国家关于发展风电产业的

A. 现在国家对风力发电的政策是怎样的

政策如下：

一、严格落实规划和预警要求。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要严格执行《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能〔2017〕31号）（以下简称《指导意见》）中各地区新增风电建设规模方案的分年度规模及相关要求。预警为红色和橙色的地区应严格执行《国家能源局关于发布2018年度风电投资监测预警结果的通知》（国能发新能〔2018〕23号）的有关要求，同时不得在“十三五”规划中期评估的过程中调增规划规模。预警为绿色的地区如需调整规划目标，可在落实风电项目配套电网建设并保障消纳的前提下，结合“十三五”规划中期评估，向国家能源局申请规划调整后组织实施。

二、将消纳工作作为首要条件。

各省（自治区、直辖市）要按照《国家发展改革委、国家能源局关于印发〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉的通知》（发改能源〔2017〕1942号）和《国家能源局综合司关于报送落实〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉工作方案的通知》（国能综通新能〔2018〕36号）要求向国家能源局报送2018年可再生能源电力消纳工作方案，对未报送的省（自治区、直辖市）停止该地区《指导意见》中风电新增建设规模的实施。

三、严格落实电力送出和消纳条件。

新列入年度建设方案的风电项目，必须以电网企业承诺投资建设电力送出工程并确保达到最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%，以下同）为前提条件，在项目所在地市（县）级区域内具备就地消纳条件的优先纳入年度建设方案。通过跨省跨区输电通道外送消纳的风电基地项目，应在送受端省级政府间送受电协议及电网企业中长期购电合同中落实项目输电及消纳方案并约定价格调整机制，原则上受端省（自治区、直辖市）电网企业应出具接纳通道输送风电容量和电量的承诺。

四、推行竞争方式配置风电项目。

从本通知印发之日起，尚未印发2018年风电度建设方案的省（自治区、直辖市）新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。已印发2018年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）和已经确定投资主体的海上风电项目2018年可继续推进原方案。从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。各省（自治区、直辖市）能源主管部门会同有关部门参照随本通知发布的《风电项目竞争配置指导方案（试行）》制定风电项目竞争配置办法，抄送国家能源局并向全社会公布，据此按照《指导意见》确定的分年度新增建设规模组织本地区风电项目竞争配置工作。分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。

五、优化风电建设投资环境。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要完善风电工程土地利用规划，优先选择未利用土地建设风电工程，场址不得位于生态红线范围和国家规定的其他不允许建设的范围，并应避开征收城镇土地使用税的土地范围，如位于耕地占用税范围，征收面积和征收标准应当按照风电工程用地特点及对土地利用影响程度合理确定。有关地方政府部门在风电项目开发过程中不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，不得强制要求项目直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务。各地市（县）级政府相关部门推荐风电项目参加新增建设规模竞争配置时，应对上述建设条件做出有效承诺或说明，省级能源主管部门应对相关市（县）履行承诺的情况进行考核评估，并作为后续安排新增风电建设规模的重要依据。

六、积极推进就近全额消纳风电项目。

支持风能资源丰富地区结合当地大型工业企业和产业园区用电需求建设风电项目，在国家相关政策支持下力争实现不需要补贴发展。鼓励在具备较强电力需求的地级市区域，选择年发电利用小时数可达到3000小时左右的风能资源场址，在省级电网企业确保全额就近消纳的前提下，采取招标方式选择投资开发企业并确定上网电价，特别要鼓励不需要国家补贴的平价上网项目。

中国风力等新能源发电行业的发展前景十分广阔，预计未来很长一段时间都将保持高速发展，，随着国家不断加大对清洁能源的开发支持力度，一批批大型风电项目落户，加速了风电基地建设。

拓展资料

风力发电种类：水平轴风力发电机；垂直轴风力发电机；达里厄式风轮；双馈型发电机；马格努斯效应风轮；径流双轮效应风轮。

尽管风力发电机多种多样，但归纳起来可分为两类：①水平轴风力发电机，风轮的旋转轴与风向平行；②垂直轴风力发电机，风轮的旋转轴垂直于地面或者气流方向。

检测方法

1.风力机运行状态的监控。
2.单个风电机组的信息，风电机组转子，传动链，发电机，变换器，变压器，舱室，偏航系统，塔架，气象站状态监控。
3.风速，风向，叶轮转速，电网频率，三相电压，三相电流，发电机绕组温度，环境温度，机舱温度，出力等监控。
4.保证风电厂数据的实时性和可靠性。实时调整风能的最优性，实现风电绿色能源，满足国家电力系统二次防护要求。

B. 为什么要大力发展风电产业

1，大力发展风电产业的原因如下：
风能、太阳能、潮汐能的开发可以有效回缓解中国的能答源供应困局，其中产业化条件最为成熟的首推风力发电。较之其他新能源，风电优势更加明显：它蕴藏量大，超过所有油、气、煤的储藏量；理论上仅1%的风能就能满足人类能源需求。
2，发展风电产业遇到的问题：
（1）风电之于火电，由于电压、频率波动性大，因而大规模并入常规电网，会危害常规电网；
（2）风力机结构复杂，风电价格远高于煤电，我国风电设备单位功率的费用是煤电的两倍以上，电网公司很难接受或根本不愿意购买风电，有人据此将风电比喻为“垃圾电”。

C. 国家对发展风电具体有哪些政策支持

简单来说就是给钱，节能减排的补贴，含在风电的上网电价上

给地，在风电的占地审批上，给予大力的支持

不过现在国家的政策已经严格起来了，项目审批的也比较严格了

D. 我国大力发展风电产业有哪些优势

现在的优势几乎都没有了。
以前的优势：1 绿色能源 。 2 国家扶持项目。
3 买家特别多，买家少。 4 利润2-4倍。

E. 风电的发展前景与展望

你说的是世界的吗？世界风力发电发展前景展望
20世纪年代中后期，在世界范围内形成了一股风力发电热，风力发电量增长速度居全球之首。全世界风力发电迅猛发展的原因主要有以下几个：

一是风力发电技术比较成熟。

近20年来，德国、美国、丹麦、中国等国家投入了大量的人力、物力和财力研究可以商业运营的风力机，取得突破性的进展。可利用率从原来的50%提高到98%，风能利用系数超了40%。由于采用计算机技术，实现了风机白诊断功能，安全保护措施更加完善，并且实现了单机独立控制、多机群控和遥控，完全可以无人值守。现代风力机技术可以说是现代高科技的完善组合，主要零部件都是国际上最具有实力的企业生产的，设计寿命可达20年，基本上不需维修，只要定期维护就可以了。目前，百千瓦级风机已经商品化，投入批量生产，兆瓦级机组也正小批量生产。

二是风力发电具有经济性。

目前，据美国能源部2000年统计，全世界风力发电机组的单位造价已降为l000美元/kW，单位发电成本为4~7美分/kWh；而火力发电单位造价为700~800美元/kW,单位发电成本为5~8美分/kWh，因此风力发电可以和火力发电相竞争。由于地球上煤炭储藏量日趋减少，开采日益困难，煤炭价格上涨，火力发电污染环境，脱硫、脱氮处理费用较高，从而使火力发电价格上涨。风力发电随着技术的提高，容量的增大，风力机的大规模生产，造价将降N800美元/kW以下，发电成本为4美分/kWh，更有可能降到600美元/kW或3美分/kWh，成为最廉价的电源之一。和其他新能源或可再生能源相比，风力发电成本也是比较低的，因此，风力发电也是新能源或可再生能源中的佼佼者。

三是全球有丰富的风能资源。

据统计，全球风能潜力约为目前全球用电量的5倍。美国0.6%的陆地面积安装风力发电机，便可以满足美国目前电力需求的20%。风能足以满足全部或大部电力的国家有：阿根廷、加拿大、智利、中国、俄罗斯、英国、埃及、印度、墨西哥、南非和突尼斯，它们的20%或更多的电力可以由风电提供。

四是政府的优惠政策。

美国政府为风力机行业提供40%的信贷；德国政府也给风力机投资者提供资助，资助金额最高达单台风力机投资的60%；丹麦政府对风力机投资者提供资助，20世纪80年代初期为30%，以后逐年减少，至lJl990年资助完全取消。这些优惠的政策，促进了风力商品化进程，这也是以上3个国家能成为世界上风电生产大国的一个主要原因。

五是风力发电是实现人类可持续发展的需要。

随着现代工业的飞速发展，人类对能源的需求明显增加，而地球上可利用的常规能源日趋匮乏。据专家预测，煤炭还可开采221年，石油还可开采39年，天然气只能用60年。这种预测也许不很准确，但常规能源必然是越用越少，总有一天要用尽的。未雨绸缪，我们必须为将来考虑，为子孙后代的能源问题着想，开发利用新能源，实现能源的持续发展，从而保证经济的可持续发展和社会的不断进步，最终实现人El、资源、环境的协调发展，已成为各国政府必须解决的大问题。惟一的出路就是有计划地利用常规能源，节约能源，开发新能源和可再生能源。

由此可以推测，21世纪风力发电前景非常广阔。科学技术的长足进步，经济的快速发展，使人们的生活水平有了新的飞跃。同时，人口的增加，对能源的需求也越来越大，环境污染越来越严重，人类必须解决人口、资源、环境的可持续发展问题。从能源、电力市场看，世界能源、电力市场发展最快的已不再是石油、煤和天然气，风力发电、太阳能发电等可再生能源异军突起，特别是风力发电，以其无污染，可再生，技术成熟，近几年以25%的增长速度位居各类能源之首，倍受世人青睐。l999年全世界新增装机容量36×105kW，1zLl998年增加36%，也创下了风电工业史的纪录。据"绿色和平"组织和欧洲风能协会组织估计，至1J2020年风力发电可提供世界电力需求的l0%，创造l70万个就业机会，降低全球二氧化碳排放量超过l012t，至lJ2040年这个比例可达20%，甚至更高，有望超过水力发电。因此，国际能源专家预言：21世纪是风力发电的世纪。可以说，绿色能源--风力发电将为人类最终解决能源问题带来新的希望。

F. 我国风力发电是如何发展的

在20世纪50年代我国才开始利用风力发电。在20世纪70年代，我国先后试制了1千瓦、千瓦、10千瓦、12千瓦、18千瓦、20千瓦风力发电机样机，其中18千瓦机组于1972年7月安装在浙江省绍兴县雄鹅峰上，1976年11月迁装到嵊泗县菜园镇运转发电，一直运行到1986年8月，因遭遇到风速达54米／秒的热带风暴受到损坏而停机。

1978年，我国将研制风电设备列为国家重点科研项目，此后风力发电机研制进展加快，先后研制生产了微型和1～200千瓦风电机组，其中以户用微型机组技术最为成熟，目前已有100瓦、150瓦、200瓦、300瓦和500瓦微型机组系列定型和批量生产。到2005年止，10千瓦以下的离网型风力发电机组已累计生产30万余台，实际运行17万余台。2005年生产3万余台离网型风力发电机组，其中5千余台出口到30余个国家和地区。我国离网型风力发电机组主要是在远离电网的人口密度低的边远地区为单户使用提供生活用电，功率为100～300瓦的风电机组。随着应用范围和用电量的扩大，已由一机一户向多机联网供电以及由单一风力发电机组供电发展到风／光、风／光／柴互补系统。

我国并网型风力发电机组的开发利用可分为三个阶段。1985～1995年，在吸收国外先进技术的基础上，利用外国政府贷款进行小规模项目示范，并成功研制了120～300千瓦风力发电机组。1995～2003年，我国政府相继出台了一些优惠政策，其中科技部通过科技攻关和国家“863”高科技项目促进风电技术的发展，原经贸委和计委通过双加工程、国债项目和乘风计划等项目促进风电产业的发展，先后研制了600千瓦和750千瓦风力发电机组，并逐步形成产业，本地化率达到90％以上。

从2003年开始，国家发改委通过风电场特许权项目进一步扶持和鼓励风电产业的发展，培育国内风电市场，加快风电场建设。与此同时，兆瓦级发电机组在我国已研发制造成功，新疆金风科技股份有限公司通过技术引进与自主研发相结合的方式研制了1?2兆瓦直驱型风力发电机组；沈阳工业大学风能研究所自行研制了1?0兆瓦双馈变速恒频型风力发电机组；东方汽轮机厂、大连重工起重集团、哈飞集团等也通过技术引进的方式研制了兆瓦级风力发电机组。2006年，国内首台1?5兆瓦风电机组研制成功；随后，中国首台完全自主知识产权1?5兆瓦风力发电整机下线；2007年，首台2兆瓦风力发电机组下线；2007年，国内首台2?5兆瓦风力发电机生产线落户北海，标志着我国的风电技术有了长足的发展。除发展风电产业、建设风电场外，在风能资源调查与评估、风力发电机组设计技术和风力发电系统仿真技术，以及标准、检测、认证等能力建设方面也都取得了非常大的进展。

我国近年的风力发电发展速度远超世界其他风电大国，投资项目从几千万元到几百亿元不等。截至2007年底，我国大陆已建成158个风电场，累计安装风电机组6469台，装机容量达到590?6万千瓦。其中，2007年我国大陆新增装机容量，与2006年当年新增装机133?7万千瓦相比，增长率为147?1％已达到330?4万千瓦。

在全国新增风电装机容量中，国内企业的市场份额已达55?9％，首次超过外资企业(外资企业占42?5％，合资企业占1?6％)。《可再生能源法》、《促进风电发展实施意见》等政策法规的实施和节能减排风暴，助推了中国风电产业的大发展。据国际绿色和平组织和世界风能协会的一份报告显示，在全球风电市场未来发展中我国已位列扮演领军角色的国家之一(其他国家包括美国、加拿大、澳大利亚、英国、法国、日本、意大利、德国、巴西、印度、菲律宾、土耳其和波兰)。

G. 风力发电国家有什么政策法规

近年来，我国推出了许多风力发电的优惠政策：
第一，风力生产的电力，增值税减半征收。根据财政部、国家税务总局《关于部分资源综合利用及其他产品增值税政策问题的通知》（财税[2001]198号）规定，风力生产的电力减半征收增值税。
第二，进口关键零部件、原材料，进口关税和进口环节增值税先征后退。根据财政部、国家发展改革委、海关总署、国家税务总局《关于落实国务院加快振兴装备制造业的若干意见有关进口税收政策的通知》（财关税[2007]11号）附件，大功率风力发电机装备属于大型清洁高效发电装备，列入国务院确定的16个重大技术装备关键领域，对国内企业为开发、制造大功率风力发电机装备而进口的部分关键零部件和国内不能生产的原材料所缴纳的进口关税和进口环节增值税实行先征后退。财政部《关于调整大功率风力发电机组及其关键零部件、原材料进口税收政策的通知》（财关税[2008]36号）规定，大功率风力发电机组是指单机额定功率不小于1.2兆瓦的风力发电机组。从该文件附件《大功率风力发电机组进口关键零部件、原材料退税商品清单》看，各类进口关键零部件、原材料暂定退税年限1年~3年不等。
企业要享受进口税收先征后退优惠政策，须具备以下条件：1.具有从事大功率风力发电机组或其关键部件设计试制能力；2.具备专业比较齐全的技术人员队伍；3.有较强的消化吸收能力和生产制造能力；4.已有明确的市场对象和较大用户群；5.除控制系统、变流器、齿轮箱外，风力发电机组年销售量应在50台以上，叶片年销售量应在150片以上，发电机年销售量应在50台以上，企业在研制生产初期上述年销售量指标可作适当下调。
第三，进口自用设备，免征关税和进口环节增值税。风能电站建设经营、1.5兆瓦及以上风力发电设备制造被列入《外商投资产业指导目录》，风力发电、大型风力发电机组制造被列入《当前国家重点鼓励发展的产业、产品和技术目录》，根据国务院《关于调整进口设备税收政策的通知》（国发[1997]37号），在投资总额内进口的自用设备，以及按照合同随设备进口的技术及配套件、备件，除《国内投资项目不予免税的进口商品目录》所列商品外，免征关税和进口环节增值税。但是，自2008年5月1日起，进口单机额定功率不大于2.5兆瓦的风力发电机组，进口免税政策停止执行。投资项目在2008年5月1日以前批准的，进口免税政策也只能延续到2008年10月30日。
第四，使用风力发电技术，按15%的低税率缴纳企业所得税。根据《高新技术企业认定管理办法》（国科发火[2008]172号）附件《国家重点支持的高新技术领域》，风能为可再生清洁能源技术，属于新能源及节能技术，1.5兆瓦以上风力发电技术和风电场配套技术都属于高新技术，而根据企业所得税法相关规定，国家需要重点扶持的高新技术企业，企业所得税享受15%的低税率优惠。
第五，电力公共基础设施项目，企业所得税“三免三减半”。企业所得税法第二十七条及其实施条例第八十七条规定，电力项目属于公共基础设施项目，可以享受自项目取得第一笔生产经营收入起，享受企业所得税“三免三减半”优惠。

H. 国家大力提倡发展的新能源产业;

你好，
国家大力提倡发展的新能源产业的相关政策如下：
财政部出台十大措施助力产业发展
一、 大力支持风电规模化发展；
二、 实施“金太阳”工程；
三、 开展节能与新能源汽车示范推广试点；
新能源开发利用
四、 加快实施十大重点节能工程；
五、 加快淘汰落后产能；
六、 支持城镇污水管网建设；
七、 支持生态环境保护和污染治理；
八、 实施“节能产品惠民工程”；
九、 支持发展循环经济；
十、 支持节能减排能力建设。

I. 中国政府何时确定开始扶持发展风电

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 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
1
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）
2
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
3
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
4
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。
5
0.382
0.42
0.4656 0.468
0.5216
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
2004 2006 2006 2007 2007
中标电价
年份
图1. 内蒙古西部地区特许权项目中标电价
0.4616
0.5206
0.43
0.44
0.45
0.46
0.47
0.48
0.49
0.5
0.51
0.52
0.53
2005 2007
中标电价
年份
图2. 甘肃省特许权项目中标电价
0.5006
0.551
0.47
0.48
0.49
0.5
0.51
0.52
0.53
0.54
0.55
0.56
2006（Phase4） 2007(Phase5)
中标电价
年份
图3. 河北省特许权项目中标电价
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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
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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
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。
13844
22929 26988 31379
60364
96336
237694
0
50000
100000
150000
200000
250000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
年份
补贴额（万元）
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
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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。