2014年中国我国风电发展模式及定价机制分析（最终版）

第一篇：2014年中国我国风电发展模式及定价机制分析（最终版）

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

《可再生能源法》第十九条规定，“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点和不同地区的情况，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。”可再生能源执行电价由国务院价格主管部门确定。《可再生能源法》第二十条规定，“电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。”

在《可再生能源法》的基础上，国家发改委于2006 年和2007 年分别制定《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（以下简称《分摊管理试行办法》）和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（以下简称《调配暂行办法》）。《分摊管理试行办法》第五条规定，“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。”第六条规定，“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”，第十二、十三与十四条规定，“可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的方式解决。可再生能源电价附加向省级及以上电网企业服务范围内的电力用户（包括省网公司的趸售对象、自备电厂用户、向发电厂直接购电的大用户）收取。可再生能源电价附加由国务院价格主管部门核定，按电力用户实际使用的电量计收，全国实行统一标准”，第十七条规定，“可再生能源电价附加计入电网企业销售电价，由电网企业收取，单独记账，专款专用”。

《调配暂行办法》第五、六条规定，“可再生能源电价附加标准、收取范围由国务院价格主管部门统一核定，并根据可再生能源发展的实际情况适时进行调整。可再生能源电价附加调配、平衡由国务院价格主管部门会同国务院电力监管机构监管”、“可再生能源电价附加由省级电网企业（东北电网公司和华北电网公司视同省级电网企业，西藏自治区除外）按照国务院价格主管部门统一核定的标准和范围随电费向终端用户收取并归集，单独记账，专款专用”，第八条规定，“省级电网企业将收取的可再生能源电价附加计入本企业收入，首先用于支付本省（区、市）可再生能源电价补贴，差额部分进行配额交易、全国平衡。”第九条规定，“可再生能源电价补贴包括可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等。其中：可再生能源发电项目补贴额=（可再生能源上网电价-当地省级电网脱硫燃煤机组标杆电价）×可再生能源发电上网电量”。第十三条规定，“省级电网企业收取的可再生能源电价附加金额小于本省应支付可再生能源电价补贴金额的，差额部分作为可再生能源电价附加配额对外出售。省级电网企业收取的可再生能源电价附加金额大于本省应支付可再生能源电价补贴金额的，余额用于购买可再生能源电价附加配额。”第十五条规定，“国务院价格管部门统计审核各省级电网企业上一月度可再生能源电价附加余缺后，对收取的可再生能源电价附加不足以支付本省可再生能源电价附加补贴的省级电网企业，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》

第二篇：我国风电产业发展现状及存在问题分析

我国风电产业发展现状及存在问题分析

http://2009-11-5中国设备网文字选择：大中小

能源是国民经济发展的重要基础，是人类生产和生活必需的基本物质保障。我国是一个能源生产大国，也是一个能源消费大国。随着国民经济的快速发展和人民生活水平的不断提高，对能源的需求也越来越高。长期以来，我国电力供应主要依赖火电。“十五”期间，我国提出了调整能源结构战略，积极推进核电、风电等清洁能源供应，改变过渡依赖煤炭能源的局面。

金融危机下，新能源产业正孕育着新的经济增长点，世界各国都希望通过发展新能源产业，引领本国走出经济低谷。近年来，我国政府对新能源开发的扶持、鼓励措施不断强化，风能作为最具商业潜力的新能源之一，备受各地政府和电力巨头追捧。

自2005年我国通过《可再生能源法》后，我国风电产业迎来了加速发展期。《可再生能源发展“十一五”规划》提出：在“十一五”时期，全国新增风电装机容量约900万千瓦，到2010年，风电总装机容量达到1000万千瓦。同时，形成国内风电装备制造能力，整机生产能力达到年产500万千瓦，零部件配套生产能力达到年产800万千瓦，为2010年以后风电快速发展奠定装备基础。

2008年，我国新增风电装机容量达到624.6万千瓦，位列全球第二；风电总装机容量达到1215.3万千瓦，成为全球第四大风电市场。预计，2009年我国风电新增装机容量还会翻番，届时在全球新增风电装机总量中的比重，将增至33%以上。按照目前的发展速度，中国将一路赶超西班牙和德国，2010年风电装机容量有望达到3000万千瓦，跃居世界第二位。

目前，我国正在紧锣密鼓地制订新能源振兴规划。预计到2020年，可再生能源总投资将达到3万亿元，其中用于风电的投资约为9000亿元。根据目前的发展速度，到2020年，我国风电装机容量将达到1亿千瓦。届时，风电将成为火电、水电以外的中国第三大电力来源，而中国也将成为全球风能开发第一大国。设备制造行业现状

根据最新风能资源评价，全国陆地可利用风能资源3亿千瓦，加上近岸海域可利用风能资源，共计约10亿千瓦，发展潜力巨大。

为了合理有序的开发现有风能资源，首先需要进行的就是加强产业服务体系建设，扶持建立风能资源评价，风电场设计选址，产品标准，技术规范，设备检测与认证的专门机构。培育一批风电技术服务机构，建成较健全的风电产业服务体系。建设2～3座公共风电测试试验基地，为风电机组产品认证和国内自主研制风电设备提供试验检测条件。目前，工信部与国家能源局等相关管理部门目前正研究制定规范风电投资市场，完善风电设备产品标准及质量认证体系的相关政策，保证风电产品质量，促进成本降低。

风电产业的发展和进步不应盲目追求风电机组的装机容量，而应从我国各地区风场风资源的优劣、当地电力需求及电网输配电能力状况、风机性能及发展通盘规划，有序调控、全面协调、均衡平稳地发展。首先，把风电科研纳入国家科技发展规划，安排专项资金予以扶持。支持国内科研机构提高创新能力，引进国外先进技术设备，加快消化吸收，尽快形成自主创新能力。目前，国产化比例规定较难落实，国产化质量提高和认同有个过程，风机制造企业仍需在自主创新上下功夫。

其次，建立一个统一的行业标准。由于目前没有对风电机组和风电场的入网标准和检测标准严格监管，绝大部分风电机组的功率曲线、电能质量、有功和无功调节性能、低电压穿越能力没有经过检测和认证，而且多不具备上述性能和能力，并网运行的风电机组对电网的安全稳定运行造成了很大的影响。

第三，加强科研投入和人才培养。目前我国缺少专门风电研究机构，风电场建设和装备制造中的关键技术、公用技术研究和检测认证体系建设等严重不足。

风电设备制造是一项集空气动力、机械制造、发电机、电力电子、自动控制和高可靠性设计为一体的综合性高新技术产业。由于种种原因，我国还没有建立起专业的风电技术研究开发机构，缺乏从设计、制造、安装、调试及运营管理的人才培养体系，难以适应当前风电快速发展的需要。因此，需要在国家级科研机构和大学设立风电技术应用基础研究项目，开展相关的风能资源、流体动力学、机械制造、电力电子、电力并网等方面的理论和实验研究。将基础研究与人才培养相结合，根据风电发展需要培养一批研究生等高级人才，选择一些高等学校和中专学校，设立风电专业课程，逐步建立起风电专业。同时，结合风电发展需要，定期举办风电技术培训班，解决目前风电人才紧缺的问题。

第四，改变整机进口免税、部件进口征税的办法。限制整机进口，对于国内尚不能生产的零部件或散件应给予进口免税，以此鼓励逐步国产化，促使外国公司将整机制造技术向国内转移，达到更好消化、吸收、创新的目的。通过与国外合作，快速消化创新，以便将来形成自主知识产权

产业发展过程存在的问题

一、产能过剩、竞争激烈

风电产业的快速发展，带动了风机产业的发展。中国风能协会数据显示，在短短的几年内，中国风电整机制造企业从2004年的6家急剧扩张到了现在的70多家。此外，风电设备部件制造企业总数也已超过百家，仅叶片厂就有50多家。从企业产能计算，已经超过市场容量。

到2010年，目前的70多家企业按现有规模全部建成，产能完全释放后，风电设备产能将达到年产3500万至4000万千瓦。而今后十年，我国的风电场建设速度可能维持在年装机1500万至2000万千瓦之间。因此，风电机组制造企业面临不可避免的激烈竞争，风电设备市场也必将迎来残酷的买方市场。市场经济的法则决定了最终会淘汰一部分企业。有关方面预计，虽然现在国内有众多的风机企业，但最终可能大型企业会剩下三、五家，中型企业剩下十来家，其余的企业将很难在市场竞争中生存下来。

在目前风电特许权招标的模式下，竞争者不得不降低风机价格和扩大产量来获得竞争优势。市场上规模化程度最高的华锐风电、金风科技和东方电气具有明显的竞争优势。其他实力较强的制造型企业，如上海电气、湘电股份和天威保变，扩产速度也会加快。上述企业凭借其与五大电力集团的长期合作关系，都可以获得一定的市场份额。其他生产规模不大的企业，生存环境会日趋艰难。

据统计，2008年内资(合资)企业新增装机容量排名前十位的依次是华锐、金风、东汽、运达、上海电气、明阳、航天安迅能、湘电、常牵新誉和北重。前三位华锐、金风和东汽的新增装机容量总和约为359万kW，占2008年新增装机比例为57.43%。

二、核心技术缺失

近年来，我国风电装备的技术能力有了较大提高，风机零部件方面，相比十年前我们什么都依赖进口，现在基本上什么都有能力国产了，一些主要零部件，由于性价比高，接到国外的订单也不少。然而，大部

分零部件实现了国产化并不等于风机就能实现国产化，在风机整机的研发和设计上，我们依然没有掌握核心技术。我国规定风电场使用设备的国产化率要达到70%，但形势并不乐观，因为在这70%的设备中，绝大部分的技术引进于国外，知识产权仍在国外，而不是我国自己的技术。

因为核心技术缺失，关键零部件大多掌握在外方手中，所以产业扩张受制于人。轴承、电控系统等供应依然是行业发展的瓶颈，国内企业还无法大规模自主生产。因为供货时间、周期无法保障而影响生产进度，从而影响企业规模的扩张。

作为一个风能大国，要把风能产业做大做强，一定要建立一个以企业为主体，产、学、研相结合的技术创新体系。只有掌握引进技术、拥有自己的新技术才能避免受制于人，实现可持续发展。

另外，技术相对落后也导致了新能源不具备价格优势，成为新能源无法市场化、产业化的瓶颈。欧洲市场正在进行新一轮对风机技术的革新，对调压、调频、无功输出都有具体的要求，最终要求风电设备达到和其他火电一样的调节能力，这是最终的目标。

三、风电设备产品的质量还不稳定

由于风电设备制造业竞争激烈，有的企业为了尽早占领市场，把精力过多地放在产能发展上，没有严格按照产品研发的程序，从科研样机到产品样机之间给出足够的时间来发现问题、解决问题。然而，目前国内风电制造企业的样机刚出来，运行试验周期不足一年，来不及反复试验和论证，就进入批量生产了。通常，风机产品要求交付之后的使用寿命要达到20年，并且在前两年，生产厂家要负责风机的维修和管理，一旦出现问题，还要赔偿风电场由于停机、停电造成的经济损失。

所以，国内风机厂家仍须保持冷静的头脑，稳扎稳打地走好每一步，一味追求订单却忽略产品质量风险，是一种盲目的乐观。

四、风电场建设和电网建设还没有做到和谐发展

目前，我国风电开发模式是“建设大基地、融入大电网”，而电网调节问题还没有达到规模化风电接入的要求。有关数据显示，截至2008年底，我国风电装机容量已突破1215.3万千瓦，其中1000万千瓦风电机组已通过调试可以发电，但仅有894万千瓦的装机容量并入电网。

目前在欧洲国家，风电装机容量的比例能达到10%～20%，甚至可以达到30%，之所以能够达到这么大的比例，除了欧洲的电网能力强外，还因为其拥有技术先进的风机设备，电网侧的变电站可以控制电机侧的风机，变电站通过网络可以对各个风机的发电量进行集中控制。但我国使用的风机都是用最大功率输出进行控制的，所以，按照目前的技术水平，一旦超过5%就会严重影响电网侧的正常运行。

所以，要想彻底解决这一问题，首先要增强电网对大规模风电接入的适应性，包括增强电力系统的灵活性和加强电源侧和负荷侧的管理。目前，正在规划的智能电网建设是对风能利用方式很大的支撑。当然，我们在考虑接入大电网的同时，也要考虑分布式电源系统和区域间的调度问题。

其次，要研发使用世界一流技术的风机，而不能使用落后的风机。

第三篇：中国风电发展报告

中国风电发展报告·

风能是一种清洁的永续能源，与传统能源相比，风力发电不依赖矿物能源，没有燃料价格风险，发电成本稳定，也没有包括碳排放等环境成本。此外，可利用的风能在全球范围内分布都很广泛。正是因为有这些独特的优势，风力发电逐渐成为许多国家可持续发展战略的重要组成部分，发展迅速。根据全球风能理事会的统计，全球的风力发电产业正以惊人的速度增长，过去10年平均年增长率达到28%，全球安装总量达到了7 400 万kW，意味着每年在该领域的投资额达到了180亿欧元。2006年，全球风电资金中9%投向了中国，总额达16.2亿欧元（约162.7亿元人民币），中国有望成为全球最大的风电市场。中国具有丰富的风力资源，风电产业的发展有良好的资源基础。据估计，内地及近海风资源可开发量约为10亿kW，主要分布在东南沿海及附近岛屿，内蒙古、新疆和甘肃河西走廊，以及华北和青藏高原的部分地区。

中国政府将风力发电作为改善能源结构、应对气候变化和能源安全问题的主要替代能源技术之一，给予了有力的扶持。确定了2010年和2020年风电装机容量分别达到500万kW和3 000万kW的目标，制定了风，并辅以“风电特许权招标”等措施，推动技术创新、市场培育和产业化发展。到

2006年底，中国累计风电装机容量达到260万kW，过去10年的年平均增长速度达到46%；中国在风电装机，2004年居第10位，2006年跃居第6位，并有望成为世界最大的风电市场。根据目前的发展势头，政府确定的2010年的发展目标有望于2008年提前完成。风电已经在节约能源、缓解中国电力供应紧张的形势、降低长期发电成本、减少能源利用造成的大气污染和温室气体减排等方面做出贡献，开始。中国风电市场的扩大，直接促进了国产风电产业的发展。据不完全统计，2006年底，中国风电制造及40多家，在2006年风电的新增市场份额中，国内产品占41.3%，比2005年提高了10个百分

点，国产风电机组装备制造能力得到大幅提高；在风电开发建设方面，中国已经建成了100多个风电场，掌握了风电场运行管理的技术和经验，培养和锻炼了一批风电设计和施工的技术人才，为风电的大规模开发和利用奠定了良好的基础。经过多年努力，当前中国并网风电已经开始步入规模化发展的新阶段。此外，中国还已经形成了世界上最大的小风机产业和市场，有利地推动了农村电气化建设的开展。2007年是中国风电产业发展比较关键的一年。《可再生能源法》出台并实施已经一年有余，风电在保持快速发展的同时也涌现了一些新的问题。本报告旨在通过总结中国风电政策实施及产业的发展现状，剖，并预测未来风电的发展趋势，为关心中国风电产业的社会各界提供比

较翔实的信息，供在该领域进行生产、投资、贸易、研究等活动的人士参考。本报告在绿色和平与全球风能理事会的支持下，由中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会组织业内专家进行编写完成。在编写过程中，还得到了国家发展和改革委员会能源研究所、中国水电顾问集团公司、中国可再生能源学会风能专业委员会、联合国环境规划署SWERA项目以及国家气候中心等机构的大力协助，在此一并表示感谢。

1.1风能资源储量及分布

中国幅员辽阔，海岸线长，风能资源丰富。在20世纪80年代后期和2004-2005年，中国气象局分别组织了第二次和第三次全国风能资源普查，得出中国陆地10m高度层风能资源的理论值，可开发储量分别为32.26亿kW和43.5亿kW、技术可开发量分别为2.53亿kW和2.97亿kW的结论。此外，2003-2005年联

合国环境规划署组织国际研究机构，采用数值模拟方法开展了风能资源评价的研究，得出中国陆地上离地面50m高度层风能资源技

14亿kW的结论。2006年国家气候中心也采用数值模拟方法对中国风能资源进行评价，得到的结果是：在不考虑青藏高原的情况下，全国陆地上离地面10m高度层风能资源技术可开发量为25.48亿kW，大大超过第三次全国风能资源普查的数据①。根据第三次风能资源普查结果，中国技术可开发（风能功率密度在150W/m2及其以上）的陆地面积约为20万km2

。考虑风电场中风电机组的实际布置能力，按照低限3MW/km2高限5MW/km2计算，陆上技术可开发量为6亿～10亿kW。根据《全国海岸带和海涂资源综合调查报告》，中国大陆沿岸浅海0～20m等深线的海域面积为15.7万km2。年中国颁布了《全国海洋功能区划》，对港口航运、渔业开发、旅游以及工程用海区等作了详细规划。如果避开上述这些区域，考虑其总量10%～20%的海面可以利用，风电机组的实际布置按照5MW/km2计算，则近海风电装机容量为1亿～2亿kW。综合来看，中国可开发的风能潜力巨大，陆上加海上的总量有7亿～12亿kW，风电具有成为未来能源结构中重要组成部分的资源基础。中国的风能资源分布广泛，其中较为丰富的地区主要集中在东南沿海及附近岛屿以及北部（东北、华北、西北）地区，内陆也有个别风能丰富 点。此外，近海风能资源也非常丰富。沿海及其岛屿地区风能丰富带

沿海及其岛屿地区包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等沿海近10km宽的地带，年风功率密度在200W/m2以上，风功率密

度线平行于海岸线。北部地区风能丰富带北部地区风能丰富带包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏和新疆等近200km宽的地带。风功率密度在200～

300W/m2，有的可达500W/m2以上，如阿拉山口、达坂城、辉腾锡勒、锡林浩特的灰腾梁、承德围场等。内陆风能丰富区在两个风能丰富带之外，风功率密度一般在100W/m2以下，但是在一些地区由于湖泊和特殊地形的影响，风能资源也较丰富。近海风能丰富区东部沿海水深5～20m的海域面积辽阔，但受到航线、港口、养殖等海洋功能区划的限制，近海实际的技术可开发风能资源量远远小于陆上。不过在江苏、福建、山东和广东等地，近海风能资源丰 富，距离电力负荷中心很近，近海风电可以成为这些地区未来发展的一项重要的清洁能源。

1.2风能资源的特点

中国的风能资源有两个特点:一是风能资源季节分布与水能资源互补：中

国风能资源丰富但季节分布不均匀，一般春、秋和冬季丰富，夏季贫乏。水能资源丰富，雨季在南方大致是3月到6月，或4月到7月，在这期间的降水量占全年的50%～60%；在北方，不仅降水量小于南方，而且分布更不均匀，冬季是枯水季节，夏季为丰水季节。丰富的风能资源与水能资

源季节分布刚好互补，大规模发展风力发电可以一定程度上弥补中国水电冬春两季枯水期发电电力和电量之不足。二是风能资源地理分布与电力负荷不匹配：沿海地区电力负荷大，但是其风能资源丰富的陆地面积小；北部地区风能资源很丰富，电力负荷却很小，给风电的开发带来经济性困难。由于大多数风能资源丰富区，远离电力负荷中心，电网建设薄弱，大规模开发需要电网延伸的支撑。

2.1并网风电场发展

中国的并网风电从20世纪80年代开始发展，尤其是在“十五”期间，风电发展非常迅速，总装机容量从2000年的35万kW增长到2006年的260万kW，年增长率将近40%。风电装机容量从2004年居世界第十位，上升为2006年年底的居世界第六位①，受到世界的瞩目。总体来看，中国并网风电场的发展分为三个阶段②：初期示范阶段(1986-1993年)此阶段主要是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风力发电机组的研制。产业化建立阶段(1994-2003年)原电力部1993年底在汕头“全国风电工作会议”上提出风电产业化及风电场建设前期工作规

范化的要求，1994年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、合理利润的原则确定，高出电网平均电价部分，其差价采取均摊方式，由全网共同负担，电力公司统一收购处理。由于投资者利益得到保障，贷款建设风电场开始发

展。后来原国家计委规定发电项目按照经营期核算平均上网电价，银行还款期延长到15年，风电项目增值税减半（为8.5%）。但是随着电力体制向竞争性市场改革，风电由于成本高，政策不明确，发展缓慢。规模化及国产化阶段(2003-2007年)为了大规模商业化开发风电，国家发改委从2003年起推行风电特许权项目，每年一期，通过招标选择投资商和开发商，目前已经进行了四期，其主要目的是扩大开发规模，提高国产设备制造能力，约束发电成本，降低电价。从2006年开始，《可再生能源法》正式生效，国家陆续颁布了一系

列的法律事实细则，包括要求电网企业全额收购可再生能源电力、发电上网电价优惠以及一系列费用分摊措施，从而大大促进了可再生能源产业的发展，中

国风电也步入了快速增长时期。

2.2风电装机统计③

截至2006年，全国累计安装风电机组3 311台，装机容量260万kW，风电场100多个，其中兆瓦级以上风电机组366台，占总机组数量的11%，见图1。风电场分布在16个省(市、自治区)，在前一年15个省的基础上增加了江苏省。2006年分省累计风电装机情况见表1。与2005年累计装机126万kW相

比，2006年累计装机增长率为105%，见图2。2006年风电上网电量估计约38.6亿kW.h④，比2005年增加约22亿kW.h。

图12006年底中国风电场累计装机主要机型分布

第四篇：试析我国风电发展现状问题与对策

试析我国风电发展现状问题与对策

论文摘要：改革开放以来，我国风电产业发展从无到有，从弱到强，快速发展取得了一定成就，但当前也存在诸多问题，需要从我国国情和风电产业发展的现实入手，科学规划，合理布局，促进风电产业又好又快发展。

论文关键词：风电发展；新能源；可再生能源；科学发展

我国有着丰富的风能资源。改革开放以来，在党和政府的支持下，我国风电产业相关技术快速发展，商业化应用取得突破。30多年来，我国风电场迅速在风能资源较为丰富的地区布局、发展并投入发电运营，为当地居民提供了清洁的电力能源；随着世界新能源发展趋势的日益变革，我国风电企业也逐渐形成规模，形成了同业竞争的格局；我国风机设备容量逐步升级，从最初的国外引进到现在的规模化国产，并初步形成了产业集群。近年来，我国风电产业发展更为迅速，取得成绩的同时也应该看到我国风电产业的发展不平衡，在核心技术上还不具备制高点优势，在产业布局、技术创新、发展规划、政策法规、标准体系等方面仍然存在着不足，有待进一步改进和提高。

一、我国风电产业发展取得的成就

纵览改革开放以来我国风电发展历程，取得的成就主要有四个方面。

1.迅速实现了风电发展的规模化

1986年4月，我国第一座容量为105kW的风电场在山东荣成并网发电；2006年4月，龙源集团总装机规模为20.06万千瓦的吉林通榆风电特许权项目正式开工建设。短短20年间，我国风电场建设的规模就扩大了约2000倍。据有关部门预计，2010年底全国风电装机容量将突破3500万千瓦。

2.实现了风电发展的产业化

自20世纪70年代末开始，我国各地已经开始主动研制并从国外引进风电机组，探索建设风电场。80年代，我国试制出的国产55kW风电机组在福建平潭成功并网。随后我国风电产业迅速发展，在运行体制上出现了商业化、公司化的新景象。从2003年至今，由于国家对新能源发展的鼓励政策，使得更多的投资主体涌入风电行业，大型风电机国产化率已经超过70%。风电产业已经形成了技术门类比较齐全、服务体系较为完善的格局。

3.风电产业发展法规初步完善

法律法规是一个产业规范发展的有力保障。我国风电产业发展之所以如此迅速并能够取得骄人业绩，就是因为在发展过程中政府逐步完善了有关法律法规，并制定了有效的发展政策。风电产业发展之初，在试验研究阶段并没有明确的发展目标。随着风电发展规模的逐步扩大，1995年原国家电力部开始关注风电发展的规模，提出到2000年年底风电装机要达到100万千瓦。随着政策的支持，2000年年底的风电装机容量大大超过了这个目标。随后受世界新能源发展潮流的影响，加上我国节能减排任务的压力，2005年《中华人民共和国可再生能源法》正式通过，随后陆续出台了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等，这些法规都有力地促进了我国风电产业的发展。在这些法规的基础上，国家在风电行业领域从2003年开始连续五年组织特许权招标，规划大型风电基地，开发建设大型风电场，促进了风电产业的迅速发展。

4.风电产业成为替代能源主体的趋势已经显现

风电产业发展的实践和传统能源枯竭的压力说明，发展风电不能只作为传统能源的补

充，未来应该是传统能源的替代品。《可再生能源中长期发展规划》中明确规定了非水电可再生能源发电强制性市场份额目标：到2010年和2020年，大电网覆盖地区非水电可再生能源发电量的比例分别达到1%和3%以上。2008年8月13日，随着龙源集团辽宁法库10万千瓦风电项目投产，我国风电装机总容量达到700万千瓦，占我国发电总装机容量的1%。预计到2020年全国风电装机可超过8000万千瓦甚至1亿千瓦。届时风电可能超过核电成为我国的主要战略能源之一。

二、我国风电产业发展存在的问题

1.风电发展规划缺乏科学衔接

由于我国政府中央层面的统一规划出台较晚，在风电发展过程中各地政府在组织编制大型风电场或风电基地的开发规划时，首要考虑的是依照当地风能资源情况来制定风电的规划规模和建设时序，却未能充分考虑到未来电力网络系统的电源结构、风电消纳市场、电网输电能力等因素，导致各地确定的风电发展规划规模远远超过国家总体规划确定的指标。“十一五”以来，我国风电发展目标多次修改，目前仍尚无定论，从而没有发挥出国家统一的发展规划对产业发展的总体指导作用，出现了中央和地方发展规划缺乏科学衔接的现象。

2.风电发展规划缺乏综合协调

风能虽然是清洁和成本较低的能源资源，但是风能资源的间歇性、随机性和不可控等特性使得风力发电天然具有随机和局部反调峰特性，会对电网系统的安全运行带来冲击。从电网安全角度来看，电网系统消纳风力发电的规模主要取决于电网系统的合理规划和各种电源资源的优化配置。这就需要在大力发展风电的同时必须考虑到风能资源充足时的电网调峰和风能资源缺乏时的电网调谷问题，而目前我国电源结构还是以煤电为主，水电装机中大部分为径流式电站，丰水期不能调峰，核电目前不参与调峰，系统调峰能力极为紧张，导致我国部分地区风电无法尽快上网。

3.风电场区域布局缺乏科学合理规划

据有关部门调研，我国风电场的区域布局也不尽合理，首先部分陆地风电场建在沿海滩涂地区，频繁的滩涂围垦将使已建风电场逐渐远离海岸线，而海岸线1.5公里以内的区域则属于风能资源丰富地带。其次，沿海地区土地资源相对宝贵，由于风电场占用土地面积大，这就更需要科学综合规划，提高资源的综合利用率。

4.电网规划建设与风电发展规模不配套

我国风能资源在陆地上主要集中在“三北”（东北、西北、华北北部）地区，其技术可开发量占到全国陆地风能总量的95％以上。但是我国的风能资源却与用电负荷呈逆向分布，风电发展具有“大规模、高集中开发，远距离输送”等特征，面临着更加复杂的技术挑战。风电的大规模开发必须依托坚强、灵活的电网来实现。因此各地的风电发展规划要与电网规划配套，风电厂建设应同步考虑电网建设的进度，从而现实风电与电网协调发展。

三、促进风电产业科学发展的对策

解决上述问题，需要从我国风电发展的实际出发，科学规划产业布局，加强综合配套，促进协调发展。

1.尽快出台更加科学的风电发展指导性政策

在国家政策方面，一是要抓紧制定风能等清洁能源的上网电价和销售电价，出台绿色电力消费激励政策，鼓励社会认购清洁能源，倡导绿色消费方式，提高风能等清洁能源的投资回报率，促进更多投资主体进入该领域。二是加强政策引导，采取优惠税率或其他财税政策

鼓励风电相关制造企业加强关键核心技术研发，提高自主创新能力，提高风电制造业核心竞争力。三是出台补偿机制，补偿煤电机组参与调峰造成的损失，从而鼓励更多发电企业参与风电消纳。四是在风电上网过程中涉及电力系统的安全问题制定明确的技术规范。

2.完善能源发展规划，确定合理的风电份额

由于电网技术的复杂性和系统性，能源发展是一个系统工程，因此在能源规划方面，必须统筹考虑风电与其它电源的比例结构，合理确定调峰、调谷的备用电源，综合考虑风电与电网规划之间的有机衔接，科学解决风电上网和市场消纳问题。

3.加快核心技术研发，占领产业制高点

在核心技术研发方面，首先要超前研究风电设备核心技术，重点在兆瓦级风机的总体设计、高效率能量转换叶片、高可靠性齿轮箱等重点技术方面加快研发力度和产业化力度。其次要加快研究风电自动化控制技术和风能功率预测技术，建立健全风电产品市场化检测认证体系。第三要加大大型储电库等调峰调谷储能新兴技术的研发力度。

4.加强电网配套，促进智能电网发展

电网是能源系统发展的物理骨架，必须建设通畅智能的电网才能保证电源投资的正常回收。因此首先要配合风电基地建设合理设置电网架构和负荷规模，并和大煤电基地建设协调配套，配合特高压电网发展，建设以分布式能源为基础的区域电网，配合大电源基地为基础的特高压电网，形成电力“宽带网络”，大规模、远距离、高效率输送电能，共同保证国家能源安全。其次是将智能电网列入国家能源战略和国家科技发展规划，纳入国民经济和社会发展“十二五”规划，在政策方面给予有力支持，加快智能电网建设，服务新能源快速发展。

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第五篇：中国风电及电价发展研究报告

中国风电及电价发展研究报告

2009-12-7 9:31:12 【大 中 小】

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

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1200万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10万千瓦。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年后）

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0.382Yuan/kWh上升至2007年的0.5216Yuan/kWh；甘肃的特许权招标项目的电价从2005年的0.4616Yuan/kWh上升至2007年的0.5206RMB/kWh；河北的上网电价由2006年的0.5006 RMB/kWh上升至2007年的0.551RMB/kWh。

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[1]。由此可见，中国政府的政策是鼓励可再生能源发展的，因此，中国风电迅速发展，三年间装机容量翻番。尽管如此，由于风电运行的不确定性，技术操作能力和管理水平的限制，中国风电企业的盈利仍然是微薄的。

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，2002～2008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。