四類風資源區如何發展_中國風電行業現狀以及發展前景制約其發展的因素

A. 四類風能資源區的介紹

國家發展改革委7月24日發布《關於完善風力發電上網電價政策的通知》（發改價格[2009]1906號），以規范風電價格管理，促進風力發電產業健康持續發展。

B. 我國風能資源分布狀況我國風能資源開發條件

中國風力資源十分豐富。根據國家氣象局的資料，我國離地10 米高的風能資源總儲量約32.26億千瓦，其中可開發和利用的陸地上風能儲量有2.53億kW，50米高度的風能資源比10米高度多1倍，約為5億多kW。近海可開發和利用的風能儲量有7.5億kW。
我國風能資源的分布與天氣氣候背景有著非常密切的關系，從我國風能資源分布圖上可以清楚看出，我國風能資源豐富和較豐富的地區主要分布在兩個大帶里。
1．三北（東北、華北、西北）地區豐富帶。風能功率密度在200～300瓦/米2以上，有的可達500瓦/米2以上，如阿拉山口、達坂城、輝騰錫勒、錫林浩特的灰騰梁等，可利用的小時數在5000小時以上，有的可達7000小時以上。這一風能豐富帶的形成，主要是由於三北地區處於中高緯度的地理位置有關。
冬季（12-2月）整個亞州大陸完全受蒙古高壓控制，其中心位置在蒙古人民共和國的西北部，從高壓中不斷有小股冷空氣南下，進入我國。同時還有移動性的高壓（反氣旋）不時的南下，這類高壓大致從四條路經侵入我國。一條是源於俄羅斯的新地島，經西北利亞及蒙古人民共和國進入我國，由於是西北向稱為西北路徑；第二條源自冰島以南洋面，經俄羅斯、哈薩克，基本上是自西向東進入我國新疆，稱為西路經；第三條源自俄羅斯的太梅爾半島，自北向南經西北利亞、蒙古人民共和國進入我國，稱為北路經；第四條源於俄羅斯貝加爾湖的東西伯利亞地區，進入我國東北及華北一帶，稱為東北路經。這四條路經除東北路經外，一般都要經過蒙古人民共和國，當經過時蒙古高壓得到新的冷高壓的補充和加強，這種高壓往往可以迅速南下，進入我國。
由於歐亞大陸面積廣大，北部地區氣溫又低，是北半球冷高壓活動最頻繁的地區，而我國地處歐亞大陸東岸，正是冷高壓南下必經之路。三北地區是冷空入侵我國的前沿，一般在冷高壓前鋒稱為冷鋒，在冷鋒過境時，在冷鋒後面200km附近經常可出現大風就可造成一次6~10級（10.8~24.4m/s）大風。對風能資源利用來說，就是一次可以有效利用的高質量大風。
從三北地區向南，由於冷空氣從源地長途跋涉，到達我國黃河中下游再到長江中下游，地面氣溫有所升高，使原來寒冷乾燥氣流性質，逐漸改變為較冷濕潤的氣流性質，（稱為變性）也就是冷空氣逐漸的變暖，這時氣壓差也變小，所以，風速由北向南逐漸的減小。
我國東部處於蒙古高壓的東側和東南側，所以盛行風向都是偏北風，只視其相對蒙古高壓中心的位置不同而實際偏北的角度有所區別。三北地區多為西北風，秦嶺黃河下游以南的廣大地區，盛行風向偏於北和東北之間。
春季（3~5月）是由冬季到夏季的過渡季節，由於地面溫度不斷升高，從4月開始，中、高緯度地區的蒙古高壓強度已明顯的減弱，而這時印度低壓（大陸低壓）及其向東北伸展的低壓槽，已控制了我國的華南地區，與此同時，太平洋副熱帶高壓也由菲律賓向北逐漸侵入我國華南沿海一帶，這幾個高、低氣壓系統的強弱、消長卻給我國風能資源有著重要的作用。
在春季這幾種氣流在我國頻繁的交綏。春季是我國氣旋活動最多的季節，特別是我國東北及內蒙一帶氣旋活動頻繁，造成內蒙和東北的大風和沙暴天氣。同樣地江南氣旋活動也較多，但造成的卻是春雨和華南雨季。這也是三北地區風資源較南方豐富的一個主要的原因。全國風向已不如冬季風那樣穩定少變，但仍以偏北風占優勢，但風的偏南分量顯著的增加。
夏季（6~8月）東亞地面氣壓分布開勢與冬季完全相反。這時中、高緯度的蒙古高壓向北退縮的已不清楚，相反地印度低壓繼續發展控制了亞州大陸，為全年最盛的季節。大平洋副熱帶高壓等時也向北擴展和向大陸西伸。可以說東亞大陸夏季的天氣氣候變化基本上受這兩個環流系統的強弱和相互作用所制約。
隨著太平洋副熱帶高壓的西伸北跳，我國東部地區均可受到它的影響，在此高壓的西部為東南氣流和西南氣流帶來了豐富的降水，但由於高、低壓間壓差小，風速不大，夏季是全國全年風速最小的季節。
夏季大陸為熱低壓、海上為高壓，高、低壓間的等壓線在我國東部幾呈南北向分布的型式，所以夏季風盛行偏南風。
秋季（9~11月），是由夏季到冬季的過渡季節，這時印度低壓和太平洋高壓開始明顯衰退，而中高緯度的蒙古高壓又開始活躍起來。由於冬季風來的迅速，且穩定維持，不像春季中夏季風代表冬季風那種來回進退的型式。此時，我國東南沿海已逐漸受到蒙古高壓邊緣的影響，華南沿海由夏季的東南風轉為東北風。三北地區秋季已確立了冬季風的形勢。各地多為穩定的偏北風，風速開始增大。
2．沿海及其島嶼地豐富帶。年有效風能功率密度在200瓦/米2以上，將風能功率密度線平行於海岸線，沿海島嶼風能功率密度在500瓦/米2以上如台山、平潭、東山、南鹿、大陳、嵊泗、南澳、馬祖、馬公、東沙等。可利用小時數約在7000-8000小時，這一地區特別是東南沿海，由海岸向內陸是丘陵連綿，所以風能豐富地區僅在海岸50km之內，再向內陸不但不是風能豐富區，反而成為全國最小風能區，風能功率密度僅50瓦/米2左右，基本上是風能不能利用的地區。
沿海風能豐富帶，其形成的天氣氣候背景與三北地區基本相同，所不同的是海洋與大陸兩種截然不同的物質所組成，二者的輻射與熱力學過程都存在著明顯的差異。大氣與海洋間的能量交換大不相同。海洋溫度變化慢，具有明顯的熱隋性，大陸溫度變化快，具有明顯的熱敏感性，冬季海洋較大陸溫暖，夏季較大陸涼爽，這種海陸溫差的影響，在冬季每當冷空氣到達海上時風速增大，再加上海洋表面平滑，摩擦力小，一般風速比大陸增大2-4m/s。
東南沿海又受台灣海峽的影響，每當冷空氣南下到達時，由於狹管效應的結果使風速增大，這里是我國風能資源最佳的地區。
在沿海每年夏秋季節都可受到熱帶氣旋的影響，當熱帶氣旋風速達到8級（17.2m/s）以上時，稱為台風。台風是一種直徑1000km左右的圓形氣旋，中心氣壓極低，台風中心0-30km范圍內是台風眼，台風眼中天氣較好，風速很小。在台風眼外壁天氣最為惡劣，最大破壞風速就出現在這個范圍內，所以一般只要不是在台風正面直接登陸的地區，風速一般小於10級（26m/s），它的影響平均有800~1000km的直經范圍，每當台風登陸後我國沿海可以產生一次大風過程，而風速基本上在風力機切出風速范圍之內。是一次滿發電的好機會。
登陸台風每年在我國有11個，而廣東每年登陸台風最多為3.5次，海南次之2.1次，台灣1.9次，福建1.6次，廣西、浙江、上海、江蘇、山東、天津、遼寧合計僅1.7次，由此可見，台風影響的地區由南向北遞減、對風能資源來說也是南大北小。由於台風登陸後中心氣壓升高極快，再加上東南沿海東北~西南走向的山脈重疊，所以形成的大風僅在距海岸幾十公里內。風能功率密度由300w/m2銳減到100w/m2以下。
綜觀上述，冬春季的冷空氣、夏秋的台風，都能影響到沿海及其島嶼。相對內陸來說這里形成了我國風能豐富帶。由於台灣海峽的狹管效應的影響，東南沿海及其島嶼是我國風能最佳豐富區。我國有海岸線18000多公里，島嶼6000多個，這里是風能大有開發利用的前景的地區。
3．內陸風能豐富地區，在兩個風能豐富帶之外，風能功率密度一般在100w/m2以下，可以利用小時數3000小時以下。但是在一些地區由於湖泊和特殊地形的影響，風能也較豐富，如鄱陽湖附近較周圍地區風能就大，湖南衡山、安徽的黃山、雲南太華山等也較平地風能為大。但是這些只限於很小范圍之內，不像兩大帶那樣大的面積，特別是三北地區面積更大。
青藏高原海拔4000m以上，這里的風速比較大，但空氣密度小，如在4000m的空氣密度大致為地面的67%，也就是說，同樣是8m/s的風速，在平原上風能功率密度為313.6w/m2，而在4000m只為209.9w/m2，而這里年平風速在3~5m/s，所以風能仍屬一般地區。
根據全國氣象台部風能資料的統計和計算，繪制出中國風能分布和中國風能分區及佔全國面積
中國風能分區及佔全國面積的百分比

指標豐富區較豐富區可利用區貧乏區
年有效風能密度（W/m2）＞200 200-150 ＜150-50 ＜50
年有效風能密度（W/m2）＞5000 5000-4000 ＜4000-2000 ＜2000
年≥3m/s累計小時數（h）＞2200 2200-1500 ＜1500-350 ＜350
佔全國面積的百分比（%） 8 18 50 24
太陽輻射的能量到地球表面約有2%轉化為風能，風能是地球上自然能源的一部分，我國風能潛力的估算如下：
風能理論可開發總量R，全國為32.26億kW，實際可開發利用量R'，按總量的1/10估計，並考慮到風輪實際掃掠面積為計算氣流正方形面積的0.785倍（lm直徑風輪面積為0.52×π=0.785m2），故實際可開發量為：
R' = 0.785R/10 = 2.53億kW。
求採納

C. 政府對新能源有什麼扶持嗎

政府對新能源的扶持：

根據現行政策，政府對風電（陸上、海上）、太陽能光伏發電、生物質能發電提供電價補貼。具體標準是：

1、風電執行的是國家發改委推行的標桿電價政策，即按風能資源狀況和工程建設條件將全國分為四類風能資源區，相應標桿電價分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元，政府根據各省區風電標桿電價與當地煤電標桿電價的差價給予風電價格補貼。

2、太陽能光伏發電國家對分布式光伏示範區的補貼標准為0.42元/千瓦時。

3、生物質能發電沒有國家標准，由各省自行確定補貼標准。具體新能源扶持政策請咨詢當地發改委或者能源主管部門。

在中國可以形成產業的新能源主要包括水能（主要指小型水電站）、風能、生物質能、太陽能、地熱能等，是可循環利用的清潔能源。新能源產業的發展既是整個能源供應系統的有效補充手段，也是環境治理和生態保護的重要措施，是滿足人類社會可持續發展需要的最終能源選擇。

一般地說，常規能源是指技術上比較成熟且已被大規模利用的能源，而新能源通常是指尚未大規模利用、正在積極研究開發的能源。因此，煤、石油、天然氣以及大中型水電都被看作常規能源，而把太陽能、風能、現代生物質能、地熱能、海洋能以及氫能等作為新能源。

(3)四類風資源區如何發展擴展閱讀

特點

1)資源豐富，普遍具備可再生特性，可供人類永續利用；比如，陸上估計可開發利用的風力資源為253GW, 而截止2003年只有0.57GW被開發利用，預計到2010年可以利用的達到4GW, 到2020年到20GW，而太陽能光伏並網和離網應用量預計到2020年可以從的0.03GW增加1至2個GW。

2)能量密度低，開發利用需要較大空間；

3)不含碳或含碳量很少，對環境影響小；

4)分布廣，有利於小規模分散利用；

5)間斷式供應，波動性大，對持續供能不利；

6)除水電外，可再生能源的開發利用成本較化石能源高。

D. 我國風資源分為幾類區域各區域的指標是什麼

全國四類風能資源區的詳細劃分情況如下：一類風能資源區一類風能資源區一類風能資源區一類風能資源區：內蒙古自治區除赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市以外的其他地區;新疆維吾爾自治區烏魯木齊市、伊犁哈薩克族自治州、昌吉回族自治州、克拉瑪依市、石河子市; 二類風能資源區二類風能資源區二類風能資源區二類風能資源區：河北省張家口市、承德市;內蒙古自治區赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市;甘肅省張掖市、嘉峪關市、酒泉市; 三類風能資源區三類風能資源區三類風能資源區三類風能資源區：吉林省白城市、松原市;黑龍江省雞西市、雙鴨山市、七台河市、綏化市、伊春市、大興安嶺地區;甘肅省除張掖市、嘉峪關市、酒泉市以外其他地區;新疆維吾爾自治區除烏魯木齊市、伊犁哈薩克族自治州、昌吉回族自治州、克拉瑪依市、石河子市其他地區;寧夏回族自治區; 四類風能資源區：除一、二、三類資源區以外的其他

E. 中國風電行業現狀以及發展前景，制約其發展的因素

風能發電是目前可再生能源中技術最成熟、最具有規模化開發條件和商業化發展前景的發電方式之一。數據顯示，2010年以來，全球風能投資總體增長，但增速趨緩，2019年，全球風能投資總額達1427億美元，2010-2019年間的風能投資復合增速為3.85%。在風電產建設方面，海上風電場建設加速、新增裝機容量不斷提高。

1、全球風能資源分布情況

風力發電是指利用風力發電機組直接將風能轉化為電能的發電方式，地球上的風能資源十分豐富，根據相關資料統計，每年來自外層空間的輻射能為1.5×1018kW·h，其中的2.5%，即3.8×1016kW.h的能量被大氣吸收，產生大約4.3×l0l2kW.h的風能。

風能資源受地形的影響較大，世界風能資源多集中在沿海和開闊大陸的收縮地帶，如美國的加利福尼亞州沿岸和北歐一些國家。世界氣象組織於1981年發表了全世界范圍風能資源估計分布圖，按平均風能密度和相應的年平均風速將全世界風能資源分為10個等級。

8級以上的風能高值區主要分布於南半球中高緯度洋面和北半球的北大西洋、北太平洋以及北冰洋的中高緯度部分洋面上，大陸上風能則一般不超過7級，其中以美國西部、西北歐沿海、烏拉爾山頂部和黑海地區等多風地帶較大。

—— 更多行業相關數據請參考前瞻產業研究院《中國風電場行業市場前瞻及開發運營可行性分析報告》

F. 中國政府何時確定開始扶持發展風電

中國風電及電價發展研究報告
中國-丹麥風能發展項目辦公室
中國可再生能源專業委員會
2009 年11 月14 日
目錄
一、中國風電電價定價機制的演變過程................................................1
二、特許權招標項目................................................................................4
三、特殊省份電價分析............................................................................6
四、中國政府對風電的補貼政策............................................................6
五、總體結論 ...........................................................................................7
1
一、中國風電電價定價機制的演變過程
中國的並網風電從20 世紀80 年代開始發展，尤其是「十一五」期
間，風電發展非常迅速，總裝機容量從1989 年底的4200kW 增長到2008
年的1,200 萬kW ，躍居世界第四位，標志著中國風電進入了大規模開
發階段。總體看來，中國並網風電場的發展經歷了三個階段，即初期示
范階段、產業化建立階段、規模化及國產化階段。各階段的電價特點及
定價機制概括如下：
(一) 初期示範階段（1986-1993 年）
中國並網型風電發展起步於1986 年。1986 年5 月，第一個風電場
在山東榮成馬蘭灣建成，其安裝的Vestas V15-55/11 風電機組，是由山
東省政府和航空工業部共同撥付外匯引進的。此後，各地又陸續使用政
府撥款或國外贈款、優惠貸款等引進了一些風電機組，建設並網型風電
場。由於這些風電場主要用於科研或作為示範項目，未進入商業化運行，
因此，上網電價參照當地燃煤電價，由風力發電廠與電網公司簽訂購電
協議後，報國家物價部門核准，電價水平在0.28 元/kWh 左右，例如20
世紀90 年代初期建成的達坂城風電場，上網電價不足0.3 元/kWh
總體來說，此階段風電裝機累積容量為4200kW，風電發展的特點是
利用國外贈款及貸款，建設小型示範電場。政府的扶持主要是在資金方
面，如投資風電場項目及風力發電機組的研製。風電電價水平基本與燃
煤電廠持平。
(二) 產業化建立階段（1994-2003 年）
2
1994 年起，中國開始探索設備國產化推動風電發展的道路，推出了
「乘風計劃」，實施了「雙加工程」，制定了支持設備國產化的專項政
策，風電場建設逐漸進入商業期。這些政策的實施，對培育剛剛起步的
中國風電產業起到了一定作用，但由於技術和政策上的重重障礙，中國
風電發展依然步履維艱。每年新增裝機不超過十萬千瓦。到2003 年底，
全國風電裝機容量僅56.84 萬千瓦。
這一階段，風電電價經歷了還本付息電價和經營期平均電價兩個階
段。1994 年，國家主管部門規定，電網管理部門應允許風電場就近上網，
並收購全部上網電量，上網電價按發電成本加還本付息、加合理利潤的
原則確定，高出電網平均電價部分的差價由電網公司負擔，發電量由電
網公司統一收購。隨著中國電力體制改革的深化，電價根據「廠網分開，
競價上網」的目標逐步開始改革。
總體來說，這一時期的電價政策呈現出如下特點：上網電價由風力
發電廠與電網公司簽訂購電協議，各地價格主管部門批准後，報國家物
價部門備案，因此，風電價格各不相同。最低的仍然是採用競爭電價，
與燃煤電廠的上網電價相當，例如，中國節能投資公司建設的張北風電
場上網電價為0.38 元/千瓦時；而最高上網電價每千瓦時超過1 元，例
如浙江的括蒼山風電場上網電價高達每千瓦時1.2 元。
由此可見，從初期示範階段到產業化建立階段，電價呈現上升趨勢。
(三) 規模化及國產化階段（2003 後）
為了促進風電大規模發展，2003 年，國家發展改革委組織了第一期
全國風電特許權項目招標，將競爭機制引入風電場開發，以市場化方式
3
確定風電上網電價。截至2007 年，共組織了五期特許權招標，總裝機容
量達到880 萬千瓦。
為了推廣特許權招標經驗，2006 年國家發展改革委頒布《可再生能
源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7 號）文件，提
出了「風力發電項目的上網電價實行政府指導價，電價標准由國務院價
格主管部門按照招標形成的價格確定」。根據該文件，部分省（區、市），
如內蒙古、吉林、甘肅、福建等，組織了若干省級風電特許權項目的招
標，並以中標電價為參考，確定省內其他風電場項目的核准電價。其他
未進行招標的省（區、市），大部分沿用了逐個項目核準定電價的做法。
因此，這一時期中國在風電電價政策屬於招標電價和核准電價並存。
由風電特許權項目確定的招標電價呈現出逐年上升的趨勢，隨著中標規
則的完善，中標電價也趨於合理。特許權招標項目的實施在風電電價定
價方面積累的許多有益的經驗，尤其是2006 年國家發展改革委頒布《發
改價格[2006]7 號》文件後，各省的核准電價更加趨於合理。風電場裝
機容量在50MW 以下，以省內核準的形式確定上網電價。由於各地風電場
的建設條件不同，地方經濟發展程度不一，核準的電價也差別較大，但
一般採取當地脫硫燃煤電廠上網電價加上不超過0.25 元/kWh 的電網補
貼。
(四) 目前中國風電電價政策
隨著風電的快速發展，「招標加核准」的模式已無法滿足風電市場發
展和政府宏觀引導的現實需要。因此，在當前各地風電進入大規模建設
階段，從招標定價加政府核准並行制度過渡到標桿電價機制，是行業發
4
展的必然，也將引導風電產業的長期健康發展。
2009 年7 月底，國家發展改革委發布了《關於完善風力發電上網電
價政策的通知》(發改價格[2009]1906 號)，對風力發電上網電價政策進
行了完善。文件規定，全國按風能資源狀況和工程建設條件分為四類風
能資源區，相應設定風電標桿上網電價。
四類風電標桿價區水平分別為0.51 元/kWh、0.54 元/kWh、0.58 元
/kWh 和0.61 元/kWh，2009 年8 月1 日起新核準的陸上風電項目，統一
執行所在風能資源區的標桿上網電價，海上風電上網電價今後根據建設
進程另行制定。政府針對四類風能資源區發布的指導價格即最低限價，
實際電價由風力發電企業與電網公司簽訂購電協議確定後，報國家物價
主管部門備案。
二、特許權招標項目
2003-2007 年，五期風電特許權項目招標，是中國電力體制改革、
廠網分家後的重要舉措，風電上網電價政策不夠明確的情況下，特許權
招標對合理制定價格、加快風電大規模發展發揮了重要作用。
通過對五次風電特許權項目電價的分析可以看出，國家通過特許權
方式確定的招標電價總體上呈現上升的趨勢，如：內蒙古西部地區特許
權招標項目從2002的0.382元/kWh上升到2007年的0.5216元/kWh；甘肅的
特許權招標項目的電價從2005年的0.4616元/kWh上升到2007年的0.5206
元/kWh;河北的上網電價由2006年的0.5006 元/kWh上升到2007年的
0.551元/kWh。圖1、圖2、圖3分別概括了內蒙古西部地區、甘肅、河北
等風電特許權項目大省的電價變化趨勢。
5
0.382
0.42
0.4656 0.468
0.5216
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
2004 2006 2006 2007 2007
中標電價
年份
圖1. 內蒙古西部地區特許權項目中標電價
0.4616
0.5206
0.43
0.44
0.45
0.46
0.47
0.48
0.49
0.5
0.51
0.52
0.53
2005 2007
中標電價
年份
圖2. 甘肅省特許權項目中標電價
0.5006
0.551
0.47
0.48
0.49
0.5
0.51
0.52
0.53
0.54
0.55
0.56
2006（Phase4） 2007(Phase5)
中標電價
年份
圖3. 河北省特許權項目中標電價
6
三、特殊省份電價分析
根據上述分析，全國范圍內風電價格整體呈現上升趨勢，但個別地
區也有例外，例如黑龍江和內蒙古西部。特說明如下：
黑龍江省由於其特殊的地理環境，風資源相對貧乏，並且建設成本
居高不下。此期間的建設項目單位投資在1.1萬元/kW以上，導致該區域
風電發展相對滯後於其他省份。2003-2004年在黑龍江投建的兩個示範工
程，都採用價格較高的進口設備和技術，因此上網電價較高，即便如此，
也僅能維持正常運行。目前，隨著風電企業逐漸掌握黑龍江風能資源的
特性，運行成本進一步降低，風電項目增多，此外，風電設備國產化的
進程加快，也使風電建設成本降低。黑龍江省的風電產業的發展趨於正
常，電價有降低趨勢。
在內蒙古西部，由於風能資源地理位置遠離電網主網架，送電距離
遠，出力不穩定，對電網調度沖擊大，風電企業建設風場的同時需要考
慮部分輸電設施的建設，因此風電成本較高，核準的電價也較高。加上
2003-2004年間，內蒙古地區由於其電網技術落後及電力需求容量限制了
風電產業的商業化發展，該地區風電產業處於成長初期，沒有大規模發
展。國家、地方為了扶持風電的發展，加快了輸電線路的建設，使企業
減少了相關成本。此外，隨著風電設備國產化速度加快，國內設備價格
降低，因此風電建設成本降低，電價也相應趨於下降。
四、中國政府對風電的補貼政策
中國政府一直大力支持風電的發展，從2002 年開始，要求電網公司
在售電價格上漲的部分中拿出一定份額，補貼可再生能源發電（即高出
7
煤電電價的部分）。，電網和中國政府對風電的政策性補貼力度逐年加大，
由2002 年的1.38 億元上升到2008 年的23.77 億元1（見圖4）。由此可
見，中國政府的政策是鼓勵可再生能源發展的，因此，中國風電迅速發
展，三年間裝機容量翻番。盡管如此，由於風電運行的不確定性，技術
操作能力和管理水平的限制，中國風電企業的盈利仍然是微薄的。
13844
22929 26988 31379
60364
96336
237694
0
50000
100000
150000
200000
250000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
年份
補貼額（萬元）
圖4. 中國政府對風電補貼額的變化
五、總體結論
從以上分析我們可以看出，中國的風電電價變化和風電行業的發展
特點密不可分。風電行業發展經歷了初期示範、產業化建立、規模化及
國產化、目前逐漸完善等四個階段。與此相對應，四個階段的風電電價
基本情況為：初期示範階段：與燃煤電價持平（不足0.3 元/kWh）；產業
化建立階段：由風力發電廠和電網公司簽訂購電協議確定，電價各不相
1 其中 2002 年至2006 年沒有公開可得的官方數據，本報告撰寫者根據歷年電力年鑒風電發電量的統計數據，採用歷史
最高電價扣除煤電標桿電價的方法，對補貼額度做了保守的估算，即：補貼額=風電年發電量 ×（歷史最高電價－煤電
標桿電價）；2007 年至2008 年的補貼額度全部來自中國國家發改委和電監會公布的風電項目電價補貼額度統計數據
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同（0.38 元/kWh～1.2 元/kWh）；規模化及國產化階段：招標電價與核准
電價共存，國家招標電價保持上升；目前完善階段：四類標桿電價（0.51
元/kWh，0.54 元/kWh，0.58 元/kWh，0.61 元/kWh）。在這期間，中國政
府一直努力探索合理的風電電價市場形成機制。不同階段的機制不同，
風電電價亦有所波動，國家的指導電價逐年上升，核准電價則略微下降，
這都符合中國風電產業和世界風電產業的發展規律，使中國的風電電價
更趨理性。同時，可以看到，中國政府在探索風電價格機制和規范風電
電價的過程中，一直給予風電行業巨大的支持， 2002 年至2008 年，國
家對風電的補貼額從1.38 億元上升為23.77 億元，每年都在大幅度增長，
這極大地提高了投資者的積極性，促使中國的風電裝機容量成倍增加，
中國一躍成為風電大國。
因此，我們認為，中國政府是依據風電本身發展的客觀規律、電網
的承受能力來確定風電電價，在確定電價時從未考慮CDM 因素，定價過
程完全與CDM 無關。但是，也應該看到，在中國風力發展的過程中，CDM
對風力發電企業克服資金和技術障礙確實發揮了積極作用，如果沒有
CDM，中國風電發展速度不會如此迅速，更不會為減緩全球溫室氣體排放
做出如此巨大的貢獻。因此，我們希望EB 在審核中國風電項目時能充分
考慮和理解中國特殊的定價機制，推動全球范圍內更多高質量CDM 項目
的成功注冊，為減緩全球氣候變化作出更多貢獻。

G. 風能資源的風能資源概況

據國家氣象局估算，全國風能密度為100W/m2，風能資源總儲量約1.6X105MW,特別是東南沿海及附近島嶼、內蒙古和甘肅走廊、東北、西北、華北和青藏高原等部分地區，每年風速在3m/s以上的時間近4000h左右，一些地區年平均風速可達6～7m/s以上，具有很大的開發利用價值。有關專家根據全國有效風能密度、有效風力出現時間百分率，以及大於等於3m/s和6m/s風速的全年累積小時數，將我國風能資源劃分為如下幾個區域。在4和5地區以外的廣大地區，為風能季節利用區。有的在冬、春季可以利用，有的在夏、秋季可以利用。這一地區，風能密度在50～100W/m2之間，可利用風力為30～40%，大於、等於3m/s的風速全年累積在2000～4000h，大於、等於6m/s的風速在1000h左右。下面介紹一下國家氣象局的有關專家關於我國風能區劃的劃分意見。採用三級區劃指標體系。第一級區劃指標：主要考慮有效風能密度的大小和全年有效累積小時數。將年平均有效風能密度大於200W/m2、 3～20m八風速的年累積小時數大於500Oh的劃為風能豐富區，用「Ⅰ」表示；將150～200W/m2、 3～20m/s風速的年累積小時數在3000～5000h的劃為風能較豐富區，用「Ⅱ」表示；將50～150W/m2、3～20m/s風速的年累積小時數在2000～3000h的劃為風能可利用區，用「Ⅲ」表示；將50W/m2以下、3～20m/s風速的年累積小時數在2000h 以下的劃為風能貧乏區，用「Ⅳ」表示。在代表這四個區的羅馬數字後面的英文字母，表示各個地理區域。
第二級區劃指標：主要考慮一年四季中各季風能密度和有效風力出現小時數的分配情況。利用1961～1970年間每日4次定時觀測的風速資料，先將483個站風速大於、等於 3m/s的有效風速小時數點成年變化曲線。然後，將變化趨勢一致的歸在一起，作為一個區。再將各季有效風速累積小時數相加，按大小次序排列。這里，春季指3～5月，夏季指6～8月，秋季指9～11月，冬季指12、1、2月。分別以 1、2、3、4表示春、夏、秋、冬四季。如果春季有效風速（包括有效風能）出現小時數最多，冬季次多，則用「14」表示；如果秋季最多，夏季次多，則用「32」表示；其餘依此類推。第三級區劃指標：風力機最大設計風速一般取當地最大風速。在此風速下，要求風力機能抵抗垂直於風的平面上所受到的壓強。使風機保持穩定、安全，不致產生傾斜或被破壞。由於風力機壽命一般為20～30年，為了安全，我們取30年一遇的最大風速值作為最大設計風速。根據我國建築結構規范的規定，「以一般空曠平坦地面、離地10m高、 3 0年一遇、自記10min平均最大風速」作為進行計算的標准。計算了全國700多個氣象台、站30年一遇的最大風速。按照風速，將全國劃分為4級：風速在35～40m/s以上（瞬時風速為50～60m/s），為特強最大設計風速，稱特強壓型；風速30～35m/s（瞬時風速為40～50m/s），為強設計風速，稱強壓型；風速25～30m/s（瞬時風速為30～40m/s），為中等最大設計風速，稱中壓型；風速25m/s以下，為弱最大設計風速，稱弱壓型。4個等級分別以字母a、b、c、d表示。根據上述原則，可將全國風能資源劃分為4個大區、30 個小區。各區的地理位置如下：Ⅰ區：風能富豐區ⅠA34a—東南沿海及台灣島嶼和南海群島秋冬特強壓型。ⅠA21b—海南島南部夏春強壓型。ⅠA14b—山東、遼東沿海春冬強壓型。ⅠB12b—內蒙古北部西端和錫盟春夏強壓型。ⅠB14b—內蒙古陰山到大興安嶺以北春冬強壓型。ⅠC13b-c—松花江下游春秋強中壓型。Ⅱ區：風能較豐富區ⅡD34b—東南沿海（離海岸20～50km）秋冬強壓型。ⅡD14a—海南島東部春冬特強壓型。ⅡD14b—渤海沿海春冬強壓型。ⅡD34a—台灣東部秋冬特強壓型。ⅡE13b—東北平原春秋強壓型。ⅡE14b—內蒙古南部春冬強壓型。ⅡE12b—河西走廊及其鄰近春夏強壓型。ⅡE21b—新疆北部夏春強壓型。ⅡF12b—青藏高原春夏強壓型。Ⅲ區：風能可利用區ⅢG43b—福建沿海（離海岸50～100km）和廣東沿海冬秋強壓型。ⅢG14a—廣西沿海及雷州半島春冬特強壓型。ⅢH13b——大小興安嶺山地春秋強壓型。ⅢI12C—遼河流域和蘇北春夏中壓型。ⅢI14c—黃河、長江中下游春冬中壓型。ⅢI31c—湖南、湖北和江西秋春中壓型。ⅢI12c—西北五省的一部分以及青藏的東部和南部春夏中壓型。ⅢI14c—川西南和雲貴的北部春冬中壓型。Ⅳ：風能欠缺區ⅣJ12d—四川、甘南、陝西、鄂西、湘西和貴北春夏弱壓型。ⅣJl4d—南嶺山地以北冬春弱壓型。ⅣJ43d—南嶺山地以南冬秋弱壓型。ⅣJ14d—雲貴南部春冬弱壓型。ⅣK14d—雅魯藏布江河谷春冬弱壓型。ⅣK12c—昌都地區春夏中壓型。ⅣL12c—塔里木盆地西部春夏中壓型。

H. 風電領域風資源的前進方向是什麼

在一望無際的戈壁上，30餘台風力發電機矗立在天地之間。這個在建的風力發電場附近除了在建的發電站之外，不但沒有人煙，甚至草木都極為少見。風電場的運營商龍源巴里坤風力發電有限公司的相關負責人指著那些一動不動的發電機葉片說，再過上幾個月這里就可以運行發電了。而該總裝機容量為4.95萬千瓦的風力發電場，僅是龍源在新疆哈密三塘湖風電項目的一期工程。提及哈密地區的風力發展，哈密地區的領導總是難掩自豪之情。在地區發展規劃中，風電成為他們未來發展的重要一環。他們甚至喊出了「風光無限，眉飛色舞」的發展口號，其中「風光無限」便是指太陽能發電(http://www.huanbao.com/)和風力發電。僅僅哈密當地重視風電的開發，在日前中國國家能源局發布的《可再生能源「十二五」規劃》中，哈密也名列其中，成為未來重要區域之一。在新的國家規劃中，新疆哈密地區，與河北、內蒙古東部、內蒙古西部、甘肅酒泉地區、吉林、黑龍江及江蘇和山東沿海等地區，成為即將重點建設的千萬千瓦級風電基地。發展風電，新疆具有得天獨厚的優勢。據統計，新疆風能資源總量約8.72億千瓦，其中可開發利用區域面積近15萬平方公里，新疆陸上風能資源總量約佔全國總量的四成。此次，哈密地區成為重點建設的重大風電基地無疑是新疆風電的發展新機遇。而在哈密逐步開始風電大發展的同時，整個中國風電的發展也迎來了新的任務。日前，國家能源局所發布的《可再生能源「十二五」規劃》指出：「到2015年，累計並網風電裝機達到1億千瓦，年發電量超過1900億千瓦時，其中海上風電裝機達到500萬千瓦，基本形成完整的、具有國際競爭力的豪鑫減速機裝備製造產業。」此外該規劃還制訂了更長遠的目標，計劃「到2020年，累計並網風電裝機達到2億千瓦，年發電量超過3900億千瓦時，其中海上風電裝機達到3000萬千瓦，風電成為電力系統的重要電源」。而相比目前中國國內低迷的風電市場，在許多人看來，新《規劃》中的風電目標似乎成為最為不確定的目標。據了解，早在2011年，中國國內風電類企業已經風光不敵當年，大多出現了業績下滑。而這一狀況一直持續到今年，其中還有部分企業最終因實力不敵而關門大吉。「許多業內同行都因為行業的不景氣變相地辭職了，現在行業的確不景氣。」一位從事風機製造行業的工作人員這樣告訴《科學新聞》。「當前最大的難題就是未來風機運轉之後，發的電送不出去。」三塘湖工業園區風力發電基地的負責人神情嚴峻。「如果並網的問題得到解決，不要說1億千瓦，更高的風電目標也可能實現。」中國科學院虛擬經濟與數據科學研究中心副主任石敏俊這樣說。無論是在運營商還是在專家們眼中，當前風力發電最大的問題便是並網問題，這也是完成《規劃》目標最大的不確定因素。對此，就連國家電網負責人也表示贊同。國家電網副總經理舒印彪公開對媒體表示：「在風電迅猛發展的幾年裡，電網處於風電發展的關鍵環節，也始終是各種矛盾的焦點。」在新出台的規劃中，便提出要加強內陸資源豐富區風電開發，加強「三北」以外內陸地區的風能資源評價和開發建設，以及鼓勵分散式並網風電開發建設。目前中國風力發電的主要戰場仍位於中國的「三北」和沿海地區，但是這些區域往往並非電力消納的中心，故需要通過電網進行電力輸送。而由於風電本身的不穩定性，致使電網不願接納風電。這就造成了當前風力發電站發電但是送不出去的尷尬局面。並網不僅僅帶給運營商難題，就連風機製造商也面臨挑戰。金風科技公司的負責人告訴《科學新聞》，風電發展和電網建設的不協調帶來的並網難成為目前的主要瓶頸。基於長期以來存在的並網問題，早在數年前相關部門及機構就提出要研發智能電網等口號。而在石敏俊看來，除了解決並網的技術難題外，更重要的是要考慮政策扶持和體制機制的改變。「要讓電網願意吸納風電，除技術之外還需要想一些辦法，如給予政府補貼等。重點在於將舊市場的問題解決，把體制機制的問題解決。」他說，如何通過體制機制調整讓部門之間合作十分重要。而在企業看來，隨著《可再生能源「十二五」規劃》出台，國家電網明確提出了「十二五」期間將完成1億千瓦風電並網，截至2020年實現2億千瓦風電並網，相信風電並網難問題會逐步得到解決。「作為製造商就是要加大研發力度，開發出適應電網的並網友好型機組和產品，促進風電並網，同時不斷持續優化產品質量和加強服務能力，保障客戶投資的風電場項目20~25年的全生命周期的收益。」金風科技的負責人這樣展望。「雖然這個行業目前不景氣，但還是非常有希望的。」前述沒有具名的風機製造業從業者這樣告訴《科學新聞》。在他看來，目前風電行業的問題一方面是電網的阻礙;另外一方面仍在風機製造的技術上。雖然近年來，大功率風機、各種新型風機被研發出的好消息不斷傳來：風電裝備製造能力快速提高，已具備1.5兆瓦以上各個技術類型、多種規格機組和主要零部件的製造能力，基本滿足陸地和海上風電的開發需要，但是這些成績，並不意味著中國風機製造技術已經完全成熟。「國內製造商跟世界一流的主要競爭對手還是有一定差距，比如我們的研發和管理的系統性、工作質量和效率等等。技術革新需要建立在長時間的技術研發積累上，不會憑空產生。」金風科技負責人這樣表示。該負責人表示，風電未來的技術發展主要集中在幾個方向：第一，追求度電成本。所謂風電的度電成本，就是風電開發商或運營商生產每千瓦時電的總成本，度電成本越低，能源生產商和消費者受益越多。第二，追求更加智能化。也就是結合智能電網、儲能技術等，根據電網需求、風能的大小等對風電場進行智能化管理。第三，實現友好型，比如社區友好型、環境友好型、電網友好型。此外，還應持續拓展風電的應用，使風電更好地和其他產業聯系起來，比如風電制氫、制氨，海水淡化等。近年來，中國政府針對風機行業的質量問題提出了一系列的發展標准和規范，其中風機的技術和質量也赫然在列。