中国风电产业发展研究报告(完整版)

正文目录TOC\o"1-5"\h\z第一章 风力发电概念及基本特征 6..一、风力发电概念 6二、风力发电系统结构 7（一）风力发电机 7..（二）风电机组 8..（三）风电厂系统 1..1三、风力发电产业发展因素 12（一）风电发展不存在资源瓶颈 1..2（二）环境问题日益严重推动各国政府扶持清洁新能源的发展 12（三）高油价迫使各国寻求可再生的替代能源 1.3（四）风力发电技术日益成熟 1..3第二章风电产业发展现状分析 1..5一、世界风电产业发展现状分析 15（一）世界风能资源分布 1..5（二）世界风电装机容量分析 1..5（三）世界风力发电的政策环境 1..6二、我国风电产业发展现状分析 23（一）我国风能资源储量及其分布 2.3（二）我国风电装机容量分析 2..5（三）我国风力发电量分析 2..6（四）我国风电场建设分布分析 2..6第三章风电设备制造业发展现状分析 2..7一、世界风电设备制造业发展现状 27（一）主要风电设备生产国分析 2..7（二）主要风电设备生产企业分析 2.7（三）主要风电设备产品类型分析 2.8二、我国风电设备制造业发展现状分析 28（一）我国风电设备行业五力分析 2.8（二）我国风电设备市场供需分析 3.1（三）中国风电设备市场竞争格局分析 3.2第三章风电设备制造业发展现状分析 3..3一、我国风电产业政策分析 33（一）我国风力发电政策综述 3..3（二）《可再生能源中长期发展规划》 3.6（三）《中华人民共和国可再生能源法》 3.7（四）《可再生能源十一五规划》 3.9（五）《风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法》 42二、我国风电产业运营模式分析 44（一）风电特许经营权产生的背景 4.4（二）风电特许经营权的运行机制 4.6（三）风电特许经营权的影响 4..8三、《京都议定书》及对我国风电产业发展影响 49（一）《京都议定书》概述 4..9（二）清洁发展机制及对我国风电产业影响 5.1第四章我国风电电价构成及变动分析 5..4一、概念界定 54（一）目标电价 5..4（二）基准电价 5..5二、风电电价的构成和影响因素 55（一）风电电价的构成 5..5（二）风电电价的影响因素 5..6三、我国风电电价分析 56（一）风电电价的一般计算过程 5..6（二）各种因素对风电电价的影响分析 5.7（三）风电电价差异及变动趋势 6..1第五章我国风电产业存在的问题 6..3一、电网建设滞后 63二、设备技术落后 63三、政策体系不完善 64四、资金短缺、融资能力薄弱 64五、成本不断上涨 64第六章河北省风电项目投资情况分析 6..5一、近期河北省风电项目投资情况一览 65二、河北省近期风电项目投资分析 69 6..9 7..0TOC\o"1-5"\h\z1：风力发电机构成图 7..2：世界风能资源情况（单位： TWH/A） 1.53：1998年 -2008年全球累计装机容量变化情况（单位：兆瓦） 154：1998年 -2008年全球风电新增装机容量变化情况（单位：兆瓦） 165：支持风电设备国产化的直接政策机制 1..76：支持风电设备国产化的间接政策机制 1..97：我国风能资源分布图 2..38：2008年我国风电装机容量变化图 2..59：2008年电力工业统计数据 2..610：中国已建及部分拟建风电场分布图 2..611：2005-2007 年全球十大风电设备生产商市场份额 2812：世界各种容量机型占比变化情况 2..813：中国风电设备行业五力分析模型图 2..914：2004-2008 年我国新增风电装机市场份额变化图 3215：我国涉及风电的能源政策 3..616：风电项目建设区域分布 4..017：资源条件对电价的影响 5..818：内部收益率对风电电价的影响 5..819：增值税对风电电价的影响 5..920：关税对风电电价的影响 5..921：所得税对风电电价的影响 5..922：还贷期对风电电价的影响 6..023：投资总额对风电电价的影响 6..124：近期河北省风电项目投资情况表 6..525：河北省风电项目投资金额与投资规模线性图 7.0第一章 风力发电概念及基本特征一、风力发电概念风能是地球表面大量空气流动所产生的动能。 由于地面各处受太阳辐照后气温变化不同和空气中水蒸气的含量不同， 因而引起各地气压的差异，在水平方向高压空气向低压地区流动，即形成风。风能资源决定于风能密度和可利用的风能年累积小时数。风能密度是单位迎风面积可获得的风的功率， 与风速的三次方和空气密度成正比关系。 风能资源受地形的影响较大， 世界风能资源多集中在沿海和开阔大陆的收缩地带， 如美国的加利福尼亚州沿岸和北欧一些国家，中国的东南沿海、内蒙古、新疆和甘肃一带风能资源也很丰富。中国东南沿海及附近岛屿的风能密度可达 300W/m2以上，3-20米/秒的风速年累计超过 6000小时。内陆风能资源最好的区域是沿内蒙古至新疆一带， 风能密度也在 200-300W/m2，3-20米/秒风速年累计5000-6000小时。风力发电是指利用风力发电机组直接将风能转化为电能的发电方式。在风能的各种利用形式中，风力发电是风能利用的主要形式，也是目前可再生能源中技术最成熟、 最具有规模化开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。二、风力发电系统结构风力发电机是集空气动力、 电机制造、 液压传动和计算机自动控制为一体的综合性技术。大致由以下几个子系统组成：桨叶、增速齿轮箱、发电机、塔架控制设备、电缆、地面支撑设备、各子系统连接设备。风轮是将风能转换为机械能的装置，它由气动性能优异的叶片3个叶片）装在轮毂上所组成，低速转动将动力传递给发电机。 上述这些部件都安装在机舱平面上， 整个机舱由高大的搭架举起。 由于风向经常变化，为了有效地利用风能，必须要有迎风装置，它根据风向传感器测得的风向信号， 由控制器控制偏航电机， 驱动与塔架上大齿轮咬合的小齿轮转动，使机舱始终对风。其中风电机组的整体设计、叶片的材料和加工技术、 自动化控制系统、 液压和传感技术是风机制造的关键。风机是基本的风能转换设备，按主轴装置形式大致可分两大类：垂直轴风力机（转轴与来流方向垂直） 、水平轴风力机 （转轴与来流方向平行 ）。目前较常用的大型机组为水平轴风力发电机，其主要有定桨距失速调节型和变桨距调节型两大类。图表1：风力发电机构成图资料来源：银联信整理（二）风电机组风电机组是风电系统的最主要的部分。 机组占风电场初始投资的比例非常大，一般为 60%-70%。这也是国家强调尽快使得风电机组国产化的原因。在控制系统和保护系统方面广泛用电子技术和计算机技术不仅可以有效地改善并提高风力发电总体设计能力和水平， 而且对于增强风电设备的保护功能和控制功能也有重大作用。 目前，市场份额最大的风电机组主要分两类， 一类是定桨距失速调节型， 另一类是变桨距调节型，上述两类风电机组都采用异步发电机， 转速基本上是固定的。．定桨距失速调节型风力发电机定桨距是指叶片被固定安装在轮毂上， 其桨距角（叶片上某一点的弦线与转子平面间的夹角） 固定不变， 失速型是指桨叶翼型本身所具有的失速特性 （当风速高于额定值时， 气流的攻角增大到失速条件、使桨叶的表面产生涡流， 效率降低， 以达到限制转速和输出功率的目的）。这种技术是丹麦风电制造技术的核心， 优点是调节简单可靠， 控制系统可以大大简化，其缺点是叶片重量大（与变桨距风机叶片比较），轮毂、塔架等部件受力增大。这种风电机基本上都采用了鼠笼型转子，有一部分机组为了提高低风速时段的发电效率， 采用了变极技术。．变桨距调节型风力发电机变桨距是指安装在轮毂上的叶片可以借助控制技术改变其桨距角的大小。其调节方法分为三个阶段：第一阶段为开机阶段，当风电机达到运行条件时， 计算机命令调节桨距角， 直到风电机达到额定转速并网发电； 第二阶段当输出功率小于额定功率时， 桨距角保持在零位置不变； 第三阶段当发电机输出功率达到额定后， 调节系统即投入运行，当输出功率变化时， 及时调桨距角的大小，在风速高于额定风速时，使发电机的输出功率基本保持不变。变桨距调节的主要优点是： 桨叶受力较小， 桨叶可以做的比较轻巧。由于桨距角可以随风速的大小而进行自动调节， 因而能够尽可能多的捕获风能，多发电力，又可以在高风速时段保持输出功率平稳，不致引起异步发电机的过载，还能在风速超过切出风速时通过顺桨（叶片的几何攻角趋于零升力的状态）防止对风力机的损坏，这是MW级风力发电机的发展方向。 其缺点是结构比较复杂， 故障率相对较高。风的随机性和间歇性特点使风电机的出力变化很大， 这样机组的动态负荷增加，对电网的冲击增大。为此，可通过增大异步发电机允许滑差率的办法加以解决。鼠笼型异步发电机允许的滑差率为S=-1%～-5%。而绕线式异步发电机允许的滑差率为 S=-1%～-10%，滑差率的增大相当于在定、 转子间增加了一个弹性环节， 对于减少功率波动，提高供电质量是非常有利的。以上两种异步发电机，尽管带一定滑差运行，从切入风速（3-4m/s）到切出风速（ 25m/s），发电机的转速变化最大可达 10%，如增速齿轮的变速比为 60：1，则实际运行中滑差 S是很小的， 因而叶片转速变化范围也是很小的，看上去风机叶片似乎是在“恒速”旋转，故通常又称这种风力发电机为恒速风电机。．变速恒频风力发电机系统变速恒频是指在风力发电的过程中， 发电机的转速可以随风速而变化， 然后通过适当的控制措施使其发出的电能变为与电网同频率的电能送入电力系统。 风力发电机通过旋转叶片及发电机把风能变为交流电能 （其频率随风速而变化） ，通过整流装置将交流电变为直流电，再通过逆变装置将直流电变为恒频（工频）交流电能，最后通过升压变压器，送入电力系统。变速恒频风力发电系统具有非常突出的优点：（1）风力机可以最大限度的捕获风能，因而发电量较恒速恒频风力发电机大。（2）较宽的转速运行范围，以适应因风速变化引起的风力机转速的变化。（3）采用一定的控制策略可以灵活调节系统的有、无功功率。（4）可抑制谐波，减少损耗，提高效率。其主要问题是由于增加了交直交变换装置，大大增加了设备费用。．交流励磁双馈发电机变速恒频风力发电系统系统采用的发电机为转子交流励磁双馈发电机， 其结构与绕线式异步电机类似。 当风速变化引起发电机转速 n变化时，控制转子电流的频率f2，可使定子频率 f1恒定，当发电机的转速 n小于定子旋转磁场的转速 n1时，即n<n1，处于亚同步状态， 此时变频器向发电机转子提供交流励磁，发电机定子发出电能给电网；当 n>n1时，处于超同步状态， 此时发电机同时由定子和转子发出电能给电网， 变频器的能量流向逆向；当 n＝n1时，处于同步状态，此时发电机作为同步电机运行，变频器向转子提供直流励磁。由此可知，当发电机的转速n变化时，若控制 f2相应变化，可使 f1保持恒定不变，即与电网频率保持一致，也就实现了变速恒频控制。由于这种变速恒频控制方案是在转子电路实现的， 流过转子电路的功率是由交流励磁发电机的转子运行范围所决定的转差功率， 该转差功率仅为定子额定功率的一小部分， 这样该变频器的成本以及控制难度大大降低。这种采用交流励磁双馈发电机的控制方案除了可实现变速恒频控制，减小变频器的容量外，还可实现有功、无功功率的灵活控制，对电网而言可起到无功补偿的作用。 缺点是交流励磁发电机仍然有滑环和电刷。除了风电场、 风电机组制造商外， 和风电行业相关的还有配套厂家、风机维护厂家、风能研究机构、协会制造厂等。（三）风电厂系统风电厂设备包括风电机组、 辅助设备和其它配套设施。 由于风速变化的随机性， 风电机组又常年在野外运行， 承受极为复杂恶劣的交变载荷，目前风电机组的运行寿命按 20年设计，要求能经受住 60m/s的暴风雨袭击，代表机组可靠性的可利用率要达到 0.95以上，并能够无人值班运行。而且由于风的能量密度小，需要庞大的机体，风轮直径和塔架高度早已超过 50m。综上所述，对风力发电机组材质要求高，设计和制造难度较大。风力发电系统主要包括以下三个部分：首先，风力发电机组，包括风力发电机、机舱、塔架、控制器等。其次，辅助设备，即通用的电力和控制设备，包括输变电设备及线路，通讯控制系统等。最后，其它配套设施，包括风力发电机组以及辅助设备的基础、厂房、道路等。风力发电机系统和辅助设备的零部件在国内各专门厂家生产， 然后通过铁路和公路运输运送到风电场， 并在现场进行总装和吊装， 平均运输距离 2400KM。电厂配电设施建设中建筑材料一部分来源于当地，如沙、水泥等，另一部分来自于国内其它厂家，如钢、铁、铝、玻璃等，平均运输距离 100KM。三、风力发电产业发展因素近十年来， 全球风电产业获得了超常发展， 这取决于支撑风电产业的一个条件和三个驱动因素。 一个条件就是全球存在丰富的风力资源，三个驱动因素分别是全球对环境问题日益重视、 国际油价的持续高企和风电技术日益成熟。（一）风电发展不存在资源瓶颈风能是地球表面大量空气流动所产生的动能， 太阳对地球的辐射能约有 2%转变为风能。世界气象组织估计全球的风能约为 2.74×109MW，其中可利用的风能为 2×107MW，比地球上可开发利用的水能总量还要大 10倍，相当于 10800亿吨标准煤产生的能量，约是全世界目前能源消费量的 100倍。目前，已经开发的风能仅占全球风能资源微不足道的一小部分。世界电力需求预计到 2020年会上升到每年 25.578万亿千瓦时，如果50%的风能资源被利用，则可满足世界电力需求。就我国而言，风力资源列世界第三， 排在俄罗斯和美国之后。 根据最新风能资源评估，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。（二）环境问题日益严重推动各国政府扶持清洁新能源的发展目前，国际社会日益感觉到环境污染和全球气候变暖问题的严重性，纷纷采取措施试图遏制环境问题的恶化， 措施之一就是扶持清洁新能源的发展。风电是一种可大规模商业开发的清洁新能源。从国际经验来看，政府的激励政策在风电产业发展过程中的作用举足轻重。 这些政策措施包括各种形式的补贴、价格优惠、税收减免、贴息或低息贷款等。高强度的激励机制是克服发展障碍，促进产业发展的关键性措施之一。目前中国的激励本国风电发展的政策措施主要有： 风电设备产业化专项资金补助、国产化率 70%的要求、风电全额上网、电价分摊和财税上扶持， 这些措施对激发国内风电投资热情， 扶持本土风电机组制造业起到重要作用。（三）高油价迫使各国寻求可再生的替代能源从2003年以来，国际油价持续攀升，至 2007年底已经数次逼近100美元大关，国际油价持续走高带动天然气、煤炭等化石能源的价格同步走高。化石能源的价格维持高位使替代的新能源如风能发电、 核能发电和太阳能发电在经济上可行， 这些因素导致了全球包括风电的新能源投资热潮。（四）风力发电技术日益成熟化石等一次性能源的特点如环境成本增加、 不能再生等决定了成本将不断上涨；而随着技术成熟和规模效应的发挥，风电、核电等新能源发电的成本将进一步降低。 而在众多新能源中， 风电是最具商业开发前景的新能源之一。近些年，随着风电技术的日益成熟，风电装机容量不断增大，并网性能不断改善，发电效率不断提高，风电设备在全球能源设备中脱颖而出。随着风电技术的成熟和规模效应的显现风电机组价格不断下降，由此带来风电成本的持续降低。上世纪 80年代到90年代初风电成本下降较快； 90年代中期以来，成本下降趋缓，即使这样，风电成本也达到每 5年下降20%，照此速度，到 2020年，即使没有补贴，风电的成本将接近常规的能源。一、世界风电产业发展现状分析第二章风电产业发展现状分析图表2：世界风能资源情况（单位：53万亿图表2：世界风能资源情况（单位：53万亿地球上的风能资源是地球水能资源的 10倍，高达每年千瓦时。从分布来看，主要分布在北美洲、亚洲、拉丁美洲等地方。资料来源：银联信整理风电行业的真正发展始于 1973年石油危机，美国、西欧等发达国家为寻求替代化石燃料的能源， 投入大量经费， 用新技术研制现代风力发电机组， 80年代开始建立示范风电场，成为电网新电源。在过去的20年里，风电发展不断超越其预期的发展速度，一直保持着累计风电装机总量 累计装机总量增速资料来源：银联信整理资料来源：银联信整理（三）世界风力发电的政策环境纵观国际上支持风电发展的政策机制有三种： 一是采取固定收购价格机制，对风电发展的数量没有限制；二是采取招标机制，政府规定风电发展的装机容量， 通过招标竞争形式确定开发商； 三是配额制，即政府规定可再生能源电力在电力消费总量中的配额比例， 供电公司完成配额。从国际经验看， 政府的激励政策在新能源产业发展过程中的作用举足轻重。 这些政策措施包括各种形式的补贴、 价格优惠、 税收减免、贴息或低息贷款等。 高强度的激励机制是克服发展障碍、 促进产业发展的关键性措施之一。 但本地风电设备制造商难以同国际领先企业竞争时，直接支持风电制造商的政策就很重要。．支持风电产业发展的直接政策

5：支持风电设备国产化的直接政策机制直接政策主要实施国本地化要求西班牙、加拿大、中国、巴西为本地化的优惠政策和激励机制西班牙、澳大利亚、印度、中国、美国关税支持丹麦、德国、澳大利亚、印度、中国税收激励政策加拿大、西班牙、中国出口信贷补贴丹麦、德国、中国认证和测试规范丹麦、德国、美国、印度、中国研发、示范规范丹麦、德国、荷兰、美国、英国、加拿大、西班牙、日本、印度、中国、澳大利亚、巴西资料来源：银联信整理支持风电产业发展的政策措施可以分为两类： 直接和间接政策措施。直接政策措施指那些有直接影响当地的风电产业发展目标的政策； 间接政策措施相对比较宏观一些， 主要目的在于为当地的风电制造产业提供良好的发展空间和大环境。 间接政策的制定和实施能营造一定规模的风电市场， 从而培养出一流的设备制造商， 同时能为风电场的投资者和风电技术的研究和开发提供了稳定的政策环境。（1）要求一定的国产化率要求风电场使用国产风机是促进风机本地化的一条直接途径。 政策一般规定， 在安装的风机设备中国产化率必须占到一定比例。 这样的政策要求要进入当地市场的风机制造商要么将其生产基地向当地转移，或向当地企业采购风机所需的零部件。（2）鼓励使用当地产品的优惠或激励政策采用优惠政策鼓励使用一定比例的当地产品和风机设备的本地化生产，但不是强制性地要求这样的行为。这些激励政策包括：如果在工程中选择当地风机产品， 则政府将向开发商提供低息贷款； 向那些将产品制造基地迁入当地的企业提供优惠的税收激励政策； 或向采用本地风力发电设备的风电场电力提供补贴。（3）关税激励政策通过控制关税来鼓励进口风机设备的零部件而不是整机系统是另外一种直接激励政策。 同进口国外制造的风机整机系统相比， 这个激励政策可以使他们支付较低的关税进口零配件， 从而为那些打算在当地制造或组装风机系统的企业创造了一个良好的环境。 但是，这种政策在未来可能会受到挑战， 因为这种政策会被视为在技术贸易上制造了壁垒，违反了世界贸易组织（ WTO）的规定——成员国之间不能设置贸易壁垒。（4）税收激励政策政府可以通过各类税收激励政策来支持风机产业本地化。首先，可以使用税收激励政策鼓励当地公司涉足风电行业， 例如采用风机制造或研发税收激励措施。 或者，降低风机技术的采购者或销售者的销售税或收入税， 以此来加强国际竞争。 税收优惠政策还可以适用于国内外合资公司，以促进在风电领域的国际合作和技术转让。此外，税收减扣措施也适用于风电产业的劳动力成本之中。（5）出口援助项目政府可以通过出口信用援助的方式帮助本国企业生产的风机产品扩大国际市场。 这样的援助可以是低息贷款方式， 也可以是风机制造商所在的国家向其他购买技术的国家提供的“附带条件的援助”方式。（6）认证和检测提高新的风电公司的风机质量和信用等级的最根本途径是使他们加入到达到国际标准的认证和检测制度中。 目前正在使用的风机国际标准有很多种，最为普遍采用的是丹麦的认证体系和 ISO9000认证体系。标准能帮助增强用户对不熟悉的产品的信心， 也能帮助用户分辨产品的优劣。 顺利通过这些国际通行的认证， 对产品进入国际市场是至关重要的。（7）研究、开发和示范项目研究表明风机研发上的可持续投入对当地风电产业的成功发展至关重要。私营风电企业和国立科研院所（像国家实验室和大学）结合共同研发是一条非常有效的途径。 新开发的国产风机机组， 在正式大规模投入商业化运作之前， 可以通过一些示范工程和商业化试点项目来检测风机实际运转情况和可靠性。．促进风电产业发展的间接政策6：支持风电设备国产化的间接政策机制间接政策主要实施国固定电价丹麦、德国、西班牙、美国、荷兰、日本、中国一些省份强制可再生能源目标 （配额制）美国、英国、澳大利亚、日本特许权制度英国、印度、中国、巴西金融激励丹麦、德国、澳大利亚、印度、中国、巴西给予开发商税收激励政策丹麦、德国、澳大利亚、印度、中国、日本、印度、澳大利亚绿色电力市场美国、中国一些省份资料来源：银联信整理在国内市场取得成功是国产风机顺利进入国际市场的先决条件，并且政府也可通过本地风电产业的发展有效地的促进当地经济发展。稳定并具有一定规模的国内风电市场是本国风电行业不断发展的根本条件。下面讨论的一系列政策旨在扩大国内风电市场。1）购电法根据已有的经验， 购电法，或为鼓励风电发展而设定的固定电价，为国内风电制造行业成功的发展提供了最根本的条件， 因为购电法为风电项目的开发提供了最直接稳定的和具有效益的市场。 购电法的风电价格水平和风电价格构成特点是随着国家的不同而不同的。 只要充分考虑了长期收益和一定的边际效益、 设计得当， 购电法是非常具有其价值意义的， 因为购电法为风电场投资商营造了一个长期稳定的市场环境，同时鼓励风电公司对风电技术研发进行长期的投资。2）可再生能源强制性目标可再生能源强制性目标， 也称可再生能源配额制、 可再生能源强制市场份额、或购买义务， 是在一些国家实施的、相对较新的政策机制。该政策要求由可再生能源产出的电力需在整个发电量中占到一定的比例，各国需根据自身市场结构来确定本国的配额。与购电法（固定电价政策）相比，可再生能源强制目标政策的实施经验还比较少，因此目前无法将其与固定电价政策的效果相比较去评价这种政策是否能促进当地风电的发展。3）政府拍卖或特许权政策政府直接与风电开发商签订长期购买风电合同是为风电发展创造良好市场环境的方式之一。 因为政府支持风电项目的开发， 从而消除了在开发过程中的许多不确定的因素， 这样就降低了风电开发商的投资风险。但是，这种方式需要使用政府招标制度，从历史上看，这样的招标制度不会给风电市场带来长期的稳定性和获利性， 这部分由于招标者之间长时间竞标和项目开发商之间激烈的竞争。4）财政激励政策通过财政手段激励可再生能源发展的方式多种多样， 例如可从对非可再生能源发电企业的收费中拿出一部分资金， 或直接从电力消费者的能源帐单收费中拿出一部分资金 （经常被称之为——系统效益收费）来支持可再生能源的发展。但是，如果不签订长期购电合同，在鼓励可再生能源市场的稳定和规模化发展过程中， 同其他优惠政策相比，这种财政激励政策也就只能扮演补充的角色。5）税收激励政策一些国家政府通过税收激励政策促进对可再生能源发电的投资，包括减免投资于风电技术开发的企业的所得税， 减免风机所在地的土地拥有者的财产税。同时， 税收激励政策也适用于风力发电公司，可以减免其所得税或增值税。 但税收激励机制是不能替代固定电价政策和可再生能源强制目标政策。6）绿色电力市场一些国家的政府允许用户支付比普通电价高一些的费用购买可再生能源电力。 尽管通过这样的机制而获得的投资是十分有限的， 但这些资金仍可支持较高成本的可再生能源发电和鼓励对新的可再生能源发电项目进行投资。3．主要国家采取的风电政策分析（1）法国政府采取投资贷款、减免税收、保证销路、政府定价等措施扶持企业投资风电等可再生能源技术应用项目。（2）德国的风能资源远不如法国和英国丰富，但风电发展的世界领先地位却毋庸置疑。 20世纪80年代，德国政府资助了一系列研究计划； 1991年，国会又通过了强制购电法，为清洁能源提供足够的激励机制并建立起市场， 并能参与煤电和核电竞争。 由于环保者的努力，政府还设定了到 2025年风电至少供应 25%发电量的目标。（3）丹麦风电产业自 20世纪 80年代起步，如今其风电机组已主导着全球的市场。 风电成功的原因之一在于， 每届政府对国家能源计划的立场都非常坚定， 务求减少对进口燃料的依赖， 尽量做到可持续发展。最近又提出到 2030年风电将满足约一半的电力需求。（4）日本风力发电发展迅速，装机容量已跻身世界前列。日本新能源政策规定， 日本的电力公司有义务扩大可再生能源的利用， 一是增加设备自己发电， 二是从其他电力公司购买， 每年都有一定的指标。（5）印度是发展中国家的先锋。风电最初的发展动力来自非常规能源部（MNES）鼓励能源的多元化指导。为了找出最有利的地点，MNES在全国建立起风速测量站的网络。 为投资者提供投资成本折旧和免税等多种经济优惠，在 2002年推出的免税计划中规定，风电场前10年的收入可享受 100%的免税。此外，各省还制定自己的优惠政策。

我国幅员辽阔，海岸线长，风能资源比较丰富。根据全国 900多个气象站将陆地上离地 10m高度资料进行估算，全国平均风功率密度为100W/m2，风能资源总储量约 32.26亿kW，可开发和利用的陆地上风能储量有 2.53亿kW，近海可开发和利用的风能储量有7.5亿kW，共计约 10亿kW。如果陆上风电年上网电量按等效满负荷2000小时计，每年可提供 5000亿千瓦时电量，海上风电年上网电量按等效满负荷 2500小时计，每年可提供 1.8万亿千瓦时电量，合计2.3万亿千瓦时电量。中国风能资源丰富，开发潜力巨大，必将成为未来能源结构中一个重要的组成部分。另外，就各种新能源发电方式在储存量上对比来看， 虽然太阳能的资源量是最多的，相当于 2.3万亿吨标准煤，不过，其现在发电成而且在技术上已经到了国际先本很高，还有待技术上的改进和成本的缩减； 小水电发电是我国现在而且在技术上已经到了国际先利用的空利用的空1.81.28亿KW，相当于 1.4亿吨标准煤，目前我国小水电20%左右，预计到201亿千瓦的装机水平。 然而小水电在缺水的西部和北部受到了约束； 而我国北部和西部风电的资源量相当的丰富，7：我国风能资源分布图资料来源：银联信整理

就区域分布来看，我国风能主要分布在以下三个地区：．“三北”（东北、华北、西北）地区风能丰富带包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、青海、西藏和新疆等省 /自治区近 200KM宽的地带，风功率密度在 200-300W/m2以上，有的可达500W/m2以上，可开发利用的风能储量约 2亿KW，约占全国可利用储量的 79%。该地区风电场地形平坦，交通方便，没有破坏性风速，是我国连成一片的最大风能资源区，有利于大规模的开发风电场。但是，建设风电场时应注意低温和沙尘暴的影响， 有的地方联网条件差， 应与电网统筹规划发展。．东南沿海地区风能丰富带东南沿海受台湾海峡的影响， 每当冷空气南下到达海峡时， 由于狭管效应使风速增大。冬春季的冷空气、夏秋的台风，都能影响到沿海及其岛屿，是我国风能最佳丰富区。我国有海岸线约 1800KM，岛屿6000多个，这是风能大有开发利用前景的地区。沿海及其岛屿风能丰富带， 年有效风功率密度在 200W/m2以上，风功率密度线平行于海岸线， 沿海岛屿风功率密度在 500W/m2以上，如台山、平潭、东山、南鹿、大陈、嵊泗、南澳、马祖、马公、东沙等，可利用小时数约在 7000-8000小时。这一地区特别是东南沿海，由海岸向内陆是丘陵连绵，风能丰富地区仅在距海岸 50KM之内。．内陆局部风能丰富地区在两个风能丰富带之外，风功率密度一般在 100W/m2以下，可利用小时数 3000小时以下。但是在一些地区由于湖泊和特殊地形的影响，风能也较丰富， 如鄱阳湖附近较周围地区风能就大， 湖南衡山、

湖北的九宫山、河南的嵩山、山西的五台山、安徽的黄山、云南太华可以有效利用风电机组发电容量。海水表面粗糙度低，风速随高度的变化小，可以降低塔架高度。海上可减少风电机组的疲年，且距离电力负荷中心很近。随着海上风电场技术的发展成，比前一年增加万千瓦的有内蒙古、资料来源：银联信整理从各省份来看，截止 2008年，排在第一位的是内蒙，累计装机容量达到了 373.54万千瓦，占全国总装机容量的 30.74％；其次是辽宁、河北、吉林三省，累计装机容量分别达到了 124.98万千瓦、111.07万千瓦、 106.95万千瓦。排名前四位的省份累计装机份额达到了58.96%截至2008年年底，全国各种发电方式总共发电量为 34238亿千瓦小时。其中，火电仍为占居了其中一大部分，约占总量 81.18%，水电约占发电量的 16.45%；风电只占了其中很小的一部分，仅为0.37%，但就其增长速度来看， 风电发电量的增加速度是最快的， 2008比2007年增长了 126.79%。9：2008年电力工业统计数据指标水电火电核电风电发电量（单位：亿千瓦小时）563327793684128发电量比上年增长率19521687912679（%）（%）资料来源：银联信整理（四）我国风电场建设分布分析我国风电场建设的分布主要集中于北方和东南沿海， 而风力资源相对较丰富的西部还不是很多。 而且这些地区大都是边远山区， 远离发电厂，送电较为不方便。 在这些地区， 风电市场有较大的发展前景。图表10：中国已建及部分拟建风电场分布图资料来源：银联信整理第三章风电设备制造业发展现状分析一、世界风电设备制造业发展现状（一）主要风电设备生产国分析世界风电设备制造业主要集中欧洲的丹麦、德国、西班牙和亚洲的印度， 北美洲的美国。 其中欧洲地区的风电设备制造业生产能力占世界的 50%以上，是最重要的风电设备生产地，也是最大的风电设备出口地区。美国和印度是后来居上的国家， 其发展速度不容小视。 美国的GEWIND公司占世界风电设备市场的 16%左右，成为世界上风电设备制造业发展最快的国家之一。（二）主要风电设备生产企业分析进入二十一世纪以来，国际上风电设备制造企业之间频频发生并购重组事件，巨型企业加入风电机组制造业，行业集中度不断上升，中小企业生存和发展空间变得狭小艰难。2003年，丹麦的 Vestas公司吞并了 NEGMicon，成为世界上最大的风机制造商；美国通用电气（ GE）在2002年通过并购安然风力公司进入风能市场； 德国西门子公司于 2004年兼并了丹麦 Bonus公司，成为风机制造业第五大公司； 2007年6月，Suzlon收购了REPOWER，在市场中的份额又有了进一步的提高。目前，经过近些年的兼并重组，行业集中度的不断上升，世界风电设备行业的竞争格局也较为稳定， 形成了五大企业控制了较大部分风电设备市场的局面。 在2007年全球新增装机中， 丹麦的VESTAS市场份额位居第一，达到了 22.5%；美国 GEWIND位居第二，市场

2005年2006年2007年产量排名 厂商 产量 占有率（万千瓦）产量排名 厂商 产量 占有率（万千瓦）排名厂商(产量 占有率万千瓦） 占有率1 VESTAS 401.5 36.5%2 ENE1R6C.6O%N ；西班牙的160.6 14.6%3 GAMESA 149.0 13.5%S4UZLOGNEW市场份额也都达到了ind137.712.5%65 N西门子ORDEX 9517..84 58..32%%7 REPOWER 34.4 3.1%8 SUZLON 22.9 2.1%9图表三菱重工 11：220.905-2.010%10ECONTECNIA22.92.1%1VESTAS423.927.7%2GEGMAEMSESAA、德国的234.615.3%3GEWind232.615.2%4EN1E5R.C4O%N、2311.64.01%5.1、%6580S%西门子UZ以上的市场份额。LON111150..7377..26%%7NORDEX50.5 3.3%8REPOWER48.0 3.1%1VESTASEN2ERGCEOWNind、印度的3GAMESA104.5%EN。ER前五大风电CONSUZLON西门子ACCIONA金风科技445.322.5%328.516.6%304.815.4%277.114.0%207.810.5%140.57.1%87.1 4.4%83.1 4.2%9年全球十大风电设备生产商市场份额ACCIONA42.62.8%10金风科技 41.6 2.7%9NORDEX10大连华锐69.3 3.5%67.3 3.4%合计 1,101.1100%合计 1,531.4100%合计1,979.1100%资料来源：银联信随着风电技术的发展，以及大单机容量机型的优势，目前，单机容量在兆瓦级以上的机型已经成为市场主流，约占新增装机容量的85%以上，而单机容量在兆瓦级以下的机型所占比例已经下降到 15%左右。100%80%左右。100%80%虽然大单机容量凭借其优势，其所占比例越来越高，但是为满足60%各类细分风电市场要球， 40% 单机容量在兆瓦级以下的风电机组未来仍将存在。 20%0%200图表4 12：世界各种容量机型占比变化情况2005 2006 2007兆瓦级以上 兆瓦级以下资料来源：银联信整理二、我国风电设备制造业发展现状分析（一）我国风电设备行业五力分析目前，我国的风电设备整机市场正如其他行业一样，不但要承受来自自身行业内部其他竞争对手的威胁，而且要提防潜在的进入者、13：中国风电设备行业五力分析模型图 潜在进入者的威胁力一般资料来源：银联信整理整机制造内部竞争程度较低由于存在着市场的供不应求，我国的风电设备市场偏向于卖方市场。因此，目前我国的风电整机制造内部的竞争程度较低，主要体现在于四股力量之间。（1）行业的先行者凭着对该行业发展的敏锐触觉， 很早就意识到风电设备制造领域中的机会， 抢先介入这个市场， 完成了最初的技术积累，形成完整的供应链， 在客户中初步树立自己的品牌，具备先发优势。传统设备制造商看到风电设备市场中的机会和在企业转型的压力下，强势介入风电整机制造业。 这些企业大多经济和技术实力雄厚、具有长期的工业基础和丰富经验，从一开始就瞄准国际主流的MW级先进机组， 具有很强的追赶实力；而且，长期稳定的国内风电设备市场将为这些新进入者提供了较为充足的追赶时间。风力发电企业向上游产业链延伸。 在投资风电项目中， 风力发电企业注意到风机制造中的巨大机会， 也纷纷通过向上游延伸介入风机制造业。这些风机企业具有先天的贴近市场优势，先拥有市场，然后才组织制造。外国风机制造商看到中国风力发电巨大的市场后， 受制于风机设备国产化率的规定， 纷纷在国内独资或合资建厂。 国外制造商携先进的技术、 管理和雄厚资金实力， 将在国内风机制造市场占据重要位置，成为本土风机制造企业的最具威胁的对手。2．潜在进入者的威胁力一般目前，国内三大发电设备制造商已进入风电设备行业，国外主要风机制造商也已在国内设厂， 我国该行业已经基本没有较大威胁的潜在进入者。 但是，由于我国风电行业快速发展、 风机制造业高速增长，仍有相当多的其他企业垂涎于该行业良好的发展前景， 想进入风电设备制造业。 由于风机制造具有较高的技术壁垒， 并有一定的政策壁垒（在特许权招标中要求具有消化吸收引进技术能力） 。因此，潜在进入者并不会对我国风电设备制造业构成较大的威胁。3．替代品的威胁力较弱近年来，风电的成本呈现持续下降态势，每千瓦时风电成本由 20世纪80年代的20美分下降到现如今的 4美分左右。随着技术的进步和风机制造中规模效应的发挥， 风力发电成本仍具有很大的下降空间。预计到 2010年，风力发电成本还可以下降 30%，已经接近常规能源成本。根据我国能源发展战略，我国未来将逐步优化电力装机结构，大力发展可再生能源发电， 逐步缩小火电等化石能源发电在我国电力装机结构中的比例。但是，太阳能和生物质发电在我国刚刚起步，要在短时间内实现大规模商业化应用则会存在较大的技术瓶颈和过高成本的难题。因此，短期内风力发电将是最具商业化条件的替代能源，风电设备制造业面对的替代品威胁力较弱。4．下游需求影响较大目前，国内风电场的投资主体以国有大型电力集团为主，较为多元化，许多投资商的可持续发展能力不高。 由于风电机组占风电项目总投资的 70%，因此风电场投资商对风机价格应该说非常敏感。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。在风电特许权招标中， 投标商的实际投标价格是从自身的发展策略制订的。 但一些投标商为了抢占风电场资源， 以亏损的价格中标， 导致风电上网电价过低，整个项目亏损， 进而导致风电场运营商不具有持续发展能力，最终将损害上游的风电设备制造业。5．关键零部件瓶颈制约严重目前，我国风电设备制造业刚刚兴起， 产业链发展并不是很完善，风电整机制造受关键零部件瓶颈制约较为严重。 兆瓦级以下的风力发电机组主要零部件已经实现了国产化， 并且可以批量供应。 但兆瓦级以上风机的核心配件仍然存在较大缺口， 本土厂商生产的部件质量上还不够可靠。此外，钢铁、铜线、碳纤维等原材料价格的上涨也使得风电机组成本下降趋缓。（二）我国风电设备市场供需分析2010年我国的风电累计装机容量将达到 2000万千瓦，2020年将达到１亿千瓦，也就是说从 2011年到2020年将增加 8000万千瓦，平均每年新增 800万千瓦。目前国内风电整机制造业仅金风科技、华锐、东汽、上汽４家企业的年产能就在 800万千瓦以上，这意味着其他 60多家风电企业的竞争将会更加激烈，而且这还不包括国际风电巨头。据统计，我国风电整机制造企业超过 70家，风叶生产企业达 50多家，塔筒生产企业接近 100家，从企业产能计算，已

远远超过市场容量。远远超过市场容量。2008年新增市场份额： 中国内资与合资企业产品占 75.6%。华锐100%5%，内资与合资企业产品的24.40%2.50%29.7%。外资企业产品占60% 75% 2470.%4%，丹麦Vestas5%，内资与合资企业产品的24.40%2.50%29.7%。外资企业产品占60% 75% 2470.%4%，丹麦Vestas的份额最大，占新增总装机的 94.06%%，外资企业产品的20%5.00%39.3%。5.00%75.60%7.50%104%：2004-20080.00%

年我国新增风电装机市场份额变化图2004年 2005年 2006年 2007年 2008年内资和合资 外资资料来源：银联信整理2008年累计市场份额： 中国内资与合资企业产品占 61.8%，内资与合资企业的累计市场份额首次超过外资企业，金风科技的份额最大，占累计总装机的 21.6%，内资与合资企业产品的 35.0%。外资企业产品占 38.2%，西班牙 Gamesa的份额最大，占累计总装机的12.8%，外资企业产品的 33.4%。第三章风电设备制造业发展现状分析一、我国风电产业政策分析（一）我国风力发电政策综述我国可再生能源激励政策，以“还本付息、合理利润、全额收购”为原则的鼓励政策， 曾经在很长一段时间内对风电发展起着积极的促进作用。但是由于这种定价原则是以个别项目成本为基础， 成本高了，电价也可随之升高，企业没有降低成本的压力。从长远角度来看，这样的制度体系面临改革的必然性。在随后的项目实践中，政府采用特许权的方式，对风电特许权经营设定了相关规定 ,对风电事业的蓬勃发展起到了相当大的促动作用。我国的特许权招标政策自 2003年实施后，至 2006年，风电特许权招标原则做出三次修订， 总的看来， 电价在招标中的比重有所减小；技术、国产化率等指标有所加强；风电政策已由过去的注重发电转向了更注重设备制造。目前，国家对风电的支持政策基本上已经比较完善了，可以说是相当优惠。 这些政策法规整体思路上， 就是支持风电产业化和自主化，以实现风电对石油、煤炭等等能源的替代。1．国产化率2005年7月出台了《关于风电建设管理有关要求的通知》 ，明确规定了从 06年开始，风电设备国产化率要达到 70%以上，未满足国产化要求的风电场不许建设，进口设备要按章纳税。 2006年风电特许权招标原则规定： 每个投标人必须有一个风电设备制造商参与， 而且风电设备制造商要向招标人提供保证供应符合 75%国产化率风电机组的承诺函。 投标人在中标后必须而且只能采用投标书中所确定的制造商生产的风机。 这也是国际风电设备巨头陆续开始在华建厂的根本原因。2．全额并网2006年1月1日开始正式实施的《可再生能源法》 。该法构建了一个比较完整的可再生能源法律的系统框架， 结束了我国可再生能源发展无法可依的历史。该法要求通过减免税收、鼓励发电并网、优惠上网价格、 贴息贷款和财政补贴等激励性政策来激励发电企业和消费者积极参与可再生能源发电。电网企业为可再生能源电力上网提供便利，并全额收购符合标准的可再生能源电量， 以使可再生能源电力企业得以生存， 并逐步提高其在能源市场竞争力。 该法将风电特许权项目中的特殊之处用法律条文作为通用的规定，将风电的发展纳入法制的框架。2006年1月1日国家正式实施了《可再生能源法》 ，在这部法律中，对风电而言， 《可再生能源法》无疑为其长远发展提供了必要的法律保障。在随后颁布的配套法规《可再生能源发电有关管理规定》对发电企业和电网企业的责任等方面作了明确阐述， 《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》 则在电价的制定和费用分摊等方面作了具体规定，指出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。 《可再生能源法》及其相关法律的颁布， 在风电等可再生能源发展的过程中具有里程碑的意义，它不但把风电的发展列入法律法规作为一项长期的政策来执行，而且同时也加强了法律的实际操作性，提升了风电的战略地位。3．电价分摊根据《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》 相关规定，风力发电暂不参与市场竞争， 风能发电价格实行政府指导价即通过招标确定的中标价格， 可再生能源发电项目上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价的部分等费用， 各省级电网企业按其销售电量占全国的比例，分摊全国可再生能源电价附加额， 其实际支付的可再生能源电价附加与其应承担的电价附加的差额，在全国范围内实行统一调配。但实施中都存在一定的问题。上网电价政策是风电产业发展的关键，相对较高的上网电价， 对于风电运营将是直接的收益增加，对于风电设备商将是快速打开了产业发展的空间。4．财税优惠考虑到现阶段可再生能源开发利用的投资成本比较高，为加快技术开发和市场形成， 《可再生能源法》还分别就设立可再生能源发展专项资金，为可再生能源开发利用项目提供有财政贴息优惠的贷款，对列入可再生能源产业发展指导目标的项目提供税收优惠等扶持措施作了规定。除此之外，有关部门陆续出台了一些配套法规，特别是《可再生能源发电有关管理规定》 、《可再生能源产业发展指导目录》和《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》 都对于风电产业发展给予了相当大的支持力度，以下是涉及风电的相关政策法规。5．风电特许权为促进我国风电发展，政府实施了风电特许权示范项目。所谓特许权经营方式， 是用特许权的方法开采国家所有的矿产资源或建设政府监管的公共基础设施项目， 项目本身的商业风险由企业承担， 政府承担政策变动的风险。 2003年国家发改委首次批复了对江苏省如东县和广东省惠来县首批 2个100MW风电厂示范项目的特许权公开招标方案。2004年又新增了吉林省通榆风电场、内蒙古自治区辉腾锡勒风电场、 江苏省如东第二风电场 3个100MW级的风电特许权项目，与2003年招标的主要不同点在于，这次的招标要求风电机组本地化率提高到 70%。华睿投资集团于 2003年中标获得江苏如东 10万kW风电特许权项目，将在今年并网发电。通过风电特许权的方式，可以在风电领域引入市场运作机制，吸引私有资本，打破垄断；同时也能够刺激投资者的积极性，促进风电设备制造的本地化， 利于降低风电设备的造价， 进而降低开发商投资风电市场的成本，增强风电市场的竞争力。除此之外，还将促进国内风电相关技术和管理水平的提高。15：我国涉及风电的能源政策时间法规名称2005年2月《中华人民共和国可再生能源法》2006年1月《可再生能源产业发展指导目录》2006年1月《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》2006年6月《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》2006年11月《促进风电产业发展实施意见》2007年6月《可再生能源中长期发展规划》2007年8月《节能发电调度办法（试行）》2007年9月《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》2008年3月《可再生能源十一五规划》资料来源：银联信整理（二）《可再生能源中长期发展规划》2007年8月31日，国家发改委发布《可再生能源中长期发展规划》：通过大规模的风电开发和建设， 促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化， 尽快使风电具有市场竞争力； 到2020年，发电装机容量 500万千瓦以上的企业，其可再生能源所占比例须达到8%以上；在经济发达的沿海地区，发挥其经济优势，在“三北” （西北、华北北部和东北）地区发挥其资源优势，建设大型和特大型风电场，在其他地区， 因地制宜地发展中小型风电场，充分利用各地的风能资源。《可再生能源中长期发展规划》还提出了三个具体目标，其中最重要的一个是逐步提高优质清洁可再生能源在能源结构中的比例， 力争到2010年使可再生能源消费量占到能源消费总量的 10%，2020年提高到 15%。要实现《可再生能源中长期发展规划》提出的任务， 2020年以前需要的总投资将达到 2万亿元人民币。（三）《中华人民共和国可再生能源法》2006年1月1日起实施的 《中华人民共和国可再生能源法》 的主要目的是为了促进可再生能源的开发利用， 增加能源供应， 改善能源结构，保障能源安全，保护环境，实现经济社会的可持续发展，国家将可再生能源开发利用的科学技术研究和产业化发展列为科技发展与高技术产业发展的优先领域， 国家财政设立专项资金支持可再生能源的开发利用。风力发电设备作为可再生能源开发利用的重要部分，在可再生能源法的整个法律框架下享有一系列的政策扶持和税收优惠。 为了配合《中华人民共和国可再生能源法》的实施以及国务院有关政策意见，国家发展与改革委员会、财政部等相关部门出台了一系列的配套政策：．《关于风电建设管理有关要求的通知》国家发展改革委员会发布该通知是为了促进风电产业的健康发展，加快风电设备制造国产化步伐，不断提高我国风电规划、设计、管理和设备制造能力， 逐步建立我国风电技术体系， 更好地适应我国风电大规模发展的需要，相关内容如下：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， 进口设备海关要照章纳税。 该通知极大促进了我国国产风力发电机组制造业的发展。风电场上网电价由国务院价格主管部门根据各地的实际情况，按照成本加收益的原则分地区测算确定， 并向社会公布。 风电特许权建设项目的电价通过招标方式确定， 但是，不得高于国务院价格主管部门规定的上网电价水平。此外，国家发改委单独或联合其它部委还陆续发布了《关于风电建设管理有关要求的通知》 、《可再生能源发电有关管理规定》 、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》 《可再生能源产业发展指导目录》、《促进风电产业发展实施意见》等一系列配套政策，有力的促进了包括风电在内的可再生能源行业的发展。．《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》财政部发布该办法规定中央财政预算设立“可再生能源发展专项资金”，促进可再生能源的发展， 其中专门强调促进可再生能源开发利用设备的本地化生产。（四）《可再生能源十一五规划》《可再生能源十一五规划》对风电产业的规划主要涉及以下几方面：1．指导方针和发展目标指导方针：以风电场的规模化建设带动风电产业化发展，促进风电技术进步，提高风电装备国产化制造能力，降低风电成本，增强风电的市场竞争力。发展目标：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。 结合无电地区电力建设， 积极培育小型风力发电机产业和市场，到 2010年，小型风力发电机的使用量达到 30万台，总容量达到7.5万千瓦，设备生产能力达到年产 8000台。2．规划布局和建设重点重点建设 30个左右 10万千瓦以上的大型风电场和 5个百万千瓦级风电基地， 做好甘肃、 内蒙古和苏沪沿海千万千瓦级风电基地的准备和建设工作。充分发挥“三北” （东北、华北、西北）地区风能资源优势，建设大型和特大型风电场。在河北、内蒙古、甘肃、吉林等地建设百万千瓦级风电基地，到 2010年，河北和内蒙古的风电总装机容量分别达到200万千瓦和 300万千瓦以上， 已投产及开工建设的总规模分别达到300万千瓦和 400万千瓦左右；甘肃风电装机容量达到 100万千瓦以上，已投产及开工建设的总规模达到 400万千瓦左右；吉林、辽100万千瓦左右。50万千瓦，已投产及开工建设规模分别16：风电项目建设区域分布16：风电项目建设区域分布宁风电总装机容量分别达到资料来源：银联信整理在经济较发达的江苏、上海、福建、山东和广东等沿海地区，发挥其经济优势和市场优势， 加快开发利用风能资源， 尤其在苏沪沿海连片建设大型风电场，形成百万千瓦级风电基地。到 2010年，苏沪沿海地区风电装机容量达到 100万千瓦以上。在风能资源和电力市场优良的地区建成数十个 10万千瓦级的大型风电场。在其他具有可利用风能资源的省（区、市） ，因地制宜发展中小型风电场。加强对近海风能开发技术的研究， 开展近海风能资源勘察评价和试点示范工程的前期准备工作，建设 1-2个10万千瓦级近海风电场试点项目，为今后大规模发展近海风电积累技术和经验。3．技术装备与产业发展第一，技术和产业发展方面。提高风电技术研发能力，将自主创新与技术引进和消化吸收再创新相结合， 建立和形成以国内制造为主的风电装备能力。 支持技术研发能力较强的风电设备制造企业引进国外先进技术， 并进行消化吸收和再创新， 逐步形成具有自主知识产权的风电技术和产品。“十一五”时期，继续促进已批量生产的国产化风电机组的规模化应用， 并实现向兆瓦级风电机组的升级换代。 在初步形成国内制造装备能力的基础上，采用技术引进、联合设计、自主创新等方式，掌握 1.5兆瓦及以上风电机组集成制造技术，并开发了 3兆瓦级的海上风电机组。 发挥我国在机电设备制造方面的优势， 充分利用国内、国际市场，培育技术水平较高、市场竞争力较强的风电设备配套零部件制造产业。 风电发展重点： 推动百万千瓦风电基地建设：在风能资源条件好、电网接入设施完备、电力负荷需求大的地区，进行百万千瓦级风电基地建设， 重点是河北张家口坝上地区、 甘肃安西和昌马地区、内蒙古辉腾锡勒地区、吉林白城地区、苏沪沿海地区。支持风电设备国产化：结合大型风电场、特别是百万千瓦风电基地建设，支持风电设备制造的国产化。 重点扶持几个技术创新能力强的国内风电设备整机制造企业， 同时全面提高国产风电设备零部件的技术水平和制造能力。 建立国家级试验风电场， 支持风电设备检测和认证能力建设。进行近海风电试验：在沿海地区近岸海域进行近海示范风电场建设，主要是在苏沪海域和浙江、 广东沿海， 探索近海风电勘查、 设计、施工、安装、运行、维护的经验，在积累一定近海风电运行经验基础上，逐步掌握近海风电设备的制造技术。第二，基础研究和人才培养。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、机械强度、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。第三，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、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。第四，组织实施和保障措施。在完成全国风能资源普查和评价工作基础上， 开展重点地区风能资源详查和风电场规划工作， 综合考虑风能资源、 建设条件、 并网条件和电力市场等因素， 做好大型风电场、特别是百万千瓦风电基地的规划和项目建设前期工作。完善风电上网电价形成机制，落实风电的上网电价和费用分摊政策。电网企业要配合国家风电规划布局，开展风电接入的规划、设计和试验研究等工作， 完善风电并网技术条件和调度规程， 保证风电项目的顺利并网和发电。提高风电技术水平和设备制造能力。鼓励国内企业开展风电技术自主创新和引进再创新，在政府投资项目和风电特许权招标项目中，采用与设备制造企业打捆招标等方式支持风电设备国产化和自主技术创新。（五）《风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法》为加快我国风电设备制造业的技术进步，促进风电产业的发展，2008年8月20日，财政部发布了 《风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法》 。明确了中央财政安排风电设备产业化专项资金的补助标准和资金使用范围， 同时也明确了产业化资金的支持对象、 方式及支持条件。《办法》明确，产业化资金支持对象为中国境内从事风力发电设备（包括整机和叶片、齿轮箱、发电机、变流器及轴承等零部件）生产制造的中资及中资控股企业。 资金主要是对企业新开发并实现产业化的首50台兆瓦级风电机组按 600元/千瓦的标准予以补助， 其中整机制造企业和关键零部件制造企业各占 50%，各关键零部件制造企业补助金额原则上按照成本比例确定，重点向变流器和轴承企业倾斜，并规定产业化专项资金必须用于风电设备新产品研发的相关支出。《办法》规定，申请产业化资金的风力发电设备制造企业必须符合6项条件：设备具有自主知识产权和品牌， 包括自主研发、 联合开发或引进技术再创新， 必须拥有完全的技术文件； 风电机组的单机容量在1500千瓦（含）以上；风电机组通过北京鉴衡认证中心的产品认证；风电机组配套的叶片、齿轮箱、发电机由中资或中资控股企业制造，鼓励采用中资或中资控股企业制造的变流器和轴承； 同一企业申请支持采用相同技术的不同型号产品， 产品功率差在 500千瓦（含）以上；风电机组在国内完成生产、安装、调试，无故障运行 240小时以上，并通过业主验收。这一利好政策无疑给风电设备制造企业注入了一剂兴奋剂，此举将激励企业对引进技术消化吸收提高自主创新能力， 有利于促进风电设备国产化， 尤其是核心技术的国产化， 并且对整个风电产业发展具有非常积极的影响。首先，鼓励了风电设备制造本土化。我国的风况、环境条件等与欧洲有很大不同，风资源丰富的地区环境条件更加恶劣。我国引进的风机，都是按照欧洲标准设计的，在国内环境条件下运行，其质量可靠性及各项性能都将大打折扣。此次现金直补， 风电设备企业要想获得补贴， 必须具备多个条件。除了设备具有自主知识产权和品牌， 风电机组的单机容量在 1.5兆瓦（含）以上，风电机组在国内完成生产、安装、调试，无故障运行240小时以上等诸多条件外，风电机组还必须通过产品认证。其次，产品认证促进质量技术提高。尽管近年来我国风电设备制造商在技术引进和自主研发方面的投入较大，但由于基础薄弱， 研发技术与国外厂商的差距在短期内难以弥合。因此，引入风电产品认证制度提高了我国风电设备制造和开发能力，保障产品质量，促进该类设备的国产化和技术进步，大大降低风电场的投资，从而有力地促进风电产业健康发展。风电机组产品认证涉及风机设计开发的所有环节，企业必须提供全套的设计文档。 在认证过程中， 认证机构会对这些设计文档进行全面的复核，不仅对结果进行确认，而且会对计算方法、关键参数的选取等进行检查并提出质疑。 引入风电机组产品认证， 不仅为了判定企业是否具备自主设计能力， 更重要的在于通过该项认证促进企业对风机设计技术的引进、消化及吸收。最后，现金直补推动了风电设备产业的升级。这是中央财政首次对可再生能源产品进行现金补助，也是我国首次将产品认证结果作为政府真金白银支持的必要条件。 该办法规定的这一补助标准，相当于风电设备生产成本的 10%左右。政府采信风电产品认证结果，将大大促进风电设备制造企业对引进技术的消化、 吸收以及自主创新能力的提高。 此举对加快我国风电装备制造业技术进步、 培育具有核心技术的自有知识产权品牌具有显著推动作用。二、我国风电产业运营模式分析（一）风电特许经营权产生的背景我国2020年要实现国民经济翻两翻的目标，能源供应至少要翻一翻，到那时全国电力装机将近 10亿千瓦，如果按 2002年的电源结构和供电煤耗（ 383克标煤 /千瓦时）估算，我国仅用于发电的煤耗将近14亿吨标煤，能源供应需求量将超过 30亿吨标准煤。要满足如此巨大的能源需求量， 石油一半以上靠进口， 煤炭也接近开采极限，因此从保障能源供应出发，需要调整能源结构，大规模开发可再生能源资源。在可再生能源中风力发电是世界上公认的最接近商业化的可再生能源技术之一。 风力发电不消耗矿产资源， 发电过程对环境没有破坏影响，在强调可持续发展、 保护环境的今天，风电已经成为人们普遍欢迎的清洁能源。 在我国发展风电的必要性体现在以下几方面： 第一，满足能源供应；第二，促进地区经济特别是西部地区的发展；第三，改善我国以煤为主的能源结构； 第四，促进风机设备制造业的自主开发能力和参与国际市场的竞争能力；第五，减少温室气体排放，解决我国能源供应不足；第六， 在解决老少边地区用电、脱贫致富方面发挥重大作用。因此，我国风电将可能在 2020年之后超过核电成为第三大主力发电电源， 2050年可能超过水电，成为第二大主力发电电源。因此，风力发电未来可能成为我国的主要战略能源之一。我国可开发利用的风能资源量较大，但是由于风力发电固有的间歇性和波动性，以及风电项目造价高，技术不成熟，使其在目前电力市场中的经济性差， 进入规模化发展困难重重。 面对风力发电的发展障碍，政府政策支持将是风电发展的根本保障。 我国可再生能源激励政策，以“还本付息、合理利润、全额收购”为原则的鼓励政策，曾经在很长一段时间内对风电发展起着积极的促进作用。 但是由于这种定价原则是以个别项目成本为基础，成本高了，电价也可随之升高，企业没有降低成本的压力。 随着电力体制改革和电价政策改革， 对常规电力项目实行以先进水平平均成本为基础的定价原则， 并在部分地区实行竞价上网。这种大环境的变化，使风电的“还本付息”鼓励政策与电力市场改革产生了明显的不适应性。 另外，我国现行风电政策未能有效促进风电设备的本地化制造， 在已建成的风电项目中， 国产机组十分有限， 这将严重影响我国风电产业的培育和降低风电成本。 还有，政府虽然制定了全国风电发展目标， 但是由于在解决风电上网难、 上网电价审批难以及额外费用分摊难等方面缺乏配套政策， 使风电发展往往不能按规划进行，投资者和设备制造企业对市场前景缺乏信心。面对我国风电发展的种种问题，借鉴国际经验，国际上支持风电发展的政策机制有三种： 一是采取固定收购价格机制， 对风电发展的数量没有限制；二是采取招标机制，政府规定风电发展的装机容量，通过招标的竞争形式确定开发商； 三是配额制， 即政府规定可再生能源电力在电力消费总量中的配额比例， 供电公司完成配额。 结合中国国情、吸收国际经验， 风电发展需要的政策应该是一个与我国电力改革相适应、有利于促进风电产业快速发展、促进风电价格明显下降、利于风电发展目标按时完成的政策机制， 风电特许经营权策就是在这样的背景下产生了。 我国政府选择了在石油、 天然气行业勘探开发中实施较成功的特许权制度， 用于风力发电项目的开发和实施中， 目的在于开发具有较大规模的风电项目，促进我国风电的规模化发展。（二）风电特许经营权的运行机制政府特许权经营方式，主要是指用特许权经营的方法开采国家所有的矿产资源， 或建设政府监管的公共基础设施项目。 这是一种政府与私有公司之间的合作经营方式。 按照特许权项目利益共享和风险共担的原则， 在特许权协议条款的约束下进行项目的经营管理。 这种方式在我国资源开采和公用基础设施建设方面已发挥了巨大的作用。风电特许经营权是将政府特许经营方式用于我国风力资源的开发。在风电特许权政策实施中涉及三个主体，即政府、项目单位和电网公司。政府是特许权经营的核心，为了实现风电发展目标，政府对风电特许权经营设定了相关规定： 一是项目的特许经营权必须通过竞争获得；二是规定项目中使用本地化生产的风电设备比例， 并给予合理的税收激励政策；三是规定项目的技术指标、投产期限等；四是规定项目上网电价， 前三万利用小时电量适用固定电价 （即中标电价） ，以后电价随市场浮动；五是规定电网公司对风电全部无条件收购 ,并且给予电网公司差价分摊政策。 项目单位是风电项目投资、 建设和经营管理的责任主体，承担所有生产、经营中的风险，生产的风电由电网公司按照特许权协议框架下的长期购售电合同收购。 电网公司承担政府委托的收购和销售风电义务， 并按照政府的差价分摊政策将风电的高价格公平分摊给电力用户， 本身不承担收购风电高电价的经济责任。在特许权经营中，政府职能与企业经营得到很好地结合。政府选择风电建设项目，确定建设规模、工程技术指标和项目建设条件，然后通过公开招标方式把风力发电项目的经营权转让给有商业经营经验的项目公司， 具有最低上网电价的投标者获得项目的开发、 经营权。项目公司在与政府签署的特许权协议约束下进行项目的经营管理。 按照特许权协议中规定签署的长期购售电合同， 项目公司把电力出售给电网公司， 电网公司按照政府的差价分摊政策将电力出售给用户， 并将风电的高价格公平分摊给电力用户。简单概述风电特许经营权的运行机制是政府采取竞争性招投标方式把项目的开发、 经营权给予最适合的投资企业， 企业通过特许权协议、购售电合同和差价分摊政策运行和管理项目。（三）风电特许经营权的影响风电特许权政策改变了我国以往风电建设的模式。政府在规划风电项目，主导风电发展规模和速度的同时，利用市场化最优原则，把项目的经营权以市场竞争的方式授予企业， 更好地把政府职能与企业经营结合起来， 充分体现了电力体制改革过程中政府主导与市场机制相结合的风电发展新机制。采取风电特许经营权对我国风电发展产生了显著的影响。首先，通过竞争性招投标， 一方面促进电价明显下降， 结束了我国风力发电上网电价居高不下的历史；另一方面激活了风电投资来源的多元化，提高了国内外企业投资风电项目的积极性， 为风电发展注入了新鲜活力。其二，在风电特许权协议框架下，电网公司与项目投资者签订长期购售电合同， 保证全部收购项目的可供电量， 改变了以往风电上网难的困境，使风电项目摆脱了产品销售的风险。其三，建立了风电本地化生产的平台。 风电特许权项