隨著能源與環境問題的日益突出，世界各國正在把更多目光投向可再生能源等新能源，發展低碳電力。風能作為一種無污染、可再生、占地少、分布廣、蘊藏量大、開發利用技術成熟的新能源，在世界各國得到了發展和利用。就世界范圍而言，風力發電是新能源領域中技術最成熟、最具規模化開發條件和商業化發展前景的發電方式之一。2015 年度，風力發電的發電量占歐洲總發電量的比例已達9.4%，其中德國風力發電的發電量占其總發電量的比例達13.3%，西班牙風力發電的發電量占其總用電量的比例達19%，丹麥風力發電的發電量占其總用電量的比例達42%，風力發電已經成為歐洲重要的電力供給方式之一。隨著全球

　　發展可再生能源的共識不斷增強，風電在未來能源電力系統中將發揮更加重要的作用。

　　（1）全球風電行業發展概況

　　隨著世界各國對環境問題認識的不斷深入，可再生能源綜合利用的技術也在不斷發展，風力發電產業憑借相對成熟的技術方案，在近年來獲得了高速發展。全球風電累計總裝機容量從截至2005 年12 月31 日的59,091MW增至截至2015 年12 月31 日的432,883MW，年復合增長率達22.04%。

　　（2）我國風電行業概況

　　目前，我國已經成為全球風力發電規模最大、增長最快的市場。2015 年，我國新增風電裝機容量30,753MW，占當年全球新增裝機容量的48.5%，累計風電裝機容量145,362MW，占全球累計風電裝機總量的33.6%，均位居全球第一。

　　①我國風能資源概況

　　我國幅員遼闊，海岸線長，風能資源比較豐富，根據氣象局《全國風能資源評估成果（2014）》的評估結果，我國陸地70 米高度風功率密度達到150 瓦/平方米以上的風能資源技術可開發量為72 億千瓦，達到200 瓦/平方米以上的風能資源技術可開發量為50 億千瓦，同時，評估組推算出80 米高度風功率密度達到150 瓦/平方米以上的風能資源技術可開發量為102 億千瓦，達到200 瓦/平方米以上的風能資源技術可開發量為75 億千瓦，我國風能資源具有巨大的發展潛力。

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　　我國風能資源豐富的地區主要集中在北部、西北和東北的草原、戈壁灘以及東部、東南部的沿海地帶和島嶼上。這些地區冬春季節風速高，雨水少；夏季風速小，降雨多，風能和水能具有非常好的季節補償。另外在中國內陸地區，由于特殊的地理條件，有些地區具有豐富的風能資源，適合發展風電。

　　②我國風電產業發展情況

　　我國的風力發電始于20 世紀50 年代后期，初期主要是為了解決海島和偏遠農村牧區的用電問題，重點在于離網小型風電機組的建設。70 年代末，我國開始進行并網風電的示范研究，并引進國外風機建設示范風電場，1986 年，我國第一座風電場—馬蘭風力發電場在山東榮成并網發電，成為了我國風電史上的里程碑。在此之后，中國風電才真正進入其發展階段。

　　A.1986-1993：早期示范階段

　　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支持風電機組研制。我國主要利用丹麥、德國、西班牙政府貸款，進行一些小項目的示范。歐洲風電大國利用本國貸款和贈款的條件，將他們的風機在中國市場進行試驗運行，積累了大量的經驗。同時國家“七•五”“八•五”設立的國產風機攻關項目，取得了初步成果。

　　B.1994-2003：產業化探索階段

　　此階段首次探索建立了強制性收購、還本付息電價和成本分攤制度，由于投資者利益得到保障，貸款建設風電場開始發展。在第一階段取得的成果基礎上，中國各級政府相繼出臺了各種優惠的鼓勵政策。科技部通過科技攻關和國家863高科技項目促進風電技術的發展，原經貿委、計委分別通過雙加工程、國債項目、乘風計劃等項目促進風電的持續發展。但隨著1998 年電力體制向競爭性市場改革，政策不明確，發展又趨緩慢。

　　C.2003-2007：產業化發展階段

　　此階段主要是通過實施風電特許權招標項目確定風電場投資商、開發商和上網電價，通過施行《可再生能源法》及其細則，建立了穩定的費用分攤制度，從而迅速提高了風電開發規模和本土設備制造能力。國家發展和改革委員會通過風電特許權經營，下放5 萬千瓦以下風電項目審批權，要求國內風電項目國產化比例不小于70％等優惠政策，扶持和鼓勵國內風電制造業的發展，使國內風電市場進入到一個高速發展的階段。中國2006 年新增裝機134.7 萬千瓦，比2005 年增加70%。自從2006 年1 月1 日開始實施新能源法后，中國市場穩步發展。

　　D.2008 至今：大規模發展階段

　　在特許權招標的基礎上，頒布了陸地風電上網標桿電價政策；在風能資源初步詳查基礎上，提出建設八個千萬千瓦風電基地，啟動建設海上風電示范項目。

　　根據規模化發展需要，修訂了《可再生能源法》，要求制定實施可再生能源發電全額保障性收購制度，以應對大規模風電上網和市場消納的挑戰。

全國2005 年至2015 年風電歷年新增并網容量及年增長率

資料來源：公開資料整理

全國2005 年至2015 年風電歷年累計并網容量及年增長率

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　　③我國風電行業的定價機制

　　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，并根據可再生能源開發利用技術的發展適時調整和公布。

　　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。

　　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。

　　2014 年6 月，國家發改委發布了《國家發展改革委員會關于海上風電上網電價政策的通知》（發改價格[2014]1216 號），明確規定了非招標的海上風電項目上網電價為0.85 元/kWh，潮間帶風電項目上網電價為0.75 元/kWh，通過特許權招標的海上風電項目上網電價按中標價格執行，但不得高于同類項目的上網電價水平。

　　2014 年12 月，國家發改委發布了《關于適當調整陸上風電標桿上網電價的通知》（發改價格[2014]3008 號），對Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類資源區風電標桿上網電價降低0.02 元/kWh，調整后的上網電價分別為0.49 元/kWh、0.52 元/kWh、0.56元/kWh 和0.61 元/kWh，新的電價政策適用于2015 年1 月1 日后核準的陸上風電項目及2015 年1 月1 日前核準但于2016 年1 月1 日后投運的陸上風電項目。

　　2015 年12 月，國家發改委公布了《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》（發改價格[2015]3044 號），實行陸上風電、光伏發電上網標桿電價隨發展規模逐步降低的價格政策。

　　此次調價將I、II、III 類資源區風電標桿電價在2016 年下調0.02 元/kWh，至2018 年繼續下調0.03 元/kWh，將IV 類資源區風電標桿電價在2016 年下調0.01 元/kWh，至2018 年繼續下調0.02 元/kWh。調整后的陸上風電各資源區標桿電價2016 年分別為0.47 元/kWh、0.50 元/kWh、0.54 元/kWh、0.60 元/kWh，2018 年分別為0.44 元/kWh、0.47 元/kWh、0.51 元/kWh、0.58 元/kWh。

　　2016 年、2018 年等年份1 月1 日以后核準的陸上風電項目分別執行2016年、2018 年的上網標桿電價。2 年核準期內未開工建設的項目不得執行該核準期對應的標桿電價。2016 年前核準的陸上風電項目但于2017 年底前仍未開工建設的，執行2016 年上網標桿電價。
2016 年12 月，國家發改委公布了《國家發展改革委關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知》（發改價格[2016]2729 號），對2018年1 月1 日之后新核準建設的陸上風電標桿上網電價進行了進一步調整，調整后I、II、III、IV類資源區風電標桿電價分別為0.40 元/kWh、0.45 元/kWh、0.49 元/kWh、0.57 元/kWh。

　　2018 年1 月1 日以后核準并納入財政補貼年度規模管理的陸上風電項目執行2018 年的標桿上網電價。2 年核準期內未開工建設的項目不得執行該核準期對應的標桿電價。2018 年以前核準并納入以前年份財政補貼規模管理的陸上風電項目但于2019 年底前仍未開工建設的，執行2018 年標桿上網電價。2018 年以前核準但納入2018 年1 月1 日之后財政補貼年度規模管理的陸上風電項目，執行2018 年標桿上網電價。

現行陸上風電各資源區標桿上網電價情況如下：

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　　④我國風電行業發展趨勢

　　根據《風電發展“十三五”規劃》，“十三五”時期具體發展指標為“到2020 年底，風電累計并網裝機容量確保達到2.1 億千瓦以上，其中海上風電并網裝機容量達到500 萬千瓦以上；風電年發電量確保達到4200 億千瓦時，約占全國總發電量的6%。

　　“十三五”期間風電發展的重點工作如下：

　　A、有效解決風電消納問題

　　通過加強電網建設、提高調峰能力、優化調度運行等措施，充分挖掘系統消納風電能力，促進區域內部統籌消納以及跨省跨區消納，切實有效解決風電消納問題。

　　合理規劃電網結構，補強電網薄弱環節。電網企業要根據《電力發展“十三五”規劃》，重點加強風電項目集中地區的配套電網規劃和建設，有針對性地對重要送出斷面、風電匯集站、樞紐變電站進行補強和增容擴建，逐步完善和加強配電網和主網架結構，有效減少因局部電網送出能力、變電容量不足導致的大面積棄風限電現象。加快推動配套外送風電的重點跨省跨區特高壓輸電通道建設，確保按期投產。

　　充分挖掘系統調峰潛力，提高系統運行靈活性。加快提升常規煤電機組和供熱機組運行靈活性，通過技術改造、加強管理和輔助服務政策激勵，增大煤電機組調峰深度，盡快明確自備電廠的調峰義務和實施辦法，推進燃煤自備電廠參與調峰，重視并推進燃氣機組調峰，著力化解冬季供暖期風電與熱電聯產機組的運行矛盾。加強需求側管理和響應體系建設，開展和推廣可中斷負荷試點，不斷提升系統就近就地消納風電的能力。

　　優化調度運行管理，充分發揮系統接納風電潛力。修訂完善電力調度技術規范，提高風電功率預測精度，推動風電參與電力電量平衡。合理安排常規電源開機規模和發電計劃，逐步縮減煤電發電計劃，為風電預留充足的電量空間。在保證系統安全的情況下，將風電充分納入網調、省調的年度運行計劃。加強區域內統籌協調，優化省間聯絡線計劃和考核方式，充分利用省間調峰資源，推進區域內風電資源優化配置。充分利用跨省跨區輸電通道，通過市場化方式最大限度提高風電外送電量，促進風電跨省跨區消納。

　　B、提升中東部和南方地區風電開發利用水平

　　重視中東部和南方地區風電發展，將中東部和南方地區作為為我國“十三五”期間風電持續規模化開發的重要增量市場。

　　做好風電發展規劃。將風電作為推動中東部和南方地區能源轉型和節能減排的重要力量，以及帶動當地經濟社會發展的重要措施。根據各省（區、市）資源條件、能耗水平和可再生能源發展引導目標，按照“本地開發、就近消納”的原則編制風電發展規劃。落實規劃內項目的電網接入、市場消納、土地使用等建設條件，做好年度開發建設規模的分解工作，確保風電快速有序開發建設。

　　完善風電開發政策環境。創新風電發展體制機制，因地制宜出臺支持政策措施。簡化風電項目核準支持性文件，制定風電與林地、土地協調發展的支持性政策，提高風電開發利用效率。建立健全風電項目投資準入政策，保障風電開發建設秩序。鼓勵企業自主創新，加快推動技術進步和成本降低，在設備選型、安裝臺數方面給予企業充分的自主權。

　　提高風電開發技術水平。加強風能資源勘測和評價，提高微觀選址技術水平，針對不同的資源條件，研究采用不同機型、塔筒高度以及控制策略的設計方案，加強設備選型研究，探索同一風電場因地制宜安裝不同類型機組的混排方案。在可研設計階段推廣應用主機廠商帶方案招投標。推動低風速風電技術進步，因地制宜推進常規風電、低風速風電開發建設。

　　C、推動技術自主創新和產業體系建設

　　不斷提高自主創新能力，加強產業服務體系建設，推動產業技術進步，提升風電發展質量，全面建成具有世界先進水平的風電技術研發和設備制造體系。促進產業技術自主創新。加強大數據、3D 打印等智能制造技術的應用，全面提升風電機組性能和智能化水平。突破10 兆瓦級大容量風電機組及關鍵部件的設計制造技術。掌握風電機組的降載優化、智能診斷、故障自恢復技術，掌握基于物聯網、云計算和大數據分析的風電場智能化運維技術，掌握風電場多機組、風電場群的協同控制技術。突破近海風電場設計和建設成套關鍵技術，掌握海上風電機組基礎一體化設計技術并開展應用示范。鼓勵企業利用新技術，降低運行管理成本，提高存量資產運行效率，增強市場競爭力。

　　加強公共技術平臺建設。建設全國風資源公共服務平臺，提供高分辨率的風資源數據。建設近海海上試驗風電場，為新型機組開發及優化提供型式試驗場地和野外試驗條件。建設10 兆瓦級風電機組傳動鏈地面測試平臺，為新型機組開發及性能優化提供檢測認證和技術研發的保障，切實提高公共技術平臺服務水平。

　　推進產業服務體系建設。優化咨詢服務業，鼓勵通過市場競爭提高咨詢服務質量。積極發展運行維護、技術改造、電力電量交易等專業化服務，做好市場管理與規則建設。創新運營模式與管理手段，充分共享行業服務資源。建立全國風電技術培訓及人才培養基地，為風電從業人員提供技能培訓和資質能力鑒定，與企業、高校、研究機構聯合開展人才培養，健全產業服務體系。

　　D、完善風電行業管理體系

　　深入落實簡政放權的總體要求，繼續完善風電行業管理體系，建立保障風電產業持續健康發展的政策體系和管理機制。

　　加強政府管理和協調。加快建立能源、國土、林業、環保、海洋等政府部門間的協調運行機制，明確政府部門管理職責和審批環節手續流程，為風電項目健康有序開發提供良好的市場環境。完善分散式風電項目管理辦法，出臺退役風機置換管理辦法。

　　完善海上風電產業政策。開展海上風能資源勘測和評價，完善沿海各省（區、市）海上風電發展規劃。加快海上風電項目建設進度，鼓勵沿海各省（區、市）和主要開發企業建設海上風電示范項目。規范精簡項目核準手續，完善海上風電價格政策。加強標準和規程制定、設備檢測認證、信息監測工作，形成覆蓋全產業鏈的成熟的設備制造和建設施工技術標準體系。

　　全面實現行業信息化管理。結合國家簡政放權要求，完善對風電建設期和運行期的事中事后監管，加強對風電工程、設備質量和運行情況的監管。應用大數據、“互聯網+”等信息技術，建立健全風電全生命周期信息監測體系，全面實現風電行業信息化管理。

　　E、建立優勝劣汰的市場競爭機制

　　發揮市場在資源配置中的決定性作用，加快推動政府職能轉變，建立公平有序、優勝劣汰的市場競爭環境，促進行業健康發展。

　　加強政府監管。規范地方政府行為，糾正“資源換產業”等不正當行政干預。規范風電項目投資開發秩序，杜絕企業違規買賣核準文件、擅自變更投資主體等行為，建立企業不良行為記錄制度、負面清單等管理制度，形成市場淘汰機制。構建公平、公正、公開的招標采購市場環境，杜絕有失公允的關聯交易，及時糾正違反公平原則、擾亂市場秩序的行為。

　　強化質量監督。建立覆蓋設計、生產、運行全過程的質量監督管理機制。充分發揮行業協會的作用，完善風電機組運行質量監測評價體系，定期開展風電機組運行情況綜合評價。落實風電場重大事故上報、分析評價及共性故障預警制度，定期發布風電機組運行質量負面清單。充分發揮市場調節作用，有效進行資源整合，鼓勵風電設備制造企業兼并重組，提高市場集中度。完善標準檢測認證體系。進一步完善風電標準體系，制定和修訂風電機組、風電場、輔助運維設備的測試與評價標準，完善風電機組關鍵零部件、施工裝備、工程技術和風電場運行、維護、安全等標準。加強檢測認證能力建設，開展風電機組項目認證，推動檢測認證結果與信用建設體系的銜接。

　　F、加強國際合作

　　緊密結合“一帶一路”倡議及國際多邊、雙邊合作機制，把握全球風電產業發展大勢和國際市場深度合作的窗口期，有序推進我國風電產業國際化發展。穩步開拓國際風電市場。充分發揮我國風電設備和開發企業的競爭優勢，深入對接國際需求，穩步開拓北非、中亞、東歐、南美等新興市場，鞏固和深耕北美、澳洲、歐洲等傳統市場，鼓勵采取貿易、投資、園區建設、技術合作等多種方式，推動風電產業領域的咨詢、設計、總承包、裝備、運營等企業整體走出去。提升融資、信保等服務保障，形成多家具有國際競爭力和市場開拓能力的風電設備骨干企業。

　　加強國際品牌建設。堅持市場導向和商業運作原則，加強質量信用，建立健全風電產品出口規范體系，包括質量監測和安全生產體系、海外投資項目的投資規范管理體系等。嚴格控制出口風電設備的質量，促進開發企業和設備制造企業加強國際品牌建設，塑造我國風電設備質量優異、服務到位的良好市場形象。

　　積極參與國際標準體系建設。鼓勵國內風電設計、建設、運維和檢測認證機構積極參與國際標準制定和修訂工作。鼓勵與境外企業和相關機構開展技術交流合作，增強技術標準的交流合作與互認，推動我國風電認證的國際采信。積極運用國際多邊互認機制，深度參與可再生能源認證互認體系合格評定標準、規則的制定、實施和評估，提升我國在國際認證、認可、檢測等領域的話語權。積極促進國際技術合作。在已建立的政府雙邊合作關系基礎上，進一步深化技術合作，建立新型政府間、民間的雙邊、多邊合作伙伴關系。鼓勵開展國家級風電公共實驗室國際合作，在大型公共風電數據庫建設等方面建立互信與共享。鼓勵國內企業設立海外研發分支機構，聯合國外機構開展基礎科學研究，支持成立企業間風電技術專項國際合作項目。做好國際風電技術合作間的知識產權工作。

　　G、發揮金融對風電產業的支持作用

　　積極促進風電產業與金融體系的融合，提升行業風險防控水平，鼓勵企業降低發展成本。

　　完善保險服務體系，提升風電行業風險防控水平。建立健全風電保險基礎數據庫與行業信息共享平臺，制定風電設備、風電場風險評級標準規范，定期發布行業風險評估報告，推動風電設備和風電場投保費率差異化。建立覆蓋風電設備及項目全過程的保險產品體系。創新保險服務模式，鼓勵風電設備制造企業聯合投保。鼓勵保險公司以共保體、設立優先賠付基金的方式開展保險服務，探索成立面向風電設備質量的專業性相互保險組織。推進保險公司積極采信第三方專業機構的評價結果，在全行業推廣用保函替代質量保證金。創新融資模式，降低融資成本。鼓勵企業通過多元化的金融手段，積極利用低成本資金降低融資成本。將風電項目納入國家基礎設施建設鼓勵目錄。鼓勵金融機構發行綠色債券，鼓勵政策性銀行以較低利率等方式加大對風電產業的支持，鼓勵商業銀行推進項目融資模式。鼓勵風電企業利用公開發行上市、綠色債券、資產證券化、融資租賃、供應鏈金融等金融工具，探索基于互聯網和大數據的新興融資模式。

　　積極參與碳交易市場，增加風電項目經濟收益。充分認識碳交易市場對風電等清潔能源行業的積極作用，重視碳資產管理工作，按照規定積極進行項目注冊和碳減排量交易。完善綠色證書交易平臺建設，推動實施綠色電力證書交易，并做好與全國碳交易市場的銜接協調。

　　（3）市場競爭格局和市場化程度

　　1、風電市場競爭情況

　　①國有企業占比較高，民營企業占比逐漸提升

　　截至2015 年末，全國超過1,000 家項目公司參與了風電投資和建設，其中各類企業并網容量占比情況

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　　由上表可見，國電、華能、大唐、華電和國電投五大國有發電集團為代表的國有風力發電企業的累計并網容量占了全網累計并網容量的絕大部分，占據了主力地位，民營風力發電企業雖然目前占比不高，但是處于逐步增長的階段。

截至2015 年12 月31 日我國風力發電國有企業累計并網容量排名

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　　截至2015 年12 月31 日我國風力發電民營企業累計并網容量排名

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　　②區域市場集中度較高

　　截至2015 年底，全國共有22 個省（區）累計并網容量超過百萬千瓦，其中內蒙古并網容量2,377.99 萬千瓦，居全國之首，甘肅和新疆分別以并網1,252.00萬千瓦和1,087.60 萬千瓦位居第二、三位，華北、東北、西北地區風電并網容量累計約占全國風電并網容量的79.5%。

全國各省2015 年累計風電并網容量前十名

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　　2、行業市場化程度

　　風電行業的市場化程度較低。從銷售方面來看，電力的銷售對象較為單一，并且受到《可再生能源法》的保障，市場化程度較低；從資金方面來看，風力發電行業資金投資量較大，回收期較長，進入門檻相對較高，使得市場化程度較低。截至2015 年末，我國累計并網容量前十大風力發電企業合計占全國并網總量67.50%的份額。