中国风电及电价发展研究报告

第一篇：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。

第二篇：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

第三篇：《中国风电发展线路图2050》发布

《中国风电发展线路图2050》发布

在本月19日-22日举行的北京国际风能展上，国家发改委能源研究所发布了我国首个风电发展综合规划——《中国风电发展路线图2050》。国家发改委能源研究所副所长王仲颖透露，2020年陆地风电的成本将与煤电持平，这之后，风电将逐步脱离国家补贴。

《中国风电发展路线图2050》报告称，到2020年、2030年和2050年，中国风电装机容量将分别达到2亿、4亿和10亿千瓦，成为中国的五大电源之一。到2050年，风电将满足国内17%的电力需求。这意味着在今年基础上，十年内装机容量就将有大幅增长空间。

“2010年，中国风电新增装机容量达到18928兆瓦，累计装机容量达到44733兆瓦，居全球第一位。据不完全统计，今年上半年新增风电装机容量已超过600万千瓦，中国已成为世界最大的风电市场。”中国可再生能源协会风能专业委员会理事长贺德馨补充说。

同时，记者还了解到，未来风电布局的阶段重点是：2020年前，以陆上风电为主，开展海上风电示范；2021-2030年，陆上、近海风电并重发展，并开展远海风电示范；2031-2050年，实现在东中西部陆上风电和近远海风电的全面发展。

另外，在风电价格上，政策制定部门人士表示，“当下的煤电价格与发电成本并不一致，风电价格在现阶段有国家补贴的支持下更反映实际情况。” 据悉，我国从2006年后对风电实行分区域的固定电价制度，并规定风电上网电价高出脱硫燃煤电价的部分，由可再生能源发展基金支付。此外，根据风电场与已有输电线路距离长短确定了0.01元-0.03元/千瓦的风电并网补贴标准。

王仲颖说：“目前陆上风电开发的成本在0.35元-0.5元/千瓦时左右，相应的电价水平确定为0.51元-0.61元/千瓦。在目前电价机制下，不考虑煤电的资源、环境成本，风电成本和电价水平高于中国煤电成本和电价水平。”

但他同时表示，中国的煤电价格上涨或将持续，2020年陆地风电的成本将与煤电持平，这之后，风电将逐步脱离国家补贴。

第四篇：2009-2010中国风电发展报告五

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。

意见同时指出：抓住大力发展风电等可再生能源的历史机遇，把我国的风电装备制造业培育成具有自主创新能力和国际竞争力的新兴产业。严格控制风电装备产能盲目扩张，鼓励优势企业做大做强，优化产业结构，维护市场秩序。原则上不再核准或备案建设新的整机制造厂；严禁风电项目招标中设立要求投资者使用本地风电装备、在当地投资建设风电装备制造项目的条款；建立和完善风电装备标准、产品检测和认证体系，禁止落后技术产品和非准入企业产品进入市场。依托优势企业和科研院所，加强风电技术路线和海上风电技术研究，重点支持自主研发2.5兆瓦及以上风电整机和轴承、控制系

统等关键零部件及产业化示范，完善质量控制体系。积极推进风电装备产业大型化、国际化，培育具有国际竞争力的风电装备制造业。

（4）国家发改委下发通知取消风电工程项目设备采购国产化率的要求。2009年11月25日，国家发改委下发《国家发展改革委员会关于取消风电工程项目设备采购国产化率要求的通知》（发改能源［2009］2991号）。《通知》要求，自2009年11月1日起，取消《关于风电建设管理有关要求的通知》（发改能源［2005］1204号）中“风电设备国产化率要达到70%以上，不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设”的要求。风电项目设备由项目单位根据国家有关标准和技术要求，按照《招标投标法》的有关规定，公开公平公正招标采购。地方政府不得以任何理由、任何方式干预风电项目设备采购。

（5）国家《可再生能源法》修订。2009年12月26日，十一届人大常委会第十二次表决通过了关于修改可再生能源法的决定。通过修订的《可再生能源法》指出：应当遵循因地制宜、统筹兼顾、合理布局、有序发展的原则，编制可再生能源开发利用规划；规划内容应当包括发展目标、主要任务、区域布局、重点项目、实施进度、配套电网建设、服务体系和保障措施等。

（6）国家能源局发布海上风电开发管理暂行办法通知。为规范海上风电项目开发建设管理，促进海上风电健康、有序发展，国家能源局于2010年1月22日发布《海上风电开发建设管理暂行办法》（国能新能［2010］29号）。该办法共十章三十八条，规定了海上风电发展规划编制、海上风电项目授权、海域使用申请审批和海洋环境保护、项目核准、施工竣工验收和运行信息管理等各个环节的程序和要求。该办法明确国家能源局和国家海洋局作为全国海上风电开发建设管理的行政管理部门，按照各自的职能，对沿海多年平均大潮高潮线以下海域，以及在相应开发海域内无居民海岛上的海上风电项目实施管理，并在海上风电规划编制、项目核准和施工等阶段做好管理衔接。

（7）能源行业风电标准的制定。2010年3月30日，能源行业风电标准化技术委员会正式成立。该委员会由国家能源局副局长刘琦担任领导小组组长，由国家发展改革委、国家标准化委员会、国家电力监管委员会等部门共同支持并参与组建，国内主要行业协会、整机制造商和风电场开发运营商负责人及专家组成。委员会秘书处设在国家能源局能源节约和科技装备司，秘书处成员还有国家能源局电力司、新能源和可再生能源司负责人。风电标准化技术委员会由风电场规划设计、风电场施工与安装、风电场运行维护

管理、风电场并网管理技术、风电机械设备、风电电器设备6个具体小组组成，各小组将分别负责相关标准的制定。

（8）工信部征集风电设备制造行业准入标准（征求意见稿）意见。根据《国务院办公厅关于落实抑制部份行业产能过剩和重复建设有关重点工作部门分工的通知》（国办函［2009］116号）要求，工业和信息化部会同国家发改委、国家能源局共同组织研究并起草了《风电设备制造行业准入标准》。征求意见和建议的截止日期为2010年4月20日。

准入标准规定：生产企业风电项目投资中自有资金比例不得低于30%，必须具备生产单机容量2.5兆瓦及以上、年产量100万千瓦以上所必需的生产条件和全部生产配套设施，改扩建应具备累计不少于50万千瓦的装机业绩，新建企业应具备五年以上大型机电行业从业经历，厂址应选择在方便运输的地区，本着与风电机组配套企业建立完善产业链的原则进行布局。严格限制风电机组生产企业引进单机容量2.5兆瓦以下风电机组整机技术或购买生产许可证，科研经费投入占销售收入的比例不少于5%。

（9）《风电预测及系统协调运行管理办法》及《风电设备及并网检测管理办法》起草。为解决大规模风电接入电网系统安全可靠运行问题以及保障风电设备质量和并网安全运行，实现风力发电健康、可持续发展，国家能源局委托中电联牵头开展《风电预测及系统协调运行管理办法》及《风电设备及并网检测管理办法》起草工作。为有效推进工作开展，决定成立两个工作小组负责相关研究和具体文件起草，工作小组将在国家能源局新能源司指导下开展工作。2010年6月17日，中电联以中电联规划［2010］87号文，公布了有关事项。《风电预测及系统协调运行管理办法》工作组成员单位：中国电力企业联合会、国家电力调度中心、中国电力科学研究院、国网能源研究院、龙源电力集团公司、中国风能协会和国家气象局预测司等。《风电设备及并网检测管理办法》工作组成员单位：中国电力企业联合会、中国风能协会、鉴衡认证中心、国家电力调度中心、中国电力科学研究院（新能源研究所）、国电龙源公司（电机工程学会风力与潮汐发电专业委员会）、国网能源研究院、新疆金风科技股份有限公司、华锐风电科技（集团）股份有限公司、中国船级社等。

（10）国务院通过加快培育和发展战略性新兴产业的决定。2010年10月10日，国务院发布《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》（国发［2010］32号）。决定包括八个部分：抓住机遇，加快培育和发展战略性新兴产业；坚持创新发展，将战略性新兴产业加快培育成为先导产业和支柱产业；立足国情，努力实现重点领域快速健

康发展；强化科技创新，提升产业核心竞争力；积极培育市场，营造良好市场环境；深化国际合作，提高国际化发展水平；加大财税金融政策扶持力度，引导和鼓励社会投入；推进体制机制创新，加强组织领导。在阐述努力实现重点领域快速健康发展中，“决定”对风电产业的提法是：提高风电技术装备水平，有序推进风电规模化发展，加快适应新能源发展的智能电网及运行体系建设。

（11）《关于促进风电装备产业健康发展的若干意见》发布。2010年12月23日，为贯彻落实《国务院批转国家发展改革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》（国发［2009］38号）精神，加强对风电技术装备制造业发展的引导和规范，推进风电装备制造业健康发展，国家发改委印发《关于促进风电装备产业健康发展的若干意见》。

主要意见如下：促进风电装备制造业与风电产业同步发展；坚定不移地走创新道路；推进风电装备产业国际化和市场化；严格控制产能盲目扩张；妥善处理好陆地风电和海上风电的关系；继续支持风电装备技术进步；着力加强质量控制提高产品质量；加强风电发展技术路线研究；加快风电标准体系建设；研究建立风电设备检测、认证制度；支持风电设备公共技术平台建设；依托国家能源风电并网系统研发（试验）中心和风电运行技术研发中心建设风电试验基地；建立风电设备运行和质量报告制度；加强风力发电与电网接入的衔接；探索建立人才培养体系；完善风电设备招标采购制度；完善风电行业发展的政策措施；加强组织管理和工作落实。

第五篇：2013-2017年中国风电产业项目发展预测与投资研究报告

2013-2017年中国风电产业项目发展预测与投资研究报告

正文目录

第一章风电产业概述1第一节风能

1一、风能概述

1二、风能资源3第二节风电

5一、风电的叙述

5二、风电的特点7

三、风能发电的主要形式8 第二章世界风电发展情况12第一节世界风电情况1

2一、国际电力系统发展的趋势1

2二、国际风电装机容量迅猛增长1

4三、风电技术系统的不断发展17

四、世界风力发电发展迅速的原因19

五、近海风电的发展20第二节主要的风电国家发展情况2

3一、欧洲国家风力发展情况2

3二、亚洲国家风力发展情况2

4三、美洲国家风力发展情况26第三节风电发展国家的政策分析30

一、德国风力发电政策分析30

二、丹麦风力发电政策分析3

3三、印度风力发电政策分析3

5四、美国风力发电政策分析36

五、荷兰风电发展政策分析38

六、主要的风电政策分析41第四节国际主要的风电设备生产企业4

4一、丹麦的风电机组供应商4

4二、德国的风电机组供应商46

三、西班牙的风电机组供应商49

四、美国的风电机组供应商

51五、日本的风电机组供应商

52六、印度的风电机组供应商54 第三章我国风电发展情况59第一节我国风电产业发展历程回顾59

一、我国风能利用历史悠久59

二、生活用风力发电的发展60

三、风力发电的崭新的一页62

一、我国风电装机容量增长迅速66

二、我国各地风电机组装机情况69

三、我国风电场建设的发展及规划7

1四、我国风电发展重点72 第三节我国风电设备制造业现状7

5一、国内市场以进口设备为主75

二、国内整机厂商介绍76

三、风机零部件厂商介绍78

四、风电服务业8

1五、国内风电设备发展分析8

3六、风电设备业发展的机遇84 第四节我国风电政策分析87

一、我国可再生能源的战略发展87

二、我国现行的可再生能源激励政策88

三、风电发展政策90

四、中外政策对比分析9

3五、中国可再生能源的发展需要引入新的激励政策9

5六、配额制政策的基本特征96 第四章我国风电产业的发展环境100第一节风电产业发展的宏观环境分析100

一、2012-2013年经济运行情况100

二、2013年经济运行情况预测102第二节风电产业发展的竞争环境分析106

一、进入威胁106

二、现有发电方式的利弊分析109

三、可再生能源中其他能源的发展趋势11

1四、客户对风电的接受性分析11

2五、风电设备供应商价格的谈判实力114 第五章风电产业发展预测119第一节2013年电力行业发展趋势预测119

一、电力供需形势预测119

二、实现电力工业可持续发展的对策建议120第二节可再生能源需求预测12

3一、积极推动可再生能源发展已成为世界共识12

3二、可再生能源利用将成为我国持续发展的重要动力124第三节风电发展预测127

一、世界风电发展预测127

二、世界发电设备总体趋势128

三、我国风电发展预测130 第六章风电产业投资分析135第一节投资机会分析13

5一、我国的能源结构正在做大的调整13

5三、西部大开发带来的机遇尤其值得重视138

四、电力体制改革和《可再生能源法》带来的机遇1

41五、国际油价高涨1

43六、政府巨大的投资144 第二节投资风险分析147

一、风电发展的资源风险分析

二、风电发展的市场风险分析

三、风电发展的成本风险分析

四、风电发展的技术风险分析147 148 150 1

53五、风电发展的政策和执行的风险分析155第三节投资参考建议157 第七章风电产业收益分析159第一节风电的电价159第二节风电的价格和成本分析160

一、风电场建设的工程费用160

二、风电电价因素分析162第三节风力发电的收益分析166

一、投资收益166

二、社会效益169

三、经济收益171------------------------------【报告价格】[纸质版]:6300.00元 [电子版]:6500.00元 [纸质+电子]:6800.00元（部分用户可以享受折扣）

【交付方式】EMIL电子版或特快专递（付款后24小时内发报告）

【企业网址】(点击看正文)

图表目录（部分）图表 1蒲福氏风级表图表 2中国风能分区及占全国面积的百分比图表 3风能的能流密度最小图表 4装机容量与叶轮直径的关系图表 52003-2013年世界风电新装机容量图表 62013年世界风电装机的分布情况图表 7世界上已建成的海上风电站图表 82013-2017年全球风电新增及累计装机容量预测图表 9欧盟各国电价图表 102003-2013年德国风电累计装机容量图表 112003-2013年西班牙风电装机容量情况

图表 122003-2013年丹麦风电装机情况

图表 132003-2013年印度风力发电装机容量

图表 142003-2013年美国风力发电装机容量

图表 16近年来风电的保证上网电价（丹麦克郎/千瓦时）图表 17欧盟为2013年可再生能源供电量制定的指导性目标 图表 18全球风电机组供应商前十位 图表 192003-2013年我国风电新增装机情况和增长速度 图表 202012-2013年分省风电装机情况 图表 21风电项目建设区域分布 图表 22上海风电规划场址 图表 232012-2013年风电设备制造业新增和累计的市场份额

图表 24

图表 25

图表 26

图表 27

图表 28

图表 29

图表 30

图表 31

图表 32

图表 33

图表 34

图表 35

图表 36

图表 37

图表 38

图表 39

图表 40

图表 41

图表 42

图表 43

图表 44

图表 45

图表 46

图表 47

图表 48

图表 49

图表 50

图表 51

图表 52

图表 53

图表 54

图表 55

图表 56

图表 57 2012-2013年新增中国内资制造商的市场份额 2012-2013年新增中外合资制造商的市场份额 2012-2013年新增外资制造商的市场份额 2012-2013年累计中国内资制造商的市场份额 2012-2013年累计中外合资制造商的市场份额 2012-2013年累计外资制造商的市场份额 产业化落实程度比较好，已基本具备大批量生产能力的风电机组制造企业 已试制出样机或已具备小批量生产能力的风电机组制造企业 正在进行样机试制或整机设计工作的风电机组制造企业 已能在国内批量制造风力机总机或部件的国外独资企业 国内主要的风电设备零部件制造企业 叶片制造企业 齿轮箱制造企业 变桨和偏航轴承制造企业 发电机制造企业 控制系统制造企业 中国已发布的风力发电场标准 中国风力发电机械标准目录 2013年世界经济主要指标预测（％）2013年我国主要经济指标预测表 不同发电形式成本比较 各种能源形式CO2排放值(克/千瓦时)2003-2013年一次能源消费构成 2012-2013年我国风电上网电价(含税价)特许权招标项目 关税对电价的影响 所得税对电价的影响 贷款利息对电价的影响 贷款还贷期对电价的影响 IRR对电价的影响 总投资变化对电价的影响 发电量对电价的影响 风机价格对电价的影响 运行维护费用对电价的影响

图表 58风力发电系统所减少的排放量