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1.1 風能儲量彈性管聯軸器,彈性套柱銷聯軸器,彈性圓柱銷聯軸器

我國幅員遼闊，海岸線長，風能資源比較豐富。根據全國900 多個氣象站陸地上離地10m 高度資料進行估算，全國平均風功率密度為100W/m2，風能資源總儲量約32.26 億kW，可開發和利用的陸地上風能儲量有2.53 億kW，近海可開發和利用的風能儲量有7.5 億kW，共計約10 億kW。如果陸上風電年上網電量按等效滿負荷2000 小時計，每年可提供5000 億千瓦時電量，海上風電年上網電量按等效滿負荷2500 小時計，每年可提供1.8 萬億千瓦時電量，合計2.3 萬億千瓦時電量。

1.2 風能資源分布

我國面積廣大，地形條件復雜，風能資源狀況及分布特點隨地形、地理位置不同而有所不同。風能資源豐富的地區主要分布在東南沿海及附近島嶼以及北部地區。另外，內陸也有個別風能豐富點，海上風能資源也非常豐富。

北部（東北、華北、西北）地區風能豐富帶。北部（東北、華北、西北）地區風能豐富帶包括東北三省、河北、內蒙古、甘肅、青海、西藏和新疆等省/自治區近200km 寬的地帶。三北地區風能資源豐富，風電場地形平坦，交通方便，沒有破壞性風速，是我國連成一片的最大風能資源區，有利于大規模的開發風電場，但是當地電網容量較小，限制了風電的規模，而且距離負荷中心遠，需要長距離輸電。

沿海及其島嶼地區風能豐富帶。沿海及其島嶼地區包括山東、江蘇、上海、浙江、福建、廣東、廣西和海南等省/市沿海近10km 寬的地帶，冬春季的冷空氣、夏秋的臺風，都能影響到沿海及其島嶼，加上臺灣海峽狹管效應的影響，東南沿海及其島嶼是我國風能最佳豐富區。沿海地區經濟發達，沿海及其島嶼地區風能資源豐富，風電場接入系統方便，與水電具有較好的季節互補性。然而沿海岸的土地大部份已開發成水產養殖場或建成防護林帶，可以安裝風電機組的土地面積有限。

內陸風能豐富點。在內陸一些地區由于湖泊和特殊地形的影響，形成一些風能豐富點，如鄱陽湖附近地區和湖北的九宮山和利川等地區。

海上風能豐富區。我國海上風能資源豐富，東部沿海水深2m 到15m 的海域面積遼闊，按照與陸上風能資源同樣的方法估測，10m 高度可利用的風能資源約是陸上的3 倍，即7 億多kW，而且距離電力負荷中心很近。隨著海上風電場技術的發展成熟，經濟上可行，將來必然會成為重要的可持續能源。

二、風電的發展

2.1 建設規模不斷擴大，風電場管理逐步規范

1986 年建設山東榮成第一個示范風電場至今，經過近20 多年的努力，風電場裝機規模不斷擴大截止2004 年底，全國建成43 個風電場，安裝風電機組1292臺，裝機規模達到76.4 萬kW，居世界第10 位，亞洲第3 位（位于印度和日本之后）。另外，有關部門組織編制有關風電前期、建設和運行規程，風電場管理逐步走向規范化。

2.2 專業隊伍和設備制造水平提高，具備大規模發展風電的條件經過多年的實踐，培養了一批專業的風電設計、開發建設和運行管理隊伍，大型風電機組的制造技術我國已基本掌握，主要零部件國內都能自己制造。其中，600kW 及以下機組已有一定數量的整機廠，初步形成了整機試制和小批量生產。

截止2004 年底，本地化風電機組所占市場份額已經達到18%，設備制造水平不斷提高，目前，我國已經具備了設計和制造750kW 定槳距定轉速機型的能力,相當于國際上二十世紀90 年代中期的水平。與國外聯合設計的1200 千瓦和獨立設計的1000 千瓦變槳距變轉速型樣機于2005 年安裝，進行試驗運行。

2.3 風力發電成本逐步降低

隨著風電產業的形成和規模發展，通過引進技術，加速風電機組本地化進程以及加強風電場建設和運行管理，我國風電場建設和運行的成本逐步降低，初始投資從1994 年的約12000 元/kW 降低到目前的約9000 元/kW。同時風電的上網電價也從超過1.0 元/kWh 降低到約0.6 元/kWh。

2.4 2003 年國務院電價改革方案規定風電暫不參與市場競爭，電量由電網

企業按政府定價或招標價格優先購買。國家發展改革委從2003 年開始推行風電特許權開發方式，通過招投標確定風電開發商和上網電價，并與電網公司簽訂規范的購電協議，保證風電電量全部上網，風電電價高出常規電源部分在全省范圍內分攤，有利于吸引國內外各類投資者開發風電。

2.5 2005 年2 月28 日通過的《中華人民共和國可再生能源法》中規定了“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”，“電網企業為收購可再生能源電量而支付的合理的接網費用以及其他合理的相關費用，可以計入電網企業輸電成本，并從銷售電價中回收。”和“電網企業依照本法第十九條規定確定的上網電價收購可再生能源電量所發生的費用，高于按照常規能源發電平均上網電價計算所發生費用之間的差額，附加在銷售電價中分攤”，將風電特許權項目中的特殊之處已經用法律條文作為通用的規 3.2 風電設備生產本地化。

現有制造水平遠落后于市場對技術的需求，國內定型風電機組的功率均為兆瓦級以下，最大750 千瓦，而市場需要以兆瓦級為主流。國內風電機組制造企業面臨著技術路線從定槳定速提升到變槳變速，單機功率從百千瓦級提升到兆瓦級的雙重壓力，技術路線跨度較大關。

自主研發力量嚴重不足，由于國家和企業投入的資金較少，缺乏基礎研究積累和人才，我國在風力發電機組的研發能力上還有待提高，總體來說還處于跟蹤和引進國外的先進技術階段。目前國內引進的許可證，有的是國外淘汰技術，有的圖紙雖然先進，但受限于國內配套廠的技術、工藝、材料等原因，導致國產化的零部件質量、性能需要一定時間才能達到國際水平。購買生產許可證技術的國內廠商要支付昂貴的技術使用費，其機組性能價格比的優勢在初期不明顯。

在研發風電機組過程中注重于產品本身，而對研發過程中需要配套的工作重視不夠。由于試驗和測試手段的不完備，有些零部件在實驗室要做的工作必須總裝后到風電場現場才能做。風電機組的測試和認證體系尚未建立。

風電機組配套零部件的研發和產業化水平較低，這樣增加了整機開發的難度和速度。特別是對于變槳變速型風機，國內相關零部件研發、制造方面處于起步階段，如變槳距系統，低速永磁同步發電機，雙饋式發電機、變速型齒輪箱，交直交變流器及電控系統，都需要進行科技攻關和研發。

3.3 成本和上網電價比較高

基本條件設定：根據目前國內風電場平均水平，設定基本條件為：風電場裝機容量5 萬千瓦，年上網電量為等效滿負荷2000 小時，單位千瓦造價8000－10000元，折舊年限12.5 年，其他成本條件按經驗選取。

財務條件：工程總投資分別取4 億元（8000 元/千瓦）、4.5 億元（9000 元/千瓦）和5 億元（10000 元/千瓦），流動資金150 萬元。項目資本金占20％，其余采用國內商業銀行貸款，貸款期15 年，年利率6.12％。增值稅稅率為8.5％，所得稅稅率為33％，資本金財務內部收益率10％。

風電成本和上網電價水平測算：按以上條件及現行的風電場上網電價制度，以資本金財務內部收益率為10％為標準，當風電場年上網電量為等效滿負荷2000 小時，單位千瓦造價8000～10000 元時，風電平均成本分別為0.373～0.461 元/千瓦時，較為合理的上網電價范圍是0.566～0.703 元/千瓦時（含增值稅）。成本在投產初期較高，主要是受還本付息的影響。當貸款還清后，平均度電成本降至很低。

風電場造價對上網電價有明顯的影響，當造價增加時，同等收益率下的上網電價大致按相同比率增加。

我國幅員遼闊，各地風電場資源條件差別很大，甚至同一風電場址內資源分布也有較大差別。為了分析由風能資源引起的發電量變化對成本和平均上網電價影響，分別計算年等效滿負荷小時數為1400、1600、1800、2200、2400、2600、2800、3000 的情況下發電成本見表1，上網電價見表2。

如果全國風電的平均水平是每千瓦投資9000 元，以及資源狀況按年上網電量為等效滿負荷2000 小時計算，則風電的上網電價約每千瓦時0.63 元，比于全國火電平均上網電價每千瓦時0.31 元高一倍。

3.4 電網制約

風電場接入電網后，在向電網提供清潔能源的同時，也會給電網的運行帶來一些負面影響。隨著風電場裝機容量的增加，以及風電裝機在某個地區電網中所占比例的增加，這些負面影響就可能成為風電并網的制約因素。

風力發電會降低電網負荷預測精度，從而影響電網的調度和運行方式；影響電網的頻率控制；影響電網的電壓調整；影響電網的潮流分布；影響電網的電能質量；影響電網的故障水平和穩定性等。

由于風力發電固有的間歇性和波動性，電網的可靠性可能降低，電網的運行成本也可能增加。為了克服風電給電網帶來的電能質量和可靠性等問題，還會使電網公司增加必要的研究費用和設備投資。在大力發展風電的過程中，必須研究和解決風電并網可能帶來的其他影響。今后風電的發展應納入法制的框架。

三、存在問題

3.1 資源

需要進行第二輪風能資源普查，在現有氣象臺站的觀測數據的基礎上，按照近年來國際通用的規范進行資源總量評估，進而采用數值模擬技術編制高分辨率的風能資源分布圖，評估風能資源技術可開發量。更重要的是應該利用GIS（地理信息系統）技術將電網、道路、場址可利用土地，環境影響、當地社會經濟發展規劃等因素綜合考慮，進行經濟可開發儲量評估。

四、政策建議

1. 加強風電前期工作。建立風電正常的前期工作經費渠道，每年安排一定的經費用于風電場風能資源測量、評估以及預可研設計等前期工作，滿足年度開計劃對風電場項目的需要。

2. 制定“可再生能源法”的實施細則，規定可操作的政府合理定價，按照每個項目的資源等條件，以及投資者的合理回報確定上網電價。同時也要規定可操作的全國分攤風電與火電價差的具體辦法。

3. 加速風電機組本地化進程, 通過技貿結合等方式，本著引進、消化、吸收和自主開發相結合的原則，逐步掌握兆瓦級大型風電機組的制造技術。引進國外智力開發具有自主知識產權的機組，開拓國際市場。

4. 建立風電制造業的國家級產品檢測中心、質量保證控制體系以及認證制度，不斷提高產品質量，降低成本，完善服務。

5. 制定適應風電發展的電網建設規劃，研究風電對電網影響的解決措施。

五、“十一五”和2020 年風電規劃

我國電源結構70%是燃煤火電，而且負荷增長迅速，環境影響特別是減排二氧化碳的壓力越來越大，風能是清潔的可再生能源，我國資源豐富，能夠大規模開發，風電成本逐年下降，前景廣闊。風電裝機容量規劃目標為2005 年100 萬千瓦，2010 年400～500 萬千瓦，2020 年2000～3000 萬千瓦。

2004 年到2005 年，“十五計劃”后半段重點建設江蘇如東和廣東惠來兩個特許權風電場示范項目，取得建設大規模風電場的經驗，2005 年底風力發電總體目標達100 萬千瓦。

2006 年到2010 年。“十一五規劃”期間全國新增風電裝機容量約300 萬千瓦，平均每年新增60～80 萬千瓦，2010 年底累計裝機約400～500 萬千瓦。提供這樣的市場空間主要目的是培育國內的風電設備制造能力，國家發展改革委于2005 年7 月下發文件，要求所有風電項目采用的機組本地化率達到70%，否則不予核準。此后又下發文件支持國內風電設備制造企業與電源建設企業合作，提供50 萬千瓦規模的風電市場保障，加快制造業發展。

目前國家規劃的主要項目有廣東省沿海和近海示范項目31 萬千瓦；福建省沿海及島嶼22 萬千瓦；上海市12 萬千瓦；江蘇省45 萬千瓦；山東省21 萬千瓦；吉林省33 萬千瓦；內蒙古50 萬千瓦；河北省32 萬千瓦；甘肅省26 萬千瓦；寧夏19 萬千瓦；新疆22 萬千瓦等。目前各省的地方政府和開發商均要求增加本省的風電規劃容量。

2020 年規劃目標是2000～3000 萬千瓦，風電在電源結構中將有一定的比例，屆時約占全國總發電裝機10 億千瓦容量的2～3%，總電量的1～1.5%。

2020 年以后隨著化石燃料資源減少，成本增加，風電則具備市場競爭能力，會發展得更快。2030 年以后水能資源大部分也將開發完，近海風電市場進入大規模開發時期。