1 资源分布及发展现状
中国幅员辽阔，风能资源丰富，风能资源的技术可开发总量为 28.6 亿 kW，考虑到实际可利用 的土地面积等因素，可利用的陆地上风能储量约 80GW （8 亿 kW），近海可利用的风能储量有 15GW， 共计约 95GW。如果陆上风电年上网电量按等效满负荷 2,000 小时/年计，则每年可提供 1.6 万亿 kWh 的电量，近海风电年上网电量按等效满负荷 2,500 小时/年计，每年可提供 3750 亿 kWh 的电量，合 计约 2 万亿 kWh 的电量，相当于 2004 年全国的用电量。但从资源分布方面分析，我国风能资源分 布较广，且不均匀，其中较丰富的地区主要集中以下地区（中国气象局，2006）：1) 三北（东北、华北、西北）地区丰富带，风能功率密度在 200～300 瓦/m2以上，有的可以 达到 500 瓦/m2以上。2) 沿海及其岛屿地区丰富带，有效风能功率密度在 200 瓦/m2以上，台山、平潭、东山等沿海 岛屿风能功率密度在 500 瓦/m2以上。3) 内陆风能丰富地区，风能功率密度一般在 100 瓦/m2以下，但部分地区由于湖泊和特殊地形 的影响，风能资源也较丰富，但只限于很小的范围之内。
由此可见，我国风能资源多集中在人口稀少、经济发展欠发达地区，这些地区的电力负荷通常 要远远小于东南沿海地区。因此，尽管我国风能资源丰富，但其开发利用、上网及与电力负荷的匹 配之间仍存在很大不匹配性，这为我国风能资源的大规模开发利用带来了障碍。
自 1986 年建设山东荣成第一个示范风电场至今，经过近 25 年的努力，中国的风电场装机规模 不断扩大。自 2005 年 2 月《可再生能源法》颁布之后，风电开始迅猛发展，特别是“十五”和“十 一五”期间，中国风电发展提速，总装机容量从 2005 年的 126 万 kW 增长到 2008 年底的 1217 万 kW，年增长率超过 100%（中国能源网，2009）。据初步计算，2009 年中国风电仍然保持快速发展 状态，年内新增装机超过 13GW，连续 4 年实现增速 100%（图 1.3）。
2 技术发展
提高效率、降低成本一直是风电技术发展的努力方向。目前，提高风电成本效益的技术手段可 从以下两方面入手：①向大规模风机升级；②改善设计方法，使其适应当地的风能运行环境，例如 改善电机、减速箱、叶片设计和叶片材料、控制系统，促进整体性能等。风电技术的发展主要体现 在以下几方面：
风机规模——在过去 20 年中，风机单机的规模基本呈现线性增长趋势，目前已达到 5～6MW（见 图 1.4），风机转子直径达到 126 米，风电技术快速发展（IEA，2008）。通过改进叶片材料（利用环 氧树脂基和玻璃纤维来减轻风机重量，同时提高负荷强度）、采用低速直趋发电机（在大规模风机中 采用直趋技术是指在低速发电机中应用单阶驱动技术，从而降低发电机的直径尺寸；另外分布式驱 动系统也可有效降低重量和尺寸）、对驱动和转子负荷实施反馈控制等技术，未来风机的规模仍有上 升的空间（R. Thresher, A. Laxson, 2006）。但是值得注意的是交通工具对大型风机运输安装的限 制将随着风机规模的增大而愈加突出。
1996 年以来，我国新增风电机组的单机容量基本上以 750～850kW 为主，从 2007 年开始，新 增风电机组转为以兆瓦级为主。目前，国产风电机组单机容量已达到 1.5MW、2MW 甚至更高（蒋 丽萍，2008）。代表技术发展方向的兆瓦级直驱式变速恒频风电机组和兆瓦级双馈式变速恒频风电机 组已实现批量生产，其轴承、变流器及控制系统等核心技术仍然依靠国外厂家。
安装——风机规模的增大会对其安装带来很大影响。转子直径的增加和人们希望通过增加塔筒 高度以将转子置于更高风速的位置都将提高轮毂的高度。目前，风机轮毂高度已从 65 米增加到 80～ 100 米（2.5～3.5MW）。 而随着轮毂质量和塔筒高度的增加，塔筒的直径也必然随之增加，同时塔筒 的厚度也必然增厚以承担更大的挠度和折断载荷，这些都增加了风机的安装成本。为了降低使用大 型吊车的高成本，目前对于风机塔筒的设计进行了新的探索：一方面是利用可伸缩或自行架设塔筒， 这种设计使得发动机舱和转子的安装接近地面，然后使用利用水力学原理将机舱和塔筒升至其运行 高度。另一方面是寻求利用塔筒的安装轨道将机舱和转子运输到塔架顶部，这种方法具有可将机舱 降至地面进行全面修理的额外优势，从而减少了大型起重机的使用成本。而采用新型复合材料和优 化结构的塔筒可降低系统重量，在保证稳固的前提下减少生产和运输成本。
控制系统——控制系统是风电机组关键的核心零部件，在我国过去没有相关产业基础的尖端技 术。未来中国市场将需要兆瓦级及以上变浆变速恒频风力发电机组控制系统。另外，具有干扰容纳 控制（DAC, disturbance accommodating control）和周期控制的全状态反馈技术也开始应用。该技术 是通过控制环将风机的状态实时反馈，从而决定实施何种控制，达到降低系统负荷的目的。
海上风电技术——由于陆地资源的逐渐稀少，而海上风能资源已被确认具有丰富的储量，因此 海上风电的发展呈现出一派繁荣景象。海上风机一般单机较大，因此对可靠性的要求更高，同时其 维护和运营比陆地风电更加复杂。国内厂商主流机型为双馈式；而金风和湘电则采用直驱式机型。 另外，风力和海浪负荷及海底状况的勘察对未来海上风电的发展也具有至关重要的影响。目前急需 的技术是开发成本低的浮动或固定平台，为海上发电提供负担得起的、可靠的平台系统。
综上所述，21 世纪初以来，风电技术面临的挑战主要是在风速较低而用电负荷较大的地区实现 风力发电具有成本效益，同时尽量避免电力输送的障碍。这些挑战要求风机增加高度，以在低风速 地区增加风能获取量；以及积极探索在浅海甚至深海地区发展海上风电技术。未来技术的突破点为： 特殊设计的永磁发电机（钕－铁－硼永磁材料的选用，可以使钢的磁通密度接近的铜线圈的磁通密 度铁，同时不增加设备质量，规模及成本）、具有更佳性能和更强可靠性的变速电力电子电源转换器、更小更轻的减速箱、能够更好预测载荷变化，适应更广阔气候变化的空气动力学和结构动力学代码、 用环氧树脂基等高级材料制成的叶片、能够减少机器符合但不增加成本的控制技术、利用高级合成 材料制造的新塔筒、建立在浮动平台上的海上风机、改进的海上电力收集系统（R. Thresher, A. Laxson， 2006） 。
3 成本分析
风电总成本的 75%均与前期成本相关，包括风机、基建、电子设备、联网等。因此与化石能源 发电技术不同，风电是资本密集型技术。根据欧洲风能协会的计算，依据资源条件不同，陆上风电 的投资成本在 800～1150 欧元/千瓦，发电成本在 4～7 欧分/千瓦时；海上风电的投资成本在 1250～ 1800 欧元/千瓦，发电成本在 7.1～9.6 欧分/千瓦时。中投证券发表研究报告的分析结果表明：目前 风电场的建设投资基本在每千瓦 8000～10000 元人民币，按照 30%的自有资金投资，等效满负荷利 用小时数1800小时计算，测算出5万千瓦风电场度电成本为0.43～0.53元/千瓦时（中投证券，2009） 。
中国政府把风电上网标杆电价按地市级行政边界分 4 个等级：0.51 元/kWh、0.54 元/kWh、0.58 元/kWh 和 0.61 元/kWh，因此，目前我国风电成本已经低于发改委标杆电价（关于完善风力发电上网电价政 策的通知，2009）。根据世界风能理事会最近对风力发电成本下降趋势进行的研究表明，风力发电成本的下降中 60% 依赖于规模化发展，40%依赖于技术进步，而随着规模的增加，未来中国风电成本有进一步下降的空间。
一般陆上风机的基础施工费用约占总投资的 10%，而海上基础施工费用高达总投资的 40%以上， 从而导致了海上风电投资成本比陆上同类风机高出 50～100%。即使海上风速条件好（一般高出陆地 20～40%），相应的每千瓦时的发电成本也要提高 2～4 欧分。依据欧洲风能协会计算的海上风电和 陆上风电的成本比较，可以近似说明两者的差距，即海上风电成本比陆上高出 30%左右。如果再考 虑海底电缆输电等费用，海上风电成本可能高出陆上 50%左右。
4 发展潜力
风电是我国除水电外成本最低的可再生能源资源，近几年风电的超速发展更是引起了政府、企 业、社会的广泛关注。根据最新的研究，中国提出建设千万千瓦级风电基地思路，落实了“建设大 基地，融入大电网”的发展方针，其中对于风电的具体规划如下：1）甘肃酒泉地区启动的千万千瓦风电基地规划，制定目标 1100 万 kW；2）新疆哈密地区规划建设 1100 万 kW；3）内蒙古规划建设 5700 万 kW，其中蒙西 2700 万 kW，蒙东 3000 万 kW；4）河北规划在沿海和北部地区共建设 1000 万 kW；5）吉林规划在西部地区建设 2300 万 kW；6）江苏规划建设 1000 万 kW 海上风电基地；7）山东也规划在沿海建设 1000 万 kW。
七个千万千瓦级风电基地规划加上其他省区的规划容量到 2020 年达到 1.5 亿 kW，到 2030 年有 望达到 3.2 亿 kW。
