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![国能新能[2014]1216号国家发展改革委关于海上风电上网电价政策的通知](https://uimg.taocdn.com/557129ac284ac850ad0242c6.webp)
我国风电产业发展问题分析与解决途径谢江媛发表时间：2017-11-22T16:15:22.197Z 来源：《电力设备》2017年第19期作者：谢江媛1 徐秀祥2[导读] 摘要：风电能源的清洁、可再生特点，加上风电无限量，使风电产业得到快速发展。
但我国风电产业的发展速度相对缓慢，发展水平也较低。
文章分析了当前我国风力发电面临的挑战，以及电网对风电并网的要求，提出未来风电产业发展的措施。
（1国华（江苏）风电有限公司江苏省东台市 224200；2中广核新能源江苏分公司江苏省南京市 210017）摘要：风电能源的清洁、可再生特点，加上风电无限量，使风电产业得到快速发展。
但我国风电产业的发展速度相对缓慢，发展水平也较低。
文章分析了当前我国风力发电面临的挑战，以及电网对风电并网的要求，提出未来风电产业发展的措施。
关键词：风电产业；风电并网；问题；解决措施1引言近年来的能源消耗量越来越多，能源供给和能源需求之间的矛盾更加突出，而且我国储量丰富的多数能源都是不可再生能源，因此发展新型能源成为当前经济和社会继续发展急需解决的问题。
我国风电资源十分丰富，得益于我国广阔的地域和多变的气候类型，风能的应用具有清洁、可再生、无限量等特点，因此得到广泛应用和发展。
2我国风力发电存在的问题，面临的挑战2.1资源分布不平衡，品位较低我国风电资源十分丰富，大部分分布在面积广阔但人员稀少的内蒙古、新疆等地，用电压力较低，以及用电压力较大的山东、辽宁等地，其他地区分布较少，而且我国辽阔的海域使我国具有非常丰富的海上风电资源。
虽然我国风电资源丰富，但大部分风电品位较低。
我国风电的平均风速较小，且分布与开发不平衡。
高风速集中在内蒙古、新疆、东南沿海等地，电力负荷较小，需求较低，但开发水平较高；中等风速和边缘风速分布广泛，接近大部分电力负荷的受端地区，但开发水平较低，存在大面积空白。
2.2风电法规政策不完善我国目前来说风电发展相关的法律法规建设不够完善，严重制约了风电发展。
2014年风机塔架行业分析报告2014年6月目录一、行业监管体制与行业政策 (5)1、行业监管体制 (5)2、主要行业法规、政策 (5)3、行业管理体制及政策对行业发展的影响 (9)二、行业整体发展概况 (11)1、世界风电行业发展情况 (11)（1）风电主要市场向亚洲转移 (12)（2）风电仍将持续发展 (14)（3）海上风电兴起 (17)2、我国风电行业发展情况 (18)（1）我国风电行业发展历程 (18)①早期示范阶段（1986-1993年） (18)②产业化探索阶段（1994-2003年） (18)③产业化发展阶段（2003-2007年） (19)④大规模发展阶段（2008-目前） (19)（2）我国风电装机情况 (19)（3）整体行业现状 (23)①技术与产业能力显著提高 (23)②风电开发利用规模快速扩大 (23)③风电并网和消纳问题正在逐步改善 (24)④风电定价机制逐步完善 (25)⑤“可再生能源电价补贴”政策 (27)⑥行业出口情况 (30)（4）行业发展前景 (31)①我国风能资源丰富 (31)②未来风电成本下降 (32)③经济开发总量高 (33)④未来海上风电市场潜力巨大 (35)（5）我国风电未来发展的总体目标 (36)①继续建设陆上大型基地 (36)②进行陆上分散式并网开发 (37)③建设海上风电基地 (37)三、行业市场容量 (37)四、行业竞争格局 (38)1、进入行业的主要壁垒 (39)（1）资质壁垒 (39)（2）技术和装备壁垒 (40)（3）规模业绩壁垒 (40)（4）运输与产能分布壁垒 (41)（5）资金实力壁垒 (41)2、行业利润水平的变动趋势及变动原因 (41)（1）市场供求状况及变动原因 (41)（2）行业利润水平的变动趋势及变动原因 (42)五、影响行业发展的有利及不利因素 (42)1、有利因素 (42)（1）政策支持 (42)（2）清洁、可再生能源的需求增大 (43)（3）风电的开发优势逐渐凸显 (43)（4）风能储量丰富 (44)（5）风电成本不断降低 (44)2、不利因素 (45)（1）生产厂商众多，市场集中度低 (45)（2）风电并网消纳问题 (45)六、行业技术水平及技术特点、经营模式、特征 (45)1、行业技术水平与技术特点 (45)2、行业特有经营模式 (46)3、行业周期性、区域性及季节性特征 (46)（1）周期性 (46)（2）区域性 (47)（3）季节性 (47)七、行业与上下游的关系 (47)1、与上游行业的关联性及上游行业发展对本行业及其发展前景的影响 (47)2、与下游行业的关联性及下游行业发展对本行业及其发展前景的影响 (48)八、行业主要企业简况 (48)1、天顺风能 (48)2、泰胜风能 (48)3、大金重工 (49)一、行业监管体制与行业政策1、行业监管体制国家能源局及地方政府投资主管部门负责风电项目的核准，国家发改委负责起草电价管理的相关法律法规或规章、电价调整政策、制定电价调整的国家计划或确定全国性重大电力项目的电价。
风电电价构成及变动分析 Final revision on November 26, 2020我国风电电价构成及变动分析一、概念界定目前，对于风电电价的分析经常会提到两个常用的概念，一是目标电价，二是基准电价。
因此，在进行风电电价分析之前有必要首先对这两个概念进行界定。
(一)目标电价目标电价的基本含义是指当风电厂在一系列政策和措施的作用下，其上网电价达到或相当于新建火电平均上网电价时的电价，即称之为风力发电的目标电价。
目标电价并不是价格分类上的一个类别，而仅仅是为了适应研究分析而设定的一个虚拟价格。
它的高低主要取决于火电电价的水平的变动，因此，时期不同，目标电价也不同。
另外，目标电价还存在地区上的差异，因此，地区不同，上网电价亦不同。
目标电价的确定实际上就是确定全国火电平均电价。
一般来说，选择目前全国最常见的主力机型之进行计算，使结果具有较大的代表性。
国家计委能源研究所在2002进行的《中国风力发电经济激励政策》研究中选择无脱硫设施的燃煤机组为比较对象，并将其上网电价设定在0.35元 /kWh。
这就是说，如果风力发电上网电价能降低到0.35元/kWh，即意味着风力发电达到了可以同常规火力发电相竞争的水平。
这一电价，即为风力发电的目标电价。
(二)基准电价基准电价是指在不考虑任何优惠政策、完全按照商业化方式运行条件下的上网电价。
要正确确定基准电价，首先需要设计一个既能反映现实情况、又能代表未来发展方向的方案，以便为进一步的计算分析和比较提供科学的基础。
在研究中首先确定基准方案及其参数，在这个过程中要考虑机组的大型化和风电场的大型化的趋势。
国家计委能源研究所在2002进行的《中国风力发电经济激励政策》研究中假定风电场规模为100MW，选用167台单机容量为600KW的风力发电机组进行测算，结果是：发电成本0.32元/kWh(20年平均)，平均含税电价0.642元/kWh(20年)，平均不含税电价0.548元 /kWh(20 年)。
2014年电力行业分析报告2014年11月目录3一、行业管理 ............................................................................................1、行业监管体制和主管部门 (3)42、主要政策...........................................................................................................9二、市场规模 ............................................................................................91、电力行业市场规模...........................................................................................（1）全国电力行业市场规模 (9)123、电力行业市场空间.........................................................................................（1）全国电力市场稳步增长 (12)（2）全国电力行业长期发展态势看好 (13)14三、行业风险特征 ..................................................................................141、行业风险.........................................................................................................2、市场风险.........................................................................................................14153、政策风险.........................................................................................................一、行业管理1、行业监管体制和主管部门目前我国电力工业的基本格局是国家电网与地方电网同时并存、互为补充、共同发展。
国内风电的发展历程纵观我国风电发展史，主要可分为以下几个阶段：一、早期示范阶段（1986-1993年）：主要利用国外赠款及贷款，建设小型示范风电场，政府的扶持主要在资金方面，如投资风电场项目及支持风电机组研制。
二、产业化探索阶段（1994-2003年）：首次建立了强制性收购、还本付息电价和成本分摊制度，由于投资者利益得到保障，贷款建设风电场逐渐增多。
但此时国产的风力发电机功率不稳定，效率低，国内大功率的风力发电机组十分依赖进口，国产发电机占比仅有30%,国外如西班牙的歌美飒、丹麦的维斯塔斯、美国的通用电气这些外企进口的机组占据了当时国内70%的份额。
三、风电行业产业化高速阶段（2004-2010年）：主要通过实施风电特许权招标来确定风电场投资商、开发商和上网电价，通过施行《可再生能源法》及其细则，建立了稳定的费用分摊制度，迅速提高了风电开发规模和本土设备制造能力。
在国家政策和各类补贴的推动下，这段时间里风电行业实现了数年的高速增长，在2010年新增装机容量达到18.97GW,此时国内风电设备国产化率已达到90%o当时新生了比较有名的企业代表有金风科技、明阳智能、华锐风电（由于当时激进的扩张已退市）四、弃风现象严重阶段（2011年2012）由于早期我国大部分的风电站集中建设在三北地区（远离用电量大东的南沿海地区），风电发电不稳定，发电量时大时小无法实现稳定供给，再加上当时储能设施配套和特高压输电的不完善，导致出现严重的弃风弃电现象。
与此同时，风机产品故障问题也开始显现，国内风电场后发生多起大面积脱网事故。
为此，政府监管趋严，电监会要求已经电网运行的风电场要通行风电机组低电压穿越能力核查，不具备低电压穿越能力的要尽快制定切实可行的低电压穿越能力改造计划。
由于风电电网检测资源不足，风电整机企业排队等待检测，影响电网速度。
五、弃风现象改善，装机量增长阶段（2013年2015）一方面，风电弃风率在2013和2014年出现下滑：2013年冬季气温同比偏高,供暖期电网调峰压力较小,风电消纳较好的夏秋季来风增加，同时全国电力负荷同比增速提升，弃风率呈现一定好转;另一方面，受2015年以后的网风电标杆电价下调影响,2015年出现较为强烈的抢装潮，推动2015年新增装机达30.75GW,为历年最高值。
中国的风电政策发展历程可以追溯到20世纪80年代末和90年代初。
以下是风电政策的主要里程碑事件：1. 1990年代初：中国开始意识到可再生能源的重要性，风能成为其中的一项重要资源。
在此期间，中国引进了最早的风力发电技术和设备。
2. 2005年：中国政府正式发布了第一个国家性的风能法规——《可再生能源法》，目的是推动可再生能源的开发和利用，为风能产业的发展提供了强有力的政策支持。
3. 2007年：中国政府发布了《可再生能源发展中长期规划》，明确了可再生能源在能源结构中的重要地位，并提出了2020年可再生能源占一次能源消费比重达到15%的目标。
4. 2009年：中国启动了全国风电资源调查项目，以评估和确定风能资源分布情况，为风电开发提供科学依据。
5. 2011年：中国政府发布了《关于加快发展风能产业的若干意见》，提出了进一步支持风电产业发展的政策措施，包括加大对风电项目的电价补贴和金融支持，加强技术支持和示范项目建设等。
6. 2013年：中国政府发布了《关于积极推进风电健康可持续发展的指导意见》，强调风电产业应做到健康发展，加强技术创新和标准化建设，提高风电的并网运行质量。
7. 2014年：中国政府发布了《关于促进风电产业健康发展的若干意见》，提出进一步规范风电产业发展，实施分类管理，推动技术进步和装备升级，加强市场准入和运行管理等。
8. 2015年：中国启动了全国风电可再生能源试点示范项目，并提出到2020年建设200个风电示范区。
9. 2016年：中国政府发布了《可再生能源电价政策（2016年修订）》，进一步完善风电的市场准入机制和电价政策。
10. 2017年：中国政府发布了《关于推进风电健康可持续发展的若干意见》，提出进一步加快风电市场化进程，推动风电装备制造和技术创新，推动风电与其他能源形式的融合发展。
11. 2020年：中国发布了《关于新能源发展的2030年规划》，将风电作为重点发展的新能源形式之一，并提出了到2030年风电装机容量达到1,200万千瓦的目标。
调研 | Survey36 风能 Wind Energy年中国风电装机容量统计2014统计说明1. 自2014年12月末至2015年2月，中国可再生能源学会风能专业委员会对“2014年中国风电装机情况”进行了调研和统计，具体统计时期为：2014年1月1日至2014年12月31日。
统计基础数据来源于风电机组制造商，具体的项目信息与各风电机组制造商、风电场开发商以及各地发改委进行了核对，并对部分项目进行了现场核对，以期保证统计信息的真实、准确。
2. 本统计中的“风电装机容量”是指“出厂吊装容量”，是风电场现场已完成吊装工程的风电机组容量，具体指厂家发货到现场，施工单位完成该项目的最后一台机组吊装后的容量统计，与风电并网装机容量或发电装机容量不同，本统计中，不考虑是否已经调试运行或并网运行。
出厂吊装容量的主要意义在于体现年度设备销售市场状况，同时也体现了企业年度生产量和出货量情况。
3. 本统计虽与发改委、开发商等核实，但由于各统计存在不同时间截点、不同统计口径等问题，因此与开发商及相关政府管理部门的统计结果不完全一致。
1. 2. 3.Survey | 调研2015年第02期 37总体装机情况2014年，中国风电产业发展势头良好，新增风电装机量刷新历史记录。
据统计，全国（除台湾地区外）新增安装风电机组13121台，新增装机容量23196MW，同比增长44.2%；累计安装风电机组76241台，累计装机容量114609MW，同比增长25.4%。
区域装机情况2014年，我国各大区域的风电新增装机容量与2013年相比，除东北地区有所下降外，其他区域的新增装机容量均呈上升态势。
东北三省区域除黑龙江省新增装机容量略显增长外，吉林和辽宁分别同比下降28.76%和44.8%。
西南和西北区域新增装机容量分别同比增长72.26%和67.84%，华北区域同比增长45.44%、华东区域同比增长41.26%。
2014年，我国各省区市风电新增装机容量中，排名前五的省份有甘肃、新疆、内蒙古、宁夏和山西，占全国新增装机容量的52.6%。
风力发电调研报告(精选多篇) 第一篇：2014-2014年中国新疆风力发电行业全景调研与投资战略报告2014-2014年中国新疆风力发电行业全景调研与投资战略报告报告链接：报告目录第一章风能资源的概述1.1风能简介1.1.1风能的定义1.1.2风能的特点1.1.3风能密度第二章1.1.4风能的利用方式1.2中国的风能资源与利用1.2.1中国风能资源的形成及分布1.2.2中国风能资源储量与有效地区1.2.3中国风能开发应用状况1.2.4风能开发可缓解中国能源紧张1.2.5风能开发尚不成熟1.3风力发电的生命周期1.3.1生命周期1.3.2风力发电机组组成1.3.3各阶段环境影响分析1.3.4综合分析与比较中国风力发电产业的发展2.1全球风力发电的总体分析2.1.12014年世界风力发电产业概况2.1.22014年欧盟风力发电产业发展分析2.1.32014年世界各国积极推进风电产业发展 2.1.42014-2014年全球风电市场预测2.2中国风电产业的发展综述2.2.1我国风电产业发展回顾2.2.2中国风电产业日益走向成熟 2.2.32014年我国风力发电能力排名世界第五2.2.42014年中国风电装机总量突破1300万千瓦2.2.5国内风电市场发展常态机制的构成2.2.6风电市场发展机会与竞争并存2.2.7中国大力发展海上风力发电 2.3中国风力发电产业发展面临的问题 2.3.1风电产业繁荣发展下存在的隐忧 2.3.2中国风电产业存在硬伤 2.3.3国内风电发展面临的困难2.3.4阻碍风电产业发展的四道槛2.3.5风电产业突破瓶颈还有待时日 2.4中国风力发电产业的发展策略 2.4.1中国风电产业的出路分析2.4.2国内风电发展的措施2.4.3改善产业环境加快风电步伐第三章2.4.5技术是推动风力发电发展的动力2.4.6风电市场的发展需加大电网建设的投入中国风力等新能源发电行业相关经济数据分析 3.12014-2014年中国风力等新能源发电业总体数据分析3.1.12014年我国风力等新能源发电业全部企业数据分析3.1.22014年我国风力等新能源发电业全部企业数据分析 3.1.32014年我国风力等新能源发电行业全部企业数据分析3.22014-2014年我国风力等新能源发电业不同所有制企业数据分析分析分析析析第四章3.2.12014年我国风力等新能源发电业不同所有制企业数据3.2.22014年我国风力等新能源发电业不同所有制企业数据 3.32014-2014年我国风力等新能源发电业不同规模企业数据分析3.3.12014年我国风力等新能源发电业不同规模企业数据分 3.3.22014年我国风力等新能源发电业不同规模企业数据分新疆风力发电产业发展分析 4.1新疆风能资源概述4.1.1新疆的风向及有效风能密度4.1.2新疆的风速4.1.3新疆主要风区4.2新疆风电产业发展概况4.2.1新疆加快风电资源的开发领用4.2.2新疆风电产业总体发展分析4.2.3新疆风力发电产业发展迅猛4.2.42014年新疆五大风区发展壮大4.2.52014年新疆掀起风电开发热潮4.2.6发展风力发电对新疆电网的影响4.3新疆风力发电重大项目进展状况 4.3.12014年初华电小草湖风电项目并网发电4.3.22014年阿拉山口风电项目开发协议签订4.3.32014年南疆首个风电项目落户库车 4.3.42014年初阿勒泰金风布尔津风电场并网发电4.3.52014年初新疆塔城风力发电场建成4.4新疆达坂城风电场4.4.1新疆达坂城风力发电场介绍4.4.2达坂城风电场成为发展洁净再生能源样本 4.4.32014年达坂城风电三场清洁发展机制基金获签4.5新疆风电产业发展存在的问题及对策4.5.1新疆风电产业存在的主要问题4.5.2新疆风能资源开发利用面临的挑战4.5.3新疆风电产业的主要发展策略4.5.4推动新疆风力发电科学发展的战略举措5.1乌鲁木齐5.1.1乌鲁木齐风能资源丰富5.1.2乌鲁木齐风电产业发展进入战略机遇期5.1.32014年乌鲁木齐风能企业扩能5.1.42014年乌鲁木齐风电产业园产值将达100亿5.2吐鲁番5.2.1吐鲁番风电开发快速发展5.2.22014年吐鲁番风力发电场建设紧张进行第六章5.2.3吐鲁番计划对三十里风区进行风电开发5.2.42014年吐鲁番风电装机容量将超1500万千瓦5.3阿勒泰5.3.1阿勒泰风能资源开发潜力巨大5.3.2风力发电为阿勒泰供电平衡作出贡献5.3.32014年阿勒泰哈巴河县风力发电场开建 5.3.42014年阿勒泰风电产业持续健康发展5.4哈密5.4.1哈密风能资源的开发利用5.4.2哈密地区风力发电发展迅速5.4.32014年哈密千万千瓦级风电基地开发启动5.4.42014年哈密风电装机规模可达2014万千瓦风电设备的发展6.1国际风电设备发展概况6.1.1世界风电设备制造业快速发展6.1.2世界风电设备装机容量分地区统计 6.1.32014年全球风电机组供求趋于平衡 6.1.4欧洲风能设备市场竞争逐渐激烈 6.1.5英美两国风电设备的概况 6.2中国风电设备产业的发展6.2.1中国风电设备行业发展研析6.2.2中国风电设备制造异军突起 6.2.3风电设备市场迎来高速增长期 6.2.4风电设备行业现状及企业发展分析 6.2.5国内风电市场额被国外企业瓜分6.3新疆风电设备产业的发展6.3.1新疆风电产业发展拉动设备制造业6.3.2新疆风力发电设备市场需求旺盛6.3.3新疆全力打造风电设备制造基地6.3.42014年新疆风电机组出口古巴6.3.5中外风电设备企业争相布局新疆市场 6.4相关风电设备及零件发展分析 6.4.1风电制造业遭遇零部件掣肘6.4.2风电机组发展状况分析6.4.3中国风电机组实现自主研发大跨越6.4.4中国风机市场发展及竞争分析第七章6.4.6风电轴承业市场及企业分析6.5风电设备产业发展存在的问题及对策 6.5.1中国风力发电设备产业化存在的难题 6.5.2风电设备制造业应警惕泡沫的存在 6.5.3发电设备国产化水平不高制约风电产业发展6.5.4国产风电设备突围的对策6.5.5中国风电设备制造技术发展出路分析风力发电的成本与定价第八章7.1中国风力发电成本的概况7.1.1风电成本构成7.1.2中国加快风电发展降低成本迫在眉睫7.1.3中国风电成本分摊问题亟需解决7.1.4降低风力发电成本的三条基本原则7.2中国风力发电电价的综述7.2.1中国风电电价政策探析7.2.2电价附加补贴将到位加速风电发展7.2.32014年国内风电价格远低于光伏7.2.4中国风电价格形成机制背后的隐患7.2.5中国风电价格落后市场需求7.3风电项目两种电价测算方法的分析比较7.3.1风电场参数设定7.3.2电价测算7.3.3结论7.4风力发电等实施溢出成本全网分摊的可行性研究7.4.1实施发电溢出成本全网分摊的影响因素和控制手段7.4.2风力发电的合理成本及走势7.4.3风力发电溢出成本全网分摊结果分析7.4.4可再生能源发电综合溢出成本全网分摊的可能性7.4.5效益分析风力发电特许权项目分析8.1风电特许权方法的相关概述8.1.1国际上风电特许权经营的初步实践8.1.2政府特许权项目的一般概念8.1.3石油天然气勘探开发特许权的经验8.1.4bot电厂项目的经验综述8.1.5风电特许权经营的特点8.2实施风电特许权方法的法制环境简析8.2.1与风电特许权相关的法律法规8.2.2与风电特许权相关的法规和政策要点8.2.3现有法规对风电特许权的支持度与有效性8.3中国风电特许权招标项目实施情况综述8.3.1风电特许权项目招标的基本背景8.3.22014年风电特许权示范项目情况8.3.32014年第二批特许权示范项目情况8.3.52014年第四批特许权招标的基本原则8.3.62014年第五期风电特许权招标改用"中间价"8.4风电特许权经营实施的主要障碍以及对策8.4.1全额收购风电难保证8.4.2长期购电合同的问题8.4.3项目投融资方面的障碍8.4.4税收激励政策8.4.5使特许权项目有利于国产化的方式第九章第十章8.4.6风资源的准确性问题风力发电产业投资分析9.1殴债危机给风电产业带来投资机遇9.1.12014年美国次贷危机引发全球经济动荡9.1.2殴债危机给国内投资环境带来的机遇与挑战9.1.3中国调整宏观政策促进经济持续增长9.1.4殴债危机为新能源发展带来投资商机9.1.5殴债危机影响下风电产业迎来发展机遇9.2新疆风电产业投资概况9.2.1风力发电成为能源紧缺时代的投资新宠9.2.2新疆风能资源开发持续升温9.2.3外来投资拉动新疆风电产业扩张9.2.4新疆鼓励中外企业投资开发风能资源9.2.5风电投资热遭遇定价掣肘9.3投资风险9.3.1风电投资的潜在风险9.3.2风电发展初级阶段市场存在风险9.3.3风电产业中的隐含风险分析9.3.4风电企业无序开发值得警惕9.4风电投资风险的防范及发展前景9.4.1风电投资风险防范策略9.4.2风电投资的信贷风险防范9.4.3扩大内需将带动风电产业发展9.4.4未来风电设备产业投资预测风电产业前景展望10.1中国风力发电产业未来发展预测10.1.12014-2014年中国风力等新能源发电行业预测分析10.1.22014年中国风力发电量预测10.1.3中国风电发展目标预测与展望10.1.4国内风电场建设的发展预测10.1.5中国风电产业未来发展思路10.2风电设备行业发展前景10.2.1未来风电设备市场展望10.2.2风电设备行业发展前景看好10.2.3风电设备制造行业将进入快速发展期10.3新疆风电产业发展前景容。
总体装机情况2014年，中国风电产业发展势头良好，新增风电装机量刷新历史记录。
据统计，全国（除台湾地区外）新增安装风电机组13121台，新增装机容量23196MW ，同比增长44.2%；累计安装风电机组76241台，累计装机容量114609MW ，同比增长25.4%。
区域装机情况2014年，我国各大区域的风电新增装机容量与2013年相比，除东北地区有所下降外，其他区域的新增装机容量均呈上升态势。
东北三省区域除黑龙江省新增装机容量略显增长外，吉林和辽宁分别同比下降28.76%和44.8%。
西南和西北区域新增装机容量分别同比增长72.26%和67.84%，华北区域同比增长45.44%、华东区域同比增长41.26%。
2014年，我国各省区市风电新增装机容量中，排名前五的省份有甘肃、新疆、内蒙古、宁夏和山西，占全国新增装机容量的52.6%。
其中甘肃同比增长488.3%，宁夏同比增长91.44%，新疆同比增长2.23%，内蒙古同比增长29.46%，山西同比增长17.97%。
2014年，我国风电累计装机容量（除台湾地区外）为114608.89MW ，其中，内蒙古自治区依然保持全国首位，累计装机容量达到22312.31MW ，占全国19.5%。
其次为甘肃，占全国9.36%，河北和新疆占比相当，分别为8.61%和8.44%。
海上风电装机情况2014年，中国海上风电新增装机61台，容量达到229.3MW ，同比增长487.9%，其中潮间带装机容量为130MW ，占海上风电新增装机总量的56.69%。
2014年，远景能源和上海电气的海上风电机组供应量较大，其他企业仅安装了实验样机。
截至2014年数据来源：CWEA图1 2004年-2014年中国新增和累计风电装机容量数据来源：CWEA图2 2004-2014年中国各区域新增风电装机容量注：1、华东地区（包括山东、江西、江苏、安徽、浙江、福建、上海）；2、华北地区（包括北京、天津、河北、山西、内蒙古）；3、西北地区（包括宁夏、新疆、青海、陕西、甘肃）；4、中南地区（包括湖北、湖南、河南、广东、广西、海南）；5、西南地区（包括四川、云南、贵州、西藏、重庆）；6、东北地区（包括辽宁、吉林、黑龙江）；表1 2013和2014年年各省区装机容量对比（单位：MW）数据来源：CWEA图3 2014年中国各省区市风电新增装机容量数据来源：CWEA数据来源：CWEA数据来源：CWEA图4 2014年中国各省区市风电累计装机容量图5 截至2014年底中国海上风电新增和累计装机情况底，中国已建成的海上风电项目装机容量共计657.88MW。
国家能源局关于印发全国海上风电开发建设方案（2014-2016）的通知文章属性•【制定机关】国家能源局•【公布日期】2014.12.08•【文号】国能新能〔2014〕530号•【施行日期】2014.12.08•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文国家能源局关于印发全国海上风电开发建设方案（2014-2016）的通知国能新能〔2014〕530号天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、广西、海南、大连发展改革委（能源局），国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投、中广核、神华、三峡，国家海洋局海洋咨询中心、水电水利规划设计总院、国家可再生能源中心、中国风能协会：为落实风电发展“十二五”规划，做好海上风电发展工作，根据《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》，结合沿海地区风能资源、项目前期工作进展和海上风电价格政策，编制了全国海上风电开发建设方案（2014-2016），现印发你们，并将有关要求通知如下：一、海上风电是可再生能源发展的重要领域，是推动风电技术进步和产业升级的重要力量，是促进能源结构调整的重要措施。
我国海上风能资源丰富，加快海上风电项目建设，对于促进沿海地区治理大气雾霾、调整能源结构和转变经济发展方式具有重要意义。
各有关单位要充分认识做好海上风电工作的重要性，采取有效措施积极推进海上风电项目建设，不断提升产业竞争力，促进海上风电持续健康发展。
二、列入全国海上风电开发建设方案（2014-2016）项目共44个，总容量1053万千瓦，具体项目见附表。
列入开发建设方案的项目视同列入核准计划，应在有效期（2年）内核准。
在有效期内尚未完成核准的项目须说明原因，重新申报纳入开发建设方案。
对于今后具备条件需纳入开发建设方案的新项目，待开发建设方案滚动调整时一并纳入。
三、各省（区、市）发展改革委、能源局要加强与海洋、海事、军事等部门沟通协调，简化管理程序，认真落实项目建设条件，督促项目建设单位深化前期工作，协调解决项目建设面临的矛盾和问题，积极有序推进项目建设，保证项目建设秩序，按风电项目核准权限核准项目建设，做好监督管理。
国内风电政策一览（2013年至2014年上半年）2013 年2 月16 日，《国家能源局关于做好2013 年风电并网和消纳相关工作的通知》。
要求要高度重视风电的消纳和利用，把提高风电利用率作为做好能源工作的重要标准;认真分析风电限电的原因，尽快消除弃风限电。
通知中还对全国风电开发较多的省区做出了具体工作部署。
2013 年2 月26 日，财政部、国家发展改革委、国家能源局《关于可再生能源电价附加资金补助目录(第四批)的通知》。
其中风力发电项目涉及18918MW。
2013 年3 月11 日，《国家能源局关于印发“十二五”第三批风电项目核准计划的通知》。
列入第三批风电核准计划的项目共491 个，总装机容量27970MW。
此外，安排促进风电并网运行和消纳示范项目4 个，总装机容量750MW。
2013 年3 月29 日，财政部《关于预拨可再生能源电价附加补助资金的通知》。
按照第一至第四批目录，预拨付风力发电补助资金93.14 亿元(含风力发电项目和接网工程等)。
2013 年3 月15 日，国家能源局《关于做好风电清洁供暖工作的通知》。
为提高北方风能资源丰富地区消纳风电能力，减少化石能源低效燃烧带来的环境污染，改善北方地区冬季大气环境质量，将在北方具备条件的地区推广应用风电清洁供暖技术。
2013 年在吉林和内蒙共建成了4 个清洁电力供暖示范项目，有效探索了供热、储热技术，及相关调度运行实践。
2013 年4 月，国家能源局对白城申报的《吉林省白城市风电本地消纳综合示范区规划》予以正式批复。
同意白城市开展风电本地消纳试点工作。
白城市成为全国唯一的风电本地消纳综合示范区。
2013 年5 月8 日，《国家能源局关于建立服务能源企业科学发展协调工作机制的通知》。
决定建立国家能源局服务企业发展协调工作机制，其中，新能源和可再生能源司牵头成立服务新能源和可再生能源企业科学发展协调工作小组并负责建立相关工作机制。
2013 年5 月15 日，《国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》发布。
风力发电对电价机制的影响及对策研究张慧慧;段盛兰【摘要】风能资源作为可再生能源,安全、清洁、资源丰富;风力发电也是如今新能源领域中技术最成熟、最具开发前景的新能源之一.近年来,越来越多的大中型风电场投入运行,然而其规模至今没有取得大突破.为了解决这一状况,本文将通过分析制约我国风电事业难以发展的障碍,比较世界各风电强国的发展现状,找出制约我国风能发展的原因,最后提出相关的政策建议,为我国风电事业的发展提出有价值的参考.【期刊名称】《消费导刊》【年(卷),期】2010(000)006【总页数】2页(P67,157)【关键词】风电;并网;电价机制【作者】张慧慧;段盛兰【作者单位】长沙理工大学;长沙理工大学【正文语种】中文前言化石燃料的稀缺、能源结构的改变，使全球面临着能源挑战；温室效应的严重、气候的变暖、臭氧层的破坏，使能源安全问题日益突出。
在此环境下，新能源得到了越来越广泛的关注和发展，其中以资源相对丰富的风能为最。
近5年来，世界风电产业蓬勃发展，年均增长率约25%，2008年底全世界风电装机容量已达1.2亿千瓦，比上年增加2706万千瓦。
相比之下，2008年我国风电总装机容量达1221万千瓦，其中在2008年新增装机容量630万千瓦。
风电场总数达239个，总装机台数达11638台。
其中内蒙古装机376万千瓦，占全国风电装机总量30.9%，排第一位。
虽然目前我国在风电技术的开发方面获得了实质性的进展，主要部件国内已能自行制造，但是，在实际的发展过程中，我国的风电事业还面临着一系列障碍，其中既有政策问题，也有技术问题，正是这些问题使得我国风电事业在发展的过程中遇到阻碍而难以取得大规模进展。
一、当前我国风电发展的障碍（一）风电成本。
风电成本主要是风电场投资成本，其是衡量风电场建设经济性的主要因素，归纳起来有以下三个方面：固定资产投资、建设期利息、流动资金。
它的项目贷款年利率为7.83%，贷款偿还期为15年，贷款宽限期为3年，宽限期后每年按本息等额方式偿还。
最新水电、核电、风电电价对比电价情况类型电价范围（元）平均电价（元）电价发展趋势备注水电0.2—0.4 0.265 随着火电的逐渐减少，有上升趋势，但变化幅度小。
火电0.3—0.5 0.4—0.5 由于煤炭市场的萎靡以及环境的要求，国家再次下调火电价位，今后也会逐渐降低，火电在能源板块中的比例会逐渐减少。
脱硫煤电在此基础加价0.015元。
核电0.43 0.43将根据核电技术进步、成本变化、电力市场供需状况变化情况对核电标杆电价进行评估并适时调整。
核电实行标杆上网电价政策风电0.51—0.61 按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，分别规定每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元的风电标杆上网电价。
国家有下调的趋势。
发展下调风电上网电价的原因主要有两个：一个是风电设备价格降价明显，一个是可再生能源发展基金缺口较大，所以评估减少补贴。
政府政策和财政补贴，可再生能源基金补贴。
光电0.8—1.1 一类资源区（年大于1600小时）为0.8元；二类资源区（年在1400—1600小时）为0.9元；三类资源区（年在1200—1400小时）为1.0元；四类资源区（年小于1200小时）为1.1元。
其中对于特殊地区如西藏、云南、青海等为1.15元。
国家根据地区情况，统一定价，较稳。
对于分布式开发，自发自用余电上网的光伏发电系统的电价为：一类资源区1.0元；二类资源区1.15元；三类资源区 1.25元；四类资源区1.35元。
说明：此价位表根据近两年各类电价的实际情况整理。
2014年中国我国风电发展模式及定价机制分析2014年中国我国风电发展模式及定价机制分析智研数据研究中心网讯：内容提要：未来几年我国的风电发展模式为：“大型风电基地建设为中心，规模化和分布式发展相结合”，即在过去建立大基地融入大电网促进风电规模化发展的基础上，支持资源不太丰富的地区，发展低风速风电场，倡导分散式开发模式。
(1）我国风电行业发展模式a. 大规模集中开发是我国“十一五”期间风电开发的主要模式为更好推动我国风电发展，有效利用苏、沪沿海漫长的潮间带以及内蒙古、甘肃、新疆等地区丰富的草原和荒漠，国家发改委于2008 年提出了按照“建设大基地、融入大电网”的要求，规划建设八个千万千瓦级风电基地的发展目标。
八个千万千瓦级风电基地分别位于甘肃酒泉、新疆哈密、河北、吉林、内蒙古东部、内蒙古西部、江苏、山东等风能资源丰富的地区。
根据规划，到2020 年，在配套电网建成的前提下，各风电基地具备总装机1.4 亿kW 的潜力。
b. 规模化和分布式发展相结合将成为“十二五”期间新的发展模式在大规模集中开发的模式下，风电场建设密集，但绝大部分分布于“三北”（华北、西北、东北）地区，远离东南部电力消费地区，使得风电并网难度较高。
因此，国家能源局提出，未来几年我国的风电发展模式为：“大型风电基地建设为中心，规模化和分布式发展相结合”，即在过去建立大基地融入大电网促进风电规模化发展的基础上，支持资源不太丰富的地区，发展低风速风电场，倡导分散式开发模式。
这样能避免风电场的过于集中对电网造成的压力，尤其是在东部建设低风速风电场可以就近为东部电力负荷较大的地区供电，缓解电网输配电压力。
（2）我国风电行业发展的区域特征截至2011 年12 月31 日，我国有30 个省、市、自治区（不含港、澳、台地区）已实现风电场并网发电，风电累计并网装机容量超过1GW 的省份为11个，其中超过2GW 的省份为7 个。
内蒙古自治区领跑我国风电发展，紧随其后的是甘肃省和河北省，前十名省份并网装机容量合计占全国装机容量的87.74%。
下表所列为2011 年各省风电并网装机容量及上网电量统计：根据《可再生能源法》及《可再生能源发电有关管理规定》，可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整和公布。
（3）行业定价机制根据国家发改委颁布并于2006 年1 月1 日生效的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7 号），2005 年12 月31 日后获得国家发改委或者省级发改委核准的风电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定；可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊。
2009 年7 月，国家发改委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906 号），对风力发电上网电价政策进行了完善。
文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。
四类风电标杆上网电价水平分别为0.51 元/kWh、0.54 元/kWh、0.58元/kWh 和0.61 元/kWh，2009 年8 月1 日起新核准的陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的标杆上网电价，海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。
政府针对四类风能资源区发布的指导价格为最低限价，实际执行电价由风力发电企业与电网公司签订购电协议确定后，报国家物价主管部门备案。
2009 年8 月1 日之前核准的陆上风电项目，上网电价仍按原有规定执行。
并继续实行风电价格费用分摊制度，风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。
脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整。
全国风力发电标杆上网电价表如下所示：(4) 我国“可再生能源电价补贴”政策a、可再生能源电价补贴相关政策规定贴的省级电网企业，按照短缺资金金额颁发同等额度的可再生能源电价附加配额证，同时制定和下达配额交易方案。
为方便交易，可以对每个电网企业在本省资金总额度内开具多张电价附加配额证”、“各省级电网企业可再生能源电价附加金额的余缺逐期滚存。
可再生能源附加总额不足时，按收取额占应付额的比例开具电价附加配额证，累计不足部分在次年电价附加中解决。
”2009 年7 月20 日，国家发改委颁布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，其中第一条规定，“分资源区制定陆上风电标杆上网电价。
按风能资源状况和工程建设条件，决定将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。
”第二条规定，“风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。
脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整”。
2012 年3 月14 日,财政部、国家发展改革委、国家能源局颁布了《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》。
该办法第十三条规定：“省级电网企业、地方独立电网企业应根据可再生能源上网电价和实际收购的可再生能源发电上网电量，按月与可再生能源发电企业结算电费”；第十一条规定：“可再生能源电价附加补助资金原则上实行按季预拨、年终清算。
省级电网企业、地方独立电网企业根据本级电网覆盖范围内的列入可再生能源电价附加资金补助目录的并网发电项目和接网工程有关情况，于每季度第三个月10 日前提出下季度可再生能源电价附加补助资金申请表，经所在地省级财政、价格、能源主管部门审核后，报财政部、国家发展改革委、国家能源局。
公共可再生能源独立电力系统项目于年度终了后随清算报告一并提出资金申请”。
b、“可再生能源电价补贴”的具体工作执行过程本公司各子公司与所在地电网公司所签署的《购售电合同》中，电价是确定的和唯一的。
对于包括本公司在内的可再生能源发电企业而言，电网公司是一次性支付全部电价，还是出于其资金周转考虑，将电价根据资金筹措来源的不同分解为两部分（即“当地脱硫燃煤机组标杆上网电价”部分和“可再生能源电价补贴”部分）进行支付，仅仅是电价结算周期上的差异。
对于本公司在电力生产、销售过程中的合同义务的满足时点（即：完成上网电力的供应）而言，并不存在差异。
本公司及其合并范围内子公司的各项收入中，亦不存在独立于“售电收入”以外的“可再生能源电价补贴”收入。
由于电网企业之间存在一个将其收取的可再生能源电价附加进行调配的过程，因此，部分电网企业出于自身资金周转的考虑，会在向发电企业支付电力价款时暂按较低的常规能源上网电价（即“当地脱硫燃煤机组标杆上网电价”）为参照结算部分电力价款，剩余部分价款则待其完成“可再生能源电价附加”的配额交易后再行支付。
全国范围内的配额调配的周期通常在6 个月以上。
国家发改委分别在2008年11 月、2009 年6 月、2009 年12 月、2010 年8 月和2011 年1 月发布发改价格[2008]3052 号、发改价格[2009]1581 号、发改价格[2009]3217 号、发改价格[2010]1984 号和发改价格[2011]122 号通知，公布2007 年10 月至2008 年6月、2008 年7-12 月、2009 年1-6 月、2009 年7-12 月和2010 年1-9 月的可再生能源电价补贴和配额交易方案。
根据以上通知，电价附加存在资金缺口的省级电网企业，应在配额交易完成10 个工作日内，对可再生能源发电项目结清电费。
7）我国风电行业发展趋势为满足“十二五”规划1 亿kW 的风电装机目标，我国确定了三条具体的风电规划路径，分别为陆上大型基地建设、陆上分散式并网开发、海上风电基地建设，具体如下：a. 继续建设陆上大型基地。
虽然八大千万千瓦级风电基地是我国风电最为集中的地区，但其开发空间仍非常广阔。
根据国家《新能源产业振兴规划》草案，到2020 年，八大千万千瓦级风电基地的装机容量将超过1.35 亿kW，保证我国3,000 多亿千瓦时电能的输出和消纳，实现国家可再生能源中长期规划的目标。
b. 进行陆上分散式并网开发。
山西、辽宁、黑龙江、宁夏等部分地区，风能资源品质和建设条件较好，适宜开发建设中小型风电场。
河南、江西、湖南、湖北、安徽、云南、四川、贵州以及其他内陆省份，也有一些资源条件和建设条件较好、适宜进行分散式并网开发的场址。
“十二五”期间，我国将在上述地区因地制宜开发建设中小型风电项目。
c. 建设海上风电基地。
在江苏、山东、河北、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等沿海区域开发建设海上风电场。
到2015 年底，实现海上风电场装机容量500 万kW。
目前，我国风电行业的高速发展留下了一些问题，风力发电发展迅猛而电网建设相对滞后，造成并网困难；行业标准出台迟缓，行业缺乏统一的衡量准则，也使得质量不过关风机产品进入市场，导致事故发生等。
因此，“十二五”期间，我国风电进入战略转型期，从注重总量提升，向质量并举，以质取胜转变，风电行业将由高速发展向健康发展过渡。
日前，中央政府已出台一系列政策旨在有效抑制地方的投资冲动，控制风电行业过快发展，进一步完善市场化运作。
如，工业和信息化部把风机制造行业确定为产能过剩行业，国家能源局要求对50MW 以下项目实行备案制等。
内容选自智研数据研究中心发布的《2013-2018年中国风电设备行业投资分析及发展趋势预测报告》。
