第一篇：2014年中國我國風電發展模式及定價機制分析（最終版）

2014年中國我國風電發展模式及定價機制分析

智研數據研究中心網訊：

內容提要：未來幾年我國的風電發展模式為：“大型風電基地建設為中心，規模化和分布式發展相結合”，即在過去建立大基地融入大電網促進風電規模化發展的基礎上，支持資源不太豐富的地區，發展低風速風電場，倡導分散式開發模式。

(1）我國風電行業發展模式

a.大規模集中開發是我國“十一五”期間風電開發的主要模式為更好推動我國風電發展，有效利用蘇、滬沿海漫長的潮間帶以及內蒙古、甘肅、新疆等地區豐富的草原和荒漠，國家發改委于2008 年提出了按照“建設大基地、融入大電網”的要求，規劃建設八個千萬千瓦級風電基地的發展目標。八個千萬千瓦級風電基地分別位于甘肅酒泉、新疆哈密、河北、吉林、內蒙古東部、內蒙古西部、江蘇、山東等風能資源豐富的地區。根據規劃，到2020 年，在配套電網建成的前提下，各風電基地具備總裝機1.4 億kW 的潛力。

b.規模化和分布式發展相結合將成為“十二五”期間新的發展模式在大規模集中開發的模式下，風電場建設密集，但絕大部分分布于“三北”（華北、西北、東北）地區，遠離東南部電力消費地區，使得風電并網難度較高。因此，國家能源局提出，未來幾年我國的風電發展模式為：“大型風電基地建設為中心，規模化和分布式發展相結合”，即在過去建立大基地融入大電網促進風電規模化發展的基礎上，支持資源不太豐富的地區，發展低風速風電場，倡導分散式開發模式。這樣能避免風電場的過于集中對電網造成的壓力，尤其是在東部建設低風速風電場可以就近為東部電力負荷較大的地區供電，緩解電網輸配電壓力。

（2）我國風電行業發展的區域特征

截至2011 年12 月31 日，我國有30 個省、市、自治區（不含港、澳、臺地區）已實現風電場并網發電，風電累計并網裝機容量超過1GW 的省份為11個，其中超過2GW 的省份為7 個。內蒙古自治區領跑我國風電發展，緊隨其后的是甘肅省和河北省，前十名省份并網裝機容量合計占全國裝機容量的87.74%。下表所列為2011 年各省風電并網裝機容量及上網電量統計：根據《可再生能源法》及《可再生能源發電有關管理規定》，可再生能源發電項目的上網電價，由國務院價格主管部門根據不同類型可再生能源發電的特和不同地區的情況，按照有利于促進可再生能源開發利用和經濟合理的原則確定，并根據可再生能源開發利用技術的發展適時調整和公布。

（3）行業定價機制

根據國家發改委頒布并于2006 年1 月1 日生效的《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7 號），2005 年12 月31 日后獲得國家發改委或者省級發改委核準的風電項目的上網電價實行政府指導價，電價標準由國務院價格主管部門按照招標形成的價格確定；可再生能源發電價格高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的差額部分，在全國省級及以上電網銷售電量中分攤。

2009 年7 月，國家發改委發布了《關于完善風力發電上網電價政策的通知》（發改價格[2009]1906 號），對風力發電上網電價政策進行了完善。文件規定，全國按風能資源狀況和工程建設條件分為四類風能資源區，相應設定風電標桿上網電價。四類風電標桿上網電價水平分別為0.51 元/kWh、0.54 元/kWh、0.58元/kWh 和0.61 元/kWh，2009 年8 月1 日起新核準的陸上風電項目，統一執行所在風能資源區的標桿上網電價，海上風電上網電價今后根據建設進程另行制定。政府針對四類風能資源區發布的指導價格為最低限價，實際執行電價由風力發電企業與電網公司簽訂購電協議確定后，報國家物價主管部門備案。2009 年8 月1 日之前核準的陸上風電項目，上網電價仍按原有規定執行。并繼續實行風電價格費用分攤制度，風電上網電價在當地脫硫燃煤機組標桿上網電價以內的部分，由當地省級電網負擔；高出部分，通過全國征收的可再生能源電價附加分攤解決。脫硫燃煤機組標桿上網電價調整后，風電上網電價中由當地電網負擔的部分要相應調整。全國風力發電標桿上網電價表如下所示：

(4)我國“可再生能源電價補貼”政策

a、可再生能源電價補貼相關政策規定

《可再生能源法》第十九條規定，“可再生能源發電項目的上網電價，由國務院價格主管部門根據不同類型可再生能源發電的特點和不同地區的情況，按照有利于促進可再生能源開發利用和經濟合理的原則確定。”可再生能源執行電價由國務院價格主管部門確定。《可再生能源法》第二十條規定，“電網企業依照本法第十九條規定確定的上網電價收購可再生能源電量所發生的費用，高于按照常規能源發電平均上網電價計算所發生費用之間的差額，由在全國范圍對銷售電量征收可再生能源電價附加補償。”

在《可再生能源法》的基礎上，國家發改委于2006 年和2007 年分別制定《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（以下簡稱《分攤管理試行辦法》）和《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》（以下簡稱《調配暫行辦法》）。《分攤管理試行辦法》第五條規定，“可再生能源發電價格高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的差額部分，在全國省級及以上電網銷售電量中分攤。”第六條規定，“風力發電項目的上網電價實行政府指導價，電價標準由國務院價格主管部門按照招標形成的價格確定”，第十二、十三與十四條規定，“可再生能源發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分、國家投資或補貼建設的公共可再生能源獨立電力系統運行維護費用高于當地省級電網平均銷售電價的部分，以及可再生能源發電項目接網費用等，通過向電力用戶征收電價附加的方式解決。可再生能源電價附加向省級及以上電網企業服務范圍內的電力用戶（包括省網公司的躉售對象、自備電廠用戶、向發電廠直接購電的大用戶）收取。可再生能源電價附加由國務院價格主管部門核定，按電力用戶實際使用的電量計收，全國實行統一標準”，第十七條規定，“可再生能源電價附加計入電網企業銷售電價，由電網企業收取，單獨記賬，專款專用”。

《調配暫行辦法》第五、六條規定，“可再生能源電價附加標準、收取范圍由國務院價格主管部門統一核定，并根據可再生能源發展的實際情況適時進行調整。可再生能源電價附加調配、平衡由國務院價格主管部門會同國務院電力監管機構監管”、“可再生能源電價附加由省級電網企業（東北電網公司和華北電網公司視同省級電網企業，西藏自治區除外）按照國務院價格主管部門統一核定的標準和范圍隨電費向終端用戶收取并歸集，單獨記賬，專款專用”，第八條規定，“省級電網企業將收取的可再生能源電價附加計入本企業收入，首先用于支付本省（區、市）可再生能源電價補貼，差額部分進行配額交易、全國平衡。”第九條規定，“可再生能源電價補貼包括可再生能源發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分、國家投資或補貼建設的公共可再生能源獨立電力系統運行維護費用高于當地省級電網平均銷售電價的部分，以及可再生能源發電項目接網費用等。其中：可再生能源發電項目補貼額=（可再生能源上網電價-當地省級電網脫硫燃煤機組標桿電價）×可再生能源發電上網電量”。第十三條規定，“省級電網企業收取的可再生能源電價附加金額小于本省應支付可再生能源電價補貼金額的，差額部分作為可再生能源電價附加配額對外出售。省級電網企業收取的可再生能源電價附加金額大于本省應支付可再生能源電價補貼金額的，余額用于購買可再生能源電價附加配額。”第十五條規定，“國務院價格管部門統計審核各省級電網企業上一月度可再生能源電價附加余缺后，對收取的可再生能源電價附加不足以支付本省可再生能源電價附加補貼的省級電網企業，按照短缺資金金額頒發同等額度的可再生能源電價附加配額證，同時制定和下達配額交易方案。為方便交易，可以對每個電網企業在本省資金總額度內開具多張電價附加配額證”、“各省級電網企業可再生能源電價附加金額的余缺逐期滾存。可再生能源附加總額不足時，按收取額占應付額的比例開具電價附加配額證，累計不足部分在次年電價附加中解決。”

2009 年7 月20 日，國家發改委頒布了《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，其中第一條規定，“分資源區制定陸上風電標桿上網電價。按風能資源狀況和工程建設條件，決定將全國分為四類風能資源區，相應制定風電標桿上網電價。”第二條規定，“風電上網電價在當地脫硫燃煤機組標桿上網電價以內的部分，由當地省級電網負擔；高出部分，通過全國征收的可再生能源電價附加分攤解決。脫硫燃煤機組標桿上網電價調整后，風電上網電價中由當地電網負擔的部分要相應調整”。

2012 年3 月14 日,財政部、國家發展改革委、國家能源局頒布了《可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法》。該辦法第十三條規定：“省級電網企業、地方獨立電網企業應根據可再生能源上網電價和實際收購的可再生能源發電上網電量，按月與可再生能源發電企業結算電費”；第十一條規定：“可再生能源電價附加補助資金原則上實行按季預撥、年終清算。省級電網企業、地方獨立電網企業根據本級電網覆蓋范圍內的列入可再生能源電價附加資金補助目錄的并網發電項目和接網工程有關情況，于每季度第三個月10 日前提出下季度可再生能源電價附加補助資金申請表，經所在地省級財政、價格、能源主管部門審核后，報財政部、國家發展改革委、國家能源局。公共可再生能源獨立電力系統項目于年度終了后隨清算報告一并提出資金申請”。

b、“可再生能源電價補貼”的具體工作執行過程

本公司各子公司與所在地電網公司所簽署的《購售電合同》中，電價是確定的和唯一的。對于包括本公司在內的可再生能源發電企業而言，電網公司是一次性支付全部電價，還是出于其資金周轉考慮，將電價根據資金籌措來源的不同分解為兩部分（即“當地脫硫燃煤機組標桿上網電價”部分和“可再生能源電價補貼”部分）進行支付，僅僅是電價結算周期上的差異。對于本公司在電力生產、銷售過程中的合同義務的滿足時點（即：完成上網電力的供應）而言，并不存在差異。本公司及其合并范圍內子公司的各項收入中，亦不存在獨立于“售電收入”以外的“可再生能源電價補貼”收入。

由于電網企業之間存在一個將其收取的可再生能源電價附加進行調配的過程，因此，部分電網企業出于自身資金周轉的考慮，會在向發電企業支付電力價款時暫按較低的常規能源上網電價（即“當地脫硫燃煤機組標桿上網電價”）為參照結算部分電力價款，剩余部分價款則待其完成“可再生能源電價附加”的配額交易后再行支付。

全國范圍內的配額調配的周期通常在6 個月以上。國家發改委分別在2008年11 月、2009 年6 月、2009 年12 月、2010 年8 月和2011 年1 月發布發改價格[2008]3052 號、發改價格[2009]1581 號、發改價格[2009]3217 號、發改價格[2010]1984 號和發改價格[2011]122 號通知，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 月的可再生能源電價補貼和配額交易方案。根據以上通知，電價附加存在資金缺口的省級電網企業，應在配額交易完成10 個工作日內，對可再生能源發電項目結清電費。7）我國風電行業發展趨勢

為滿足“十二五”規劃1 億kW 的風電裝機目標，我國確定了三條具體的風電規劃路徑，分別為陸上大型基地建設、陸上分散式并網開發、海上風電基地建設，具體如下：

a.繼續建設陸上大型基地。雖然八大千萬千瓦級風電基地是我國風電最為集中的地區，但其開發空間仍非常廣闊。根據國家《新能源產業振興規劃》草案，到2020 年，八大千萬千瓦級風電基地的裝機容量將超過1.35 億kW，保證我國3,000 多億千瓦時電能的輸出和消納，實現國家可再生能源中長期規劃的目標。b.進行陸上分散式并網開發。山西、遼寧、黑龍江、寧夏等部分地區，風能資源品質和建設條件較好，適宜開發建設中小型風電場。河南、江西、湖南、湖北、安徽、云南、四川、貴州以及其他內陸省份，也有一些資源條件和建設條件較好、適宜進行分散式并網開發的場址。“十二五”期間，我國將在上述地區因地制宜開發建設中小型風電項目。

c.建設海上風電基地。在江蘇、山東、河北、上海、浙江、福建、廣東、廣西和海南等沿海區域開發建設海上風電場。到2015 年底，實現海上風電場裝機容量500 萬kW。

目前，我國風電行業的高速發展留下了一些問題，風力發電發展迅猛而電網建設相對滯后，造成并網困難；行業標準出臺遲緩，行業缺乏統一的衡量準則，也使得質量不過關風機產品進入市場，導致事故發生等。因此，“十二五”期間，我國風電進入戰略轉型期，從注重總量提升，向質量并舉，以質取勝轉變，風電行業將由高速發展向健康發展過渡。

日前，中央政府已出臺一系列政策旨在有效抑制地方的投資沖動，控制風電行業過快發展，進一步完善市場化運作。如，工業和信息化部把風機制造行業確定為產能過剩行業，國家能源局要求對50MW 以下項目實行備案制等。

內容選自智研數據研究中心發布的《2013-2018年中國風電設備行業投資分析及發展趨勢預測報告》

第二篇：我國風電產業發展現狀及存在問題分析

我國風電產業發展現狀及存在問題分析

http://2009-11-5中國設備網文字選擇：大中小

能源是國民經濟發展的重要基礎，是人類生產和生活必需的基本物質保障。我國是一個能源生產大國，也是一個能源消費大國。隨著國民經濟的快速發展和人民生活水平的不斷提高，對能源的需求也越來越高。長期以來，我國電力供應主要依賴火電。“十五”期間，我國提出了調整能源結構戰略，積極推進核電、風電等清潔能源供應，改變過渡依賴煤炭能源的局面。

金融危機下，新能源產業正孕育著新的經濟增長點，世界各國都希望通過發展新能源產業，引領本國走出經濟低谷。近年來，我國政府對新能源開發的扶持、鼓勵措施不斷強化，風能作為最具商業潛力的新能源之一，備受各地政府和電力巨頭追捧。

自2005年我國通過《可再生能源法》后，我國風電產業迎來了加速發展期。《可再生能源發展“十一五”規劃》提出：在“十一五”時期，全國新增風電裝機容量約900萬千瓦，到2010年，風電總裝機容量達到1000萬千瓦。同時，形成國內風電裝備制造能力，整機生產能力達到年產500萬千瓦，零部件配套生產能力達到年產800萬千瓦，為2010年以后風電快速發展奠定裝備基礎。

2008年，我國新增風電裝機容量達到624.6萬千瓦，位列全球第二；風電總裝機容量達到1215.3萬千瓦，成為全球第四大風電市場。預計，2009年我國風電新增裝機容量還會翻番，屆時在全球新增風電裝機總量中的比重，將增至33%以上。按照目前的發展速度，中國將一路趕超西班牙和德國，2010年風電裝機容量有望達到3000萬千瓦，躍居世界第二位。

目前，我國正在緊鑼密鼓地制訂新能源振興規劃。預計到2020年，可再生能源總投資將達到3萬億元，其中用于風電的投資約為9000億元。根據目前的發展速度，到2020年，我國風電裝機容量將達到1億千瓦。屆時，風電將成為火電、水電以外的中國第三大電力來源，而中國也將成為全球風能開發第一大國。設備制造行業現狀

根據最新風能資源評價，全國陸地可利用風能資源3億千瓦，加上近岸海域可利用風能資源，共計約10億千瓦，發展潛力巨大。

為了合理有序的開發現有風能資源，首先需要進行的就是加強產業服務體系建設，扶持建立風能資源評價，風電場設計選址，產品標準，技術規范，設備檢測與認證的專門機構。培育一批風電技術服務機構，建成較健全的風電產業服務體系。建設2～3座公共風電測試試驗基地，為風電機組產品認證和國內自主研制風電設備提供試驗檢測條件。目前，工信部與國家能源局等相關管理部門目前正研究制定規范風電投資市場，完善風電設備產品標準及質量認證體系的相關政策，保證風電產品質量，促進成本降低。

風電產業的發展和進步不應盲目追求風電機組的裝機容量，而應從我國各地區風場風資源的優劣、當地電力需求及電網輸配電能力狀況、風機性能及發展通盤規劃，有序調控、全面協調、均衡平穩地發展。首先，把風電科研納入國家科技發展規劃，安排專項資金予以扶持。支持國內科研機構提高創新能力，引進國外先進技術設備，加快消化吸收，盡快形成自主創新能力。目前，國產化比例規定較難落實，國產化質量提高和認同有個過程，風機制造企業仍需在自主創新上下功夫。

其次，建立一個統一的行業標準。由于目前沒有對風電機組和風電場的入網標準和檢測標準嚴格監管，絕大部分風電機組的功率曲線、電能質量、有功和無功調節性能、低電壓穿越能力沒有經過檢測和認證，而且多不具備上述性能和能力，并網運行的風電機組對電網的安全穩定運行造成了很大的影響。

第三，加強科研投入和人才培養。目前我國缺少專門風電研究機構，風電場建設和裝備制造中的關鍵技術、公用技術研究和檢測認證體系建設等嚴重不足。

風電設備制造是一項集空氣動力、機械制造、發電機、電力電子、自動控制和高可靠性設計為一體的綜合性高新技術產業。由于種種原因，我國還沒有建立起專業的風電技術研究開發機構，缺乏從設計、制造、安裝、調試及運營管理的人才培養體系，難以適應當前風電快速發展的需要。因此，需要在國家級科研機構和大學設立風電技術應用基礎研究項目，開展相關的風能資源、流體動力學、機械制造、電力電子、電力并網等方面的理論和實驗研究。將基礎研究與人才培養相結合，根據風電發展需要培養一批研究生等高級人才，選擇一些高等學校和中專學校，設立風電專業課程，逐步建立起風電專業。同時，結合風電發展需要，定期舉辦風電技術培訓班，解決目前風電人才緊缺的問題。

第四，改變整機進口免稅、部件進口征稅的辦法。限制整機進口，對于國內尚不能生產的零部件或散件應給予進口免稅，以此鼓勵逐步國產化，促使外國公司將整機制造技術向國內轉移，達到更好消化、吸收、創新的目的。通過與國外合作，快速消化創新，以便將來形成自主知識產權

產業發展過程存在的問題

一、產能過剩、競爭激烈

風電產業的快速發展，帶動了風機產業的發展。中國風能協會數據顯示，在短短的幾年內，中國風電整機制造企業從2004年的6家急劇擴張到了現在的70多家。此外，風電設備部件制造企業總數也已超過百家，僅葉片廠就有50多家。從企業產能計算，已經超過市場容量。

到2010年，目前的70多家企業按現有規模全部建成，產能完全釋放后，風電設備產能將達到年產3500萬至4000萬千瓦。而今后十年，我國的風電場建設速度可能維持在年裝機1500萬至2000萬千瓦之間。因此，風電機組制造企業面臨不可避免的激烈競爭，風電設備市場也必將迎來殘酷的買方市場。市場經濟的法則決定了最終會淘汰一部分企業。有關方面預計，雖然現在國內有眾多的風機企業，但最終可能大型企業會剩下三、五家，中型企業剩下十來家，其余的企業將很難在市場競爭中生存下來。

在目前風電特許權招標的模式下，競爭者不得不降低風機價格和擴大產量來獲得競爭優勢。市場上規模化程度最高的華銳風電、金風科技和東方電氣具有明顯的競爭優勢。其他實力較強的制造型企業，如上海電氣、湘電股份和天威保變，擴產速度也會加快。上述企業憑借其與五大電力集團的長期合作關系，都可以獲得一定的市場份額。其他生產規模不大的企業，生存環境會日趨艱難。

據統計，2008年內資(合資)企業新增裝機容量排名前十位的依次是華銳、金風、東汽、運達、上海電氣、明陽、航天安迅能、湘電、常牽新譽和北重。前三位華銳、金風和東汽的新增裝機容量總和約為359萬kW，占2008年新增裝機比例為57.43%。

二、核心技術缺失

近年來，我國風電裝備的技術能力有了較大提高，風機零部件方面，相比十年前我們什么都依賴進口，現在基本上什么都有能力國產了，一些主要零部件，由于性價比高，接到國外的訂單也不少。然而，大部

分零部件實現了國產化并不等于風機就能實現國產化，在風機整機的研發和設計上，我們依然沒有掌握核心技術。我國規定風電場使用設備的國產化率要達到70%，但形勢并不樂觀，因為在這70%的設備中，絕大部分的技術引進于國外，知識產權仍在國外，而不是我國自己的技術。

因為核心技術缺失，關鍵零部件大多掌握在外方手中，所以產業擴張受制于人。軸承、電控系統等供應依然是行業發展的瓶頸，國內企業還無法大規模自主生產。因為供貨時間、周期無法保障而影響生產進度，從而影響企業規模的擴張。

作為一個風能大國，要把風能產業做大做強，一定要建立一個以企業為主體，產、學、研相結合的技術創新體系。只有掌握引進技術、擁有自己的新技術才能避免受制于人，實現可持續發展。

另外，技術相對落后也導致了新能源不具備價格優勢，成為新能源無法市場化、產業化的瓶頸。歐洲市場正在進行新一輪對風機技術的革新，對調壓、調頻、無功輸出都有具體的要求，最終要求風電設備達到和其他火電一樣的調節能力，這是最終的目標。

三、風電設備產品的質量還不穩定

由于風電設備制造業競爭激烈，有的企業為了盡早占領市場，把精力過多地放在產能發展上，沒有嚴格按照產品研發的程序，從科研樣機到產品樣機之間給出足夠的時間來發現問題、解決問題。然而，目前國內風電制造企業的樣機剛出來，運行試驗周期不足一年，來不及反復試驗和論證，就進入批量生產了。通常，風機產品要求交付之后的使用壽命要達到20年，并且在前兩年，生產廠家要負責風機的維修和管理，一旦出現問題，還要賠償風電場由于停機、停電造成的經濟損失。

所以，國內風機廠家仍須保持冷靜的頭腦，穩扎穩打地走好每一步，一味追求訂單卻忽略產品質量風險，是一種盲目的樂觀。

四、風電場建設和電網建設還沒有做到和諧發展

目前，我國風電開發模式是“建設大基地、融入大電網”，而電網調節問題還沒有達到規模化風電接入的要求。有關數據顯示，截至2008年底，我國風電裝機容量已突破1215.3萬千瓦，其中1000萬千瓦風電機組已通過調試可以發電，但僅有894萬千瓦的裝機容量并入電網。

目前在歐洲國家，風電裝機容量的比例能達到10%～20%，甚至可以達到30%，之所以能夠達到這么大的比例，除了歐洲的電網能力強外，還因為其擁有技術先進的風機設備，電網側的變電站可以控制電機側的風機，變電站通過網絡可以對各個風機的發電量進行集中控制。但我國使用的風機都是用最大功率輸出進行控制的，所以，按照目前的技術水平，一旦超過5%就會嚴重影響電網側的正常運行。

所以，要想徹底解決這一問題，首先要增強電網對大規模風電接入的適應性，包括增強電力系統的靈活性和加強電源側和負荷側的管理。目前，正在規劃的智能電網建設是對風能利用方式很大的支撐。當然，我們在考慮接入大電網的同時，也要考慮分布式電源系統和區域間的調度問題。

其次，要研發使用世界一流技術的風機，而不能使用落后的風機。

第三篇：中國風電發展報告

中國風電發展報告·

風能是一種清潔的永續能源，與傳統能源相比，風力發電不依賴礦物能源，沒有燃料價格風險，發電成本穩定，也沒有包括碳排放等環境成本。此外，可利用的風能在全球范圍內分布都很廣泛。正是因為有這些獨特的優勢，風力發電逐漸成為許多國家可持續發展戰略的重要組成部分，發展迅速。根據全球風能理事會的統計，全球的風力發電產業正以驚人的速度增長，過去10年平均年增長率達到28%，全球安裝總量達到了7 400 萬kW，意味著每年在該領域的投資額達到了180億歐元。2006年，全球風電資金中9%投向了中國，總額達16.2億歐元（約162.7億元人民幣），中國有望成為全球最大的風電市場。中國具有豐富的風力資源，風電產業的發展有良好的資源基礎。據估計，內地及近海風資源可開發量約為10億kW，主要分布在東南沿海及附近島嶼，內蒙古、新疆和甘肅河西走廊，以及華北和青藏高原的部分地區。

中國政府將風力發電作為改善能源結構、應對氣候變化和能源安全問題的主要替代能源技術之一，給予了有力的扶持。確定了2010年和2020年風電裝機容量分別達到500萬kW和3 000萬kW的目標，制定了風，并輔以“風電特許權招標”等措施，推動技術創新、市場培育和產業化發展。到

2006年底，中國累計風電裝機容量達到260萬kW，過去10年的年平均增長速度達到46%；中國在風電裝機，2004年居第10位，2006年躍居第6位，并有望成為世界最大的風電市場。根據目前的發展勢頭，政府確定的2010年的發展目標有望于2008年提前完成。風電已經在節約能源、緩解中國電力供應緊張的形勢、降低長期發電成本、減少能源利用造成的大氣污染和溫室氣體減排等方面做出貢獻，開始。中國風電市場的擴大，直接促進了國產風電產業的發展。據不完全統計，2006年底，中國風電制造及40多家，在2006年風電的新增市場份額中，國內產品占41.3%，比2005年提高了10個百分

點，國產風電機組裝備制造能力得到大幅提高；在風電開發建設方面，中國已經建成了100多個風電場，掌握了風電場運行管理的技術和經驗，培養和鍛煉了一批風電設計和施工的技術人才，為風電的大規模開發和利用奠定了良好的基礎。經過多年努力，當前中國并網風電已經開始步入規模化發展的新階段。此外，中國還已經形成了世界上最大的小風機產業和市場，有利地推動了農村電氣化建設的開展。2007年是中國風電產業發展比較關鍵的一年。《可再生能源法》出臺并實施已經一年有余，風電在保持快速發展的同時也涌現了一些新的問題。本報告旨在通過總結中國風電政策實施及產業的發展現狀，剖，并預測未來風電的發展趨勢，為關心中國風電產業的社會各界提供比

較翔實的信息，供在該領域進行生產、投資、貿易、研究等活動的人士參考。本報告在綠色和平與全球風能理事會的支持下，由中國資源綜合利用協會可再生能源專業委員會組織業內專家進行編寫完成。在編寫過程中，還得到了國家發展和改革委員會能源研究所、中國水電顧問集團公司、中國可再生能源學會風能專業委員會、聯合國環境規劃署SWERA項目以及國家氣候中心等機構的大力協助，在此一并表示感謝。

1.1風能資源儲量及分布

中國幅員遼闊，海岸線長，風能資源豐富。在20世紀80年代后期和2004-2005年，中國氣象局分別組織了第二次和第三次全國風能資源普查，得出中國陸地10m高度層風能資源的理論值，可開發儲量分別為32.26億kW和43.5億kW、技術可開發量分別為2.53億kW和2.97億kW的結論。此外，2003-2005年聯

合國環境規劃署組織國際研究機構，采用數值模擬方法開展了風能資源評價的研究，得出中國陸地上離地面50m高度層風能資源技

14億kW的結論。2006年國家氣候中心也采用數值模擬方法對中國風能資源進行評價，得到的結果是：在不考慮青藏高原的情況下，全國陸地上離地面10m高度層風能資源技術可開發量為25.48億kW，大大超過第三次全國風能資源普查的數據①。根據第三次風能資源普查結果，中國技術可開發（風能功率密度在150W/m2及其以上）的陸地面積約為20萬km2

。考慮風電場中風電機組的實際布置能力，按照低限3MW/km2高限5MW/km2計算，陸上技術可開發量為6億～10億kW。根據《全國海岸帶和海涂資源綜合調查報告》，中國大陸沿岸淺海0～20m等深線的海域面積為15.7萬km2。年中國頒布了《全國海洋功能區劃》，對港口航運、漁業開發、旅游以及工程用海區等作了詳細規劃。如果避開上述這些區域，考慮其總量10%～20%的海面可以利用，風電機組的實際布置按照5MW/km2計算，則近海風電裝機容量為1億～2億kW。綜合來看，中國可開發的風能潛力巨大，陸上加海上的總量有7億～12億kW，風電具有成為未來能源結構中重要組成部分的資源基礎。中國的風能資源分布廣泛，其中較為豐富的地區主要集中在東南沿海及附近島嶼以及北部（東北、華北、西北）地區，內陸也有個別風能豐富 點。此外，近海風能資源也非常豐富。沿海及其島嶼地區風能豐富帶

沿海及其島嶼地區包括山東、江蘇、上海、浙江、福建、廣東、廣西和海南等沿海近10km寬的地帶，年風功率密度在200W/m2以上，風功率密

度線平行于海岸線。北部地區風能豐富帶北部地區風能豐富帶包括東北三省、河北、內蒙古、甘肅、寧夏和新疆等近200km寬的地帶。風功率密度在200～

300W/m2，有的可達500W/m2以上，如阿拉山口、達坂城、輝騰錫勒、錫林浩特的灰騰梁、承德圍場等。內陸風能豐富區在兩個風能豐富帶之外，風功率密度一般在100W/m2以下，但是在一些地區由于湖泊和特殊地形的影響，風能資源也較豐富。近海風能豐富區東部沿海水深5～20m的海域面積遼闊，但受到航線、港口、養殖等海洋功能區劃的限制，近海實際的技術可開發風能資源量遠遠小于陸上。不過在江蘇、福建、山東和廣東等地，近海風能資源豐 富，距離電力負荷中心很近，近海風電可以成為這些地區未來發展的一項重要的清潔能源。

1.2風能資源的特點

中國的風能資源有兩個特點:一是風能資源季節分布與水能資源互補：中

國風能資源豐富但季節分布不均勻，一般春、秋和冬季豐富，夏季貧乏。水能資源豐富，雨季在南方大致是3月到6月，或4月到7月，在這期間的降水量占全年的50%～60%；在北方，不僅降水量小于南方，而且分布更不均勻，冬季是枯水季節，夏季為豐水季節。豐富的風能資源與水能資

源季節分布剛好互補，大規模發展風力發電可以一定程度上彌補中國水電冬春兩季枯水期發電電力和電量之不足。二是風能資源地理分布與電力負荷不匹配：沿海地區電力負荷大，但是其風能資源豐富的陸地面積小；北部地區風能資源很豐富，電力負荷卻很小，給風電的開發帶來經濟性困難。由于大多數風能資源豐富區，遠離電力負荷中心，電網建設薄弱，大規模開發需要電網延伸的支撐。

2.1并網風電場發展

中國的并網風電從20世紀80年代開始發展，尤其是在“十五”期間，風電發展非常迅速，總裝機容量從2000年的35萬kW增長到2006年的260萬kW，年增長率將近40%。風電裝機容量從2004年居世界第十位，上升為2006年年底的居世界第六位①，受到世界的矚目。總體來看，中國并網風電場的發展分為三個階段②：初期示范階段(1986-1993年)此階段主要是利用國外贈款及貸款，建設小型示范風電場，政府的扶持主要在資金方面，如投資風電場項目及風力發電機組的研制。產業化建立階段(1994-2003年)原電力部1993年底在汕頭“全國風電工作會議”上提出風電產業化及風電場建設前期工作規

范化的要求，1994年規定電網管理部門應允許風電場就近上網，并收購全部上網電量，上網電價按發電成本加還本付息、合理利潤的原則確定，高出電網平均電價部分，其差價采取均攤方式，由全網共同負擔，電力公司統一收購處理。由于投資者利益得到保障，貸款建設風電場開始發

展。后來原國家計委規定發電項目按照經營期核算平均上網電價，銀行還款期延長到15年，風電項目增值稅減半（為8.5%）。但是隨著電力體制向競爭性市場改革，風電由于成本高，政策不明確，發展緩慢。規模化及國產化階段(2003-2007年)為了大規模商業化開發風電，國家發改委從2003年起推行風電特許權項目，每年一期，通過招標選擇投資商和開發商，目前已經進行了四期，其主要目的是擴大開發規模，提高國產設備制造能力，約束發電成本，降低電價。從2006年開始，《可再生能源法》正式生效，國家陸續頒布了一系

列的法律事實細則，包括要求電網企業全額收購可再生能源電力、發電上網電價優惠以及一系列費用分攤措施，從而大大促進了可再生能源產業的發展，中

國風電也步入了快速增長時期。

2.2風電裝機統計③

截至2006年，全國累計安裝風電機組3 311臺，裝機容量260萬kW，風電場100多個，其中兆瓦級以上風電機組366臺，占總機組數量的11%，見圖1。風電場分布在16個省(市、自治區)，在前一年15個省的基礎上增加了江蘇省。2006年分省累計風電裝機情況見表1。與2005年累計裝機126萬kW相

比，2006年累計裝機增長率為105%，見圖2。2006年風電上網電量估計約38.6億kW.h④，比2005年增加約22億kW.h。

圖12006年底中國風電場累計裝機主要機型分布

第四篇：試析我國風電發展現狀問題與對策

試析我國風電發展現狀問題與對策

論文摘要：改革開放以來，我國風電產業發展從無到有，從弱到強，快速發展取得了一定成就，但當前也存在諸多問題，需要從我國國情和風電產業發展的現實入手，科學規劃，合理布局，促進風電產業又好又快發展。

論文關鍵詞：風電發展；新能源；可再生能源；科學發展

我國有著豐富的風能資源。改革開放以來，在黨和政府的支持下，我國風電產業相關技術快速發展，商業化應用取得突破。30多年來，我國風電場迅速在風能資源較為豐富的地區布局、發展并投入發電運營，為當地居民提供了清潔的電力能源；隨著世界新能源發展趨勢的日益變革，我國風電企業也逐漸形成規模，形成了同業競爭的格局；我國風機設備容量逐步升級，從最初的國外引進到現在的規模化國產，并初步形成了產業集群。近年來，我國風電產業發展更為迅速，取得成績的同時也應該看到我國風電產業的發展不平衡，在核心技術上還不具備制高點優勢，在產業布局、技術創新、發展規劃、政策法規、標準體系等方面仍然存在著不足，有待進一步改進和提高。

一、我國風電產業發展取得的成就

縱覽改革開放以來我國風電發展歷程，取得的成就主要有四個方面。

1.迅速實現了風電發展的規模化

1986年4月，我國第一座容量為105kW的風電場在山東榮成并網發電；2006年4月，龍源集團總裝機規模為20.06萬千瓦的吉林通榆風電特許權項目正式開工建設。短短20年間，我國風電場建設的規模就擴大了約2000倍。據有關部門預計，2010年底全國風電裝機容量將突破3500萬千瓦。

2.實現了風電發展的產業化

自20世紀70年代末開始，我國各地已經開始主動研制并從國外引進風電機組，探索建設風電場。80年代，我國試制出的國產55kW風電機組在福建平潭成功并網。隨后我國風電產業迅速發展，在運行體制上出現了商業化、公司化的新景象。從2003年至今，由于國家對新能源發展的鼓勵政策，使得更多的投資主體涌入風電行業，大型風電機國產化率已經超過70%。風電產業已經形成了技術門類比較齊全、服務體系較為完善的格局。

3.風電產業發展法規初步完善

法律法規是一個產業規范發展的有力保障。我國風電產業發展之所以如此迅速并能夠取得驕人業績，就是因為在發展過程中政府逐步完善了有關法律法規，并制定了有效的發展政策。風電產業發展之初，在試驗研究階段并沒有明確的發展目標。隨著風電發展規模的逐步擴大，1995年原國家電力部開始關注風電發展的規模，提出到2000年年底風電裝機要達到100萬千瓦。隨著政策的支持，2000年年底的風電裝機容量大大超過了這個目標。隨后受世界新能源發展潮流的影響，加上我國節能減排任務的壓力，2005年《中華人民共和國可再生能源法》正式通過，隨后陸續出臺了《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》、《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》等，這些法規都有力地促進了我國風電產業的發展。在這些法規的基礎上，國家在風電行業領域從2003年開始連續五年組織特許權招標，規劃大型風電基地，開發建設大型風電場，促進了風電產業的迅速發展。

4.風電產業成為替代能源主體的趨勢已經顯現

風電產業發展的實踐和傳統能源枯竭的壓力說明，發展風電不能只作為傳統能源的補

充，未來應該是傳統能源的替代品。《可再生能源中長期發展規劃》中明確規定了非水電可再生能源發電強制性市場份額目標：到2010年和2020年，大電網覆蓋地區非水電可再生能源發電量的比例分別達到1%和3%以上。2008年8月13日，隨著龍源集團遼寧法庫10萬千瓦風電項目投產，我國風電裝機總容量達到700萬千瓦，占我國發電總裝機容量的1%。預計到2020年全國風電裝機可超過8000萬千瓦甚至1億千瓦。屆時風電可能超過核電成為我國的主要戰略能源之一。

二、我國風電產業發展存在的問題

1.風電發展規劃缺乏科學銜接

由于我國政府中央層面的統一規劃出臺較晚，在風電發展過程中各地政府在組織編制大型風電場或風電基地的開發規劃時，首要考慮的是依照當地風能資源情況來制定風電的規劃規模和建設時序，卻未能充分考慮到未來電力網絡系統的電源結構、風電消納市場、電網輸電能力等因素，導致各地確定的風電發展規劃規模遠遠超過國家總體規劃確定的指標。“十一五”以來，我國風電發展目標多次修改，目前仍尚無定論，從而沒有發揮出國家統一的發展規劃對產業發展的總體指導作用，出現了中央和地方發展規劃缺乏科學銜接的現象。

2.風電發展規劃缺乏綜合協調

風能雖然是清潔和成本較低的能源資源，但是風能資源的間歇性、隨機性和不可控等特性使得風力發電天然具有隨機和局部反調峰特性，會對電網系統的安全運行帶來沖擊。從電網安全角度來看，電網系統消納風力發電的規模主要取決于電網系統的合理規劃和各種電源資源的優化配置。這就需要在大力發展風電的同時必須考慮到風能資源充足時的電網調峰和風能資源缺乏時的電網調谷問題，而目前我國電源結構還是以煤電為主，水電裝機中大部分為徑流式電站，豐水期不能調峰，核電目前不參與調峰，系統調峰能力極為緊張，導致我國部分地區風電無法盡快上網。

3.風電場區域布局缺乏科學合理規劃

據有關部門調研，我國風電場的區域布局也不盡合理，首先部分陸地風電場建在沿海灘涂地區，頻繁的灘涂圍墾將使已建風電場逐漸遠離海岸線，而海岸線1.5公里以內的區域則屬于風能資源豐富地帶。其次，沿海地區土地資源相對寶貴，由于風電場占用土地面積大，這就更需要科學綜合規劃，提高資源的綜合利用率。

4.電網規劃建設與風電發展規模不配套

我國風能資源在陸地上主要集中在“三北”（東北、西北、華北北部）地區，其技術可開發量占到全國陸地風能總量的95％以上。但是我國的風能資源卻與用電負荷呈逆向分布，風電發展具有“大規模、高集中開發，遠距離輸送”等特征，面臨著更加復雜的技術挑戰。風電的大規模開發必須依托堅強、靈活的電網來實現。因此各地的風電發展規劃要與電網規劃配套，風電廠建設應同步考慮電網建設的進度，從而現實風電與電網協調發展。

三、促進風電產業科學發展的對策

解決上述問題，需要從我國風電發展的實際出發，科學規劃產業布局，加強綜合配套，促進協調發展。

1.盡快出臺更加科學的風電發展指導性政策

在國家政策方面，一是要抓緊制定風能等清潔能源的上網電價和銷售電價，出臺綠色電力消費激勵政策，鼓勵社會認購清潔能源，倡導綠色消費方式，提高風能等清潔能源的投資回報率，促進更多投資主體進入該領域。二是加強政策引導，采取優惠稅率或其他財稅政策

鼓勵風電相關制造企業加強關鍵核心技術研發，提高自主創新能力，提高風電制造業核心競爭力。三是出臺補償機制，補償煤電機組參與調峰造成的損失，從而鼓勵更多發電企業參與風電消納。四是在風電上網過程中涉及電力系統的安全問題制定明確的技術規范。

2.完善能源發展規劃，確定合理的風電份額

由于電網技術的復雜性和系統性，能源發展是一個系統工程，因此在能源規劃方面，必須統籌考慮風電與其它電源的比例結構，合理確定調峰、調谷的備用電源，綜合考慮風電與電網規劃之間的有機銜接，科學解決風電上網和市場消納問題。

3.加快核心技術研發，占領產業制高點

在核心技術研發方面，首先要超前研究風電設備核心技術，重點在兆瓦級風機的總體設計、高效率能量轉換葉片、高可靠性齒輪箱等重點技術方面加快研發力度和產業化力度。其次要加快研究風電自動化控制技術和風能功率預測技術，建立健全風電產品市場化檢測認證體系。第三要加大大型儲電庫等調峰調谷儲能新興技術的研發力度。

4.加強電網配套，促進智能電網發展

電網是能源系統發展的物理骨架，必須建設通暢智能的電網才能保證電源投資的正常回收。因此首先要配合風電基地建設合理設置電網架構和負荷規模，并和大煤電基地建設協調配套，配合特高壓電網發展，建設以分布式能源為基礎的區域電網，配合大電源基地為基礎的特高壓電網，形成電力“寬帶網絡”，大規模、遠距離、高效率輸送電能，共同保證國家能源安全。其次是將智能電網列入國家能源戰略和國家科技發展規劃，納入國民經濟和社會發展“十二五”規劃，在政策方面給予有力支持，加快智能電網建設，服務新能源快速發展。

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第五篇：中國風電及電價發展研究報告

中國風電及電價發展研究報告

2009-12-7 9:31:12 【大 中 小】

中國—丹麥風能發展項目辦公室中國可再生能源專業委員會

一、中國風電電價定價機制的演變過程

中國的并網風電從20世紀80年代開始發展，尤其是“十一五”期間，風電發展非常迅速，總裝機容量從1989年底的4200kW增長到2008年的1200萬kW，躍居世界第四位，標志著中國風電進入了大規模開發階段。總體看來，中國并網風電場的發展經歷了三個階段，即初期示范階段、產業化建立階段、規模化及國產化階段。各階段的電價特點及定價機制概括如下：

（一）初期示范階段（1986～1993年）

中國并網型風電發展起步于1986年。1986年5月，第一個風電場在山東榮成馬蘭灣建成，其安裝的Vestas V15-55/11風電機組，是由山東省政府和航空工業部共同撥付外匯引進的。此后，各地又陸續使用政府撥款或國外贈款、優惠貸款等引進了一些風電機組，建設并網型風電場。由于這些風電場主要用于科研或作為示范項目，未進入商業化運行，因此，上網電價參照當地燃煤電價，由風力發電廠與電網公司簽訂購電協議后，報國家物價部門核準，電價水平在0.28元/kWh左右，例如20世紀90年代初期建成的達坂城風電場，上網電價不足0.3元/kWh。

總體來說，此階段風電裝機累積容量為4200kW，風電發展的特點是利用國外贈款及貸款，建設小型示范電場。政府的扶持主要是在資金方面，如投資風電場項目及風力發電機組的研制。風電電價水平基本與燃煤電廠持平。

（二）產業化建立階段（1994～2003年）

1994年起，中國開始探索設備國產化推動風電發展的道路，推出了“乘風計劃”，實施了“雙加工程”，制定了支持設備國產化的專項政策，風電場建設逐漸進入商業期。這些政策的實施，對培育剛剛起步的中國風電產業起到了一定作用，但由于技術和政策上的重重障礙，中國風電發展依然步履

維艱。每年新增裝機不超過10萬千瓦。到2003年底，全國風電裝機容量僅56.84萬千瓦。

這一階段，風電電價經歷了還本付息電價和經營期平均電價兩個階段。1994年，國家主管部門規定，電網管理部門應允許風電場就近上網，并收購全部上網電量，上網電價按發電成本加還本付息、加合理利潤的原則確定，高出電網平均電價部分的差價由電網公司負擔，發電量由電網公司統一收購。隨著中國電力體制改革的深化，電價根據“廠網分開，競價上網”的目標逐步開始改革。

總體來說，這一時期的電價政策呈現出如下特點：上網電價由風力發電廠與電網公司簽訂購電協議，各地價格主管部門批準后，報國家物價部門備案，因此，風電價格各不相同。最低的仍然是采用競爭電價，與燃煤電廠的上網電價相當，例如，中國節能投資公司建設的張北風電場上網電價為0.38元/千瓦時；而最高上網電價每千瓦時超過1元，例如浙江的括蒼山風電場上網電價高達每千瓦時1.2元。

由此可見，從初期示范階段到產業化建立階段，電價呈現上升趨勢。

（三）規模化及國產化階段（2003年后）

為了促進風電大規模發展，2003年，國家發展改革委組織了第一期全國風電特許權項目招標，將競爭機制引入風電場開發，以市場化方式確定風電上網電價。截至2007年，共組織了五期特許權招標，總裝機容量達到880萬千瓦。

為了推廣特許權招標經驗，2006年國家發展改革委頒布《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7號）文件，提出了“風力發電項目的上網電價實行政府指導價，電價標準由國務院價格主管部門按照招標形成的價格確定”。根據該文件，部分省（區、市），如內蒙古、吉林、甘肅、福建等，組織了若干省級風電特許權項目的招標，并以中標電價為參考，確定省內其他風電場項目的核準電價。其他未進行招標的省（區、市），大部分沿用了逐個項目核準定電價的做法。

因此，這一時期中國在風電電價政策屬于招標電價和核準電價并存。由風電特許權項目確定的招標電價呈現出逐年上升的趨勢，隨著中標規則的完善，中標電價也趨于合理。特許權招標項目的實施在風電電價定價方面積累的許多有益的經驗，尤其是2006年國家發展改革委頒布《發改價格[2006]7號》文件后，各省的核準電價更加趨于合理。風電場裝機容量在50MW以下，以省內核準的形式確定上網電價。由于各地風電場的建設條件不同，地方經濟發展程度不一，核準的電價也差別較大，但一般采取當地脫硫燃煤電廠上網電價加上不超過0.25元/kWh的電網補貼。

（四）目前中國風電電價政策

隨著風電的快速發展，“招標加核準”的模式已無法滿足風電市場發展和政府宏觀引導的現實需要。因此，在當前各地風電進入大規模建設階段，從招標定價加政府核準并行制度過渡到標桿電價機制，是行業發展的必然，也將引導風電產業的長期健康發展。

2009年7月底，國家發展改革委發布了《關于完善風力發電上網電價政策的通知》（發改價格[2009]1906號），對風力發電上網電價政策進行了完善。文件規定，全國按風能資源狀況和工程建設條件分為四類風能資源區，相應設定風電標桿上網電價。

四類風電標桿價區水平分別為0.51元/kWh、0.54元/kWh、0.58元/kWh和0.61元/kWh，2009年8月1日起新核準的陸上風電項目，統一執行所在風能資源區的標桿上網電價，海上風電上網電價今后根據建設進程另行制定。政府針對四類風能資源區發布的指導價格即最低限價，實際電價由風力發電企業與電網公司簽訂購電協議確定后，報國家物價主管部門備案。

二、特許權招標項目

2003～2007 年，五期風電特許權項目招標，是中國電力體制改革、廠網分家后的重要舉措，風電上網電價政策不夠明確的情況下，特許權招標對合理制定價格、加快風電大規模發展發揮了重要作用。

通過對五次風電特許權項目電價的分析可以看出，國家通過特許權方式確定的招標電價總體上呈現上升的趨勢，如：內蒙古西部地區特許權招標項目從2002的0.382Yuan/kWh上升至2007年的0.5216Yuan/kWh；甘肅的特許權招標項目的電價從2005年的0.4616Yuan/kWh上升至2007年的0.5206RMB/kWh；河北的上網電價由2006年的0.5006 RMB/kWh上升至2007年的0.551RMB/kWh。

三、特殊省份電價分析

根據上述分析，全國范圍內風電價格整體呈現上升趨勢，但個別地區也有例外，例如黑龍江和內蒙古西部。特說明如下：

黑龍江省由于其特殊的地理環境，風資源相對貧乏，并且建設成本居高不下。此期間的建設項目單位投資在1.1萬元/kW以上，導致該區域風電發

展相對滯后于其他省份。2003～2004年在黑龍江投建的兩個示范工程，都采用價格較高的進口設備和技術，因此上網電價較高，即便如此，也僅能維持正常運行。目前，隨著風電企業逐漸掌握黑龍江風能資源的特性，運行成本進一步降低，風電項目增多，此外，風電設備國產化的進程加快，也使風電建設成本降低。黑龍江省的風電產業的發展趨于正常，電價有降低趨勢。在內蒙古西部，由于風能資源地理位置遠離電網主網架，送電距離遠，出力不穩定，對電網調度沖擊大，風電企業建設風場的同時需要考慮部分輸電設施的建設，因此風電成本較高，核準的電價也較高。加上2003～2004年間，內蒙古地區由于其電網技術落后及電力需求容量限制了風電產業的商業化發展，該地區風電產業處于成長初期，沒有大規模發展。國家、地方為了扶持風電的發展，加快了輸電線路的建設，使企業減少了相關成本。此外，隨著風電設備國產化速度加快，國內設備價格降低，因此風電建設成本降低，電價也相應趨于下降。

四、中國政府對風電的補貼政策

中國政府一直大力支持風電的發展，從2002年開始，要求電網公司在售電價格上漲的部分中拿出一定份額，補貼可再生能源發電（即高出煤電電價的部分）。，電網和中國政府對風電的政策性補貼力度逐年加大，由2002年的1.38億元上升到2008年的23.77億元1[1]。由此可見，中國政府的政策是鼓勵可再生能源發展的，因此，中國風電迅速發展，三年間裝機容量翻番。盡管如此，由于風電運行的不確定性，技術操作能力和管理水平的限制，中國風電企業的盈利仍然是微薄的。

五、總體結論

從以上分析我們可以看出，中國的風電電價變化和風電行業的發展特點密不可分。風電行業發展經歷了初期示范、產業化建立、規模化及國產化、目前逐漸完善等四個階段。與此相對應，四個階段的風電電價基本情況為：初期示范階段：與燃煤電價持平（不足0.3元/kWh）；產業化建立階段：由風力發電廠和電網公司簽訂購電協議確定，電價各不相同（0.38元/kWh～1.2元/kWh）；規模化及國產化階段：招標電價與核準電價共存，國家招標電價保持上升；目前完善階段：四類標桿電價（0.51元/kWh，0.54元/kWh，0.58元/kWh，0.61元/kWh）。在這期間，中國政府一直努力探索合理的風電電價

市場形成機制。不同階段的機制不同，風電電價亦有所波動，國家的指導電價逐年上升，核準電價則略微下降，這都符合中國風電產業和世界風電產業的發展規律，使中國的風電電價更趨理性。同時，可以看到，中國政府在探索風電價格機制和規范風電電價的過程中，一直給予風電行業巨大的支持，2002～2008年，國家對風電的補貼額從1.38億元上升為23.77億元，每年都在大幅度增長，這極大地提高了投資者的積極性，促使中國的風電裝機容量成倍增加，中國一躍成為風電大國。

因此，我們認為，中國政府是依據風電本身發展的客觀規律、電網的承受能力來確定風電電價，在確定電價時從未考慮CDM因素，定價過程完全與CDM無關。但是，也應該看到，在中國風力發展的過程中，CDM對風力發電企業克服資金和技術障礙確實發揮了積極作用，如果沒有CDM，中國風電發展速度不會如此迅速，更不會為減緩全球溫室氣體排放做出如此巨大的貢獻。因此，我們希望EB在審核中國風電項目時能充分考慮和理解中國特殊的定價機制，推動全球范圍內更多高質量CDM項目的成功注冊，為減緩全球氣候變化作出更多貢獻。