中国风电市场投资建设与发展前途预测深度调研分析报告（2025版）

  风能（wind energy）空气流动所产生的动能，是太阳能的一种转化形式。由于太阳辐射造成地球表面各部分受热不均匀，引起大气层中压力分布不平衡，在水平气压梯度的作用下，空气沿水平方向运动形成风。

  根据上面表格中能源分类，风能属于一次能源中可再次生产的能源、新能源、清洁能源。

  风能的运用有风力发电、风帆助航、风力提水、风力致热等。其中，风力发电是风能应用的主要形式。

  根据上面能源的分类，风电属于可再次生产的能源、二次能源、新能源、清洁能源、绿色电力。

  风力发电工作原理是基于电磁感应定律和电磁力定律。利用风能带动发电机叶轮旋转，叶轮带动发电机旋转切割磁感线，将风能转换为机械，机械功带动转子旋转，最终产生电能。是一个将风能（风的动能）转化为机械能，再将机械能转化为电能的过程。

  按照配储分：含储能离网风电系统、无储能离网风电系统、含储能并网风电系统、无储能并网风电系统。

  风力发电场（风电场）：由一批风电机组或风电机组群（包括机组单元变压器）、汇集线路、主升压变压器及其它设备组成的发电站。

  我国风电发展始于上世纪八十年代后。1986年我国第一个风电场马兰风电场在山东荣成并网发电。1994年底，达坂城风电场装机容量超过1万千瓦，成为中国首座万千瓦级风电场。

  在2000年之前，我国风电产业处于起步阶段，采取试验研究、示范先行的策略。无论是装机规模、发电量还是设备技术等均处于较低水平。

  “九五”期间，我国大型并网风力发电发展迅速，年均增长率约为50%；到2000年底累计建成26个风电场，形成了34万千瓦的发电能力，使我国风力发电迈上了一个新台阶；全国累计安装使用小型风力发电机19万多台，为解决西部无电地区农牧民生产生活用电发挥了重要作用。

  在风力发电方面，我国自主开发的200－300千瓦级风电机组的国产化率已超过90%；600千瓦机组样机的国产化率达到80%左右。我国具备了自行研制开发容量从100瓦到10千瓦的10多种小型风力发电机的能力；还开发了一批风光、风柴联合发电系统。

  在当前技术条件下，新能源和可再次生产的能源还不完全具备与常规能源进行竞争的能力。以风力发电为例，尽管“九五”期间风电场建设平均单位投资已由10000－10500元/千瓦下降到8000－8500元/千瓦，但上网电价(含增值税)中等水准仍然在0.60-0.70元/千瓦时之间，远高于常规能源发电成本。新能源和可再次生产的能源的发展要建立和完善投资、税收、价格、财政等方面的激励政策。

  “十五期间”，我国风电产业处于低速发展阶段。已经有了一定的技术积累和开发经验，出现了鼓励风电发展的政策、法律和法规，出现了商业化开发、运作的模式。通过实施风电特许权招标项目确定风电场投资商、开发商和上网电价，通过施行《可再次生产的能源法》及其细则，建立了稳定的费用分摊制度，从而迅速提高了风电开发规模和本土设备制造能力。

  从2006年1月1日《可再次生产的能源法》正式实施开始，风电产业进入大范围开发、规模发展的“黄金时代”。此后，可再次生产的能源发电全额收购制度（2009年修订版完善为全额保障性收购制度）、可再次生产的能源电费费用分摊制度、进口关税和三免三减半等税收优惠制度等，大力推动了风电产业的快速发展。

  2005年起，我国的风电总装机连续5年实现翻番。截至2010年底，我国新增风电装机1600万千瓦，累计装机容量达到4182.7万千瓦，首次超过美国，均居世界第一，其中3100万千瓦装机实现并网发电。完成了第一个海上风电从研发到立项到整个风电场的成功运行。

  与此同时，风场事故频发、风电并网难、弃风现象严重等一系列问题也开始集中爆发。中国风电产业开始步入“痛风”时代。

  “十二五”期间，是我国风电产业多元化发展阶段，集中开发与分散发展，陆上开发和海上示范同步进行。通过更加开放的市场之间的竞争来引导中国风电产业更加健康发展。从追求发展速度向追求发展质量转变，从追求装机容量向追求风力发电量上转变。从过去注重大规模基地开发，转向大规模基地开发与分散式开发两条腿走路，同时向海上风电进军。

  “十三五”期间，是我国风电优化调整阶段。产业高质量发展的重点是优化风电布局，就近消纳风电。

  我国仅用4年时间，风电行业在2019年底完成了“十三五”装机任务瓦。同样在这一年，受到三北地区弃风限电情况改善、补贴抢装、海上风电提速等多重因素的影响，我国风电行业完成了“十三五”时期的单年最大新增装机规模。

  “十四五”期间，仍然是我国风电产业优化调整阶段。坚持陆海并重，推动风电协调加快速度进行发展，完善海上风电产业链，鼓励建设海上风电基地。

  2024 年，我国70 米高度平均风速均值约为5.4m/s。从空间分布（图1.3）看，东北大部、华北北部、内蒙古大部、宁夏中东部、陕西北部、甘肃西部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原大部、四川西部、云贵高原和广西等地的山区、东南部沿海等地年平均风速一般大于6.0m/s，其中，内蒙古中部及东部、新疆东部和北部的部分地区、甘肃西部、青藏高原大部等地年平均风速达到7.0m/s，部分地区甚至达到8.0m/s 以上。甘肃南部、山东大部、江苏大部、安徽北部、河南东部、湖北中部、江西山区、湖南山区、广东北部等地年平均风速为5.0m/s 至6.0m/s。我国别的地方年平均风速一般低于5.0m/s，主要分布在中部和东部平原地区及新疆的盆地区域。

  与近10 年相比，北方大部地区正常或偏小，南方大部地区正常或偏大（图1.4），具体

  情况如下：（1）偏小情况：黑龙江东部、吉林大部、内蒙古中部和西部的部分地区、河北大部、北京、天津、新疆北部和东南部的部分地区、青海大部、甘肃中部和东部、宁夏、陕西南部部分地区、四川北部部分地区、江苏中部、安徽南部部分地区、广东西部、广东东南部等地年平均风速偏小，其中新疆北部部分地区、青海西部和东部、甘肃中部、河北北部和中部部分地区等地年平均风速明显偏小。

  （2）偏大情况：辽宁东部、新疆东部部分地区、四川东南部、云南东北部、贵州东部、

  山东西部、河南东部和南部、湖北中部、湖南北部、江西中南部、福建中北部、广东东北部、广西北部等地年平均风速偏大，其中辽宁东部、河南东部、湖北中南部、湖南北部、江西西北部和南部、福建中西部等地年平均风速明显偏大。别的地方年平均风速接近正常。

  2024 年，全国70 米高度年平均风功率密度为193.5W/m²。从空间分布（图1.5）看，东北大部、内蒙古大部、华北北部、青藏高原大部、云贵高原、广西山地和南部地区、华东地区的山地、东南沿海等地年平均风功率密度一般超过200W/m²。其中，黑龙江西部和东部、吉林西部、辽宁中西部、内蒙古中东部、河北北部、山西北部、新疆东部和北部的部分地区、

  青藏高原和云贵高原的山脊地区等地超过300W/m²。我国别的地方年平均风功率密度一般低于200W/m²，其中中部和东部平原地区及新疆的盆地区域低于150W/m²。与近10 年相比，北方大部地区正常或偏小，南方大部地区正常或偏大（图1.6）。详细情况如下：

  （1）偏小情况：吉林大部、内蒙古中部和西部的部分地区、河北大部、北京、天津、新疆北部、青海大部、甘肃中部、宁夏、陕西中部和南部部分地区、四川北部部分地区、江苏中部、广东西部、广西西部等地年平均风功率密度偏小，其中新疆北部部分地区、青海西部和东部、河北北部和中部部分地区等地年平均风功率密度明显偏小。

  （2）偏大情况：辽宁东部、新疆东部部分地区、四川东南部、云南东北部、贵州东部、山东中南部和西部、河南东部和南部、湖北中部、湖南北部、江西中南部、福建中北部、广东东北部、广西北部等地年平均风功率密度偏大，其中辽宁东部、山东西部、河南东部、湖北中部和南部、湖南北部、江西西北部和南部、福建中西部、贵州东部、广西北部部分地区等地年平均风功率密度明显偏大。别的地方年平均风功率密度接近正常。

  2024 年，我国100 米高度年平均风速约为5.8m/s。从空间分布（图1.10）看，东北大部、内蒙古大部、华北北部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原、宁夏中部、陕西北部、甘肃西部、云贵高原、四川西部、广西大部、华东北部，以及中东部地区沿海等地年平均风速大于6.0m/s，其中，东北地区西部和东北部、内蒙古中部和东部、新疆东部和北部的部分地区、甘肃西部、青藏高原大部等地年平均风速达到7.0m/s，部分地区达到8.0m/s 以上。

  2024 年，各省（区、市）100 米高度年平均风速在4.2m/s 至6.9m/s 之间，有24 个省（区、市）年平均风的速度超越5.0m/s，其中内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、西藏5 个省（区）年平均风的速度超越6.0m/s。

  2024 年，全国100 米高度年平均风功率密度为229.4W/m²。从空间分布（图1.11）看，黑龙江西部和东部、吉林西部和东部、辽宁中西部、内蒙古中部和东部、河北北部、山西北部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原大部、云贵高原的山脊地区、广西中南部、东南部沿海等地年平均风功率密度一般超过300W/m²，我国其余大部地区年平均风功率密度一般在300W/m² 以下，其中华东南部和西部、四川盆地、陕西南部、湖北西部、云南西南部、新疆南疆盆地等地的部分地区年平均风功率密度不足150W/m²。

  各省（区、市）100 米高度年平均风功率密度在103.6W/m² 至341.2W/m² 之间，有24 个省（区、市）年平均风功率密度超过150W/m²，其中12 个省（区、市）年平均风功率密度超过200W/m²，内蒙古、辽宁、吉林3 个省（区）年平均风功率密度超过300W/m²。

  《关于申报2015年中央预算内投资风电、光伏等新能源集成示范项目的通知》

  坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上风电，加快西南水电基地建设。

  坚持生态优先、因地制宜、多元融合发展，在“三北”地区优化推动风电和光伏发电基地化规模化开发，在西南地区统筹推进水风光综合开发，在中东南部地区重点推动风电和光伏发电就地就近开发，在东部沿海地区积极地推进海上风电集群化开发，稳步推动生物质能多元化开发，积极推动地热能规模化开发，稳妥推进海洋能示范化开发。

  海上风电基地集群：推动山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾等千万千瓦级海上风电基地开发建设，推进一批百万千瓦级的重点项目集中连片开发，结合基地开发建设推进深远海海上风电平价示范和海上能源岛示范工程。

  深远海海上风电平价示范，在广东、广西、福建、山东、江苏、浙江、上海等资源和建设条件好的区域，结合基地项目建设，推动一批百万千瓦级深远海海上风电示范工程开工建设。

  陆上风电建筑安装工程费由直接费、间接费、利润和税金组成。包括人工费、材料费（无论是不是为甲方供货）、机械费（包括大型机具进退场费）、安全文明施工、冬雨季施工和夜间施工措施费等费用。

  执行《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T31011-2019）和《海上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T31009-2019）。同时结合集团公司基建项目前期工作管理办法等有关法律法规和要求，按特殊的比例系数进行修正。

  基本方案千瓦造价标准值以基本方案造价为基础，其中陆上风电设备（含风机、塔筒、锚栓等辅助设施以及运费和采购保管费等）价格按2100元/kW取值；陆上风电建设用地费按200元/kW取值，含征地费、长期及临时租地费（计列在投资估算的部分）、土地出让金、植被恢复、补偿费（迁移补偿、林地、青苗补偿费等）和余物清理费等；水保及环保工程费用取值70元/kW。海上风电设备（含风机、塔筒、连接法兰、高强锚栓等辅助设施以及运费和运输保险等）价格按3500元/kW取值；海上风电建设用地费按360元/kW取值，含建设用海费（不含军事补偿费用）和建设用地费。建设用海费包括海域使用金和海域使用补偿费（含养殖补偿），建设用地费包括土地征收费、长期及临时租地费（计列在投资估算的部分）、土地出让金、植被恢复、补偿费（迁移补偿、林地、青苗补偿费等）和余物清理费等。

  电站装机规模与表2-5中数据不同时，陆上风电：分散式风电（平原与山地）以50MW标准值为准；集中式风电装机规模低于50MW的以50MW标准值为准，高于1000MW的以1000MW标准值为准，其他装机规模利用线性插值法按比例调整。海上风电：装机规模低于300MW的以300MW标准值为准，高于1000MW的以1000MW标准值为准，其他装机规模利用线性插值法按比例调整。

  千瓦造价调整值按照模块条件在基本方案千瓦造价标准值指标基础上进行增减。陆上风电调整模块最重要的包含风机设备、塔筒、风机基础、箱变、集电线路、升压变电站、交通工程、气候及海拔调整、项目建设用地费等。风机设备费根据当期市场行情报价调整。海上风电调整模块最重要的包含风机设备、海缆、风机基础、离岸距离、水深、项目建设用地费等。

  电站装机规模与附表B.1陆上风电和附表B.2海上风电数据不同时，陆上风电装机规模低于50MW的以50MW调整值为准，高于1000MW的以1000MW标调整值为准，其他装机规模利用线性插值法按比例调整；海上风电装机规模低于300MW的以300MW调整值为准，高于1000MW的以1000MW调整值为准，其他装机规模利用线性插值法按比例调整。