风电知识（精选8篇）
风电场的风力机通常有２片或３片叶片，叶尖速度50～70ｍ／ｓ，具有这样的叶尖速度，3叶片叶轮通常能够提供最佳效率，然而2叶片叶轮仅降低2～3％效率。甚至可以使用单叶片叶轮，它带有平衡的重锤，其效率又降低一些，通常比2叶片叶轮低6％。尽管叶片少了，自然降低了叶片的费用，但这是有代价的。对于外形很均衡的叶片，叶片少的叶轮转速就要快些，这样就会导致叶尖噪声和腐蚀等问题。更多的人认为3叶片从审美的角度更令人满意。3叶片叶轮上的受力更平衡，轮毂可以简单些，然而2叶片、1叶片叶轮的轮毂通常比较复杂，因为叶片扫过风时，速度是变的，为了限制力的波动，轮毂具有翘翘板的特性。翘翘板的轮毂，叶轮链接在轮毂上，允许叶轮在旋转平面内向后或向前倾斜几度。叶片的摆动运动，在每周旋转中会明显的减少由于阵风和剪切在叶片上产生的载荷。
叶片是用加强玻璃塑料（GRP）、木头和木板、碳纤维强化塑料（CFRP）、钢和铝构成的。对于小型的风力发电机，如叶轮直径小于５米，选择材料通常关心的是效率而不是重量、硬度和叶片的其它特性。对于大型风机，叶片特性通常较难满足，所以对材料的选择更为重要。
世界上大多数大型风力机的叶片是由GRP制成的。这些叶片大部分是用手工把聚脂树脂敷层，和通常制造船壳、园艺、游戏设施及世界范围内消费品的方法一样。其过程需要很高的技术水平才能得到理想的结果，并且如果人们对重量不太关心的话，比如对于长度小于２０米的叶片，设计也不很复杂。不过有很多很先进的利用GRP的方法，可以减小重量，增加强度，在此就不赘述了。玻璃纤维要较精确的放置，如果把它放在预浸片材中，使用高性能树脂，如控制环氧树脂比例，并在高温下加工处理。当今，出现了简单的手工铺放聚脂，通过认真地选择和放置纤维，为GRP叶片提供了降低成本的途径。
偏航系统
风力机的偏航系统也称为对风装置，其作用在于当风速矢量的方向变化时，能够快速平稳地对准风向，以便风轮获得最大的风能。
小微型风力机常用尾舵对风，它主要有两部分组成，一是尾翼，装在尾杆上与风轮轴平行或成一定的角度。为了避免尾流的影响，也可将尾翼上翘，装在较高的位置。
中小型风机可用舵轮作为对风装置，其工作原理大致如下：当风向变化时，位于风轮后面两舵轮（其旋转平面与风轮旋转平面相垂直）旋转，并通过一套齿轮传动系统使风轮偏转，当风轮重新对准风向后，舵轮停止转动，对风过程结束。
大中型风力机一般采用电动的偏航系统来调整风轮并使其对准风向。偏航系统一般包括感应风向的风向标，偏航电机，偏航行星齿轮减速器，回转体大齿轮等。其工作原理如下：风向标作为感应元件将风向的变化用电信号传递到偏航电机的控制回路的处理器里，经过比较后处理器给偏航电机发出顺时针或逆时针的偏航命令，为了减少偏航时的陀螺力矩，电机转速将通过同轴联接的减速器减速后，将偏航力矩作用在回转体大齿轮上，带动风轮偏航对风，当对风完成后，风向标失去电信号，电机停止工作，偏航过程结束。
风机的发电机
所有并网型风力发电机通过三相交流（AC）电机将机械能转化为电能。发电机分为两个主要类型。同步发电机运行的频率与其所连电网的频率完全相同，同步发电机也被称为交流发电机。异步发电机运行时的频率比电网频率稍高，异步发电机常被称为感应发电机。
感应发电机与同步发电机都有一个不旋转的部件被称为定子，这两种电机的定子相似，两种电机的定子都与电网相连，而且都是由叠片铁芯上的三相绕组组成，通电后产生一个以恒定转速旋转的磁场。尽管两种电机有相似的定子，但它们的转子是完全不同的。同步电机中的转子有一个通直流电的绕组，称为励磁绕组，励磁绕组建立一个恒定的磁场锁定定子绕组建立的旋转磁场。因此，转子始终能以一个恒定的与定子磁场和电网频率同步的恒定转速上旋转。在某些设计中，转子磁场是由永磁机产生的，但这对大型发电机来说不常用。
感应电机的转子就不同例如，它是由一个两端都短接的鼠笼形绕组构成。转子与外界没有电的连接，转子电流由转子切割定子旋转磁场的相对运动而产生。如果转子速度完全等于定子转速磁场的速度（与同步发电机一样），这样就没有相对运动，也就没有转子感应电流。因此，感应发电机总的转速总是比定子旋转磁场速度稍高，其速度差叫滑差，在正常运行期间。它大概为1%。
同步发电机和异步发电机
将机械能转化为电能装置的发电机常用同步励磁发电机、永磁发电机和异步发电机。同步发电机应用非常广泛，在核电、水电、火电等常规电网中所使用的几乎都是同步发电机，在风力发电中同步发电机即可以独立供电又可以并网发电。然而同步发电机在并网时必须要有同期检测装置来比较发电机侧和系统侧的频率、电压、相位，对风力发电机进行调整，使发电机发出电能的频率与系统一致；操作自动电压调压器将发电机电压调整到与系统电压相一致；同时，微调风力机的转速从周期检测盘上监视，使发电机的电压与系统的电压相位相吻合，就在频率、电压、相位同时一臻的瞬间，合上断路器将风力发电机并入系统。同期装置可采用手动同期并网和自同期并网。但总体来说，由于同步发电机造价比较高，同时并网麻烦，故在并网风力发电机中很少采用。
控制监测系统
风力机的运行及保护需要一个全自动控制系统，它必须能控制自动启动，叶片桨距的机械调节装置（在变桨距风力机上）及在正常和非正常情况下停机。除了控制功能，系统也能用于监测以提供运行状态、风速、风向等信息。该系统是以计算机为基础，除了小的风力机，控制及监测还可以远程进行。控制系统具有及格主要功能：
1、顺序控制启动、停机以及报警和运行信号的监测
2、偏航系统的低速闭环控制
3、桨距装置(如果是变桨距风力机)快速闭环控制
4、与风电场控制器或远程计算机的通讯
风机传动系统
叶轮叶片产生的机械能有机舱里的传动系统传递给发电机，它包括一个齿轮箱、离合器和一个能使风力机在停止运行时的紧急情况下复位的刹车系统。齿轮箱用于增加叶轮转速，从20~50转/分到1000~1500转/分，后者是驱动大多数发电机所需的转速。齿轮箱可以是一个简单的平行轴齿轮箱，其中输出轴是不同轴的，或者它也可以是较昂贵的一种，允许输入、输出轴共线，使结构更紧凑。传动系统要按输出功率和最大动态扭矩载荷来设计。由于叶轮功率输出有波动，一些设计者试图通过增加机械适应性和缓冲驱动来控制动态载荷，这对大型的风力发电机来说是非常重要的，因其动态载荷很大，而且感应发电机的缓冲余地比小型风力机的小。
异步发电机
永磁发电机是一种将普通同步发电机的转子改变成永磁结构的发电机，常用的永磁材料有铁氧体（BaFeO）、钐钴5(SmCo)等，永磁发电机一般用于小型风力发电机组中。
异步发电机是指异步电机处于发电的工作状态，从其激励方式有电网电源励磁发电（他励）和并联电容自励发电（自励）两种情况。电网电源励磁发电：是将异步电机接到电网上，电机内的定子绕组产生以同步转速转动的旋转磁场，再用原动机拖动，使转子转速大于同步转速，电网提供的磁力矩的方向必定与转速方向相反，而机械力矩的方向则与转速方向相同，这时就将原动机的机械能转化为电能。在这种情况下，异步电机发出的有功功率向电网输送；同时又消耗电网的无功功率作励磁作用，并供应定子和转子漏磁所消耗的无功功率，因此异步发电机并网发电时，一般要求加无功补偿装置，通常用并列电容器补偿的方式。
２、并联电容器自励发电：并联电容器的连接方式分为星形和三角形两种。励磁电容的接入在发电机利用本身的剩磁发电的过程中，发电机周期性地向电容器充电；同时，电容器也周期性地通过异步电机的定子绕组放电。这种电容器与绕组组成的交替进行充放电的过程，不断地起到励磁的作用，从而使发电机正常发电。励磁电容分为主励磁电容和辅助励磁电容，主励磁电容是保证空载情况下建立电压所需要的电容，辅助电容则是为了保证接入负载后电压的恒定，防止电压崩溃而设的。
通过上述的分析，异步发电机的起动、并网很方便且便于自动控制、价格低、运行可靠、维修便利、运行效率也较高、因此在风力发电方面并网机组基本上都是采用异步发电机，而同步发电机则常用于独立运行方面。
偏航系统的设计
根据调向力矩的大小，可以进行齿轮传动部分的设计计算。当驱动回转体大齿轮的主动小齿轮的强度不能满足时，可选用两套偏航电机－－－行星齿轮减速器分置于风轮主轮的两侧对称布置，每个电机的容量为总容量的一半。齿轮传动计算可按开式齿轮传动计算，其主要的磨损形式是齿面磨损失效，如调向力矩较大，除按照弯曲强度计算之外，应计算齿面接触强度。
值得注意的是，大多数风机的发电机输出功率的同轴电缆在风力机偏航时一同旋转，为了防止偏航超出而引起的电缆旋转，应该设置解缆装置，并增加扭缆传感器以监视电缆的扭转状态。位于下风向布重的风轮，能够自动找正风向。在总体布置时应考虑塔架前面的重量略重一些，这样在风机运行时平衡就会好一些。
电机的切换
根据风速决定是选择小发电机并网发电，还是选择大发电机空转，若风速低于8米/秒，则小发电机并网运行且风机运行状态切换到“投入G2”。如果风速高于8米/秒，则选择“空转G1”运行状态。
投入G2：
小发电机接触器闭合，发电机并网电流由可控硅控制到350A。一旦投入过程完成，可控硅切除，风机切换到“运行G2”状态。
风电投入小发电机发电，如果平均输出功率在某一单位时间内太低，这是小发电机断开且风机切换到“等待重新支转”的状态。如果平均输出功率超过了限定值110KW，则小发电机切除，风机运行状态切换到“G1空转”。
G1空转：
风机等待风速达到投入大电机的风速，一旦达到这个风速则风机就切换到“投入G1”状态。
投入G1：
大发电机的接触接通。发电机的并网电流由可控硅将其限定在350A。投入过程一结束，可控硅切除，风机切换到“运行G1”状态。
运行G1
风机的大电机投入发电，如果功率输出在一定的时间内少于限定值80KW，大发电机切除，风机的运行状态切换到“切换G11-G12”状态。
切换G1-G2
大发电机的接触器切除小发电机的接触器接通，可控硅将发电机的电流限定到700A，一旦投入过程完成，可控硅切除，风机转为“运转G2”状态。
等待再投入
如果小发电机的出力小于限定值，则此运行状态动作。此状态下，小发电机的接触器被切除，如果风速有效，风机就切换到“投入G2”状态，如果风速低于限定值，风机将切换到“空转G2”状态。
风机工作状态之间转变
风机工作状态之间转变
说明各种工作状态之间是如何实现转换的。
提高工作状态层次只能一层一层地上升，而要降低工作状态层次可以是一层或多层。这种工作状态之间转变方法是基本的控制策略，它主要出发点是确保机组的安全运行。如果风力发电机组的工作状态要往更高层次转化，必须一层一层往上升，用这种过程确定系统的每个故障是否被检测。当系统在状态转变过程中检测到故障，则自动进入停机状态。
当系统在运行状态中检测到故障，并且这种故障是致命的，那么工作状态不得不从运行直接到紧停，这可以立即实现而不需要通过暂停和停止。
下面我们进一步说明当工作状态转换时，系统是如何动作的。
1．工作状态层次上升
紧停→停机
如果停机状态的条件满足，则：
1)关闭紧停电路；
2)建立液压工作压力；
3)松开机械刹车。
停机→暂停
如果暂停的条件满足，则，1)起动偏航系统；
2)对变桨距风力发电机组，接通变桨距系统压力阀。
暂停→运行
如果运行的条件满足，则：
1)核对风力发电机组是否处于上风向；
2)叶尖阻尼板回收或变桨距系统投入工作；
3)根据所测转速，发电机是否可以切人电网。
2．工作状态层次下降
工作状态层次下降包括3种情况：
(1)紧急停机。紧急停机也包含了3种情况，即：停止→紧停；暂停→紧停；运行→紧停。其主要控制指令为：
1)打开紧停电路；
2)置所有输出信号于无效；
3)机械刹车作用；
4)逻辑电路复位。
(2)停机。停机操作包含了两种情况，即：暂停→停机；运行→停机。
暂停→停机
1)停止自动调向；
2)打开气动刹车或变桨距机构回油阀(使失压)。
运行→停机
1)变桨距系统停止自动调节；
2)打开气动刹车或变桨距机构回油阀(使失压)；
3)发电机脱网。
(3)暂停。
1)如果发电机并网，调节功率降到。后通过晶闸管切出发电机；
2)如果发电机没有并入电网，则降低风轮转速至0。
(三)故障处理
工作状态转换过程实际上还包含着一个重要的内容：当故障发生时，风力发电机组将自动地从较高的工作状态转换到较低的工作状态。故障处理实际上是针对风力发电机组从某一工作状态转换到较低的状态层次可能产生的问题，因此检测的范围是限定的。
为了便于介绍安全措施和对发生的每个故障类型处理，我们给每个故障定义如下信息：
1)故障名称；
2)故障被检测的描述；
3)当故障存在或没有恢复时工作状态层次；
4)故障复位情况(能自动或手动复位，在机上或远程控制复位)。
(1)故障检测。控制系统设在顶部和地面的处理器都能够扫描传感器信号以检测故障，故障由故障处理器分类，每次只能有一个故障通过，只有能够引起机组从较高工作状态转入较低工作状态的故障才能通过。
(2)故障记录。故障处理器将故障存储在运行记录表和报警表中。
(3)对故障的反应。对故障的反应应是以下三种情况之一：
1)降为暂停状态；
2)降为停机状态；
3)降为紧急停机状态。
4)故障处理后的重新起动。在故障已被接受之前，工作状态层不可能任意上升。故障被接受的方式如下：
如果外部条件良好，一此外部原因引起的故障状态可能自动复位。一般故障可以通过远程控制复位，如果操作者发现该故障可接受并允许起动风力发电机组，他可以复位故障。有些故障是致命的，不允许自动复位或远程控制复位，必须有工作人员到机组工作现场检查，这些故障必须在风力发电机组内的控制面板上得到复位。故障状态被自动复位后10min将自动重新起动。但一天发生次数应有限定，并记录显示在控制面板上。
国产大型风电机组研发滞后
“我国风电机组的研发是20世纪70年代末起步的, 但当时不具备国产化的能力。进入80年代, 才真正开始发展, 可生产的也只是离网型的单机小型风力发电机, 主要用于新疆、内蒙古等偏远地区的农牧民生活用电, 发电量很小。”中国水电工程顾问集团公司专家委员会委员施鹏飞介绍说。
中国可再生能源学会风能专业委员会统计数据显示, 截至2007年底, 全国电力装机容量达71 329万k W, 其中风电累计装机容量590.6万k W, 只占电力总装机容量的0.83%。在风电产品市场, 2007年, 外资企业产品占52.8%, 占据了大半江山。
据了解, 目前德国是全球风电技术最为先进的国家, 出口已成为德国风电设备公司的主要增长点。据施鹏飞介绍, 目前, 我国还没有经过20年以上的野外运行考验的国产化成熟机型, 在2.5M W级以上的超大型机组的研制还处于样机阶段。
“风力发电机组的研发和风能产业的开发在国内起步较晚, 产业链尚不成熟, 大部分控制软件、风机零部件仍需进口, 与国外相比还存在较大差距。”北海市银河艾万迪斯风力发电有限公司工程师谢元峰说。
核心技术缺乏影响风电产业发展
施鹏飞指出, 在过去30多年里, 我国风电产业发展缓慢主要是因为核心技术缺乏。此外, 风电场运行经验不足、资金投入大等因素也影响了风电产业的发展。2006年, 各项关于可再生能源开发的相关法规和政策的出台, 让我国一些有实力的企业看到了风能开发的广阔市场, 于是纷纷开始加大对风电技术研发的投资力度。
据龙源电力集团公司总经理谢长军介绍, 近几年我国加大了对风电技术研发的投入, 但还远远不够。风电技术是一门综合性技术, 涉及气候、气动、机械设计制造、控制等较多技术门类和领域。
据中船重工 (重庆) 海装风电设备有限公司总经理余绍清介绍, 风机研发的关键技术在于风电机组的系统集成和整机的设计制造。其中变频器是风电机组的核心部件, 在改变电流频率、稳定输出电压频率等方面起着关键作用。但目前, 国内企业在变频器、控制器等关键零部件上还很少有成熟的产品, 主要依赖进口, 难以形成自主知识产权。
由于核心技术尚未成熟, 很多国产风电产品性能不是很好, 企业更愿意采用国外质量有保证的产品。“目前, 购买国外风电设备每千瓦最少要7000元, 如果用具有自主知识产权的产品, 可降低成本20%～30%。”施鹏飞指出。
自主创新加快风电产业发展步伐
针对以上问题, 谢长军指出, 政府应加大对企业的扶持力度, 鼓励企业开展原创性技术研究。同时, 风电企业应尽快掌握风机设计的核心技术, 并完成国产化改造, 最终形成自主知识产权。另外, 企业还要特别注重产品质量, 加强工艺管理, 提高产品在室外恶劣环境中运行的可靠性。
2007年6月, 《可再生能源中长期发展规划》公布实施。其中指出, 到2020年, 建立起完善的可再生能源技术和产业体系, 形成以自有知识产权为主的可再生能源装备能力。
我国海上风电将进入加速发展期
根据BTM咨询公司的统计报告，截至2010年年底，全球海上风电累计装机355.4万千瓦，大部分位于欧洲。其中2010年全球新增海上风机144.4万千瓦，是2009年的2倍以上，欧洲海上风电装机增长近50％。预计今年海上风电将新增装机140万千瓦；到2015年，全球海上风电装机容量达到2600万千瓦。
中国可再生能源学会风能专委会副理事长施鹏飞认为，与陆上风电超高速发展相比，我国的海上风电尚处于起步和探索阶段。
目前，我国的海上风电装机容量达到14.25万千瓦，占国内风电装机总容量的比例不到1％。我国已建和在建的海上风电项目有上海东海大桥10万千瓦项目、江苏大丰潮间带30万千瓦示范项目以及去年政府首轮100万千瓦海上风电招标项目。与2010年世界海上风电装机350万千瓦相比，我国目前已建和在建项目只占4％左右。
尽管如此，我国仍被视为欧洲之外唯一会有快速发展的海上风电市场。未来5年，我国海上风电将进入加速发展期。
根据中国气象局的详查初步成果，在我国5到25米水深的海域内，50米高度风电可装机容量约2亿千瓦；5到50米水深的海域内，70米高度风电可装机容量约5亿千瓦。由此足见我国海上风电潜力巨大。
此外，相比陆上风电，海上风电靠近传统电力负荷中心，便于电网消纳，免去了长距离输电的烦恼。
国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山表示，海上风电既是国际能源开发的潮流，也是我国风电未来的开发重点。目前，我国已开发建设了大小不一的海上风电项目，并积极推进海上风电项目预可研、可研阶段的前期工作。
按照“十二五”规划，到2015年，我国海上风电装机规模将达到500万千瓦，2020年将达到3000万千瓦。未来5年，我国海上风电产业将重点开发建设江苏、山东基地，推进河北、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等地的海上风电建设。这意味着，未来5年，我国的海上风电将迎来大发展，超越欧洲此前20余年的发展历程。
对于风电行业未来的发展，华锐风电副总裁陶刚认为：“海上风电将是未来风电行业发展的一个重要增长点。随着海上风电资源的进一步开发，技术的不断完善，海上风电事业必将成为全球风电产业发展的主要方向。”
据悉，在海上风电领域，目前国内的一线设备商已开始布局，抢占市场。2010年，华锐风电自主研发的34台3兆瓦海上风电机组在我国第一个国家海上风电示范项目——上海东海大桥海上风电场全部并网发电，并顺利通过240小时预验收，打破了国外企业对高端风电机组制造技术的垄断；同时，华锐风电自主研发的潮间带3兆瓦风电机组也在江苏如东潮间带风电场成功投入运行。
行业另一大龙头——金风科技也在海上风电领域进展迅速。金风科技公共关系总监姚雨表示，截至目前，金风科技已积累了一定的海上风电机组运行维护经验。早在2007年，金风科技一台1.5兆瓦直驱永磁机组于我国渤海湾投入运行，这是亚洲第一台海上风电机组。同时，金风科技在江苏如东和响水近海的各一台2.5兆瓦直驱永磁风机并网运行也近一年，机组的运行数据和运维经验对今后更大范围的应用都是很好的借鉴。此外，在去年我国首轮海上风电特许权招标中，龙源电力联合金风科技中标大丰20万千瓦海上风电场项目，采用的也是直驱永磁机组。
稳定性是关键，大型化成趋势
尽管海上风电遭遇“热捧”，但海上风机却无法复制陆上风机的操作模式。金风科技董事长武钢表示：“海上风机出一次故障，拖船费用加上装卸成本几乎可以侵蚀掉这台风机未来的发电利润。”由此看出，稳定性应成为海上风机的必备品质。
国电联合动力技术有限公司副总经理孙黎翔指出，海上风电技术门槛很高，这就是欧洲海上风电与其陆地风电相比规模还是很小的主要原因。从陆上风电角度看，风电场建设与风机的投资比例大致是3:7，而在海上风电中，设备投资的比例小于50％，但安装、建设、运营和维护的成本比陆地上都要高。
基于此，浙江运达风电股份有限公司总工程师叶航冶认为，风机制造企业在安全可靠性与成本问题上，应该明显向前者倾斜。“海上风机只要大部件出问题，想修复就需要大动干戈，那这台设备基本就算白给了。”维斯塔斯中国公司的副总裁徐侃也强调：“可靠性是最重要的，有些设备陆上风电可以不装，但是海上风电必须有。海上的服务不是想去掉就能去掉的。”
姚雨表示，海上风电场建设对机组设备的可靠性要求非常高，因为海上的施工成本比陆上高得多，维修一次就可能使得整个项目的投资回报打水漂。海上风电的开发有众多风险因素，整机厂商做海上风电一定要有丰富的陆上风电的经验，至少要有几千台陆上风电的运维经验。据介绍，迄今为止，金风科技已投入运行的直驱永磁机组超过3500台，平均可利用率达到98％以上。
除稳定性外，大型化也成为国内海上风电设备企业的普遍趋势。目前，我国主要的风力发电机组制造企业竞相宣布将于年内或明年初推出大型风机，积极进军蓄势待发的海上风电市场。
近日，国电联合动力技术有限公司宣布，定位于海上的6兆瓦风电机组将于年内下线，明年公司将开始研发12兆瓦风机。上海电气宣布，将于今年底或明年初下线5兆瓦海上永磁直驱风力发电机组。金风科技则表示，其首台6兆瓦直驱永磁海上风电机组样机将于今年底或明年初下线，2014年实现量产。
此外，中船重工(重庆)海装风电设备有限公司亦加入了“抢滩战”中，并已宣称将于今年10月下线5兆瓦风机。去年10月，湘电风能有限公司推出5兆瓦永磁直驱海上风力发电机，今年6月底，湘电风能在荷兰和中国福建分别建设了海上示范风场，预计今年下半年有望实现发电。
业界专家一致认为，我国风电设备制造企业如此密集地推出大容量风机，标志着中国海上风电已经从3兆瓦时代进入了5兆瓦、6兆瓦的过渡期。
此外，华锐风电于5月18日生产出6兆瓦SL6000系列风力发电机组。据悉，该机组是目前中国第一台自主研发、拥有完全自主知识产权的电网友好型风电机组，可广泛应用于陆地、海上、潮间带各种环境和不同风资源条件的风场。该机组叶轮直径长达128米，增加了扫风面积，提升了捕风能力，大大提高了风资源的有效利用率，同时，可适应零下45摄氏度的极限温度，并通过了62，5米每秒的极限风速测试。
从事风电行业有几年了，经历了风电行业的快速发展时期。在这快速发展的过程中，太多的资本及大型企业被“忽悠”进了这个行业，包括零部件及整机的生产，造成这个行业设备的严重产能过剩。而这个行业的风电场开发又是需要大量资本驱动的，国家财政政策的紧缩，同时伴随着电网公司对风电电能的“歧视”——“弃风”严重、所谓的“五项电网测试要求”，进一步对这个行业雪上加霜！“十二五”计划第二批核准项目的严重缩水进一步让人感到寒意。
大家看到了曾经风电行业的辉煌，但是这个辉煌却如流星般闪过。大家忘记了风电的风险，风电其实是一个风险很高的行业，首先依赖风，没有风，风电机组只是摆设，但是现在风场项目有多少经过几年的测风？其次是风电设备的稳定可靠性，机组售价基本无法让设备方有足够的盈利空间，长期以往，如何让设备方拥有资金去优化机组，提高可靠性？
风电机组运维
根据中国可再生能源学会统计，截止2013年底，我国风电累计装机容量超过9000万千瓦。预计2014年风电装机将超过1亿千瓦，到2020年达到2亿千瓦。随着我国风电装机数量的增加，风电运维市场越来越大，工作也越来越复杂，特别是我国风电机组种类多，未来对风电运维的管理提出了更高的要求。风电机组运维工作如何分类、有什么样的模式、对策值得各方，特别是风电运行方关注。
一、风电机组运维的工作分类
风电机组运维主要是指风电机组的定期检修和日常维护，其中，日常维护中的大部件的更换和一些特定部件的检修工作比较特殊，与普通的检修要求不一样，本文将其单列。
1、定期检修
定期检修（简称“定检”）是指按照风电机组的技术要求，根据运行时间对风电机组进行定期的检测、维护、保养等，一般按运行时间制定定检计划，如三个月、六个月、一年„„，定检工作内容相对比较固定，一般都有比较标准的程序和要求。每台机组每次定检大概需要80个工时左右（根据不同机组要求、定检频次，时间不尽相同），可由1名工程技术人员带领多名技术工人参加。由于定检设备较多、工作较为繁重，对人员的体力有一定的要求，且部分工作（如连接螺栓力矩检查）存在安全风险，需要做一定的安全培训。
计鹏咨询·行业报告
风电机组运行环境较为恶劣，定检可以让设备保持最佳的状态，并延长风电机组的使用寿命，因此该项工作很重要。根据时间不同，工作内容也有所不同，主要包括连接件的力矩检查（包括电气连接）、润滑性能检查、部件功能测试、油位和电气设备的检查、设备的清洗等，技术上的要求不高。
2、日常运维
日常运维包括故障处理与巡检。故障处理主要是对风电设备故障进行预判、检测、消除等，时间上不好确定，没有固定的工作内容，要求人员的技术实力比较强，特别是具有电气、通信方面的专业能力。该项工作也是风电机组运行维护最具技术、最富挑战的一项工作，人是关键因素，人员的工作经验、技术水平、知识储备决定了处理的速度与效果，直接影响到风电的正常运行。优秀的故障处理人员一般需要工程师以上的技术职称（或相当经验）、大约有2年以上同类机型的工作经验。故障处理人员的培训需要较长时间，人员成本相对较高，目前国内这方面的人员主要受雇于整机厂家及部分关键零部件厂家。目前因不同厂家机型不一，控制系统等不太一样，导致技术人员的跨公司流动性不强，即便是优秀的工程人员，更换一种机型后，适应时间也需要半年以上，因此该类人员需要注重长效的培训。
巡检是指在日常维护中对设备进行定期巡查，大约是每月一次（或2月一次），每台机组大约需要4个工时左右。工作方法主要是目视，或是简单的测试，有时可与故障处理结合，工作内容比较固定，计鹏咨询·行业报告
主要内容包括检查小型连接件松紧、传感器检测，观察油位、压力、运动件磨损情况，检查电缆布设、部件声音、机组内部气味等，巡检工作有利于对设备运行情况的掌握，能够及时处理风电机组运行中出现的小问题，保障机组的安全、高效运行。巡检工作不难、技术要求不高，但很难有一个固定的要求概括全部工作内容，经验很重要，一般要具有1年以上工作经验，对风电机组比较了解的人员参与，应尽量安排具有一定故障处理经验的工程人员进行巡检工作。
3、大部件的更换以及特定部件的检修
大部件的更换主要包括叶片、齿轮箱、电机、电控柜等大型设备的更换，一般都需要大型、专业的设备，具体工作需要具备相关资质的公司和专业人员进行，如安装资质、司索工等，目前这一块的工作大多由专业公司承揽。风电设备更换大型部件往往成本很高，但大型设备需要更换的概率也相对较低。目前运维方和厂家大多不具备，也不需要具备这方面的技术、人员，只需要有少数既熟悉风电机组，又了解该项工作的人员参指导。
特定部件的检修主要是指一些集成或专业部件，如叶片、齿轮箱、电机、变频器等检修，这些属于模块化、集成部件，往往需要部件的生产商负责检修，需要专业人员和设备。目前不论是风电机组设备商还是风电运行方都不直接参与该项工作。
二、风电机组运维的模式
我国风电建设起步较晚，发展较快，且风电在运行质量也不太稳
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定，风电运维市场大、难度大，特别是风电机组的种类多，一些风电场甚至就有多个厂家、多种型号机组在运行，因此在运维的管理和技术上就更为复杂。目前国内主要的运维模式主要有一下几种。
1、开发商自主运维。是指在风电机组质保期后，风电开发商负责风电机组的运维工作，这里又分两种：一是风电场招聘专业的维护人员负责运维工作；一是开发商成立专业的运维公司负责运维工作。该方式有利于风电开发企业熟悉设备、便于企业的管理和保障设备的运行，同时也提高企业的利润（能够合理控制成本情况下）。问题主要也是增加了管理的难度，同时可能因质量和技术原因不利于风电场的运行，质量和成本风险相对较大。
2、委托制造商运维。是指开发商与风电机组制造商签订运维合同，由制造商负责风电场的运维工作。制造商技术实力强，能够很好保障设备的运行，但往往成本较高，而且制造商在技术上也不够开放，对开发商而言不利于对技术的掌握和提高（如果需要掌握技术的话）。
3、独立第三方运维。是指开发商与专业的运维公司签订合同，负责运维工作。该种方式的优势是成本相对低，采取专业化的管理，有利于风电场的运行，但由于第三方对风电机组的了解，以及技术实力上比较欠缺，往往不能快速地处理故障，同时一些不合理的运维方式可能对设备造成损害。
三、风电运行企业运维对策与建议
风电机组的运维需要投入大量的人、财、物力，并且在管理、技
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术上需要有很高的综合能力，因此，开发商需要综合考虑运维能力和成本，根据自身实力、发展需要、开发类型等确定运维模式对策：一是在技术上需要综合评价，不管是自己还是委托其他公司运维，都要分析运维团队技术水平、对机型的熟悉程度、相关工作经验等；二是要综合考虑成本，目前运维的成本差别很大，风电设备运行费用直接关系到收益，自己运维需要从技术、质量、设备、人员、管理成本等方面考虑，交予第三方或设备提供方，需要综合考评；三是要利于公司的管理，根据装机规模、机组分散情况、人员配置、地理条件等考虑管理的风险；四是要考虑公司发展及业务需求，是否有意愿参与运维业务，风电技术的掌握是否是开发企业的必须等，从战略上制定风电运维计划与方案。
建议：风电运行企业如不愿发展运维业务，可以采取外包的方式（设备企业或第三方），如准备进入运维市场，需综合考虑自身的实力和定位，根据运维工作的内容进行分类管理，一是将工作内容相对简单、技术要求相对较低、易于规范和考核的定检委托第三方，有利于控制成本、保障质量，或者交予公司成立的专门的运维部门或分公司；二是在技术实力具备的条件下，将工作内容较为复杂、技术要求较高的日常运维工作由风电运行企业自己负责，或是与制造商共同负责，有利于自身提高技术，熟悉设备，保障风电机组运行；三是将大件的更换交予专业公司，可在区域内签订一家或几家专业的服务公司（主要是安装公司），从事本地区风电场大部件的更换工作；四是将
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一、风电标准体系建设
随着风电产业的快速发展及日趋成熟，我国已基本形成了较为完整的风电标准体系。国家能源局组织成立能源行业风电标准化技术委员会，提出了我国风电标准体系框架，主要包括6大体系29大类，涵盖风电场规划设计、风电场施工与安装、风电场运行维护管理、风电并网管理技术、风力机械设备、风电电器设备等风电产业的各个环节。我国风电标准体系框架如表2-1所示。
二、风电技术标准制定
截至2011年底，我国已发布风电技术标准41个，待批3个，在编6个。其中，风电场规划设计体系标准21个，风电场施工与安装体系标准5个，风电场运行维护管理体系标准1个，风电并网管理技术体系标准3个，风力机械设备体系标准1个，风电电器设备体系标准9个。
国标建设
2011年12月，国家标准化管理委员会批准发布《风电场接入电力系统技术规定》（GB/Z 1996 3-2011）。
新国标对于低电压穿越、接入系统测试等都提出了更多和更严格的标准。针对脱网事故，新国标提出了低电压穿越方面的约束，要求风电场并网点电压跌至20％标称电压时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行625ms，特别的，要求风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到标称电压的90%时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行。针对接入系统测试，新国标提出了当接入同一并网点的风电场装机容量超过40兆瓦时，需要向电力系统调度机构提供风电场接入电力系统测试报告，累计新增装机容量超过40兆瓦时，需要重新提交测试报告。
新国标发布后一直争议不断，特别是对并网影响最大的低电压穿越要求，会否导致风电产业格局重新洗牌，暂停运行的风电机组能否重新并网，这些问题都引发行业内热烈的讨论。
行标建设
2011年8月，国家能源局召开能源行业风电标准技术委员会一届二次会议，发布18项风电并网设计技术规范。《大型风电场并网设计技术规范》、《风电场电能质量测试方法》等行标正式发布。《风电信息收集和提交技术规定》、《风电调度运行管理规范》、《风电功率预测系统功能规范》等三个行标待批。
行标的发布进一步完善和补充了风电安装运营、维护管理、并网运行等方面的技术标准，为进一步建立和完善我国风电行业标准、检测、认证管理体系，规范风电行业的发展奠定了基础，对于保障电网安全稳定运行，促进风电与电网协调发展创造了条件。
企标建设
在国家和行业标准颁布相对滞后的情况下，国家电网公司加快研究建设风电企业标准体系。
建立了适应我国风电接入及调度运行的企业标准体系。2005年以来，国家电网公司先后编制修订22项企业标准。2006年7月，《国家电网公司风电场接入电网技术规定（试行）》颁布施行。2009年12月，颁布了《风电
场接入电网技术规定》（Q/GDW 392-2009），提出了风电场需要具备功率控制、功率预测、低电压穿越、监控通信等功能要求。2010年2月，颁布了《风电调度运行管理规范》（Q/GDW 432-2010），同时制定了《国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定》等多个配套规定。2011年，针对新出现的高电压穿越问题，积极开展风电场高电压穿越的技术标准研究和制订工作，与国际标准接轨，同时颁布了《风电功率预测系统功能规范》（Q/GDW 588-2011）、《风电场功率调节能力和电能质量测试规程》（Q/GDW 630-211）等多个配套规定。具体如表2-2所示。
开展《风电场电气系统典型设计》编制工作。为引导风电设计的规范化、标准化，2009年，国家电网公司组织开展了风电场电气系统典型设计研究编制工作，推动建设环境友好、资源节约、符合国家绿色能源政策的风电场，促进风电场与电网的协调发展。2011年，结合几次风电场大规模脱网事故，编制单位对风电场电气系统典型设计进行了进一步修改和完善。
根据甘肃省“陆上三峡”建设规划,2010年甘肃酒泉地区风电总规模将达到5 160 MW,2015年将建成12 710 MW的千万千瓦级风电基地[1]。风电本身具有很大的随机性、间歇性和不可控性,在远离负荷中心的电网末端并入大规模风电对于电网安全运行将产生很大的影响,并给电网调度、电力市场运营带来了新的挑战。针对上述情况,建立适合酒泉地区的风电预测预报系统,对促进风电健康发展非常必要。
本文根据甘肃酒泉地区实际情况,设计了甘肃酒泉千万千瓦风电基地风电预测预报系统方案,并通过对风电基础数据采集方式和风能预测预报方法的研究,从新的视角提出了酒泉地区风电预测综合利用统计模型、物理模型和时间序列模型的集成预测模式。
1 总体结构
风电预测预报系统是以风能预测预报系统[2]和风电监测系统为基础实现的计算机应用系统。风电监测系统取3部分的数据:风机控制系统、风电场综合自动化系统和酒泉地区风能带风塔监测系统;风能预测预报系统基于数值天气预报(numerical weather prediction,NWP)和其他气象资料实现风能预测。风电预测预报综合平台是通过风电预测软件和其他软件进行管理的综合系统,实现对各个风电场和酒泉风能地带的风电预测预报,其结构及流程见图1。
2 风电监测系统
由于甘肃境内由汇能公司所建的81个测风塔数据不能实时上传,导致大量信息孤岛的产生。为解决上述难题,建立了一套甘肃电网风电监测系统,把甘肃境内的测风数据、中央远程控制系统数据和风电场升压站综合自动化系统数据进行整合,为风电功率预测奠定数据源基础。该系统包括测风塔测风系统数据实时监测、风电场中央远程控制系统数据实时监测和风电场升压站综合自动化系统数据实时监测3部分,其结构见图2。
当前省调EMS已采集升压站综合自动化系统数据,为了投资和系统的安全性,采用数据转发的方式实现升压站综合自动化数据的入库管理。测风塔测风系统数据采用通用分组无线电业务(GPRS)实时上传主站。风电场中央远程控制系统数据建立四线或2 Mbit/s通道,采用IEC 61400-25协议实现数据实时采集。
3 风能预测预报系统
风能预报与风电预报是2个不同的概念。本文所述风能预报主要指根据前期气象信息利用大气数值模式对风能资源的预报;风电预报是指在风能预报的基础上,根据风电场的风机参数和风机布局等信息,对风电场发电量的预报。目前,国际上风能预报的主要手段有3类:一是以大气数值模式进行的动力预报;二是以统计方法进行的统计预报;三是将数值预报方法和统计方法结合的动力—统计预报。
通过研究,本方案主要采用第5代 NCAR(National Center for Atmospheric Research)/Penn State中尺度模式 MM5[3,4,5]、美国研究部门及大学的科学家共同参与开发研究的新一代中尺度预报模式和同化系统WRF(weather research forecast)模式[6,7,8]进行不同参数化方案的组合试验进行对比,选择适合甘肃电网酒泉地区风电场模拟的模式参数化方案,以此为基础构建模式系统进行风能预测预报。
本预报系统是利用再分析资料和实时观测资料,结合数值预报模式,进行所关注区域的风电场资源短期预报的计算机综合管理系统。风能预报业务系统包括风能模式系统前处理、模式运行和后处理,以及可视化数据库3部分。
4 风电预测预报系统实现的技术模式
4.1 风力发电机空气动力学模型
风力发电机的输出功率可由下式表示:
式中:Pwind为风力发电机组从风中捕获的能量转化成的机组机械功率;ρ为空气密度;R为风力机叶轮半径;λ为叶尖速比;β为桨距角;Cp为叶片的风能转换效率系数,是叶尖速比λ、桨距角β的函数,改变λ和β可以改变Cp的大小,本系统中Cp取值为
根据风能预测预报系统的数据处理结果,可以确定一定时间范围内风电场的风力发电机可用出力,通过不断重复处理最近风能气象资料可以获得前1 h~3 h的预测值。
4.2 风电厂(风能带)发电预测模型
风电预测预报是本方案的核心所在。根据当前的国际情况,没有一种方式是通用的,也没有一种方法是百分百准确的,预测准确性主要是通过3种方式衡量,即均方差、均方根误差和平均绝对误差。所以本方案通过当前各种先进的技术进行预测,取各方法的优点,不断拟合曲线完成风电预测预报。主要采用的方法有:
1)统计模型[9,10]。结合风能预测预报数据和风电监测系统数据,采用统计方法中改进的参考预测模型对风电进行预测。其离散方程如下:
式中:pt为最近测得的发电功率;
当k很小时,ak近似为1,该参考模型符合持续性原理,但是当k较大时,相关系数则为0,ak应该为0,预测结果为平均值。因此,定义ak作为pt与
式中:
采用改进的参考预测模型能够解决传统的持续预测模型无法准确预测短期风电功率的缺陷,并且该预测模型均方差很小。这种预测方法是对预测风功率与测量电功率之间的关系进行学习,根据学习经验由预测风速得到预测功率。该方法需要对输入和输出进行训练,需要较多的数据。
2)物理模型[11]。根据NWP预测风速推测得到轮毂高度处风速,再由功率曲线算出产能。本方案把风能预测预报结果数据输入到风电场前期规划软件WASP进行预测,可以预测风电场每台风力发电机的电功率。然后用周围大气压、温度及风电监测系统测得的数据进行修正,实现预测结果。本部分将在后续论文中详细论证。
统计方法一般优于物理方法,但是这2种模型在长时限预测方面差别不大,而统计模型需要更多的输入数据,并且要减小系统误差需要以历史NWP输出和风能预测来计算统计模型参数。
3)时间序列模型[12]。甘肃电网风电实时监测系统为时间序列法预测奠定了数据基础,本方法适合于超短期风能预测(0~3 h),是根据系统观测得到的时间序列数据,通过曲线拟合和参数估计来建立数学模型的理论和方法。与中长期风电预测类似。本文主要采用自回归移动平均(autoregressive moving average,ARMA)模型对风电功率进行预测。ARMA(p,q)模型结构如下:
式中:Xt为风电功率的时间序列,是ARMA(p,q)的一个过程;aj为AR参数;bk为MA参数;et-k为代表白噪声过程的时间序列;p和q分别为AR阶数和MA阶数。
本方法已在美国明尼苏达州、爱荷华州和华盛顿—俄勒冈州风电场应用。甘肃酒泉千万千瓦风电基地风电预测预报系统拟采用上述3种方式独立且互补的方案,以提高该系统的实用性。
5 结语
通过对甘肃酒泉千万千瓦风电基地风电预测预报方案的研究,建立了风电预测预报的总体框架,给出了拟采集的酒泉地区所有风电实时数据的处理方法、传输方式,对风能预报和风电预测的模式和实施方式进行了分析,提出了酒泉地区风电预测预报系统的实现路径,为解决大规模风电接入系统的安全运行提供了一种技术手段。
摘要：为了解决甘肃酒泉千万千瓦风电基地大规模风电并网难题,缓解电网运行、调度和电力市场管理的压力,文中从风电场的实际情况出发,提出了风电预测预报系统的总体方案,对建设风电预测预报系统方案中的数据采集、风能预测预报和风电预测预报模式进行了研究,提出了将多种预测方法结合的解决途径。
关键词：风电监测,风能预测预报,风电预测预报
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虽然对于上市后将受到投资者追捧的热度已有心理准备，新疆金风科技股份有限公司（下称金风科技）董事长武钢也“没有想到”金风科技的股票如此烫手。
2007年12月26日，金风科技在深圳证券交易所挂牌交易，开盘价一举站上138元/股，打破两市新股开盘价记录。金风科技当日收盘价131元/股，比发行价36元/股上涨263.89％，对应市盈率为410.4倍。
金风科技无疑是近期中国风电跃进中最为抢眼的一例。2004年至2007年，中国风电装机容量从世界排名第十位跃升为第六位，掀起一股风电热潮。德意志银行研究报告认为，全球风电发展正在进入迅速扩张的阶段，风能产业将保持每年20％的增幅，到2015年时，该行业总产值将增至目前水平的五倍。德意志银行还特别指出，未来几年，亚洲将成为最具增长潜力的地区之一，而中国的风电装机容量将实现每年30％的高速增长。
当然，投资银行总是习惯展示乐观的看法。投资者借着金风科技上市带来的热浪，不妨清醒一下头脑，重新审视中国风电产业的前景。
「风电热潮」
自20世纪80年代开始，中国开始推行并网风电，风电产业由此迅速扩张。国家发改委能源研究所副所长李俊峰在其参与编写的《2007年风电发展报告》中指出，2006年全球风电资金9％投向了中国，总额约为162.7亿元。李俊峰告诉《财经金融实务》记者，他估计，2007年中国风电厂的投资约为400亿-500亿元，而这些资金基本都用于购买风电设备，很少部分投向基础设施和输配电系统。“初步完成了340万千瓦装机容量，仅12月装机容量就达100万千瓦。”李俊峰说。
不过，李俊峰表示，由于近三分之一的风电场在2007年年底投产，目前中国风力实际发电量有限。根据2007年颁布的《可再生能源发展中长期规划》（下称《规划》）， 到2010年，中国风电总装机容量将达到 500万千瓦。可是这一目标已经提前完成了。李俊峰说，到2007年年底，中国风力发电累计吊装完成容量已经达到或接近600万千瓦。
华风能源有限公司（HAN Wind Energy Corporation）董事长兼首席执行官Gerald R. Page更是乐观地表示，预计从2010年开始，中国风电装机容量会以每年三兆瓦的幅度递增。
在这股风电投资热潮中，政策激励是主要推动力。上述《规划》对中国非水电可再生能源发电规定了强制性市场份额目标：到2010年和2020年，大电网覆盖地区非水电可再生能源发电在电网总发电量中的比例分别达到1％和3％以上；权益发电装机总容量超过500万千瓦的投资者，所拥有的非水电可再生能源发电权益，装机总容量应分别达到其权益发电装机总容量的3％和8％以上。
为达到《规划》要求的指标，中国几大国有发电集团纷纷争抢投资建设风电厂。2008年1月9日，华电集团及其下属公司达成协议，由中国华电、华电国际、华电能源、贵州水电及华电工程等，共同向其旗下华电新能源公司注资1.52亿元，以做大风电业务。
中国水电工程顾问集团专家委员会委员、高级工程师施鹏飞告诉《财经金融实务》记者，在尚未公布结果的第五期风电特许权招标中，五大电力集团公司均参与了风电特许权项目招标。其中，华能集团更是以旗下四家子公司的身份参与投标，竞争激烈可见一斑。可是，这些风电厂的盈利状况到底如何呢？
「微利误区」
对于风电厂的盈利水平，存在着不同说法。“风力发电和火力发电在投入上有区别，火力发电多为燃料成本，而风力发电主要是设备成本，并且一次性投入约占风力发电成本的70％左右。”李俊峰说。他表示，风力发电厂虽然没有其他电厂盈利高，但是如果经营得好，每度电盈利约在0.05元-0.1元。
中国国际金融有限公司（下称中金公司）研究部分析师陈华在其报告中测算指出，沈阳金山能源股份有限公司（上海交易所代码：600396）旗下的康平风电场（24.65MW）和彰武风电场（24.65MW）在减排后收入可以达到每度电0.05元－0.06元。
风电厂招标电价过低，一直为风电业内所批评。发改委为推动风电产业规模化发展，自2003年起，以特许经营的方式批准风电特许权项目，明确上网风电不参与电力市场竞争。2003年至2004年间，国家发改委承诺上网电价最低者中标，一时间投标者竞相压低竞标价格。2003年，江苏如东地区第一期招标中，华睿集团以0.4365元/度的价格中标， 2004年第二期内蒙古辉腾锡勒风电特许权招标中，北京国际电力新能源联合体以0.382元价格中标。
西南证券电力行业分析师陈毅聪对《财经金融实务》记者表示：“这样的价格是不会盈利的。”在随后的第三、第四期风电特许权招标中仍是出价低者中标。陈毅聪指出，业内普遍的看法是，大多数风力发电项目是亏损或者不赚钱的。
陈华称，前四期风电特许权中标电价均低于可行电价，风电运营业务盈利能力偏低。陈华表示，就是以可行电价上网也未必能带来正常投资回报。可行性价格是以成熟机组正常运行状态进行估算的，而目前国产兆瓦级风电机组仍处于试运行阶段，并且目前风能资源评估和风电机组微观选址技术不够成熟，还难以测算出20年寿命期内风电场的上网电量，结果往往是实际风电量小于预期。
2007年8月底，第五期风电特许权招标启动，对投标电价方案作了改革，采用中间价中标。不过，李俊峰表示，投标电价仍然很低。“这只有一种解释，过去风电厂都赚钱了。”李俊峰说。
因此，陈华在其分析报告中指出，目前，拉动风电需求的主要动力不是追求投资回报，而是政府的政策导向。不过，陈华同时表示，从长远来看，中国风电需求将逐渐转变成盈利驱动。首先，常规能源价格上涨导致相应上网电价的上涨，使风电上网电价将具备优势；其次，风电场的建设成本正在逐渐下降。
根据陈华测算，“八五”及“九五”初期，风电场平均综合造价约为10000元/千瓦，而到“十五”末期，风电场平均综合造价已经下降到7000元/千瓦，百万千瓦级风电场更加拥有规模效应，发电成本更低。另外，中国政府可能出台对风电运营的其他扶持政策，再加上清洁发展机制（CDM）深入开展，都是风电上网价格具备优势的保证。
国华能源投资有限公司项目经理王文平对《财经金融实务》记者亦表示，目前大家投资风电行业，一方面是由于政策导向原因，不得不做，另一方面是基于对未来风电行业的前景看好。王文平称，过去20年，电价在不断上涨，提高了大约五倍，因此，将来风电价格也会调整，盈利水平会提高。“如果风电项目长期不盈利的话，大家投资风电的热情会减退。”他说。
「过热隐忧」
不过，短期内这股风电热情不仅不会消退，反而有愈涨愈高之势。据《2007年风电发展报告》的统计，截至2006年年底，中国拥有风电制造及相关零部件企业100多家，其中，大型风机整机生产企业40多家，国外独资企业4家，合资企业5家，国内企业30多家。其中，金风科技无疑是最为引人注目的一家。中金报告显示，该公司一家就占据国内风机市场约33.3％的份额，外资风机厂商占据55％的市场份额。华锐风电科技有限公司、东方电气集团东方汽轮机有限公司约占6.27％。
从1995年就开始接触金风科技的李俊峰认为，上市对于金风科技只是一个新的开始，未来金风科技还需要面对更大的市场竞争和挑战。根据招股说明书，金风科技前五大股东中，中国-比利时直投基金占7.2％，实际持股人为全国社保基金、国开行等。另外一家名为深圳远景新风投资咨询有限公司的股东，持股4.4％，其实际持股人是光大海基中国特别机会基金，该基金是2004年由光大控股和美国Seagate基金管理公司共同投资设立。武钢本人在金风科技持有2.34％股份，共计1054.80万股股票。
华风能源有限公司董事长兼首席执行官Gerald R. Page甚至对《财经金融实务》记者戏称，“真希望我投资过金风科技”。
实际上，像金风科技这样的国产风电设备之所以能占据如此高的市场份额，一个重要原因是国家政策扶持。2005年7月，发改委印发的《关于风电建设管理有关要求的通知》中称，“风电场建设的核准要以风电发展规划为基础，核准的内容主要是风电场规模、场址条件和风电设备国产化率。……风电设备国产化率要达到70％以上，不满足这一设备国产化率要求的风电场不允许建设，进口设备海关要照章纳税。”
中金公司研究数据显示，在这一政策影响下，国产风机产品市场份额从2004年的25％提升至2006年的41％。
不过，李俊峰表示，中国的风电设备制造还处于起步阶段，金风科技和华锐风电、东风汽轮机各有所长。金风科技经验相对丰富，华锐风电、东风汽轮机则有厚实的制造业基础，“谁为胜者，至少五年后才能见分晓。”
业内专家认为，目前，中国风电设备制造的发展快于市场需求，眼见风电热潮，一大批新的风电设备制造厂家加入进来，一定要警惕风电设备发展供大于求的情况。李俊峰预计，到2010年，最迟到2012年，风电设备制造供大于求的情况就会显现。
目前，风电机组主轴承、风电机组电控系统等关键零部件在国内还没有专业制造厂，几乎全部依赖进口。特别是风电机组主轴承，绝大部分依赖进口。《2007年风电发展报告》称，斯凯孚（中国）投资有限公司（SKF）和德国FAG轴承集团两家企业对中国的供应能力已经达到极限，仍不能满足国内的生产需求。陈毅聪认为，进口配件比重过高，毛利率可能只有10％左右，如果在近一两年内，风电制造企业销售额低于20亿-30亿元，就会出现小幅亏损或小幅盈利。
李俊峰也提醒说，风电整机企业不仅是设备制造者，而且是系统解决方案提供者。他认为，投资风电行业要注意三个方面风险：首先是风电装备的选择，风电设备是风能发电的核心，风电设备的选择关系到风力发电20年；其次是风资源的好坏与测定，测风要1年-2年；最后，合格的风电装备企业要提供完整的服务网络，给客户提供售前服务（如测风）、售中服务（如安装）和售后服务（如维修）。服务网络的全面建设需要资金投入和经验积累。目前，国内测风技术、调试及管理运营水平不太高，风能发电利用小时数过低，还存在设备损坏等问题。■
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