四类风资源区如何发展_中国风电行业现状以及发展前景制约其发展的因素

A. 四类风能资源区的介绍

国家发展改革委7月24日发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），以规范风电价格管理，促进风力发电产业健康持续发展。

B. 我国风能资源分布状况我国风能资源开发条件

中国风力资源十分丰富。根据国家气象局的资料，我国离地10 米高的风能资源总储量约32.26亿千瓦，其中可开发和利用的陆地上风能储量有2.53亿kW，50米高度的风能资源比10米高度多1倍，约为5亿多kW。近海可开发和利用的风能储量有7.5亿kW。
我国风能资源的分布与天气气候背景有着非常密切的关系，从我国风能资源分布图上可以清楚看出，我国风能资源丰富和较丰富的地区主要分布在两个大带里。
1．三北（东北、华北、西北）地区丰富带。风能功率密度在200～300瓦/米2以上，有的可达500瓦/米2以上，如阿拉山口、达坂城、辉腾锡勒、锡林浩特的灰腾梁等，可利用的小时数在5000小时以上，有的可达7000小时以上。这一风能丰富带的形成，主要是由于三北地区处于中高纬度的地理位置有关。
冬季（12-2月）整个亚州大陆完全受蒙古高压控制，其中心位置在蒙古人民共和国的西北部，从高压中不断有小股冷空气南下，进入我国。同时还有移动性的高压（反气旋）不时的南下，这类高压大致从四条路经侵入我国。一条是源于俄罗斯的新地岛，经西北利亚及蒙古人民共和国进入我国，由于是西北向称为西北路径；第二条源自冰岛以南洋面，经俄罗斯、哈萨克斯坦，基本上是自西向东进入我国新疆，称为西路经；第三条源自俄罗斯的太梅尔半岛，自北向南经西北利亚、蒙古人民共和国进入我国，称为北路经；第四条源于俄罗斯贝加尔湖的东西伯利亚地区，进入我国东北及华北一带，称为东北路经。这四条路经除东北路经外，一般都要经过蒙古人民共和国，当经过时蒙古高压得到新的冷高压的补充和加强，这种高压往往可以迅速南下，进入我国。
由于欧亚大陆面积广大，北部地区气温又低，是北半球冷高压活动最频繁的地区，而我国地处欧亚大陆东岸，正是冷高压南下必经之路。三北地区是冷空入侵我国的前沿，一般在冷高压前锋称为冷锋，在冷锋过境时，在冷锋后面200km附近经常可出现大风就可造成一次6~10级（10.8~24.4m/s）大风。对风能资源利用来说，就是一次可以有效利用的高质量大风。
从三北地区向南，由于冷空气从源地长途跋涉，到达我国黄河中下游再到长江中下游，地面气温有所升高，使原来寒冷干燥气流性质，逐渐改变为较冷湿润的气流性质，（称为变性）也就是冷空气逐渐的变暖，这时气压差也变小，所以，风速由北向南逐渐的减小。
我国东部处于蒙古高压的东侧和东南侧，所以盛行风向都是偏北风，只视其相对蒙古高压中心的位置不同而实际偏北的角度有所区别。三北地区多为西北风，秦岭黄河下游以南的广大地区，盛行风向偏于北和东北之间。
春季（3~5月）是由冬季到夏季的过渡季节，由于地面温度不断升高，从4月开始，中、高纬度地区的蒙古高压强度已明显的减弱，而这时印度低压（大陆低压）及其向东北伸展的低压槽，已控制了我国的华南地区，与此同时，太平洋副热带高压也由菲律宾向北逐渐侵入我国华南沿海一带，这几个高、低气压系统的强弱、消长却给我国风能资源有着重要的作用。
在春季这几种气流在我国频繁的交绥。春季是我国气旋活动最多的季节，特别是我国东北及内蒙一带气旋活动频繁，造成内蒙和东北的大风和沙暴天气。同样地江南气旋活动也较多，但造成的却是春雨和华南雨季。这也是三北地区风资源较南方丰富的一个主要的原因。全国风向已不如冬季风那样稳定少变，但仍以偏北风占优势，但风的偏南分量显着的增加。
夏季（6~8月）东亚地面气压分布开势与冬季完全相反。这时中、高纬度的蒙古高压向北退缩的已不清楚，相反地印度低压继续发展控制了亚州大陆，为全年最盛的季节。大平洋副热带高压等时也向北扩展和向大陆西伸。可以说东亚大陆夏季的天气气候变化基本上受这两个环流系统的强弱和相互作用所制约。
随着太平洋副热带高压的西伸北跳，我国东部地区均可受到它的影响，在此高压的西部为东南气流和西南气流带来了丰富的降水，但由于高、低压间压差小，风速不大，夏季是全国全年风速最小的季节。
夏季大陆为热低压、海上为高压，高、低压间的等压线在我国东部几呈南北向分布的型式，所以夏季风盛行偏南风。
秋季（9~11月），是由夏季到冬季的过渡季节，这时印度低压和太平洋高压开始明显衰退，而中高纬度的蒙古高压又开始活跃起来。由于冬季风来的迅速，且稳定维持，不像春季中夏季风代表冬季风那种来回进退的型式。此时，我国东南沿海已逐渐受到蒙古高压边缘的影响，华南沿海由夏季的东南风转为东北风。三北地区秋季已确立了冬季风的形势。各地多为稳定的偏北风，风速开始增大。
2．沿海及其岛屿地丰富带。年有效风能功率密度在200瓦/米2以上，将风能功率密度线平行于海岸线，沿海岛屿风能功率密度在500瓦/米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。可利用小时数约在7000-8000小时，这一地区特别是东南沿海，由海岸向内陆是丘陵连绵，所以风能丰富地区仅在海岸50km之内，再向内陆不但不是风能丰富区，反而成为全国最小风能区，风能功率密度仅50瓦/米2左右，基本上是风能不能利用的地区。
沿海风能丰富带，其形成的天气气候背景与三北地区基本相同，所不同的是海洋与大陆两种截然不同的物质所组成，二者的辐射与热力学过程都存在着明显的差异。大气与海洋间的能量交换大不相同。海洋温度变化慢，具有明显的热隋性，大陆温度变化快，具有明显的热敏感性，冬季海洋较大陆温暖，夏季较大陆凉爽，这种海陆温差的影响，在冬季每当冷空气到达海上时风速增大，再加上海洋表面平滑，摩擦力小，一般风速比大陆增大2-4m/s。
东南沿海又受台湾海峡的影响，每当冷空气南下到达时，由于狭管效应的结果使风速增大，这里是我国风能资源最佳的地区。
在沿海每年夏秋季节都可受到热带气旋的影响，当热带气旋风速达到8级（17.2m/s）以上时，称为台风。台风是一种直径1000km左右的圆形气旋，中心气压极低，台风中心0-30km范围内是台风眼，台风眼中天气较好，风速很小。在台风眼外壁天气最为恶劣，最大破坏风速就出现在这个范围内，所以一般只要不是在台风正面直接登陆的地区，风速一般小于10级（26m/s），它的影响平均有800~1000km的直经范围，每当台风登陆后我国沿海可以产生一次大风过程，而风速基本上在风力机切出风速范围之内。是一次满发电的好机会。
登陆台风每年在我国有11个，而广东每年登陆台风最多为3.5次，海南次之2.1次，台湾1.9次，福建1.6次，广西、浙江、上海、江苏、山东、天津、辽宁合计仅1.7次，由此可见，台风影响的地区由南向北递减、对风能资源来说也是南大北小。由于台风登陆后中心气压升高极快，再加上东南沿海东北~西南走向的山脉重叠，所以形成的大风仅在距海岸几十公里内。风能功率密度由300w/m2锐减到100w/m2以下。
综观上述，冬春季的冷空气、夏秋的台风，都能影响到沿海及其岛屿。相对内陆来说这里形成了我国风能丰富带。由于台湾海峡的狭管效应的影响，东南沿海及其岛屿是我国风能最佳丰富区。我国有海岸线18000多公里，岛屿6000多个，这里是风能大有开发利用的前景的地区。
3．内陆风能丰富地区，在两个风能丰富带之外，风能功率密度一般在100w/m2以下，可以利用小时数3000小时以下。但是在一些地区由于湖泊和特殊地形的影响，风能也较丰富，如鄱阳湖附近较周围地区风能就大，湖南衡山、安徽的黄山、云南太华山等也较平地风能为大。但是这些只限于很小范围之内，不像两大带那样大的面积，特别是三北地区面积更大。
青藏高原海拔4000m以上，这里的风速比较大，但空气密度小，如在4000m的空气密度大致为地面的67%，也就是说，同样是8m/s的风速，在平原上风能功率密度为313.6w/m2，而在4000m只为209.9w/m2，而这里年平风速在3~5m/s，所以风能仍属一般地区。
根据全国气象台部风能资料的统计和计算，绘制出中国风能分布和中国风能分区及占全国面积
中国风能分区及占全国面积的百分比

指标丰富区较丰富区可利用区贫乏区
年有效风能密度（W/m2）＞200 200-150 ＜150-50 ＜50
年有效风能密度（W/m2）＞5000 5000-4000 ＜4000-2000 ＜2000
年≥3m/s累计小时数（h）＞2200 2200-1500 ＜1500-350 ＜350
占全国面积的百分比（%） 8 18 50 24
太阳辐射的能量到地球表面约有2%转化为风能，风能是地球上自然能源的一部分，我国风能潜力的估算如下：
风能理论可开发总量R，全国为32.26亿kW，实际可开发利用量R'，按总量的1/10估计，并考虑到风轮实际扫掠面积为计算气流正方形面积的0.785倍（lm直径风轮面积为0.52×π=0.785m2），故实际可开发量为：
R' = 0.785R/10 = 2.53亿kW。
求采纳

C. 政府对新能源有什么扶持吗

政府对新能源的扶持：

根据现行政策，政府对风电（陆上、海上）、太阳能光伏发电、生物质能发电提供电价补贴。具体标准是：

1、风电执行的是国家发改委推行的标杆电价政策，即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，相应标杆电价分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元，政府根据各省区风电标杆电价与当地煤电标杆电价的差价给予风电价格补贴。

2、太阳能光伏发电国家对分布式光伏示范区的补贴标准为0.42元/千瓦时。

3、生物质能发电没有国家标准，由各省自行确定补贴标准。具体新能源扶持政策请咨询当地发改委或者能源主管部门。

在中国可以形成产业的新能源主要包括水能（主要指小型水电站）、风能、生物质能、太阳能、地热能等，是可循环利用的清洁能源。新能源产业的发展既是整个能源供应系统的有效补充手段，也是环境治理和生态保护的重要措施，是满足人类社会可持续发展需要的最终能源选择。

一般地说，常规能源是指技术上比较成熟且已被大规模利用的能源，而新能源通常是指尚未大规模利用、正在积极研究开发的能源。因此，煤、石油、天然气以及大中型水电都被看作常规能源，而把太阳能、风能、现代生物质能、地热能、海洋能以及氢能等作为新能源。

(3)四类风资源区如何发展扩展阅读

特点

1)资源丰富，普遍具备可再生特性，可供人类永续利用；比如，陆上估计可开发利用的风力资源为253GW, 而截止2003年只有0.57GW被开发利用，预计到2010年可以利用的达到4GW, 到2020年到20GW，而太阳能光伏并网和离网应用量预计到2020年可以从的0.03GW增加1至2个GW。

2)能量密度低，开发利用需要较大空间；

3)不含碳或含碳量很少，对环境影响小；

4)分布广，有利于小规模分散利用；

5)间断式供应，波动性大，对持续供能不利；

6)除水电外，可再生能源的开发利用成本较化石能源高。

D. 我国风资源分为几类区域各区域的指标是什么

全国四类风能资源区的详细划分情况如下：一类风能资源区一类风能资源区一类风能资源区一类风能资源区：内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外的其他地区;新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市; 二类风能资源区二类风能资源区二类风能资源区二类风能资源区：河北省张家口市、承德市;内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市;甘肃省张掖市、嘉峪关市、酒泉市; 三类风能资源区三类风能资源区三类风能资源区三类风能资源区：吉林省白城市、松原市;黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市、大兴安岭地区;甘肃省除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外其他地区;新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市其他地区;宁夏回族自治区; 四类风能资源区：除一、二、三类资源区以外的其他

E. 中国风电行业现状以及发展前景，制约其发展的因素

风能发电是目前可再生能源中技术最成熟、最具有规模化开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。数据显示，2010年以来，全球风能投资总体增长，但增速趋缓，2019年，全球风能投资总额达1427亿美元，2010-2019年间的风能投资复合增速为3.85%。在风电产建设方面，海上风电场建设加速、新增装机容量不断提高。

1、全球风能资源分布情况

风力发电是指利用风力发电机组直接将风能转化为电能的发电方式，地球上的风能资源十分丰富，根据相关资料统计，每年来自外层空间的辐射能为1.5×1018kW·h，其中的2.5%，即3.8×1016kW.h的能量被大气吸收，产生大约4.3×l0l2kW.h的风能。

风能资源受地形的影响较大，世界风能资源多集中在沿海和开阔大陆的收缩地带，如美国的加利福尼亚州沿岸和北欧一些国家。世界气象组织于1981年发表了全世界范围风能资源估计分布图，按平均风能密度和相应的年平均风速将全世界风能资源分为10个等级。

8级以上的风能高值区主要分布于南半球中高纬度洋面和北半球的北大西洋、北太平洋以及北冰洋的中高纬度部分洋面上，大陆上风能则一般不超过7级，其中以美国西部、西北欧沿海、乌拉尔山顶部和黑海地区等多风地带较大。

—— 更多行业相关数据请参考前瞻产业研究院《中国风电场行业市场前瞻及开发运营可行性分析报告》

F. 中国政府何时确定开始扶持发展风电

中国风电及电价发展研究报告
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
2009 年11 月14 日
目录
一、中国风电电价定价机制的演变过程................................................1
二、特许权招标项目................................................................................4
三、特殊省份电价分析............................................................................6
四、中国政府对风电的补贴政策............................................................6
五、总体结论 ...........................................................................................7
1
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1,200 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）
2
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十万千瓦。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 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
3
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
4
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0.382元/kWh上升到2007年的0.5216元/kWh；甘肃的
特许权招标项目的电价从2005年的0.4616元/kWh上升到2007年的0.5206
元/kWh;河北的上网电价由2006年的0.5006 元/kWh上升到2007年的
0.551元/kWh。图1、图2、图3分别概括了内蒙古西部地区、甘肃、河北
等风电特许权项目大省的电价变化趋势。
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
中标电价
年份
图1. 内蒙古西部地区特许权项目中标电价
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
中标电价
年份
图2. 甘肃省特许权项目中标电价
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)
中标电价
年份
图3. 河北省特许权项目中标电价
6
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
7
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（见图4）。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。
13844
22929 26988 31379
60364
96336
237694
0
50000
100000
150000
200000
250000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
年份
补贴额（万元）
图4. 中国政府对风电补贴额的变化
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
1 其中 2002 年至2006 年没有公开可得的官方数据，本报告撰写者根据历年电力年鉴风电发电量的统计数据，采用历史
最高电价扣除煤电标杆电价的方法，对补贴额度做了保守的估算，即：补贴额=风电年发电量 ×（历史最高电价－煤电
标杆电价）；2007 年至2008 年的补贴额度全部来自中国国家发改委和电监会公布的风电项目电价补贴额度统计数据
8
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 年至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。

G. 风能资源的风能资源概况

据国家气象局估算，全国风能密度为100W/m2，风能资源总储量约1.6X105MW,特别是东南沿海及附近岛屿、内蒙古和甘肃走廊、东北、西北、华北和青藏高原等部分地区，每年风速在3m/s以上的时间近4000h左右，一些地区年平均风速可达6～7m/s以上，具有很大的开发利用价值。有关专家根据全国有效风能密度、有效风力出现时间百分率，以及大于等于3m/s和6m/s风速的全年累积小时数，将我国风能资源划分为如下几个区域。在4和5地区以外的广大地区，为风能季节利用区。有的在冬、春季可以利用，有的在夏、秋季可以利用。这一地区，风能密度在50～100W/m2之间，可利用风力为30～40%，大于、等于3m/s的风速全年累积在2000～4000h，大于、等于6m/s的风速在1000h左右。下面介绍一下国家气象局的有关专家关于我国风能区划的划分意见。采用三级区划指标体系。第一级区划指标：主要考虑有效风能密度的大小和全年有效累积小时数。将年平均有效风能密度大于200W/m2、 3～20m八风速的年累积小时数大于500Oh的划为风能丰富区，用“Ⅰ”表示；将150～200W/m2、 3～20m/s风速的年累积小时数在3000～5000h的划为风能较丰富区，用“Ⅱ”表示；将50～150W/m2、3～20m/s风速的年累积小时数在2000～3000h的划为风能可利用区，用“Ⅲ”表示；将50W/m2以下、3～20m/s风速的年累积小时数在2000h 以下的划为风能贫乏区，用“Ⅳ”表示。在代表这四个区的罗马数字后面的英文字母，表示各个地理区域。
第二级区划指标：主要考虑一年四季中各季风能密度和有效风力出现小时数的分配情况。利用1961～1970年间每日4次定时观测的风速资料，先将483个站风速大于、等于 3m/s的有效风速小时数点成年变化曲线。然后，将变化趋势一致的归在一起，作为一个区。再将各季有效风速累积小时数相加，按大小次序排列。这里，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。分别以 1、2、3、4表示春、夏、秋、冬四季。如果春季有效风速（包括有效风能）出现小时数最多，冬季次多，则用“14”表示；如果秋季最多，夏季次多，则用“32”表示；其余依此类推。第三级区划指标：风力机最大设计风速一般取当地最大风速。在此风速下，要求风力机能抵抗垂直于风的平面上所受到的压强。使风机保持稳定、安全，不致产生倾斜或被破坏。由于风力机寿命一般为20～30年，为了安全，我们取30年一遇的最大风速值作为最大设计风速。根据我国建筑结构规范的规定，“以一般空旷平坦地面、离地10m高、 3 0年一遇、自记10min平均最大风速”作为进行计算的标准。计算了全国700多个气象台、站30年一遇的最大风速。按照风速，将全国划分为4级：风速在35～40m/s以上（瞬时风速为50～60m/s），为特强最大设计风速，称特强压型；风速30～35m/s（瞬时风速为40～50m/s），为强设计风速，称强压型；风速25～30m/s（瞬时风速为30～40m/s），为中等最大设计风速，称中压型；风速25m/s以下，为弱最大设计风速，称弱压型。4个等级分别以字母a、b、c、d表示。根据上述原则，可将全国风能资源划分为4个大区、30 个小区。各区的地理位置如下：Ⅰ区：风能富丰区ⅠA34a—东南沿海及台湾岛屿和南海群岛秋冬特强压型。ⅠA21b—海南岛南部夏春强压型。ⅠA14b—山东、辽东沿海春冬强压型。ⅠB12b—内蒙古北部西端和锡盟春夏强压型。ⅠB14b—内蒙古阴山到大兴安岭以北春冬强压型。ⅠC13b-c—松花江下游春秋强中压型。Ⅱ区：风能较丰富区ⅡD34b—东南沿海（离海岸20～50km）秋冬强压型。ⅡD14a—海南岛东部春冬特强压型。ⅡD14b—渤海沿海春冬强压型。ⅡD34a—台湾东部秋冬特强压型。ⅡE13b—东北平原春秋强压型。ⅡE14b—内蒙古南部春冬强压型。ⅡE12b—河西走廊及其邻近春夏强压型。ⅡE21b—新疆北部夏春强压型。ⅡF12b—青藏高原春夏强压型。Ⅲ区：风能可利用区ⅢG43b—福建沿海（离海岸50～100km）和广东沿海冬秋强压型。ⅢG14a—广西沿海及雷州半岛春冬特强压型。ⅢH13b——大小兴安岭山地春秋强压型。ⅢI12C—辽河流域和苏北春夏中压型。ⅢI14c—黄河、长江中下游春冬中压型。ⅢI31c—湖南、湖北和江西秋春中压型。ⅢI12c—西北五省的一部分以及青藏的东部和南部春夏中压型。ⅢI14c—川西南和云贵的北部春冬中压型。Ⅳ：风能欠缺区ⅣJ12d—四川、甘南、陕西、鄂西、湘西和贵北春夏弱压型。ⅣJl4d—南岭山地以北冬春弱压型。ⅣJ43d—南岭山地以南冬秋弱压型。ⅣJ14d—云贵南部春冬弱压型。ⅣK14d—雅鲁藏布江河谷春冬弱压型。ⅣK12c—昌都地区春夏中压型。ⅣL12c—塔里木盆地西部春夏中压型。

H. 风电领域风资源的前进方向是什么

在一望无际的戈壁上，30余台风力发电机矗立在天地之间。这个在建的风力发电场附近除了在建的发电站之外，不但没有人烟，甚至草木都极为少见。风电场的运营商龙源巴里坤风力发电有限公司的相关负责人指着那些一动不动的发电机叶片说，再过上几个月这里就可以运行发电了。而该总装机容量为4.95万千瓦的风力发电场，仅是龙源在新疆哈密三塘湖风电项目的一期工程。提及哈密地区的风力发展，哈密地区的领导总是难掩自豪之情。在地区发展规划中，风电成为他们未来发展的重要一环。他们甚至喊出了“风光无限，眉飞色舞”的发展口号，其中“风光无限”便是指太阳能发电(http://www.huanbao.com/)和风力发电。仅仅哈密当地重视风电的开发，在日前中国国家能源局发布的《可再生能源“十二五”规划》中，哈密也名列其中，成为未来重要区域之一。在新的国家规划中，新疆哈密地区，与河北、内蒙古东部、内蒙古西部、甘肃酒泉地区、吉林、黑龙江及江苏和山东沿海等地区，成为即将重点建设的千万千瓦级风电基地。发展风电，新疆具有得天独厚的优势。据统计，新疆风能资源总量约8.72亿千瓦，其中可开发利用区域面积近15万平方公里，新疆陆上风能资源总量约占全国总量的四成。此次，哈密地区成为重点建设的重大风电基地无疑是新疆风电的发展新机遇。而在哈密逐步开始风电大发展的同时，整个中国风电的发展也迎来了新的任务。日前，国家能源局所发布的《可再生能源“十二五”规划》指出：“到2015年，累计并网风电装机达到1亿千瓦，年发电量超过1900亿千瓦时，其中海上风电装机达到500万千瓦，基本形成完整的、具有国际竞争力的豪鑫减速机装备制造产业。”此外该规划还制订了更长远的目标，计划“到2020年，累计并网风电装机达到2亿千瓦，年发电量超过3900亿千瓦时，其中海上风电装机达到3000万千瓦，风电成为电力系统的重要电源”。而相比目前中国国内低迷的风电市场，在许多人看来，新《规划》中的风电目标似乎成为最为不确定的目标。据了解，早在2011年，中国国内风电类企业已经风光不敌当年，大多出现了业绩下滑。而这一状况一直持续到今年，其中还有部分企业最终因实力不敌而关门大吉。 “许多业内同行都因为行业的不景气变相地辞职了，现在行业的确不景气。”一位从事风机制造行业的工作人员这样告诉《科学新闻》。 “当前最大的难题就是未来风机运转之后，发的电送不出去。”三塘湖工业园区风力发电基地的负责人神情严峻。“如果并网的问题得到解决，不要说1亿千瓦，更高的风电目标也可能实现。”中国科学院虚拟经济与数据科学研究中心副主任石敏俊这样说。无论是在运营商还是在专家们眼中，当前风力发电最大的问题便是并网问题，这也是完成《规划》目标最大的不确定因素。对此，就连国家电网负责人也表示赞同。国家电网副总经理舒印彪公开对媒体表示：“在风电迅猛发展的几年里，电网处于风电发展的关键环节，也始终是各种矛盾的焦点。”在新出台的规划中，便提出要加强内陆资源丰富区风电开发，加强“三北”以外内陆地区的风能资源评价和开发建设，以及鼓励分散式并网风电开发建设。目前中国风力发电的主要战场仍位于中国的“三北”和沿海地区，但是这些区域往往并非电力消纳的中心，故需要通过电网进行电力输送。而由于风电本身的不稳定性，致使电网不愿接纳风电。这就造成了当前风力发电站发电但是送不出去的尴尬局面。并网不仅仅带给运营商难题，就连风机制造商也面临挑战。金风科技公司的负责人告诉《科学新闻》，风电发展和电网建设的不协调带来的并网难成为目前的主要瓶颈。基于长期以来存在的并网问题，早在数年前相关部门及机构就提出要研发智能电网等口号。而在石敏俊看来，除了解决并网的技术难题外，更重要的是要考虑政策扶持和体制机制的改变。 “要让电网愿意吸纳风电，除技术之外还需要想一些办法，如给予政府补贴等。重点在于将旧市场的问题解决，把体制机制的问题解决。”他说，如何通过体制机制调整让部门之间合作十分重要。而在企业看来，随着《可再生能源“十二五”规划》出台，国家电网明确提出了“十二五”期间将完成1亿千瓦风电并网，截至2020年实现2亿千瓦风电并网，相信风电并网难问题会逐步得到解决。“作为制造商就是要加大研发力度，开发出适应电网的并网友好型机组和产品，促进风电并网，同时不断持续优化产品质量和加强服务能力，保障客户投资的风电场项目20~25年的全生命周期的收益。”金风科技的负责人这样展望。 “虽然这个行业目前不景气，但还是非常有希望的。”前述没有具名的风机制造业从业者这样告诉《科学新闻》。在他看来，目前风电行业的问题一方面是电网的阻碍;另外一方面仍在风机制造的技术上。虽然近年来，大功率风机、各种新型风机被研发出的好消息不断传来：风电装备制造能力快速提高，已具备1.5兆瓦以上各个技术类型、多种规格机组和主要零部件的制造能力，基本满足陆地和海上风电的开发需要，但是这些成绩，并不意味着中国风机制造技术已经完全成熟。 “国内制造商跟世界一流的主要竞争对手还是有一定差距，比如我们的研发和管理的系统性、工作质量和效率等等。技术革新需要建立在长时间的技术研发积累上，不会凭空产生。”金风科技负责人这样表示。该负责人表示，风电未来的技术发展主要集中在几个方向：第一，追求度电成本。所谓风电的度电成本，就是风电开发商或运营商生产每千瓦时电的总成本，度电成本越低，能源生产商和消费者受益越多。第二，追求更加智能化。也就是结合智能电网、储能技术等，根据电网需求、风能的大小等对风电场进行智能化管理。第三，实现友好型，比如社区友好型、环境友好型、电网友好型。此外，还应持续拓展风电的应用，使风电更好地和其他产业联系起来，比如风电制氢、制氨，海水淡化等。近年来，中国政府针对风机行业的质量问题提出了一系列的发展标准和规范，其中风机的技术和质量也赫然在列。