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。

    四、政策建议

    1.加强风电前期工作。建立风电正常的前期工作经费渠道，每年安排一定的经费用于风电场风能资源测量、评估以及预可研设计等前期工作，满足年度开计划对风电场项目的需要。

    2.制定“可再生能源法”的实施细则，规定可操作的政府合理定价，按照每个项目的资源等条件，以及投资者的合理回报确定上网电价。同时也要规定可操作的全国分摊风电与火电价差的具体办法。

    3.加速风电机组本地化进程,通过技贸结合等方式，本着引进、消化、吸收和自主开发相结合的原则，逐步掌握兆瓦级大型风电机组的制造技术。引进国外智力开发具有自主知识产权的机组，开拓国际市场。

    4.建立风电制造业的国家级产品检测中心、质量保证控制体系以及认证制度，不断提高产品质量，降低成本，完善服务。

    5.制定适应风电发展的电网建设规划，研究风电对电网影响的解决措施。

    五、“十一五”和2020年风电规划

    我国电源结构70%是燃煤火电，而且负荷增长迅速，环境影响特别是减排二氧化碳的压力越来越大，风能是清洁的可再生能源，我国资源丰富，能够大规模开发，风电成本逐年下降，前景广阔。风电装机容量规划目标为2005年100万千瓦，2010年400～500万千瓦，2020年2000～3000万千瓦。

    2004年到2005年，“十五计划”后半段重点建设江苏如东和广东惠来两个特许权风电场示范项目，取得建设大规模风电场的经验，2005年底风力发电总体目标达100万千瓦。

    2006年到2010年。“十一五规划”期间全国新增风电装机容量约300万千瓦，平均每年新增60~80万千瓦，2010年底累计装机约400～500万千瓦。提供这样的市场空间主要目的是培育国内的风电设备制造能力，国家发展改革委于2005年7月下发文件，要求所有风电项目采用的机组本地化率达到70%，否则不予核准。此后又下发文件支持国内风电设备制造企业与电源建设企业合作，提供50万千瓦规模的风电市场保障，加快制造业发展。