4, 000多亿的工业附加值，提供约50万人的就业岗位。

与这些效益相比，开发风电的潜在的负面影响，如鸟群撞击的风险较小。如果我们不利用清洁可再生的能源，而继续依赖化石能源，资源最终将会耗尽，而利用化石能源带来的污染和气候变化将会对人类环境带来致命的损害。

5.中国风电发展的相关问题

尽管中国风电发展取得了有目共睹的成就，本报告还是提出了一系列有关其运行和监管的问题与风险。

（1）清洁发展机制

清洁发展机制（CDM）是根据《京都议定书》规定设计的一项方法，旨在促进相对贫穷的发展中国家中的清洁能源项目得到富裕国家的资金支持。中国企业已经充分利用了这一机制。

中国共有869个项目已经得到了联合国的批准，占已注册CDM项目总数的38.71%，来自CDM项目的收入在投资者开发风电场的回报中占据重要份额。但是，由于对中国项目对“额外性”规则——即任何CDM项目必须是相对本来可能发生的情形来说具有“额外性”——的解读方式受到质疑，风电CDM项目目前限于困境。为了中国风电行业的健康发展，这一问题亟待解决。另外，CDM是否会在目前的《京都议定书》减排期到2012年到期后以同样方式延续也存在不确定性。

（2）电网接入

作为一个间歇性、多变化的电源，大型的风电开发势必会面临如何顺利接入电网的挑战。中国的风电场主要位于远离负载中心的地区，并且当地的电网设施相对较差，因此当前的电网设计对于风电的发展构成了限制。这一点已经成为中国今后风电发展面临的最大问题。

关于电网接入，四项问题是未来需要解决的。首先是电网设施自身的落后。专门建设长途电力传输线 路以满足大规模的风电和光电发展，如今已经成为中国能源基础设施中不可或缺的关键组成部分。

第二个问题是电网企业不愿意接纳风电上网。中国的《可再生能源法》明文规定要求电网企业收购与日俱增的可再生能源发电量，目标是要在2020年达到可再生能源发电量比重占总发电量的8%。然而这一规定并不具有可操作性。电网企业不接纳接受可再生能源发电并没有得到应有惩罚，对于风电企业受到的损失也没有补偿，因此电网企业既并没有压力、也没有动力积极接纳包括风电在内的可再生能源电力上网。

第三项问题是风电与电网技术要求之间的兼容性。中国需要效仿其他拥有大量可再生能源的国家的做法，实施可再生能源发电接入电网的技术标准和规定。风电输出预测，增加天然气发电、抽水蓄能电站、建立必要的储能设施和发展电动汽车等都应当考虑为有效利用风电的措施。

另外，风电的定价政策并不能公正地反映其目前所面临的电网接入的困难，常常导致实际接入电网的电量达不到事先约定的数量。现有的风电价格确定机制和电力调度的规则也无法充分反映发电企业在电网安全运行过程中发挥的作用，如调峰和备用电源的使用。风电开发也受到了国家增值税制度的最新修改和来自CDM收入减少的不利影响。

因此，政府应当充分运用价格杠杆的作用，调动市场主体的积极性。应当运用不同的电价以引导和鼓励企业在新增装机容量时配备灵活的调节性装机容量，增加电网企业的调度灵活性。同时，还应运用峰谷电价引导电力消费者使用电力，鼓励非高峰时段用电，减少电网企业削峰的压力。

6．风电开发政策的改革建议

整体上来说，中国鼓励风电发展的政策是成功的，不过，本报告对于进一步改革风电开发政策仍提出了一些具体的改革建议，包括：

（1）提出明确的全国性开发目标，让地方政府、电力企业、发电企业和制造企业都能够作为行动目标。2015年和2020年的装机容量（包括海上风电）不应少于1.1亿kW和2亿kW；当然，1.3亿kW和

2.3亿kW更好。

（2）制定协调各方利益的经济激励政策，保护的地方经济利益，例如在电价中增加3~5分钱用于地方经济发展基金。西部地区应当享受更多的优惠政策。

（3）提出有效激励和制约电网的经济政策，出台风电上网标准及保障性收购的具体实施规范。

（4）出台“可再生能源基金”管理办法。

（5）完善《可再生能源中长期发展规划》中关于大型发电集团非水电可再生能源发电装机比例要求的配套激励、惩罚措施，以确保实现2020年达到8%的目标。

7．未来发展的展望

2008年，来自中国工程院和国家发展改革委能源研究所的专家们作出预测，在低增长、中度增长和高增长的三种情景中，中国的风电装机容量将在2020年分别达到1亿kW，1.5亿kW和2亿kW的规模。与此同时，风电在总能源消费中的比重将分别达到1.6%，2.5%和3.3%。如果风电在总能源消费中的比重要达到5%，那么其装机容量就需要达到3亿kW。

本报告的作者则提出了更为雄心勃勃的判断。

根据“保守方案”的预测，风电将在2020年达到1.5亿kW，2030年达到2.5亿kW，到2050年达到4.5亿kW。而根据“乐观方案”预测，电网接入瓶颈等问题得到初步解决，这组数字将分别增加到2020年的2亿kW、2030年的3亿kW和2050年的5亿kW。

最后，“积极方案”的情景分析假定在巨大的温室气体减排压力下，政府将会引入强有力的政策激励支持风电发展，到2050年，技术可开发的资源将会基本得到开发。这一版本的情景分析表明，风电发展将在2020年达到2.3亿kW、2030年达到3.8亿kW、到2050年达到6.8亿kW。按照这一预测，风电在2020年总能源消费中的比重将分别达到2.2%，2.9%和3.3%；2020年的二氧化碳减排量分别达

2.6亿、3.7亿和4.1亿吨。

这些预测更加接近全球风能理事会所做展望中的“超前情景”分析。该情景分析预计中国的风电装机容量将会在2015年达到1.3亿kW，2020年达到2.5亿kW，2030年超过5亿kW。风电将在2020年占全国总电力供应的10%，到2030年达到16.7%。当然前提是中国能源消费总量将会因为大幅能效提升措施而减少。