中国风电发展未来展望

    3.2 风电设备生产本地化
    现有制造水平远落后于市场对技术的需求，国内定型风电机组的功率均为兆瓦级以下，最大750 千瓦，而市场需要以兆瓦级为主流。国内风电机组制造企业面临着技术路线从定桨定速提升到变桨变速，单机功率从百千瓦级提升到兆瓦级的双重压力，技术路线跨度较大关。

    自主研发力量严重不足，由于国家和企业投入的资金较少，缺乏基础研究积累和人才，我国在风力发电机组的研发能力上还有待提高，总体来说还处于跟踪和引进国外的先进技术阶段。目前国内引进的许可证，有的是国外淘汰技术，有的图纸虽然先进，但受限于国内配套厂的技术、工艺、材料等原因，导致国产化的零部件质量、性能需要一定时间才能达到国际水平。购买生产许可证技术的国内厂商要支付昂贵的技术使用费，其机组性能价格比的优势在初期不明显。

     在研发风电机组过程中注重于产品本身，而对研发过程中需要配套的工作重视不够。由于试验和测试手段的不完备，有些零部件在实验室要做的工作必须总装后到风电场现场才能做。风电机组的测试和认证体系尚未建立。

     风电机组配套零部件的研发和产业化水平较低，这样增加了整机开发的难度和速度。特别是对于变桨变速型风机，国内相关零部件研发、制造方面处于起步阶段，如变桨距系统，低速永磁同步发电机，双馈式发电机、变速型齿轮箱，交直交变流器及电控系统，都需要进行科技攻关和研发。

    3.3 成本和上网电价比较高
    基本条件设定：根据目前国内风电场平均水平，设定基本条件为：风电场装机容量5 万千瓦，年上网电量为等效满负荷2000 小时，单位千瓦造价8000－10000元，折旧年限12.5 年，其他成本条件按经验选取。

    财务条件：工程总投资分别取4 亿元（8000 元/千瓦）、4.5 亿元（9000 元/千瓦）和5 亿元（10000 元/千瓦），流动资金150 万元。项目资本金占20％，其余采用国内商业银行贷款，贷款期15 年，年利率6.12％。增值税税率为8.5％，所得税税率为33％，资本金财务内部收益率10％。

    风电成本和上网电价水平测算：按以上条件及现行的风电场上网电价制度，以资本金财务内部收益率为10％为标准，当风电场年上网电量为等效满负荷2000 小时，单位千瓦造价8000～
10000 元时，风电平均成本分别为0.373～0.461 元/千瓦时，较为合理的上网电价范围是0.566～0.703 元/千瓦时（含增值税）。成本在投产初期较高，主要是受还本付息的影响。当贷款还清后，平均度电成本降至很低。

    风电场造价对上网电价有明显的影响，当造价增加时，同等收益率下的上网电价大致按相同比率增加。

    我国幅员辽阔，各地风电场资源条件差别很大，甚至同一风电场址内资源分布也有较大差别。为了分析由风能资源引起的发电量变化对成本和平均上网电价影响，分别计算年等效满负荷小时数为1400、1600、1800、2200、2400、2600、2800、3000 的情况下发电成本见表1，上网电价见表2。


 
   如果全国风电的平均水平是每千瓦投资9000 元，以及资源状况按年上网电量为等效满负荷2000 小时计算，则风电的上网电价约每千瓦时0.63 元，比于全国火电平均上网电价每千瓦时0.31 元高一倍。

    3.4 电网制约
    风电场接入电网后，在向电网提供清洁能源的同时，也会给电网的运行带来一些负面影响。随着风电场装机容量的增加，以及风电装机在某个地区电网中所占比例的增加，这些负面影响就可能成为风电并网的制约因素。

     风力发电会降低电网负荷预测精度，从而影响电网的调度和运行方式；影响电网的频率控制；影响电网的电压调整；影响电网的潮流分布；影响电网的电能质量；影响电网的故障水平和稳定性等。

    由于风力发电固有的间歇性和波动性，电网的可靠性可能降低，电网的运行成本也可能增加。为了克服风电给电网带来的电能质量和可靠性等问题，还会使电网公司增加必要的研究费用和设备投资。在大力发展风电的过程中，必须研究和解决风电并网可能带来的其他影响。