中国风电报告

1概述

目前，中国由煤炭燃烧产生的空气污染，正在严重地威胁着人们的健康。在中国众多城市里，大多数的居民恐怕也对空气污染感同身受。当你穿行在雾霾天中，艰难呼吸着因为燃煤而产生的各种污染物时，我想，你一定会深刻体会到洁净的空气对我们来说有多么的重要。这些体验让我们深刻体会到中国能源需要转型的迫切性，中国必须摆脱对煤炭的过渡依赖，大力发展清洁高效的再生能源，实现能源的可持续发展。风能作为重要和最成熟的可再生能源技术，具有蕴藏量丰富、可再生、分布广、无污染等特性，使之成为可再生能源发展的重要方向。

中国风能资源丰富，大力发展风力发电对调整能源结构、保障能源安全、应对气候变化、促进经济社会可持续发展具有重要意义。2012年中国陆上风电新增装机容量达到1590万千瓦，占全球新增容量三分之一以上，继续保持着全球第一的位置。到2012年底，我国海上累计风电并网装机容量30万千瓦，位于英国(295万千瓦）、丹麦(92万千瓦）之后，居全球第三。以上数据表明，我国风电产业在2012年取得了可喜的成果。

然而，经过几年的高速发展，中国风电行业的一些问题也逐渐显露，急需各界进行严肃思考和重新审视。第一是企业发展速度减慢、效益下滑;第二是技术和质量引发的一系列问题急需解决;第三是并网难，限电弃风也达到了前所未有的规模。这些都是产业发展需要经历的一个阶段，它表明，中国风电的发展方式需要改变与升华，大力改革风电技术，从重规模到重效益、从重速度到重质量、从重装机到重电量的转变，从这个意义上讲，目前是中国风电的转折点，中国风电开始了从快速发展向稳步发展的过渡。

风电企业的长远、健康发展既取决于自身的技术进步，也取决于市场的大环境。近年来，中国风电企业技术研发能力不断提高，技术不断进步。此外，《风电发展“十二五”规划》的出台，再次向各界展示了国家坚定不移加快推进风电发展的决心，它表明中国风电市场潜力仍十分可观，前景依然看好，风电行业对此要有信心。

2风电发展

2.1 产业发展规模

到2012年底，全国(不含港、澳、台）共建设1445个风电场，安装风电机组52827台。单机容量1.5兆瓦和2兆瓦的风电机组是目前国内风电市场主流机型，占吊装容量的81%。据彭博新能源财经近日发布的数据显示， 2012年中国陆上风电新增装机容量达到1590万千瓦，占全球新增容量三分之一以上，位列全球首位。这是中国继2009年超越美国以来，连续第四年保持新增装机量全球第一的位置。目前，风能已经成为中国第三大的发电能源，仅次于煤炭和水能。

据国家风电信息管理中心2012年度风电产业信息统计，截至2012年底，全国风电并网装机容量为6266万千瓦，比上年增加1482万千瓦，增长率31%，全年风电发电量1008亿千瓦时，比2011年增长41%，风电发电量约占全国总上网电量的2.0%。按照我国火电有关指标折算，2012年的风电发电量相当于节约燃煤3286万吨标准煤、用水1.67亿吨，减少排放二氧化碳8434万吨、二氧化硫22.8万吨、烟尘4万吨、氮氧化物24.2万吨，发展风电的节能减排效益非常显著。

2.2发展特点

2.2.1 风电发展主要区域

根据国家能源局2013年4月8日发布的数据显示，“三北”地区是我国风电建设比较集中的地区，占全国风电并网装机容量的86%。华北地区风电并网装机容量2332万千瓦，占该地区全部电力装机容量的比例为9.8%，发电量占3.6%;东北地区风电并网装机容量1825万千瓦，占该地区全部电力装机容量的15.3%，发电量占6.0%;西北地区风电并网装机容量1232万千瓦，占该地区全部电力装机容量的10.6%，发电量占3.7%。南方电网风电并网装机容量388万千瓦，占该地区全部电力装机容量和发电量比例分别为1.9%和0.7%。

风电并网装机容量最多的五个省(区）是内蒙古1670万千瓦、河北706万千瓦、甘肃634万千瓦、辽宁省471万千瓦、山东省393万千瓦。内蒙古全年风电发电量为211亿千瓦时，占全区总发电量的10%。

2.2.2 内陆风电发展加速

2011年，全国30个省(市、自治区）实现了风电并网，与2010年相比，新增的省区包括贵州、广西、四川、青海。同时，安徽、天津等省市的装机容量也有较大增长。这可以视作一个信号，即传统意义上风能资源并不丰富的内陆地区风电开发已悄然启动。

中国风电开发的起步和快速发展阶段，风电场项目明显集中于“三北”地区和东南沿海地区。这些地方风能资源丰富，特别是“三北”地区，更有着建设条件简单、可成片开发等优势，因此一直是各开发企业争夺的重点区域。而内陆地区的一些省份，普遍风能资源一般，并且多位于山地、丘陵、湖畔等建设条件复杂的区域，开发成本高，没有引起开发企业的重视。

随着大规模集中开发风电场程度的增加，项目开发权的竞争日益激烈，而不断增加的限电、“弃风”，也使这些地方风电场的效益大打折扣，内陆省份风电场的优势渐渐凸显。首先，这些地区人口密集，电力负荷大，风电场接网条件好，基本上不会限电;其次，风电机组不断提高的风能转换效率和对各种建设条件的适应性，使得在这些地区建设风电场不仅可行，还可以获得可观的经济效益。

2.3 发展中的问题

2.3.1风电效益下滑

根据众多风电设备上市公司公布的2012年前三季度业绩显示，风电企业三季度业绩全面下滑，三大风电企业(华锐风电、明阳风电、维斯塔斯）现首亏。

我国风电技术从引进就直接过渡到大规模生产，省略了中间的许多环节，这是一个高效率高速度的发展过程，在高效率高速度的发展途径中，我们要考虑到可能会出现一系列的问题，如：已经出现了高投入、低产出、高风险、低收益的问题，和还没有出现可能会出现的大规模的维修问题，目前就是因为已经出现了高投入、低产出、高风险、低收益的问题，使风电产业成了国家补贴和扶持的产业，高额的电价让人 “敬而远之，望而却步。我们的风电技术大多是欧美引进，一台机器从运输到安装使用，全部成本近1000万元人民币左右，而每台机组在酒泉每年的有效发电时间约为2300小时，每台每小时发电1500度电，按照每度电进网价格0.5元算，实现成本收回大概需要十年时间。可按照现在每千瓦时国家补贴0.24元算，预计国家补贴时间为十年，国家为一个机组就要掏3153.6万元！2020年我国将建成哈密、酒泉、蒙西、蒙东、吉林、河北、江苏七个千万千瓦级风电基地，也就是七个“风电三峡”，我们必须要把风电的高额的投入成本和运行时的维修费用降下来。只有降低风电的投入，提高产出，才能使风电行业脱离国家补贴，进入良性持久的发展轨道。

2.3.2风电技术急需更新

风力发电机起始于欧洲，1913年苏联采用螺旋桨式叶片建造了一台大型风力发电机。这种以螺旋桨式叶片建造的高风速风电机成为现代风电机的鼻祖，1918年丹麦已经拥有风力发电机20台。现代风电机技术与早期技术已有了很大进步，3WM大型风电机已得到大量应用，正在向5WM大型风电机组发展。但以螺旋桨理论发展起来的风电技术存在的问题越来越严重，制造成本大、发电效率低、故障率高、并网稳定性差等问题，随着风电机组的大型化，这些问题越来越突出，并已严重影响到风电产业的发展。所以，我们必须正本清源，大力发展适合我国国情的风电技术，大幅降低风电机成本，大幅提高发电效率，保证并网稳定性，让风电机得到大量普及应用，只有这样才能保证风电产业的健康快速发展。

2.3.3电网发展滞后

风电并网和消纳问题正逐步成为制约风电开发的重大挑战。随着我国风电装机快速增长，2012年部分地区弃风限电现象严重，全国弃风电量约200亿千瓦时，风电平均利用小时数比2011年有所下降，个别省(区）风电利用小时数下降到1400小时左右，浪费了清洁能源和投资，加剧了环境矛盾。

中国风力资源主要分布在“三北”地区(东北、华北和西北），但电力负荷主要分布在沿海地区，总体上看，风力资源的地理分布与电力负载之间并不匹配。最近两三年来，由于风电开发高度集中于“三北”地区、风电和电网建设不同步、当地负荷水平较低、灵活调节电源少、跨省跨区市场不成熟等原因，风电的并网瓶颈和市场消纳问题开始凸显，弃风限电现象比较突出。“三北”地区尽管风能资源丰富，是全国年上网电量最多的地区，但也是限电最严重的地区。2012年全国风电平均利用小时1890小时，比2011年的1920小时减少了30小时。从目前风电运行情况看，蒙东、吉林限电问题最为突出，冬季供暖期限电比例已经超过50%。蒙西、甘肃酒泉、张家口坝上地区电网运行限电比例达20%以上，黑龙江、辽宁风电运行限电比例达到10%以上。

3风电管理

3.1 行业管理

为规范风电产业平稳快速发展，国家行业主管部门印发了一系列行业管理标准和技术要求，其目的是强化风电场建设规划与管理。

(1）《规范风电开发建设管理有关要求的通知》(国能新能［2012］47号）。文件阐述了进一步加强风电开发管理，规范风电建设秩序。文件重点强调：一、严格执行风电项目核准计划。不得擅自核准计划外风电项目，对未列入风电项目核准计划的项目，电网企业不予接受其并网运行，不能享受国家可再生能源发展基金的电价补贴。二、加快清理风电项目核准情况。三、高度重视风电并网运行问题。把落实配套电网送出建设和风电消纳市场作为核准项目的重要条件，并对所有核准风电项目的电网接入和市场消纳负责。四、认真落实风电项目核准计划。对列入核准计划的项目，确保核准计划的执行。五、加强风电运行管理工作。开展各种举措，积极开拓风电市场、提高风能利用效率。 

(2）《可再生能源电价附加资金补助项目审核确认管理暂行办法的通知》(国能新能［2012］78号）。文件规范了包括风电在内的可再生能源电价附加资金补助项目管理。

(3）《 “十二五”第二批风电项目核准计划的通知》(国能新能［2012］82号）。为了把握风电发展节奏，有效发挥风电发电效益，国家能源局于2011年开始实施风电项目核准计划管理。自2012年3月份至今，国家能源局公布第二批风电项目核准计划、新疆及生产建设兵团风电项目核准计划及部分省、自治区增补第二批风电项目核准计划。从通知中不难看出，2012年的风电项目审核布局重“消纳”，新核准的项目并网条件优越，可使项目开发告别过去“越发电越亏损”的怪圈，可观的投资收益率将大大提升电站开发商的积极性。有专家接受采访时表示，风电增补项目将间接利好风电设备制造企业。

(4）《加强风电并网和消纳工作有关要求的通知》(国能新能［2012］135号）。该文件指出2011年度，全国风电弃风限电总量超过100亿千瓦时，平均利用小时数大幅减少，个别省区的利用小时数已下降到1600小时左右。如按照此前国家发改委公布的最低风电标杆上网电价计算，我国风电企业因限电因素损失将超过50亿元。对此，国家能源局要求，今后，各省区、市风电并网运行情况将作为新安排风电开发规模和项目布局的重要参考指标，风电利用小时数明显偏低的地区不得进一步扩大建设规模。

(5）《风电发展“十二五”规划》(国能新能［2012］195号），按照规划中提出的发展目标，到2015年，全国累计并网运行的风电装机容量要达到1亿千瓦，年发电量达到1900亿千瓦时。这一目标的实现，将推动风电为调整能源结构、应对气候变化发挥更大作用，这一市场规模也将为我国风电成为具有较强国际竞争力的重要战略性新兴产业夯实基础。就目前发展情况而言，截至2011年底，风电累计装机超过6200万千瓦，加上到今年国家能源局公布的“拟核准风电项目计划安排”的总容量4800万千瓦，总计超过1.1亿千瓦。从理论上讲，规划目标与具体实施项目已经完全对接。

(6）《风力发电科技发展 “十二五”专项规划的通知》(国科发计［2012］197号）。该文的出台是为了贯彻落实《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006-2020年)》、《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》、《国家战略性新兴产业发展规划》、《国家“十二五”先进能源技术领域战略》等国家相关可再生能源战略部署，促进风能技术的发展和应用，为2020年我国二氧化碳排放强度降低40%-45%、非化石能源占一次能源消费比重达到15%战略目标的实现做出重要贡献，为我国未来风电产业的可持续发展提供技术保障。

3.2技术标准

从2010年开始，国家能源局开始进行风电行业的标准制(修）订工作，组织成立能源行业风电标准化技术委员会，提出了中国风电标准体系框架，初步计划制定标准183项，主要包括风电场规划设计、施工与安装、运行维护管理、并网管理技术、风力机械设备以及风电电器设备等六大体系框架。8月初，国家能源局发布了由风电标准技术委员会起草的涉及风电并网、工程概算、机组设备等18项风电技术标准，进一步完善和补充了中国在风电机组制造、工程造价、质量保证、安装运营、维护管理等方面的技术标准。

此外，水电水利规划设计总院起草的风电场建设用地指标;《风电场工程地质勘查规范》;《风电场工程招标设计规范》;海上风电场工程规划、预可、可研及施工组织设计技术规定等多项技术标准和管理办法，已经上报国家能源局待批复。

4风电经济效益

4.1风力发电度电成本

风力发电度电成本是反映风力发电成本的综合性指标，不仅由折旧(固定资产投资所形成）、运行维护成本和财务费用以及税金等会计成本所决定，还受项目所占用资本金的机会成本大小所影响。

4.1.1主要因素

欧洲《风能经济性》报告指出，影响风电项目度电成本的关键因素有：①项目投资，主要用于风电设备购置;②风机安装成本;③资本金成本，即折现率高低;④运行维护成本;⑤风机使用寿命;⑥项目发电量、风资源状况以及电量损失; ⑦项目前期开发与规划成本。我国风力发电项目度电成本，同样也受这些关键因素影响。

4.1.2其它因素

①国产风机可利用率。据国内主要风电开发企业分析，目前国产风机存在较高的故障率， 性能也与国外风机有较大差距，这直接影响到风电设备的发电能力。例如，在某一风电场，如果折算到相同的叶轮扫风面积，国产风机的年发电量较同类机型的国外品牌风机低10%以上。②项目实际允许上网电量。由于我国绝大部分风能资源丰富地区分布在地理位置比较偏远、电网接入条件欠发达的地方，远离用电负荷中心，电力系统调峰和调频能力不足， 很难保证风力发电电量全额上网， 电网限制风电场上网电量的情况短期内无法解决。③我国国产化政策有利地推动了国产风电设备的技术进步。随着国内外风机厂家增加，竞争越来越激烈;同时，国内风机厂家不断消化、吸收国外风机技术，打破国外厂家关键技术的垄断，不断改进国产风机设备性能，设备可利用率将不断提高，设备价格不断下降。④备品备件国产化进程。随着国内风电设备产业链中各厂家不断消化、吸收国外先进技术，打破国外技术壁垒，实现关键备品备件国产化，其价格将明显下降， 风电场维护成本也将呈现下降趋势。

4.2提高风电经济效益的瓶颈

目前风电是高价的，风电的高投入、低产出成为影响风电提高经济效益的最主要障碍。风电制造商得效益，运营商亏损，风电寿命决定风电效益。维修费用太大占整机造价30%以上是无法维修的根本原因。只有使用寿命在20年以上，运行费用度电成本在0.3元以下的风电才能在风电市场中占主导地位。

4.2.1风电高投入

风电的高投入主要由生产安装的成本和维护费用的成本所造成的，风电的成本远远高于火电和水电的成本。一台双馈水平轴风电机的制造成本包含有，塔架 20%，叶片23%，齿轮箱16%，控制装置12%，电机4%，其它25%。可以肯定的一点是，我们有大幅度降低风电机成本空间。风电机的安装费用占总装机费用的25%。风电机的维护费用一般定为10~20%，但由于变速箱问题、轴承问题、叶片问题等层出不穷，使维修费用居高不下。

4.2.2低产出

目前风电机的运行效率很低，一年共8760小时，我国风力发电机年有效发电时间不足2000小时，这是一个很小的比例，我国如此低的风能利用率，说明风电机的性能在我们国家存在很大问题。目前我国风场应用的风力机多数都是欧州风力发电机技术，欧洲是海洋性气候，属高风速地域，欧州风力发电机技术，是高风速风电机技术;因为欧洲的海洋性气候全年总风速偏高，又时常受台风袭扰，所以设计师们在设计风力机的时候，把风力机设计成，狭窄的三个叶片风力机，它适应于欧洲海洋性气候高风速运行，具备抵御台风的侵袭的能力。而我国风场大部分处于大陆性气候的条件范围之内，处在风速偏低的地域;我们只有一部分的风场，还能够适应欧美风电技术制造的风力发电机，而有相当一大部分的风场不能适应，出现了水土不服的现象。我们的风电机设计应该根据我们风电场风资源的特点进行设计，只有这样才能充分利用我国的风能资源。

通过以上风电经济效益的分析可得，运行费用低于火力发电是风力发电的唯一出路。

5风电技术更新

5.1目前风电技术急需解决的问题

5.1.1 如何实现微风发电

根据国家气候中心的有关研究发现，我国在风能资源相对匮乏的内陆地区，无风的日子减少了，风速在4m/s～8m/s之间的和风日数在逐步增加。风变小了，我们的风电机该怎样变？这个问题是我们必须面对的问题，只有解决好这个问题才能保证我国风电产业的快速发展。

我国现有水平轴三叶式发电机的叶片是按空气动力学原理设计，并采用直升飞机浆叶的结构进行设计，具有很强的高风速特性。这种结构在微风状态下，空气动力性能比较弱，就象飞机速度低没有升力一样。根据有关专家对风电机运行数据的分析，当风速小于6m/s时，风能利用系数小，空气动力性能弱，当风速在8m/s左右时，风能利用系数变大，说明叶片的空气动力性能已发挥作用，当风速大于10m/s以上时，叶片的变桨距装置开始动作，随着风速的增高，变桨距在不断减小叶片的空气动力性能，风能利用系数也在不断减小。根据以上分析就可以得出这样的结论：在低风速时，叶片的空气动力性能作用不大，在高风速时，又限制空气动力性能的作用，也就是说经过精心设计的具有优良空气动力性能的叶片，实际上并没有发挥太大的作用。而且从运行数据还可以看岀，在陆地风速较低(3～8m/s）的情况下，风能利用系数小，风电机的发电效率很低，而这个风速是时间最长，最有开发价值的风速，也就是说我们花高额成本设计制造的风电机叶片，在大部份时间并没有发挥应有的效能，而且造成微风发电性能差。这种性能造成装机容量很大，而发电量少的不利局面，给风电场的盈利带来风险。由于发电性能低，大部分时间成了摆设，严重影响风电的利用。建成的风电场普遍存在“装机容量大，发电量低”的现象，不能长时间输出风电就会影响风电的使用，对风能也是一种浪费。所以，现有风电机的发电效率还很低，获取风能的性能是不合格的。

随着陆地装机容量的扩大，微风发电性能低的问题也越来越突出，提高微风发电性能已成人们的共识，有企业采用加长叶片的方法，也就是降低了风电机的设计风速，以此来提高微风发电性能，这样做效果会有，但不会很明显。因为现有叶片是以空气动力性能为基础设计的，低风速情况下空气动力性能肯定很弱，又如何来提高风能的输出呢？经过我们国内风电专家的不断研究，认为提高微风发电性能的主要出路在于改变叶片结构，提高结构动力性能，而大力发展大型垂直轴微风风力发电机的呼声越来越高。

5.1.2 如何实现卸载功能的安全可靠

自然风是不稳定的，因此风电机所发出的电也是不稳定的。不稳定的风电将会对电网产生巨大冲击，导致电网崩溃或设备损坏。最初是采用恒速恒频的并网技术，利用叶片的失速特性保证发电机转速的稳定，满足恒速恒频的并网要求。失速叶片的优点是结构简单，造价低;缺点是启动性能差，发电效率较低。

变转速技术是近几年飞速发展起来的新技术，变转速技术可以让风轮随风速的变化相应改变转速的快慢，保持基本恒定的最佳转速比，这样可以高效的获取阵风的能量。由于叶轮的转速可以随着风速变化，就避免了叶轮转速不可控性对并网稳定性的影响，与恒速恒频技术相比并网的稳定性可以大幅提高。由于叶片仍采用刚性叶片和变浆距角控制技术，因此叶片的高风载和控制系统的滞后性仍然存在，在大风状态下，风速和风向的突变容易使风电机产生冲击电流，仍会影响并网的稳定性。高风载仍然会造成风电机的故障和破坏。所以叶片性能存在的问题是影响并网稳定性的罪魁祸首，而且还造成风电机成本高昂，微风发电性能低，并网稳定性差，故障率高等问题的大量产生。
    现有风电机的控制装置主要有偏航装置和变浆矩装置，自然界的风向和风速都是随时随机变化的，我们的调节装置虽然可以根据风向和风速调整，但在速度上始终是滞后的，并不能完全满足风电机平稳发电的需要。比如在自然界中风向呈90°变化是经常发生的，偏航装置和变浆矩装置的响应速度若是1°/秒，90°就需要90秒的调整时间，在这么长的调整过程中，风轮叶片所受的风力角是完全不同的，也就是叶片所受的风力是变化的，必然造成风轮转速的不稳定，从而影响到风电机输出功率的稳定，严重时就会造成风电机解网，造成电网的不稳定。这种调节的滞后性在强风暴的气候条件下，往往会造成严重的后果，在高风速情况下叶片处于顺浆位置，若风向发生90°变化，就会使叶片完全处于大面积受风的状态，使叶片受力突然增大，叶片受到的强大风载就会通过传动轴对变速装置造成巨大的冲击，巨大的风载也会对偏航装置造成冲击，造成变速装置和偏航装置的损坏，叶片也有可能被折损坏。所以控制系统的滞后性将影响控制效果，风电机庞大，控制过程就成了问题发生过程。
    5.1.3 如何制造高质量的叶片

大叶片制造技术是大型风电机的关键技术，随着大型风电机组由千瓦级向兆瓦级发展，叶片的长度也越来越长，现在单机功率为1.5～2.5MW的风电机，叶片长度已达50米。研制的单机功率5MW的风电机叶片长度将达到60米以上，叶片重量将达到30吨。这些超长超大的叶片造价和成本很高，仅叶片的成本就占整台机组成本的20%以上，现在我国有一些生产厂家从国外引进了叶片的生产技术，已可以生产1.5MW风电机组叶片，叶片的生产制造工艺非常复杂，要求也很高，设备和模具投资都很大。由于风轮的转速是通过叶片进行调控，叶片在不同风速情况下的变形和切入角都有很严格的要求，所以叶片的设计和制造难度非常高。特别是叶片承受的风载非常大，叶片在强风状态下所受风载可达几百吨以上，这对叶片的强刚性能要求很高，虽然叶片用了大量的高强材料，但任何一点质量缺陷都会造成叶片的损毁。国内某风电巨头由于叶片质量问题，造成多套风电机叶片损毁，带来的损失达上亿元。目前我国大叶片的设计制造技术还是薄弱环节，叶片的设计寿命是二十年，在使用年限会遇到各种恶劣的气候条件，有冷冻、暴晒、雷电、强风等不利因素的考验，如果达不到使用寿命就会带来很大的损失。而且大型叶片高昂的成本和运输困难，也是一项不可忽视的问题。

5.1.4 如何降低高额维护费

进口风电机组在我国安装使用时间并不长，设计使用寿命是二十年，但有些问题已突出地表现出来，由于现有风电机叶片在高风速下具有非常强的空气动力性能，几百吨风载产生的冲击力相当大，对变速装置、偏航装置和变桨距装置都有很强的破坏作用，并容易造成风电机强烈的振动，造成机械部件松动故障和疲劳损坏。现在的水平轴风力发电机实际的使用寿命不超过20年。       
    5.1.5 如何降低对电网的不利影响

      我国风能资源丰富的地区主要分布在“三北”(西北、东北、华北）地区和东南沿海。目前在“三北”规划了6个千万千瓦风电基地，但这些地方又是电网最弱的地区，因此我国风力发电将面临着电网不堪重负的问题。这对我们来说是一个急迫解决的问题，在欧洲几个风电大国都没有这样大的风电场，这些国家风电场规模都较小，都是分散入网，就地消纳，并且欧洲几个国家的电网是联网的，电网很强，风力发电很容易被消纳，所以在这个问题上我们没有经验可借鉴。风电不像火电、水电，风电时有时无，并不是很稳定，风电占总电网不能大于5%，如果超过5%，就会干扰电网质量。并网的瓶颈对风电产业影响很大，如果并网的问题得不到解决，我们建设“陆地三峡”风电基地的目标就不能实现，为了解决电网薄弱的问题，国家电力部门已进行地区网和国家电力主网的联网规划和建设工作，并加大输出电路的容量，同时进行智能电网的研究和建设工作，并把风电量预测作为大型风电场的重要研发项目。这些问题的解决将为并网创造有利的外部条件，我们还要对内部因素加以重视，风电机的稳定性和安全性更应得到高度重视，从引进设备和引进技术来看“水土不服”现象比较严重，有微风发电性能低、低温运行能力差、风沙影响大等问题，最主要的是稳定性和安全性还不能保证，国外风电机主要采用分散入网方式，当处于风速和风向变化很大的强风状态时，风电机不稳定，不能满足并网条件，此时风电机可以随时脱网;风电机稳定后，又可以随时入网，并且电网很强，不会对电网造成太大冲击。而我国的情况却与此相反，采用大规模并网方式，由于风电场的规模非常大，一个千万千瓦级风电场会有500～600台风电机组，如果由于风电机性能不稳定造成对电网的冲击，这样强大的冲击能量是任何电网也无法承受的，危害也很严重，我们必须高度重视。

5.2技术更新

因此，我们需要开发出陆地使用的微风高效新型风电机，进行一场风电革命，而这场革命的主角就是大型垂直轴微风风力发电机。这种风电机一级风就能启动，二三四级风就能很好发电，五级风就可以达到满负荷，六级风以上随着风速的增大，叶片会逐渐减小风载，发电功率也会逐渐减小，可以完全避免叶片产生高风载，可以保证风电机运行平稳，避免强冲击电流的产生，并附加惯性储能装置，保证风电机具有良好的并网稳定性。基本实现免维护，让人人都敢用，人人都好用，可以大幅提高发电量2～3倍，并且风电机成本大幅降低60%以上。成本的降低，发电量的增大，可以大大缩短投资的回报时间，也可以使风电的价格低于火电和水电的价格，并网将不再是难事，反而会由于风电的价格低，而多利用风电，这将会使风电的收益大幅提高，会更大的激发人们开发风电的积极性，会使我国的风电产业发生飞跃式发展。

山东中泰新能源集团有限公司的全永磁特大型垂直轴微风发电技术正是基于以上目的而发明。采用中泰新能源的垂直轴微风发电技术，启动风速为1.5米/秒，发电风速为2米/秒以上，做到“轻风启动，微风发电”，使得在占我国国土面积68%的低风能地区都可采用这种特大型垂直轴风力发电机节能发电。比传统水平轴风力发电机年增加发电时间4000小时。

此外，全永磁特大型垂直轴风力发电机由于结构上大量采用永磁体结构、减少了冗繁的控制系统，具有投资成本低、稳定性能好、承载力大、运行环境要求低等优良特点，同比现有行业风机，仅单台发电机就可增加发电输出功率45%，降低了产品维护费用，建成后其运营成本可下降50%，度电成本在0.3元/度以下。

6假风电过剩

要了解我国风电是否真的过剩，需要回答下面5个问题：

(1）我国的风电达到规模化应用了吗?没有。

(2）我国的风电超出社会用电需求了吗?没有。

(3）电网配套建设跟上了吗?没有。

(4）风电产业链理顺了吗?没有。

(5）新能源政策手段用尽了吗?没有。

6.1产业链没理顺

2012年，全国风电并网装机容量为6266万千瓦。《风电发展“十二五”规划》指出，到2015年，全国累计并网运行的风电装机容量要达到1亿千瓦，年发电量达到1900亿千瓦时。发改委能源研究所可再生能源发展中心相关负责人透露的远景目标是2030年达到3亿千瓦。也就是说，目前的风电装机容量是2015年规划装机规模的62%，是2030年目标的20%。从长远的能源结构来看，风电发展空间很大。

产业链没理顺哪怕生产一点点也会过剩。从总量上说，总的产能不是过剩，而是应用市场过小。我国的清洁能源还远远不够，需要大力开拓市场。

6.2缺乏充分竞争

欧洲用了30年时间，从100多家竞争者中成就了3家领袖企业;我们的市场还处幼稚阶段，竞争刚刚拉开帷幕。

制造业到底热不热？一定要清醒地分析，俗话说百里挑一，但我们不存在这个条件。欧洲风电制造业成长了30年左右，完成9000万千瓦装机，形成了14家制造商，领袖企业是维斯塔斯公司等3家，占总市场份额的60～70%。而当时参与竞争的投资制造商是100多家。我国从风电制造的历史开始于上世纪末，当时金风科技孤军奋战。此后一批企业在2003年开始酝酿，2005年启动。目前市场还处于幼稚阶段——竞争刚刚拉开帷幕，就认为已经过热或过剩，此言太早。

6.3产能过剩不等于产量过剩

产能过剩和产量过剩有本质不同，企业在进入风电行业供应链系统提出的宏伟目标并不代表其真正供给市场能力。不能简单提产能过剩，而要准确衡量真正产量是否过剩。

7风电地位

风电作为主力电源的地位不容质疑。根据中国中长期能源规划研究，2020年中国新能源的战略地位将日益突出。我国大幅度提高新能源在整个能源消费中的比例，争取到2020年非化石能源(可再生能源和核能)占一次能源消费比重达到15%左右，2050年实现新能源满足能源需求30%到40%的战略目标。风力发电作为新能源开发的主力军，将扮演它的主角地位。

7.1风电行业取得的成绩有目共睹

截止到2011年底，我国的风力发电装机容量达到近6300万千瓦，已经超过了美国。从装机容量来讲，已经居世界第一位。发电量1004亿千瓦时，和全国总发电量4.8万亿相比刚好是2%，这个百分比看起来还不算高，但是已经超过了核电的发电量，成为国内仅次于煤电和水电的第三大电源。尽管国家制定了很多鼓励政策，但风电的发展很大程度上还是靠社会的力量，靠企业的力量。在不到十年的时间，风电建起了相对完整的产业链。对此，国外评价我们非常了不起。他们认为，培育一个新兴产业如果没有十几年、二十几年功夫是很难发展起来的，但中国用了不到十年就培育起一个相对完整的风电产业链，取得的成绩是巨大的。

7.2加快风电健康持续发展

保证风电行业健康持续发展是巩固风电地位的重要手段。加快风电健康持续发展重点解决以下几个问题：

7.2.1加快市场化

2012年9月16日，在第四届中国(太原)国际能源产业博览会高峰论坛上，国家能源局副局长刘琦表示，要实现到2020年非化石能源占能源消费比重达到15%这一目标，需要加快推进体制机制创新，加快推进以价格市场化为核心的电力体制改革，促进新能源发展跃上新的台阶。

我国的风电市场要建立系统的利益调整机制。要使电网能够接纳大比例的风电，而且没有接纳的上限，制度和市场机制是电网成功接纳大比例风电等可再生能源的关键。我们目前面临的并网难题，同样也要通过建立健全的市场化电力体制，使电网建设和运营、电力调度和价格管理等更加市场化;通过利益调整，疏通、鼓励和引导电力系统所有参与者发展可再生能源的积极性，充分挖掘潜力，才能使问题得到根本性解决。

7.2.2提高管理水平

行业管理水平的提升相对滞后的问题，也将成为影响可再生能源可持续发展。可再生能源开发企业重规模、轻质量现象比较严重。由于可再生能源开发企业过度重视扩大规模和抢占资源，致使开发过程中存在一定的盲目性。可再生能源本身存在能量密度不高的缺陷，一些项目前期工作不够精细，将直接导致项目收益率大幅下降甚至亏损，影响了可再生能源的开发进程。

管理水平与国外先进企业差距显著。以风电为例，国外风电场已经逐步实现少人值守和无人值守，国内风电场仍然需要大量运行人员;在相同资源条件下的平均利用小时数也相差较大。

7.2.3加快风电技术改革创新

在技术方面，我们要大力发展适合我国国情的风电技术，扭转国外风电技术在中国水土不服的现状 。因此，加快风电技术改革创新是保证我国风电行业健康发展的支柱，而大力发展适合我国国情的大型垂直轴微风风力发电机更是具有划时代的意义。

7.3要强化风电在主力电源中的地位

风电行业今后发展的重点，就是要强化风电成为主力电源的地位。风电是现阶段最具规模化开发和市场化利用条件的非水可再生能源。我国风电发展已取得了很大成就，风电装机规模和设备制造能力都位居世界前列，资源状况和装备技术水平都表明，风电具备进入我国三大主力电源的条件。

风电开发要坚持集中开发与分散发展并举，优化风电开发布局。首先要有序推进西北、华北、东北和东南沿海风能资源丰富地区的风电建设。综合考虑资源条件、电网接入、电力输送和运行管理等因素，有计划建成多个风电集中开发区域。其次要加快内陆地区分散风能资源的开发利用，加强风能资源评价，择优建设开发条件较好的项目。再就是要积极稳妥推进海上风电开发建设。发挥沿海风能资源丰富、电力市场广阔的优势，积极稳妥推进海上风电发展，加快示范项目建设，促进海上风电技术和装备进步。

参考文献

[1] 李俊峰，等．风光无限：中国风电发展报告2012．中国环境科学出版社，2012．

[2] 风能．2012．