风力发电技术背景材料汇总.docx

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1、风力发电技术背景材料1 中国风电市场开发1.1 陆上风电现状 我国风电资源开发较早，但由于建设成本高，且缺乏政策支持和政府推动，在很长一段时期内发展缓慢，到2002年底，全国风电装机总容量仅为46万千瓦。2003年以来，国家采取了多项促进风电发展的政策和措施，特别是以特许权招标的方式推动了风电的规模化发展，使风电建设步伐明显加快。此后我国可再生能源法及一系列政策法规的实施，进一步促进了风电产业的快速发展。20062009年，我国风电装机累计增长率连续四年超过100%。2009年我国新增装机容量约1222万kW，跃居世界第一位；累计安装风容量约2412万千瓦，比上年增长100，中国已成为全球风电

2、发展最快、最具潜力的风电市场之一。图 11 我国历年风电增长趋势图（来源：中国风能协会, 2009）1.2 海上风电现状目前，我国海上风电开发仍处于起步阶段，已建设的海上风电主要在滩涂和潮间带，风电场开发主要采用围堰方案，近海风电场的建设只开展了一些示范性的工作。比较重要的海上风电项目见表1-1。表1-1我国海上风电的重点项目列表地区场址开发商项目类型安装台数容量（MW）江苏大丰中电投滩涂/潮间带12江苏响水三峡/长江新能源滩涂/潮间带12江苏如东龙源滩涂/潮间带12江苏如东龙源滩涂/潮间带23江苏如东龙源滩涂/潮间带23江苏灌云燕尾港中能联合滩涂/潮间带48江苏盐城陈家港三峡/长江新能源滩涂

3、/潮间带4161.5山东荣城华能滩涂/潮间带26上海东海大桥海上风电示范项目2163汇总7589我国已建的近海风电示范项目介绍如下：（1） 中海油海上风力发电站示范项目2007年，中海油在渤海湾，距岸约为46公里处建设了我国第一个海上风力发电站，风电站采用金风科技股份有限公司1.5MW风电机组，通过长约5公里的海底电缆送至海上油田独立电网，与已有的4台双燃料透平机组组成互补系统。通过该项目，为海上风力发电机组基础设计，海上风电机组运行维护积累了相关的经验和数据；对风力发电机组的海洋环境适应性，燃料/风力互补电力系统进行了研究。图 12 中海油海上风力发电站（2） 上海东海大桥海上风电场东海大桥

4、海上风电项目是中国第一个海上风电项目，项目总投入为30亿元，计划安装34台华锐风电科技有限公司制造的3MW风力发电机组，总装机容量为10.2万kW，预计发电量可达2.6亿度，可供上海20多万户居民使用。至2009年底，东海大桥风电场已安装风电机组21台，均已并网发电。图 13上海东海大桥海上风电场1.3 风电市场地区分布图 14 我国风电机组主要地区分布截止到2009年底，全国安装风电机组的省（市、区）达到24个（见图），超过百万千瓦装机的省份已达到9个，其中内蒙古、辽宁、河北和吉林四省（区）的装机已超过200万kW（见表1-2）。内蒙古2009年当年新增装机5545MW，累计装机9196.2

5、MW，实现150%的大幅度增长。表1-2 我国超过百万千瓦装机的省份列表地区 2008年累计装机（MW） 2009新增装机（MW） 2009年累计装机（MW） 内蒙古 3650.99545.179196.16河 北 107.71680.42788.1辽 宁 224.261201.052425.31吉 林 1066.46997.42063.86黑龙江 836.3823.451659.75山 东 562.25656.851219.1甘 肃 639.955481187.95江 苏 645.25451.51096.75新 疆 576.81443.251020.062 中国风电生产能力和配套设施2.1

6、整机制造业截至2009年底，我国从事风电机组研制的企业大约有80家，包括外商独资企业、中外合资企业和内资企业。2009年我国整机制造业新增风电装机容量1380万kW，累计装机容量2581万kW。华锐风电、金风科技和东方汽轮机有限公司继续保持市场“三甲”的位置。2009年华锐新增装机349.5万千瓦，金风新增装机272.2万千瓦，东汽新增装机203.5万千瓦，三家企业合计825.2万千瓦，占全国新增市场的59.7%，独据大半市场。图3-5显示了我国新增市场装机容量中排名前十位的企业的市场份额情况。图 21 2009年中国新增市场份额我国内资企业近年来发展势头强劲，市场占有率连年大幅增加。2007

7、年，我国内资企业产品第一次超过外资产品，市场份额占当年新增市场的55.9%；2009年，我国内资企业市场份额进一步增加，当年新增市场份额的87%，累计市场份额已超过50%。此外，我国已有国产产品出口，开始进入国际市场，初步显示了产业实力，2009年我国内资企业的整机出口量为2.8万kW。图 22 2004-2009年我国内资产品在当年新增市场的份额（CWEA）自2005年以后，我国兆瓦级风电机组市场投放量不断增加，尤其是单机功率在1.5MW的风电机组目前在我国已逐渐成为主流产品，此外，功率在2MW的风电机组装机数量也在增加。据CWEA统计信息，目前我国处于研发试制阶段的风电机组，单机功率也较为

8、集中的分布在1-2MW。2009年我国在多兆瓦级（2MW）风电机组研制方面也出现新的成果，如金风科技股份有限公司研制的2.5MW和3MW的风电机组已在风电场投入试运行；华锐风电科技股份有限公司研制的3MW海上风电机组已在东海大桥海上风电场并网发电；由沈阳工业大学研制的3MW风电机组也已经成功下线。此外，我国华锐、金风、东汽、海装、湘电等企业已开始研制单机功率为5MW的风电机组。我国开始迈进多兆瓦级风电机组研制的门槛。 20082图 23 2005-2009年我国各年安装的风电机组平均功率（CWEA）2.2 零部件制造业风力发电机组主要部件一般包括叶片、发电机、齿轮箱、电控系统和塔筒等，其他还有

9、机舱底座、机舱罩、各种轴承以及金属结构部件如法兰盘、主轴等等。与国外不同，中国的风电设备制造业分工明确，整机制造企业除生产一两种部件（主要是叶片）外，其他部件都是由专业的部件生产企业提供。目前我国关键零部件制造商的数量显著增加，共有风电叶片制造企业52家，齿轮箱制造企业10家，轴承企业16家，变流器生产企业12家。参照2008年我国内资整机企业产能规划和实际产量，以及我国各主要零部件企业产能规划和实际市场配套情况，我们绘制了当前我国风电整机企业和零部件制造企业产能规划和实际市场配套情况示意图（见下图3-8）。图 24我国风电整机及零部件产能规划及实际配套情况示意图（CWEA）（1） 叶片我国风

10、电叶片制造企业已有52家，包括为自己生产叶片的整机企业和独立的叶片生产企业。在独立的叶片生产企业中，目前市场供应量较多的是中航惠腾风电设备有限公司、中复连众复合材料集团有限公司和艾尔姆玻璃纤维制品（天津）有限公司，三家企业合计产能大约为5000套/年。其他一些叶片生产企业也已具备一定生产能力。外资及合资企业中，如Vestas、Gamesa、Suzlon、Norex等自己生产叶片。综合全国情况来看，我国风电叶片生产和供应能力已能够满足市场的需求。（2） 齿轮箱国内风电齿轮箱的外资企业目前有西门子集团旗下的威能极公司和苏司兰下属的汉森风电传动设备公司，主要供应维斯塔斯、苏司兰等外资整机企业。内资齿

11、轮箱企业主要是南高齿和重齿，两家企业的市场份额占50%以上。大连重工集团生产的齿轮箱主要给旗下的华锐风电科技有限公司做配套。（3） 发电机为风电机组配套的发电机制造企业数量较多，主要有：兰州电机、永济电机、上海电机、湘潭电机、大连天元、东风电机、南洋电机、株洲时代、沈阳远大、佳木斯电机、广州英格、西安盾安电气、Winergy等，此外一些整机制造企业也可以自己生产发电机，如Suzlon、Gamesa、Vestas、江苏新誉、北京北重等。按照当前风力发电机组的技术要求，我国发电机的生产和供应能力可以满足市场需求。（4） 变流器我国风力发电机组变流器的供应仍以进口和采购外资企业的产品为主，主要供应商

12、有ABB、Converteam、Ingeteam等，国内生产变流器的企业有北京科诺伟业、合肥阳光、许继电气、清能华福、景新电气、艾默生网络能源（外资）等，大都处于小批量生产或试制阶段。（5） 轴承风电轴承一般包括偏航轴承、变桨轴承、发电机轴承、齿轮箱轴承和主轴轴承。其中大规格的偏航轴承、变桨轴承和主轴轴承国内已经实现批量生产，并具有很强的供应能力，主要企业有洛阳LYC公司、瓦房店轴承集团、徐州罗特艾德、天马集团等。在风电领域使用的齿轮箱轴承和发电机轴承目前全部采用进口产品，制约当前风电设备制造业快速发展的瓶颈是齿轮箱内所使用的精密轴承市场供应严重不足。由于这些轴承质量要求高，技术难度大，国内只

13、有个别企业在试生产试运行，还没有形成批量供应能力。（6） 金属结构部件包括底座、塔筒、法兰、轮毂、主轴、齿轮箱箱体、发电机箱体等。由于这些部件的技术要求和加工难度相对较低，国内已经涌现出许多企业在配套生产，市场供应不存在明显问题。2.3 风电技术成本目前我国的风电场建设投资主要由机电设备及安装、建筑工程、其他费用和基本预备费构成，加上建设期利息，构成风电场工程总投资。下图是一典型风电场项目的投资构成情况，从图中可知，风电场工程投资中，机电设备及安装占了绝大部分，达到了81%。而在这部分中，最主要的投资是风电机组和塔筒的设备费，其占到了总投资的75%。因此风电投资成本的变化主要取决于风电机组的价

14、格。 图 25 典型风电杨投资成本构成2004年，我国风电场的总投资约在8000元/kW以下，风电机组造价在6000元/kW以下，2005年以后，特别是在2006年可再生能源法出台后，风电场建设进入快速发展阶段，形成了对风电机组及相关设备市场的巨大需求，受供求关系影响及近年来原材料价格高涨的影响，2006年2008年间风电机组的造价逐年上升，进入2008年后，我国的内资风电企业逐步成为市场的主力，国内风电市场的规模化及零部件供应体系的完善带来的风电机组生产成本的下降，进而引发风电机组价格的下跌，至2009年底，国内风电机组的造价已在成本降低引发价格进一步下跌，单位千瓦报价已在5000元左右徘徊

15、。图 31 2004年2009年国内典型风电机组造价变化情况3 主要风电政策我国已经建立了较为完善的支持风电市场开发和制造业发展的政策框架体系。在2005年可再生能源法出台之前，我国就制定和实施了一些支持风电的有关政策，并开展了一批国家项目的建设，推动风电市场的建立和扶持制造业的发展。这些政策涵盖了风电电价、并网政策、技术研发、经济激励、产业化促进、市场规模化等多个方面，虽然有些政策尤其是投资、信贷等政策不够稳定和没有长期的连续性，这些政策及其实施，还是为可再生能源法中支持风电的有关制度的建立提供了良好的基础，并和可再生能源法以及后续出台的配套措施一起，构成了支持风电发展的政策框架。目前我国的

16、主要风电政策归纳如下：表3-1 我国现行的风电激励政策直接鼓励风电设备制造业发展的政策国产化要求及激励1、风电特许权项目要求风电设备70%以上国产化率（2009年已取消）2、风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法对符合条件的国产化风电设备给予补贴。关税优惠1.2MW以上风电机组关键部件、原材料进口退税；税收激励高新技术企业所得税减按15%征收技术规范相关风电设备标准和风电并网标准的制定研发投入科技支撑计划；“863”计划；“973”计划等保证风电市场稳定发展的激励政策电价制度我国风电实行标杆上网电价政策，分四类资源区定价。风电费用分摊规划目标可再生能源中长期发展规划十一五可再生能源发展规划资源

17、特许权/竞标1、 风电特许权项目招标；2、 风电基地项目招标。税收激励风力发电增值税减半征收强制入网1、 风力发电要求强制入网；2、 超出标杆电价的部分在全国用户中分摊3.1 财税优惠政策原国家经贸委在1998-2000年实施了“双加工程”和“国债风电”项目中，为风电开发提供贴息和低息贷款，促使了我国风电产业的起步。在2001年颁布的关于部分资源综合利用及其他产品增值税政策问题的通知（财税2001198号）中，对“利用风力产生的电力”实行增值税即征即退50%的优惠政策。在2008年最新颁布的关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知中，对风力发电的增值税率未进行调整。为了支持风力发电事业，20

18、05年国家产业结构调整指导目录将风力发电列入鼓励类目录。根据国务院关于调整进口设备税收政策的通知（国发199737号），对列入上述鼓励类目录的国内投资项目，在投资总额内进口的自用设备，除国内投资项目不予免税的进口商品目录（2006年）修订所列的“单机小于800KW的风力发电机整机”外，免征关税和进口环节增值税。2006年，国务院关于加快振兴装备制造业的若干意见（国发20068号）将大功率风力发电机列入16个重大技术装备关键领域中，财政部将会同发展改革委等部门制定专项进口税收政策，对国内生产企业为开发、制造这些装备而进口的部分关键配套部件和原材料，免征进口关税或实行先征后返，进口环节增值税实行先

19、征后返。此外，为更好地满足目前风力发电对进口设备的需求，我国对风电设备实施了较低的进口关税暂定税率。中华人民共和国进出口税则（2007年版）附表6进口商品暂定税率表规定，对最惠国税率为8%的风力发电设备、风力发电设备用变速箱和桨叶实施5%的进口暂定税率，对最惠国税率为3%的风力发电设备的零件实施1%的进口暂定税率。2008年，在财政部关于调整大功率风力发电机组及其关键零部件、原材料进口税收政策的通知（财关税200836 号）中，规定了自2008年1月1日起，对国内企业为开发、制造大功率风力发电机组而进口的关键零部件、原材料所缴纳的进口关税和进口环节增值税实行退税；自2008年5月1日起，对新批

20、准的内、外资投资项目进口单机额定功率不大于2.5兆瓦的风力发电机组一律停止执行进口免税政策。2008年颁布的关于执行公共基础设施项目企业所得税优惠目录有关问题的通知（财税200846号）中， 对符合国家公共基础设施项目企业所得税优惠目录要求的企业实行所得税三免二减政策，目录中包含了风力发电的新建项目。3.2 财政优惠政策自2006年起，中央财政设立了可再生能源发展专项资金，支持包括风能在内可再生能源的开发利用。2007年底，国家还专门安排3亿元的资金，支持风电开发的基础性工作全国5000万kW风能资源详查。预计将于2011年完成。2008年8月，财政部颁布了风力发电设备产业化专项资金管理暂行办

21、法，对促进风电制造业发展起到了积极的作用，该管理办法明确了风电设备产业化专项资金的补助标准和资金使用范围，是政府第一次安排中央财政专项资金支持可再生能源设备产业化，对整个可再生能源产业，特别是风电设备产业来说，具有非常重要的意义。根据该管理办法，产业化资金支持的对象必须满足三项条件：具有自主知识产权和品牌，1.5MW以上的先进机型，通过国家权威部门的检测认证。补贴标准是：满足支持条件企业的首50台风电机组，按600元/kW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，并根据各个部件产业化进程的不同，重点向目前国产化程度较低的

22、变流器和轴承企业倾斜。根据这个补贴标准，当前具有单机1.5MW及以上生产能力的整机及部件配套企业，其前50套产品将从财政得到共计4500万元的补贴，其中每一个符合标准的机型的整机企业将得到2250万元，对企业的发展和市场格局调整起到重大的指引作用。3.3 风电电价政策我国的风电价格政策主要经历了五个不同的历史阶段：（1）完全竞争上网的阶段。是风电发展的初期阶段，即上世纪90年代初到1998年左右。由于风电设备基本上是由国外援助资金购买的，上网电价很低，上网电价的收入仅够维持风电场运行；（2） 审批电价阶段。这是风电电价的“春秋战国”时代，即1998年左右到2003年。上网电价由各地价格主管部门

23、批准，报中央政府备案，这一阶段的风电价格五花八门，最低的仍然是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，为0.20.4元/kWh，而最高上网电价超过1元/kWh，为约束电力成本上升，降低电价，2001年原国家计委决定对核算上网电价的具体方法作适当调整，在当年发布的“国家计委关于规范电价管理有关问题的通知”（计价格2001701号）文件中，要求发电项目按经营期核算平均上网电价；（3）招标和审批电价并存阶段。这是风电电价的“双轨制”阶段，即从2003年到2005年。这一阶段与前一阶段的分界点是首期特许权招标，出现招标电价和审批电价并存的局面，即国家组织的大型风电场采用招标的方式确定电价，到2005年

24、底共开展了3轮招标，而在省（市、区）级项目审批范围内的项目，仍采用的是审批电价的方式；（4）招标加核准方式阶段。第四阶段是在2006-2009年，主要标志是2006年1月可再生能源法生效以及国家可再生能源电力价格和费用分摊等有关政策的出台。根据国家有关政策规定：风电电价通过招标方式产生，电价标准根据招标电价的结果来确定。因此，这一阶段的风电电价采用的是招标加核准的方式；（5）固定电价阶段。主要标志是2009年7月国家发改委出台了关于完善风力发电上网电价政策的通知，将全国根据风能资源情况，分成了四类地区，相应地制定了四类地区的风电上网电价。四类资源区风电标杆电价水平分别为0.51元/kWh，0.

25、54元/kWh，0.58元/kWh和0.61元/kWh。3.4 风电费用分摊政策根据可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法，国家将征收可再生能源电力附加，用于支付可再生能源发电以及相关的接网补贴费用。2006年6月28日，国家发展改革委颁布了一系列的发给各区域电网的关于调整各地区电网电价的通知，共7个，明确了按照可再生能源法和可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法（发改价格20067号）的要求，向除农业生产(含贫困农排)用电外的全部销售电量、自备电厂用户和向发电厂直接购电的大用户收取每千瓦时0.1分钱的可再生能源电价附加。可再生能源电价附加计入电网企业销售电价，由省（区）电网企业收取，单独

26、记账、专款专用。2007年1月，国家发展改革委又颁布了可再生能源电价附加收入调配暂行办法，这个文件的主要内容之一即是具体规定了可再生能源电价附加征收使用的管理、监督流程和操作。根据该文件，省级电网企业将作为可再生能源电价附加调配的操作层次，将对各省级电网的可再生能源电价附加收入与应支付可再生能源电价补贴之间的差额进行全国范围内的平衡，平衡将在省级电网企业之间以余额买卖的形式进行。2007年5月国家发展改革委启动了2006年度可再生能源电价附加调配工作，成立了专门的工作小组，对各省级电网和可再生能源发电企业上报数据进行核查，同年9月由国家发展改革委公布了2006年度可再生能源电价补贴和配额交易方

27、案，38个风电、生物质发电和太阳能发电项目获得了总额为2.5亿元的补贴。2008年3月，国家发展改革委又公布了2007年1-9月可再生能源电价补贴和配额交易方案，75个风电、生物质发电和太阳能发电项目获得了总额为7亿元的补贴。2008年11月，国家发展改革委公布了2007年10月-2008年6月可再生能源电价补贴和配额交易方案，151个风电、生物质发电和太阳能发电项目获得了总额为12.7亿元的补贴。在2009年6月公布的第四期即2008年7-12月可再生能源电价补贴和配额交易方案中，224个风电、生物质发电和太阳能发电项目获得补贴，总额为18.5亿元。2009年12月公布的第五期即2009年1

28、-6月可再生能源电价补贴和配额交易方案中，共281个风电、生物质发电和太阳能发电项目获得补贴，总额为30亿万元，在第五期补贴中风电项目共202个。3.5 风电并网政策2005年2月，全国人大制定和通过了可再生能源法，2006年1月1日起，可再生能源法开始实施。根据法律条文，为了保证包括风电在内的可再生能源发电的利益，实施强制上网和全额收购政策“电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务”。法律为风电等可再生能源并网提供了保障，在法律生效后的一周内，国家发改委又出台了可再生能

29、源发电有关管理规定，对可再生能源接网系统的建设责任和产权问题做出了明确规定：对大中型可再生能源发电项目，接入系统由电网企业投资，产权分界点为电站（场）升压站外第一杆（架）；对于小型可再生能源发电项目，则只提出接入系统原则上由电网企业投资建设的原则性规定。根据可再生能源法的规定：电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收。但是，在具体实施过程中，由于可再生能源资源分布的地域差别很大，接网费用仅仅从销售电价中回收，可能对某些区域电网造成负担过重，会影响到地方电网公司收购可再生能源电量的积极性，也不符合费用分摊的公平原则。因

30、此，在可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法中规定，费用分摊包括了可再生能源发电项目接网费用。这样可以进一步消除电网公司在接收可再生能源入网的经济利益上的障碍。2007年初，国家发展改革委在200744号文件中，明确提出了接网费用的补贴标准，即：“可再生能源发电项目接网费用是指专为可再生能源发电项目上网而发生的输变电投资和运行维护费用。接网费用标准按线路长度制定：50km以内为每千瓦时1分钱，50100km为每千瓦时2分钱，100km及以上为每千瓦时3分钱。”在目前已经公布的五期费用分摊补贴文件中，分别有5个、32个、82个、134个、190个项目，获得116万元、1508万元、4850万元

31、、5755万元、11565万元的接网补贴，但是，从其占整个可再生能源电价附加的比例来看，仍是比较低的，例如最后一期接网补贴仅占可再生能源电价附加总补贴数额的3.9%，而根据风电和生物质发电平均约0.30元/kWh的电价补贴看，接网补贴应占总附加5%左右的比例。3.6 规划目标政策我国在2007年和2008年颁布的可再生能源中长期发展规划和十一五可再生能源发展规划中，提出2010年和2020年风电装机容量分别达到1000万kW和3000万kW的目标。考虑到风电市场迅速发展以及风电产业已经具备了一定的基础，2008年底，又提出了建设千万千瓦基地的目标，即“按照融入大电网、建设大基地的要求，力争用十

32、年左右的时间在甘肃、蒙东、蒙西、新疆、河北、江苏、东北等地建设7个千万千瓦级的风电基地，并在东部沿海其他省份及北部和中部的有条件的地区，建设若干个百万千瓦的大型风电项目”。在已经起草完成并正在等待国务院审批的新能源产业振兴规划中，提出2020年实现风电装机上亿千瓦的目标。这样的发展目标也为电网接纳大规模风电提出了更为艰巨的任务。3.7 技术研发扶持自“六五”开始，我国就通过国家攻关计划、863计划、973计划安排了一定数量的资金，连续支持风电开发利用技术的研究和产业化发展的前期准备，对十五前形成750kW及以下大型风电设备的制造技术起到了关键性的作用，“十一五”期间对风电开发的资金支持达到上亿

33、元的规模。2007年，科技部批复了“十一五”国家科技支撑计划大功率风电机组研制与示范项目，发布863计划先进能源技术领域2007年度支持的风电项目的指南，进一步推动了我国风电的国产化进程。3.8 产业化促进国家自上世纪九十年代开始就在高技术发展计划和科技攻关计划中都列入了大型风电设备国产化的重点项目，为实现风电设备的国产化奠定了基础。在1998-2000年的风电的国债项目和2003-2008年的特许权招标项目中，都规定了设备国内采购的比例，同时2005年国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知中也明确规定了风电设备70%的国产化率的要求，这些政策的出台为风电设备的国产化提供了市场保障，为更

34、大规模的风电设备的国产化提供了工业基础。随着我国风电的快速发展，风电企业的产能及企业数量在短时期快速增长，风电产业的发展出现了同质化竞争、重数量扩张轻产业升级的趋势。目前我国风电产业界出现了80多家整机企业，预期产能都大大超过了实际市场需求。2009年下半年国务院出台了关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业展的若干意见，对此提出了警示，也提出了相关要求，即为了规范风能这个新兴产业，必须加强标准体系的建设，引导并要求企业从自主创新、重质量、重服务等方面着手，不断促进风电经济性的改善以及产品可靠性的提升。同时，为了促进我国风电产业规范有充发展，根据我国风电产业发展和建立统一开放竞争有序风电市场

35、的需要，在2009年，国家发改委发出关于取消风电工程项目采购设备国产化率要求的通知（发改能源20092991号），通知明确规定取消 “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”的要求。按照通知，风电设备项目将由项目单位根据国家有关标准和技术要求，根据招标投标法的有关规定，公开、公平、公正招标采购。3.9 技术标准规范制定目前我国已经公布的风电技术标准及规程规范十多个，其中国标8个，另有一些尚在拟定或报批中。国家863计划课题支持编写的风力发电设备合格测试与认证体系规则及程序，是我国第一份指导风电设备设计评估、检测和认证的依据。国网公司在2009年4月印发了国家

36、电网公司风电场接入电网技术规定（修订版）和国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（修订版）。此外，政府也支持建立试验风电场，以此来满足认证测试和研发工作的需要。太阳能光伏发电背景材料1 太阳能光伏的市场开发1.1 太阳能光伏的市场现状 自1998年以来，世界太阳能光伏发电高速发展，主要表现在太阳能电池效率不断提高，产量和市场安装量不断增长。截止2009年底，全球太阳能光伏发电累计安装量为22901兆瓦，当年安装7106兆瓦,其中德国排名第一，以下依次为日本、美国、意大利和捷克。 全球太阳能光伏发电市场的快速增长带动了太阳能光伏电池制造产业的迅猛发展。2009年，全球太阳能光伏电池产量为10

37、700兆瓦，较2002年的561兆瓦增长约19倍，其中太阳能光伏电池产量最大国为中国，年产量4000兆瓦，约占全球产量的37.4%，然后是欧洲、日本、中国台湾和美国，具体数据见下图和下表。图1-1 2002-2009世界太阳电池产量（MW）表1-1 2002-2009世界太阳电池产量（单位：MW）年份20022003200420052006200720082009中国10 10 50 200 400 1088.0 2600.0 4000.0 欧洲135193.353144706571062.8 2000.0 2800.0 日本251363.91602833928920.0 1300.0 180

38、0.0 台湾450.0 900.0 1000.0 美国120103.2140154202266.1 432.0 600.0 其它4573.889102314663.1 668.0 500.0 合计561744.261195175925004000.0 7900.0 10700.0 受可再生能源法的鼓励，同时也得益于国际市场的拉动，我国的光伏产业在2004年后飞速发展，连续5年的年增长率超过100%，2007、2008、2009连续三年太阳电池产量居世界第一。截止2009年底，我国太阳能光伏电池产量约为4000兆瓦，较2008年增长54%；当年新增装机约为150兆瓦，累计装机容量达到300兆瓦，

39、较2008年增长103%。目前已拥有海外上市光伏公司12家，国内上市光伏公司13家，行业年产值超过2000亿元，就业人数30万人。我国太阳能光伏发电产业的发展变化趋势见下表。表1-2 2004-2009我国太阳电池产量和装机容量统计（MW）年份200420052006200720082009国内太阳能光伏电池产量（MW）50 200 400 1088 2600 4000 国内太阳能光伏电池产量年增长率300%100%172%139%54%国内累计装机容量（MW）636880100 145 300国内新增装机年增长率7.9%17.6%25% 45% 103% 我国太阳能光伏产业虽然相对于核能、水

40、能和风能等非化石能源还处于起步阶段，但经过近期的快速发展，已经取得了较为明显的进步。1.2 太阳能光伏发电成本现状 太阳能光伏发电的发电成本主要受初始投资和发电量的影响，初始投资目前主要取决于太阳电池组件的价格，当太阳电池的价格下降到10元/峰瓦以下时，平衡系统的价格将变为主要影响因素。其中，太阳能光伏发电系统的发电量主要取决于当地的太阳能资源，同时还受运行方式（如：是否带向日跟踪系统）、系统效率、电池表面清洁度、线路损耗等多种因素的影响。除此之外，运行维护费、贷款利率、税收等其他因素，都属于不敏感因素。 从发电效率来讲，不同的太阳能光伏发电系统效率不同，独立光伏发电系统的效率大约是60-65

41、%，与建筑结合的并网光伏发电系统的效率大约是70-75%，而大型荒漠电站的效率为80%左右。从发电小时数来看，按照中国的太阳能资源分布不同，东部和西部的发电小时数和全年有效利用小时数均不相同，具体数据参看下表： 表1-3 不同发电方式和不同地区平均有效年利用小时数不同地区独立光伏电站有效利用时数建筑并网系统有效利用时数开阔地并网系统有效利用时数西北地区125014501540东南沿海100012001250全国平均110012501350注：上述数据已经考虑了系统效率。太阳能光伏发电价格测算财务条件设定如下表：表1-4上网电价测算的财务条件初始投资2-3万元/千瓦年运行小时数1000-2000

42、贷款比例80% 年运行维护费用0.5%贷款年限15年增值税率8.5%贷款利息6-8%所得税率25%运营期20年附加税率8%折旧期15年税后内部收益率8%-10%固定资产残值10%资金回收年限年 根据上述财务测算条件，按照贷款利息7.83%，税后内部收益率10%测算出不同初投资条件下的上网电价，见下表。其中，国内与建筑结合的光伏系统主要安装在东部沿海，扣除系统效率的因素，东部年有效运行时间为1200小时；对于大型光伏电站，主要安装在西部，扣除系统效率的因素，西部的年有效运行时间1500小时。表1-5 不同初投资条件下的上网电价测算BIPV （1200小时）LS-PV （1500小时）初投资（万元

43、/千瓦）电价（元/千瓦时）初投资（万元/千瓦）电价（元/千瓦时）500005.32 500003.98 450004.81 450003.59 400004.30 400003.19 350003.80 350002.79 300003.29 300002.40 250002.78 250002.00 200002.27 200001.61 150001.76 150001.21 100001.25 100000.81 可以看出，按照上述有效运行时间（即日照条件）和财务条件，当光伏发电系统的初始投资下降到2万元/千瓦，太阳能光伏发电在东部的平均上网电价将达到2.27元/千瓦时，西部可以为1.6

44、1元/千瓦时，上述计算均基于太阳电池固定安装模式，如果考虑自动向日跟踪，则电价还可以下降20-40%。1.3 光伏发电成本发展趋势 目前国际普遍预测太阳能光伏发电的成本将随技术和生产的进步而逐步下降，表10和图5为不同的国家和国际机构在2009年对未来太阳能光伏发电成本的预测，IEA于2009年预测显示太阳能光伏发电成本将由2010年的24美分/千瓦时下降到2020年的10美分/千瓦时，下降幅度超过55%。图1-2 不同国家和国际机构对太阳能光伏发电价格的预测趋势图同时，在2009年日本政府（NEDO）最新发布的光伏发展路线图中，其也重新调整了对太阳能光伏发电成本的预测：其中到2017年预计太

45、阳能光伏发电将达到14日元/千瓦时（相当于1元/千瓦时），较2004年的预测提前了3年，2025达到7日元/千瓦时（相当于0.5元/千瓦时)，较2004年的预测提前了5年。表1-6 不同国家和国际机构对太阳能光伏发电价格的预测主要机构2010年2020年2030年2050年IEA预测（美分/千瓦时）241074.5欧洲EPIA（欧分/千瓦时）231263日本NEDO（日元/千瓦时）2314（有望2017年达到）7（有望2025年达到）7美国（美分/千瓦时）13.4108 根据美国应用材料公司的预测，预计到2013年，太阳能光伏发电成本能够达到10美分/千瓦时（约合0.7元人民币/千瓦时），较国

46、际机构的预测提前了5到7年左右，具体数据见下表表1-7 2009年美国应用材料公司对晶体硅太阳能光伏发电成本的预测 除此之外，一些商业机构也对太阳能光伏发电成本进行了预测，其中德意志银行经过细致的成本测算，预计太阳能光伏发电到2015年，即可达到每度电15美分，相当于1元/千瓦时。下表为2009年汇丰银行对不同技术路线下，全球太阳能光伏发电成本做成的预测，其中预计到2015年晶体硅电池发电成本为0.14欧分/千瓦时，2020年达到0.072欧分/千瓦时，并于2016年达到“平价上网”的水平表1-8 2009年汇丰银行对不同技术太阳能光伏发电成本的预测（单位：欧元/兆瓦时） 对于我国来说，初步预计到2015年，我国太阳能光伏发电系统初