风能是一种清洁的可再生能源，风力发电是风能利用的主要形式。随着世界各国对能源安全、生态环境等问题日益重视，加快发展风电已成为我国乃至全世界推动能源转型发展、应对全球气候变化的普遍共识和一致行动。随着技术进步及政策支持，近年来我国风力发电发展迅速，2017年，我国风电总装机容量达到1.64亿千瓦，持续保持世界首位，风电发电量达到3057亿千瓦时，成为我国继煤电、水电之后的第三大能源。

那么风电究竟为何物，为什么发展如此之快，它的经济性如何，技术水平怎样，我国的风电建设情况怎样，风电未来的发展前景又如何？带着种种疑问，让我们一起来走近我国第三大能源，认识风电。

1.什么是风力发电

风力发电是将风能蕴含的动能转变成机械动能，再把机械能转化为电力动能的技术，简称风电。迄今为止，风电已经有一个多世纪的发展历程。早在1888年，美国俄亥俄州就建造了世界上第一台用于发电的风车。最初的风力发电主要是离网发电系统，应用于远离城市的农村地区。随着技术进步及经济性提高，20世纪70年代以后，风电逐步进入规模化发展，美国、丹麦等欧美发达国家纷纷加大投入研发风力发电技术，培育风电产业和市场。目前，风电已经成为世界上技术最成熟、应用规模最大的新能源发电方式。

2.为什么要发展风电

风能作为一种清洁的可再生能源，其蕴量巨大，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。由于风力发电过程不消耗矿产资源，不排放污染物和温室气体，因此，风力发电已成为世界上风能利用的主要形式。尤其是近年来全球能源发展面临的环境保护、能源紧缺等问题日益突出，风电越来越受到世界各国的高度重视，发展速度日益加快。

从技术及经济性看，风电技术成熟，产品质量可靠，是一种安全可靠的能源；风电经济性日益提高，发电成本已逐渐接近煤电，低于油电与核电，如果考虑煤电的环境成本与交通运输的间接投资，则风电经济性将优于煤电。并且，风电项目建设工期短，从土建、安装到投产一般只需半年至一年时间，是煤电、核电无可比拟的。从供电形式来看，除了并网发电以外，风电对于远离大电网的边远山区、沿海岛屿、草原牧场等地区而言，是解决生产和生活能源的一种有效途径。

3.我国的风资源分布

陆上风能资源。我国陆上风能资源丰富区主要分布在“三北”地区、云贵高原、东南沿海，其中青海、甘肃、新疆和内蒙是我国陆上风能储备最丰富的地区。从资源总量看，我国风能资源技术可开发量超百亿千瓦，其中高风速风能资源（300瓦/平方米以上）技术可开发量约46.7亿千瓦，低风速风能资源（150-300瓦/平方米）技术可开发量约56.1亿千瓦。

图1  全国平均风速（左）及风功率密度（右）分布

海上风能资源。我国不仅陆地面积广阔，而且还拥有近1.8万公里的大陆海岸线以及6000多个岛屿与1.4万公里的岛屿海岸线，领海面积达到300万平方公里。目前，近海风能资源最丰富的是台湾海峡，其次是广东东部、浙江近海和渤海湾中北部。在近海100米高度内，水深在5-25米范围内的风电技术可开发量可以达到约1.9亿千瓦，水深25-50米范围内的风电技术可开发量约3.2亿千瓦。

图2 全国近海年平均风速（左）及风功率密度（右）分布

4.我国风电建设运行情况

自2006年以来，我国风力发电实现了高速发展，风电累计并网装机容量从2006年的267万千瓦增加到2017年的1.64亿千瓦，年均增速约41%。截至2017年底，我国风电累计并网装机容量达到1.64亿千瓦，占全部发电装机容量的9.2%，同比提高0.7%，装机规模持续保持世界第一。2017年，全国风电发电量达到3057亿千瓦时，占全部发电量的4.8%，同比提高0.7%。目前，风电发电量已超过核电，成为我国第三大电源品种。

分省区看，2017年全国累计并网装机容量超过1000万千瓦的共有5个，在2016年内蒙古、新疆、甘肃、河北4个省（自治区）的基础上增加了山东省。由此也可以看出，风电项目开发集中区域与风资源分布基本一致，但随着风电消纳问题的日益严峻，建设重点也从单纯考虑在风资源条件好的“三北”地区，逐渐向电力消纳条件好的中东部地区转移的趋势。

图3 2006年~2017年全国风电装机容量

从运行情况看，2017年全国风电平均利用小时数1948小时，同比增加203小时。其中，利用小时数最高的5个地区分别是福建（2756小时）、云南（2484小时）、四川（2353小时）、上海（2337小时）和重庆（2280小时），均是电力消纳条件较好的地区。

表1   2017年我国风电建设运行统计数据

    注：数来源于中电联等相关企业。

5.风电的经济性如何

从风电的成本特性看，由于没有燃料消耗，因此风电运营成本较低，其发电成本主要由初期投资、自然资源条件决定，其中初期投资成本占比较高，占发电成本的主要因素。同时，作为新兴和成长中的技术，风力发电成本变化与技术发展及成熟度直接相关。总体来看，风力发电成本相对传统化石能源发电仍然较高，市场竞争力仍然较弱。

近年来，随着技术水平的不断提升，我国风电发电经济性显著提升。受产业技术进步、市场供求关系及行业政策影响，风电场建设投资成本显著下降。风电项目平均单位千瓦造价由2011年的8230元/千瓦降低至2014年的7290元/千瓦，降幅约11%。另一方面，由于近两年来全国风电投资布局向土地成本、建设成本较高的中东部及南部地区转移，2015、2016年全国风电平均造价水平略有提升。

图4   2011-2016年风电项目单位千瓦造价图

6.风电的定价机制

在当前技术水平条件下，单纯从经济性看，风力发电成本仍然高于传统化石能源发电，尚不具备直接与之市场竞价的条件。但是，从能源的价值属性来看，除了具备与传统化石能源电力相同的内部能量价值外，由于风力发电的环保、无污染、可再生等特点，还具有传统化石能源所不具备的外部环境价值。综合考虑风力发电的成本价值特点和外部环境价值，在价格机制设计上，对其外部环境价值给予一定的补贴资金支持，这也是国际通行的惯例。

自2006年《可再生能源法》实施以来，我国对风电等可再生能源实行“燃煤标杆电价+财政补贴”的固定上网电价机制，其中财政补贴部分等效用于支付风电的外部环境效益。为鼓励陆上风电在初期的发展，从2003年起到2007年，我国共组织开展了五批次的特许权项目招标，海上风电也在2010年开始开展了特许权项目招标。在风电步入规模化发展道路之后，我国于2009年制定了陆上风电的上网标杆电价，同时考虑到各地区风资源差异性较大，采取了分资源区制定上网电价的方法。即根据风能资源状况和工程建设条件不同，将全国分为四类风能资源区，制定相应的风电标杆上网电价，各类电价相差约在每千瓦时3~8分钱不等。并于2014年制定了海上风电上网标杆电价，分别按照潮间带风电和近海风电两种类型确定，其中近海风电项目为每千瓦时0.85元，潮间带风电项目为每千瓦时0.75元。

同时，我国对风电上网电价实行定期评估和下调的补贴退坡机制。自2009年制定风电标杆上网电价后，国家根据实际发电成本变化情况多次进行调整。根据最近一次发布的电价调整文件，2018年四类资源区风电上网电价下调至0.4~0.57元之间。

表2  全国陆上风力发电2018年标杆上网电价表

图5  历年陆上风电上网电价变化图（单位：元/千瓦时）

7.我国风电产业技术水平

经过十余年的发展，目前我国风电装备制造技术已跻身世界前沿。装备制造体系日益完整，整机开发设计能力显著提升，长期有四到五家国内风电整机开发商位居世界前十。其中，低风速风电技术实现重大突破，可开发风速下探至5m/s，防盐雾、抗低温、抗台风及适应高海拔等复杂环境下的风电机组已研制成功；单机容量6MW的海上风电机组已经下线，并在潮间带、台风区、浅层岩分布区及海冰区等特殊海洋环境条件成功完成项目开发建设。此外，复杂地形风电微观选址技术、海上风电场勘测设计与施工关键技术、信息监测手段在风电领域的应用不断成熟。

8.风电发展规划

根据《风电发展“十三五”规划》，到2020年，我国风电并网装机容量达到2.1亿千瓦以上，风电年发电量达到4200亿千瓦时以上，约占全国总发电量的6%。根据总量目标，“十三五”风电年均装机增长率约7.4%，相比“十二五”的实际年均增长率23.4%有较大降低。应该说“十三五”总量目标的提出，是满足我国提出2020年实现非化石能源占一次能源消费比重达到15%的基本要求，是一个保障性最低目标：即在保障适当新增规模基础上，更注重品质的提升，总量目标稳中有升。

9.发展成效及前景

自2006年《可再生能源法》实施以来，我国确立了可再生能源发电固定上网电价政策及补贴机制，建立了风电年度规模管理模式，出台了全额保障性收购管理办法，形成了风电投资监测预警体系，制定了鼓励分散式风电应用的配套政策，有力推动了我国风电产业的技术升级和规模化发展，规范了风电产业发展环境和市场秩序，保障了产业的可持续健康发展。基于政策的持续激励，我国风电产业取得了长足的发展，目前我国风电装机规模、发电量、投资规模均居世界首位！

“十三五”中后期，我国风电将保持中速平稳增长，预计到2020年风电装机达到约2.3亿千瓦。建设布局将进一步优化，预计2018年“三北”地区新增风电规模依旧保持较低增长水平，消纳能力好的中东部地区和海上将成为“十三五”中后期风电开发的主战场。其中，中东部地区低风速风电利用小时数将突破2000小时；海上风电预计迎来高速发展期，新增开发建设规模有望超过1000万千瓦，我国海上风电规划、设计、施工、运维能力将逐步增强。从经济性看，预计到2020年，在不限电的情况下风电上网电价可达到与燃煤发电标杆电价相当；随着技术的不断进步，预计2030年风电上网电价可进一步降至0.2-0.3元/千瓦时。

文   艾 琳