1 資源分布及發展現狀

中國幅員遼闊，風能資源豐富，風能資源的技術可開發總量為 28.6 億 kW，考慮到實際可利用 的土地面積等因素，可利用的陸地上風能儲量約 80GW （8 億 kW），近海可利用的風能儲量有 15GW， 共計約 95GW。如果陸上風電年上網電量按等效滿負荷 2,000 小時/年計，則每年可提供 1.6 萬億 kWh 的電量，近海風電年上網電量按等效滿負荷 2,500 小時/年計，每年可提供 3750 億 kWh 的電量，合 計約 2 萬億 kWh 的電量，相當于 2004 年全國的用電量。但從資源分布方面分析，我國風能資源分 布較廣，且不均勻，其中較豐富的地區主要集中以下地區（中國氣象局，2006）：1) 三北（東北、華北、西北）地區豐富帶，風能功率密度在 200～300 瓦/m2以上，有的可以 達到 500 瓦/m2以上。2) 沿海及其島嶼地區豐富帶，有效風能功率密度在 200 瓦/m2以上，臺山、平潭、東山等沿海 島嶼風能功率密度在 500 瓦/m2以上。3) 內陸風能豐富地區，風能功率密度一般在 100 瓦/m2以下，但部分地區由于湖泊和特殊地形 的影響，風能資源也較豐富，但只限于很小的范圍之內。

由此可見，我國風能資源多集中在人口稀少、經濟發展欠發達地區，這些地區的電力負荷通常 要遠遠小于東南沿海地區。因此，盡管我國風能資源豐富，但其開發利用、上網及與電力負荷的匹 配之間仍存在很大不匹配性，這為我國風能資源的大規模開發利用帶來了障礙。

自 1986 年建設山東榮成第一個示范風電場至今，經過近 25 年的努力，中國的風電場裝機規模 不斷擴大。自 2005 年 2 月《可再生能源法》頒布之后，風電開始迅猛發展，特別是“十五”和“十 一五”期間，中國風電發展提速，總裝機容量從 2005 年的 126 萬 kW 增長到 2008 年底的 1217 萬 kW，年增長率超過 100%（中國能源網，2009）。據初步計算，2009 年中國風電仍然保持快速發展 狀態，年內新增裝機超過 13GW，連續 4 年實現增速 100%（圖 1.3）。

2 技術發展

提高效率、降低成本一直是風電技術發展的努力方向。目前，提高風電成本效益的技術手段可 從以下兩方面入手：①向大規模風機升級；②改善設計方法，使其適應當地的風能運行環境，例如 改善電機、減速箱、葉片設計和葉片材料、控制系統，促進整體性能等。風電技術的發展主要體現 在以下幾方面：

風機規模——在過去 20 年中，風機單機的規模基本呈現線性增長趨勢，目前已達到 5～6MW（見 圖 1.4），風機轉子直徑達到 126 米，風電技術快速發展（IEA，2008）。通過改進葉片材料（利用環 氧樹脂基和玻璃纖維來減輕風機重量，同時提高負荷強度）、采用低速直趨發電機（在大規模風機中 采用直趨技術是指在低速發電機中應用單階驅動技術，從而降低發電機的直徑尺寸；另外分布式驅 動系統也可有效降低重量和尺寸）、對驅動和轉子負荷實施反饋控制等技術，未來風機的規模仍有上 升的空間（R. Thresher, A. Laxson, 2006）。但是值得注意的是交通工具對大型風機運輸安裝的限 制將隨著風機規模的增大而愈加突出。

1996 年以來，我國新增風電機組的單機容量基本上以 750～850kW 為主，從 2007 年開始，新 增風電機組轉為以兆瓦級為主。目前，國產風電機組單機容量已達到 1.5MW、2MW 甚至更高（蔣 麗萍，2008）。代表技術發展方向的兆瓦級直驅式變速恒頻風電機組和兆瓦級雙饋式變速恒頻風電機 組已實現批量生產，其軸承、變流器及控制系統等核心技術仍然依靠國外廠家。

安裝——風機規模的增大會對其安裝帶來很大影響。轉子直徑的增加和人們希望通過增加塔筒 高度以將轉子置于更高風速的位置都將提高輪轂的高度。目前，風機輪轂高度已從 65 米增加到 80～ 100 米（2.5～3.5MW）。 而隨著輪轂質量和塔筒高度的增加，塔筒的直徑也必然隨之增加，同時塔筒 的厚度也必然增厚以承擔更大的撓度和折斷載荷，這些都增加了風機的安裝成本。為了降低使用大 型吊車的高成本，目前對于風機塔筒的設計進行了新的探索：一方面是利用可伸縮或自行架設塔筒， 這種設計使得發動機艙和轉子的安裝接近地面，然后使用利用水力學原理將機艙和塔筒升至其運行 高度。另一方面是尋求利用塔筒的安裝軌道將機艙和轉子運輸到塔架頂部，這種方法具有可將機艙 降至地面進行全面修理的額外優勢，從而減少了大型起重機的使用成本。而采用新型復合材料和優 化結構的塔筒可降低系統重量，在保證穩固的前提下減少生產和運輸成本。

控制系統——控制系統是風電機組關鍵的核心零部件，在我國過去沒有相關產業基礎的尖端技 術。未來中國市場將需要兆瓦級及以上變漿變速恒頻風力發電機組控制系統。另外，具有干擾容納 控制（DAC, disturbance accommodating control）和周期控制的全狀態反饋技術也開始應用。該技術 是通過控制環將風機的狀態實時反饋，從而決定實施何種控制，達到降低系統負荷的目的。

海上風電技術——由于陸地資源的逐漸稀少，而海上風能資源已被確認具有豐富的儲量，因此 海上風電的發展呈現出一派繁榮景象。海上風機一般單機較大，因此對可靠性的要求更高，同時其 維護和運營比陸地風電更加復雜。國內廠商主流機型為雙饋式；而金風和湘電則采用直驅式機型。 另外，風力和海浪負荷及海底狀況的勘察對未來海上風電的發展也具有至關重要的影響。目前急需 的技術是開發成本低的浮動或固定平臺，為海上發電提供負擔得起的、可靠的平臺系統。

綜上所述，21 世紀初以來，風電技術面臨的挑戰主要是在風速較低而用電負荷較大的地區實現 風力發電具有成本效益，同時盡量避免電力輸送的障礙。這些挑戰要求風機增加高度，以在低風速 地區增加風能獲取量；以及積極探索在淺海甚至深海地區發展海上風電技術。未來技術的突破點為： 特殊設計的永磁發電機（釹－鐵－硼永磁材料的選用，可以使鋼的磁通密度接近的銅線圈的磁通密 度鐵，同時不增加設備質量，規模及成本）、具有更佳性能和更強可靠性的變速電力電子電源轉換器、更小更輕的減速箱、能夠更好預測載荷變化，適應更廣闊氣候變化的空氣動力學和結構動力學代碼、 用環氧樹脂基等高級材料制成的葉片、能夠減少機器符合但不增加成本的控制技術、利用高級合成 材料制造的新塔筒、建立在浮動平臺上的海上風機、改進的海上電力收集系統（R. Thresher, A. Laxson， 2006） 。

3 成本分析

風電總成本的 75%均與前期成本相關，包括風機、基建、電子設備、聯網等。因此與化石能源 發電技術不同，風電是資本密集型技術。根據歐洲風能協會的計算，依據資源條件不同，陸上風電 的投資成本在 800～1150 歐元/千瓦，發電成本在 4～7 歐分/千瓦時；海上風電的投資成本在 1250～ 1800 歐元/千瓦，發電成本在 7.1～9.6 歐分/千瓦時。中投證券發表研究報告的分析結果表明：目前 風電場的建設投資基本在每千瓦 8000～10000 元人民幣，按照 30%的自有資金投資，等效滿負荷利 用小時數1800小時計算，測算出5萬千瓦風電場度電成本為0.43～0.53元/千瓦時（中投證券，2009） 。

中國政府把風電上網標桿電價按地市級行政邊界分 4 個等級：0.51 元/kWh、0.54 元/kWh、0.58 元/kWh 和 0.61 元/kWh，因此，目前我國風電成本已經低于發改委標桿電價（關于完善風力發電上網電價政 策的通知，2009）。根據世界風能理事會最近對風力發電成本下降趨勢進行的研究表明，風力發電成本的下降中 60% 依賴于規模化發展，40%依賴于技術進步，而隨著規模的增加，未來中國風電成本有進一步下降的空間。

一般陸上風機的基礎施工費用約占總投資的 10%，而海上基礎施工費用高達總投資的 40%以上， 從而導致了海上風電投資成本比陸上同類風機高出 50～100%。即使海上風速條件好（一般高出陸地 20～40%），相應的每千瓦時的發電成本也要提高 2～4 歐分。依據歐洲風能協會計算的海上風電和 陸上風電的成本比較，可以近似說明兩者的差距，即海上風電成本比陸上高出 30%左右。如果再考 慮海底電纜輸電等費用，海上風電成本可能高出陸上 50%左右。

4 發展潛力

風電是我國除水電外成本最低的可再生能源資源，近幾年風電的超速發展更是引起了政府、企 業、社會的廣泛關注。根據最新的研究，中國提出建設千萬千瓦級風電基地思路，落實了“建設大 基地，融入大電網”的發展方針，其中對于風電的具體規劃如下：1）甘肅酒泉地區啟動的千萬千瓦風電基地規劃，制定目標 1100 萬 kW；2）新疆哈密地區規劃建設 1100 萬 kW；3）內蒙古規劃建設 5700 萬 kW，其中蒙西 2700 萬 kW，蒙東 3000 萬 kW；4）河北規劃在沿海和北部地區共建設 1000 萬 kW；5）吉林規劃在西部地區建設 2300 萬 kW；6）江蘇規劃建設 1000 萬 kW 海上風電基地；7）山東也規劃在沿海建設 1000 萬 kW。

七個千萬千瓦級風電基地規劃加上其他省區的規劃容量到 2020 年達到 1.5 億 kW，到 2030 年有 望達到 3.2 億 kW。