刘振亚：建设特高压电网是电力工业发展必由之路

据新华社信息国家电网公司总经理刘振亚指出，加快建设以特高压电网为核心的坚强的国家电网，对于满足未来持续增长的电力需求，实现更大范围的资源优化配置等具有重大意义，建设特高压电网是中国电力工业发展的必由之路。

刘振亚分析了加快特高压电网建设的五点理由：

建设特高压电网是满足未来持续增长的电力需求的根本保证。２００４年，我国电力装机总容量达４．４亿千瓦。随着我国经济持续快速发展，电力需求将快速增长。预计２０２０年全社会用电量将达到约４６０００亿千瓦时，需要装机容量约１０亿千瓦，这就意味着要新增发电装机５亿千瓦以上。我国现有电网主要以５００千伏交流和正负５００千伏直流系统为主，电力输送能力和规模受到严重制约。只有加快建设电压等级更高、网架结构更强、资源配置规模更大的以特高压电网为核心的国家电网，才能满足这样大规模的电力输送和供应。

建设特高压电网是提高我国能源开发和利用效率的基本途径。我国是全球第一大煤炭消费国和第二大石油、电力消费国。煤炭占全国能源生产和消费总量的比重高达２／３左右，但开发和利用的总体效率还比较低。同时，我国生产力发展水平的地区差异很大，一次能源分布严重不均衡。能源需求主要集中在东部和中部经济较发达地区，约占需求总量的３／４左右；用于发电的煤炭和水力资源，则主要分布在西部和北部地区。这就决定了能源资源必须以大煤电基地、大水电基地为依托，实现煤电就地转换和水电大规模开发，并通过建设特高压电网，实现跨地区、跨流域水火互济，将清洁的电能从西部和北部大规模输送到中东部地区。

建设特高压电网是培育和发展国家级电力市场的重要条件。刘振亚说，近年来，随着电源建设步伐的加快，电网规划建设滞后的矛盾进一步加剧。电网建设难以引导西部煤电基地的集约化开发，造成东部地区新增大量煤电项目，加剧了煤炭供应和交通运输的紧张局面，降低了全国范围的能源配置和利用效率，也增加了环保压力。因此，必须加快特高压电网建设，促进电网与电源协调发展，推动国家级电力市场建设。

建设特高压电网是提高电力工业整体效益的必然选择。特高压电网在合理利用能源，节约建设投资，降低运行成本，减少事故和检修费用，获得错峰、调峰和水火、跨流域补偿效益等方面潜力巨大。根据规划，特高压电网建成后，可节约发电装机２０００万千瓦，每年可减少发电耗煤２０００万吨。

建设特高压电网是电力工业技术创新的重大举措。目前，我国５００千伏输变电技术已基本成熟，国内具备了相应的设计、建设和运行能力，设备制造也基本实现了国产化。加快建设特高压电网，对于推进中国电网的技术升级，带动国内相关科研、设计部门以及制造、建设等企业的技术创新，提高电力及相关行业的整体技术水平和综合竞争实力，都具有重要意义。

长沙将投入逾６１亿元改造建设电网

据新华社信息 从长沙城市电网“十一五”规划评审会上获悉：“十一五”期间，长沙将投入６１亿多元资金改造建设电网，从根本上城市供电“卡脖子”问题。

据了解，截至２００４年底，长沙市中小型发电机组装机容量为９．０４万千瓦，年发电量为２．７７亿千瓦时。目前长沙市发电装机仅占其最高负荷的５％，发电量仅占长沙市全口径供电量的３．３８％。长沙电网的供用电水平在湖南省各市州供电区中位居第一，是湖南电网最大的负荷中心。长沙城市电网由于建设改造资金缺乏，电网外部建设环境不利，导致长沙电网结构整体不够坚强，受端网络缺乏电源支撑，接受外区电力比重较大，电力安全稳定问题较为突出。

按照规划，“十一五”期间，长沙电网将规划新建５００千伏变电站２座、新增主变压器４台，新增主变压器容量３５０万千伏安，新建５００千伏线路２２公里；新建２２０千伏变电站１２座，新增主变压器１８台，新增容量３３０万千伏安；新建１１０千伏变电站４０座，新增主变压器５８台，新增容量２７７万千伏安；新建３５千伏变电站７座，新增主变压器１２台，新增容量５．６万千伏安。

据电力专家介绍，２００４年长沙市年供电总量为８１．８８亿千瓦时，今年长沙用电的最高负荷是２００．５万千瓦，而通过“十一五”的建设改造，到２０１０年，长沙市电网能承受的最高负荷将达到３５０万千瓦，年供电总量也将达到１５１亿千瓦时。

内蒙古自治区２２０千伏统一电网在兴安盟突泉县顺利并网

据新华社信息 ９月２６日跨越西北、华北、东北地区，总长达３７００公里的内蒙古自治区２２０千伏统一电网在兴安盟突泉县顺利并网。

内蒙古煤炭资源储量居全国第二位，煤电转化潜力巨大。但是，长期以来，内蒙古电网东西分隔，安全稳定性较差，制约了煤电开发和经济发展。近３年，内蒙古把电网建设纳入基础设施建设范畴，内蒙古电力公司超前规划，加大了投资力度，累计投资１００多亿元建设电网，将原来局限于中西部地区的电网向东延伸，与东部地区的呼伦贝尔和兴安电网相连，实现了东西电网的统一，为构筑稳定、安全、强大的内蒙古电力能源基地大动脉打下了基础。

据了解，内蒙古自治区“十五”以来社会经济呈现高速发展，１９９９－２００４年ＧＤＰ年均增速高于全国均数近５个百分点，达到１３．５％。随着国家“西部大开发”和“振兴东北老工业基地”战略的实施，内蒙古和周边地区急需解决电力瓶颈制约问题。

内蒙古电力公司总经理赵凤山说，内蒙古统一电网的建成，不仅可以满足内蒙古经济快速增长的需求，缓解目前严重缺电的局面，同时也有利于内蒙古电网融入“西电东送、南北互供、全国联网”的大格局，实现全国电网的全面互补。在初步实现内蒙古电网东西连接的基础上，内蒙古电力公司还将用三年时间完成内蒙古地区三横三纵５００千伏主网架结构，建成十条向区外输电的电网通道。

目前，内蒙古电网已经将总装机达８００多万千瓦的大小电厂串联起来。预计到２０１０年，这条电力大通道沿线的总装机容量将达到３０００万千瓦以上，更多的电力将被安全畅通地送到东北、华北、华中、华东以及蒙古国等地区。

我国第一条７５０千伏超高压输变电线路投运成功

据新华社信息 ２００５年９月２６日上午１０时０３分，我国刚建成的第一条７５０千伏超高压输电线路将青海公伯峡电站发出的强大电流，送到了甘肃兰州东变电站。

由青海官亭至甘肃兰州东的７５０千伏超高压输变电示范工程是目前我国电压等级最高的输变电工程，是继三峡送出工程之后又一个具有里程碑意义的输变电工程。“７５０工程”国产化率达８０％以上，除ＧＩＳ（全封闭气体绝缘组合电器）来自韩国外，其余均为国产。这与当年５００千伏超高压输电线路国产化率为零相比，我国电力事业发展之迅速，世人共鉴。

目前，世界上只有美国、俄罗斯、南非、韩国等１３个国家有７５０千伏以上的输电线路。我国的首条超高压输电线路——“７５０工程”的建成，在填补这一空白的同时，使我国电力事业的发展跻身世界前列，也为下一步建设１０００千伏“特高压”国家电网主网奠定了坚实的基础。不仅如此，当前该工程的即将投产将大大提升西北电网东西部电力交换能力，简化甘肃、青海两省网架结构，而且将形成和发展西北电网骨干网架，加快黄河上游水电和宁夏、陕北火电集中外送的能力。同时还将满足公伯峡水电站的送出要求，有利于黄河上游拉西瓦等大型水电站电力的送出，对打通“西电东送”北通道、实现西北电力外送、推动西北地区电力及经济的发展都具有十分重要的意义。

南方电网公司解决广东电网“卡脖子”问题

据新华社信息 南方电网提前完成国家确定的“十五”“西电东送”新增１０００万千瓦的目标后，天广第四回交流工程也相继投产，西电东送形成了“六交三直”９条５００千伏大通道，输电能力达到１１７５万千瓦。至此，“西电东送”架起东西能源大通道，基本解决了广东电网“卡脖子”问题。

南方电网覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省，面积约１００万平方公里，总人口２．２亿人。１９９３年８月，粤、桂、滇、黔开始联网运行，当时“西电东送”通道仅有一回联络线，输电能力６０万千瓦，年交易量２１亿千瓦时。到２００５年，已形成５００千伏“六条交流、三条直流”的“西电东送”骨干网架，通道输电能力达到１１７５万千瓦，年交易量达到４４７亿千瓦时，分别增长了１９．６倍和２１．３倍，“西电”占广东统调负荷的比例由最初的３％增长到３０％左右。线路里程和变电容量分别是联网之初的３倍和５．５倍。

今年是南方电网用电最困难的一年，贵州电网云南电网的负荷率均达到８７％以上，比去年同期提高了７个百分点。南方电网充分发挥“西电东送”大通道作用，快速平衡电力余缺，灵活配置电力资源。贵州、云南通过采取错峰避峰等措施，把高耗能行业用电压下来，安排有关企业在低谷生产，努力提高负荷率，挖掘潜力，腾出高峰电力送广东。在广西枯水期水电机组出力不足３０％的情况下，安排广东在夜间低谷和节假日向广西送电６．９亿千瓦时；在云南旱情严重时，及时调减了云南东送电量１．６７亿千瓦时，有力地支持了云南省内抗旱用电。上半年统计，南方电网共通过“西电东送”组织省间短期交易电量１９亿千瓦时，调度部门实时调整交易电量３．８６亿千瓦时。东西部共享了大电网的效益，东西部共同得到了实惠。

有关统计显示，２００４年“西电东送”电量４１９亿千瓦时，比上年增长５７％；２００５年上半年又增长２７％。

根据规划，“十一五”期间“西电东送”工程将得到进一步延续。“十一五”南方电网投产电源装机６７００万千瓦，２０１０年装机容量达到１４７５０万千瓦。前不久，南方电网与广东、贵州、云南省政府分别签订了“十一五”黔电送粤、云电送粤框架协议，确定了“十一五”西电新增送广东１１５０至１３５０万千瓦的规划。到２０１０年，“西电”送广东规模将达到２２００万千瓦以上，年输送电量约１２００亿千瓦时左右。

有关专家认为，通过实施大规模的“西电东送”，可以有效促进大范围的资源优化配置，达到有限资源的最佳利用。但专家同时指出，“西电东送”是“西部大开发”的重点项目之一，适当调整电价，可以更大地保护西部资源输出省份的积极性。

电煤供应紧张 贵州开始拉闸限电

据新华社信息 度过夏季用电高峰期，贵州一些工业企业开始准备满负荷生产，但受电煤供应紧张的影响，贵州电网却开始拉闸限电。

据了解，进入９月中旬以来，贵州省电网已被迫限电拉闸１３条次。由于电煤供应紧张，贵州电网拉闸限电还将持续，限电次数可能还会增加。但居民正常生活不会受到影响。

从９月中旬起，贵州省电煤再次全面告急，因缺煤或出力受限的火电机组高达２４０万千瓦时，占全网总装机容量的３０％左右。许多火电厂存煤仅能维持生产一至三天，贵阳发电厂、盘县发电厂、纳雍发电厂、安顺发电厂等火电厂已被迫提出停机申请，全省用电缺口持续增大。

此外，贵州省水力发电形势也不容乐观。为了确保贵州电网迎峰度夏，贵州省在今年各大水库来水同比偏少两成的情况下，被迫多发水电，水位不断超计划消落，今冬明春水力发电将受到严重影响。

我国电网建设面临五大问题

据新华社信息 近日，国家电网公司发展策划部主任杜至刚表示，目前全国联网阶段目标初步实现。跨区交易电量从２０００年的２３亿千瓦时，快速增长到２００４年的６５０亿千瓦时，增长了８６％，跨区联网工程发挥了良好的效益，在近年来电力供应紧张的情况下，很好地起到了跨区域的余缺调节、优势互补作用，但我国电网建设面临五大问题。

第一，全国电网负荷水平、装机容量快速增加。近年来，随着用电需求的持续高速增长，我国电力工业快速发展。２０００－２００４年，我国发电装机年均增加２８３９万千瓦，用电量年均增加１９２９亿千瓦时。其中，２００４年新增发电装机容量超过５０００万千瓦，用电量增长超过２５００亿千瓦时。根据我国提出的全面建设小康社会的奋斗目标，２０２０年国内生产总值将达到４万亿美元，今后１５年中，ＧＤＰ年均增长将超过７％。经济持续快速增长需要充足的电力供应，预计到２０２０年，我国全社会用电量将达到４．６万亿千瓦时左右，需要装机容量约１０亿千瓦。这意味着未来１５年间，我国年均新增装机超过３３００万千瓦，年均用电增长达到１６００亿千瓦时。如此高的增长速度，在世界上是绝无仅有的。

第二、电网建设和发展相对滞后，网间交换能力明显不足，水火互济和跨流域补偿作用不强。现有交流５００千伏跨省、跨区同步互联电网联系薄弱，系统稳定水平降低，输电能力严重不足，不但难以满足西部和北部能源基地大规模、远距离电力外送的需要，而且造成了许多输电“瓶颈”；目前，国家电网公司系统有５００千伏线路３３４条，根据对各区域的调查结果分析，有１／４线路输送容量受到限制，多为跨省、跨区输电断面，制约了跨省、跨区电网综合效益的发挥。

第三，部分地区５００千伏网络已相当密集，短路电流问题十分突出。到２０１０年，我国５００千伏电网短路电流水平大部分接近５０千伏安，华北电网的安定、华中电网的斗笠、华东电网的徐行、王店短路电流水平均超过５０千伏安；２０１５－２０２０年，华北、华东、华中电网的房山、安定、顺义、徐行、乔司、武南、荆州、斗笠等变电站三相短路电流接近或超过６３千伏安，短路电流超标问题已成为电网发展的制约因素之一。

第四，站址、输电走廊越来越紧张，输变电工程建设拆迁等本身外的费用大幅增长。

第五，近年来，我国电网技术装备水平虽然不断提高，但与发达国家相比存在较大差距。我国电力发展的巨大空间，客观上要求加快电网技术升级，提高技术装备水平。

黄河苏只水电站年底将发电

据新华社信息 近日，黄河苏只水电站成功截流，今年年底首台机组将投产发电。

苏只水电站位于青海省循化县与化隆县交界处的黄河干流上，属黄河上游龙羊峡－刘家峡河段第九梯级电站。该电站以发电为主，兼顾少量灌溉等综合利用效益。枢纽主要由河床式电站厂房、泄洪闸、排砂孔、右岸均质土坝、泵站及开关站等建筑物组成。苏只坝址以上流域面积１４７５０平方公里，水库总库容０．４５５亿立方米，为日调节水库，电站总装机容量２２．５万千瓦，多年平均发电量８７９亿千瓦时。

投资达４５亿元的华润鲤鱼江发电厂开工

据新华社信息 投资达４５亿元的大型火电项目——湖南华润鲤鱼江发电Ｂ厂，日前在郴州市苏仙区桥口镇下渡村开工。

２００１年１１月２５日，总投资２５亿元、香港华润集团控股成立的湖南华润电力鲤鱼江有限公司（Ａ厂）两台３０万千瓦火电机组开工，２００３年９月１７日投产至今，已发电８０多亿千瓦时，经济效益良好。此次，华润集团抓住国家支持“西电东送”的机遇，利用位于湖南广东两省交界处的郴州市资源和区位优势，独资扩建两台６０万千瓦机组及至广东曲江的高压输电线路。项目计划２００７年竣工投产。

贵州省实现向广东省送电４００万千瓦的首期目标

据新华社信息 贵州是我国“西电东送”工程南线的重要电源省，也是国家西部大开发正式拉开序幕的地方。贵州“西电东送”首批开工的“四水四火”８个电源项目，５３８万千瓦的装机大部分都已投产。第二批总装机容量１６８４万千瓦的“四水八火”１２个电源项目，也有部分机组已建成投产。贵州省向广东省送电４００万千瓦的首期目标，今年７月已顺利实现。

按照贵州省政府与广东省政府达成的协议，“十一五”期间，贵州省向广东省送电的负荷将再增加４００万千瓦，总共达到８００万千瓦。２００１年以来，贵州向广东送电量累计已超过２００亿千瓦时。２０００年到２００４年，贵州不仅建成了分别以贵州青岩镇和安顺市为起点的贵（州）广（东）“两交一直”５００千伏跨省输电大通道，新增４５０万千瓦的外送电能力（其中直流３００万千瓦），同时贵州省内首个５００千伏的“日”字形环网也顺利建成。从２００５年开始建设的贵州兴仁到广东深圳的直流输电线路，计划２００８年建成，最大输送容量３００万千瓦。（尚未开工，以贵州施秉县为起点的两回交流线路，计划２００９年一次建成，最大输送容量１００万千瓦。这些输电通道全部建成后，贵州向广东的外送电能力将超过８００万千瓦。）

贵州省煤炭资源保有储量５２３亿吨，远景储量２６００多亿吨，位居江南各省区之首。贵州也是水能资源大省，全省可开发水能资源蕴藏量１６００多万千瓦，居全国第六位。在南方各省中，贵州是电力建设上唯一具有“水火互济”优势的省份。国家“西电东送”工程实施以来，贵州电网统调装机从２０００年的５１２万千瓦增加到目前的１２０４万千瓦，翻了一番多。

１－８月全国分地区发电量

据新华社信息 国家统计局提供的１－８月份全国分地区发电量统计如下：

单位:亿千瓦小时

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比去年同期增减%

地区 累计 8月 累计 8月

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全国总计 15664.24 2162.05 3.4 12.0

北 京 151.57 19.42 9.3 9.6

天 津 244.63 33.44 11.8 13.7

河 北 882.48 113.64 11.9 7.4

山 西 826.85 112.83 20.1 34.9

内 蒙 古 620.38 74.03 21.3 13.9

辽 宁 580.16 78.99 0.4 4.2

吉 林 278.97 32.95 11.7 -4.4

黑 龙 江 351.30 45.92 10.7 18.8

上 海 494.92 63.59 9.7 -7.4

江 苏 1160.15 170.06 22.5 24.0

浙 江 878.93 128.41 15.4 19.0

安 徽 427.84 59.47 6.1 5.1

福 建 504.01 74.18 17.0 19.3

江 西 227.32 33.35 7.3 2.1

山 东 1315.46 175.68 19.9 17.9

河 南 947.90 128.46 21.4 23.1

湖 北 798.55 126.15 14.6 18.5

湖 南 423.14 58.72 4.3 -6.0

广 东 1417.84 189.65 8.1 8.8

广 西 273.14 41.94 20.1 17.9

海 南 54.16 7.17 24.6 14.9

重 庆 151.38 16.23 3.4 -15.9

四 川 606.81 93.43 7.9 2.9

贵 州 487.04 76.22 8.5 3.8

云 南 371.03 59.57 14.9 9.6

西 藏 8.31 1.09 14.6 14.7

陕 西 332.48 37.19 2.3 -9.8

甘 肃 315.60 39.24 9.0 9.2

青 海 135.46 18.07 24.8 35.1

宁 夏 205.54 26.92 18.8 13.8

新 疆 190.89 26.04 14.8 15.3

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１－８月全国发电量

据新华社信息 国家统计局提供的１－８月份全国发电量如下：

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名称 单位 累计 8月 比去年同期增长%

累计 8月

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发电量 亿千瓦小时 15664.24 2162.05 13.4 12.0

火电 亿千瓦小时 12874.59 1712.07 12.1 11.3

水电 亿千瓦小时 2350.14 389.78 21.3 15.2

核电 亿千瓦小时 357.65 50.30 13.9 14.9

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阳江核电站将于明年初开工

据新华社信息 阳江市常务副市长钟毅透露，投资达８００亿元的阳江核电站将于明年初正式开工，今年年底前将完成招标。

据介绍，阳江核电站被国务院列为第三代核电技术自主化依托工程，已获国务院批准，将建６个核反应堆，目前基础工程已完成９３％。阳江核电项目核岛供货招标去年９月开始向全球发标，已先后有十几个国际核电巨头向我国有关方面递交了核岛投标文件，定标工作将于今年年底前完成。

内蒙古阿巴嘎旗将建风电场１３处

据新华社信息 内蒙古自治区阿巴嘎旗利用丰富的风力资源，先后与９家企业达成测风协议和开发风电项目意向，计划建设风电场１３处，计划总装机容量为２６０万千瓦，预计投资２３４亿元。

位于锡林郭勒盟境内的阿巴嘎旗属于风资源丰富区，具有良好的风电开发前景。近几年，阿巴嘎旗多方招商开发利用这一新能源，先后与美国金州、山东鲁能和内蒙古蒙吉利及北京国华、内蒙龙源、锡林郭勒盟天和、河北大唐、美国安儒诺、北京安儒诺等９家企业达成测风协议和开发风电项目意向，在旗境内开展建设风场的前期工作。

据了解，９家企业共计划建设风电场１３处，全部被列入全盟风电项目开发建设总体规划，计划总装机容量为２６０万千瓦，预计投资２３４亿元。

目前，有三家企业处于测风阶段，预计２００６年可开始风场建设；三家企业已完成测风和可行性研究报告，其中一家已通过自治区核准，另两家正在申报中；三家企业将于近期做可行性研究报告等前期工作，年内开工建设，２００６年内完成首期风力发电场建设项目。

我国风力发电潜力巨大但步履维艰

据新华社信息 宁夏贺兰山风力发电场作为国内最大的单个风力发电场，经过短短两年的建设就达到了９．１８万千瓦的装机容量。

宁夏发电集团董事长刘应宽说，我国风能资源丰富，陆地５０米高度风能储量约５亿千瓦，海上可开发和利用的风能储量约７．５亿千瓦，共计１２．５亿多千瓦。

在不断持续的能源紧张中，不少人想到了新能源利用。中科院专家提出：风能、太阳能、潮汐能的开发可以有效缓解中国的能源供应困局，其中产业化条件最为成熟的首推风力发电。

我国风力发电已历２０年漫长的“试验期”，而风力发电的产业化举步维艰，大大小小的风电场遍布全国，几乎各省都有，却并不成气候。

据统计，到去年年底，全国共有４３个风电场，分布在１４个省（区、市），总装机容量７６．４万千瓦。刘应宽说，按照目前的发展势头，到今年年底，全国风电装机容量将超过１００万千瓦。

而早在１９９５年，原国家电力部就提出，到２０００年我国风机规模要达到１００万千瓦，这一时间表整整推迟了５年。

随着近年煤炭、石油等常规能源的全面紧张，清洁环保的可再生能源驶入发展的快车道。《京都议定书》的签订和《可再生能源法》的出台，为风电迅速成长注入了蓬勃动力。

在各种可再生能源中，风能因资源丰富、成本相对较低而最具商业化、产业化前景。政策的驱动，以及利益的诱惑，吸引着嗅觉敏锐的企业纷纷投资风电。据不完全统计，包括五大发电集团在内的全国３０多家企业已争相涉足这一领域，总投资超过１００亿元。宁夏发电集团的风电加速扩张，是这股热潮的一个缩影。

按照国内目前的行业平均水平，每千瓦风电装机容量的成本为８０００－１００００元，与造价约４０００元／千瓦的煤炭、石油等常规能源电厂相比，风电场的造价大约高出１倍。目前，每千瓦时风电的成本约为０．４－０．５元。风电成本与发电时间密切相关。国内风电场的年平均发电时间约２０００小时，远低于常规能源电场５０００－６０００小时的年发电时间。

风电成本中，风电设备所占比重最大，约为７０％。由于我国的风电设备８０％以上依赖进口，成本居高不下。贺兰山风电场的１０２台风力发电机全部是进口产品，每台造价７００万人民币。如果是国产就会大幅降低成本，刘应宽准备近日赴欧洲考察，其中一个重要任务是希望能引资合作在宁夏建风电设备厂。

在成本难以下降的情况下，风电项目能否盈利，很大程度上取决于上网电价的高低。

“保证风电项目１０％的资本金内部收益率是比较合理的，但目前贺兰山风电厂只有８％，国内其它风电企业也很难达到。”刘应宽说，电价过高用户难以承受，过低则企业无法盈利。我国应该在定价机制上实行“保护电价＋鼓励电价”的模式，让企业在盈利前提下多发电，通过规模优势降低成本。

研究表明，风力发电能力每增加一倍，成本就会下降１５％。由于近年世界风电增长一直保持在３０％以上，风电成本快速下降，国外已日趋接近燃煤发电成本。此外，风电外部成本几乎为零，甚至低于核电成本，因此经济效益凸现。随着国内风电设备国产化和发电的规模化，风电可望比燃煤发电更具成本和价格优势。

在风电场急速增长的带动下，风电设备制造正呈现出巨大的市场空间。按照我国远期规划（２０２０年风电装机２０００万千瓦）和每千瓦８０００－１００００元的造价，每年风电设备市场容量约为９７亿－１２２亿元。即使考虑国产化程度提高而导致的价格下降，平均每年的市场容量也应保持在７０亿元以上。在可预期的巨大市场空间面前，我国风电设备制造企业将迎来难得的发展机遇。

同样看到这个巨大市场的，还有来自欧洲的跨国风电设备制造企业。由于起步早，技术先进，欧洲企业占据着全球风电设备市场的绝大部分市场份额，中国市场也不例外。

由于看到中国市场的巨大需求，欧洲各大风电设备制造企业纷纷提高产品售价，并严格控制技术转让。有资料显示，过去３年间，进口风电设备的价格上涨了２０％以上。

刘应宽说，目前国内风机制造业普遍处于起步阶段，谁最先掌握了关键制造技术，形成了批量生产能力，谁就将抢得国内风机市场的制高点，取得丰厚的利润。宁夏将开展大型风机的本地化生产，引进国外风机制造技术与资金，组建中外合资（或合作）的风机制造企业，将宁夏打造成为集风机制造、风机研发、风电设计咨询为一体的全国风电产业基地，使风电产业成为宁夏经济发展的新起点，为宁夏乃至全国风电市场提供质优价廉的风机设备。

面对风电的商机与困惑，有关专家提出，已具产业化条件的我国风力发电迟迟不能迈出关键一步，最重要的原因在于：由于电价、关税、贷款、税收等优惠政策与扶持措施不到位，风电产业化从市场这个“源头”被束缚住了。中国的风力发电产业化，只能从做大风电市场破题。应该促进可再生能源立法，打破电力市场的地区分割，解决风电在全国摊销的关键难题，同时辅以信贷、税收、消费等方面的鼓励政策，从而引导更多的投资进入风电产业，进而借鉴彩电、汽车等行业的国产化方式，以市场来推进风力发电设备制造、研发的国产化。