（1）我国风资源的区域分布情况
以陆地上离地 10 米高度资料进行估算，全国平均风功率密度为 100 瓦/平方米，风能资源总储量约 32.26 亿千瓦，可开发和利用的陆地上风能储量有 2.53 亿千瓦，近海可开发和利用的风能储量有 7.5亿千瓦，共计约 10亿千瓦。
如果陆上风电年上网电量按等效满负荷 2,000 小时计，每年可提供 5,000 亿千瓦时电量，海上风电年上网电量按等效满负荷 2,500 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。中国风能资源十分丰富。根据联合国环境规划署的预测，在叶片高度 50 米处中国风能资源可达 3,000 吉瓦。风资源开发潜力最大的地区为华北、华南及华东沿海地区。
此外，一些内陆地区由于有湖泊或其他特殊地形条件影响，也拥有丰富的风资源。内陆风资源最丰富的地区包括内蒙古、吉林、辽宁、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆及河北等。沿海及海上风资源最丰富的地区包括山东、江苏、浙江、福建、广东、广西及海南。我国风能资源丰富，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。就区域分布来看，我国风能主要分布在以下四个区域：
①“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 200千米宽的地带，风功率密度在 200-300 瓦/平方米以上，有的可达 500 瓦/平方米以上，可开发利用的风能储量约 2亿千瓦，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。
②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 1,800 千米，岛屿 6,000 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 200 瓦/平方米以上，风功率密度线平行于海岸线，沿海岛屿风功率密度在 500 瓦/平方米以上，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 7,000-8,000 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 50 千米之内。
③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 100 瓦/平方米以下，可利用小时数 3,000 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较大，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、云南太华山等也相比平地风能较大。
④海上风能丰富区
我国海上风能资源丰富，10 米高度可利用的风能资源约 7 亿多千瓦。海上风速高，很少有静风期，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。海上风的湍流强度低，没有复杂地形对气流的影响，可减少风电机组的疲劳载荷，延长使用寿命。
一般估计海上风速比平原沿岸高 20%，发电量增加 70%，在陆上设计寿命 20 年的风电机组在海上可达25 年到 30 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熟，经济上可行，将来必然会成为重要的可持续能源。
（2）风电行业运行情况
分析近年来，我国社会用电量保持稳步增长，为风电增长创造了有效空间。2022年全年，全国风电新增并网装机 3.65 亿千瓦，其中陆上风电新增装机 3.35 亿千瓦、海上风电新增装机 3,046 万千瓦，风电装机占全部发电装机的 14.25%。
根据中电联公布的并网口径数据显示，2013-2022 年，我国风力发电并网装机容量呈逐渐上升的趋势，其年复合增长率为 18.86%。2013-2015 年，我国风电并网装机容量增速超过 24%；截至 2015 年末，风电并网装机容量达到 1.31 亿千瓦，同比上年增长 35.04%。2015 年以后，我国风电并网装机容量增速放缓；截至 2022 年末，全国风电新增并网装机 3.65 亿千瓦，同比增长 11.2%。近年来，我国风电发电量呈逐渐上升的趋势，增速呈波动变化的趋势。2020年，我国风力发电量 4,665 亿千瓦时，同比增长 14.99%。
2020 年，我国风力发电量 6,256 亿千瓦时，同比增长 40.5%。2022 年全口径并网风电发电量同比增长16.3%。2020 年全国弃风率降幅较大，弃风电量 166 亿千瓦时，同比减少 111 亿千瓦时，平均弃风率 3%，同比下降 1 个百分点，尤其是新疆、甘肃、蒙西，弃风率同比显著下降，新疆弃风率 10.3%、甘肃弃风率 6.4%、蒙西弃风率 7%，同比分别下降 3.7、1.3、1.9 个百分点。
2021 年，全国风电平均利用率 96.9%，同比提升 0.4个百分点；尤其是湖南、甘肃和新疆，风电利用率同比显著提升，湖南风电利用率 99%、甘肃风电利用率 95.9%，新疆风电利用率 92.7%、同比分别提升 4.5、2.3、3.0 个百分点。
（3）我国风电行业相关支持政策
2005 年我国制定了《可再生能源法》，从法律制度上确立了优先发展可再生能源的战略。2006 年 1 月，《可再生能源法》正式实施，为风电行业的发展创造了良好的法律环境。为了贯彻落实《可再生能源法》，我国制定了可再生能源电价政策、上网收购制度、费用分摊制度、税收减免制度，基本形成了较为完整的支持可再生能源发展的法律政策体系。这些政策的延续和成熟保障了我国风电行业的快速健康发展。这些优惠政策主要包括：
①保障性并网：国家能源局《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》要求建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制。各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网，2021年保障性并网规模不低于 9,000 万千瓦。
②增值税优惠：根据财政部、国家税务总局《关于风力发电增值税政策的通知》，自 2015 年 7月 1 日起，对风电企业销售自产的利用风力生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。
③风力发电新建项目所得税优惠：根据财政部、国家税务总局《关于执行公共基础设施项目企业所得税优惠目录有关问题的通知》，2008 年 1 月 1 日后经批准的风力发电新建项目的投资经营所得，可以申请自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》及国家能源局《风电发展“十三五”规划》中指出，风电技术比较成熟，成本不断下降，是目前应用规模最大的新能源发电方式。
发展风电已成为许多国家推进能源转型的核心内容和应对气候变化的重要途径，也是我国深入推进能源生产和消费革命、促进大气污染防治的重要手段。《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》提出，加快发展非化石能源，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，安全稳妥推动沿海核电建设，建设一批多能互补的清洁能源基地，非化石能源占能源消费总量比重提高到 20%左右。
可以说，可再生能源电力已经成为我国碳减排路径上至关重要的支撑性力量，在“30·60 碳中和”目标下，可再生能源发展将成为刚性需求，未来新能源行业不再仅是补充和替代，而将成为能源供给侧的主力，在中短期内都是一个具备很大确定性的市场。为促进可再生能源行业的发展，我国政府相继制定和颁布了一系列优化能源结构的法律和规定。2018 年，国家先后出台一系列政策，明确我国清洁能源产业发展目标。
2018 年 6 月，国务院印发《关于全面加强生态环境保护坚决打好污染防治攻坚战的意见》，意见提出，要增加清洁能源使用，拓宽清洁能源消纳渠道，落实可再生能源发电全额保障性收购政策。2018 年 7 月，国务院印发《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，明确到 2020年，非化石能源占能源消费总量比重达到 15%。有序发展水电，安全高效发展核电，优化风能、太阳能开发布局，因地制宜发展生物质能、地热能等。
在具备资源条件的地方，鼓励发展县域生物质热电联产、生物质成型燃料锅炉及生物天然气。加大可再生能源消纳力度，基本解决弃水、弃风、弃光问题。国家发改委进一步落实中央部署，建立清洁能源消纳的长效机制，与国家能源局于 2018 年 10 月发布《清洁能源消纳行动计划（2018–2020 年）》（以下简称“《计划》”），通知指出，到 2020 年基本解决清洁能源消纳问题，并对各省区清洁能源消纳目标做出规定。特别指出，2018 年，确保全国平均风电利用率高于88%（力争达到90%以上），弃风率低于12%（力争控制在10%以内）。
2019年，确保全国平均风电利用率高于 90%（力争达到 92%左右），弃风率低于 10%（力争控制在 8%左右）。2020 年，确保全国平均风电利用率达到国际先进水平（力争达到 95%左右），弃风率控制在合理水平（力争控制在 5%左右）。同时，为解决风电等清洁能源消纳问题，建立清洁能源消纳的长效机制，《计划》中制定了优化电源布局，合理控制电源开发节奏；加快电力市场化改革，发挥市场调节功能；加强宏观政策引导，形成有利于清洁能源消纳的体制机制；深挖电源侧调峰潜力，全面提升电力系统调节能力；完善电网基础设施，充分发挥电网资源分配平台作用；促进源网荷储互动，积极推进电力消费方式变革；落实责任主体，提高消纳考核及监管水平等相关措施。
2018 年 3 月，国家能源局印发《关于印发 2018 年能源工作指导意见的通知》，对全年可再生能源发展做出整体规划，指出要稳步发展风电和太阳能发电，强化风电、光伏发电投资监测预警机制，控制弃风、弃光严重地区新建规模，确保风电、光伏发电弃电量和弃电率实现“双降”。有序建设重点风电基地项目，推动分布式风电、低风速风电、海上风电项目建设。积极推进风电平价上网示范项目建设，研究制定风电平价上网络线图。
稳步推进风电项目建设，扎实推进部分地区风电项目前期工作，项目规模约 2,000 万千瓦。积极稳妥推动海上风电建设，探索推进上海深远海域海上风电示范工程建设，加快推动分布式风电发展。国家能源局陆续印发《分布式风电项目开发建设暂行管理办法的通知》《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》《关于健全完善电力现货市场建设试点工作机制的通知》，对分布式风电项目的开发、促进可再生能源成本下降、健全完善电力现货市场建设工作机制等具体事宜作出规定。
2018 年 5 月，国家能源局于发布《关于 2018 年度风电建设管理有关要求的通知》，就严格落实规划和预警要求、将消纳工作作为首要条件、严格落实电力送出和消纳条件、推行竞争方式配置风电项目、优化风电建设投资环境、积极推进就近全额消纳风电项目六个方面进行要求。要求尚未印发 2018 年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。已印发 2018 年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）和已经确定投资主体的海上风电项目 2018 年可继续推进原方案。
从 2019 年起，各省（自治区、直辖市）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。风电进入新一轮降成本周期，市场竞争也会更加激烈。
国家能源局于 2018 年 3 月、9 月、11 月三度就《关于实行可再生能源电力配额制的通知》征求意见，文件明确了可再生能源电力配额制将如何实施和可再生能源电力配额指标确定和配额完成量核算方法，同时公示了各省（自治区、直辖市）可再生能源电力总量配额指标及各省（自治区、直辖市）非水电可再生能源电力配额指标，分为约束性指标和激励性指标。配额制实施后将进一步促进可再生能源消纳，从政策角度缓解限电形势，同时建立有利于可再生能源发展的消纳机制，为进一步推动我国能源生产和消费革命奠定制度基础。
2019 年 1 月 10 日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，《通知》指出，各地区要认真总结经验，结合资源、消纳和新技术应用等条件，推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目。
在资源条件优良和市场消纳条件保障度高的地区，引导建设一批上网电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目。同月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》，《通知》表示，优先发电是实现风电、太阳能发电等清洁能源保障性收购，确保核电、大型水电等清洁能源按基荷满发和安全运行，促进调峰调频等调节性电源稳定运行的有效方式。2019 年 5 月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，要求“
一、对电力消费设定可再生能源电力消纳责任权重。
二、按省级行政区域确定消纳责任权重。
三、各省级能源主管部门牵头承担消纳责任权重落实责任。
四、售电企业和电力用户协同承担消纳责任。
五、电网企业承担经营区消纳责任权重实施的组织责任。
六、做好消纳责任权重实施与电力交易衔接。
七、消纳量核算方式。
八、消纳量监测核算和交易。九、做好可再生能源电力消纳相关信息报送。
十、省级能源主管部门负责对承担消纳责任的市场主体进行考核。
十一、国家按省级行政区域监测评价。
十二、超额完成消纳量不计入‘十三五’能耗考核。
十三、加强消纳责任权重实施监管。”2019 年 12 月，国家能源局发布《关于征求 2020 年风电建设管理有关事项的通知（征求意见稿）的函》，《征求意见函》显示，2020 年将积极推进平价上网项目建设。
各省级能源主管部门在落实消纳等各项建设条件的基础上，可自行组织、优先推进无补贴平价上网风电项目建设。积极支持分散式风电项目建设。鼓励各省（区、市）创新发展方式，积极推动分散式风电参与分布式发电市场化交易试点。稳妥推进海上风电项目建设。并网容量、开工规模已超出规划目标的省份暂停海上风电项目竞争性配置和核准工作。
2020 年 8 月，国家发改委发布《关于公布 2020 年风电、光伏发电平价上网项目的通知》，通知公布了 2020 年风电、光伏发电平价上网项目，利于加快风电、光伏发电平价上网进程，提升风电、光伏发电的产业竞争力，推进清洁低碳及安全高效的能源体系建设与能源销售结构调整。
2020 年 12月 12 日，在气候雄心峰会上通过视频发表题为《继往开来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话，“到 2030 年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，森林蓄积量将比2005 年增加 60 亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上”，凸显未来清洁能源重要地位。
2021 年 6 月 7 日，国家发改委发布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格[2021]833 号），规定：2021 年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。2022 年 4 月，国家发改委印发《关于 2022 年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》，明确 2022 年对新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目，延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。
新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以充分体现新能源的绿色电力价值。鼓励各地出台针对性扶持政策，支持风电、光伏发电产业高质量发展。总体来看，2018 年以来，我国风电利用效率持续回升，消纳问题明显改善，风电装机增速小幅回升，且区域布局也持续优化；受市场化交易电量占比提升影响，近年来风电企业平均上网电价整体呈现下降态势，竞价配置政策的实施也使得风电逐步走向“平价上网”。同时，得益于政策支持，近年来海上风电装机规模快速增长。
（4）我国风电行业价格政策
风电业务是以风力发电等新能源及其附加产业开发为主的可再生能源发电。目前我国风电上网电价的确定实行政府制定的固定电价。2009 年 7月 24 日国家发改委发布的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，按照国内风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价（包括增值税）。当时制定的四类资源区的标杆电价分别为每千瓦时 0.51 元、0.54 元、0.58 元和 0.61 元。
上述规定从 2009 年 8 月 1 日起生效，并适用于其后获批准的所有陆上风电项目。对于 2009 年 8 月 1 日之前核准的风电项目，上网电价仍按原有规定执行，即根据 2006 年 1 月国家发改委颁布的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，2005 年 12 月 31 日后（2009 年 8 月 1 日前）获国家发改委或省级发改委批准的风电项目，其上网电价为政府指导价，特许权项目的上网电价通过公开招标方式确定并须经政府批准，非特许权项目的上网电价乃经有关定价行政部门参考邻近地区特许权项目已获批电价确定。
国家发改委于 2015 年 1 月公布了陆上风电上网电价调整结果，将第一类、二类、三类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低 2 分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时 0.49 元、0.52 元和 0.56 元；第四类资源区风电标杆上网电价维持每千瓦时 0.61元不变。上述规定适用于 2015 年 1 月 1 日以后核准的陆上风电项目，以及 2015 年1 月 1 日前核准但于 2016 年 1 月 1 日以后投运的陆上风电项目。
2015 年 12 月，国家发改委发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，明确针对陆上风电项目上网标杆电价，2016 年、2018 年前三类资源区分别降低2分钱、3分钱，四类资源区分别降低1分钱、2分钱。
该规定适用于2016年 1 月 1 日、2018 年 1 月 1 日以后核准的陆上风电项目，以及 2016 年 1 月 1 日前核准但与 2017 年底前仍未开工建设的陆上风电项目。2019 年 5 月 24 日，发改委官方网站发布《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》。通知明确：陆上风电上网电价，2019 年 I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39 元、0.43 元、0.52 元（含税、下同）；2020 年指导价分别调整为每千瓦时0.29 元、0.34 元、0.38 元、0.47 元。
指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价，下同）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。海上风电上网电价，2019 年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时 0.8 元，2020 年调整为每千瓦时 0.75 元。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。2018 年底前核准的陆上风电项目，2020 年底前完成并网的，执行当初的核准电价。2020 年底前仍未完成并网的，将不再享受补贴。
2021 年，新核准陆上风电全面实现无补贴平价上网。相比 2020 年，各资源区平价电价下降约每千瓦时 5 分钱。2021 年 6 月 7 日，国家发改委发布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格[2021]833 号），规定：2021 年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。
2022 年 4 月，国家发改委发布《关于 2022 年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》，明确 2022 年，对新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目，延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以充分体现新能源的绿色电力价值。
