风电产业的技术形成与产业发展研究

风电产业可以说是我国21世纪以来发展最快的产业，2013年风电装机容量是2001年的2388倍，为拉动投资、创造就业、减少温室气体排放等做出了重要贡献。在我国全社会注重治理雾霾的大背景下，风电作为低碳清洁的可再生能源，受到了各方面的重视。但是，在风电发展过程中也遇到了很多问题，如对电网的冲击、风电装机发展过快超出电网输送能力、风电设备本身的安全性、风电价格补贴等。

目前中国已经是世界上装机容量最大的国家。但是，与大多数产业相似，“产能过剩”、“关键技术依赖国外”和“自主创新能力不足”等老生常谈的问题同样上演于中国的风电产业。从理论上来说，一个市场创设型^[1]的产业如何发展，是一个重要的理论与实践问题，值得深入探讨。

本报告将对中国风电产业进行深入分析，重点研究风电产业发展与技术扩散的过程与机制，以及推动产业良性发展的政策因素。同时，以风电产业为例，探讨困扰中国产业发展中面临的上述共性问题，并提出相应的政策建议。

一 产业描述

（一）产业定义

产业定义的目的在于界定中国风电产业的产业链，也是界定研究的范围。根据产业特点，风电产业链构成如图1所示。

图1 风电产业链构成

风电产业链可以按照生产阶段划分为三个部分。

1.电网

电网作为市场的需求方，具有重要作用。电网的消纳能力与消纳意愿，决定了风电产业的发展空间。

2.风电产业

包括风机零部件制造、风机整机机组制造、风电场建设及运营三个组成部分。风电产业自身的技术进步，是形成风电产业的必要条件。其中，风机生产商是制造业厂商，而风电场建设运营一般由电力公司进行。

3.原材料生产

风机制造可以算得上高科技产业，风机需要在野外恶劣环境中运行，因此，对材料的要求相对较高。如风机对所使用的钢铁、铜线、碳纤维等都有较高的要求，原材料的价格走势也对风机的成本有重要的影响。

（二）产业特点

1.我国拥有丰富的风电资源，具备发展风电产业的资源基础

风能是一种清洁的永续能源。与传统能源相比，风力发电基本不依赖外部能源，没有燃料价格风险，发电成本稳定。目前风电已经成为除水电之外成本最接近传统燃煤发电的可再生能源。

我国风力资源丰富，根据国家气象局的资料，我国离地10米高的风能资源总储量约为32.26亿千瓦，可开发利用的风能储量约10亿千瓦。其中，陆地上风能储量约2.53亿千瓦（按陆地上离地10米高度资料计算），海上可开发和利用的风能储量约7.5亿千瓦^[2]。发展风电产业对于推动化石能源向清洁能源转变，以及实现绿色发展具有重要意义。同时，风电产业也是国家重点支持的战略性新兴产业之一。

2.风电产业是典型的市场创设型产业

风电产业与其他产业最大的不同是，如果没有来自政府的扶持，它的市场就仅限于偏远地区、荒漠、海岛等普通电力网络无法覆盖的边缘市场，而不能成为一个快速发展的大规模产业。

从产品性质上讲，风电的竞争者——传统能源电力，如燃煤发电具有完全的替代性，甚至还要优于风电，因此，如果单纯依靠市场力量，在常规地区就不会存在风电的市场。出于发展绿色电力来减少温室气体排放和替代可耗竭化石能源的目的，政府选择通过补贴甚至强制手段来形成这一市场。一旦这种强力支持不存在，目前技术水平的风电产业在瞬间就会消亡。

对外部支持力量的依赖是风电产业的最大缺陷。新能源产业发展始终面临一个问题，就是如何推动行业本身的技术进步来降低成本，直到其成本可以与传统能源相竞争；否则，其发展是不可持续的。因此，技术进步是风电产业得以持续下去的关键要素，这是研究风电产业的出发点。

3.风电产业是高度集成的技术创新型产业

风电产业集成了多项复杂技术，包括高强度、大半径叶片的生产技术，垂直轴风力发电机生产，控制系统技术，风力预测，风电出力平滑，风光互补，风电并网等。这些复杂技术集成在一个系统之内，对设计、制造、安装、运营维护、并网等都提出了很高的要求。正因为如此，风电产业在技术形成期需要较高的成本。伴随产业成长，每一个环节都可能发生明显的技术创新，包括关键材料的生产技术，发电效率的提高，关键零部件寿命的延长，维护水平的提高，设备利用效率的提高等。另外，生产规模的扩大和学习曲线的演进，也会导致风电产业成本迅速下降。这一特性是风电产业值得进行政策扶持的基础。因此，风电产业是典型的技术创新型产业。

实验室中不停地诞生新技术，但是一项工业技术能否从培育阶段进入大规模工业化，其关键在于能否为之提供一个快速增长的市场，这一市场由于规模经济会给工业技术提供足够的时间来降低成本，而成本的降低又反过来推动市场的扩大。一个典型的例子就是计算机技术从实验室走向大规模民用的过程。计算机技术产生之后，一开始只能用于少数部门，但是随后出现的工业市场为其降低成本提供了机遇，当成本下降到接近于普通家庭用户可承受水平的时候，就逐步打开了无限广阔的个人电脑市场。

未来随着风电产业的技术创新与市场的扩大，风电产业将克服目前遇到的困难，为能源清洁化做出更大的贡献。

4.风电产业有极强的资产专属性

风电设备的专属性非常强，它只能用于发电，而且它的位置一旦选定，就和它的下游用户形成捆绑，没有再次选择下游用户的机会。因此，风电场与下游用户即电网的关系是极端不对称的，虽然上网电力目前不是由电网决定，但是电网可以单方决定是否消纳风电场的电力，以及消纳风电数量的多少。

与风电场和电网的关系相比，风电机生产企业与发电企业的关系要平等得多。发电企业可以自由决定购买哪家企业的风电设备，设备生产企业也可以自由决定卖给哪家发电企业。但是，在实际市场中，那些控制一定数量风电场资源的设备生产企业，以及拥有自己设备生产企业的发电企业就具有更多的话语权和定价权。

5.风电项目的成败高度依赖资产利用率

在发电与电网分离的背景下，所有发电企业的利润水平都毫无疑问地受制于电力上网小时数。但是，风电在技术特性上与电网要求的平稳性存在冲突，因此，电网对风电的入网有严格的数量限制。相比火电、核电、水电项目，风电项目具有更大的不确定性。除受电网消纳能力的制约外，气候因素、政策因素都会影响风电项目的利润水平。无论风电场是否并网运行或效率高低，都会发生较高的折旧与财务费用。因此，发电资产利用率即并网消纳的发电小时数，对于风电项目来说是至关重要的。

（三）产业现状

世界各国都十分重视风电产业的发展。21世纪以来，全球风电应用与风电产业发展迅速。REN21（Renewable Energy Policy Network for the 21st Century，21世纪可再生能源政策网络）统计，2013年，全球新增35吉瓦风电装机容量，同比增长12.4%，总装机达318吉瓦（见图2）。从2008年底至2013年，全球累积装机容量的平均增长率达到了21.4%，全球总装机容量增长了7倍。

图2 2000～2013年全球风电装机容量

2013年，中国新增风电装机16.1吉瓦，总装机容量达91.4吉瓦，居世界第一位；美国以61.1吉瓦列第二位（见表1）。截至2013年底，全球85个国家和地区安装了商业风电装置，71个国家和地区累计装机超过10兆瓦，24个国家和地区累计装机超过1吉瓦，其中排名前十位的国家累计装机占全球总装机容量的86%^[3]。

中国是风电装机增长最快的国家。根据国家能源局统计，2013年新增风电并网容量1449万千瓦，累计并网容量7716万千瓦，同比增长23%，装机容量稳居世界第一位。风电年发电量1349亿千瓦时，同比增长34%。风电成为继火电、水电之后中国的第三大能源。预计到2014年底，全国风电并网装机容量超过9000万千瓦，年发电量达1750亿千瓦时^[4]（见图3）。据此推算，“十二五”规划1亿千瓦装机目标可以顺利完成。

表1 世界风电装机与2013年增量前十位国家

图3 2005～2013年中国风电装机容量增长

风电产业是一个全球性的行业。全球风电制造企业主要集中在美国、中国、丹麦、印度、德国、西班牙等少数国家。就中国市场而言，这些外国的企业也都参与中国风电的发展进程，甚至外资企业一度成为市场的主角。但是，随着中国风机制造业的发展和国产化政策的实施，中国风机市场上内资企业已经占据了主导地位（见表2）。

表2 2013年全球市场排名前十位风电设备供应商

续表

（四）产业市场结构

1.电网

风电产业的市场结构是一个金字塔形结构。在金字塔的最高一层是一个垄断的电网公司——国家电网公司或者南方电网公司。无论客观条件如何，电网公司的消纳能力和意愿是风电发展的重大制约因素。以2013年数据为例，新增装机容量1680.9万千瓦，新增并网装机容量为1449.2万千瓦；累计装机容量9141.3万千瓦，累计并网装机容量为7715.65万千瓦。新增和累计装机均小于相应的并网容量。

2.风电开发

市场结构的第二层则是以国有发电公司为主的风电开发企业，2013年，华能、大唐、华电、国电和中电投五大发电集团新核准开发建设的项目容量为15247.9兆瓦，占全国当年新核准容量的49.2%（见表3）。截至2013年底，全国近1300家项目公司参与了我国的风电投资和建设，其中国有企业约960家，累计并网容量62440兆瓦，占全国总并网容量的81%。五大发电集团仍然是风电装机的主力企业，累计并网容量42560兆瓦，占全国总并网容量的55%^[5]。

表3 2013年主要投资企业核准容量统计

从市场集中度情况看，风电开发市场累计核准装机容量的M3比率（前三大企业的市场占有率之和）为42.7%，M5比率为54.9%，M1比率为19.0%，这表明风电开发市场并不存在显著的垄断现象。尽管国有能源企业在获得风电场方面存在一定的优势，但是由于参与企业众多，因此，没有任何一家企业能够谋求支配性地位。

3.风电整机制造

风电市场结构的第三层则是风电整机生产企业。整体机组总体技术壁垒较低，壁垒主要为整机设计能力，但仍然可以通过购买图纸获得，因此，在该领域的参与厂商颇多。目前国内已经有80多家企业进入整机集成领域。由于国内大型发电集团为整机的客户，客户集中度高，因此，中小整机集成商议价能力低，这种局面造成少数企业在市场中的领先地位。但是，这种局面将随着风电开发企业的增多有所弱化。

2013年，中国风电新增装机容量排名前15位的企业占据了国内约90%的市场份额，其中最大的整机供应商是金风科技，2013年装机3750.3兆瓦，占全国新增装机容量的23.31%。排名第二位的是联合动力，新增装机1487.5兆瓦，市场份额为9.25%；紧随其后的是明阳风电和远景能源，新增装机分别为1286兆瓦和1128.1兆瓦（见表4）。从风机市场结构看，M1比率为23.31%，M3比率已经从2010年的50%下降至40.55%，M5比率为54.1%。按产业经济学的理论，这属于典型的垄断竞争市场，即不同公司生产的产品有较强的替代性，但是在产品质量和品牌上存在一定差异。

4.风电零部件生产

风电产业的第四层次是风机零部件和关键材料制造业。在零部件制造产业中，主要涉及叶片、齿轮箱、发电机、轴承、电控设备等制造商。这一层次虽然是整个产业链的最底层，却是技术含量最高的环节，因此，也就有比较高的技术壁垒，不易进入，行业集中度相对较高。根据埃森哲公司的研究（2011），齿轮箱领域国内前2家企业占据70%～80%的市场份额；发电机领域，前3家企业占据全国85%的市场份额；叶片市场国内前5大企业占据50%的市场份额。

表4 2013年中国新增风电装机市场排名

一方面，在国家政策以及各级政府科研项目的支持下，经过企业、高校和科研单位的共同努力，我国风电产业的技术水平已经有了大幅度的提高，风电整机、叶片、齿轮箱和发电机等领域的产业规模和技术水平基本能够满足市场的需要；但另一方面，目前，技术要求较高的大功率风机和关键零部件（如齿轮箱、控制系统等），在很大程度上仍依赖进口，40米以上的叶片生产技术主要掌握在外资巨头手中（埃森哲公司，2011）。

表5 中外风电企业主要整机和零部件供应商

从表5可以看出，风电制造业中技术含量最高的部分就是关键零部件的制造，国外风机制造企业的关键零部件，尤其是叶片和控制系统两个关键部件全部是自给的，已把这个利润率最高的环节掌握在自己手里。相比之下，国内整机厂商的关键零部件主要来自外购，这显示出国内风机制造产业在核心技术上的落后。

二 发展历程与贡献

（一）产业形成

1.产业启动

中国的风电产业起步并不晚，自20世纪70年代就开始尝试风电机组的开发，在风况资源较好的内蒙古、新疆一带风电应用已经得到了发展。当时中小型风电技术作为送电到乡项目的重要组成部分，为边远地区的农牧民供电。

此时的风电机组，主要用于解决地处边远、居住分散、电网难以到达地区的农牧区群众的用电问题，重点推广了户用微型发电机。到2001年，全国约有14万台百瓦级风电机组在运行，主要分布在内蒙古地区，对解决牧民的生活用电问题发挥了积极作用（倪受元，2001）。

2.产业成长

从1996年开始，中国启动了“乘风工程”“双加工程”“国债风电项目”以及科技支撑计划等一系列的支持项目，推动了风电的发展。1997～2003年风电场装机增长速度较快，每年装机量为50000～80000千瓦，年平均增长率达49%。建设规模在1万千瓦以上的有18个风电场，即新疆达坂城二场、新疆达坂城一场、甘肃玉门、宁夏贺兰山、内蒙古克什克腾、内蒙古辉腾锡勒、吉林通榆、辽宁仙人岛、辽宁丹东、辽宁康平、辽宁彰武、大连东岗、山东即墨、浙江括苍山、浙江鹤顶山、广东南澳、广东惠来、广东汕尾（浙江省风力发电发展规划背景研究，2004）。

截至2003年底，我国已建成风电场40个，安装1042台风力发电机组，风力发电机组装机容量达567020千瓦。其中，由于辽宁省建设了11个风电场，安装202台风力发电机组，累计装机容量达126460千瓦，居全国第一位。第二是新疆自治区，已安装208台风力发电机组，累计装机容量达103450千瓦。第三是内蒙古自治区，安装174台风力发电机组，累计装机容量达88340千瓦。第四是广东省，安装了177台风力发电机组，累计装机容量达86390千瓦。第五是浙江省，共安装了66台风力发电机组，累计装机容量达33350千瓦。第六是吉林省，共安装了49台风力发电机组，累计装机容量达30060千瓦。其他如山东、甘肃、河北、福建、宁夏、海南、黑龙江、上海等地区也都建设了风电场。我国风电产业开始步入稳步发展阶段（浙江省风力发电发展规划背景研究，2004）。

图4 全国风电发展情况（1995～2003）

3.产业繁荣

2003年之后，随着中国经济增长的步伐不断加快，能源、资源与环境问题日益突出，中国面临的国际气候谈判压力增大。对传统化石能源尤其是煤炭的过度依赖，造成了中国生态环境恶化的严重后果。在这一背景下，以风电为代表的各种新能源尤其是可再生能源受到了各方面的重视，风电和光伏发电成为市场的新宠。政府有关部门先后出台了一系列的法律和政策鼓励新能源的发展，其中发挥效用最大的就是《可再生能源法》。

图4显示了我国1995～2003年风电发展的情况，自2005年《可再生能源法》实施以来，中国的风电产业和风电市场发展迅速，市场规模迅速扩大。2004年底，全国的风力发电装机容量约有76.4万千瓦。2005年2月，《可再生能源法》颁布之后，当年风力发电新增装机容量超过60%，总容量达到了126万千瓦；2006年当年新增装机容量超过100%，累计装机容量超过259.7万千瓦；2007年又新增装机容量340万千瓦，累计装机容量达到604万千瓦，超过丹麦，成为世界第五风电大国，当年装机仅次于美国和西班牙，超过德国和印度，成为世界上最主要的风电市场之一^[6]。

2009年，我国超过美国成为全球当年新增装机容量最多的国家。当年新增装机增长率达124.3%，累计装机增长率达114.8%，连续四年实现翻番。2010年，我国成为全球风电累计装机最多的国家。当年我国除台湾地区外共新增风电装机12904台，装机容量达18.93吉瓦，自2009年后继续保持全球新增装机容量第一的排名。累计风电装机容量44.73吉瓦，全球累计装机排名由2008年的第四位、2009年的第二位上升到第一位。在2006年至2009年连续四年保持翻番增长后，2010年风电装机累计增长率首次低于100%^[7]（中国可再生能源学会及中国水电工程顾问公司统计，不含台湾地区数据）。

2003～2010年是我国风电产业发展最快的时期，8年间累计装机增长78倍，我国成为全球装机总量最多的国家。与此同时，快速增长的市场带动了风机制造业的发展。

4.产业调整

2011年，我国风电产业前期快速发展过程中积累的问题开始显现。最主要的问题来自电网的消纳能力限制，行业快速发展所带来的设备质量问题也开始出现。2011年当年风电新增装机1763万千瓦，比上年下降了6.9%，预示了超高速增长时期的结束。2012年我国风电场限制发电情况更为严重，“弃风限电”达200亿千瓦时以上。这不仅使风电开发商投资收益大打折扣，而且已经影响投资商向风电领域的进一步投资。2012年，在市场增速放缓带来的各种压力以及原有发展瓶颈的共同作用下，我国风电企业经历了一次寒冰期。2012年新增装机1296万千瓦，与2011年相比，降幅达26.5%。

但是，在这一调整期也有积极的一面，海上风电有了实质性的发展。到2012年底，全国共建成海上风电试验、示范项目5个。2012年我国新增海上风电装机12.7万千瓦，累计海上风电装机量达39.8万千瓦，仅次于英国、丹麦，居世界第三位。商业运行的风电场主要有上海东海大桥海上风电示范项目、江苏如东30兆瓦潮间带试验风电场、江苏如东150兆瓦潮间带示范风电场，另有江苏响水海上试验项目（12.5兆瓦）、中水电如东海上风电场（潮间带）100兆瓦示范项目处于在建阶段。获得国家能源局同意开展前期工作批复的项目有17个，总装机容量为395万千瓦^[8]。

2012年，我国《风电发展“十二五”规划》出台，明确了未来风电发展的目标，到2015年并网装机容量达到1亿千瓦，到2020年装机容量达到2亿千瓦。

为应对风电产业的下滑，2013年，国家能源局连续出台了一系列政策措施，加强风电产业监测和评价体系建设，有针对性地解决弃风限电问题，强化规划的引领作用，实施风电年度发展计划，有序推进风电基地建设，使风电产业发展更加理性。与上一年相比，风电场建设有所加快，风电市场出现了平稳回升的势头。据中国可再生能源学会风能专业委员会的统计数据，2013年全国风电新增装机容量16809兆瓦，与2012年相比增加3849兆瓦，自2010年以来，风电新增装机数据首次企稳回升（见图5）。

图5 2008～2013年累计与新增风电装机容量

2014年国家能源局进一步优化风电开发布局，推动海上风电开发建设，加快推动清洁能源替代。预计到2014年底，全国风电并网装机容量超过9000万千瓦，年发电量达到1750亿千瓦时。

（二）市场创设

中国风电产业并不是市场力量自发形成的，而主要是通过国家政策、政府招标方式形成的对风电设备的需求。因此，风电产业规模严格受到市场创设力度的制约。在目前的情况下，风电产业规模既受到国家有关政策的支撑，也受到电网消纳意愿的制约，电网的消纳意愿则完全取决于政府有关政策对它的要求。未来如果要形成风电产业自我发展的能力，只能从提高风电电力的竞争力入手，既包括可以与普通化石能源相竞争的成本优势，也要降低风电入网冲击的技术难度。

1.离网型风电产品的市场创设

离网型小型风电设备是中国最接近市场需求的风电产品，它在解决内蒙古牧区、沿海海岛、边防哨所等边远地区的供电方面发挥了重要作用。但是，这一市场仍然是由政府项目推动的，其购买者也是政府。

目前，小型风电机组已批量供应于联通和网通发射转播电站、街道与庭院照明、渔船等，并由传统的农、牧、渔民应用逐步转向了工业、集体单位、公益事业应用，以及分布式供电系统应用。

2.并网风电场的市场创设

中国并网风电场的发展分为三个阶段^[9]。

初期示范阶段（1986～1993年）：此阶段主要利用国外赠款及贷款，建设小型示范风电场，政府对投资风电场项目及风力发电机组的研制在资金方面给予扶持。

产业化建立阶段（1994～2003年）：原电力部1994年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、合理利润的原则确定，高出电网平均电价部分，其差价采取均摊方式，由全网共同负担，电力公司统一收购处理，贷款建设风电场开始发展。后来原国家计委规定发电项目按照经营期核算平均上网电价，银行还款期延长到15年，风电项目增值税减半（为8.5%）。

规模化发展阶段（2003年以后）：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。其主要目的是扩大开发规模，提高国产设备制造能力，约束发电成本，降低电价。从2006年开始，《可再生能源法》正式生效，国家陆续颁布了一系列法律实施细则，包括要求电网企业全额收购可再生能源电力、发电上网电价优惠以及一系列费用分摊措施，从而大大促进了可再生能源产业的发展。中国风电进入快速增长时期。

并网型风电场的市场创设主要有以下措施。

第一，国产化率。2005年7月国家发改委发布了《关于风电建设管理有关要求的通知》，明确规定了从2006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，进口设备要按规定纳税。《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配套，并提供保证供应符合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。这一措施迫使国际风电设备制造商选择在中国建立设备生产基地，推动了中国风机制造业的发展。

第二，全额并网。《可再生能源法》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。

《可再生能源法》规定电网企业要为可再生能源电力上网提供便利，全额收购符合标准的可再生能源电量，并逐步提高其在能源市场上的竞争力。随后颁布的配套法规《可再生能源发电有关管理规定》明确了发电企业和电网企业的责任，《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》具体规定了电价的制定和费用分摊方法，对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。

第三，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》的相关规定，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的费用，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。该试行办法相当于给出了参与企业稳定的长期利润预期。

第四，财税优惠。为加快技术开发和市场形成，《可再生能源法》还规定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进行了规定。

第五，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。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两个100兆瓦风电场示范项目的特许权公开招标方案。随后每年都对规划中的风电场进行特许权招标。

（三）技术形成与技术进步

对于一个新兴产业来说，技术经济路径反映其随着市场和生产规模的扩大而产生的技术进步和成本下降的过程。由于风电产业是一个市场创设型产业，技术经济路径决定了对其进行政策补贴的合理性是否存在。如果没有足够的技术进步速度，政策补贴就失去了意义。

1.产业技术初级阶段——国内小型风电机组的自主研发与生产

我国从20世纪50年代就开始风电利用研究、试点，主要在海岛、牧区等地建设小型电站。到20世纪70年代，中国已经开始自主开发小规模风电机组。从20世纪80年代初开始，原国家科委和国家计委将新能源利用列入国家科技攻关计划，其中包括风力发电的科技攻关项目，全国先后共研制出从50瓦到200千瓦机型40多种（倪受元，2001）。这些小型离网风电机组主要应用在内蒙古牧区等边远地区，同时在这些地区也开展了一些几十千瓦到几百千瓦级风力/柴油联合发电系统以及几千瓦到几十千瓦级风/光联合发电系统的示范应用，但是没有形成规模。

离网风电机组在我国一直存在并且取得了较大的发展。离网型风电的主要用户是电网未覆盖地区的牧民、渔民和农民，利用户用风电机组解决家庭照明和收看电视的用电问题。随着生活水平的提高和更多家用电器的应用，对单机容量的要求不断增大，从50瓦、100瓦和150瓦机组升级到200瓦、300瓦、500瓦和1000瓦的较大型机组，200瓦以上的机型占离网型风机年产量的80%。2007年，约有70家单位从事离网风电产业相关的业务，其中大专院校、科研院所35家，生产企业23家，配套企业12家（含蓄电池、叶片、逆变控制器等），年产量较大的企业有江苏神州风力发电有限公司、内蒙古龙信博风电设备制造有限公司（原内蒙古商都牧机厂）、内蒙古天力机械有限公司（原内蒙古动力机厂）、广州红鹰能源科技有限公司等^[10]。

这一领域也进行了技术引进方面的尝试。从1988年起，中国在山东腔炯岛、浙江大陈岛和内蒙古塞汗塔陆续引进英国、欧共体及德国的风力/柴油混合供电系统进行示范，后来国内又开发了辽宁乌蟒岛风力/柴油混合供电系统和山东小管岛风力/光伏混合供电系统。

但是，近年来，随着国家鼓励支持的重点转向大规模并网风电，我国自主实现的小型离网风电技术能力受到忽视，甚至进入了自生自灭的境地。

2.技术引进：市场换技术

“市场换技术”是中国改革开放的一个重要政策考虑，在风电发展领域也不例外。在小型离网风电机组领域，中国与外国的差距并不大。但是，在大型和并网风力发电机组方面，中国与世界先进国家存在较大差距。为实现风电快速发展的目标，中国开始通过开放市场的方式引进了维斯塔斯、歌美飒、苏司兰、GE等国外企业，国内企业通过购买技术图纸等方式获得先进技术。

我国从20世纪70年代开始进行并网型风力发电的尝试，1983年山东荣成引进了3台丹麦55千瓦风力发电机组，开始了并网型风力发电技术的试验和示范。1986年，新疆达坂城安装了1台丹麦100千瓦风力发电机组，1988年又安装了13台丹麦150千瓦风力发电机组；1988年在内蒙古朱日和也安装了5台美国100千瓦风力发电机组，开始了我国风电场的运行试验和示范（梁玉萍，2002）。

缺乏核心技术是中国发展大型并网风电时所面临的问题。中国风电技术主要有四种来源：购买国外风电机组生产许可证，按图纸生产风电机组；与国外企业合资，获得外资的技术；与国外设计咨询公司联合开发风电机组；请国外设计咨询公司对国内自行研发的风电机组进行评审。

在产业发展过程中，内资企业逐步开始重视增强自主技术能力，产品开发方式逐步从“技术引进”转向“联合设计”和“自主研发”。自20世纪90年代以后，我国风电整机制造企业的技术引进方式主要是通过与国外知名风电制造企业成立合资企业或向其购买生产许可证，直接引进国际风电市场主流的成熟机型的设计图纸。在早期直接进口主要部件，然后逐步实现零部件国产化。这种做法的代表企业（产品）有：金风（600千瓦、750千瓦）、运达（750千瓦）、东方汽轮机（1.5兆瓦）、华锐（1.5兆瓦）、重庆海装（850千瓦）、上海电气（1.25兆瓦）、哈电集团（1.5兆瓦半直驱）等。例如，东方汽轮机厂和华锐电气适应常温和较高/低温度环境的1.5兆瓦变速恒频风力发电机组，就是分别在引进德国Repower和弗兰德公司风电技术的基础上，进行的国产化，并针对中国风况、气候特点进行了适应性开发。新疆金风（1.2兆瓦直驱、1.5兆瓦直驱）、浙江运达（1.5兆瓦）、上海电气（2兆瓦）、重庆海装（2兆瓦）、北京华锐（3兆瓦）等是采取联合设计的方式开发。新疆金风公司还通过收购Vensys公司大部分股权加强了技术研发能力^[11]。

3.产业技术进步：大型化、成本下降

风电行业技术进步主要表现在两个方面：设备的大型化和成本下降。国内企业在这两个方面都取得了较大的进步。

我国风电机组研制技术表现出来的发展趋势主要是风电机组功率向大型化发展。2012年中国新安装的风力发电机组平均功率为1646.3千瓦，继续保持增长趋势（见图6）。其中，功率为1.5兆瓦的机型占新增装机容量的63.7%，较上一年的74%有所下降；功率为2兆瓦的机型占26.1%，较上一年的14.7%大幅增加；2.5兆瓦及以上的机组占6.6%，较上一年的3.5%也有所增加。单机功率小于1兆瓦的风电机组市场份额仅占1.06%，其他如1.65兆瓦、2.3兆瓦、1.25兆瓦等几类机型合计占2.55%^[12]。从这些数据可以看出，风电机组大型化趋势非常明显。

图6 2005～2012年全国平均单机容量

随着风电产业技术进步，风电机组价格呈现下降趋势（见图7）。由于风电主机的成本约占风电项目投资成本的70%，因此，风电机组价格下降将大大提高风力发电的竞争力。不过，当前的价格下降一是由于技术进步，二是由于激烈的市场竞争。

图7 2004～2010年风电整机价格走势

全球风能理事会的研究显示，风电成本的进一步下降，40%依赖技术进步，而60%将依赖规模化发展（国家发改委能源研究所，《中国2030年风电发展展望》，2010年）。

（四）风电产业的贡献

作为最具经济竞争力的新能源类型，风电不仅在能源安全和能源供应的多元化方面发挥了重要作用，也在经济增长、扶贫、大气污染防治和温室气体减排中发挥了重要作用。2013年，风电上网电量达1349亿千瓦时，相当于减少了1.35亿吨温室气体排放，也相当于减少了4600万吨煤炭。此外，2013年中国风电行业创造就业岗位约为36.5万个，为全球之最，比2012年的26.7万增加了36.7%^[13]。

三 主要问题与政策讨论

（一）发展风电的基础性政策

发展风电产业是我国实现温室气体减排目标、发展可再生能源的重大战略。2009年底，中国政府在哥本哈根气候变化大会上向国际社会做出郑重承诺：到2020年，非化石能源将满足中国15%的能源需求。风能发展也得到了一系列法律法规的支持，其中最重要的是2005年通过的《可再生能源法》，并在2009年对其进行了修订。

建设“千万千瓦级风电基地”是中国发展风电的重要措施，其分别位于内蒙古东部和西部、新疆哈密、甘肃酒泉、河北、吉林西部和江苏沿岸及近海地带。“十二五”规划建设蒙东、吉林、黑龙江、蒙西、河北、甘肃、新疆、山东、江苏九大风电基地。2008年在国家能源局的领导下，这些风电基地的开发规划开始启动，目前进展迅速。根据该规划，各大基地到2020年将实现总装机容量1.38亿千瓦。然而，这些基地除江苏沿海外，大多位于电网传输能力较弱的边远地区，远离中国的主要电力负载中心，这成为一个突出的需要解决的问题。

价格支持政策是风电产业发展的基础，是影响开发商投资的关键因素。中国风电的价格机制最开始是以资本回报率为基础形成的价格，和通过竞争性招标制度实现的平均价格（特许权招标），经过改革实现了根据风能资源的差异性进行调整的固定电价制度。2009年开始，通过将全国划分为四类风能资源区域，固定电价制度确立了陆上风电的基准价格。

（二）风电价格政策

风电价格是影响风电产业发展的决定性因素。这一价格同时受到多方面因素影响，包括风机价格、风机单机容量、维护水平、运转和上网小时数等都能显著影响风电输出的价格。

在一些风能资源条件优越、适宜发展风电的国家（如美国、瑞典、墨西哥以及巴西等国），其风电项目中，风电成本已经低于0.068美元/千瓦时（包括资本和维护成本，但不包括补贴影响的支出），燃煤火电厂的发电成本为0.067美元/千瓦时，天然气发电厂的发电成本则为0.056美元/千瓦时。价格已不再是风电的弱点，在北美以及欧盟各国，风电价格已经拥有了和其他能源竞争的实力。

中国风电上网电价的价格形成机制，经历了五个不同的历史阶段。

1.完全竞争上网的阶段

这是风电发展的初期阶段，即20世纪90年代初到1998年左右。由于基本上使用国外援助资金购买风力发电设备，上网电价很低，售电收入仅够维持风电场运行。例如，20世纪90年代初期建成的达坂城风电场，上网电价的水平基本上与燃煤电厂持平，不足0.3元/千瓦时。

2.审批电价阶段

从1998年左右到2003年，上网电价由各地价格主管部门批准，报国务院主管部门备案。这一阶段的风电价格差异较大，最低的仍然是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，最高上网电价超过1元/千瓦时，如浙江括苍山风电场上网电价高达1.2元/千瓦时。

3.招标和审批电价并存阶段

从2003年到2005年，这一阶段与前一阶段的分界点是首期特许权招标，出现招标电价和审批电价并存的局面，即国家组织的大型风电场采用招标的方式确定电价。在省区级项目审批范围内的项目，仍采用的是审批电价的方式。

4.招标加核准方式阶段

这一阶段是在2006年之后，2006年1月《可再生能源法》生效，国家可再生能源发电价格等有关政策相继出台。规定：可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定。国家发改委出台了《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），出台了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，提出了风电电价确定的原则：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。

5.按资源分类电价阶段

国家发改委于2009年7月发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906号），确定了分资源区制定陆上风电标杆上网电价的原则，并按风能资源和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定了0.51元/千瓦时、0.54元/千瓦时、0.58元/千瓦时以及0.61元/千瓦时四类风电标杆上网电价（见表6）。

表6 我国风电标杆电价的详细区域划分

随着风电装备制造、风电场管理、发电控制的技术发展与进步，风力发电成本与价格的下降趋势非常明显。即使不考虑传统化石能源尤其是中国煤炭发电的环境与社会成本，发电成本也在逐步接近燃煤电力成本。如果考虑燃煤发电的环境与社会成本，风电在成本上更不占劣势。即使这样，风力发电也面临一个重要的瓶颈，那就是电网接入与消纳问题。

（三）电网接入与弃风问题

电网消纳问题是风电产业发展的瓶颈。作为一个间歇性、多变化的电源，电网消纳能力势必成为大型风电开发的瓶颈。中国的风电场主要位于远离负载中心的地区，并且当地的电网设施相对较差。这一点已经成为大型风电基地面临的最大问题。

在河北、江苏、内蒙古、甘肃、新疆等地规划建设的千万千瓦级风电基地大都远离消费中心，电网网架结构不够坚强、电源结构单一，风电大规模接入给这些地区电网的稳定运行带来了很大压力。

中国的《可再生能源法》明文规定，要求电网企业收购与日俱增的可再生能源发电量，目标是要在2020年达到可再生能源发电量占总发电量的8%。然而，如果没有外来压力，电网企业没有动力积极接纳风电这种不稳定的直流电力上网。这种风电场发电与电网消纳之间的矛盾导致了严重的“弃风”问题。

以弃风最为严重的2012年为例，全国限制风电出力的弃风电量约200亿千瓦时，比2011年的弃风电量翻了一番，占2012年实际风电全部发电量的20%。限制风电出力最严重的地区仍集中在风能资源富集的“三北”地区，从目前的风电运行情况看，蒙东、吉林限电问题最为突出，冬季供暖期限电比例已经超过50%；蒙西、甘肃酒泉、张家口坝上地区电网运行限电比例达20%以上；黑龙江、辽宁风电运行限电比例达10%以上；吉林和蒙东的风电利用小时数甚至已经低于1500小时，大大超过了行业的心理可接受程度；蒙东、吉林、黑龙江几个区域限电量占全国限电量的一半左右^[14]，各地风电利用情况如表7所示。

根据国家能源局统计，2013年平均弃风率为11%，同比下降6个百分点。风电平均利用小时数为2074小时，同比提高184小时。风电利用小时数经历2011年、2012年两年低谷后，回升态势明显，达近年来最高值。2013年全国弃风电量为162.31亿千瓦时。其中，河北、蒙西、蒙东、吉林、甘肃五地弃风电量最多，甘肃省弃风率高达20.65%，居全国首位。显然，风电消纳问题仍集中在“三北”（东北、西北、华北）地区^[15]。

表7 2013年度各省级电网区域风电利用小时数统计

（四）风电远距离输送

我国经济中心和用电负荷中心地处东部沿海地区，而能源生产基地和风电基地主要位于华北和西北地区，电力生产和消费布局在地理空间上存在巨大的不对称性。这为风电发展和电力输送带来了极大的困扰。

风电大容量远距离输送系统输送距离长，输送功率大，存在电压稳定性问题，国家能源主管部门和电网企业目前采取的方案是远距离输送风电。主要办法是，除东北的风电基地全部由东北电网消纳以及江苏沿海等近海和海上风电基地主要是就地消纳之外，其余各大风电基地均已考虑风电外送通道。河北风电基地和蒙西风电基地近期主要送入华北电网，2020年前后需要山东电网接纳部分电力和电量。蒙东风电基地近期送入东北电网和华北电网。甘肃酒泉风电基地和新疆哈密风电基地近期送入西北网，远期送入华中网。

《国民经济发展“十二五”规划纲要》提出，要适应大规模跨区输电和新能源发电并网的要求，加快发展现代电网体系建设，完善区域主干电网，发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术，依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设，切实加强城乡电网建设与改造，增强电网优化配置电力能力和供电可靠性。为了落实该纲要精神，国家电网提出了配合2015年风电装机容量1亿千瓦和2020年1.5亿千瓦的发展，建设大型风电基地外送通道的规划。

第一，建设酒泉至湖南±800千伏特高压直流通道，将酒泉风电配套部分火电打捆送至华中电网负荷中心。

第二，蒙东、蒙西、河北、新疆风电基地电力除本地区消纳外，与近区煤电打捆，通过特高压交直流通道，送至“三华”电网负荷中心。

第三，江苏沿海风电就近接入江苏电网。

第四，吉林风电部分容量接入220千伏及以下电网就地消纳，部分容量通过500千伏交流接入东北主网消纳。

目前电力部门提出的建设蒙东至华东（容量1000万千瓦）、酒泉至华中（容量800万千瓦）主要输送风电的特高压直流输电工程，需3418亿元。其中，蒙东—华东直流输电工程发端在内蒙古通辽地区，受端在浙江北部，全长约1800千米，初步测算总投资约需1960亿元（其中，风电1280亿元，火电80亿元，抽水蓄能电站150亿元，直流输电工程300亿元，配套交流输电工程及其他约150亿元）。上网电价按0.55元/千瓦时（包括弃风补偿）计，至华东落地电价约0.7元/千瓦时。酒泉至华中±800千伏容量800万千瓦特高压直流输电工程，设想发端在甘肃省酒泉市西部风电集中地区，受端在湖南长沙附近，全长约2000千米，初步测算工程约需总投资1468亿元。其中，风电1280万千瓦，投资1024亿元；火电160万千瓦，投资64亿元；直流输电工程约需投资260亿元；配套交流输电工程及其他投资120亿元（吴敬儒、王建生、何百磊，2013）。

然而，远距离输送风电只是解决了风电的外送通道问题，并没有从根本上缓解风电直流电力对电网的冲击。远距离特高压输送风电，虽然可以减少部分线损，但是巨大的投资成本和依然存在的线损仍会增加风电消费的成本，给产业发展带来不利影响。上述两个工程的输送电价不算很高，但是这一计算方法并没有考虑新投资所带来的综合成本上升。特高压电网给全国电力安全和能源安全带来的风险也是一个存在巨大争议的问题。

四 主要政策建议

发展风电产业是一个系统性的工程。如前所述，风电产业链包括从原材料、零部件、整机生产到风电场建设运营维护和电网消纳等多个环节。由于风电所发电力的特殊技术特性，它对电网消纳有特殊的要求。同时，在目前的技术水平和成本结构下，风电与传统能源电力尤其是燃煤发电相比在成本上不占优势，但是，风电仍然是成本最为接近燃煤发电的可再生能源，为了实现大气污染和温室气体减排目标，发展风电仍然具有重大的意义。本部分将在前文分析的基础上提出发展风电的若干建议。

（一）加强电力需求预测研究，合理定位风电地位

我国能源领域存在多方面的不平衡。首先是生产与消费在地理空间上的不平衡，消费中心位于东部沿海地区，包括环渤海、长三角、浙江和福建沿海、珠三角地区，而各种能源的生产基地几乎都在内陆。比如，石油、天然气资源主要分布在黑龙江、山东、新疆、甘肃和四川，煤炭资源主要分布在蒙东、晋陕蒙、新疆、贵州等地，水电资源主要分布在青海、甘肃、四川、贵州、云南、湖北。其次是能源品种的不平衡，除煤炭资源比较丰富之外，其他常规能源资源包括石油、天然气、铀矿等的储量都不高。风电资源的分布同样极不平衡，除山东和江苏沿海外，其他主要风电基地分布在蒙东、蒙西、吉林、河北北部、河西走廊、新疆东部地区，远离电力消费中心。

因此，电网消纳问题成为并网风电发展的绝对瓶颈，而“弃风”问题一直伴随我国风电产业的发展历程。由于电力项目投资和运行期都很长，因此，发展风电必须对我国中长期的电力需求有比较准确的预测。目前，我国电力消费增长速度已经从“十五”、“十一五”和“十二五”前半段的高速增长期回落，未来电力消费需求增长趋势如何关系到风电产业的发展空间。

当前我国城市化与工业化过程已经基本结束。现有城镇化率数据并没有包括那些在城镇里工作和生活的没有户口或暂住证的人口，如果把这部分人口算在城镇化率内，则中国的城镇化率毫无疑问将更高。未来城镇化工作的重点实际上是如何把来享受城镇公共服务的人口纳入社会服务体系当中。但是，以人口迁徙为基本特征的城镇化过程已经结束。工业化也存在类似的情况，中国的工业生产能力不仅满足了国内的需求，而且满足了全球很大比例的需求，大部分家庭在工业产品的拥有与享受上并不比发达国家差很多，所差的其实是社会保障、医疗服务等非工业的内容。从这个角度来讲，未来工业生产能力不是增长，而是要减少，因为大规模房地产建设和基础设施建设接近完成，至少增长速度减缓，对钢铁、有色、建材等高耗能、高耗电的产品的需求在减少，相应的电力需求也在减少。工业生产所耗电力约占总电力需求的70%（2011年为73.8%^[16]），钢铁、有色、建材等高耗电产品耗能占工业电力需求的很大一部分（2011年这三个行业连带其采矿的电力消费占工业电力消费的36.4%^[16]）。如果大规模建设过程结束，未来电力需求出现下跌也是有可能的，中国电力生产趋势如图8所示。因为居民生活和商业用电需求与工业相比是比较小的，这部分需求的增长很难填补工业需求下降的部分。

图8 中国电力生产增长趋势

目前我国已经重启了沿海核电项目，未来电力生产能力并不缺乏，大力发展并网风电作为电力来源的提法是不成立的。因此，对风电的定位应该集中在两方面：第一是作为清洁能源进入电网，替代部分燃煤电力，缓解由燃煤发电带来的严重环境问题，如雾霾现象，并为温室气体减排做出贡献，这一角色是实现我国能源生产清洁化的一个重要战略构成；第二是作为离网电力和分布式小型或微型电力网络的电力来源，成为远离主干电网的边缘地区的能源供应来源，降低全国的总体能源成本。

（二）拓展渠道，创新利用方式，提高风电就地消纳比率

我国目前已经建成了以并网风电为主的九大风电基地，并且多数位于远离电力负荷中心的地区。因此，提高本地消纳水平是最为经济的办法，远距离输送尤其是超高压专用线路远距离输送是次优的甚至可以说是不得已而为之的选择。各大风电基地除山东和江苏沿海外，均处于内陆，但是它们距临近的城市群并不是很远。比如，蒙东和吉林风电基地离哈尔滨、长春、通辽、四平、沈阳城市群的直线距离只有300公里左右，河北北部风电基地离北京、天津、唐山、保定、张家口的距离更近，蒙西风电基地距离包头、乌海、银川、兰州、白银等地不远，河西走廊风电基地与河西走廊城市带几乎重合，哈密达坂城风电基地与哈密、吐鲁番、乌鲁木齐也并不远。

随着我国“一路一带”战略的实施，西部地区尤其是河西走廊及其延伸地带的经济发展和电力消纳能力势必有较大的提高，将为风电消纳提供更大的需求。今后应推进西北地区的产业结构调整，发展和培育中西部地区负荷，促进风电就地消纳。在东北地区可以开展冬季低谷期风电供热、风电热泵等扩大风电消纳的示范项目，拓展当地风电的利用方式。

北方地区普遍存在漫长的冬季，供暖问题一直是煤炭和电力供给的重要保障对象，如果能够把北方风电基地的直流电力用于临近城市的冬季供暖，就可以大大缓解冬季发电与供暖之间的矛盾，也为风电寻找了一个新的出路。而且，冬季是北方风力供给最强的季节，供暖需求对风电的频率和波动性都没有很强的限制，建议各风电开发商探索这种新的利用模式。此外，也有很多其他的利用模式可以探索。

（三）发展智能电网是保障风电良性发展的重要举措

提高电网消纳能力成为大规模风电基地良性运转的必要条件，也是解决存在多年的弃风问题的主要抓手。而提高消纳能力的核心在于电网的智能化。智能电网有三个必需的基础条件：准确预测能力、调峰调频电源保障、安全稳定的电网调控能力。

接入风电的智能电网的关键是风力发电预测系统，要对风电出力做到准确把握才能及时采取有效的调峰调频措施，保障电网的安全稳定运行。要做到这一点虽然有一定难度，但是在现代气象预测能力条件下还是能够实现的。

由于风电出力的波动性，调峰调频电站就非常重要。由于燃煤电厂并不适合作为调峰调频电源，发展天然气发电或者抽水蓄能电站对于建设智能电网就非常重要。我国北方的几大风电基地，蒙西和河西走廊两个基地可以与黄河上的水电站形成调峰调频组合，其他几个基地虽然没有这一条件，但是可以利用附近煤矿的煤层气资源作为天然气调峰电厂。目前蒙东煤炭基地、晋陕蒙煤炭基地的煤层气资源都没有好好利用，未来可以考虑这一用途。

电网调控技术目前实际上已经比较成熟，而且有进一步提高的空间。虽然智能电网对电网企业提出了较高的要求，但是为了中国的环境改善和能源结构的优化，电网企业应该承担起这一责任。

（四）在东部发达地区发展低风速风电机组和海上并网风电

前文已述及，发展远距离输送风电在经济上会大大提高风电的综合成本，而在沿海电力负荷中心发展低风速风电和海上风电，虽然看似成本较高，但是如果考虑建设远距离特高压直流输电线路的投资，那么无疑沿海地区的低风速风电和海上并网风电更为划算。

目前低风速风电和海上风电是风电产业技术进步最快的领域。随着低风速风电技术的不断进步，中东部和南方地区的分散风能资源的开发价值逐渐提高，这些区域市场消纳能力较强，大力开发利用风电将进一步促进我国风电产业持续健康发展。虽然海上发电目前成本较高，但是海上风电不占用土地，环境影响小，且临近我国电力负荷中心区，可以就近消纳。目前东部地区的山东、江苏、上海、浙江、福建、广东都提出要发展海上风电。可以预计，未来随着技术进步的加快，我国发展海上风电将有更大的空间。

（五）积极发展离网型和分布式微网风电

美国和欧洲的风电场规模都不是很大，但是分布广泛。在这种模式之下，美国有些州风电占电力消费的比例达到10%，欧洲风电比例也远高于我国。由于风电是一种不稳定的电力来源，发展大规模风电场、风电基地受到严格的电网消纳能力制约，并非最佳的技术经济路径。而发展分布式的微网风电或者离网型风电，是利用风电的最有效方式。

但是，在中国，虽然2006年1月《可再生能源法》开始生效后风电产业取得飞速发展，但小型风力发电机组的分布式发电应用还处于空白，急需国家出台相关政策推动小型风力发电产业的发展。

早在20世纪80年代，我国就把小型风力发电机组作为解决偏远地区农牧民供电问题的主要产品，为几十万户农牧民提供基本电力供应。目前，在新能源产业中，风力发电机组是技术最成熟、最具备大规模发展条件的产品。但我国的产业经济发展重点放在了大型风力发电机组上，小型风力发电机组产业虽然有了较大发展，但基本上处于自生自灭状态^[17]。

小型风力发电机的容量范围广，小至50瓦、100瓦，大至10千瓦、100千瓦，就容量而言有几十种。年平均风速3米/秒（测风高度10米）以下，大风场无法利用的农村地区、城乡接合部、居民小区、别墅庭院，甚至写字楼顶都可以安装风机。这样，既美化了环境，也充分利用了局部环境的风能。正如大水电不能取代小水电一样，大型并网风电也不能取代小型风电，不应忽视小型风电的发展。

建议今后鼓励建设中小型风电项目接入配电网就地消纳，在西北、华北适宜地区，鼓励以分散式风电及储能设施等为主、电网为辅的微型电网运行项目，创新风电就地消纳的模式。

（六）推动产业技术进步，提升产业制造能力

风电产业是典型的技术推动型产业，设计、制造、应用、管理等各环节都处于不断进步的过程之中。只有跟上技术进步的步伐，才能在未来的国际化竞争中立于不败之地，也才能实现产业的良性发展。我国风电产业在20世纪70～80年代曾经在小型风电设备领域打下了较好的技术研发与产业制造基础，但是没有及时向大型化和并网领域发展。20世纪90年代之后，整个产业采取了“以市场换技术”的发展战略，风电装机容量快速增长，并通过购买先进企业图纸等方式获得了技术水平的提升。

尽管这种方式促进了国内风电产业的技术进步，但是国内企业大多仍然停留在引进、吸收阶段，核心技术仍然依赖从国外引进，并没有解决产业技术进步的内生性问题。形成这种状况的原因是多方面的，首先最大的因素是前些年风电装机快速发展，市场需求巨大，导致很多企业只要把采购的零部件组装起来就能获得可观的利润，因此，企业就没有必要花大力气进行技术创新；其次是中国制造业整体的技术能力与创新能力不强，无法支撑风电产业的技术创新，最为基本的原材料的质量与国外有明显的差距。因此，推动风电产业的技术创新与进步也是一个系统工程。对此，提出以下建议。

第一，要加强对风电场的质量与技术监督，从末端需求倒逼风电制造企业加强质量管理，让那些简单拼装的企业没有存在的空间。第二，加强风电产品认证体系建设，建立风电产品准入的严格技术标准。第三，探索建立国家级的风电产品技术研发与产品测试平台，为风电企业进行技术研发活动提供支持。第四，鼓励风电制造企业、风电开发商与电网企业之间的合作研究，打破各自为政的局面。