我国风电产业化发展的难点与前景，本文主要内容关键词为：难点论文,风电论文,前景论文,我国论文，此文献不代表本站观点，内容供学术参考，文章仅供参考阅读下载。
风电是目前最有竞争力的可再生能源发电生力军，也是可再生能源领域技术最成熟并能做大规模的品种，在满足能源需求、改善能源结构、减少环境污染、促进经济发展等方面可以发挥很大作用。“十五”期间，特别是从2005年《中华人民共和国可再生能源法》正式实施以来，我国风电进入了快速发展时期。2006年新增风电装机133.2万千瓦，达到259.2万千瓦；2007年又新增装机340万千瓦，达到605万千瓦；2008年风电装机再次翻番，达到约1200万千瓦，成为美国、德国、西班牙之后第四大风电市场。
在我国风电产业快速发展的同时，风电产业化仍存在不少困难和问题。本文在介绍世界风电发展概况、我国风能资源状况、我国风电产业化现状的基础上，总结我国风电产业化的主要难点、问题，提出解决问题的途径，并对风电规模化发展前景作进一步分析。
一、世界风电发展概况
近几年来，国际上风电发展迅速。目前已有70多个国家开展了风能资源的开发利用。根据世界风能理事会统计，1998-2008年，全球风电装机年平均增长率为29％。据初步统计，2008年全球新增风电装机超过2700万千瓦，总装机容量达1.21亿千瓦，与2007年同比增加28.8％。目前主要市场是欧洲、北美和亚洲。
由于认识到风电对于保证能源安全和环境保护的重要性，大多数欧洲国家的风电产业得到快速发展。德国2008年新增风电装机165万千瓦，风电总装机达到2390万千瓦。美国2008年新增风电装机836万千瓦，达到2500万千瓦，已经超过德国成为世界上风电装机最多的国家。
据全球风能理事会预计，未来40年全球风电行业将一直保持增长趋势。到2020年欧洲风力发电将占全部电力装机的21％以上，20％的能源需求靠包括风电在内的可再生能源来满足；世界范围内，风力发电将可满足12％的电力需求。另据预计，到2010年，全球风能产业从业人数将从目前的40万人增加到100万人，到2050年时可能上升到300万人。
二、我国的风能资源
我国幅员辽阔，海岸线长，风能资源丰富。风能资源总储量约为32亿千瓦。初步估算，仅陆地上50米高度技术可开发风能储量就达到6亿～10亿千瓦，再加上近海可开发风力资源约1亿～2亿千瓦，我国可利用风能远超过可利用水能。
我国陆地风能资源丰富和较丰富的地区主要分布在两个大带里：三北(东北、华北、西北)地区丰富带和沿海及其岛屿丰富带，如图1所示。
图1 我国陆地风能资源分布
三北(东北、华北、西北)地区丰富带：风能功率密度在200～300W/m[2]以上，有的可达500W/m[2]以上，如阿拉山口、达坂城、辉腾锡勒、锡林浩特的灰腾梁等，可利用小时数在5000小时以上，有的可达7000小时以上。这一风能丰富带的形成，主要与三北地区处于中高纬度的地理位置有关。
沿海及其岛屿丰富带：东南沿海地区年有效风能功率密度在200W/m[2]以上，一些沿海岛屿风能功率密度在500W/m[2]以上，如台山、平潭、东山、南鹿、大陈、嵊泗、南澳、马祖、马公、东沙等，可利用小时数约为7000～8000小时。这一地区特别是东南沿海，由海岸向内陆丘陵连绵，风能丰富地区仅在海岸50千米之内，再向内陆延伸则风能迅速衰减，风能功率密度仅为50W/m[2]左右，基本上是风能不能利用的地区。
在两个风能丰富带之外，风能功率密度一般在100W/m[2]以下，可以利用小时数3000小时以下。但是，在一些地区，受湖泊和特殊地形的影响风能也较丰富，如鄱阳湖附近、湖南衡山、安徽黄山、云南太华山等地。这些只限于很小范围之内。青藏高原海拔4000米以上，这里的风速比较大，但空气密度小，所以仍属风能一般地区。
此外，我国东部沿海水深5～20米的海域面积辽阔，而且距离电力负荷中心很近。随着近海风电场技术的发展，经济上可行以后，可进行大规模开发。
三、我国风电产业化现状
我国从20世纪80年代开始，政府组织开展风电的研发和应用，但由于受技术、政策、体制等因素影响，一直未能发展起来，20年仅发展不到100万千瓦。2005年初，全国人大通过了《中华人民共和国可再生能源法》，又相继出台了一系列配套鼓励政策，才调动了社会各方面大上风电的积极性，风电投资商、设备制造商闻“风”而动，使风电迅速升温，产业化已初具规模。
1、风电场开发和建设情况
目前包括五大电力集团在内的国内主要能源企业都参与了风电场的开发和建设。其中，国电龙源和大唐电力进展最快，2008年底风电总装机都已超过200万千瓦。华能、中广核、中节能等主要风电开发商的开发建设步伐也在加速。
目前我国已投产的1200万千瓦风电项目分布在内蒙古、东北三省、河北、江苏、甘肃、新疆、山东等20多个省、自治区和直辖市。其中内蒙古、辽宁、河北和吉林等四个省和自治区的风电总装机均超过了100万千瓦，黑龙江、江苏、甘肃、新疆和山东等5个省和自治区的风电总装机超过了50万千瓦。其他风电装机较多的省和自治区是宁夏、广东、福建、浙江和山西，风电总装机都在10万千瓦以上。
2、风机设备制造情况
我国的风力发电快速增长也推动了国内风机制造行业大发展。过去国内的主力机型为几百千瓦的小风机，现在大多为兆瓦级以上风机；主流技术也由定桨定速发展为变桨变速，发电效率大幅度提高。据统计，目前国内风电机组制造商共有50多家，目前年产能超过800万千瓦。各风电机组厂商市场份额如表1所示。其中，处于前三位的风机厂商占内资与合资市场份额的80％以上，占累计风电总装机的比例也达到了近50％。
据专家预计，2010年我国风机的产能可达1500～2000万千瓦，将成为世界上风机产能最大的国家。
3、国家支持风电发展的政策情况
虽然我国风电发展十分迅猛，但据统计，在2008年底我国7.92亿千瓦电力总装机中，风电仅占1.5％；而火电装机比重过高，并且继续增长，占电力总装机的比重已经从2000年的74％上升到2008年的76％，使得电源结构更加不合理。从长远来说，调整电力行业的电源结构，充分利用风能等可再生能源是节能减排的重要途径。
为了鼓励发展包括风能在内的可再生能源，我国相继出台了包括《可再生能源法》及其配套法规在内的一系列支持性政策法规和技术规范，制定了《可再生能源产业指导目录》、《可再生能源发电管理办法》、《可再生能源上网电价及费用分摊管理办法》、《可再生能源专项资金管理办法》、《可再生能源中长期发展规划》等配套政策措施，并在内蒙古、甘肃的河西走廊等地安排布置了一系列超过百万千瓦乃至千万千瓦的大型风力发电基地。
《可再生能源法》中确定了可再生能源发电全电量上网的原则，并在配套措施中规定可再生能源并网发电项目的接入系统，由电网企业建设和管理；风电的上网电价实行政府指导价，即招标形成电价。
目前可再生能源发电项目可以享受部分财政和税收优惠政策。国家财政设立了可再生能源发展专项资金，用于支持可再生能源开发利用。列入国家可再生能源产业发展指导目录、符合信贷条件的可再生能源开发利用项目，可以享受金融机构提供的有财政贴息的优惠贷款，并可以享受税收优惠。但现行税制对促进风电发展的支持力度还很小，仅有销售收入增值税减半征收一项。而实际上，由于风电企业没有进项抵免，实际承担的增值税仍然高于火电等传统电力企业。
四、主要难点问题和解决途径
风电虽然产业化速度快、前景好，但仍然处于产业化的幼稚期，急需国家政策的扶持和保护。在产业化进程中还存在不少具有相当大的普遍性的困难和问题，这些问题主要存在于行业管理、电网接入、项目审批等方面。
1、风资源恶性竞争问题
目前各风电投资商的竞争主要体现在对优势资源的抢占上。无论是国有传统能源企业、中小私营企业还是国外投资商，都到处“跑马圈风”。在国家发改委组织的风电特许权招标中，这些企业也不惜采取压低投标价格获取风电项目的特许开发权。引入竞争有利于地区产业发展，但过度竞争必将产生副作用。恶性竞争造成开发商良莠不齐，鱼龙混杂；实力强、有经验的企业开发建设快，但后续开发项目资源缺乏，实力差的或中间商迟迟不开发，但他们占据着优质资源，造成了风能资源的巨大浪费。
风资源的普查和总体开发规划应该由国家牵头，属于政府职能的一部分，是任何企业都无法替代的。这项工作如果做不好，必然造成混乱。同时，政府对风资源开发过程的监管也必须到位，否则就会有一些投机分子企图从中渔利。为了促进风能资源科学有序开发和风电产业的快速、健康发展，建议政府及时清理整顿，将优质资源整合给少数有实力、有基础、真抓实干的大型国有企业，进行规模化的集中连片开发，使风能开发利用落到实处。
2、风电项目回报偏低问题
在近年来风电机组供不应求以及钢材等原材料涨价等因素影响下，风电场单位千瓦造价并没有像当初人们预期的那样快速下降，而是相反，由两年前的10000元/千瓦以内上升到近12000元/千瓦。在金融风暴影响下，近期才有所下降，但仍高于两年前的水平。
同时，风电的上网电价一直维持以特许权招标和较低成本为基础形成的低电价水平，致使风电行业的投资收益明显低于电力行业平均收益水平，长期处于亏损或微利的边缘。这不仅严重损害风电产业发展的后劲，也与国家鼓励可再生能源发展的初衷相违背。
目前火电上网电价与电煤价格具有联动机制，国家近年来已多次调高火电机组的上网电价。这种机制是对火电发电商的一种保护，对于保障火电项目的正常运营和滚动发展起到了至关重要的作用。而风电目前还处于发展的幼稚期，更加需要有效的保护。建议国家尽快建立风电电价与成本的联动机制，适时调整风电上网电价，对风电特许权项目上网电价根据评估结果适当微调，并进一步落实对风电行业的金融财税支持政策，使风电投资者获得合理投资回报。
3、电网对风电开发的制约问题
风电项目电网接入难、送出难是制约风电项目大规模开发建设的主要障碍之一。这一难题的成因有客观因素也有主观因素。风电场大部分位于人烟稀少的边远地区，电网的网架结构十分薄弱，负荷水平低，能够接入和送出的风电容量有限，这是客观的技术障碍。但同时，国家只提出对发电企业实行可再生能源配额制，对电网企业则没有配额制要求，因此，电网公司缺乏解决问题的积极性。
可再生能源的开发利用是全社会的共同责任，不仅发电商有责任在开发火电项目的同时开发一定数量的风电等可再生能源项目，电网企业也有责任在所属输配电区域内，在输送和销售火电的同时输送和销售一定数量的风电等可再生能源电力。建议国家在电源和电网两个层面同时实行配额制，督促电网企业加大面向风电项目的电网投资和建设，使风电开发建设真正走上健康发展的快车道。
4、风电基地问题
近年来国家通过风电基地建设(百万千瓦级和千万千瓦级)来协调解决制约风电发展的电网、土地等问题，十分有效。风电基地项目所发电力采用集中送出方式，由政府部门责成电网公司统一规划电网配套，用地、设备招标等问题也由政府统一协调解决。但目前国家风电基地项目还偏少，审批过程也较为繁琐，风电基地内不同开发商的项目还要分别由各开发商申报核准。
从现有风电基地建设进展情况看，由于政府的统一规划和协调，以往风电开发商难以解决的电网接入和送出问题得到了较好的解决，接入系统方案也比以往更加科学合理；设备统一招标的方式也进一步降低了风电项目的开发成本。建议国家继续坚持建设风电基地的做法，尽早启动后续百万千瓦和千万千瓦风电基地建设，采取风电基地项目同时一次性核准的方式，并向大企业倾斜，每个风电基地给予一定规模的项目，使风能资源尽早得到有效开发利用，造福全社会。
5、风电项目审批问题
风电项目目前采用国家和省政府按项目规模分别审批的制度。5万千瓦以上的风电项目由国家发改委审批，5万千瓦以下的项目由地方发改委审批。按现行的审批程序，大量5万千瓦以下的小项目的申报审批工作需要重复进行，不仅影响到项目核准和建设速度，耗费人力物力，而且使得本来可以集中连片开发的项目被人为分割为多个5万千瓦的小项目，在很大程度上降低了项目的经济性。
风电项目作为国家重点鼓励发展的可再生能源发电项目，不应在审批上人为增加很多限制；相反，为风电项目开发开绿灯，促进风电项目又快又好的开发才是努力的方向。建议政府在风电项目审批上简化程序，逐步由核准制向备案制过渡；并对大面积、区域开发的风电场的环境影响评价、土地问题、电网接入等采取一次性审批方式，提高项目核准效率。
总之，上述问题都应当在《可再生能源法》框架下，通过配套法规和政策的进一步完善和落实来解决。今后风电产业总的发展趋势是要寻求合理的上网电价形成机制，加强规划和协调，保持风电适度增长速度，做强风机制造业，降低风电成本。
五、对风电规模化利用前景的分析
风电是目前最有竞争力的可再生能源发电技术。国际上风电的度电成本已经从1970年1美元左右降到目前的5～10美分；我国目前风电的度电成本也降到0.4～0.5元，仅比火电高出约0.12元。根据分析和测算，风电与火电的度电成本差额会逐步减小，到2011年左右会相当，以后风电度电成本将会低于煤电。主要原因分析如下：
1、风电国产化进程加快使风电设备价格大幅度降低
目前我国的风机厂商已经有50多家，从发展势头上看，我国未来可能会成为世界上最大的风电机组制造基地。随着风机厂商的竞争加剧和优胜劣汰，组装环节的增加值可以在3年内降低20％以上，行业利润率也会大幅降低。预计到2010年，不考虑原材料价格变化，仅考虑风机国产化和供求关系变化，风机价格应比现在低25％左右；相应的风电厂造价降低17％，风电度电成本会下降0.04元/千瓦时左右。
上世纪90年代，我国煤电造价单位千瓦在7000～8000元，主力机型是单机300MW、600MW亚临界；现在火电机组已进入超临界、超超临界时代，单位千瓦造价在4500～4800元，设备出口很多，已形成国际领先技术和国际价格水平。因此，短期内技术突破和价格突破的可能性很小。
2、发电量的变化影响
目前我国已安装风机中，兆瓦级风机占总装机不到一半。今后兆瓦级(单机1.5MW、2MW、2.5MW、3MW、5MW)和加长叶片风机会逐步成为主流机型，技术可靠性、可用率、发电效率显著增强，同一规模、同一造价的风电场发电量会比现在提高10％左右，度电成本相应会降低0.02元。而煤电利用小时是逐年降低的趋势，世界平均水平在4000～4500小时，比我国低15％左右；我国煤电利用小时也呈逐年降低趋势，近5年年均下降120小时，如果2011年利用小时降到4800小时，煤电度电成本将会增加0.02元/千瓦时左右。
3、环保成本
风电没有治污成本，反而有CDM收益，度电收益在0.09～0.1元；而煤电脱硫成本为每度电0.02元，脱硝、脱氮成本仍需0.02元/千瓦时。考虑到国家环保标准提高和节能减排要求，环保税的即将起征等，到2011年煤电成本将会增加0.02元/千瓦时的环保费用。
4、燃料成本变化
风电不受燃料成本变化影响，而煤炭由于资源日趋枯竭、供求关系、运输瓶颈等方面的问题，造成煤炭价格刚性增长，我国近年来煤价几乎年增长50％。专家分析，任何一个国家步入工业化中、后期，资源性产品的价格都呈现刚性、快速增长。专家预计，2011年全国平均电煤价格会在800元/吨标准煤以上，这将会使煤电成本增加0.02元/千瓦时左右。
5、在目前燃料价格水平下，煤电盈利所需的合理价格
2008年全国火电行业普遍亏损，专家估计，每度电涨价0.03元可止亏，再加0.02～0.03元才能保住8％的内部收益率。
综上分析，预计到2011年煤电、风电的成本会趋于一致，大致在0.45元/千瓦时(这里并没有考虑风电的CDM收益)，届时风电可以与常规电力相竞争，如图2所示。
根据国家《可再生能源中长期发展规划》，我国风电的发展目标是到2010年风电装机达到500万千瓦，2020年达到3000万千瓦。《可再生能源十一五规划》中将2010年风电发展目标提高到1000万千瓦。但实际上，到2008年底我国风电装机就已经超过1200万千瓦，即2010年的规划目标已经提前实现。
根据有关领导和专家预测，2015年我国风电装机容量可以达5000万千瓦，2020年可以达到1亿千瓦。我国将会在未来几年超越西班牙、德国，并可能超越美国，成为世界上风电装机最多的国家。按目前的增长趋势，在2030年后我国风电装机将超过核电，成为第三大发电电源；2050年后超过水电，成为第二大主力发电电源。
图2 煤电火电度电成本预测曲线
六、结论
我国风能源资源量巨大，有效利用风能资源是实现节能减排的重要措施。因此，风电发展受到了包括我国在内的各国政府的政策支持，发展势头强劲。实现风电产业化的发展进程中仍然存在的不少难点问题，这些问题可以在《可再生能源法》框架下通过配套法规和政策的进一步完善和落实来解决。通过技术经济比较可以看到风能利用的经济性将会逐步体现出来，在不远的将来会具备完全的市场竞争力，风能的规模化利用前景可观。
标签：可再生能源论文; 新能源论文; 风能论文; 风能资源论文; 项目成本论文; 能源论文; 国家开发论文; 装机论文; 电力论文; 风机论文;