风力发电是指把风的动能转为电能，相比传统火力发电污染更小，经过多年发展，伴随风电机组大型化及技术进步，带来风电整体造价阶梯式下降，经济效益突出；作为绿色清洁能源，风力发电已成为近年来发展最快的可再生能源之一。整体看来，风电行业具备以下特点：

　　我国拥有丰富的风能资源储量，风能资源开发利用潜力巨大。根据《2020 年中国风能太阳能资源年景公报》，2020 年全国陆地 70 米高度层平均风速均值约为 5.4m/s，年平均风功率密度约为 184.5W/㎡。平均风功率密度大值区主要分布在我国的内蒙古中东部、河北北部、新疆北部和东部、广西以及青藏高原和云贵高原的山脊地区，上述地区年平均风功率密度一般超过 300W/㎡。

　　东北中西部和东北部、山东沿海地区、四川东北部、贵州东部、湖南西南部、福建沿海的部分地区年平均风功率密度一般在 200W/㎡-300W/㎡之间。新疆西部的大部地区、东北东南部、华北中南部、黄淮、江淮、江汉、江南、四川东南部、重庆、云南西部和南部等地年均风功率密度一般低于 200W/㎡。2020年全国近海主要海区 70 米高度层平均风速均值约为 8.1m/s，年平均风功率密度约为572.6W/㎡。东海北部及其以南海区平均风功率密度一般超过 600W/㎡；渤海、渤海海峡、黄海大部分平均风功率密度一般为 400W/㎡-600W/㎡。

　　我国陆地风能资源丰富地区主要集中在东北、华北、西北地区（简称“三北地区”），范围涵盖东北三省、内蒙古大部、华北北部、甘肃西部（酒泉）、新疆北部和东部等。从海上风能资源看，海上风能资源主要分布在我国的东南沿海，其中以中国台湾海峡的风能资源最为丰富。我国风能资源较好的三北地区，电力负荷较小，而用电负荷较大的中东部和南方地区风能资源较为欠缺，造成了供给和需求逆向分布的情况，对我国风电电能调配、电网建设、电力输送提出了较高的要求。

　　我国不同地区风电开发侧重点各不相同：“三北”陆上风电发展需要提升当地电力系统灵活性，确保外送通道中新能源电量占比要求，探索以新能源电量为主的跨省区外送方式；中东南部陆上风电发展重点解决土地利用、生态环保等资源开发问题，推进低风速技术进步，提升风电在当地能源供应中的比重；海上风电要开发适应海上特殊环境的大容量风电机组，提升工程施工建造水平，通过集中连片开发推动海上风电成本下降。

　　我国风电行业始于 20 世纪 50 年代后期，自我国第一座并网运行的风电场于 1986年在山东荣成建成后，风电场建设经历了探索、快速发展、调整及稳步增长各阶段。伴随着 2006 年《中华人民共和国可再生能源法》的实施以及《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》等各项配套制度的不断完善，我国风电进入高速发展，到 2010 年我国风电新增装机容量超过 18.9GW，以占全球新增装机 48%的份额领跑全球风电市场，风电累计装机容量首次超过美国，跃居世界第一。

　　同时，经过几年的高速发展，我国风电行业开始出现明显弃风限电现象，以及行业恶性竞争加剧使得设备制造产能过剩。“十二五”期间，为引导风电行业可持续发展，我国政府发布了一系列政策，针对有效缓解风电并网、弃风限电、无序竞争等问题进行改革，2013 年开始，我国风电行业逐渐复苏，新增装机容量开始回升。

　　“十三五”期间，在《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》等多项政策引导下，风电产业进入了持续稳定的发展阶段，弃风率持续降低，消纳持续向好，我国弃风率在 2016 年为 17%，到 2022 年下降到 3.20%，我国风电装机量大幅提升的同时，平均利用小时数稳定在 2,000 小时以上。

　　风电装机布局侧重点明显，9 大清洁能源基地和 5 大海上风电基地将成“十四五”时期的装机主力，大型清洁能源基地主要分布于“三北”和西部地区，国家能源局按照统筹规划、突出重点、生态优先、目标导向、保障消纳的原则，明确了第一批约 1 亿千瓦大型风电光伏基地项目 50 个。

　　这些项目以风光资源为依托、以区域电网为支撑、以输电通道为牵引、以高效消纳为目标，统筹风光资源禀赋和消纳条件，重点利用沙漠、戈壁、荒漠地区土地资源，通过板上发电、板下种植、治沙改土、资源综合利用等发展模式，实现生态效益、经济效益、减碳效益等多重效益，在促进我国能源绿色低碳转型发展的同时，能够有效带动产业发展、地方经济发展。第二批基地项目工作也在陆续开展中。

　　其次，“十四五”期间实施“千乡万村驭风计划”，分散式风电布局突出。分散式风电项目一般位于负荷中心附近，不以大规模远距离输送电力为目的，所产生的电力可以自用，也可上网且在配电系统平衡调节。伴随着我国低速风机技术进步，中东南部具有消纳优势明显的低风速资源区域已具备开发条件，可实现就地生产就地消纳，可供开发资源潜力在 10 亿千瓦以上。

　　同时，因国内早期开发的风电项目机组额定风速高、华体会体育单位千瓦扫风面积较小、风能利用率较低，随着宁夏老旧风场“以大代小”率先试点，未来将在风能资源优质地区有序实施老旧风电场升级改造。

　　我国风电产业发展经历了 30 多年，主要经历了标杆电价、竞价、指导电价、平价4 个阶段。

　　2009 年 7 月国家发展改革委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906 号），按照风能资源状况和工程建设条件，把全国分为四类资源区，并核定了对应的标杆上网电价，规定了风电项目上网电价包括脱硫标杆电价和绿电补贴两部分；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，并随脱硫燃煤机组标杆上网电价调整而调整；高出部分通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。

　　2014 至 2016 年期间，国家主管部门根据风电行业发展情况，对陆上风电的标杆上网电价进行了相应的降价调整，并鼓励通过招标等竞争方式确定陆上风电项目上网电价。同时规定，通过竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的当地风电标杆上网电价水平。

　　2018 年，根据国家能源局印发的《关于 2018 年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能〔2018〕47 号）要求，从 2019 年起，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。以竞争的方式配置风电项目和竞价上网成为风电行业新趋势。

　　2019 年 5 月 21 日，国家发展改革委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882 号）提出,集中式项目标杆上网电价改为指导价，新核准上网电价通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价；对于分散式项目，参与市场化交易的由发电企业与电力用户直接协商形成上网电价，不享受国家补贴；不参与市场化交易的，执行项目所在资源区指导价。风电指导价低于当地燃煤发电基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价）的，以燃煤发电基准价作为指导价。

　　关于陆风方面：2018 年底之前核准的陆上风电项目，2020 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019 年 1 月 1 日至 2020 年底前核准的陆上风电项目，2021 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自 2021 年 1 月 1 日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

　　关于海风方面：新核准潮间带风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。对 2018 年底前已核准的海上风电项目，如在 2021 年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022 年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。

　　陆上风电平价时代于 2021 年 1 月 1 日开启，海上风电平价时代于 2022 年 1 月 1日开启。海上风电由各地方自行安排扶持补贴政策，目前广东、山东等出台了海风补贴政策。

　　随着国民经济发展水平提高，风能作为典型的无污染、可再生的清洁能源，已经成为我国能源发展规划中的重要一环，风电装机规模逐渐扩大的同时，技术发展、供应链水平提高以及零部件环节优化共同推动风电整体成本下降。伴随风电开发进入大型机组时代，风轮直径和轮毂高度的提升使得风电机组在风速较低的地区获得更多动力，单个机组功率的增加可摊薄单位机组的其他各项成本（机位点、土地、线路、运维等），推动风电机组单位成本进一步下降。

　　根据国际可再生能源署（IRENA）公布的全球平准化度电成本（LCOE）数据，海上风电、陆上风电在 2010 至 2021 年间分别下降了 60%、68%。其中，中国 2021 年新建陆上风电项目的加权平均 LCOE 约为 0.028 美元/千瓦时，低于煤炭发电的 LCOE（约为 0.077 美元/千瓦时）；海上风电加权平均 LCOE 下降至 0.079 美元/千瓦时，较 2010年降幅约 56%。2021 年，中国陆上风电加权平均装机成本约为 1,157 美元/千瓦，相较2010 年下降了约 26%；海上风电加权平均装机成本约为 2,857 美元/千瓦，较 2010 年降幅约 38%。目前，我国风电成本控制已处于世界一流水平。

　　风电机组技术进步在促使风电项目整体造价降低的同时，亦将低风速区域和远海风电项目开发变为可能，推动了风电资源潜在开发规模的提升。

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