中国风电产业发展研究报告
作者：佚名 | 来源：转摘 | 时间：2010-01-08
中国风电产业发展研究报告
正文目录
第一章 风力发电概念及基本特征 6 一、风力发电概念. 6 二、风力发电系统结构 6 （一）风力发电机. 6 （二）风电机组. 7 （三）风电厂系统.. 10 三、风力发电产业发展因素. 10 （一）风电发展不存在资源瓶颈.. 10
（二）环境问题日益严重推动各国政府扶持清洁新能源的发展.. 11 （三）高油价迫使各国寻求可再生的替代能源.. 11 （四）风力发电技术日益成熟.. 11
第二章 风电产业发展现状分析. 12 一、世界风电产业发展现状分析 12 （一）世界风能资源分布.. 12 （二）世界风电装机容量分析.. 12 （三）世界风力发电的政策环境.. 13 二、我国风电产业发展现状分析 18 （一）我国风能资源储量及其分布.. 18 （二）我国风电装机容量分析.. 20 （三）我国风力发电量分析.. 22 （四）我国风电场建设分布分析.. 22 第三章 风电设备制造业发展现状分析 23 一、世界风电设备制造业发展现状. 23 （一）主要风电设备生产国分析.. 23 （二）主要风电设备生产企业分析.. 23 （三）主要风电设备产品类型分析.. 24 二、我国风电设备制造业发展现状分析 25 （一）我国风电设备行业五力分析.. 25 （二）我国风电设备市场供需分析.. 27 （三）中国风电设备市场竞争格局分析.. 27 第三章 风电设备制造业发展现状分析 29 一、我国风电产业政策分析. 29 （一）我国风力发电政策综述.. 29
（二）《可再生能源中长期发展规划》.. 31 （三）《中华人民共和国可再生能源法》.. 32 （四）《可再生能源十一五规划》.. 33
（五）《风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法》.. 36 二、我国风电产业运营模式分析 37 （一）风电特许经营权产生的背景.. 37 （二）风电特许经营权的运行机制.. 39 （三）风电特许经营权的影响.. 40
三、《京都议定书》及对我国风电产业发展影响. 41 （一）《京都议定书》概述.. 41
（二）清洁发展机制及对我国风电产业影响.. 42 第四章 我国风电电价构成及变动分析 44 一、概念界定. 44 （一）目标电价.. 44 （二）基准电价.. 44
二、风电电价的构成和影响因素 45 （一）风电电价的构成.. 45 （二）风电电价的影响因素.. 45 三、我国风电电价分析.. 46 （一）风电电价的一般计算过程.. 46 （二）各种因素对风电电价的影响分析.. 46 （三）风电电价差异及变动趋势.. 49
第五章 我国风电产业存在的问题. 51 一、电网建设滞后 51 二、设备技术落后 51 三、政策体系不完善. 51
四、资金短缺、融资能力薄弱.. 52 五、成本不断上涨 52
第六章 河北省风电项目投资情况分析 53 一、近期河北省风电项目投资情况一览 53 二、河北省近期风电项目投资分析. 54 （一）投资区域选择分析.. 54 （二）单位造价成本分析.. 55 图表目录
表 1：风力发电机构成图 7
图表 2：世界风能资源情况（单位：TWH/A）.. 12
图表 3：1998年-2008年全球累计装机容量变化情况（单位：兆瓦）. 13
图表 4：1998年-2008年全球风电新增装机容量变化情况（单位：兆瓦）. 13
图表 5：支持风电设备国产化的直接政策机制. 14 图表 6：支持风电设备国产化的间接政策机制. 16 图表 7：我国风能资源分布图. 19
图表 8：2008年我国风电装机容量变化图 21
图表 9：2008年电力工业统计数据 22
图表 10：中国已建及部分拟建风电场分布图.. 22
图表 11：2005-2007年全球十大风电设备生产商市场份额 24 图表 12：世界各种容量机型占比变化情况.. 24 图表 13：中国风电设备行业五力分析模型图.. 25
图表 14：2004-2008年我国新增风电装机市场份额变化图 27 图表 15：我国涉及风电的能源政策.. 31 图表 16：风电项目建设区域分布.. 34 图表 17：资源条件对电价的影响.. 47 图表 18：内部收益率对风电电价的影响.. 47 图表 19：增值税对风电电价的影响.. 47 图表 20：关税对风电电价的影响.. 48 图表 21：所得税对风电电价的影响.. 48 图表 22：还贷期对风电电价的影响.. 48 图表 23：投资总额对风电电价的影响.. 49 图表 24：近期河北省风电项目投资情况表.. 53
图表 25：河北省风电项目投资金额与投资规模线性图.. 55
第一章 风力发电概念及基本特征
一、风力发电概念
风能是地球表面大量空气流动所产生的动能。由于地面各处受太阳辐照后气温变化不同和空气中水蒸气的含量不同，因而引起各地气压的差异，在水平方向高压空气向低压地区流动，即形成风。 风能资源决定于风能密度和可利用的风能年累积小时数。
风能密度是单位迎风面积可获得的风的功率，与风速的三次方和空气密度成正比关系。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，中国的东南沿海、内蒙古、新疆和甘肃一带风能资源也很丰富。
中国东南沿海及附近岛屿的风能密度可达300W/m2以上，3-20米/秒的风速年累计超过6000小时。内陆风能资源最好的区域是沿内蒙古至新疆一带，风能密度也在200-300W/m2，3-20米/秒风速年累计5000-6000小时。
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。在风能的各种利用形式中，风力发电是风能利用的主要形式，也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。 二、风力发电系统结构 （一）风力发电机
风力发电机是集空气动力、电机制造、液压传动和计算机自动控制为一体的综合性技术。大致由以下几个子系统组成：桨叶、增速齿轮箱、发电机、塔架控制设备、电缆、地面支撑设备、各子系统连接设备。 风轮是将风能转换为机械能的装置，它由气动性能优异的叶片（目前商业机组一般为2—3个叶片）装在轮毂上所组成，低速转动的风轮通过传动系统由增速齿轮箱增速，将动力传递给发电机。上述这些部件都安装在机舱平面上，整个机舱由高大的搭架举起。由于风向经常变化，为了有效地利用风能，必须要有迎风装置，它根据风向传感器测得的风向信号，由控制器控制偏航电机，驱动与塔架上大齿轮咬合的小齿轮转动，使机舱始终对风。其中风电机组的整体设计、叶片的材料和加工技术、自动化控制系统、液压和传感技术是风机制造的关键。
风机是基本的风能转换设备，按主轴装置形式大致可分两大类：垂直轴风力机（转轴与来流方向垂直）、水平轴风力机(转轴与来流方向平行)。目前较常用的大型机组为水平轴风力发电机，其主要有定桨距失速调节型和变桨距调节型两大类。 图表 1：风力发电机构成图
资料来源：银联信整理
（二）风电机组
风电机组是风电系统的最主要的部分。机组占风电场初始投资的比例非常大，一般为60%-70%。这也是国家强调尽快使得风电机组国产化的原因。
在控制系统和保护系统方面广泛用电子技术和计算机技术不仅可以有效地改善并提高风力发电总体设计能力和水平，而且对于增强风电设备的保护功能和控制功能也有重大作用。目前，市场份额最大的风电机组主要分两类，一类是定桨距失速调节型，另一类是变桨距调节型，上述两类风电机组都采用异步发电机，转速基本上是固定的。 1．定桨距失速调节型风力发电机
定桨距是指叶片被固定安装在轮毂上，其桨距角（叶片上某一点的弦线与转子平面间的夹角）固定不变，失速型是指桨叶翼型本身所具有的失速特性（当风速高于额定值时，气流的攻角增大到失速条件、使桨叶的表面产生涡流，效率降低，以达到限制转速和输出功率的目的）。
这种技术是丹麦风电制造技术的核心，优点是调节简单可靠，控制系统可以大大简化，其缺点是叶片重量大（与变桨距风机叶片比较），轮毂、塔架等部件受力增大。这种风电机基本上都采用了鼠笼型转子，有一部分机组为了提高低风速时段的发电效率，采用了变极技术。 2．变桨距调节型风力发电机
变桨距是指安装在轮毂上的叶片可以借助控制技术改变其桨距角的大小。其调节方法分为三个阶段：第一阶段为开机阶段，当风电机达到运行条件时，计算机命令调节桨距角，直到风电机达到额定转速并网发电；第二阶段当输出功率小于额定功率时，桨距角保持在零位置不变；第三阶段当发电机输出功率达到额定后，调节系统即投入运行，当输出功率变化时，及时调桨距角的大小，在风速高于额定风速时，使发电机的输出功率基本保持不变。
变桨距调节的主要优点是：桨叶受力较小，桨叶可以做的比较轻巧。由于桨距角可以随风速的大小而进行自动调节，因而能够尽可能多的捕获风能，多发电力，又可以在高风速时段保持输出功率平稳，不致引起异步发电机的过载，还能在风速超过切出风速时通过顺桨（叶片的几何攻角趋于零升力的状态）防止对风力机的损坏，这是MW级风力发电机的发展方向。其缺点是结构比较复杂，故障率相对较高。 风的随机性和间歇性特点使风电机的出力变化很大，这样机组的动态负荷增加，对电网的冲击增大。为此，可通过增大异步发电机允许滑差率的办法加以解决。鼠笼型异步发电机允许的滑差率为S=-1%～-5%。而绕线式异步发电机允许的滑差率为S=-1%～-10%，滑差率的增大相当于在定、转子间增加了一个弹性环节，对于减少功率波动，提高供电质量是非常有利的。
以上两种异步发电机，尽管带一定滑差运行，从切入风速（3-4m/s）到切出风速（25m/s），发电机的转速变化最大可达10%，如增速齿
轮的变速比为60：1，则实际运行中滑差S是很小的，因而叶片转速变化范围也是很小的，看上去风机叶片似乎是在“恒速”旋转，故通常又称这种风力发电机为恒速风电机。 3．变速恒频风力发电机系统
变速恒频是指在风力发电的过程中，发电机的转速可以随风速而变化，然后通过适当的控制措施使其发出的电能变为与电网同频率的电能送入电力系统。风力发电机通过旋转叶片及发电机把风能变为交流电能（其频率随风速而变化），通过整流装置将交流电变为直流电，再通过逆变装置将直流电变为恒频（工频）交流电能，最后通过升压变压器，送入电力系统。
变速恒频风力发电系统具有非常突出的优点：
（1）风力机可以最大限度的捕获风能，因而发电量较恒速恒频风力发电机大。
（2）较宽的转速运行范围，以适应因风速变化引起的风力机转速的变化。
（3）采用一定的控制策略可以灵活调节系统的有、无功功率。 （4）可抑制谐波，减少损耗，提高效率。其主要问题是由于增加了交直交变换装置，大大增加了设备费用。
4．交流励磁双馈发电机变速恒频风力发电系统
系统采用的发电机为转子交流励磁双馈发电机，其结构与绕线式异步电机类似。当风速变化引起发电机转速n变化时，控制转子电流的频率f2，可使定子频率f1恒定，当发电机的转速n小于定子旋转磁场的转速n1时，即n 由于这种变速恒频控制方案是在转子电路实现的，流过转子电路的功率是由交流励磁发电机的转子运行范围所决定的转差功率，该转差功率仅为定子额定功率的一小部分，这样该变频器的成本以及控制难度大大降低。 这种采用交流励磁双馈发电机的控制方案除了可实现变速恒频控制，减小变频器的容量外，还可实现有功、无功功率的灵活控制，对电网而言可起到无功补偿的作用。缺点是交流励磁发电机仍然有滑环和电刷。 除了风电场、风电机组制造商外，和风电行业相关的还有配套厂家、风机维护厂家、风能研究机构、协会制造厂等。 （三）风电厂系统 风电厂设备包括风电机组、辅助设备和其它配套设施。由于风速变化的随机性，风电机组又常年在野外运行，承受极为复杂恶劣的交变载荷，目前风电机组的运行寿命按20年设计，要求能经受住60m/s的暴风雨袭击，代表机组可靠性的可利用率要达到0.95以上，并能够无人值班运行。而且由于风的能量密度小，需要庞大的机体，风轮直径和塔架高度早已超过50m。综上所述，对风力发电机组材质要求高，设计和制造难度较大。 风力发电系统主要包括以下三个部分：首先，风力发电机组，包括风力发电机、机舱、塔架、控制器等。其次，辅助设备，即通用的电力和控制设备，包括输变电设备及线路，通讯控制系统等。最后，其它配套设施，包括风力发电机组以及辅助设备的基础、厂房、道路等。 风力发电机系统和辅助设备的零部件在国内各专门厂家生产，然后通过铁路和公路运输运送到风电场，并在现场进行总装和吊装，平均运输距离2400KM。电厂配电设施建设中建筑材料一部分来源于当地，如沙、水泥等，另一部分来自于国内其它厂家，如钢、铁、铝、玻璃等，平均运输距离100KM。 三、风力发电产业发展因素 近十年来，全球风电产业获得了超常发展，这取决于支撑风电产业的一个条件和三个驱动因素。一个条件就是全球存在丰富的风力资源，三个驱动因素分别是全球对环境问题日益重视、国际油价的持续高企和风电技术日益成熟。 （一）风电发展不存在资源瓶颈 风能是地球表面大量空气流动所产生的动能，太阳对地球的辐射能约有2%转变为风能。世界气象组织估计全球的风能约为2.74×109MW，其中可利用的风能为2×107MW，比地球上可开发利用的水能总量还要大10倍，相当于10800亿吨标准煤产生的能量，约是全世界目前能源消费量的100倍。 目前，已经开发的风能仅占全球风能资源微不足道的一小部分。世界电力需求预计到2020年会上升到每年25.578万亿千瓦时，如果50%的风能资源被利用，则可满足世界电力需求。就我国而言，风力资源列世界第三，排在俄罗斯和美国之后。根据最新风能资源评估，全国陆地可利用风能资源3亿千瓦，加上近岸海域可利用风能资源，共计约10亿千瓦。 （二）环境问题日益严重推动各国政府扶持清洁新能源的发展 目前，国际社会日益感觉到环境污染和全球气候变暖问题的严重性，纷纷采取措施试图遏制环境问题的恶化，措施之一就是扶持清洁新能源的发展。 风电是一种可大规模商业开发的清洁新能源。从国际经验来看，政府的激励政策在风电产业发展过程中的作用举足轻重。这些政策措施包括各种形式的补贴、价格优惠、税收减免、贴息或低息贷款等。高强度的激励机制是克服发展障碍，促进产业发展的关键性措施之一。 目前中国的激励本国风电发展的政策措施主要有：风电设备产业化专项资金补助、国产化率70%的要求、风电全额上网、电价分摊和财税上扶持，这些措施对激发国内风电投资热情，扶持本土风电机组制造业起到重要作用。 （三）高油价迫使各国寻求可再生的替代能源 从2003年以来，国际油价持续攀升，至2007年底已经数次逼近100美元大关，国际油价持续走高带动天然气、煤炭等化石能源的价格同步走高。 化石能源的价格维持高位使替代的新能源如风能发电、核能发电和太阳能发电在经济上可行，这些因素导致了全球包括风电的新能源投资热潮。 （四）风力发电技术日益成熟 化石等一次性能源的特点如环境成本增加、不能再生等决定了成本将不断上涨；而随着技术成熟和规模效应的发挥，风电、核电等新能源发电的成本将进一步降低。而在众多新能源中，风电是最具商业开发 前景的新能源之一。近些年，随着风电技术的日益成熟，风电装机容量不断增大，并网性能不断改善，发电效率不断提高，风电设备在全球能源设备中脱颖而出。 随着风电技术的成熟和规模效应的显现风电机组价格不断下降，由此带来风电成本的持续降低。上世纪80年代到90年代初风电成本下降较快；90年代中期以来，成本下降趋缓，即使这样，风电成本也达到每5年下降20%，照此速度，到2020年，即使没有补贴，风电的成本将接近常规的能源。 第二章 风电产业发展现状分析 一、世界风电产业发展现状分析 （一）世界风能资源分布 地球上的风能资源是地球水能资源的10倍，高达每年53万亿千瓦时。从分布来看，主要分布在北美洲、亚洲、拉丁美洲等地方。 图表 2：世界风能资源情况（单位：TWH/A） 资料来源：银联信整理 （二）世界风电装机容量分析 风电行业的真正发展始于1973年石油危机，美国、西欧等发达国家为寻求替代化石燃料的能源，投入大量经费，用新技术研制现代风力发电机组，80年代开始建立示范风电场，成为电网新电源。在过去的20年里，风电发展不断超越其预期的发展速度，一直保持着世界增长最快的能源地位。 近年来，风电发展不断超越其预期的发展速度，而且一直保持着世界增长最快的能源的地位。截止2008年末，全球累计装机容量达到120.8GW，增长幅度为28.8%，高于近十年的年均复合增长率平均值。 图表 3：1998年-2008年全球累计装机容量变化情况（单位：兆瓦） 资料来源：银联信整理 就新增装机容量而言，从2001年开始，每年新增装机容量开始大幅增加，2001年新增装机容量达到了6500兆瓦，比2000年增加了2740兆瓦，增加幅度达到72.87%。而2007年和2008年新增装机容量分别达到了20073兆瓦和26678兆瓦，新增装机容量增速分别达到了34.2%、32.9%。 图表 4：1998年-2008年全球风电新增装机容量变化情况（单位：兆瓦） 资料来源：银联信整理 （三）世界风力发电的政策环境 纵观国际上支持风电发展的政策机制有三种：一是采取固定收购价格机制，对风电发展的数量没有限制；二是采取招标机制，政府规定风电发展的装机容量，通过招标竞争形式确定开发商；三是配额制，即政府规定可再生能源电力在电力消费总量中的配额比例，供电公司完成配额。 从国际经验看，政府的激励政策在新能源产业发展过程中的作用举足轻重。这些政策措施包括各种形式的补贴、价格优惠、税收减免、贴息或低息贷款等。高强度的激励机制是克服发展障碍、促进产业发展的关键性措施之一。但本地风电设备制造商难以同国际领先企业竞争时，直接支持风电制造商的政策就很重要。 1．支持风电产业发展的直接政策 图表 5：支持风电设备国产化的直接政策机制 直接政策 本地化要求 为本地化的优惠政策和激励机制 关税支持 税收激励政策 出口信贷补贴 认证和测试规范 丹麦、德国、澳大利亚、印度、中国 加拿大、西班牙、中国 丹麦、德国、中国 丹麦、德国、美国、印度、中国 主要实施国 西班牙、加拿大、中国、巴西 西班牙、澳大利亚、印度、中国、美国 丹麦、德国、荷兰、美国、英国、加拿大、研发、示范规范 西班牙、日本、印度、中国、澳大利亚、巴西 资料来源：银联信整理 支持风电产业发展的政策措施可以分为两类：直接和间接政策措施。直接政策措施指那些有直接影响当地的风电产业发展目标的政策；间接政策措施相对比较宏观一些，主要目的在于为当地的风电制造产业提供良好的发展空间和大环境。间接政策的制定和实施能营造一定规模的风电市场，从而培养出一流的设备制造商，同时能为风电场的投资者和风电技术的研究和开发提供了稳定的政策环境。 （1）要求一定的国产化率 要求风电场使用国产风机是促进风机本地化的一条直接途径。政策一般规定，在安装的风机设备中国产化率必须占到一定比例。这样的政策要求要进入当地市场的风机制造商要么将其生产基地向当地转移，或向当地企业采购风机所需的零部件。 （2）鼓励使用当地产品的优惠或激励政策 采用优惠政策鼓励使用一定比例的当地产品和风机设备的本地化生产，但不是强制性地要求这样的行为。这些激励政策包括：如果在工程中选择当地风机产品，则政府将向开发商提供低息贷款；向那些将 产品制造基地迁入当地的企业提供优惠的税收激励政策；或向采用本地风力发电设备的风电场电力提供补贴。 （3）关税激励政策 通过控制关税来鼓励进口风机设备的零部件而不是整机系统是另外一种直接激励政策。同进口国外制造的风机整机系统相比，这个激励政策可以使他们支付较低的关税进口零配件，从而为那些打算在当地制造或组装风机系统的企业创造了一个良好的环境。但是，这种政策在未来可能会受到挑战，因为这种政策会被视为在技术贸易上制造了壁垒，违反了世界贸易组织（WTO）的规定——成员国之间不能设置贸易壁垒。 （4）税收激励政策 政府可以通过各类税收激励政策来支持风机产业本地化。首先，可以使用税收激励政策鼓励当地公司涉足风电行业，例如采用风机制造或研发税收激励措施。或者，降低风机技术的采购者或销售者的销售税或收入税，以此来加强国际竞争。税收优惠政策还可以适用于国内外合资公司，以促进在风电领域的国际合作和技术转让。此外，税收减扣措施也适用于风电产业的劳动力成本之中。 （5）出口援助项目 政府可以通过出口信用援助的方式帮助本国企业生产的风机产品扩大国际市场。这样的援助可以是低息贷款方式，也可以是风机制造商所在的国家向其他购买技术的国家提供的“附带条件的援助”方式。 （6）认证和检测 提高新的风电公司的风机质量和信用等级的最根本途径是使他们加入到达到国际标准的认证和检测制度中。目前正在使用的风机国际标准有很多种，最为普遍采用的是丹麦的认证体系和ISO9000 认证体系。标准能帮助增强用户对不熟悉的产品的信心，也能帮助用户分辨产品的优劣。顺利通过这些国际通行的认证，对产品进入国际市场是至关重要的。 （7）研究、开发和示范项目 研究表明风机研发上的可持续投入对当地风电产业的成功发展至关重要。私营风电企业和国立科研院所（像国家实验室和大学）结合共同研发是一条非常有效的途径。新开发的国产风机机组，在正式大规模投入商业化运作之前，可以通过一些示范工程和商业化试点项目来检测风机实际运转情况和可靠性。 2．促进风电产业发展的间接政策 图表 6：支持风电设备国产化的间接政策机制 间接政策 主要实施国 丹麦、德国、西班牙、美国、荷兰、日固定电价 本、中国一些省份 强制可再生能源目标（配额美国、英国、澳大利亚、日本 制） 特许权制度 金融激励 巴西 丹麦、德国、澳大利亚、印度、中国、给予开发商税收激励政策 日本、印度、澳大利亚 绿色电力市场 美国、中国一些省份 资料来源：银联信整理 在国内市场取得成功是国产风机顺利进入国际市场的先决条件，并且政府也可通过本地风电产业的发展有效地的促进当地经济发展。稳定并具有一定规模的国内风电市场是本国风电行业不断发展的根本条件。下面讨论的一系列政策旨在扩大国内风电市场。 （1）购电法 根据已有的经验，购电法，或为鼓励风电发展而设定的固定电价，为国内风电制造行业成功的发展提供了最根本的条件，因为购电法为风电项目的开发提供了最直接稳定的和具有效益的市场。购电法的风电价格水平和风电价格构成特点是随着国家的不同而不同的。只要充分 英国、印度、中国、巴西 丹麦、德国、澳大利亚、印度、中国、 考虑了长期收益和一定的边际效益、设计得当，购电法是非常具有其价值意义的，因为购电法为风电场投资商营造了一个长期稳定的市场环境，同时鼓励风电公司对风电技术研发进行长期的投资。 （2）可再生能源强制性目标 可再生能源强制性目标，也称可再生能源配额制、可再生能源强制市场份额、或购买义务，是在一些国家实施的、相对较新的政策机制。该政策要求由可再生能源产出的电力需在整个发电量中占到一定的比例，各国需根据自身市场结构来确定本国的配额。与购电法（固定电价政策）相比，可再生能源强制目标政策的实施经验还比较少，因此目前无法将其与固定电价政策的效果相比较去评价这种政策是否能促进当地风电的发展。 （3）政府拍卖或特许权政策 政府直接与风电开发商签订长期购买风电合同是为风电发展创造良好市场环境的方式之一。因为政府支持风电项目的开发，从而消除了在开发过程中的许多不确定的因素，这样就降低了风电开发商的投资风险。但是，这种方式需要使用政府招标制度，从历史上看，这样的招标制度不会给风电市场带来长期的稳定性和获利性，这部分由于招标者之间长时间竞标和项目开发商之间激烈的竞争。 （4）财政激励政策 通过财政手段激励可再生能源发展的方式多种多样，例如可从对非可再生能源发电企业的收费中拿出一部分资金，或直接从电力消费者的能源帐单收费中拿出一部分资金（经常被称之为——系统效益收费）来支持可再生能源的发展。但是，如果不签订长期购电合同，在鼓励可再生能源市场的稳定和规模化发展过程中，同其他优惠政策相比，这种财政激励政策也就只能扮演补充的角色。 （5）税收激励政策 一些国家政府通过税收激励政策促进对可再生能源发电的投资，包括减免投资于风电技术开发的企业的所得税，减免风机所在地的土地拥有者的财产税。同时，税收激励政策也适用于风力发电公司，可以减免其所得税或增值税。但税收激励机制是不能替代固定电价政策和可再生能源强制目标政策。 （6）绿色电力市场 一些国家的政府允许用户支付比普通电价高一些的费用购买可再生能源电力。尽管通过这样的机制而获得的投资是十分有限的，但这些资金仍可支持较高成本的可再生能源发电和鼓励对新的可再生能源发电项目进行投资。 3．主要国家采取的风电政策分析 （1）法国政府采取投资贷款、减免税收、保证销路、政府定价等措施扶持企业投资风电等可再生能源技术应用项目。 （2）德国的风能资源远不如法国和英国丰富，但风电发展的世界领先地位却毋庸置疑。20世纪80年代，德国政府资助了一系列研究计划；1991年，国会又通过了强制购电法，为清洁能源提供足够的激励机制并建立起市场，并能参与煤电和核电竞争。由于环保者的努力，政府还设定了到2025年风电至少供应25%发电量的目标。 （3）丹麦风电产业自20世纪80年代起步，如今其风电机组已主导着全球的市场。风电成功的原因之一在于，每届政府对国家能源计划的立场都非常坚定，务求减少对进口燃料的依赖，尽量做到可持续发展。最近又提出到2030年风电将满足约一半的电力需求。 （4）日本风力发电发展迅速，装机容量已跻身世界前列。日本新能源政策规定，日本的电力公司有义务扩大可再生能源的利用，一是增加设备自己发电，二是从其他电力公司购买，每年都有一定的指标。 （5）印度是发展中国家的先锋。风电最初的发展动力来自非常规能源部(MNES)鼓励能源的多元化指导。为了找出最有利的地点，MNES在全国建立起风速测量站的网络。为投资者提供投资成本折旧和免税等多种经济优惠，在2002年推出的免税计划中规定，风电场前10年的收入可享受100%的免税。此外，各省还制定自己的优惠政策。 二、我国风电产业发展现状分析 （一）我国风能资源储量及其分布 我国幅员辽阔，海岸线长，风能资源比较丰富。根据全国900多个气象站将陆地上离地10m高度资料进行估算，全国平均风功率密度为100W/m2，风能资源总储量约32.26亿kW，可开发和利用的陆地上风能储量有2.53亿kW，近海可开发和利用的风能储量有7.5亿kW，共计约10亿kW。如果陆上风电年上网电量按等效满负荷2000小时计，每年可提供5000亿千瓦时电量，海上风电年上网电量按等效满负荷2500小时计，每年可提供1.8万亿千瓦时电量，合计2.3万亿千瓦时电量。中国风能资源丰富，开发潜力巨大，必将成为未来能源结构中一个重要的组成部分。 另外，就各种新能源发电方式在储存量上对比来看，虽然太阳能的资源量是最多的，相当于2.3万亿吨标准煤，不过，其现在发电成本很高，还有待技术上的改进和成本的缩减；小水电发电是我国现在在新能源中利用最高的一种发电方式，而且在技术上已经到了国际先进水平，不过其资源总量上受到一定的限制—其资源量为1.8亿KW，可开发量为1.28亿KW，相当于1.4亿吨标准煤，目前我国小水电的开发量为20%左右，预计到2030年，我国小水电资源将开发完毕，届时可以形成1亿千瓦的装机水平。然而小水电在缺水的西部和北部受到了约束；而我国北部和西部风电的资源量相当的丰富，利用的空间还很大。 图表 7：我国风能资源分布图 资料来源：银联信整理 就区域分布来看，我国风能主要分布在以下三个地区： 1．“三北”（东北、华北、西北）地区风能丰富带 包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、青海、西藏和新疆等省/自治区近200KM宽的地带，风功率密度在200-300W/m2以上，有的可达500W/m2以上，可开发利用的风能储量约2亿KW，约占全国可利用储量的79%。 该地区风电场地形平坦，交通方便，没有破坏性风速，是我国连成一片的最大风能资源区，有利于大规模的开发风电场。但是，建设风电场时应注意低温和沙尘暴的影响，有的地方联网条件差，应与电网统筹规划发展。 2．东南沿海地区风能丰富带 东南沿海受台湾海峡的影响，每当冷空气南下到达海峡时，由于狭管效应使风速增大。冬春季的冷空气、夏秋的台风，都能影响到沿海及其岛屿，是我国风能最佳丰富区。我国有海岸线约1800KM，岛屿6000多个，这是风能大有开发利用前景的地区。 沿海及其岛屿风能丰富带，年有效风功率密度在200W/m2以上，风功率密度线平行于海岸线，沿海岛屿风功率密度在500W/m2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，风能丰富地区仅在距海岸50KM之内。 3．内陆局部风能丰富地区 在两个风能丰富带之外，风功率密度一般在100W/m2以下，可利用小时数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、湖北的九宫山、河南的嵩山、山西的五台山、安徽的黄山、云南太华山等也较平地风能为大。 4．海上风能丰富区 我国海上风能资源丰富，10m高度可利用的风能资源约7亿多KW。海上风速高，很少有静风期，可以有效利用风电机组发电容量。海水表面粗糙度低，风速随高度的变化小，可以降低塔架高度。海上风的湍流强度低，没有复杂地形对气流的影响，可减少风电机组的疲劳载荷，延长使用寿命。一般估计海上风速比平原沿岸高20%，发电量增加70%，在陆上设计寿命20年的风电机组在海上可达25年到30年，且距离电力负荷中心很近。随着海上风电场技术的发展成熟，经济上可行，将来必然会成为重要的可持续能源。 （二）我国风电装机容量分析 截至2008年末，我国除台湾省外累计风电机组11600多台，装机容量约1215.3万千瓦。分布在24个省（市、区），比前一年增加了重庆、江西和云南等三个省市，装机超过100万千瓦的有内蒙古、辽宁、河北和吉林等四个省区。与2007年末累计装机590.6万千瓦相比，2008年累计装机增长率为106%。 图表 8：2008年我国风电装机容量变化图 资料来源：银联信整理 从各省份来看，截止2008年，排在第一位的是内蒙，累计装机容量达到了373.54万千瓦，占全国总装机容量的30.74％；其次是辽宁、河北、吉林三省，累计装机容量分别达到了124.98万千瓦、111.07万千瓦、106.95万千瓦。排名前四位的省份累计装机份额达到了58.96%。 （三）我国风力发电量分析 截至2008年年底，全国各种发电方式总共发电量为34238亿千瓦小时。其中，火电仍为占居了其中一大部分，约占总量81.18%，水电约占发电量的16.45%；风电只占了其中很小的一部分，仅为0.37%，但就其增长速度来看，风电发电量的增加速度是最快的，2008比2007年增长了126.79%。 图表 9：2008年电力工业统计数据 指标 发电量（单位：亿千瓦水电 5633 火电 27793 核电 684 风电 128 小时） 发电量比上年增长率19.5 （%） 资料来源：银联信整理 （四）我国风电场建设分布分析 我国风电场建设的分布主要集中于北方和东南沿海，而风力资源相对较丰富的西部还不是很多。而且这些地区大都是边远山区，远离发电厂，送电较为不方便。在这些地区，风电市场有较大的发展前景。 图表 10：中国已建及部分拟建风电场分布图 资料来源：银联信整理 第三章 风电设备制造业发展现状分析 一、世界风电设备制造业发展现状 （一）主要风电设备生产国分析 世界风电设备制造业主要集中欧洲的丹麦、德国、西班牙和亚洲的印度，北美洲的美国。其中欧洲地区的风电设备制造业生产能力占世界 2.16 8.79 126.79 的50%以上，是最重要的风电设备生产地，也是最大的风电设备出口地区。 美国和印度是后来居上的国家，其发展速度不容小视。美国的GE WIND公司占世界风电设备市场的16%左右，成为世界上风电设备制造业发展最快的国家之一。 （二）主要风电设备生产企业分析 进入二十一世纪以来，国际上风电设备制造企业之间频频发生并购重组事件，巨型企业加入风电机组制造业，行业集中度不断上升，中小企业生存和发展空间变得狭小艰难。 2003年，丹麦的Vestas公司吞并了NEGMicon，成为世界上最大的风机制造商；美国通用电气（GE）在2002年通过并购安然风力公司进入风能市场；德国西门子公司于2004年兼并了丹麦Bonus公司，成为风机制造业第五大公司；2007年6月，Suzlon收购了REPOWER，在市场中的份额又有了进一步的提高。 目前，经过近些年的兼并重组，行业集中度的不断上升，世界风电设备行业的竞争格局也较为稳定，形成了五大企业控制了较大部分风电设备市场的局面。在2007年全球新增装机中，丹麦的VESTAS市场份额位居第一，达到了22.5%；美国GE WIND位居第二，市场份额为16.6%；西班牙的GEMESA、德国的ENERCON、印度的SUZLON市场份额 也都达到了15.4%、14.0%、10.5%。前五大风电设备生产企业牢牢占据全球80%以上的市场份额。 图表 11：2005-2007年全球十大风电设备生产商市场份额 资料来源：银联信 （三）主要风电设备产品类型分析 随着风电技术的发展，以及大单机容量机型的优势，目前，单机容量在兆瓦级以上的机型已经成为市场主流，约占新增装机容量的85%以上，而单机容量在兆瓦级以下的机型所占比例已经下降到15%左右。 虽然大单机容量凭借其优势，其所占比例越来越高，但是为满足各类细分风电市场要球，单机容量在兆瓦级以下的风电机组未来仍将存在。 图表 12：世界各种容量机型占比变化情况 资料来源：银联信整理 二、我国风电设备制造业发展现状分析 （一）我国风电设备行业五力分析 目前，我国的风电设备整机市场正如其他行业一样，不但要承受来自自身行业内部其他竞争对手的威胁，而且要提防潜在的进入者、来自 相关产业的替代品的竞争，同时行业利润还要受到上游供应商和下游客户的挤压。 图表 13：中国风电设备行业五力分析模型图 资料来源：银联信整理 1．风电整机制造内部竞争程度较低 由于存在着市场的供不应求，我国的风电设备市场偏向于卖方市场。因此，目前我国的风电整机制造内部的竞争程度较低，主要体现在于四股力量之间。 （1）行业的先行者凭着对该行业发展的敏锐触觉，很早就意识到风电设备制造领域中的机会，抢先介入这个市场，完成了最初的技术积累，形成完整的供应链，在客户中初步树立自己的品牌，具备先发优势。 （2）传统设备制造商看到风电设备市场中的机会和在企业转型的压力下，强势介入风电整机制造业。这些企业大多经济和技术实力雄厚、具有长期的工业基础和丰富经验，从一开始就瞄准国际主流的MW级先进机组，具有很强的追赶实力；而且，长期稳定的国内风电设备市场将为这些新进入者提供了较为充足的追赶时间。 （3）风力发电企业向上游产业链延伸。在投资风电项目中，风力发电企业注意到风机制造中的巨大机会，也纷纷通过向上游延伸介入风机制造业。这些风机企业具有先天的贴近市场优势，先拥有市场，然后才组织制造。 （4）外国风机制造商看到中国风力发电巨大的市场后，受制于风机设备国产化率的规定，纷纷在国内独资或合资建厂。国外制造商携先进的技术、管理和雄厚资金实力，将在国内风机制造市场占据重要位置，成为本土风机制造企业的最具威胁的对手。 2．潜在进入者的威胁力一般 目前，国内三大发电设备制造商已进入风电设备行业，国外主要风机制造商也已在国内设厂，我国该行业已经基本没有较大威胁的潜在进入者。但是，由于我国风电行业快速发展、风机制造业高速增长，仍有相当多的其他企业垂涎于该行业良好的发展前景，想进入风电设备制造业。由于风机制造具有较高的技术壁垒，并有一定的政策壁垒（在特许权招标中要求具有消化吸收引进技术能力）。因此，潜在进入者并不会对我国风电设备制造业构成较大的威胁。 3．替代品的威胁力较弱 近年来，风电的成本呈现持续下降态势，每千瓦时风电成本由20世纪80年代的20美分下降到现如今的4美分左右。随着技术的进步和风机制造中规模效应的发挥，风力发电成本仍具有很大的下降空间。 预计到2010年，风力发电成本还可以下降30%，已经接近常规能源成本。 根据我国能源发展战略，我国未来将逐步优化电力装机结构，大力发展可再生能源发电，逐步缩小火电等化石能源发电在我国电力装机结构中的比例。但是，太阳能和生物质发电在我国刚刚起步，要在短时间内实现大规模商业化应用则会存在较大的技术瓶颈和过高成本的难题。因此，短期内风力发电将是最具商业化条件的替代能源，风电设备制造业面对的替代品威胁力较弱。 4．下游需求影响较大 目前，国内风电场的投资主体以国有大型电力集团为主，较为多元化，许多投资商的可持续发展能力不高。由于风电机组占风电项目总投资的70%，因此风电场投资商对风机价格应该说非常敏感。 为了大规模商业化开发风电，国家发改委从2003年起推行风电特许权项目，每年一期，通过招标选择投资商和开发商。在风电特许权招标中，投标商的实际投标价格是从自身的发展策略制订的。但一些投标商为了抢占风电场资源，以亏损的价格中标，导致风电上网电价过低，整个项目亏损，进而导致风电场运营商不具有持续发展能力，最终将损害上游的风电设备制造业。 5．关键零部件瓶颈制约严重 目前，我国风电设备制造业刚刚兴起，产业链发展并不是很完善，风电整机制造受关键零部件瓶颈制约较为严重。兆瓦级以下的风力发电机组主要零部件已经实现了国产化，并且可以批量供应。但兆瓦级以上风机的核心配件仍然存在较大缺口，本土厂商生产的部件质量上还不够可靠。此外，钢铁、铜线、碳纤维等原材料价格的上涨也使得风电机组成本下降趋缓。 （二）我国风电设备市场供需分析 2010年我国的风电累计装机容量将达到2000万千瓦，2020年将达到１亿千瓦，也就是说从2011年到2020年将增加8000万千瓦，平均每年新增800万千瓦。目前国内风电整机制造业仅金风科技、华锐、东汽、上汽４家企业的年产能就在800万千瓦以上，这意味着其他60多家风电企业的竞争将会更加激烈，而且这还不包括国际风电巨头。据统计，我国风电整机制造企业超过70家，风叶生产企业达50多家，塔筒生产企业接近100家，从企业产能计算，已远远超过市场容量。 （三）中国风电设备市场竞争格局分析 2008年新增市场份额：中国内资与合资企业产品占75.6%。华锐风电的份额最大，占新增总装机的22.5%，内资与合资企业产品的29.7%。外资企业产品占24.4%，丹麦Vestas的份额最大，占新增总装机的9.6%，外资企业产品的39.3%。 图表 14：2004-2008年我国新增风电装机市场份额变化图 资料来源：银联信整理 2008年累计市场份额：中国内资与合资企业产品占61.8%，内资与合资企业的累计市场份额首次超过外资企业，金风科技的份额最大，占累计总装机的21.6%，内资与合资企业产品的35.0%。外资企业产品占38.2%，西班牙Gamesa的份额最大，占累计总装机的12.8%，外资企业产品的33.4%。 第三章 风电设备制造业发展现状分析 一、我国风电产业政策分析 （一）我国风力发电政策综述 我国可再生能源激励政策，以“还本付息、合理利润、全额收购”为原则的鼓励政策，曾经在很长一段时间内对风电发展起着积极的促进作用。但是由于这种定价原则是以个别项目成本为基础，成本高了，电价也可随之升高，企业没有降低成本的压力。从长远角度来看，这样的制度体系面临改革的必然性。 在随后的项目实践中，政府采用特许权的方式，对风电特许权经营设定了相关规定,对风电事业的蓬勃发展起到了相当大的促动作用。我国的特许权招标政策自2003年实施后，至2006年，风电特许权招标原则做出三次修订，总的看来，电价在招标中的比重有所减小；技术、国产化率等指标有所加强；风电政策已由过去的注重发电转向了更注重设备制造。 目前，国家对风电的支持政策基本上已经比较完善了，可以说是相当优惠。这些政策法规整体思路上，就是支持风电产业化和自主化，以实现风电对石油、煤炭等等能源的替代。 1．国产化率 2005年7月出台了《关于风电建设管理有关要求的通知》，明确规定了从06年开始，风电设备国产化率要达到70%以上，未满足国产化要求的风电场不许建设，进口设备要按章纳税。2006年风电特许权招标原则规定：每个投标人必须有一个风电设备制造商参与，而且风电设备制造商要向招标人提供保证供应符合75%国产化率风电机组的承诺函。投标人在中标后必须而且只能采用投标书中所确定的制造商生产的风机。这也是国际风电设备巨头陆续开始在华建厂的根本原因。 2．全额并网 2006年1月1日开始正式实施的《可再生能源法》。该法构建了一个比较完整的可再生能源法律的系统框架，结束了我国可再生能源发展无法可依的历史。该法要求通过减免税收、鼓励发电并网、优惠上网价格、贴息贷款和财政补贴等激励性政策来激励发电企业和消费者积极参与可再生能源发电。 电网企业为可再生能源电力上网提供便利，并全额收购符合标准的可再生能源电量，以使可再生能源电力企业得以生存，并逐步提高其在能源市场竞争力。该法将风电特许权项目中的特殊之处用法律条文作为通用的规定，将风电的发展纳入法制的框架。 2006年1月1日国家正式实施了《可再生能源法》，在这部法律中，对风电而言，《可再生能源法》无疑为其长远发展提供了必要的法律保障。 在随后颁布的配套法规《可再生能源发电有关管理规定》对发电企业和电网企业的责任等方面作了明确阐述，《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》则在电价的制定和费用分摊等方面作了具体规定，指出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。《可再生能源法》及其相关法律的颁布，在风电等可再生能源发展的过程中具有里程碑的意义，它不但把风电的发展列入法律法规作为一项长期的政策来执行，而且同时也加强了法律的实际操作性，提升了风电的战略地位。 3．电价分摊 根据《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》相关规定，风力发电暂不参与市场竞争，风能发电价格实行政府指导价即通过招标确定的中标价格，可再生能源发电项目上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价的部分等费用，各省级电网企业按其销售电量占全国的比例，分摊全国可再生能源电价附加额，其实际支付的可再生能源电价附加与其应承担的电价附加的差额，在全国范围内实行统一调配。 但实施中都存在一定的问题。上网电价政策是风电产业发展的关键，相对较高的上网电价，对于风电运营将是直接的收益增加，对于风电设备商将是快速打开了产业发展的空间。 4．财税优惠 考虑到现阶段可再生能源开发利用的投资成本比较高，为加快技术开发和市场形成，《可再生能源法》还分别就设立可再生能源发展专项资金，为可再生能源开发利用项目提供有财政贴息优惠的贷款，对列入可再生能源产业发展指导目标的项目提供税收优惠等扶持措施作了规定。 除此之外，有关部门陆续出台了一些配套法规，特别是《可再生能源发电有关管理规定》、《可再生能源产业发展指导目录》和《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》都对于风电产业发展给予了相当大的支持力度，以下是涉及风电的相关政策法规。 5．风电特许权 为促进我国风电发展，政府实施了风电特许权示范项目。所谓特许权经营方式，是用特许权的方法开采国家所有的矿产资源或建设政府监管的公共基础设施项目，项目本身的商业风险由企业承担，政府承担政策变动的风险。2003年国家发改委首次批复了对江苏省如东县和广东省惠来县首批2个100MW风电厂示范项目的特许权公开招标方案。2004年又新增了吉林省通榆风电场、内蒙古自治区辉腾锡勒风电场、江苏省如东第二风电场3个100MW级的风电特许权项目，与2003年招标的主要不同点在于，这次的招标要求风电机组本地化率提高到70%。华睿投资集团于2003年中标获得江苏如东10万kW风电特许权项目，将在今年并网发电。 通过风电特许权的方式，可以在风电领域引入市场运作机制，吸引私有资本，打破垄断；同时也能够刺激投资者的积极性，促进风电设备制造的本地化，利于降低风电设备的造价，进而降低开发商投资风电市场的成本，增强风电市场的竞争力。除此之外，还将促进国内风电相关技术和管理水平的提高。 图表 15：我国涉及风电的能源政策 时间 2005年2月 2006年1月 法规名称 《中华人民共和国可再生能源法》 《可再生能源产业发展指导目录》 2006年1月 《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》 2006年6月 2006年11月 2007年6月 2007年8月 2007年9月 2008年3月 《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》 《促进风电产业发展实施意见》 《可再生能源中长期发展规划》 《节能发电调度办法（试行）》 《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》 《可再生能源十一五规划》 资料来源：银联信整理 （二）《可再生能源中长期发展规划》 2007年8月31日，国家发改委发布《可再生能源中长期发展规划》：通过大规模的风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力；到2020年，发电装机容量500万千瓦以上的企业，其可再生能源所占比例须达到8%以上；在经济发达的沿海地区，发挥其经济优势，在“三北”（西北、华北北部和东北）地区发挥其资源优势，建设大型和特大型风电场，在其他地区，因地制宜地发展中小型风电场，充分利用各地的风能资源。 《可再生能源中长期发展规划》还提出了三个具体目标，其中最重要的一个是逐步提高优质清洁可再生能源在能源结构中的比例，力争到 2010年使可再生能源消费量占到能源消费总量的10%，2020年提高到15%。 要实现《可再生能源中长期发展规划》提出的任务，2020年以前需要的总投资将达到2万亿元人民币。 （三）《中华人民共和国可再生能源法》 2006年1月1日起实施的《中华人民共和国可再生能源法》的主要目的是为了促进可再生能源的开发利用，增加能源供应，改善能源结构，保障能源安全，保护环境，实现经济社会的可持续发展，国家将可再生能源开发利用的科学技术研究和产业化发展列为科技发展与高技术产业发展的优先领域，国家财政设立专项资金支持可再生能源的开发利用。 风力发电设备作为可再生能源开发利用的重要部分，在可再生能源法的整个法律框架下享有一系列的政策扶持和税收优惠。为了配合《中华人民共和国可再生能源法》的实施以及国务院有关政策意见，国家发展与改革委员会、财政部等相关部门出台了一系列的配套政策： 1．《关于风电建设管理有关要求的通知》 国家发展改革委员会发布该通知是为了促进风电产业的健康发展，加快风电设备制造国产化步伐，不断提高我国风电规划、设计、管理和 设备制造能力，逐步建立我国风电技术体系，更好地适应我国风电大规模发展的需要，相关内容如下： 风电设备国产化率要达到70%以上，不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设，进口设备海关要照章纳税。该通知极大促进了我国国产风力发电机组制造业的发展。 风电场上网电价由国务院价格主管部门根据各地的实际情况，按照成本加收益的原则分地区测算确定，并向社会公布。风电特许权建设项目的电价通过招标方式确定，但是，不得高于国务院价格主管部门规定的上网电价水平。 此外，国家发改委单独或联合其它部委还陆续发布了《关于风电建设管理有关要求的通知》、《可再生能源发电有关管理规定》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》《可再生能源产业发展指导目录》、《促进风电产业发展实施意见》等一系列配套政策，有力的促进了包括风电在内的可再生能源行业的发展。 2．《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》 财政部发布该办法规定中央财政预算设立“可再生能源发展专项资金”，促进可再生能源的发展，其中专门强调促进可再生能源开发利用设备的本地化生产。 （四）《可再生能源十一五规划》 《可再生能源十一五规划》对风电产业的规划主要涉及以下几方面： 1．指导方针和发展目标 指导方针：以风电场的规模化建设带动风电产业化发展，促进风电技术进步，提高风电装备国产化制造能力，降低风电成本，增强风电的市场竞争力。 发展目标：在“十一五”时期，全国新增风电装机容量约900万千瓦，到2010年，风电总装机容量达到1000万千瓦。同时，形成国内风电装备制造能力，整机生产能力达到年产500万千瓦，零部件配套生产能力达到年产800万千瓦，为201, 0年以后风电快速发展奠定装备基础。结合无电地区电力建设，积极培育小型风力发电机产业和市场，到2010年，小型风力发电机的使用量达到30万台，总容量达到7.5万千瓦，设备生产能力达到年产8000台。 2．规划布局和建设重点 重点建设30个左右10万千瓦以上的大型风电场和5个百万千瓦级风电基地，做好甘肃、内蒙古和苏沪沿海千万千瓦级风电基地的准备和建设工作。 充分发挥“三北”（东北、华北、西北）地区风能资源优势，建设大型和特大型风电场。在河北、内蒙古、甘肃、吉林等地建设百万千瓦级风电基地，到2010年，河北和内蒙古的风电总装机容量分别达到 200万千瓦和300万千瓦以上，已投产及开工建设的总规模分别达到300万千瓦和400万千瓦左右；甘肃风电装机容量达到100万千瓦以上，已投产及开工建设的总规模达到400万千瓦左右；吉林、辽宁风电总装机容量分别达到50万千瓦，已投产及开工建设规模分别达到100万千瓦左右。 图表 16：风电项目建设区域分布 资料来源：银联信整理 在经济较发达的江苏、上海、福建、山东和广东等沿海地区，发挥其经济优势和市场优势，加快开发利用风能资源，尤其在苏沪沿海连片建设大型风电场，形成百万千瓦级风电基地。到2010年，苏沪沿海地区风电装机容量达到100万千瓦以上。在风能资源和电力市场优良的地区建成数十个10万千瓦级的大型风电场。 在其他具有可利用风能资源的省（区、市），因地制宜发展中小型风电场。加强对近海风能开发技术的研究，开展近海风能资源勘察评价和试点示范工程的前期准备工作，建设1-2个10万千瓦级近海风电场试点项目，为今后大规模发展近海风电积累技术和经验。 3．技术装备与产业发展 第一，技术和产业发展方面。提高风电技术研发能力，将自主创新与技术引进和消化吸收再创新相结合，建立和形成以国内制造为主的风 电装备能力。支持技术研发能力较强的风电设备制造企业引进国外先进技术，并进行消化吸收和再创新，逐步形成具有自主知识产权的风电技术和产品。“十一五”时期，继续促进已批量生产的国产化风电机组的规模化应用，并实现向兆瓦级风电机组的升级换代。在初步形成国内制造装备能力的基础上，采用技术引进、联合设计、自主创新等方式，掌握1.5兆瓦及以上风电机组集成制造技术，并开发了3兆瓦级的海上风电机组。发挥我国在机电设备制造方面的优势，充分利用国内、国际市场，培育技术水平较高、市场竞争力较强的风电设备配套零部件制造产业。风电发展重点：推动百万千瓦风电基地建设：在风能资源条件好、电网接入设施完备、电力负荷需求大的地区，进行百万千瓦级风电基地建设，重点是河北张家口坝上地区、甘肃安西和昌马地区、内蒙古辉腾锡勒地区、吉林白城地区、苏沪沿海地区。 支持风电设备国产化：结合大型风电场、特别是百万千瓦风电基地建设，支持风电设备制造的国产化。重点扶持几个技术创新能力强的国内风电设备整机制造企业，同时全面提高国产风电设备零部件的技术水平和制造能力。建立国家级试验风电场，支持风电设备检测和认证能力建设。 进行近海风电试验：在沿海地区近岸海域进行近海示范风电场建设，主要是在苏沪海域和浙江、广东沿海，探索近海风电勘查、设计、施工、安装、运行、维护的经验，在积累一定近海风电运行经验基础上，逐步掌握近海风电设备的制造技术。 第二，基础研究和人才培养。在国家级科研机构和大学设立风电技术应用基础研究项目，开展相关的风能资源、流体动力学、机械强度、电力电子、电力并网等方面的理论和实验研究。将基础研究与人才培养相结合，根据风电发展需要培养一批研究生等高级人才，选择一些高等学校和中专学校，设立风电专业课程，逐步建立起风电专业。同时，结合风电发展需要，定期举办风电技术培训班，解决目前风电人才紧缺的问题。 第三，加强产业服务体系建设。扶持建立风能资源评价、风电场设计、产品标准、技术规范、设备检测与认证的专门机构。培育一批风电技术服务机构，建成较健全的风电产业服务体系。建设2-3座公共风电测试试验基地，为风电机组产品认证和国内自主研制风电设备提供试验检测条件。 第四，组织实施和保障措施。在完成全国风能资源普查和评价工作基础上，开展重点地区风能资源详查和风电场规划工作，综合考虑风能资源、建设条件、并网条件和电力市场等因素，做好大型风电场、特别是百万千瓦风电基地的规划和项目建设前期工作。 完善风电上网电价形成机制，落实风电的上网电价和费用分摊政策。电网企业要配合国家风电规划布局，开展风电接入的规划、设计和试验研究等工作，完善风电并网技术条件和调度规程，保证风电项目的顺利并网和发电。 提高风电技术水平和设备制造能力。鼓励国内企业开展风电技术自主创新和引进再创新，在政府投资项目和风电特许权招标项目中，采用与设备制造企业打捆招标等方式支持风电设备国产化和自主技术创新。 （五）《风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法》 为加快我国风电设备制造业的技术进步，促进风电产业的发展，2008年8月20日，财政部发布了《风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法》。明确了中央财政安排风电设备产业化专项资金的补助标准和资金使用范围，同时也明确了产业化资金的支持对象、方式及支持条件。 《办法》明确，产业化资金支持对象为中国境内从事风力发电设备（包括整机和叶片、齿轮箱、发电机、变流器及轴承等零部件）生产制造的中资及中资控股企业。资金主要是对企业新开发并实现产业化的首50台兆瓦级风电机组按600元/千瓦的标准予以补助，其中整机制造企业和关键零部件制造企业各占50%，各关键零部件制造企业补助金额原则上按照成本比例确定，重点向变流器和轴承企业倾斜，并规定产业化专项资金必须用于风电设备新产品研发的相关支出。 《办法》规定，申请产业化资金的风力发电设备制造企业必须符合6项条件：设备具有自主知识产权和品牌，包括自主研发、联合开发或引进技术再创新，必须拥有完全的技术文件；风电机组的单机容量在 1500千瓦（含）以上；风电机组通过北京鉴衡认证中心的产品认证；风电机组配套的叶片、齿轮箱、发电机由中资或中资控股企业制造，鼓励采用中资或中资控股企业制造的变流器和轴承；同一企业申请支持采用相同技术的不同型号产品，产品功率差在500千瓦（含）以上；风电机组在国内完成生产、安装、调试，无故障运行240小时以上，并通过业主验收。 这一利好政策无疑给风电设备制造企业注入了一剂兴奋剂，此举将激励企业对引进技术消化吸收提高自主创新能力，有利于促进风电设备国产化，尤其是核心技术的国产化，并且对整个风电产业发展具有非常积极的影响。 首先，鼓励了风电设备制造本土化。 我国的风况、环境条件等与欧洲有很大不同，风资源丰富的地区环境条件更加恶劣。我国引进的风机，都是按照欧洲标准设计的，在国内环境条件下运行，其质量可靠性及各项性能都将大打折扣。 此次现金直补，风电设备企业要想获得补贴，必须具备多个条件。除了设备具有自主知识产权和品牌，风电机组的单机容量在1.5兆瓦（含）以上，风电机组在国内完成生产、安装、调试，无故障运行240小时以上等诸多条件外，风电机组还必须通过产品认证。 其次，产品认证促进质量技术提高。 尽管近年来我国风电设备制造商在技术引进和自主研发方面的投入较大，但由于基础薄弱，研发技术与国外厂商的差距在短期内难以弥合。因此，引入风电产品认证制度提高了我国风电设备制造和开发能力，保障产品质量，促进该类设备的国产化和技术进步，大大降低风电场的投资，从而有力地促进风电产业健康发展。 风电机组产品认证涉及风机设计开发的所有环节，企业必须提供全套的设计文档。在认证过程中，认证机构会对这些设计文档进行全面的复核，不仅对结果进行确认，而且会对计算方法、关键参数的选取等进行检查并提出质疑。引入风电机组产品认证，不仅为了判定企业是否具备自主设计能力，更重要的在于通过该项认证促进企业对风机设计技术的引进、消化及吸收。 最后，现金直补推动了风电设备产业的升级。 这是中央财政首次对可再生能源产品进行现金补助，也是我国首次将产品认证结果作为政府真金白银支持的必要条件。该办法规定的这一补助标准，相当于风电设备生产成本的10%左右。 政府采信风电产品认证结果，将大大促进风电设备制造企业对引进技术的消化、吸收以及自主创新能力的提高。此举对加快我国风电装备制造业技术进步、培育具有核心技术的自有知识产权品牌具有显著推动作用。 二、我国风电产业运营模式分析 （一）风电特许经营权产生的背景 我国2020年要实现国民经济翻两翻的目标，能源供应至少要翻一翻，到那时全国电力装机将近10亿千瓦，如果按2002年的电源结构和供电煤耗（383克标煤/千瓦时）估算，我国仅用于发电的煤耗将近14亿吨标煤，能源供应需求量将超过30亿吨标准煤。要满足如此巨大的能源需求量，石油一半以上靠进口，煤炭也接近开采极限，因此从保障能源供应出发，需要调整能源结构，大规模开发可再生能源资源。 在可再生能源中风力发电是世界上公认的最接近商业化的可再生能源技术之一。风力发电不消耗矿产资源，发电过程对环境没有破坏影响，在强调可持续发展、保护环境的今天，风电已经成为人们普遍欢迎的清洁能源。在我国发展风电的必要性体现在以下几方面：第一，满足能源供应；第二，促进地区经济特别是西部地区的发展；第三，改善我国以煤为主的能源结构；第四，促进风机设备制造业的自主开发能力和参与国际市场的竞争能力；第五，减少温室气体排放，解决我国能源供应不足；第六，在解决老少边地区用电、脱贫致富方面发挥重大作用。因此，我国风电将可能在2020年之后超过核电成为第三大主力发电电源，2050年可能超过水电，成为第二大主力发电电源。因此，风力发电未来可能成为我国的主要战略能源之一。 我国可开发利用的风能资源量较大，但是由于风力发电固有的间歇性和波动性，以及风电项目造价高，技术不成熟，使其在目前电力市场中的经济性差，进入规模化发展困难重重。面对风力发电的发展障碍， 政府政策支持将是风电发展的根本保障。我国可再生能源激励政策，以“还本付息、合理利润、全额收购”为原则的鼓励政策，曾经在很长一段时间内对风电发展起着积极的促进作用。但是由于这种定价原则是以个别项目成本为基础，成本高了，电价也可随之升高，企业没有降低成本的压力。随着电力体制改革和电价政策改革，对常规电力项目实行以先进水平平均成本为基础的定价原则，并在部分地区实行竞价上网。这种大环境的变化，使风电的“还本付息”鼓励政策与电力市场改革产生了明显的不适应性。另外，我国现行风电政策未能有效促进风电设备的本地化制造，在已建成的风电项目中，国产机组十分有限，这将严重影响我国风电产业的培育和降低风电成本。还有，政府虽然制定了全国风电发展目标，但是由于在解决风电上网难、上网电价审批难以及额外费用分摊难等方面缺乏配套政策，使风电发展往往不能按规划进行，投资者和设备制造企业对市场前景缺乏信心。 面对我国风电发展的种种问题，借鉴国际经验，国际上支持风电发展的政策机制有三种：一是采取固定收购价格机制，对风电发展的数量没有限制；二是采取招标机制，政府规定风电发展的装机容量，通过招标的竞争形式确定开发商；三是配额制，即政府规定可再生能源电力在电力消费总量中的配额比例，供电公司完成配额。结合中国国情、吸收国际经验，风电发展需要的政策应该是一个与我国电力改革相适应、有利于促进风电产业快速发展、促进风电价格明显下降、利于风电发展目标按时完成的政策机制，风电特许经营权策就是在这样的背景下产生了。我国政府选择了在石油、天然气行业勘探开发中实施较 成功的特许权制度，用于风力发电项目的开发和实施中，目的在于开发具有较大规模的风电项目，促进我国风电的规模化发展。 （二）风电特许经营权的运行机制 政府特许权经营方式，主要是指用特许权经营的方法开采国家所有的矿产资源，或建设政府监管的公共基础设施项目。这是一种政府与私有公司之间的合作经营方式。按照特许权项目利益共享和风险共担的原则，在特许权协议条款的约束下进行项目的经营管理。这种方式在我国资源开采和公用基础设施建设方面已发挥了巨大的作用。 风电特许经营权是将政府特许经营方式用于我国风力资源的开发。在风电特许权政策实施中涉及三个主体，即政府、项目单位和电网公司。政府是特许权经营的核心，为了实现风电发展目标，政府对风电特许权经营设定了相关规定：一是项目的特许经营权必须通过竞争获得；二是规定项目中使用本地化生产的风电设备比例，并给予合理的税收激励政策；三是规定项目的技术指标、投产期限等；四是规定项目上网电价，前三万利用小时电量适用固定电价（即中标电价），以后电价随市场浮动；五是规定电网公司对风电全部无条件收购,并且给予电网公司差价分摊政策。项目单位是风电项目投资、建设和经营管理的责任主体，承担所有生产、经营中的风险，生产的风电由电网公司按照特许权协议框架下的长期购售电合同收购。电网公司承担政府委托的收购和销售风电义务，并按照政府的差价分摊政策将风电的高价格公平分摊给电力用户，本身不承担收购风电高电价的经济责任。 在特许权经营中，政府职能与企业经营得到很好地结合。政府选择风电建设项目，确定建设规模、工程技术指标和项目建设条件，然后通过公开招标方式把风力发电项目的经营权转让给有商业经营经验的项目公司，具有最低上网电价的投标者获得项目的开发、经营权。项目公司在与政府签署的特许权协议约束下进行项目的经营管理。按照特许权协议中规定签署的长期购售电合同，项目公司把电力出售给电网公司，电网公司按照政府的差价分摊政策将电力出售给用户，并将风电的高价格公平分摊给电力用户。 简单概述风电特许经营权的运行机制是政府采取竞争性招投标方式把项目的开发、经营权给予最适合的投资企业，企业通过特许权协议、购售电合同和差价分摊政策运行和管理项目。 （三）风电特许经营权的影响 风电特许权政策改变了我国以往风电建设的模式。政府在规划风电项目，主导风电发展规模和速度的同时，利用市场化最优原则，把项目的经营权以市场竞争的方式授予企业，更好地把政府职能与企业经营结合起来，充分体现了电力体制改革过程中政府主导与市场机制相结合的风电发展新机制。 采取风电特许经营权对我国风电发展产生了显著的影响。首先，通过竞争性招投标，一方面促进电价明显下降，结束了我国风力发电上网电价居高不下的历史；另一方面激活了风电投资来源的多元化，提高 了国内外企业投资风电项目的积极性，为风电发展注入了新鲜活力。其二，在风电特许权协议框架下，电网公司与项目投资者签订长期购售电合同，保证全部收购项目的可供电量，改变了以往风电上网难的困境，使风电项目摆脱了产品销售的风险。其三，建立了风电本地化生产的平台。风电特许权项目为所有希望进入风电产业的企业和个人提供了一个相对公平的竞争机会，特别对资金实力雄厚的企业，争取到10万千瓦的特许权项目，就迈入了风电产业的大门，并且在项目开发和运营中逐步提高风电建设能力。对风电开发商来说，在项目的开发和经营过程中从陌生到成熟，逐步成为合格的风电开发商和运营商；对风电设备制造商来说，通过项目的国产设备制造，可以成功越过50台和三年的运行经验门槛，成为市场上合格的风电设备供应商。由此来看，风电特许权提高了我国风力发电设备国产化和本地化的能力和活力，目前至少有5家世界大型风力发电设备制造商，开始本土化制造的准备和落实工作。其四，风电特许权是我国目前大规模发展风电、促进风电设备本地化制造和降低风电电价的重要措施。在实施风电特许权项目的短短几年中，我国风电的新增的风电装机容量增长量相当于前20年风电建设的总规模。实践证明，风电特许经营权提供了我国风电发展必要和有效的保障措施。 综上所述，风电特许经营权在现阶段对我国风电发展产生了积极的影响，但从长远来看，风电特许权政策的具体内容还需要不断完善，尽力避免风电特许权招标中在价格上出现的恶性竞争，避免过度追求低成本，注重国产风电设备制造水平和能力的提高，保护投资者的积极 性。在今后风电特许经营权的实施中，还要注重特许权政策与其它相关政策的结合，使我国的风电政策和机制不断适应国情、适应风电不同发展阶段的政策需求，以利于我国风电建设朝着大规模、可持续的方向发展。 三、《京都议定书》及对我国风电产业发展影响 （一）《京都议定书》概述 《京都议定书》是在《联合国气候变化框架公约(UNFCCC)》下制定的，在1997年12月在日本京都召开的《公约》第三次缔约方大会上，形成了关于限制二氧化碳排放量的成文法案。当该大会结束时，此公约已经初具雏形，并以当届大会举办地京都命名，始称《京都议定书》。它被公认为是国际环境外交的里程碑，是第一个具有法律约束力的旨在防止全球变暖而要求减少温室气体排放的条约。2005年2月16日，《京都议定书》正式生效。 中国是该公约第37个签约国，于1998年5月29日签署。2002年8月30日，中国常驻联合国代表王英凡大使向联合国秘书长安南交存了中国政府对《(联合国气候变化框架公约)京都议定书》的核准书。2002年9月3日，中国国务院总理朱镕基在约翰内斯堡可持续发展世界首脑会议上讲话时宣布，中国已核准《〈联合国气候变化框架公约〉京都议定书》。 根据这份协议，到2010年，所有发达国家二氧化碳等6种温室气体的排放量，要比1990年减少5.2%。具体说，各发达国家从2008年到2012年必须完成的削减目标是：与1990年相比，欧盟削减8%、美国削减7％、日本削减6％、加拿大削减6%、东欧各国削减5%至8%。新西兰、俄罗斯和乌克兰可将排放量稳定在1990年水平上。议定书同时允许爱尔兰、澳大利亚和挪威的排放量比1990年分别增加10%、8%和1%。 《京都议定书》实施后，二氧化碳减排额将成为一种商品在世界流通。为了促进各国完成温室气体减排目标，议定书允许采取以下四种减排方式： 一是两个发达国家之间可以进行排放额度买卖的“排放权交易”，即难以完成削减任务的国家，可以花钱从超额完成任务的国家买进超出的额度。 二是以“净排放量”计算温室气体排放量，即从本国实际排放量中扣除森林所吸收的二氧化碳的数量。 三是可以采用绿色开发机制，促使发达国家和发展中国家共同减排温室气体。 四是可以采用“集团方式”，即欧盟内部的许多国家可视为一个整体，采取有的国家削减、有的国家增加的方法，在总体上完成减排任务。 《京都议定书》的实施，对我国具有很大的影响。从短期来看，《京都议定书》的生效对我国有利。《京都议定书》规定了一种独特的贸易——如果一国的排放量低于条约规定的标准，则可将剩余额度卖给完不成规定义务的国家，以冲抵后者的减排义务。 在发达国家完成二氧化碳排放项目的成本，比在发展中国家高出5倍至20倍，所以发达国家愿意向发展中国家转移资金、技术，提高他们的能源利用效率和可持续发展能力，以此履行《京都议定书》规定的义务。 目前我国二氧化碳排放量已位居世界第二，甲烷、氧化亚氮等温室气体的排放量也居世界前列。1990-2001年，我国二氧化碳排放量净增8.23亿吨，占世界同期增加量的27%；预计到2020年，排放量要在2000年的基础上增加1.32倍，这个增量要比全世界在1990年到2001年的总排放增量还要大。预测表明，到2025年前后，我国的二氧化碳排放总量很可能超过美国，居世界第一位。 （二）清洁发展机制及对我国风电产业影响 清洁发展机制（CleanDevelopmentMechanism，CDM）是《京都议定书》框架下3个灵活的机制之一。它主要是指发达国家通过提供技术和资金的方式，与发展中国家开展项目级的合作，通过对发展中国家的环境友好投资帮助发展中国家实现可持续发展，而项目所实现的温室气体减排量，由发达国家购买用于完成其在京都议定书下的减排义务。 清洁发展机制是一项双赢机制：一方面，发展中国家可以通过CDM项目获得发达国家提供的资金和技术支持，同时出售项目产生的CERs（经核证的温室气体减排量）获得额外收益，有助于其实现可持续发展；另一方面，发达国家通过CDM项目合作，可以大幅度降低其在本国实现温室气体减排所需的高昂费用。 低成本使得发展中国家成为发达国家实施CDM项目的首选。根据世界银行的研究，中国是最有潜力、最大的CDM项目供给市场，可以提供世界CDM所需项目的一半以上，约合1亿至2亿吨二氧化碳当量的温室气体。按照目前每吨5至7欧元的价格，这批项目最高可以为中国带来100多亿元人民币的收益。 CDM在我国涉及的项目有能源、化工、建筑、制造、交通、废物处置、林业和再造林及农业等领域。其中，可再生能源占绝对高比例，如风电占46%。 到今年2007年3月为止，中国已开展了279个CDM项目，如果这些项目全部实施，相当于全球CDM减排量的50％，这279个CDM项目的总交易量为90亿美元。截至今年10月底我国已为885个项目出具了批准书。目前，我国政府批准的CDM项目购买方有英国、西班牙、奥地利、日本、世界银行、荷兰、意大利、瑞典、加拿大、卢森堡等。CDM清洁发展机制无疑为我国可持续发展带来契机，即清洁高效的先进能源技术和额外的资金，将促进我国能源结构的调整，加速传统能源工业和高耗能工业的技术改造和换代更新，提高我国对付和适应气 候变化不利影响的能力，加强我国未来承担减排义务的能力建设和技术储备。 对约占全球CDM市场40%至50%份额的我国，还有巨大潜在的市场。我国由于拥有相对低廉的劳动力成本和良好的政策环境与经济发展潜力，在CDM卖方市场中具有较强的竞争力。根据我国颁布实施的《清洁发展机制项目运行管理办法》中提出的“CDM项目要有利于国民经济发展，创造新的就业机会；有利环境保护和减缓温室效应，改进当地大气、水资源和地下水环境质量；有利于当地经济发展和减少贫困；实现发电资源的多样化，支持并帮助加快可再生能源的发展；有助于引进先进技术，向国内转移当前最新的技术，鼓励科技进步；减排量价格要合理”等要求，为CDM市场拓宽了发展空间。 欧洲温室气体排放贸易市场在2005年启动后，其交易价格曾达每吨二氧化碳30欧元。据世界银行估算，2012年前，发达国家对境外的减排量需求量约25亿吨二氧化碳，其中15亿吨要依靠CDM提供。而我国每年减排二氧化碳可达2亿吨以上，比全球需求的一半还多。 就CDM对风电产业的影响来看，我们认为，风电场的CDM交换计划的实施将提高了风电场经营者的盈利空间和积极性。目前在中国注册成功的CDM项目（可再生能源类）中，风电项目无疑充当了主力军的角色，在项目个数和减排量占比均高达65%左右。据了解，每交换1千瓦小时风电，可获利0.05-0.07元左右。然而，目前中国的CDM项目 交换绝对量仅有风电发展规模更大的印度的五分之一左右，中国风电的CDM项目潜力远远没有充分挖掘。 第四章 我国风电电价构成及变动分析 一、概念界定 目前，对于风电电价的分析经常会提到两个常用的概念，一是目标电价，二是基准电价。因此，在进行风电电价分析之前有必要首先对这两个概念进行界定。 （一）目标电价 目标电价的基本含义是指当风电厂在一系列政策和措施的作用下，其上网电价达到或相当于新建火电平均上网电价时的电价，即称之为风力发电的目标电价。目标电价并不是价格分类上的一个类别，而仅仅是为了适应研究分析而设定的一个虚拟价格。它的高低主要取决于火电电价的水平的变动，因此，时期不同，目标电价也不同。另外，目标电价还存在地区上的差异，因此，地区不同，上网电价亦不同。 目标电价的确定实际上就是确定全国火电平均电价。一般来说，选择目前全国最常见的主力机型之进行计算，使结果具有较大的代表性。 国家计委能源研究所在2002进行的《中国风力发电经济激励政策》研究中选择无脱硫设施的燃煤机组为比较对象，并将其上网电价设定在0.35元/kWh。这就是说，如果风力发电上网电价能降低到0.35元/kWh，即意味着风力发电达到了可以同常规火力发电相竞争的水平。这一电价，即为风力发电的目标电价。 （二）基准电价 基准电价是指在不考虑任何优惠政策、完全按照商业化方式运行条件下的上网电价。要正确确定基准电价，首先需要设计一个既能反映现实情况、又能代表未来发展方向的方案，以便为进一步的计算分析和比较提供科学的基础。在研究中首先确定基准方案及其参数，在这个过程中要考虑机组的大型化和风电场的大型化的趋势。 国家计委能源研究所在2002进行的《中国风力发电经济激励政策》研究中假定风电场规模为100MW，选用167台单机容量为600KW的风力发电机组进行测算，结果是：发电成本0.32元/kWh（20年平均），平均含税电价0.642元/kWh（20年），平均不含税电价0.548元/kWh（20年）。 二、风电电价的构成和影响因素 （一）风电电价的构成 中国现行的财务核算体制下，风电电价由以下部分构成： 上网电价=发电成本+税金+利润（税后） 发电成本=折旧费+维修费+工资福利+保险金+材料费+转贷费+摊消费+利息+其他 税金=增值税+增值税附加+所得税 增值税=售电收入×8.5% 增值税附加=增值税×8% 所得税=（售电收入－发电成本－税金）×33% 利润=售电收入－发电成本－税金 （二）风电电价的影响因素 影响风电电价的因素很多，其中主要有五个方面： 第一，资源状况，直接影响发电量多少。 第二，系统造价，包括机组造价及配套设施造价两大部分。 第三，政策影响，主要是国家对企业在税收、融资、上网电价等方面的优惠政策，以及是否引入新的运行机制。 第四，市场条件，即市场对风电的需求。中国的风电市场与生产成本和电价直接相关。 第五，计算方法，主要指是采用动态计算方法，还是静态计算方法；是按经营期核定平均电价，还是区分还贷期和还贷后电价，方法不同，电价水平不同。 三、我国风电电价分析 （一）风电电价的一般计算过程 与国外风电发展较快的主要国家相比，中国风电开发的规模普遍偏小。1995年到2000年，平均项目的规模小于10000kw，平均电价（不含增值税）却高于0.6元/kwh，处于0.6-0.7元/kwh之间。例如，某风场共安装100台容量为660kW的风电机组。 项目总容量=666×100=66000kW。 根据该风场所处地理位置的风能数据，可以计算该风场的理论年发电量，然后要考虑相关的折减因素如紊流、尾流、可用率、低空气密度、低温和电力传输损耗等，可以确定年实际发电量。 实际发电量=187892MWh 按照中国的政策框架（法规、财务制度），可以估计项目的总投资规模。 投资规模=625亿元人民币 其中包括风电机组、进口关税、输电工程，通讯、土地占用、土建工程、前期费用、管理监理费用、保险费、准备费、运行维护费等，其中，运行维护费包括备品备件、易耗品和工资福利等项目，取0.45元/千瓦。如果使用国际贷款还要考虑外汇风险和贷款利息。 假定该项目生产期为20年，建设期为1年，资本金占总投资的20%，其余利用世行贷款，年利息8%，贷款期为15年。 考虑到前面国内的税利为：进口关税6%，增值税8.5%，所得税33%。 然后，把上述条件输入风电项目财务分析模型，则得出的结果为： 含增值税风电电价=0.577 不含增值税风电电价=0.532 资本金内部收益率（IRR）=15% （二）各种因素对风电电价的影响分析 为了揭示各种因素对风电电价（不含增值税）的影响，我们将改变相应影响因素的参数，而保持其他参数不变。 1、资源条件对风电电价的影响 资源条件主要指风机年发电时数（小时），即发电量的多少。从下表可以看出，可以看出，如果项目发电时数从2800小时增加到3200小时，则电价将减少8.1%，反之则会相应增加。因此，风能的资源条 件是影响风电电价的关键因素之一。根据美国的经验，如在一个极好场址（平均风速为8.9米/秒）的大风场（50MW及以上）的电价可以做到3美分/kWh或以下，而在中等场址（平均风速为7.1米/秒）的小风场的电价可能高达8美分/kWh。所以合理选择场址对改善风能经济性至关重要。 图表 17：资源条件对电价的影响 发电小时数（小时） 2400 电价（元/kwh） 0.562 2600 0.558 2800 0.532 3000 0.510 3200 0.489 资料来源：银联信制作 2、内部收益率对风电电价的影响 根据计算，当资本金的内部收益率由15%上升到18%时，风电电价的上升幅度为0.33元/KWH，IRR平均增加1%，电价上升约0.011元/KWH。IRR的高低取决于开发商对风电行业的发展信心，如果信心大，则开发商要求的IRR低，电价也会相应降低。 图表 18：内部收益率对风电电价的影响 IRR（%） 电价（元/kwh） 12 0.565 15 0.560 18 0.532 21 0.564 24 0.599 资料来源：银联信制作 3、增值税对风电电价的影响 增值税对风电价格的影响见下表。从结果可以看出，增值税对不含增值税的风电价格几乎无影响，而对含增值税的风电价格影响显著。例如，新的优惠税率（8.5%）比原税率（17%）能使风电价格降低约0.045元/KWH。可见，税收激励性政策对电价的影响非常大。 图表 19：增值税对风电电价的影响 增值税（%） 0 6 8.5 12 17 含增值税电价（元/kwh） 0.548 0.575 0.577 0.584 0.612 不含增值税电价（元/kwh） 资料来源：银联信制作 4、进口关税对风电电价的影响 从表中计算结果可以看出，关税对风电价格的影响也是很明显的。关税减少1%，风电电价大约能下降0.003元/KWH。当取消关税时，电价减少到0.467元/KWH。原因是，关税为0时，进口增值税也降低为0。可见，取消关税的税收激励性政策对电价的影响更大。 图表 20：关税对风电电价的影响 进口关税（%） 6% 4% 2% 0% 0.548 0.551 0.553 0.556 0.558 电价（元/kwh） 0.532 0.526 0.519 0.467 资料来源：银联信制作 5、所得税对风电电价的影响 从表中计算结果可以看出，如果所得税由33%减少到0，则风电价格降低幅度可达到三分以上。而原来的免二减三政策对风电电价影响很小。 图表 21：所得税对风电电价的影响 所得税（%） 电价（元/kwh） 33% 0.532 15% 0.511 0% 0.498 免二减三 0.531 资料来源：银联信制作 6、还贷期对风电电价的影响 很明显，项目还贷期长短风电电价的影响最大，20年期比10年期的贷款项目可以降低近8分钱/KWH的电价。但是，目前国内只有开发银行贷款期限较长，今后国家有必要规定所有的商业银行也能提供更多的优惠贷款，包括延长还贷期和提供贴息贷款等融资优惠条件。 图表 22：还贷期对风电电价的影响 还贷期 8 10年 15年 20 电价（元/kwh） 0.619 0.587 0.532 0.502 资料来源：银联信制作 7．项目投资总额对风电电价的影响 如果投资总额减少10%，则电价可以减少近5分钱/KWH，减少近9%。 图表 23：投资总额对风电电价的影响 投资总额（亿元） 563 电价（元/kwh） 0.484 594 0.508 625 0.532 656 0.556 687 0.580 资料来源：银联信制作 除了上述因素外，还有风机价格、电场管理维护费用、贷款利率等因素都对风电价格有直接的影响。但这些费用的高低与电价呈明显的正比关系，因此，这里不再累述。 （三）风电电价差异及变动趋势 我国风能发电已经形成了一定规模，前面全国已经建成的不同规模的风力发电场27座，装机容量39.93万千瓦，但与欧美国家相比还有很大的差距。突出表现在风电设备制造方面，我们还没有独立开发的 技术，只能与外国合作生产国外设计的产品，这是目前我国风电成本比较高的主要原因。 除此以外，由于受资源条件的影响，我国风电价格水平地区差异非常明显。例如，风电电价最高是浙江苍南风电场，电价为1.20元/KWH，最低的是新疆达坂城风电场，电价为0.53元/KWH，其余风场电价大多数在0.6-0.9元/KWH之间。总体看来，风电上网电价每千瓦时比煤电要高出0.3-0.4元，可见，目前风力发电尚难以与常规电力(煤电、水电)竞争。 从项目投资角度，我们认为，首先应研究和把握国家的风电政策，在用足现有的优惠政策的同时关注未来将出台的政策。这样有利于大幅度降低风电价格，把握市场商业机遇，提高企业的市场竞争力。 通过上述风电价格的几个基本影响因子的分析，我们已经可以得出以下一些基本认识：不同的影响因子对风电价格均有不同程度的影响，但效果差异较大。其中，还款期的长短对电价影响较大，因此，延长贷款期限对降低风电价格非常有效，目前普遍要求国内银行能够对风电项目提供15年以上的贷款；另外，税收对电价影响很大，今后国家还会继续在关税、增值税、所得税方面有所减免，以降低风电的上网电价。另外，选择建场条件好、资源丰富的项目会大大降低风电场造价。今后政府将更加注重采取多种优惠政策，使每个影响因子共同起作用来有效降低风电价格。 可以预见，在不久的将来，随着我国风电技术的提高，大型风电设备制造的国产化的实现，风电设备价格可能由目前的8000-10000元/KW下降到4000元/KW。如果国家继续出台多种优惠政策，则风电的上网电价会大大降低。在资源条件好的内地，风电上网电价可能降低到0.25元/KWh，在资源条件相对差的东部沿海，上网电价可能在0.35/KWH水平以下。这样，风电的上网电价将可能低于煤电电价，从而在电力市场上开始具有很强的竞争力。 第五章 我国风电产业存在的问题 一、电网建设滞后 目前，世界上有一个不成文的规定，风能发电的电量比例不能超过总发电量的5%，一旦超过这个比例就可能造成电网不稳定。而造成这种结果有两方面的原因，一方面，一些地区的区域性电网已经十分脆弱，很多设备都相对老化，而风电的输出功率是不稳定的，风力发电会降低电网负荷预测精度，从而影响电网的稳定性，很容易造成局部电网崩溃。 另一方面，电网电量的调度也非常棘手。建立千万千瓦级的风电基地，必将使区域性电网的电量大大增加，这对电网系统来说是严峻的考验。电量的增加必然要求电量的调度非常完善。电是一种非常特殊的 商品，生产出来必须马上输送出去。如果因为电网建设没有跟上，就会出现发出来的电送不出去，产生窝电现象，电网便将不堪重负而崩溃。 二、设备技术落后 一方面，我国风电技术研发和设备制造能力不强。目前，我国风电设备制造企业走的是一条从带料加工，到合作生产或购买国外许可证进行组装的技术路线，风电系统工程研发制造能力弱，现有制造水平远落后于市场对技术的需求。 另一方面，我国风电发展缺乏专业及复合型人才，风电产业服务体系尚未形成。目前还没有建立起专业的风电技术研究开发机构，风电技术研发和管理人才严重不足，风电产业缺乏从设计、制造、安装、调试及运营管理的人才培养体系，风电产业服务体系尚不完善，难以适应当前风电快速发展的需要。 三、政策体系不完善 《可再生能源发展“十一五”规划》指出，风电、生物质能、太阳能等可再生能源的相关政策体系还不完整，经济激励力度较弱，政策的稳定性和协调性差，还没有形成支持可再生能源持续发展的长效机制。目前我国新能源产业可以说是畸形发展，并没有一个良好的模式和机制，使得企业可以较好的生存。 四、资金短缺、融资能力薄弱 由于新能源产业的发展处于低级阶段，技术研发经费投入高，产品研发利用周期较长。与常规能源相比，成本偏高，效益较差。再加上新能源的投资方式和融资渠道比较单一，资金短缺、融资能力差将影响新能源的产品开发和规模化产业化发展。 五、成本不断上涨 2008年以来对风电行业而言，成本压力是不可忽视的，尤其对于盈利能力较高的成熟整机企业，其毛利率面临下滑压力；而成本涨幅较大但无成本转移能力的子行业中的企业压力则更大。如树脂和玻璃纤维布占原料成本60%以上，而这两者上游原料都是石油，油价持续上涨成本使树脂业压力不断增加。 目前，1.5MW玻璃纤维增强环氧树脂成本即使使用国内产品，仅树脂一项每片叶片增加成本就将达到1万元以上；若玻璃纤维布也同比上涨，则两者成本上升1.5万元以上，每套叶片增加成本在5万元水平。因此对于原油上涨带来的化工原料上涨，有必要引起足够的重视。 第六章 河北省风电项目投资情况分析 一、近期河北省风电项目投资情况一览 图表 24：近期河北省风电项目投资情况表 序号 项目名称 所在地 投资总额 发布时间 投资商 建设内容 河北省张国华赤城家口市赤50000万1 平头梁风城县平头电场项目 梁 国华赤城河北省张50000万2 第一风电家口市赤元 场项目 城县 公司 中节能风总装机容北满井风家口市张40000万3 电场（四北县海流期）工程 张北绿脑河北省张包风电场4 （一期）工北县境内 程 河北建投河北省张康保卧龙5 图风电场保县 （二期）工家口市康元 限公司 瓦 50000万2008-6-5 新能源有4.95万千河北建投装机容量家口市张元 94617万图乡 元 力发电2008-5-23 量4.95万（张北）千瓦 有限公司 中节能风总装机容力发电港2008-5-29 量10万千建（张北）瓦。 有限公司 千瓦 中节能张河北省张2008-4-11 投资有限量4.95万国华能源总装机容元 公司 千瓦 2008-4-9 投资有限量4.95万国华能源总装机容 程 鲁能康保河北省张山东鲁能装机容量屯垦风电家口市康97000万6 场（一期）保县屯垦工程 国投河北河北省张康保牧场7 风电场（一保县 期）项目 中节能张河北省张北单晶河8 风电场（二北县 期）项目 承德围场河北省承河北建投总装机容御道口牧德市围场139000万9 场风电场县御道口项目 河北元辰实业尚义河北省张51000万10 二工地风家口市尚元 电场（一义县境内 期）工程 有限公司 瓦 2008-8-11 实业集团4.95万千河北元辰装机容量牧场 元 限公司 瓦 2008-6-13 新能源有量15万千有限公司 家口市张元 80000万力发电港装机容量2008-6-12 建（张北）10万千瓦 中节能风家口市康元 限公司 100000万2008-6-11 口风电有10万千瓦 国投张家装机容量小六棚村 元 有限公司 千瓦 2008-6-10 发展集团10.05万 国华（河国华尚义河北省张190000万11 七甲山风家口市尚元 电场项目 义县 总装机容北）新能2008-9-27 量19.95源有限公万千瓦 司 中国水电96000万12 风电场（一家口市张元 期）项目 北县 华润电力河北省承御道口东德市围场55000万13 坝梁风电满族蒙古场项目 族自治县 华润电力河北省承御道口月德市围场50000万14 亮山风电满族蒙古场项目 族自治县 河北省承围场竹子德市围场41497万15 下风电项县竹字下目 村 河北省承广发永风16 电项目 县 德市围场元 风力发电千瓦 43700万2009-3-11 龙源建投量4.95万元 元 2009-2-3 德围场）千瓦。 有限公司 龙源建投总装机容（承德）2009-3-10 量4.95万风力发电千瓦。 有限公司 河北围场总装机容元 2009-1-4 工程顾问10万千瓦 集团公司 华润电力总装机容风能（承2009-1-21 量4.95万德围场）千瓦 有限公司 华润电力总装机容风能（承量4.95万装机容量张北坝头河北省张 有限公司 沽源五花河北建投装机容量坪风电场河北省张64179万17 （二期）工家口市 程 三夏天（康河北省张65651万18 保二期）风家口市 电场项目 资料来源：银联信制作 二、河北省近期风电项目投资分析 （一）投资区域选择分析 河北省拥山纳海、地貌丰富，有着多处极具开发潜力的风场，为风能资源富集的省份，初步查明区域陆域风能资源总储量为7400万千瓦。而张家口、承德北部、承德东部、唐山沿海、沧州沿海五个区域的风能资源是河北省风能最为丰富的五个地区，同时该省也在这些区域布设了35座测风塔，其中29个70米测风塔，5个100米测风塔，1个120米测风塔，为准确获得区域风能密度和年积累小时数提供了极为准确的数据信息。 从近一年河北省风电项目的投资情况来看，张家口地区的张北县和康保县的风能开发速度极快：张北县风电开发始于1995年，属于我国 元 限公司 千瓦。 2009-3-19 新能源有量4.95万河北建投总装机容元 限公司 瓦 2009-3-12 新能源有4.95万千 风电发展史的早期阶段，经过十多年的发展，风电产业已经成为了该县的重点行业，先后与中节能风电公司、中水顾问集团公司、龙源电力集团公司、中电投华北分公司、河北大唐公司、华能新能源公司、省建投新能源公司、天津博德房地产开发公司等10家企业签订了总规模500万千瓦，总投资450多亿元的风电开发协议；康宝县风能充裕，境内主风向稳定，有效风速时间长，风功率密度高，全年有效风速时间近8000小时，平均风速6.6米/秒，风功率密度达到国标四至七级标准，具备300万千瓦风能开发潜力。 （二）单位造价成本分析 河北省近期投资的风电场开发项目的平均规模为7.75万千瓦，其中最高的为19.95万千瓦，而超过10万千瓦的投资也仅有7例，其他规模均为4.95万千瓦。从投资金额来看，最高达19亿元，最低为4亿元，而单位造价成本平均为993.57万元/兆瓦。其中：投资规模在15万千瓦以上的风电场单位造价较低，在930万元/兆瓦左右，而投资规模在4.95万千瓦的单位造价高达1326.28万元/兆瓦。因此，在风电场的投资单位造价成本的规模效益是比较明显的，并且通过估算得出河北省风电项目投资金额与投资规模之间的关系。 因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容