一、风电场及其构成

风电场是指将风能捕获、转换成电能并通过输电线路送入电网的场所，由四部分构成：风力发电机组、道路、集电线路和变电站。

二、风电场特许权

1、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。风电特许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。

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。

2、风电特许权政策的运行机制是，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。

3、实施进展状况

2001年6月，国家发改委在广东惠来县和江苏如东县各选择一个10万千瓦的风电特许权试点项目。2003年3月宣布项目招标，同年9月完成招标工作。招标结果是，江苏如东项目的中标者是华睿投资集团有限公司，中标上网电价为0.436元/kWh，广东惠来项目的中标者是广东粤电集团有限公司，中标上网电价为0.501元/kWh。

2004年，我国政府又在江苏如东二期、内蒙古辉腾西勒和吉林通榆进行三个10万千瓦风力发电特许权试点项目，分别由华睿投资集团有限公司(中标上网电价为0.5元/kWh)、北京国际电力新能源有限公司与北京国际电力开发投资有限公司联合体(中标上网电价为0.38元/kWh)和龙源电力集团公司和吉林吉能电力集团有限公司与雄亚有限公司联合体同时中标(中标上网电价为元0.5/kWh)。

4、对风电发展产生的影响

首先，通过竞争性招投标，一方面促进电价明显下降，另一方面激活了风电 投资来源的多元化。其二，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。其四，风电特许权是我国目前大规模发展风电、促进风电设备本地化制造和降低风电电价的重要措施。

三、风电场建设成本构成

风电场建设首先需要进行项目的前期工程建设，包括建设用地费，施工供电，工程施工供水工程，大型设备进场费等等，这部分费用占总投资的比例大概是1%；第二是购置设备其占总成本的比例可以达到70%-85%之间；第三是安装设备，包括场区安装费用和升压站安装，其占总成本比例约为6%；第四是土建工程，包括场地平整工程，道路交通工程，房屋建筑工程等等，土建工程占预算成本的比例大概在10%左右；第五是外部接入费用，外送线路建设费用加起来大概占比5%-10%之间；第六是其他费用，包括监理费，验收费，保险费，进场费等，总投资的比例大概在5%左右。

四、风电场需求分析

2020年，是我国风电行业获得爆发性增长的一年，全国风电新增并网装机7167万千瓦，其中陆上风电新增装机6861万千瓦、海上风电新增装机306万千瓦。到2020年底，全国风电累计装机2.81亿千瓦，其中陆上风电累计装机2.81亿千瓦、海上风电累计装机939万千瓦。风电装机容量的上升，使得我国对于风电场的建设需求也在不断上升。

2014-2020年中国发电量超过用电量的年份有2015年、2017年和2018年，其他年份中国发电量都是用电量大于发电量，特别是2019年和2020年中国全社会用电量连续两年超过发电量，这证明我国面临电力短缺的问题。但是由于火力发电等传统发电手段已经饱和，再加上环保政策的影响，我国火力发电等传统发电手段占比将会逐渐减少，取而代之的是以水电为首的清洁发电方式。

水电虽然电力相对于风电来说较为稳定，但是受到地形的影响较大，再加上建设周期长，前期投入大等特点，使得水力发电的增长较为缓慢。风力发电虽然电流相对来生活不稳定，但是建设周期短，投入少等特点更受民间资本的青睐。

五、全球十大风电场

世界上最大的十个风电场，有八个位于美国，仅在得克萨斯州就有五个。这十个风电场中只有一个是海上风电场，其他九个全是陆上的。

2021年中国风电场行业相关政策汇总及重点解读

随着“低碳环保”的发展，国家在环境污染和节能减排上愈发的重视。作为清洁能源之一的风电，成为了国家政策大力支持的产业。早在2011年，我国便对国内风电发展提出了长达40年的发展目标及规划。

伴随着我国风电建设规模不断扩大，技术水平不断提高，我国风电政策环境逐渐由补贴鼓励到现在驱动平价上网，同时政策更加倾向于发展分散式风电项目以及强调风电并网和消纳能力。

政策整体演变路径：指导建设更加科学化

随着风电技术的进步，更多“低风速+平坦+临近负荷中心”的风资源可以被“分散式”的形式充分利用，我国分散式风电政策密集加码。

并且，国家陆续推出实行竞争配置、加快风电消纳的相关政策，提出加快发展海上风电建设。与此同时，我国风电发展政策环境已经开始由之前的补贴鼓励到现在驱动平价上网。

整体来看，近年来我国风电场行业政策覆盖面更多元化以及指导建设更加科学化。

风电上网政策：由标杆电价模式逐渐转向指导价模式

随着技术进步和发展规模的壮大，我国风力发电成本迅速下降，政 府也逐步下调风电上网标杆电价。2019年起，风电标杆上网电价改为指导价。

具体来看，国家新规定，2019年新核准的陆上集中式风电项目，I-IV类资源区的指导电价分别为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元(含税)，前三类风资源区的电价比之前的标杆电价降了6分钱，第四类降5分钱。2020年新核准的陆上项目，I-IV类风区统一再降5分钱，分别为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元和0.47元。

海上风电项目方面，国家新规定，2019年新核准的海上风电项目(近海)指导价为0.8元/千瓦时，2020年再降5分钱，调整为0.75元/千瓦时。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。

行业优惠政策：由补贴鼓励建设向驱动平价上网发展

随着风电价格政策的不断完善，政府不断明确风电项目的补贴规定。为减少风电行业对国家补贴的依赖，国家提出优先发展补贴强度低、退坡力度大、技术水平高的项目，逐步实施风电 竞价机制。

目前，我国风电场行业的新补贴规定依据2019年5月发布的《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》进行：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不再享受补贴优惠。

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。

行业规划政策：规划长达40年，实际建设提前完成了“十三五”规划

早在2011年，我国便提出了未来风电的40年发展目标及规划《中国风电发展路线图2050》，规划在基本情景下，到2020年、2030年和2050年，风电装机容量将分别达到2亿、4亿和10亿千瓦，在2050年，风电将满足17%的国内电力需求。

在陆上和海上风电的布局方面，路线图的规划是：2020年前，以陆上风电为主，开展海上风电示范;2021年-2030年，陆上、近海风电并重发展，并开展远海风电示范;2031年-2050年，实现在东中西部陆上和近远海风电的全面发展。

同时，规划也提出要积极解决并网问题方面，制定和实施风电分级和跨省区消纳方案，协调风电、其他电源和电网建设与运行，推进和完成电力市场运行机制改革。

除了并网与消纳，规划还提出要积极制定落实可再生能源发电配额和电网保障性收购制度，完善行业管理和技术标准规范等。

截止2020年底，我国风电累计装机容量已经达到296.9吉瓦(即2.391亿千瓦)，已经超过规划的2020年基本情景假设下的风电累计装机容量2亿千瓦。同时，截止2019年底，我国风电并网发电量达4057亿千瓦时，也已经超过了规划的2020年基本情景假设下的0.4万亿千瓦。

在地方层面，在“十三五”期间，全国各地区均对风电场发展进行了规划，第一梯队是风电累计并网容量在1000万千瓦以上的包括内蒙古、河北省、新疆维吾尔自治区(含兵团)、甘肃省、云南省和山东省6个省区市，共占比19.35%;其中内蒙古以风电累计并网容量2700万千瓦的规划排名首位。

第二梯队是风电累计并网容量规划大于500万千瓦但是小于1000万千瓦的省区市，以山西省、宁夏回族自治区为代表的13个省区市，共占比41.94%。

第三梯队是风电累计并网容量规划在500万千万以下的省区市共12个，以安徽省、广西壮族自治区为代表，占比38.71%。

在实际的建设发展中，截止2020年上半年，全国大多数省(市、自治区)已经提前超额完成了“十三五”的规划任务，如内蒙古累计并网装机容量达到了3033万千瓦，远超规划累计并网装机容量(2700万千瓦)333万千瓦;新疆实际累计并网装机容量超过规划的186万千瓦;山东实际累计并网装机容量超过规划的204万千瓦。