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中国风电产业发展研究报告正文目录第一章风力发电概念及基本特征 (6)一、风力发电概念 (6)二、风力发电系统结构 (7)（一）风力发电机 (7)（二）风电机组 (8)（三）风电厂系统 (11)三、风力发电产业发展因素 (12)（一）风电发展不存在资源瓶颈 (12)（二）环境问题日益严重推动各国政府扶持清洁新能源的发展 (12)（三）高油价迫使各国寻求可再生的替代能源 (13)（四）风力发电技术日益成熟 (13)第二章风电产业发展现状分析 (15)一、世界风电产业发展现状分析 (15)（一）世界风能资源分布 (15)（二）世界风电装机容量分析 (15)（三）世界风力发电的政策环境 (16)二、我国风电产业发展现状分析 (23)（一）我国风能资源储量及其分布 (23)（二）我国风电装机容量分析 (25)（三）我国风力发电量分析 (26)（四）我国风电场建设分布分析 (26)第三章风电设备制造业发展现状分析 (27)一、世界风电设备制造业发展现状 (27)（一）主要风电设备生产国分析 (27)（二）主要风电设备生产企业分析 (27)（三）主要风电设备产品类型分析 (28)二、我国风电设备制造业发展现状分析 (28)（一）我国风电设备行业五力分析 (28)（二）我国风电设备市场供需分析 (31)（三）中国风电设备市场竞争格局分析 (32)第三章风电设备制造业发展现状分析 (33)一、我国风电产业政策分析 (33)（一）我国风力发电政策综述 (33)（二）《可再生能源中长期发展规划》 (36)（三）《中华人民共和国可再生能源法》 (37)（四）《可再生能源十一五规划》 (39)（五）《风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法》 (42)二、我国风电产业运营模式分析 (44)（一）风电特许经营权产生的背景 (44)（二）风电特许经营权的运行机制 (46)（三）风电特许经营权的影响 (48)三、《京都议定书》及对我国风电产业发展影响 (49)（一）《京都议定书》概述 (49)（二）清洁发展机制及对我国风电产业影响 (51)第四章我国风电电价构成及变动分析 (54)一、概念界定 (54)（一）目标电价 (54)（二）基准电价 (55)二、风电电价的构成和影响因素 (55)（一）风电电价的构成 (55)（二）风电电价的影响因素 (56)三、我国风电电价分析 (56)（一）风电电价的一般计算过程 (56)（二）各种因素对风电电价的影响分析 (57)（三）风电电价差异及变动趋势 (61)第五章我国风电产业存在的问题 (63)一、电网建设滞后 (63)二、设备技术落后 (63)三、政策体系不完善 (64)四、资金短缺、融资能力薄弱 (64)五、成本不断上涨 (64)第六章河北省风电项目投资情况分析 (65)一、近期河北省风电项目投资情况一览 (65)二、河北省近期风电项目投资分析 (69)（一）投资区域选择分析 (69)（二）单位造价成本分析 (70)图表目录图表1：风力发电机构成图 (7)图表2：世界风能资源情况（单位：TWH/A） (15)图表3：1998年-2008年全球累计装机容量变化情况（单位：兆瓦） (15)图表4：1998年-2008年全球风电新增装机容量变化情况（单位：兆瓦） (16)图表5：支持风电设备国产化的直接政策机制 (17)图表6：支持风电设备国产化的间接政策机制 (19)图表7：我国风能资源分布图 (23)图表8：2008年我国风电装机容量变化图 (25)图表9：2008年电力工业统计数据 (26)图表10：中国已建及部分拟建风电场分布图 (26)图表11：2005-2007年全球十大风电设备生产商市场份额 (28)图表12：世界各种容量机型占比变化情况 (28)图表13：中国风电设备行业五力分析模型图 (29)图表14：2004-2008年我国新增风电装机市场份额变化图 (32)图表15：我国涉及风电的能源政策 (36)图表16：风电项目建设区域分布 (40)图表17：资源条件对电价的影响 (58)图表18：内部收益率对风电电价的影响 (58)图表19：增值税对风电电价的影响 (59)图表20：关税对风电电价的影响 (59)图表21：所得税对风电电价的影响 (59)图表22：还贷期对风电电价的影响 (60)图表23：投资总额对风电电价的影响 (61)图表24：近期河北省风电项目投资情况表 (65)图表25：河北省风电项目投资金额与投资规模线性图 (70)第一章风力发电概念及基本特征一、风力发电概念风能是地球表面大量空气流动所产生的动能。
我国风电电价构成与变动分析一、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与其参数，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)。
二、风电电价的构成和影响因素(一)风电电价的构成中国现行的财务核算体制下，风电电价由以下部分构成：上网电价=发电成本+税金+利润(税后)发电成本=折旧费+维修费+工资福利+保险金+材料费+转贷费+摊消费+利息+其他税金=增值税+增值税附加+所得税增值税=售电收入×8.5% 增值税附加=增值税×8%所得税=(售电收入-发电成本-税金)×33%利润=售电收入-发电成本-税金(二)风电电价的影响因素影响风电电价的因素很多，其中主要有五个方面：第一，资源状况，直接影响发电量多少。
2009年中国风电装机容量统计中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA ）中国可再生能源学会风能专业委员会自2009年12月底至2010年3 月初，历时三个月，对中国风电市场机组安装情况进行了调研，从整机和零部件制造商获得项目信息基础数据，并就项目与各设备制造商、开发商、能源主管部门等多方比对，以及进行了部分项目的现场核实，力求保证数据的准确性。
重要说明：1.本统计以2009年12月31日止完成安装的风电机组数据为依据，不考虑是否并网运行，包括当年下线并完成安装的样机。
2.本次统计进行了多年项目核对，并对往年数据做出相应修正，新数据将采用核对、修正后的数据。
3.本统计基础数据来源于风电机组、零部件制造商，虽与多方进行多方式项目核对，但由于时间截点、统计口径等存在差异，统计结果并不完全与开发商或相关行政部门公布结果一致。
2009年中国风电装机容量统计工作的顺利完成，要感谢参与调研的整机及零部件企业高效率的数据填报、积极的工作配合以及迅速的反馈；同时对于在本统计进行项目核对过程中提供支持的各开发商领导及相关工作人员表示特别感谢，感谢他们悉心的帮助和支持。
总体情况2009年中国（不含台湾省）新增风电装机10129台，容量13803.2MW，年同比增长124%；累计风电装机21581台，容量25805.3MW，年同比增长 114%。
台湾省当年新增风电装机37台，容量77.9MW；累计风电装机227台，容量436.05MW。
注：1.此次统计结果根据实际情况对历年数据作出修正，之后将采用修正后的新数据；2.2009年新疆达坂城35台Nedwind机组退役，计17.5MW。
各地区风电装机情况2009年，华北地区新增风电装机容量7457.3MW，连续四年位居各区域之首。
其他地区新增风电装机容量：东北（3021.9MW），华东（1579.89MW），西北（1275.8MW），中南（359MW），西南（55.6MW）。
（仅供内部参考）2009年中国风电产业报告资料汇编2010年7月目录2009年中国风电装机容量统计 32009年中国风电整机制造业市场格局及发展态势 14 中国风电及电价发展研究报告 25 中国风能资源分布 352009年中国风电装机容量统计总体情况 5各地区风电装机情况 6各省风电发展情况 6整机企业总体情况 8风电开发商 132009年中国风电装机容量统计中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA ）中国可再生能源学会风能专业委员会自2009年12月底至2010年3 月初，历时三个月，对中国风电市场机组安装情况进行了调研，从整机和零部件制造商获得项目信息基础数据，并就项目与各设备制造商、开发商、能源主管部门等多方比对，以及进行了部分项目的现场核实，力求保证数据的准确性。
重要说明：1.本统计以2009年12月31日止完成安装的风电机组数据为依据，不考虑是否并网运行，包括当年下线并完成安装的样机。
2.本次统计进行了多年项目核对，并对往年数据做出相应修正，新数据将采用核对、修正后的数据。
3.本统计基础数据来源于风电机组、零部件制造商，虽与多方进行多方式项目核对，但由于时间截点、统计口径等存在差异，统计结果并不完全与开发商或相关行政部门公布结果一致。
2009年中国风电装机容量统计工作的顺利完成，要感谢参与调研的整机及零部件企业高效率的数据填报、积极的工作配合以及迅速的反馈；同时对于在本统计进行项目核对过程中提供支持的各开发商领导及相关工作人员表示特别感谢，感谢他们悉心的帮助和支持。
总体情况2009年中国（不含台湾省）新增风电装机10129台，容量13803.2MW，年同比增长124%；累计风电装机21581台，容量25805.3MW，年同比增长 114%。
台湾省当年新增风电装机37台，容量77.9MW；累计风电装机227台，容量436.05MW。
注：1.此次统计结果根据实际情况对历年数据作出修正，之后将采用修正后的新数据；2.2009年新疆达坂城35台Nedwind机组退役，计17.5MW。
7.近期国家有关部委颁发的有关促进风能产业发展政策文件（1）国家发改委发布完善风力发电价格政策的通知。
2009年7月28日，为规范风电价格管理，促进风力发电产业健康持续发展，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），对风力发电由招标定价改为实行标杆上网电价政策。
《通知》规定，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，相应制定风电标杆上网电价。
四类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。
今后新建陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。
海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。
同时规定，继续实行风电费用分摊制度，风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。
（2）全国人大常委会同意国家设立可再生能源发展基金。
2009年8月24日，第十一届全国人大常委会第十次会议首次审议可再生能源法修正案草案，同意国家设立政府基金性质的可再生能源发展基金，来源包括国家财政年度安排专项资金和征收的可再生能源电价附加资金等。
（3）国务院批转国家发改委等部门关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干意见的通知。
2009年9月26日，国务院下发《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见》（国发［2009］38号）。
《意见》指出，不少领域产能过剩、重复建设问题仍很突出，有的甚至还在加剧。
特别需要关注的是不仅钢铁、水泥等产能过剩的传统产业仍在盲目扩张，风电设备、多晶硅等新兴产业也出现了重复建设倾向，一些地区违法、违规审批，未批先建、边批边建现象又有所抬头。
目前，我国风电机组整机制造企业超过80家，还有许多企业准备进入风电装备制造业，2010年，我国风电装备产能将超过2000万千瓦，而每年风电装机规模为1000万千瓦左右，若不及时调控和引导，产能过剩将不可避免。
2009中国风电产业发展研究报告正文目录第一章风力发电概念及基本特征 (6)一、风力发电概念 (6)二、风力发电系统结构 (6)（一）风力发电机 (6)（二）风电机组 (7)（三）风电厂系统 (10)三、风力发电产业发展因素 (10)（一）风电发展不存在资源瓶颈 (10)（二）环境问题日益严重推动各国政府扶持清洁新能源的发展 (11)（三）高油价迫使各国寻求可再生的替代能源 (11)（四）风力发电技术日益成熟 (11)第二章风电产业发展现状分析 (12)一、世界风电产业发展现状分析 (12)（一）世界风能资源分布 (12)（二）世界风电装机容量分析 (12)（三）世界风力发电的政策环境 (14)二、我国风电产业发展现状分析 (18)（一）我国风能资源储量及其分布 (18)（二）我国风电装机容量分析 (20)（三）我国风力发电量分析 (22)（四）我国风电场建设分布分析 (22)第三章风电设备制造业发展现状分析 (23)一、世界风电设备制造业发展现状 (23)（一）主要风电设备生产国分析 (23)（二）主要风电设备生产企业分析 (23)（三）主要风电设备产品类型分析 (24)二、我国风电设备制造业发展现状分析 (25)（一）我国风电设备行业五力分析 (25)（二）我国风电设备市场供需分析 (27)（三）中国风电设备市场竞争格局分析 (27)第三章风电设备制造业发展现状分析 (29)一、我国风电产业政策分析 (29)（一）我国风力发电政策综述 (29)（二）《可再生能源中长期发展规划》 (31)（三）《中华人民共和国可再生能源法》 (32)（四）《可再生能源十一五规划》 (33)（五）《风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法》 (36)二、我国风电产业运营模式分析 (37)（一）风电特许经营权产生的背景 (37)（二）风电特许经营权的运行机制 (39)（三）风电特许经营权的影响 (40)三、《京都议定书》及对我国风电产业发展影响 (41)（一）《京都议定书》概述 (41)（二）清洁发展机制及对我国风电产业影响 (42)第四章我国风电电价构成及变动分析 (44)一、概念界定 (44)（一）目标电价 (44)（二）基准电价 (44)二、风电电价的构成和影响因素 (45)（一）风电电价的构成 (45)（二）风电电价的影响因素 (45)三、我国风电电价分析 (46)（一）风电电价的一般计算过程 (46)（二）各种因素对风电电价的影响分析 (46)（三）风电电价差异及变动趋势 (49)第五章我国风电产业存在的问题 (51)一、电网建设滞后 (51)二、设备技术落后 (51)三、政策体系不完善 (51)四、资金短缺、融资能力薄弱 (52)五、成本不断上涨 (52)第六章河北省风电项目投资情况分析 (53)一、近期河北省风电项目投资情况一览 (53)二、河北省近期风电项目投资分析 (54)（一）投资区域选择分析 (54)（二）单位造价成本分析 (55)图表目录图表 1：风力发电机构成图 (7)图表 2：世界风能资源情况（单位：TWH/A） (12)图表 3：1998年-2008年全球累计装机容量变化情况（单位：兆瓦） (13)图表 4：1998年-2008年全球风电新增装机容量变化情况（单位：兆瓦） (13)图表 5：支持风电设备国产化的直接政策机制 (14)图表 6：支持风电设备国产化的间接政策机制 (16)图表 7：我国风能资源分布图 (19)图表 8：2008年我国风电装机容量变化图 (21)图表 9：2008年电力工业统计数据 (22)图表 10：中国已建及部分拟建风电场分布图 (22)图表 11：2005-2007年全球十大风电设备生产商市场份额 (24)图表 12：世界各种容量机型占比变化情况 (25)图表 13：中国风电设备行业五力分析模型图 (25)图表 14：2004-2008年我国新增风电装机市场份额变化图 (28)图表 15：我国涉及风电的能源政策 (31)图表 16：风电项目建设区域分布 (34)图表 17：资源条件对电价的影响 (47)图表 18：内部收益率对风电电价的影响 (47)图表 19：增值税对风电电价的影响 (47)图表 20：关税对风电电价的影响 (48)图表 21：所得税对风电电价的影响 (48)图表 22：还贷期对风电电价的影响 (48)图表 23：投资总额对风电电价的影响 (49)图表 24：近期河北省风电项目投资情况表 (53)图表 25：河北省风电项目投资金额与投资规模线性图 (55)第一章 风力发电概念及基本特征一、风力发电概念风能是地球表面大量空气流动所产生的动能。
2009年中国风电行业专题研究报告正文目录第一章风力发电概念及基本特征 (6)一、风力发电概念 (6)二、风力发电系统结构 (7)（一）风力发电机 (7)（二）风电机组 (8)（三）风电厂系统 (10)三、风力发电产业发展因素 (10)（一）风电发展不存在资源瓶颈 (11)（二）环境问题日益严重推动各国政府扶持清洁新能源的发展 (11)（三）高油价迫使各国寻求可再生的替代能源 (11)（四）风力发电技术日益成熟 (12)第二章风电产业发展现状分析 (13)一、世界风电产业发展现状分析 (13)（一）世界风能资源分布 (13)（二）世界风电装机容量分析 (13)（三）世界风力发电的政策环境 (15)二、我国风电产业发展现状分析 (20)（一）我国风能资源储量及其分布 (20)（二）我国风电装机容量分析 (22)（三）我国风力发电量分析 (24)（四）我国风电场建设分布分析 (24)第三章风电设备制造业发展现状分析 (25)一、世界风电设备制造业发展现状 (25)（一）主要风电设备生产国分析 (25)（二）主要风电设备生产企业分析 (26)（三）主要风电设备产品类型分析 (27)二、我国风电设备制造业发展现状分析 (27)（一）我国风电设备行业五力分析 (27)（二）我国风电设备市场供需分析 (30)（三）中国风电设备市场竞争格局分析 (30)第三章风电设备制造业发展现状分析 (31)一、我国风电产业政策分析 (31)（一）我国风力发电政策综述 (31)（二）《可再生能源中长期发展规划》 (34)（三）《中华人民共和国可再生能源法》 (34)（四）《可再生能源十一五规划》 (35)（五）《风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法》 (38)二、我国风电产业运营模式分析 (40)（一）风电特许经营权产生的背景 (40)（二）风电特许经营权的运行机制 (41)（三）风电特许经营权的影响 (42)三、《京都议定书》及对我国风电产业发展影响 (43)（一）《京都议定书》概述 (43)（二）清洁发展机制及对我国风电产业影响 (44)第四章我国风电电价构成及变动分析 (46)一、概念界定 (46)（一）目标电价 (46)（二）基准电价 (46)二、风电电价的构成和影响因素 (47)（一）风电电价的构成 (47)（二）风电电价的影响因素 (47)三、我国风电电价分析 (48)（一）风电电价的一般计算过程 (48)（二）各种因素对风电电价的影响分析 (49)（三）风电电价差异及变动趋势 (52)第五章我国风电产业存在的问题 (54)一、电网建设滞后 (54)二、设备技术落后 (54)三、政策体系不完善 (54)四、资金短缺、融资能力薄弱 (55)五、成本不断上涨 (55)第六章河北省风电项目投资情况分析 (56)一、近期河北省风电项目投资情况一览 (56)二、河北省近期风电项目投资分析 (59)（一）投资区域选择分析 (59)（二）单位造价成本分析 (60)图表目录图表1：风力发电机构成图 (7)图表2：世界风能资源情况（单位：TWH/A） (13)图表3：1998年-2008年全球累计装机容量变化情况（单位：兆瓦） (14)图表4：1998年-2008年全球风电新增装机容量变化情况（单位：兆瓦） (14)图表5：支持风电设备国产化的直接政策机制 (15)图表6：支持风电设备国产化的间接政策机制 (17)图表7：我国风能资源分布图 (21)图表8：2008年我国风电装机容量变化图 (23)图表9：2008年电力工业统计数据 (24)图表10：中国已建及部分拟建风电场分布图 (25)图表11：2005-2007年全球十大风电设备生产商市场份额 (26)图表12：世界各种容量机型占比变化情况 (27)图表13：中国风电设备行业五力分析模型图 (28)图表14：2004-2008年我国新增风电装机市场份额变化图 (30)图表15：我国涉及风电的能源政策 (33)图表16：风电项目建设区域分布 (36)图表17：资源条件对电价的影响 (49)图表18：内部收益率对风电电价的影响 (49)图表19：增值税对风电电价的影响 (50)图表20：关税对风电电价的影响 (50)图表21：所得税对风电电价的影响 (51)图表22：还贷期对风电电价的影响 (51)图表23：投资总额对风电电价的影响 (52)图表24：近期河北省风电项目投资情况表 (56)图表25：河北省风电项目投资金额与投资规模线性图 (60)第一章风力发电概念及基本特征一、风力发电概念风能是地球表面大量空气流动所产生的动能。
产业综述1.新增装机容量跃居全球第一2009年，我国继续保持风电设备生产和风电场建设快速发展的强劲势头。
据统计，2009年我国除台湾省外新增风电装机10129台，装机容量1380.32万kW ，超过美国排名全球第一。
与2008年当年新增装机615.37万kW 、累计装机1201.96万kW 相比，2009年新增装机增长率达124.3%，累计装机增长率达114.8%，连续第四年翻番。
参照全球风能理事会（GWEC ）对全球风电装机的统计数据，2009年底我国除台湾省外累计风电装机容量2580.5万kW ，全球排名由2008年的第四位上升到第二位。
2.海上风电机组开始并网发电如果说2007年中海油在渤海湾安装的一台金风1.5MW 风电机组是我国对开发海上风电的一个尝试，那么2009年3月20日由华锐风电研制的首台3MW 风电机组在上海东海大桥海上风电场的安装成功，则标志着我国真正意义的海上风电开发正式拉开帷幕。
2009年9月，东海大桥海上风电场首批三台机组并网发电，从此使我国电力消费中首次出现海上风电。
东海大桥海上风电项目是国家发改委核准的我国第一个大型海上风电项目，它的建成和投运对进一步提高我国海上风电场的开发设计、施工组织、运营管理能力具有深远的历史意义，也体现了我国在海上风电机组研发方面取得的重要成果。
3.我国迈进多兆瓦级风电机组研制的门槛2005年，我国风电场新安装的兆瓦级风电机组（≥1MW ）仅占当年新增装机容量的21.5%。
随着国内企业兆瓦级风电机组产量的增加，2007年兆瓦级风电机组的装机容量占到当年新增市场的51%，2008年占到72.8%，2009年占到86.86%。
兆瓦级风电机组目前已经成为我国风电市场的主流产品。
在兆瓦级风电机组中，当前投产量最多的是功率为1.5MW 的机型。
20092009年中国风电整机制造业市场格局及发展态势中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）图2 2009年我国新增装机中不同容量机型分布(按装机台数计算)图1 2005~2009年我国各年新增装机平均功率（kW）年我国共安装了约6790台功率为1.5MW 的风电机组，装机容量1018.5万kW ，占新增装机容量的73.8%。
中国风电及电价发展研究报告中国-丹麦风能发展项目办公室中国可再生能源专业委员会2009年11月14日目录一、中国风电电价定价机制的演变过程 (1)二、特许权招标项目 (4)三、特殊省份电价分析 (6)四、中国政府对风电的补贴政策 (6)五、总体结论 (7)一、中国风电电价定价机制的演变过程中国的并网风电从20世纪80年代开始发展，尤其是“十一五”期间，风电发展非常迅速，总装机容量从1989年底的4200kW增长到2008年的1,200万kW ，跃居世界第四位，标志着中国风电进入了大规模开发阶段。
总体看来，中国并网风电场的发展经历了三个阶段，即初期示范阶段、产业化建立阶段、规模化及国产化阶段。
各阶段的电价特点及定价机制概括如下：(一)初期示范阶段（1986-1993年）中国并网型风电发展起步于1986年。
1986年5月，第一个风电场在山东荣成马兰湾建成，其安装的Vestas V15-55/11风电机组，是由山东省政府和航空工业部共同拨付外汇引进的。
此后，各地又陆续使用政府拨款或国外赠款、优惠贷款等引进了一些风电机组，建设并网型风电场。
由于这些风电场主要用于科研或作为示范项目，未进入商业化运行，因此，上网电价参照当地燃煤电价，由风力发电厂与电网公司签订购电协议后，报国家物价部门核准，电价水平在0.28元/kWh左右，例如20世纪90年代初期建成的达坂城风电场，上网电价不足0.3元/kWh 总体来说，此阶段风电装机累积容量为4200kW，风电发展的特点是利用国外赠款及贷款，建设小型示范电场。
政府的扶持主要是在资金方面，如投资风电场项目及风力发电机组的研制。
风电电价水平基本与燃煤电厂持平。
(二)产业化建立阶段（1994-2003年）1994年起，中国开始探索设备国产化推动风电发展的道路，推出了“乘风计划”，实施了“双加工程”，制定了支持设备国产化的专项政策，风电场建设逐渐进入商业期。
这些政策的实施，对培育刚刚起步的中国风电产业起到了一定作用，但由于技术和政策上的重重障碍，中国风电发展依然步履维艰。
每年新增装机不超过十万千瓦。
到2003年底，全国风电装机容量仅56.84万千瓦。
这一阶段，风电电价经历了还本付息电价和经营期平均电价两个阶段。
1994年，国家主管部门规定，电网管理部门应允许风电场就近上网，并收购全部上网电量，上网电价按发电成本加还本付息、加合理利润的原则确定，高出电网平均电价部分的差价由电网公司负担，发电量由电网公司统一收购。
随着中国电力体制改革的深化，电价根据“厂网分开，竞价上网”的目标逐步开始改革。
总体来说，这一时期的电价政策呈现出如下特点：上网电价由风力发电厂与电网公司签订购电协议，各地价格主管部门批准后，报国家物价部门备案，因此，风电价格各不相同。
最低的仍然是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，例如，中国节能投资公司建设的张北风电场上网电价为0.38元/千瓦时；而最高上网电价每千瓦时超过1元，例如浙江的括苍山风电场上网电价高达每千瓦时1.2元。
由此可见，从初期示范阶段到产业化建立阶段，电价呈现上升趋势。
(三)规模化及国产化阶段（2003后）为了促进风电大规模发展，2003年，国家发展改革委组织了第一期全国风电特许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式确定风电上网电价。
截至2007年，共组织了五期特许权招标，总装机容量达到880万千瓦。
为了推广特许权招标经验，2006年国家发展改革委颁布《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）文件，提出了“风力发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”。
根据该文件，部分省（区、市），如内蒙古、吉林、甘肃、福建等，组织了若干省级风电特许权项目的招标，并以中标电价为参考，确定省内其他风电场项目的核准电价。
其他未进行招标的省（区、市），大部分沿用了逐个项目核准定电价的做法。
因此，这一时期中国在风电电价政策属于招标电价和核准电价并存。
由风电特许权项目确定的招标电价呈现出逐年上升的趋势，随着中标规则的完善，中标电价也趋于合理。
特许权招标项目的实施在风电电价定价方面积累的许多有益的经验，尤其是2006年国家发展改革委颁布《发改价格[2006]7号》文件后，各省的核准电价更加趋于合理。
风电场装机容量在50MW以下，以省内核准的形式确定上网电价。
由于各地风电场的建设条件不同，地方经济发展程度不一，核准的电价也差别较大，但一般采取当地脱硫燃煤电厂上网电价加上不超过0.25元/kWh的电网补贴。
(四)目前中国风电电价政策随着风电的快速发展，“招标加核准”的模式已无法满足风电市场发展和政府宏观引导的现实需要。
因此，在当前各地风电进入大规模建设阶段，从招标定价加政府核准并行制度过渡到标杆电价机制，是行业发展的必然，也将引导风电产业的长期健康发展。
2009年7月底，国家发展改革委发布了《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。
四类风电标杆价区水平分别为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即最低限价，实际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。
二、特许权招标项目2003-2007 年，五期风电特许权项目招标，是中国电力体制改革、厂网分家后的重要举措，风电上网电价政策不够明确的情况下，特许权招标对合理制定价格、加快风电大规模发展发挥了重要作用。
通过对五次风电特许权项目电价的分析可以看出，国家通过特许权方式确定的招标电价总体上呈现上升的趋势，如：内蒙古西部地区特许权招标项目从2002的0.382元/kWh上升到2007年的0.5216元/kWh；甘肃的特许权招标项目的电价从2005年的0.4616元/kWh上升到2007年的0.5206元/kWh;河北的上网电价由2006年的0.5006 元/kWh上升到2007年的0.551元/kWh。
图1、图2、图3分别概括了内蒙古西部地区、甘肃、河北等风电特许权项目大省的电价变化趋势。
1. 内蒙古西部地区特许权项目中标电价图2. 甘肃省特许权项目中标电价图三、特殊省份电价分析根据上述分析，全国范围内风电价格整体呈现上升趋势，但个别地区也有例外，例如黑龙江和内蒙古西部。
特说明如下：黑龙江省由于其特殊的地理环境，风资源相对贫乏，并且建设成本居高不下。
此期间的建设项目单位投资在1.1万元/kW以上，导致该区域风电发展相对滞后于其他省份。
2003-2004年在黑龙江投建的两个示范工程，都采用价格较高的进口设备和技术，因此上网电价较高，即便如此，也仅能维持正常运行。
目前，随着风电企业逐渐掌握黑龙江风能资源的特性，运行成本进一步降低，风电项目增多，此外，风电设备国产化的进程加快，也使风电建设成本降低。
黑龙江省的风电产业的发展趋于正常，电价有降低趋势。
在内蒙古西部，由于风能资源地理位置远离电网主网架，送电距离远，出力不稳定，对电网调度冲击大，风电企业建设风场的同时需要考虑部分输电设施的建设，因此风电成本较高，核准的电价也较高。
加上2003-2004年间，内蒙古地区由于其电网技术落后及电力需求容量限制了风电产业的商业化发展，该地区风电产业处于成长初期，没有大规模发展。
国家、地方为了扶持风电的发展，加快了输电线路的建设，使企业减少了相关成本。
此外，随着风电设备国产化速度加快，国内设备价格降低，因此风电建设成本降低，电价也相应趋于下降。
四、中国政府对风电的补贴政策中国政府一直大力支持风电的发展，从2002年开始，要求电网公司在售电价格上涨的部分中拿出一定份额，补贴可再生能源发电（即高出煤电电价的部分）。
，电网和中国政府对风电的政策性补贴力度逐年加大，由2002年的1.38亿元上升到2008年的23.77亿元1（见图4）。
由此可见，中国政府的政策是鼓励可再生能源发展的，因此，中国风电迅速发图4. 中国政府对风电补贴额的变化五、总体结论从以上分析我们可以看出，中国的风电电价变化和风电行业的发展特点密不可分。
风电行业发展经历了初期示范、产业化建立、规模化及国产化、目前逐渐完善等四个阶段。
与此相对应，四个阶段的风电电价基本情况为：初期示范阶段：与燃煤电价持平（不足0.3元/kWh）；产业化建立阶段：由风力发电厂和电网公司签订购电协议确定，电价各不相1其中2002年至2006年没有公开可得的官方数据，本报告撰写者根据历年电力年鉴风电发电量的统计数据，采用历史最高电价扣除煤电标杆电价的方法，对补贴额度做了保守的估算，即：补贴额=风电年发电量 ×（历史最高电价－煤电标杆电价）；2007年至2008年的补贴额度全部来自中国国家发改委和电监会公布的风电项目电价补贴额度统计数据同（0.38元/kWh～1.2元/kWh）；规模化及国产化阶段：招标电价与核准电价共存，国家招标电价保持上升；目前完善阶段：四类标杆电价（0.51元/kWh，0.54元/kWh，0.58元/kWh，0.61元/kWh）。
在这期间，中国政府一直努力探索合理的风电电价市场形成机制。
不同阶段的机制不同，风电电价亦有所波动，国家的指导电价逐年上升，核准电价则略微下降，这都符合中国风电产业和世界风电产业的发展规律，使中国的风电电价更趋理性。
同时，可以看到，中国政府在探索风电价格机制和规范风电电价的过程中，一直给予风电行业巨大的支持， 2002年至2008年，国家对风电的补贴额从1.38亿元上升为23.77亿元，每年都在大幅度增长，这极大地提高了投资者的积极性，促使中国的风电装机容量成倍增加，中国一跃成为风电大国。
因此，我们认为，中国政府是依据风电本身发展的客观规律、电网的承受能力来确定风电电价，在确定电价时从未考虑CDM因素，定价过程完全与CDM无关。
但是，也应该看到，在中国风力发展的过程中，CDM 对风力发电企业克服资金和技术障碍确实发挥了积极作用，如果没有CDM，中国风电发展速度不会如此迅速，更不会为减缓全球温室气体排放做出如此巨大的贡献。
因此，我们希望EB在审核中国风电项目时能充分考虑和理解中国特殊的定价机制，推动全球范围内更多高质量CDM项目的成功注册，为减缓全球气候变化作出更多贡献。
