中国风电发展路线图2050

中国风电发展路线图2050目录主要观点和发现 07一、引言 09(一)能源需求 10(二)低碳能源战略 12(三)研究目的 13(四)方法和内容 13二、风电发展现状和前景 15(一)风电发展现状 15(二)风能开发前景分析 19(三)风能开发前景 28三、风电发展战略目标 33(一)总体战略目标 33(二)开发情景 34(三)投资和补贴 38(四)能源供应和温室气体减排 40(五)促进西部发展和增加就业机会 40四、技术研发示范与部署(RDD&D) 43(一)风能资源评价 43(二)风电设备研制 45(三)风电场开发建设和运行 52(四)风电并网和消纳 54五、风电大规模并网和消纳途径 59(一)电力系统发展趋势 59(二)风电并网和消纳的挑战 64(三)风电并网、输送和消纳途径 65六、政策框架——实施保障措施 69(一)制定国家清洁能源转型战略 69(二)加快电力系统转型，推进电力体制改革 70(三)健全监管和扶持政策 70(四)完善产业服务体系 73(五)加强风电科技和人才队伍 75七、行动计划 77(一)政府部门牵头的行动 77(二)风能行业牵头的行动 78(三)电力系统牵头的行动 80八、路线图的使用与改进 81参考文献 82205020502050205007主要观点和发现未来四十年内，中国的经济社会发展将使能源需求仍将保持一定的增速。为解决能源资源和环境挑战，中国已经明确提出低碳能源发展战略和目标，风电已经开始并将继续成为实现低碳能源战略的主力能源技术之一。本路线图中设定的中国风电发展目标是：到2020、2030和2050年，风电装机容量将分别达到2亿、4亿和10到2050年满足17%的电力需求。随着风电和电力系统以及其他能源技术的进步，实现路线图中提出的目标在资源、产业、电力系统支撑等方面不存在不可逾越的障碍。根据风电开发的成本以及不同地区风电的并网和输送成本，本路线图绘制了风电开发的供应曲线。如果将风电的上网电价水平控制在0.55元/千瓦时以内，国家已经规划的千万千瓦风电基地及周边地区的风电经济可开发量就可达到7亿千瓦的水平。

年前，积极有序开发陆上风电，开展近海风电示范；2021-2030年，陆上、近海2031-2050年，实现在东中西部陆上风电和近远海风电的全面发展。实现上述目标，从2011年到2050年，需要累计投资12万亿元（2010年价）。随着风电技术进步和开发规模扩大,以及煤电成本的增加，未来风电的竞争力将进一步增加，预计在2020年前后中国陆地风电成本将达到与煤电持平的水平。实现上述目标，将带来巨大的环境和社会效益，2050年当年二氧化碳减排量将达到15亿吨，风电带来的就业岗位将达到72万人。风电技术研发和示范部署对于未来风电持续发展至关重要，在风能资源评价、风机设备研制、风电开发建设和运行方面的技术进步将为实现本路线图中的目标提供支撑。

风电的大规模发展要求风电切实融入到电力系统中。近期迫切需要开展的工作包括：制定和实施风电分级和跨省区消纳方案，协调风电、其他电源和电网建设和运行；推进智能电网系统建设；推进和完成电力市场运行机制改革。2030年后，储能、智能电网以及其他先进电力系统技术普遍应用，可望从根本上解决风电的并网和消纳问题。未来十年的关键行动√根据国家清洁能源战略转型的要求，构建未来创新电力系统框架及实施路径，加快推进电力体制改革，建立有利于风电并网和消纳的电价机制。√制定和落实可再生能源发电配额和电网保障性收购制度，建立实施风电并网和全局消纳的详细规则，促进“三北”地区风电的当地消纳和跨省区输送。√建立详细风资源数据库和信息滚动公布机制，全面部署风功率预测预报体系。

√建立完善风电技术公共研发平台、行业管理和技术标准、规范；完善设备供应链，开发应用5MW以上近海风电机组及风电场关键技术。√适应能源转型，构造未来创新电力系统的框架及实施路径分析。√加强风电科技和人才队伍建设。20502050205020500809一、引言仍然是未来主要战略任务，但是如何为经济发展提供可持续的能源保障，将是是未来最具发展潜力的可再生能源技术之一，具有资源丰富、产业基础好、经是最有可能在未来支撑中国经济发展的能源技术之一。2006-2009年，中国100%以上；2010年底，风电累计装机容量已

2007年，中国政府发布了《可再生能源中长期发展规划》，提出2020年风电装机目标3000万千瓦，但这一201010年。可再生能源（包括风能）约束微小，由于其清洁性以及无或可忽发展。研究风电发展目标和战略应从远来看，应从判断该技术在未来能源结构

(一)能源需求发展经济需要能源的支撑，中国能源消费总量在未来相当长的时期内，仍将保持一定的增长速度。一方面，分析中国经济发展形势和未来趋势，今后二十年仍将是工业化和城市化进程双快速推进时期，以住房、汽车为主的消费结构升级将带动产业结构优化升级，工业化的持续发展将带动城市化的快速推进，而2030-2050年经济仍将保持一定

的增长，因此，需要足够的能源供应的支撑。另一方面，能源开发的资源、环境等约束又要求，中国必须以较低的化石能源增长率和大规模开发清洁能源来支撑较高的经济增长速度。根据经济和能源发展的关系，国内外许多研究机构开展了中国能源需求预测研究（见表1-1），但与中国近三年的能源消费增长情况相比，这些3-5年超过4000万千瓦，并网运营容量超过3000万千瓦。但是与常规能源发电相在中国未来清洁与可持续能源和电力供应中发挥更大作用。

未来发展可能性的角度，到2030年，技术，将成为主力能源发电技术之一。风电发展路线图（2050年）中国未来风电的发展目标和实现途径。

表1-1国内外机构所做的中国中长期能源需求展望结果（亿吨标准煤）机构 情景201520202025机构 情景201520202025203020402050国际能源署（IEA，2008） 基准41.546.951.855.5基准40.7//54.6国际能源署（IEA，2007） 政策39.2//46.5国际 高增速44.8//67.0日本能源经济研究（IEEJ， 基准/36.0/44.72007） 先进技术/30.7/35.5绿色和平和欧洲可再生能源能源革命21.323.425.226.0基准43.252.359.263.0国家信息中心和国务院 低增速38.043.949.051.5高增速49.062.772.979.1国家发改委能源研究所节能36.841.4(2007)优先课题组（2007）国内节能47.7国家发改委能源研究所低碳发展课题组（2008）低碳39.658.5（2035年）48.4（2035年）46.0（2035年）66.955.6强化低碳38.550.220502050205020501011前所做研究结果目前看来相对乐观。同时，国内外诸多机构也对中国未来的电力需求进行了预测，与一次能源需求增长形势一致，电力需求也将在今后数十年内保持快速增长态势（见表1-2）。综合国内外各机构的预测结果，首先，各个机构所做的预测基于不同的情

势和未来发展需求、环境和社会可持续202045-50亿吨标准煤，203055-60亿吨205065亿吨标准煤左右。在电力需求方面，随着经济社会的

:2006

表1-22030年中国能源和电力需求预测研究机构/基年 情景 一次能源需求 总发电量需求（研究机构/基年 情景 一次能源需求 总发电量需求（亿吨标准煤） （万亿千瓦时）参考情景54.68.5国际能源署（IEA，2007） 可选择政策情景基期：2005年46.57.4高经济增长情景67.0N/A国际能源署(IEA，2008) 参考情景55.58.2日本能源经济研究所（IEEJ）参考情景44.76.4基期：2005年技术进步情景35.55.3国家发改委能源研究所——2050情基准情景57.788.2景研究；基期：2005年低碳发展情景43.376.7国能源需求预测，最大为49亿吨标准23.4亿吨标准煤（而中

电力需求的增长速度将高于能源需求的增长速度。预计2020年中国电力消费量将达到82030

中国能源中长期（2030、2050）发展战略研究基期：2007年

规划方案 N/A 9.0高速发展方案 N/A 10.4低速发展方案 N/A 8.1定、经济、清洁、安全的能源供应体系国2010年的实际能源消费总量即达到32.5亿吨标准煤其次，未来中国能源和电力需求总量有较大的不确定性，因此造成预测结果尤其是电力需求预测结果差异更大。基于已有的研究成果，横向比较发达国家相同发展阶段的产业结构和能源需求，并综合考虑目前中国经济发展形

205010万亿千瓦时和13万亿千瓦时。从区域电力需求增长趋势上看，未来中西部电力需求增速将加快，但东部地区电力需求仍将有一定幅度的增长，因此，从电力流向看，未来40年内北电南送、西电东送将仍是主要的跨区域电力流向。

中国能源资源总量相对丰富，但人均能源资源拥有量较低，优质资源少，能源资源赋存分布不均衡，开发难度较大。中国拥有较为丰富的煤炭资源，石油、天然气等化石能源资源量有限，油页岩、煤层气等非常规化石能源储量潜力较大。但是，煤炭、水能和风能资源主要分布在西部地区，而主要能源和电力消费集中在东部经济发达地区，使得大规模、长距离的煤炭、电力输送成为中国能源开发利用的基本格局。随着中国经济的持续发展和工业化、城镇化进程的加快，能源需求不断增长，构建稳

面临重大挑战。为此，中国政府已将“立足国内、多元发展、保护环境”作为可持续能源供应战略的核心内容。在3月颁布的《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》（以下简称《十二五规划纲要》）中也提出：将坚持“节约优先、立足国内、多元发展、保护环境，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系”，将通过“推进能源多元清洁发展”等措施，“推动能源生产和20502050205020501213利用方式变革”。为了切实推动能源生产和消费形式的转变，中国政府正在大力支持风电、水电、核电等非化石能源的发展，并已经正式公布了近中期的发展目标。92020年非化石能源占一次能源消费的比15%提出了三个约束性指标：非化石能源占一次能源消费的比重从20108.3%201511.4%，单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放分别降低16%17%。虽然更长期的具体目标没有正式公布，但可以看出，中国正在大力倡导低碳能源战略，而风电已经开始并将继续成为实现低碳能源战略的主力技术之一。(三)研究目的现阶段确实存在着很多需要克服的发展障碍。一个崭新的能源产业，从技术成熟发展到真正地产业化和广泛地应用，2030年的时间。中国未来

发展风电的方向是毋容置疑的，但未来20-30年风电产业化之路应该如何走，如何培育中国特色的风电产业等问题需要明确的答案。根据本国国情，研究和提出产业发展路线图是国际关于迈出产业化第一步的成功经验。中国风电发展路线图（2050）提出的目的是为国家发展风电的政府科学决策提供依据，将从资源评价与开发、技术研发与创新、电网融合、政策保障等方面进行分析，分别对政府、企业、研究机构以及社会公众提出了明确的要求，希望各方能够统一思想，形成统一步伐，共同促进中国风电产业的发展。(四)方法和内容梳理风电发展道路上存在的问题和未来发展面临的主要任务，依据最新风能资源评价结果，结合对技术发展规律和中国未来对清洁电力市场需求的分析，采用定量与定性相结合的分析方法（风能资源数值模拟方法、风电供应成本曲线方法等），计算了未来风电成本及其能2050

年风电的经济发展规模。为了说明中2050风电发展目标的合理性和可实现性，本研究从资源开发、技术产业发展、未来电力系统构造和政策保障等方面，分别进行了深入分析，提出实现风电发展目标的主要路径，明确了政府、企业、公众在风电发展不同阶段的职责和作用。本研究充分吸收了国际、国内风电开发与应用的各方面研究力量，研究形成了具有扎实科学基础和实践指导本路线图第二章在回顾了中国风电发展历程、分析当前风电发展现状和近期形势的基础上，基于资源潜力分析和成本量化方法，形成了2020年和2030年的风电供应曲线，评价了风电的经济可开发量。第三章，重点展望提出了风电在2020年、20302050年的战略发展目标、开发情景，分析了实现风电开发目标的经济成本和预期效益；经济成本预期收益包括能源供应、温室气体和污

染物减排效果以及就业机会等。第四章针对上述总体发展目标和路径，提出了具体的技术研发及部署的任务和路径，主要涵盖风能资源评价、风电设备供应链、风电场开发建设、并网和消纳技术等几个关键领域。系统的发展方向和趋势，特别是电网与可再生能源电力相融合的问题，分析大规模风电并网和消纳所带来的挑战，提（2020年前年、2050年）的总体思路。第六章，为了保障风电发展目标地实现，提出了该路线图的政策框架，涵盖市场培育、并网消纳、技术进步、经济激励政策和人才培养机制等方面。第七章，为了保证路线图的可操作性和指导性，主要提出了实现路线图的行动计划，分别针对政府部门、风电行业和电力系统提出来具体的行动方案和建议。20502050205020501415二、风电发展现状和前景风电正成为中国应对能源和环境挑战、实施低碳能源战略的重要组成部分。根据中国风能资源潜力和开发成本评价，风电在中长期具有数亿千瓦经济可开发量的潜力。(一)风电发展现状1、扶持政策和措施不断完善四个阶段：（1）(1986-1993)：此阶段主要是利用国外赠款及贷款，建设小型示范风电场，政府的扶持主要在资金方面，如投资风电场项目及支持风电机组研制。（2）产业化(1994-2003)：此阶段首次探索建立了强制性收购、还本付息电价和成本分摊制度，由于投资者利益得到保障，贷款建设风电场开始发展，但随着1998政策不明确，发展又趋缓慢。（3）业化发展阶段(2003-2007)：此阶段主要是通过实施风电特许权招标项目确定风电场投资商、开发商和上网电价，

通过施行《可再生能源法》及其细则，建立了稳定的费用分摊制度，从而迅速提高了风电开发规模和本土设备制造能（2008目前在特许权招标的基础上，颁布了陆地风电上网标杆电价政策1；在风能资源初步详查基础上，提出建设八个千万千瓦根据规模化发展需要，修订了《可再生2、技术和产业能力显著提高在市场需求和竞争的推动下，中国风电设备制造业技术升级和国际化进程加快。目前，1.5兆瓦风电机组形成充足供应能力，3兆瓦风电机组已投入运行，5-6兆瓦风电机组样机已下线。目前中国已成为全球发展最迅猛的风电设备研发和制造基地，吸引了美国GENodex、西班牙GamesaSuzlon等全球风电企业

在国内进行新技术研发和开设工厂。但是，风电建设运营管理和风电设备可靠性仍是不容忽视的问题,变流器、变速箱轴承、控制系统等附加值高的关键零部件的直接进口或采购外资企业产品的比例仍在50%以上。风电场开发已从小规模陆上风电场走向多种复杂环境的陆上和海上风电场。当前和今后一段时期内，中国风电场开发以陆上集中风电场为主，积极推进海上风电场示范项目建设，并探讨分散式并网风电项目。2010年，首个千万千瓦风电基地甘肃酒泉风电基地项目一期竣工，装机容量536万千瓦；其他风电基地也在积极推进建设，首个海上风电场——上海东海大桥10万千瓦海上风电项目正式建成投运，国家能源局会同国家海洋局发布《海上风电开发建设管理暂行办法》，首轮100万千瓦海上风电特许权项目完成招标，标志着中国海上风电建设正式启动。

3、风电开发利用规模快速扩大目前中国风电已进入大规模发展2006-2009年期间，中国风电累计装机容量连续四年翻番。2010年底，全国累计吊装容量和并网运营容41463131万千瓦；2010500亿千瓦时，占当年全社会用电量4.2万亿千1.2%。蒙西电网在保证安全运行的情况下，20101009%。风能资源的分布特点，决定了中国今后将继续推进风电的规模化开发。在集中开发“三北”风电基地的同时，还将充分发挥东中部地区电网接入条件1按风能资源状况和工程建设条件不同，确定四类资源区的陆地风电标杆电价水平分别为0.51元/千瓦时、0.54元/千瓦时、0.58元/千瓦时和0.61元/千瓦时

电建设经验。205020502050205016174．风电并网和消纳问题正日益凸显风电并网和消纳正逐步成为制约风电开发的最主要因素。由于风电开发高度集中“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，“三北”地区的风电并网瓶颈和市场消2，20101-6月，全国风图2-1中国风电装机容量(2003-2010)350031001133331001133393982848844 953 1372584511922500200015001000500

27.76亿千瓦时，其中华北和东北区域未收购风电电量分别为15.8810.64亿千瓦时，分别占全国总未收购电量的57.20%38.33%，分别高于其上网电量全国占比14.64和2-2中国风电装机分布（来源：中国水电工程顾问集团公司）6.662-2中国风电装机分布（来源：中国水电工程顾问集团公司）02003 2003 2004 2005 2006 2008 2009 2.201120502050205020501819(二)风能开发前景分析1、资源潜力和开发条件陆上资源总量中国具有丰富的风能资源，开发

GIS4%的不可开发

50米、70米、100源技术开发量（2-1）及其分布（图2-3）。如果考虑3级及以上（风功率密度≥300/平方米）的风功率密度

条件的地区可供开发，则全国陆上（不包括青藏高原海拔高度超过3500米以上的区域）可供风能资源技术开发量为20-34亿千瓦。潜力巨大。自上世纪七十年代以来，有关部门先后开展了四次全国性的风能资源评价，其中前三次为资源普查，而2007年底至今的第四次评价开展的是全国风能资源详查与评价工作。

沼泽地，自然保护区、历史遗迹、3千米的缓冲区、农田、沙漠

离地面高度

表2-1中国陆地风能资源技术开发量（亿千瓦）4级及以上（3级及以上（2级及以上（风功率密度≥2004级及以上（3级及以上（2级及以上（风功率密度≥200瓦/平方米）平方米）平方米）50米8202970米102636100米153440价工作的部署，中国气象局在全国范围40070米、100120米测风塔组成的全国风能专业观测网，开发了由历史观测资料筛选、数值模式和地理信息系统（GIS）空间分析组成的中国气象局风能数值模拟评估系统（WERAS/CMA）5千米×5千米的全国风能资源数值模拟结果GIS资源可开发地区进行处理，主要是：

适当降低土地使用效率，如：对于80%的使用率，森林为20%，灌木丛为65%GIS2%的平原地区，5/平方千GIS2-4%山地，适当降低平均风能捕获量由此经过GIS空间分析后，得到风能资源等级为2、3、4级和离地面

图2-3中国陆地70米高度风功率密度分布20502050205020502021近海风能资源风能资源数值模拟结果表明（图2-4），台湾海峡是中国近海风能资源最丰富的地区，风能资源等级在6级以上；广东省、广西、海南近海海域的风能资源等级在4-6级之间。从福建省往

图2-4中国近海5～20米水深的海域内、100米高度年平均风功率密度分布

表2-2中国陆地和近海风能资源潜在开发量地区()地区()()（水深5-50米高度）39.45北，近海风能资源逐渐减小，渤海湾的广东和广西近海风能资源丰富的原因主要是夏季台风和热带低压活动频繁造成的。考虑到近海风能资源的开发受水深条件的影响很大，目前水深5-25米范围内的海上风电开发技术（浅水固定式基座）25-50米区域的风能开发技术（较深水固定式基座）50米的水域，则未来可能以安装浮动式基座为主，因此对5-50米的海上风能资源技术开发2-2是中国陆地和近海100米高度风能资源技术开发量分析计用途海域，以及强台风和超强台风经过3次及以上的海域。可以看出近海水深

5-50米范围内，风能资源技术开发量5亿千瓦，即在水深不超过50米的1005亿千瓦。

3面积远小于陆上，近海风能资源潜在开发量也远远小于陆上风电潜在开发量。（3）千万千瓦级风电基地风能资源2008年底启动了“三北”6个千万千瓦级陆上风电基地和1个江苏沿海风电基地的规划和建设工作。由于可供风电开发的土地广阔，“三北”地区是未来中国风电建设的重7个风电基地所在区域进行了详细的风能资源评估，采用的风能资源数值模拟评估系统WERAS/CMA，给出了风电基地水平分11千米、距地面50高度上长年平均风能资源分布以及潜在

开发量和可装机容量。其中“可装机容量”是指在技术开发量基础上，根据中国大型风电场开发建设要求和不同地形、地貌条件下的风电机组布设密度，估算评估区域内可能安装风电机组的总新疆哈密、甘肃酒泉、河北坝上、吉林7个千万千瓦级风电基地风能资源丰富，503级以上18.5亿千瓦，5.57亿千瓦（2-3）。70米或者更高的高度，以及考虑未来风电技术进步的情况，则可装机容量还可以大为增加。20502050205020502223表2-3七个千万千瓦级风电基地的风电开发潜力

2、未来成本和经济竞争力

0.61元/千瓦时，基地名称潜在开发量（万千瓦）可装机容量（万千瓦）(1)目前风电成本虽然风电电价高于“三北”地区，但其内蒙古（蒙东、蒙西种因素会影响风电的成本，主要仅高出当地煤电电价为0.20元/千瓦时新疆哈密249106480有：风能资源条件、风电场所在地区的左右。但是，由于海上风电机组、施工甘肃酒泉205208220建设条件、风电机组技术和成本、风电和运行成本明显高于陆上风电，则合理河北（坝上）79302379吉林（西部）1540460河北（坝上）79302379吉林（西部）1540460江苏近海5-25米水深线以内海域--1390合4)小结3级及以上风能技术开发量（70米高度26亿千瓦以上，现有技术条件下实际可装机容量可以达到10505亿千瓦。从

风能资源潜力和可利用土地、海域面积等角度看，在现有风电技术条件下，中国风能资源足够支撑10亿千瓦以上风电装机，风电可以成为未来能源和电力结构中的一个重要的组成部分。

场运行管理技术和成本等。根据中国陆上风能资源、建设条件和现有主流的兆瓦级风电机组、风电场运行管理等技术水平，目前陆上风电开发的成本在0.35-0.5/千瓦时左右，0.51-0.61/千瓦时。在现有电价定价机制下，即不考（不考虑风电的环境效益的前提下），风电成本和电价水平高于中国煤电成本和电价水平。沿海等风能资源丰富地区，风电上网标杆电价高出煤电价格的幅度不同。由于风能资源和风电场开发条件较好，“三北”地区目前陆上风电上网标杆电价普0.51-0.54/千瓦时，高出煤电电0.25/千瓦时左右；而东部地区陆

的海上风电电价水平有可能超过当地煤电电价0.3元/千瓦时以上。风电的远距离输送成本的情况下，如果不计算风电的资源、环境效益，风电电0.20-0.25/千瓦时，如果考虑风电替代煤电的资源、环境效益，则风电的成本将与煤电的成本相当。以上的成本和电价分析中没有考虑风电并网和消纳以及远距离输送造成的输电成本增加的情况。不同区域风电并网、消纳和远距离输送导致的总成本增加可能差异显著，大约为0.05~0.3元/千瓦时。（2）未来风电成本下降潜力从全球范围发展趋势来看，在当前可再生能源发电技术中，风电的技术进步和成本预期也比较明确，在今后1020502050205020502425年左右的时间内与常规能源电力相比将的《风能技术路线图》报告，陆上风电0.07-0.130/千瓦时，海上风电的成本为0.11-0.131美元/千瓦时。2005年后，中国风电市场兴起并迅速扩大，目前已经进入规模化发展阶段，2005-2008年由于市场供求平衡等原因，出现了风电开发投资增高和波动的现象，但总体看来，2005年后风电开发投资成本呈现不断下降的趋势。根据年的情况，风电开发的投资成本一般在8000-9000/

2-5），而如果考虑人工和施工价格可能的上涨因素，2020年、20302050年陆地风电开发投资可能分别降至7500、7200、7000/千瓦左右（按照目前不变价格计算）。由于海上风电机组基础、运输安装和输电线路费用较高，如果不考虑陆地土地限制因素，海上风电的投资将一直高于陆上风电成本投资。根据目前国际海上风电投资水平以及中国海上风电特许权招标情况，目前近海风电的投资是陆上风1.5-214000~19000/2020、20302050年降至14000、1200010000/千瓦，详见2-4。

水平是，中国陆地风电运行成本占风电25%0.1/千瓦时。考虑技术进步和人工等成本变化，将目前的陆地风电运行成本数据外推至未来10-40年更为困难，假定陆地风电运行维护成本维持在0.1/千瓦时。海上风电的运行和维护成本主要取决于海上风电场的可达性、机组的可靠性、零部件所涉及的供应链情况。近期由于以项目示范为主和经验欠缺，海上风电的单位度电运行成本要高于陆上风电运行成图2-5中国风电机组价格变化情况及预期70006000

本（根据目前的预期，约为陆上风电的1.5倍），未来近海风电的运行维护成本则将与陆上风电持平，甚至略低于陆2020、203020300.15、0.1/千瓦时。远海风电场采用浮动式基础，投资和运行维护成本将更高。详见2-4。因此，风电机组价格、风电场投资和运行维护成本的降低将相应地拉低风从未来发展来看，陆上风电机组还应有一定的成本下降空间，在风电规模扩大和技术更为成熟后，风电机组单位成本有可能到达到与煤电机组单位成本持平的水平，这样即使考虑今后钢材和铜等原材料上涨和风机技术标准提高带来的成本上升以及其他价格上涨的因素，风电机组价格仍有可能存在20%左右的成本下降空间（以不变价格

风电场的运行和维护成本包括服务、备件、保险、管理和其他费用等，是风电成本的一个重要组成部分。当前中国风电大规模发展刚刚起步，大部分风电场运行时间短，因此成本数据的代表性、可靠性和可用性低，此外，由于各风电开发企业的经验多寡不同、管理理念和方式各异，目前的各风电企业之间的运行成本差别也较大。当前普遍

5000400030002000100002004 2005 2006 2008 2009 2020 （图例：黄圈为主流机型价格，红圈为2.5兆瓦及以上机组价格）

205020502050205020502627电发电成本。与此同时，由于煤炭开采成本和价格的攀升，中国煤电价格的上涨将难以避免。预计到2020年前后，即使不考虑出台化石能源资源税（或环境税、碳税等）的可能性，风电的成本

和价格将与煤电成本和价格相持平，而2020年后，在不考虑风电消纳和远距离输送的情况下，风电价格将低于煤电的价格。

(三)风能开发前景1、研究方法10亿千瓦以上风电的装机。但是，由于各地风能资源条件不同，土地利用条件有差异，电网条件不同，因此不同地区、不同时间、不同风电发展

其一是风电上网电价，即根据建设项目经济评价方法，由计算评估范围内每个网格的年发电量，通过设置内部收益率、单位装机成本等数据，计算出风电上网电价（还本付息电价）。这种电价没有考虑风电并网和输电成本。2010202020302050陆上8000-9000750072002010202020302050陆上8000-9000750072007000

规模下，发展风电的经济代价将不同，为此需要考虑多种因素，确定风电的经

其二是风电全成本电价，即全成本单位投资（元/千瓦）近海14000-19000140001200010000济可开发量。=+当地接入成本和跨省远海-500004000020000区输电成本。其中接入成本指，根据各陆上0.10.10.10.1本研究采用的计算风电经济可开网格与现有最近电网距离计算的并网成运行维护（元/千瓦时）近海0.150.150.10.1发量的基本方法是：利用地理信息系统本。考虑到“三北”地区风电消纳能力远海-0.30.20.1（GIS），根据地形地貌特征、地面观不足，本研究假定未来风电由风能资源陆上0.570.510.480.45测和卫星遥感数据，以及电网分布等资集中的“三北”送端基地向东中部负荷（平均（/千瓦时）近海0.77-0.980.770.60.54料，结合经济评价分析，计算每平方千中心（受端）送电，并根据概念性传输远海->221米的网格单元还本付息电价和实际可装线路计算每千瓦时电的传输成本。输电机容量，进而绘制出七大风电基地的风成本根据设置的送端、受端具体位置及电供应曲线（GSC）。其之间的可行路径和输电等级、适当考虑中间开关站的成本后，按照现行财税由于中国风能资源分布和电力负荷体制和方法参数计算。根据计算的各个区域的不平衡，当某一地区风电规模达网格的发电量及对应的上网电价和全成到一定程度时，风电的并网和长距离输本电价，分别绘制出风电供应曲线。电费用将较高。因此，在分析风电经济205020502050205028292、供应曲线本研究主要计算了目前已经规划的6个陆上和江苏沿海千万千瓦级风电基

地的经济可开发量。一些主要的参数见表2-5。

不考虑接入和输电成本，七大基地的2020年和2030年风电供应曲线如图2-6和图2-7。图2-62020年七大风电基地供应曲线（不含接入和输电成本）22490基地涵盖区域(基地涵盖区域(/千瓦）平均发电小时数（或容量系数）2020 2030 2050

17992赤峰市克什克腾旗翁牛特旗蒙东 阿鲁科尔沁旗通辽市开鲁县科左中旗

7500 7200 7000 3116

49489964498新疆哈密

0蒙西乌兰察市商都县、察右后旗、察蒙西乌兰察市商都县、察右后旗、察右中旗、四子王旗、锡林浩特、包头市达茂旗、固阳县、呼和浩特市武川，乌拉特中旗/后旗、磴口、临河、杭锦后后旗7500720070003192坤县、伊吾 7500 7200 7000 2682

0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

0.9 酒泉市、玉门市、敦煌市、金塔甘肃酒泉县、瓜州县、肃北蒙古县自治县、7200安西县地区710070002831图酒泉市、玉门市、敦煌市、金塔甘肃酒泉县、瓜州县、肃北蒙古县自治县、7200安西县地区710070002831张北县尙义县估源县崇礼县河北 唐保县、丰宁满族自治县、围场吉林 白城市、松原市与四平市 7500 7200 7000 2629吉林 白城市、松原市与四平市 7500 7200 7000 2629响水县滨海县射阳县大丰县江苏 东台市、如东县、南通县及近海20千米范围内海域

7500 7200 7000 283314000 12000 10000 2620

224909924948996注：13000/平方千米

44980

0.250.300.350.400.450.500.550.600.650.700.750.800.850.900.951.001.051.1020502050205020503031考虑接入和输电成本时，2020年和2030年各风电基地的风电供应曲线见图2-8和图2-9。图2-82020年七大风电基地供应曲线（含接入和输电成本）2249099249489964498

不考虑接入和输电成本，七大基地的2020年、2030年预期风电上网电价如表2-6和表2-7。2-62020年预期上网电价（电价元/）蒙东蒙西甘肃酒泉河北吉林边际电价0.4930.4930.4930.4930.493平均电价0.3980.3980.4920.3640.431电价（元/千瓦时）电价（元/千瓦时）蒙东蒙西新疆哈密甘肃酒泉河北吉林江苏00.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

边际电价 0.542 0.542 0.542 0.542 0.542 0.542 0.542平均电价 0.414 0.427 0.535 0.521 0.421 0.471 0.521图2-92030年七大风电基地供应曲线（含接入和输电成本平均电价 0.414 0.427 0.535 0.521 0.421 0.471 0.52122490992494899644980

0.250.300.350.400.450.500.550.600.650.700.750.800.850.900.951.001.051.10

源评估、风电技术水平条件下，如果将0.55/（/千瓦时以内），仅七大基地的风电7亿千瓦的装机水平。20502050205020503233三、风电发展战略目标(一)总体战略目标中国在大规模发展风电方面有良好的风能资源条件、有充足的广阔的土地有分布广泛和技术较为先进的电网以及未来电网进一步完善的发展作为支撑，尤其是，中国未来持续发展的经济和今后一段时期内仍将增长的能源需求，使大规模发展风电既是必须的，又是可行的。确定风电发展战略目标的思路是：风电开发规模和成本下降潜力，结合国家能源和电力需求，以长期战略目标为导向，确定风电发展的阶段性目标和时空布局。1、2020年前考虑到电网基础条件和可能存在的约束，以发展规模化风电市场、建立具有领先技术标准和规范的风电产业体系（含潮间带）风电示范为辅，每年风电新增15002020

2在不考虑跨省区输电成本的条件下，使（煤电技术相持平的水平，风电在电源结构中具有一定的显现度，占电力总装机的5%的电力需求。2、2020～2030风电的成本低于煤电，风电在电力市场中的经济性优势开始显现。但如果考虑跨省区输电成本，风电的全成本仍高于煤电；若考虑煤电的资源环境成本，风电的全成本将低于煤电全成本。风电市场规模进一步扩大，陆海并重发展，每年新增装机在2000万千瓦左右，全国新增装机中，30%左右来自风电。到20304亿千8.4%，15%左右，在满足电力需求、改善能源结构、支持国民经济和社会发展中的作用日益加强。

3、2030～2050风电和电力系统以及储能技术不断进步，风电与电力系统实现很好的融远海风电均有不同程度的发展，每年新3000万千瓦，占全国新增装机的一半左右，到2050年，风电可以为全国提供17%左右的电量，风电装机达到10亿千瓦，在电源结构中约占26%，风电成为中国主力电源之一，并在工业等其他领域有广泛应用。(二)开发情景1、2020年前2020年前中国风电将采取陆上为主、海上示范的开发原则。根据经济可开发量研究分析结果，在不考虑输电线路建设成本的情况下，全国风电装机量2亿千瓦，不含传输成本的电价为0.357/基地的布局情况为：酒泉基地约8500万千瓦，哈密基地约6000万千瓦，蒙900800万千瓦。如果考虑传输线路成本，则边界上网电价约

0.493/千瓦时，在这种情况下，各基地的总装机量分别为：酒泉基地约300410010000万千瓦，河北基地约5100500万千瓦。综合考虑现有电网条件和未来年内的建设规划，以及电力需求情况，2020年风电开发布局，具体是：40002000万千瓦，东北基地3000万千瓦，河北15002000万千瓦，新疆基地2000万千瓦，江苏和山东基地地区各超过1000万千瓦。在总2亿千瓦的装机中，近海风电3000万千瓦，见表3-1。2、2020～20302020-2030年间，采用陆上、近海并重发展风电，并开始远海风电的示范。采用同样的静态分析方法对2030年风电投资成本与电价水平进行分析。根据对各风电基地含传输成本的经济可开发量进行汇总分析，初步估算，当全国装机量达到4亿千瓦时，不含传输成本的电价为0.387元/千瓦时，在这种情况20502050205020503435下，各基地的布局情况为：酒泉基地约130009700蒙东基地约3600万千瓦，蒙西基地约89003000吉林基地约1800万千瓦。如果考虑传0.542元/酒泉基地约4000万千瓦，蒙东基地约930018600地区2010202020302050地区2010202020302050蒙西基地（及周边）65040001000030000蒙东基地（及周边）362200040009000东北基地731300038006000河北基地（及周边）378150027006000甘肃基地（及周边）1442000400012000新疆基地（及周边）1132000400010000东中部及其他地区分布式陆地风电743250050007000近海风电103000600015000远海风电005005000合计31312000040000100000

3、2030～2050上述两个关键时间点即2020、2030年风电规划布局设定过程中，所考虑的集中区域为目前开发的重点——千万千瓦风电基地区域，使用的参数主要来源于对目前不同区域的发电成本分析和经济可开发量研究，包括目前的风电场建设投资及运行维护成本、风资源情况评估结果、电网传输成本等。

开发模式进行调整，在多个重点地区开发风电。届时内蒙地区（含蒙西、蒙东）装机容量应达到4亿千瓦左右，建成若干个连片开发总量达到千万千瓦级的风电基地，新疆、甘肃地区风电装机达到2亿千瓦以上，河北、东北等重点地区风电装机达到1亿千瓦以上，陆上交通条件便利、接入条件较好的成规模风电场

场址基本开发完毕；海上风电装机达到2亿千瓦，其中1.5亿千瓦分布在沿海的各主要省份的近海区域，并且建成一批远海海上风电场，风电发展将向远离生产生活中心的荒漠腹地和远海发展，并随着电力系统的升级改造和技术突破获得进一步发展。2020、2030、2050年风电发展目标和开发布局见表3-1和图3-1。2002000万千瓦，江苏基地约100万千瓦。考虑届时电网输送条件将有较大改观并且多种储能设施将发挥一定的作20201亿千瓦，蒙东基地4000万千瓦，38002700万千瓦，甘肃基地4000万千瓦，新疆4000万千瓦，江苏和山东基地合4000万千瓦。在总计4亿千瓦的装机中，近海风电6000万千瓦，远海风电500万千瓦，见表2-7。

随着风电产业的发展，风电机组及相关产品的技术将得到进一步的提升，海上风电机组的研发工作也将进一步展风电场的建设成本以及运行维护成本都将有所降低。与此同时，风电并网的相关技术难题将被逐步解决，电网建设与运行模式也将趋于完善，电网的消纳能力和传输条件也将得到改善，风电的输送成本也将下降。含传输成本的经济可开发量成果进行评估，初步估计当2050年全国风电总装10亿千瓦时，需要对风电的

表3-1中国风电发展目标和布局（单位：万千瓦）20502050205020503637(三)投资和补贴1、投资成本2020、20302050年的风电发展目标和布局，到2050年风电开发

带来的累计投资将达到12万亿元，见表3-2和图3-2。3-1中国风电发展目标和布局表3-2中国风电预期投资（20103-1中国风电发展目标和布局2010202020302050陆上0.570.510.480.45电价(元/千瓦时)（不考虑远距离输电和储能成 近海0.77-0.980.770.60.54本）远海>221当年总投资（亿元）1234145929824276累计总投资（亿元）31311772638338120962图3-2中国风电预期投资205020502050205038392、财政和补贴费用自2006年后，中国对风电实行了分区域的固定电价制度，并规定风电上网电价高出脱硫燃煤标杆电价的部分，由可再生能源电价附加/可再生能源发展基金支付，此外，根据风电场与已有输电线路距离长短，确定了0.01-0.03元/千瓦时的风电并网补贴标准。2020年前后，陆上风电上网电价将达到与脱硫燃煤标杆电价相持平的水图3-3风电电价补贴所需费用预期

平，根据目前的政策，风电需要的上网电价补贴将在未来十年内先逐渐上升，2015在该种情景下，2011-2020年风电上网电价补贴累计需要2100多亿元。（3-3）。2020年后，所需的风电补贴将主要用于海上风电电价补贴。

排1、能源供应长期以来中国一次能源结构以煤为主，电力结构中煤电占据主导地位，而大规模发展风电可以直接替代煤炭作为燃料消耗，具有非常显著的能源效益。实现本路线图中的目标，则到2020、203020500.40.82万亿千瓦时以上的电量，分别5%、8%、17%以上的电力需求。如果考虑煤电技术更新和进步，发电煤耗和供电煤耗未来有可能进一步降2020、2030、2050年的能源贡献量将达到1.3、2.6、6.6亿吨标准煤，切实为能源和电力结构优化和转型做出贡献。2、温室气体和污染减排风电是清洁、无污染、可持续利用的可再生能源中目前最具竞争力，最有发展前途的能源利用方式之一。从替代煤电的角度，风电大规模发展有显著的

环境效益，当然，其大规模发展也可能对环境产生一些负面影响，如土地占用、噪声、视觉影响、候鸟迁徙、电磁辐射等，但与其他常规发电方式尤其是煤电相比，风电在上述方面的影响较小或是可以避免。2020、2030、20502亿、4亿、10亿千瓦的装机规模时，当年二氧化碳减排量将分别达到36亿和15亿吨3此外，还可以实现年减少二氧化硫排放万、220560万吨。业机会考虑风能资源和可利用土地分布的特点，我国陆上风电基地大都位于“三北”地区，这些地区人口密度和经济发展水平较低，风电建设和后期的运行管理不但将直接带动这些地区的经济发展，增加就业机会，相应地会带动风电制造业向这些地区转移，并且由于风电为当地带来的能源效益，也会推动高耗32020、2030、2050751、727、704/205020502050205041能和其他产业向这些地区转移，为促进西部经济发展做出切实的贡献。而且，风电发展增加了就业机会。

及风电场运行、风电场维护管理技术的进步，未来风电设备制造业仍然是拉动就业的主力，但生产效率的提高会带来

模的扩大，现场人员总数仍会呈现上升2020年、2030

2050年风电带来的就业岗位将分别达到3660万人和723-320092010样统计以及综合考虑中国制造业的平均劳动生产率，目前中国风电每兆瓦装机创造的就业岗位为15个左右，其中设备制造业每兆瓦装机创造约13-14个就业机会，包括风电机组安装运输和维护运营等在内的服务业，每兆瓦创造的就业机会为1.5个左右。考虑行业的规模效应、学习曲线以图3-4风电的二氧化碳减排潜力

单位兆瓦就业岗位需求的降低，预计在2020、20302050年，每兆瓦装机制造业就业人数将分别达到13人、1210人；风电场业主单位现场人员由于风电场运行、维护管理技术的提高以及海上风电的无人值守和大区域管理，风电场单位兆瓦装机用人需求将会有所2020、2030、2050年每兆瓦风电装机将为1.5人、1.1人，但随着风电场数量的增多及风电规

表3-3风电带来的就业岗位预期（单位：万人）分类 2010分类 2010202020302050生产人员 4.354.58.49.1机组制造管理研发销售及市场、 3.6售后服务人员3.76.97.6制造业配套零部 叶片、发电机、轴承、齿件 轮箱变流器塔架法兰、 10.610.920.422.3轮毂等铸件、主轴、其他原材料 钢材聚氨酯玻璃纤维、 4.85.09.310.2安装运输 安装、运输 1.71.692.92.8服务业运营维护 运营、维护 1.3101220合计 26.435.859.772.020502050205020504243四、技术研发示范与部署(RDD&D)本路线图着重对中长期（2030前）（2030-2050年）技术仅作展望，提出一些可能的发展方向。中国风电技术研发、示范和部署应用应结合国际趋势与中国实际，把握风电发展的有利时机，及时跟踪国际技术发展动态，完善和提高技术标准规范，尽快缩短与国际技术的差距，力争走在国际风电技术发展的前列。同时，技术发展要与中国风电发展战略目标、地理状况、气候环境、风

分析标准，逐步建立山地和近海风电场风能资源评估、风尾流以及风电场风功率预报有关的规范化数值计算标准与方法。2020展，建立一整套大型风电场风能资源评估数值模拟计算标准与方法，包括气候学数值模拟计算、尾流计算模型以及应用卫星遥感观测资料的近海风能资源数值模拟计算。20202030年，形成和应用完善的风电场风能数值预报标准化计算方法，包括：短临和短时预报，中

资源数据库，涵盖国家气象局的全国风能资源专业观测网测风数据、地方政府测风数据、企业和科学实验机构测风数据、各省份精细化网格的风能资源数值模拟值、所有省份各风电开发区的风能资源质量等级等。建设风能资源共享服务平台，明确服务机制和范围，尽最大可能共享资源数据资源。

加强各类风资源数据的综合处理和分析，总结中国各种特殊的风况特点，IEC标准中的风电机组等级设定和风模型在各地的适用性，推动修正或补充国际标准，促进完善风电机组设计规范和检测标准，指导风电机组设计和风电场建设，从而使国内风电机组设计得到优化，增加对本土环境的适应能力。该路线图建议采取如下行动 里程碑资源特征、电力负荷分布、电网规划和建设等诸多实际情况相适应，并根据这些实际情况的变化对相关技术做出及时、准确的调整。该路线图建议采取如下行动 里程碑(一)风能资源评价1、改善风能资源评估标准和技术(1)提高完善风能资源评价技术标准首先，加快完善和修订现有风能资源测量有关标准，要求在风能资源观测活动中增加使用先进的探测技术，增加观测项目（如温度梯度、天气现象），明确用于风功率预报的观测项目要求。其次，完善风能资源数值计算与

期和长期趋势预测等标准化技术方法。研究适用于高空风能资源利用的风能资源评价技术。合风电开发技术、区域经济发展、电网水平等制约条件，制定区域风能资源质量评价标准。2、加强风能资源数据库建设和应用服务健全中国各地的风况和其他环境条（的实测和收集2020年建成全国风能

1.形成风资源评估先进方法的标准 2020年2.2.建立全国风能资源数据库 2020年建立风能资源应用服务伙伴关系 2020年205020502050205045(二)风电设备研制里程碑里程碑该路线图建议采取如下行动优化性能并部署5兆瓦以上海上风电机组 2020年持续到持续到2020年及以后2.持续改进创新风电机组关键零部件3.确保关键原材料或替代原料稳定供应 持续到2020年及以后

随着风电技术和海上风电的发展，风电机组的整体趋势是单机容量的大型化和多样化。2011-2015年，3兆瓦以下风电机组是市场的主流机组，目前该功率范围风电机组市场已具备大批量的供应能力，能够满足每年1500-2000万千瓦新增装机的风电需求，3-5兆瓦风电机组主要用于海上风电和部分陆上

段，5-10兆瓦机组主要用于满足该部分市场需求，需年产2200万千瓦。20503兆瓦级以下风电机组开始批量退役，届时对于风电机组的需求将会迎来新的高峰，3-5兆瓦逐渐取3兆瓦以下风电机组成为市场主流的风电机组，年供应能力要求达到3000-5000万千瓦的年供应能力，5-10兆瓦中国风电设备制造业在“十一五”期间取得了快速发展，今后需要适应中国风电开发需求和特点，不断提升大型先进风电机组的研制能力，完善风电设备供应链，并确保风电机组设备的质量和可靠性。

电进入规模化开发阶段，风电机组设备制造商需要达到1800万千瓦的年供应1300万千瓦/500/年，同时，该时期有每年约50万千瓦的风电机组需要退役或接受技术改造。2020-2030

8002015-2020年，5兆瓦以上风电机组开始在海上风电项目中应用，需要保证年100-130万千瓦的供应能力。2030，中国进入海上风电大规模开发阶

机组需达到500-1000万千瓦的年供应能力，深海风电开发应用要求10兆瓦以上风电机组达到100-200万千瓦的年供应能力。（见图4-2）1、风电机组风电机组的市场需求段，陆地风电开发稳步发展，海上风电逐步加速，2020组开始退役，使风电机组的市场需求规2010-2015年，中国年均风电装机1500万千瓦，其中陆上1400/

2400万千瓦的风电机组的生产和供应能力，其中陆上风电机1900/500/3900万千瓦的风电机组需要退役或接受技术改造。2030-20505000万千瓦的风电机组生产和供应能力，其中陆上风44004亿千瓦的风电机组需要退役或接受技术改造（见图4-1）

图4-12010-2050年中国新增和退役风电机组规模预测单位：GW1000750单位：GW1000750408245207163954473395240505495100万千瓦/年。2015-2020年，海上风

2020

2030 2040 2050205020502050205047风电机组的研制201010家企业2.5-3.6兆瓦先进风电机组，5部分企业和科研机构已启动10兆瓦风电机组的研发计划，预计在2020年后进行样机的开发。今后应顺应风电机组单机容量大型化趋势，加强基础研究，逐步掌握大型开发适用于中国特点的大型先进风电机组。从不同功率风电机组的研发方面考虑，20153兆瓦以下风电机组轻量化和环境适应性技术，优化3-55-10兆瓦海上风电机组进行概念设计和关键技术研究；20205MW风电机组的商业化运行，完成5-10兆瓦海上风电机组样机验证，并对10兆瓦以上特大型海上风电机组完成概念设计和关键

如何使整机系统更好满足并网的需求是一个亟待解决的重要课题。2015年优化风电机组特别是双馈型机组的并网能力改造方案，进一步提高故障穿越能力及对电网的无功支持能力；2015-2020年，开发和推广新型风电机组控制系统2020-2030年，电网友好型风电机组技术趋于成熟，并逐步得到全面普及。未来中国海上风电设备技术的发展应从风电设备的可靠性、经济性、环境适应性、运输的便利性以及安装维护的便利性等更多方面综合考虑其中，特别对风电机组抗台风问题提出了很高的要求，为此，要重点研究海上风电机组抗台风策略和采取的措施。2、关键零部件随着风电机组容量不断增加，应根

是调整零部件生产企业的投资结构，加大对紧缺如主轴轴承、变流器等关键零部件的投入，逐步提升零部件的自给能力；二是建立零部件生产与风电系统技术进步的衔接机制，提高零部件企业自身适应研发技术更新的能力；三是加强零部件生产过程的质量控制，构建合格的零部件供应体系。4-22010-20501000800600400200GW0GW

风轮叶片随着风电机组尺寸的增大，叶片将越来越长。在确保叶片大型化的同时，如何优化载荷、减轻重量、提升环境适应性、友好性和运输便利性将成为未来10应大力研发、应用风机叶片的监测控制技术、新型结构、碳纤维和高模高强玻璃纤维等新型材料。随着海上风电的发<5-3-5MW<3MW技术研究。2020-2030年，实现5-10兆瓦海上风电机组的商业化应用，完成特大型海上风电机组（10兆瓦以上）的样机技术验证。

据风电机组研制需求，大力加强叶片技术、传动链技术、控制系统技术和大容量变流器技术的研发和产品研制。在零部件供应链上，着力做好如下工作：一

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2030 2040 2050205020502050205049展，可以考虑采用更高叶尖线速度（至120米/秒）的叶片，开展相关的翼型设计研究和试验验证。值得注意的是，叶片退役后对环境造成的影响可能越来越大，采用可回收利用的热塑性叶片树脂基体等新材料、新工艺很可能成为风电叶片技术的发展方向之一。齿轮箱目前中国齿轮箱的结构基本采用国外技术，对功率分流方式、均载型式等关键技术缺乏深入研究和成熟经验。因10年需加强以上方面的研究，争取在降低增速比、行星轮均载柔性轴设计和降低噪声方面实现技术突破。采用轴承新结构、新材料、新工艺，以解发电机风电机组发电机技术的主要方向是改善并网性能、降低重量。风电机组发电机采用异步发电机或同步发电机。经过逆变器并网变速运行的发电机，其对电网的支持优于直接并网的异步发电机。随着全功率变换技术的进步和成本

的下降，更广泛地应用通过全功率逆变器并网的发电机，例如永磁或电励磁同步电机。随着超导材料在技术和成本方面取得突破，未来中国可能在10兆瓦及以上的风电机组发电机中应用高温超导技术。中高压发电机应用也是未来一个技术方向，从目前的趋势看，3-5兆瓦风电机组将采用中压发电机、而更高兆瓦级的风电机组将普遍采用高压发电机。变流器风电机组容量的增长要求变流器的功率密度不断增加，同时各种风场环境也要求系统有很高的可靠性和方便的维护性，需要采用功率等级更高的半导体器件和模块。此外，随着直驱风电机组的大型、超大型化，需要考虑发电机和变流器的统一优化设计，进一步提高电传动系统的功率密度和效率。塔架目前塔架高度普遍为60米至80米，未来大型风电机组的塔架高度将有可能继续增长，从而增加发电量收益。塔架在进一步加高的过程中，需要重新进行

更为缜密的载荷计算同时考虑其他可行的解决方案，如国外已有企业提出的混凝土下层结构与钢制锥管状塔架相结合的形式。此外，随着海上风电开发的进行，位于潮间带及近海风电场的机组塔架的防腐性能将会受到更大的考验。需针对未来海上风电建设方向和条件，完善风电塔架和基础防腐技术方案，延长20年以上的设计要求。3、关键原材料风电机组生产所需的原材料包括钢、铝、铜、混凝土、玻璃纤维、碳纤维、环氧树脂、永磁材料等。相关研究和数据显示，钢材用量约占机组总重量90%，碳纤维复合材料代表了未来叶片材料的主要发展方向，永磁材料需求将随着直驱风电机组市场规模的的扩大而快速增加，这三类材料的供应应得到更多关注。其他如铜、铝、玻璃纤维等材料的占比和重要性较小，不会影响风电产业的发展。钢材2009年中国新增装机容量达1380

126.67/兆瓦的单位用钢量测算，当年风电产业钢材用量约为1750.38%假定中国风电机组的单位用钢量为126.67吨/未来中国风电机组所用钢材需求量为：2020239.4万吨、2030304万吨、2050627万吨。可以判断，未来很长一段时期，中国的钢材产量能够支撑风电产业的发展。碳纤维材料随着风电机组叶片的大型化和轻质化，未来中国在风电叶片的生产中将更多使用碳纤维。以一台叶片长度为4兆瓦风电机组为例，若采用碳纤维增强环氧树脂制造叶片，3片叶片重量之和接近48吨，据估算，碳纤维4.8吨，则每兆瓦所需碳纤1.22020年、2030年、2050年应用碳纤维的风电机组市场份额22.16%、35.45%、61.7%，届时中国风电叶片制造业的碳纤维需求量将0.531.023.67中国碳纤维的总体水平远落后于发达国20502050205020505051家，不能完全满足风电叶片技术要求和国内市场长期需求。因此，要根据各阶段风电叶片技术及产业的发展需求，着力加大研发力度，加快碳纤维的生产供应能力。稀土永磁材料据测算，每兆瓦风电机组的钕铁

202020302050年使用永磁材料的新增装机占新增总装机容量的比例分别为45%、50%、60%，则届时新增永磁风电装机容量分850.5万千瓦、1200万千瓦、2970万千瓦。假定钕铁硼永磁材料单位用量0.8/兆瓦且保持不变，稀土永磁材料用量分别为0.68万吨、0.96万吨、

(三)风电场开发建设和运行该路线图建议采取如下行动 里程碑该路线图建议采取如下行动 里程碑1.优化复杂地形陆地风电场的规划设计和运行方案 2015年2.2.完全掌握浅海海域风电场设计、建设和运行技术 2020年3.保障海上风电的运输港口和大型船只设备… 持续到2020年及以后硼永磁材料用量约在0.75-0.8吨。以直驱永磁风电机组为例，2009年中国新240万千瓦，则对钕铁硼永磁材料的需求约为吨，仅占当年中国钕铁硼永磁材料产量940002%

2.38万吨。以目前中国已探明的稀土资源储量（约9030万吨）和产量增长趋势来判断，保证未来风电产业所需的永磁材料供应应该不成问题，但成本可能会持续上涨。

1、陆地风电场目前，陆地风电场开发建设技术已比较成熟，未来应重点改进微观选址技术，不断提高风电场特别是复杂地形条件下的风电场的规划、设计和运行水平和可靠性在2015年前能够根据风电基

设计施工2020年以前，中国发展的海上风252015年前中国将基本浅海海域风电场基础、施工和运维的技术，在2020年前完全掌握浅海海域风电场开发、建设和运行技术。单位：万吨3.672.386270.960.530.68单位：万吨3.672.386270.960.530.683042392020 2030 2050数据来源：CWEA分析注:原材料年需求量(吨)=单位装机容量的原材料用量(吨/兆瓦)×年新增装机容量(兆瓦)

永磁材料碳纤维钢材

地规划布局、风电机组排布，提出具有针对性的场内系统设计和优化方案。到2020年，基本全面实现复杂地形条件下的风电场的优化规划设计和运行方案。2、海上风电场海上风电场，特别是远海风电场的开发建设技术仍不成熟，需要根据中国风电场建设规划和条件，尽快开展关键工程技术研究示范，探索远海深海风电场技术。

随着海上风电开发的深入，2020年后启动深海海域的风电场开发。中国目前该领域技术研发尚属空白，需要在2020年前后启动相应的前期技术研究和示范，包括前期的概念研究、仿真试验、模型测试以及真机试验，争取2030年前开始建设深海风电场。港口根据中国临海城市目前的港口和码头配置情况，一方面应协调、配置部分20502050205020505253已有港口的码头可用于风电机组的运输和安装，另一方面对已有港口进行改扩建以满足风电机组运输和安装的需求。中国海上风电建设在2010年正式启动。2015年以前，中国海上风电以探索为主，项目少、离岸距离近，已建成或在建的港口和码头数量基本能够满足海上风电项目建设的需要，但需要协调海上风电项目服务功能与港口其他功能

织等方面已经开展了一定的研究工作，这些研究主要集中在如何利用已有大型海洋工程船舶对风电机组进行运输和安装。近年来，对于海上风电专用船舶的研发和建造也在进行之中。鉴于中国浅水及沿海潮间带的特殊环境、海上风电规划和建设进度、以及目前风电专用船的研发现状等因素，随着海上装机规模的扩张和风电机组机型

(四)风电并网和消纳该路线图建议采取如下行动里程碑该路线图建议采取如下行动里程碑1.建立集中式与分散式相结合的风电功率预测业务体系 2015年2.应用先进输电和电网运行控制技术2.应用先进输电和电网运行控制技术2015年3.实现风电优先高效调度的自动化 2020年4.开始规模化应用先进储能设施4.开始规模化应用先进储能设施2020年的问题。2015个海上风电场同时动工建设，需要在原基础上进行进一步改造、扩建和新建港口。另外，技术进步将使得深海风电开发成为现实，届时海上风电场的离岸距2020年之前扩大很多，可以考虑在适合的岛屿建设风电设备集散基地，从而减少运输和安装受天气影响的不确定性。运输与安装尽管中国海上风电起步较晚，但许多传统的海洋工程和港口工程公司在海上风电机组的运输、安装和海上施工组

的升级，将需要多功能运输船和工程船等运载量更大、稳定性和安全性系数更高、技术含量更高的专用装备。2020年以后，在水深超过50米的远海海域可能启动风电项目，届时需要使用传统海洋工程中的大型浮吊和运输驳船，并具备更先进的操纵性、更强的天气环境适应能力。

消纳大规模风电的要求，结合电力系统运行管理和电力体制机制的改革创新，按照能源转型和构建风电与电力系统协调发展的总体要求，大力开发应用“电网友好型”风电技术、风电场功率预测预报技术、优化调度技术、远距离输电技术和大容量储能技术。1、风电机组和风电厂2020风力发电技术，通过对风电机组实施技术规范、并网检测和型式认证等措施，/风电场普遍具备更加良好

的电网适应能力，包括（基于功率预测的）有功功率变化率控制、无功功率调节、低电压穿越调节和抗干扰能力等，配置合理的二次系统、相关控制系统，使风电场具备可测、可控、可调的能力，实现风电与电2030年前，加强研发和示范先进储能装置和辅助设备。在2030年后，实现规模化先进储能技术、分布式风电系统的广泛开发和应用风电机组通过分布式系统直接向终端用户供电，或采用与其他形式发电机组成混合供电系统。205020502050205054552、风电功率预测预报技术率预测将成为电力系统不可或缺的组成部分，对于调度安排系统的发电计划、保证电力系统的安全稳定运行、降低备用容量和运行成本以及对电力市场进行有效的管理等都具有重要意义。研究部署风电功率预测预报技术，提高超短期和短期风电功率预测的精度，为电力系统的经济调度运行提供更精确的服务，以促进最大限度的接收风电量。20152020年前，研发和应用重点是充分运用各种成熟的统计预报技术，重点开发应用研发陆地风电场的超（4小时以内（48小时以内）,组织电网调度机构、气象部门、风电场共同建立集中式与分散式相结合的风电功率预测业务体系，2015年以后为风电调度提供有效支持。20202030年，继续提高风电功率预测预报精度，研发应用月、完善海洋风电预测预报服务体系，建立满足各类、各时段需求的风电功率中长

期预报业务体系。到2030年以后，风电功率预测预报技术全面普及应用，使风电功率预测预报成为智能调度体系的重要支撑。3、风电接入和远距离输送风电的大规模集中开发和远距离输送，特别是海上风电场的输电方式，除采用传统的交流输电方式、继续完善电网设施和运行技术外，逐步更多采用柔性直流、高压直流、超导和低频输电等新型输电方式。2020年前，加快普及应用动态无功补偿、串补/可控串补、可控高抗、自动电压控制（AVC）等先进技术，提高风电外送能力、提高安全稳定水平。对海上风电场，近期可采用适合小容量、近距离海上风电场的交流传输并网方式。随着逐步建设额定容量达到几十万千瓦、且离岸距离较远时的大型海上风电场，加快开发应用柔性直流输电技术。2020年后，有效解决现有特高压输电工程的制约因素，发挥最大效率和经济性优势，使特高压输电在逐步成为

风电大规模开发的有力保障。在2030年后，争取实现超导电力技术在风电接入和输送领域的应用。4、电力调度技术电网调度控制技术是电力系统建设的重要部分，对于提高资源优化配置能力具有重要作用。风电等波动性可再生能源的大规模开发对发展智能调度技术提出了更高要求。应加强风电场风电机组的运行统计和分析工作，准确掌握风电运行特点，积极开展风电调度技术和策略研究，不断提高风电调度精细化水平。总体来看，结合智能电网技术的开发应用，未来电网调度控制技术将向一体化分布协调控