风电行业：探索陆上风电新范式，激发区域发展新动能——《中国陆上风电开发利用创新模式研究与典型案例》摘编

鉴衡认证ENERGYFOUNDATION能源基金会探索陆上风电新范式激发区域发展新动能一《中国陆上风电开发利用创新模式研究与典型案例》摘编CHINA ONSHORE WIND POWER前言在传统的工业发展范式下，能源特别是电力，长期被视作一项基础的成本与约束条件。区域发展规划往往优先考量市场、劳动力与交通等要素，电力保障则扮演着支撑与配套角色。相应地，过去中国的风电与可再生能源开发，也主要遵循一种“项自导”或“发电导向”模式。这种模式的核心逻辑围绕“发电”本身展开，其关切的重点在于如何将绿色电力开发出来、如何降低其成本以及如何通过特高压等电网设施将其远距离输送出去。简而言之，这是一种“就发电论发电”的线性思维。然而，随着三北等可再生能源富集区的绿电成本已具备显著优势，我们面临的核心辑，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩先生创新性地提出了“以可再生能源为导向的区域经济社会发展新模式”（RenewableEnergy-OrientedDevelopmentROD)。这一模式意图实现从“发电导向”到“产业导向”与“发展导向”的战略性转变。在能源基金会的支持下，项目组以中国风电行业的先进实践经验与案例为基础，对ROD模式的内涵进行了进一步阐释与深化。ROD模式不再将绿色电力视为发展的终点，而是将其重新定义为区域经济高质量发展的起点与核心杠杆。它旨在通过极具竞争力的绿电优势，吸引和培育高载能产业，将能源资源就地转化为产业竞争力，从而撬动整个区域的产业结构升级与经济社会可持续发展，走出一条“以绿电赋能产业，以产业激活区域的新路径。CONTENTS目录01前言05中国风电产业发展重心从“用的起”向“用的好”转变可再生能源为导向的区域经济社会发展新模式（ROD模式）为陆上风电发展提供新范式29ROD模式推广政策建议ROD模式的典型应用案例01中国风电产业发展重心从“用的起”向“用的好”转变中国风电产业发展重心从“用的起”向“用的好”转变中国风能资源丰富，风电发展形成多元化格局中东南部地区（合港澳台）约24.5亿千瓦。中国海上风能资源（150m高度，离岸300km）技术可开发量约30.8亿千瓦，其中近海区域（水深在30-50米）的海上风能资源可开发量约10.4亿千瓦，深远海区域（水深>50米）的海土风能资源可开发量约20.4亿千瓦。截至2024年底，中国风电累计装机超5.6亿千瓦，陆上风电装机规模超5.1亿千瓦，已成为最经济的电源。2024年，全国六大区域的风电新增装机容量占比分别为西北30.5%、华北25.6%、华南15%、东北14.7%、华中9.8%、华东4.5%“三北”地区的风电新增装机容量占全国的71%，中东南部地区新增装机容量占全国的29%。单位：万千瓦6000050000400003000020000100000201420152016.20172018.201920202021202220232024新增装机231930752337196621142679544355924983793787252014-2024中国风电新增和累积装机规模数据来源：CWEAROD17《中国陆上风电开发利用创新模式研究与典型累例》摘编2024年14.7%9.9%30.6%27.5%■东北2023年■华北华东蓝华南7.3%34.8%25.4%国华中■西北9.8%15.8%4.6%15.1%4.4%中国各区新增装机容量占比数据来源：CWEA整体上，中国陆上风电受资源条件、电网配套及政策引导三重驱动已形成“大规模集中开发+分散式补充”的多元格局。西北地区（如内蒙古部分地区、新疆、甘肃）依托广豪戈壁与草原，风能资源极为丰富，集中了500~1000MW及以上的超大型陆上风电场，但大规模风电场也容易面临“弃风限电”问题。华北及东北地区（如河北、辽宁）多为100~500MW的中型风电场，部分地区兼顾资源开发与临近负荷中心，如河北张家口坝上风电支撑京津冀用电。中东南部（如湖北、安徽、云南）则以10~100MW的中小型项目为主，风电项目结合地形以多能互补（如云南“风光水”协同）的形式满足本地与周边能源需求。8IROD中国风电产业发展重心从“用的起”向“用的好”转变风能资源端与消费端错配成为关键矛盾“三北”地区是我国风能资源最为丰富的区域之一，涵盖了多个风能较大区。例如，黑龙江和吉林东部以及辽东半岛沿海，风能密度在200W/m²以上，大于等于3m/s和6m/s的风速全年累积时数分别为5000～7000小时和3000小时。此外，从三北北部到沿海，风能密度在150～200W/m²之间，大于等于3m/s的风速全年累积为4000～5000小时，大于等于6m/s的风速全年累积为3000小时以上。但是，这些地区的经济发展相对滞后，工业基础较为薄弱，电力消费能力有限。以西北地区为例，自西部大开发战略实施以来，其经济社会发展取得了显著成效，但工业基础仍显薄弱、产业结构同质化问题突出，且与东部发达地区的差距呈现扩大态势。全国主要地区第二产业增加值与占比全国西北华北东北华东华南华中西南第二产业增加值（亿元）479035319575397620610195007648106121351456第二产业增加值占全国比例6.60%11.27%4.30%40.71%13.53%12.78%10.74%ROD9《中国陆上风电开发利用创新模式研究与典型累例》摘编特高压外送通道存在建设滞后与外送能力受限等问题从输电通道的外送能力分析，依据国家电网西北分部规划，至“十四五”末（2025年底），西北地区电力外送规模预计将达到1.19亿千瓦（119GW）。河西走廊作为典型的廊道型输电通道，其物理传输容量已逼近饱和阅值。在此条件下进行保守测算：假定不新增输送通道、不考虑火电与太阳能电力外送，并将通道容量全部用于风电输送，则至2030年，现有通道至多可消纳西北地区约40%的风电装机容量。这意味着，即使在最理想化的情景下，仍有至少60%（约150GW）的风电无法实现外送。即使考虑新增通道建设因素，其增量与时效性仍面临挑战。目前，特高压通道建设周期通常需2-2.5年。“十五五”期间（2026-2030年）规划新增通道容量约32GW。然而，该增量仅相当于西北地区一年的风电规划装机增量。可见，通道建设的速度仍显著滞后于新能源装机的快速增长需求。若此状况持续，新能源企业投资将面临重大风险，进而对中国新能源产业的健康可持续发展构成严峻挑战。十四五”大型清洁能源基地布局示意图数据来源：国家能源局10IROD中国风电产业发展重心从“用的起”向“用的好”转变电力全额外送面临成本压力从电力外送的角度分析，西北地区面临显著的资源票赋与负荷中心逆向分布矛盾：区域内新能源资源富集，但本地消纳能力严重不足，且难以实现有效的区内省际电力互济。因此，大量富余电力需通过远距离输送至工业发达、电力负荷充定的东南部地区。然而，长距离输电的经济性面临两大核心挑战。一是长距离输电工程造价高企，输电距离的延伸直接导致线路投资、土地征用及建设成本大幅攀升。二是长距离输电损耗显著，线损率是衡量电网运行效率的关键技术经济指标。以南方电网“西电东送”工程中的天广、高肇、兴安三条直流线路及配套交流通道的实证数据为例，