风电行业介绍

风电行业介绍

一、风电产业链介绍 (2)

1、主要原材料市场 (2)

2、下游行业 (2)

3、行业内上游 (2)

4、行业内下游客户 (2)

5、风电设备供应商 (3)

6、风电运营商排名情况 (4)

二、外部环境分析 (5)

1、发展现状 (5)

2、政策分析 (6)

3、行业主要监管部门 (6)

4、目前发展技术 (7)

三、成本与价格分析 (7)

1、风电资源区划分 (7)

2、风电成本 (8)

3、风电并网价格 (10)

四、行业发展前景 (10)

1、风电行业发展规划 (10)

2、我国电网发展概况与趋势 (11)

3、行业壁垒情况 (11)

五、区域发展情况 (12)

1、我国风能资源概况 (13)

2、2014年各地区风电发展情况 (14)

3、2015年各地区风电发展及弃风情况 (15)

一、风电产业链介绍

风电行业涉及产业较多，特别是近年来随着应用软件所应用行业的不断拓展，风电行业的下游行业也越来与人多。但总体来看，其产业链主要涉及以下方面：上游主要包括材料行业、风电制造业和电力行业以及相关的配套设备，其下游客户主要为运营商和经销商（消费者）。

1、主要原材料市场

风电主要原材料市场包括铜、铝等有色金属、玻璃、钢材等市场，风电行业设备原材料价格的变动将直接影响风电成本。

2、下游行业

本行业的客户是电网公司。公司所发电力通过电网公司供应到民用及工业用户，发电行业下游还延伸至高能耗的工业企业，如电解铝和钢铁企业等。一直以来，工业用电量在全社会用电量中所占的比例一直在70%以上，其中尤以重工业为最大的电力消耗产业。

运营商和经销商（消费者）

3、行业内上游

本行业的上游行业主要是风电设备制造行业，主要包括风电机组整机制造企业以及风电机组零部件供应商。经过近几年的快速发展，我国风电设备市场的大部分份额被国外风力发电机组制造企业所占据的格局在2008年得到了扭转。以金风科技为代表一批风电整机制造企业迅速崛起，目前，我国风电整机制造企业众多，当前的小而多的市场竞争格局不会长期维系，风电设备制造行业竞争格局的发展趋势是走向集中，可以预见未来会存在较为激烈的市场竞争。

4、行业内下游客户

行业内下游主要为风电运营商，大部分为国有的电力企业和能源企业，其它类型的运营企业尽管数量多，但持续发展能力弱。根据国家风电信息管理中心的统计数据，截至2014年，我国累计装机容量前十大风电运营企业合计占全国市场73.21 %的份额。

5、风电设备供应商

全球情况

中国情况

2015新增装机情况

6、风电运营商排名情况

全球前25排名显示，中国风电运营商占10席，五大发电集团全部上榜。其中，国电仍稳居第一位，华能集团挤掉NextEra跻身三甲，国家电投和神华集团进入前十，分列第9、10位。以下为全球风电开发商Top25：

排名：1.国电 2.Iberdrola 3 .华能 4.NextEra 5.大唐 6.华电 7.

中广核 8.EDPR 9.国家电投 10.神华 11.Acciona Energia 12.EDF 13.Enel 14.BHE 15.E.ON 16.华润电力17.三峡18.Invenergy 19.SunEdison 20.NRG 21.天润 22.RWE 23.Engle 24.Pattern 25.Duke

截至2015年底，全球排名前25家开发企业的累计并网容量达到了170GW，约占全球累积并网容量的41%。市场集中度较2012年的47%、2014年的42%有一定程度下滑，主要因为欧洲地区以及亚太地区更多排名25开外的跨行业开发企业获得了更多市场份额。但美洲的发展趋势与欧洲、亚太相反，呈现出合并趋势，市场份额开始集中于前25家开发企业。截至2015年底，排名前25家美洲开发企业的吊装容量占当地市场份额51%。

2015年受抢装潮影响，中国新增并网容量惊人，八家中国开发企业的全球排名纷纷上升。前十名中，有七家开发企业来自中国。除此以外，中国开发企业从2012年开始保持平均29%的复合年均增长率。10家中国开发企业的复合增长率均保持在全球前15名以内，以中广核和三峡为首。

2015年，中国前15家开发企业的新增并网容量均超过了1GW，主要因为2015年是第一轮电价下调前获得高电价的最后机会。前15名的市场集中有所下降，从2014年的78%降到了57.4%，更多跨行业企业进入风电行业，包括整机商、当地小型国营开发企业、金融投资机构。中国前十名的开发企业拥有大量项目储备，预计“十三五”期间依旧可以保持前十，排名变化不会很大。但排名11至15的开发企业，排名变动或将较大，甚至有可能跌出榜单，尤其是2015年新增并网容量未达到200MW的企业。整机商、当地的开发商以及金融投资机构很有可能挤入排名。除此以外，国营开发商由于需要与中央及地方政府发展目标保持一致，在此驱动下仍将长期主导市场。

二、外部环境分析

2、政策分析

由于我国风能资源丰富以及建设运营费用相对低廉，被认为是我国最有可能最先实现商业化运营的清洁能源之一，因此从我国近年来的风电产业政策导向来看，一直以鼓励扶持为主，为加快风电行业产业化进程，国家发改委专门先后颁布了《促进风电产业发展实施意见》、《节能发电调度办法（试行）》以及《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》，加大对电网对风电场发电量的全额收购要求，并对相关入网电价作出调整以保障风电企业正常利润，保障了风电产业的可持续发展。

同时，为促进风电成本的进一步降低，《关于风电建设管理有关要求的通知》中提出了在建风电场中风电设备国产化必须达到70%以上的要求；而《风电设备产业化专项资金管理暂行办法》以直接现金补贴风电设备企业的激励措施来增强国内风电设备技术。

此外，《可再生能源中长期发展规划》、《可再生能源十一五规划》继续加大对风电产业发展的支持力度，提升了风电产业发展的战略地位，并未为其制定了一系列的指导方针、产业规划布局和建设重点，针对风电产业长远发展制订了清晰的目标。

2009年7月，国家发展改革委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格[2009]1906号)，对风力发电上网电价政策进行了完善。文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。将对全国风电领域资源的开发和利用发挥重要的引导作用。它将改变当前风电价格机制不统一的局面，进一步规范风电价格管理，有利于引导投资方向，改变过去以“跑马圈地”为主导思维的盲目投资现象，减少投资的不确定性。

在国家相关产业政策的扶持下，我国风电行业近年来保持旺盛的增长态势，预计未来在风电并网问题逐渐解决以及国家鼓励海上风电建设的政策扶持下，2015年我国风电装机规模将达到9000万千瓦，其中海上风电500万千瓦装机，2020年装机规模达到1.5亿千瓦，其中海上风电2000万千瓦。2010年的国家的产业政策对风电行业进行了调节，2011年将延续这些政策，将主要表现在规模化、标准化、高科技化，在控制风电行业发展速度的同时提高发展质量。风电行业中的中小企业将面临较大的竞争压力。

3、行业主要监管部门

风力发电行业涉及国民经济的多个领域，其经营主要接受以下政府部门的直接监督管理：

国家能源局及地方政府投资主管部门负责风电项目的核准。国家发改委负责起草电价管理的相关法律法规或规章、电价调整政策、制定电价调整的国家计划或确定全国性重大电力项目的电价。对风电的电价而言，包括两种确定方式，一是国家发改委价格主管部门确定的电价，另一是国家能源局通过招标方式确定的电价。国家发改委在进行上述工作前将征求国家电力监管委员会的意见，重要文件须由电监会共同签署。国家发改委是我国政府负责接纳及批准清洁发展机制项目的主管机构。

原国家电力监管委员会于2013年并入国家能源局，并入前，原国家电力监管委员会负责国家电力行业的整体监管，直接领导其他地方分支机构。同时，电监会也负责制定电力领域法规及电力市场规则、监督电力行业的经营及合规情况、颁授及管理电力业务许可证，以及提供电力市场统计数据及信息。并入国家

能源局后，原国家电力监管委员会撤销，其职能并入国家能源局，由国家能源局承继上述职能。

4、目前发展技术

我国从20世纪70年代开始研制大型并网风电机组，直到1997年在国家“乘风计划”的支持下，才真正从科研走向了市场。我国风力发电机组的研发能力严重不足，基本还处于跟踪和引进国外先进技术的阶段。

在国际上兆瓦级风机已经成为主要趋势，海上风电逐步推广。随着单机容量提高，为应对极限载荷和疲劳载荷的挑战，新的直驱变速变桨和双馈变速变桨逐步成为兆瓦级风机的主流技术。借鉴国际风电发展的经验，除了府扶持等外部因素外，技术创新成为行业发展的核心内生性因素。风电作为全球一体化的产业，技术创新的核心就是国际化接轨。单机大容量、变桨矩、变速恒频、直驱式是国际风电技术的主要趋势，也是中国风电产业技术发展的必然趋势。

国内风电机组制造企业面临着技术路线从定桨定速提升到变桨变速、单机功率从百千瓦级提升到兆瓦级的双重压力，技术路线跨度较大。今后，我国大力发展大型风电机组的重点是掌握大型风力发电机组核心关键技术，包括总体设计、总装技术及关键部件的设计制造技术等。整机技术路线将以目前欧洲国家流行的变桨变速的双馈异步发电型、低速永磁同步发电型为主。

从我国风电技术发展的现状看，依靠国外技术和自主创新，国内的部分企业在兆瓦级水平上也已经具有了较强的竞争力。2015年金风科技结合风机各领域的关键技术应用与产品软硬件的全线优化升级，推出金风科技 1.5Value Plus(1.5VP)系列产品，凭借丰富的产品线、结合行业领先的智能场群协调控制系统，将金风科技提供产品的范畴从单机扩展到了整个风电场级别，可依据客户不同的需求量身打造最高性价比的优质风场，提高了整场发电量及场能量可利用率以及产品综合竞争力。 2015年金风科技积极开展2.0MW系列化机组的开发并已实现量产，包括108/2000IIIA机组开发（满足低风速、高湍流地区使用）、2.0VP机组开发（成本不变，提高机组发电量）、2.0MW高海拔机组开发，持续不断地提升金风2.0MW机组的适用范围和竞争力。依托2.5MW机组近千台的运行业绩及日益成熟的技术平台，2015年完成2.5MW高温、高海拔机组的机组开发立项、机型设计工作。金风科技3MW首台海上样机实现并网发电，在海上风电市场实现新的突破,获得三峡响水项目（5.4万千瓦）及华电乐亭海上项目（20万千瓦）订单；另外陆上3MW风机陆续进入小批量生产阶段。

三、成本与价格分析

1、风电资源区划分

我国风电场项目具有区域性的特点，主要集中于风资源比较丰富的内蒙古、新疆、甘肃、吉林、河北、山东、广东、江苏等省份。就行业的季节性而言，由于我国所处地理位置，一般春、秋和冬季风资源丰富，夏季贫乏，具有明显的季节性特征。

风力发电分为四个资源区：

一类资源区包括了内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区;新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、克拉玛依市和石河子市。

二类资源区包括了河北张家口市、承德市;内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市;甘肃省嘉峪关市和酒泉市。

三类资源区包括了吉林白城、松原;黑龙江省的鸡西市、双鸭山市、七台河

市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区;甘肃省除嘉峪关市、酒泉市以外其他地区;新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、克拉玛依市、石河子市以外其他地区，以及宁夏回族自治区。

四类资源区为除一到三类之外其他区域。

2、风电成本

电价成本：

2009年7月，国家发改委价格司发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风资源区，成本电价如表7所示。由于风力发电整个过程不会产生环境污染物，因此不计环境成本，风电成本电价即可作为风电完全成本

风电场成本：

风电场的成本占比最大的一部分是设备及安装工程，占到了总投的70%。具体如下：

而设备与安装工程中最贵的还是发电设备及安装工程，即风电机组，如下所示：

在整个发电设备的构成中，风电机组是重中之重，其次是塔筒的费用。

可以看得出风机采购的成本基本占到了一个项目的47%（70%*92%*73%），也就是说，如果一个50MW的风电场，风机造价为4000元/千瓦的话，整个风电场的成本约在4.25亿元左右。4.25亿元对于目前陆上风电的造价是偏高的，因为整体的单位造价已经高达8050元/千瓦。主要有以下原因：

1、建筑工程占比偏高，国内陆上风电可以根据所在地区的地貌特征简单分为平地、山地、沿海风电几个类型。建安成本最低的是西部平地，因为大面积的荒滩是无需平整的，再高一点是中东部的平地，虽然地是平的，但征地费用会高一些，再高一点是山地风电，不仅要征地，砍树还要修盘山路运配件上山，沿海风电的滩涂虽然征地费用低，但由于地基的软硬和基层的深度不一，风机基础的造价会相应高一些。

2、其他费用占比偏高。其他费用主要包括了项目建设用地费，项目工程管理费等，这些费用弹性很大。因为部分风电项目需要征地，所以相应费用高了一些。发电机组的造价实际上是在降低的。技术进步和原料价格下降给风电机组的降价形成了趋势，同时由于成熟机型可以量产，所以形成规模效应之后会摊低风机的成本。塔筒的造价也会相应降低，因为主要的原件是钢材。

目前国产的成熟机型的机组可以做到4000元/千瓦了，这个成本在今后一段

时间降价空间不大，制造业的毛利润并不丰厚。如需进一步降低成本，需提高工程管理质量，在工程建设上减少浪费，砍掉不必要的支出。

3、风电并网价格

作为世界第一风电大国，我国风电装机容量、发电量均已超过核电，成为继火电、水电后的第三大主力电源。国家发改委近几年不断下调陆上风电上网电价。国家发改委2015年12月规定I， II 和III 类资源区价格较上年度下调0.02元每千瓦时(I，II， III，IV 类资源区新电价分别为0.49， 0.52， 0.56和

0.61元每千瓦时)，IV 类资源区价格保持不变。

四、行业发展前景

电力行业作为我国国民经济的基础性支柱行业，与国民经济发展息息相关，在我国经济持续稳定发展的前提下，工业化进程的推进必然产生日益增长的电力需求，我国中长期电力需求形势依然乐观，电力行业将持续保持较高的景气程度水平。我国大部分发电装机容量由以采用煤作为原材料的火电发电机组组成，其余为利用水能、风能、太阳能和核能作为能源来源的发电项目。2011-2014 年，

能理事会统计数据，2001年至2014年全球风电累计装机容量的年复合增长率为31.5%，而同期我国风电累计装机容量的年复合增长率为54.4%，增长率位居全球第一；2014年，我国新增风电装机容量23196MW，占当年全球新增装机容量的45.4%，位居全球第一。

2014 年，中国风电产业发展势头良好，新增风电装机量刷新历史记录。据统计，全国（除台湾地区外）新增安装风电机组13121 台，新增装机容量23196MW，同比增长44.2% ；累计安装风电机组76241 台，累计装机容量114609MW，同比增长25.4%。

1、风电行业发展规划

为满足“十二五”规划1亿kW的风电装机目标，我国确定了三条具体的风电规划路径，分别为陆上大型基地建设、陆上分散式并网开发、海上风电基地建设，具体如下：

（1）继续建设陆上大型基地。

为更好推动我国风电发展，国家发改委于2008年提出了按照“建设大基地、融入大电网”的要求，规划建设八个千万千瓦级风电基地的发展目标。八个千万千瓦级风电基地分别位于甘肃酒泉、新疆哈密、河北、吉林、内蒙古东部、内蒙古西部、江苏、山东等风能资源丰富的地区。根据国家《新能源产业振兴规划》

草案，到2020年，八大千万千瓦级风电基地的装机容量将超过1.35亿kW，保证我国3,000多亿千瓦时电能的输出和消纳，实现国家可再生能源中长期规划的目标。

（2）进行陆上分散式并网开发。山西、辽宁、黑龙江、宁夏等部分地区，风能资源品质和建设条件较好，适宜开发建设中小型风电场。河南、江西、湖南、湖北、安徽、云南、四川、贵州以及其他内陆省份，也有一些资源条件和建设条件较好、适宜进行分散式并网开发的场址。“十二五”期间，我国将在上述地区因地制宜开发建设中小型风电项目。

（3）建设海上风电基地。在江苏、山东、河北、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等沿海区域开发建设海上风电场。到2015年底，实现海上风电场装机容量500万kW。

2、我国电网发展概况与趋势

除了未与电网并网的发电厂所产电量外，所有在我国生产的电量均由电网公司负责传输与调度。我国负责电网管理与运营的主要系统包括国家电网公司和南方电网公司。

《国民经济发展“十二五”规划纲要》（以下简称“《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《纲要》精神，国家电网在“十二五”期间计划投资约1.7万亿元人民币建设及升级电网，其中约5千亿元人民币用于特高压基础设施建设。尤其在跨区电网建设方面，总计达40,000千米的特高压交流输电线路预计将于2015年之前建成，而变电容量预期将达到4.3亿千伏安。南方电网在“十二五”期间也计划投资逾4,000亿元人民币建设及升级电网。国家电网建设大型风电基地外送通道计划的具体情况如下：（1）建设酒泉至湖南±800kV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。

（2）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。

（3）江苏沿海风电就近接入江苏电网。

（4）吉林风电部分容量接入220kV及以下电网就地消纳，部分容量通过500kV交流接入东北主网消纳。

3、行业壁垒情况

（1）政策壁垒

新的风电场开发建设项目需要经过相当严格的审批程序。通常首先需要通过当地（省级）政府主管部门以及各职能主管单位对土地、环保、地灾、水保、林业、军事、文物、电网接入等方面的审查并获得所有前期支持性批复文件，在取得各项支持性文件的基础上，取得发改委核准之后，仍需要履行土地使用权证办理程序以及办理后续项目开工建设权证等。待所有审批程序履行完毕后，方可进行项目建设。

（2）技术壁垒

风力发电开发项目属于技术密集型行业，风电项目开发及运营全过程对技术上要求都非常高。以风电项目开发为例，开发全过程通常分为三个阶段：（1）风场选址、签订开发协议及风能资源评估；（2）内部评估及政府审批；（3）设

计、建造及调试。以其中的风场选址与风资源评估为例，风场选址需要对众多影响因素进行深入的研究与分析，包括风能资源及其他气候条件、可施工性、运输条件、风电场的规模及位置、风机初步选型及分布位置、上网电价、升压站等配套系统、并网条件、电网系统的容量等。在风资源评估环节中，通常运营企业需要首先建造测风塔，收集特定场址的风力数据并进行反复的分析与论证。通常测风过程需要至少12个月以收集相关风力数据。风电项目开发需要开发企业具备丰富的实践经验，拥有属于行业专有的技术诀窍，对缺乏技术积累的新进入者构成了较高的技术壁垒。

（3）资金壁垒

风力发电行业投资规模大，属于资金密集型行业。一般陆上风电场的建设成本都在7000-9000人民币每千瓦之间，单个风电开发项目至少需要几个亿，甚至十几亿的投资规模，并且根据《国务院关于调整固定资产投资项目资本金比例的通知》（自2009年5月25日起发布并实施）第一条的规定，风电开发项目的最低资本金比例要求为20%，因此，风电运营企业需要大量资金作为项目开发资本金。通常，在风电场开发的前几年，尤其是开发、建设期，风电场项目回报率较低，风电运营企业将面临更大的资金压力，融资能力已经成为风电运营企业的核心竞争力之一。

（4）人才壁垒

我国风电产业刚刚起步，与火电、水电相比，风电产业缺乏从设计、制造、安装、调试及运营管理的人才培养体系。近几年，我国风电装机容量爆发式的增长，对专业风电人才的需求也越来越大。全国风电技术研发和管理人才不足，特别是系统掌握风电理论并具有风电工程设计实践经验的复合型人才匮乏，构成了进入本行业的人才壁垒。

五、区域发展情况

2014 年，我国各大区域的风电新增装机容量与2013 年相比，除东北地区有所下降外，其他区域的新增装机容量均呈上升态势。东北三省区域除黑龙江省新增装机容量略显增长外，吉林和辽宁分别同比下降28.76% 和44.8%。西南和西北区域新增装机容量分别同比增长72.26% 和67.84%，华北区域同比增长45.44%、华东区域同比增长41.26%。

2014 年，我国各省区市风电新增装机容量中，排名前五的省份有甘肃、新疆、内蒙古、宁夏和山西，占全国新增装机容量的52.6%。其中甘肃同比增长488.3%，宁夏同比增长91.44%，新疆同比增长2.23%，内蒙古同比增长29.46%，山西同比增长17.97%。2014 年，我国风电累计装机容量（除台湾地区外）为114608.89MW，其中，内蒙古自治区依然保持全国首位，累计装机容量达到22312.31MW，占全国19.5%。其次为甘肃，占全国9.36%，河北和新疆占比相当，分别为8.61%和8.44%。

图6 2004年-2014年中国新增和累计风电装机容量

1、我国风能资源概况

我国幅员辽阔、海岸线长，陆地面积约为960万平方千米，海岸线（包括岛屿）达32,000千米，拥有丰富的风能资源，并具有巨大的风能发展潜力。我国气象局在2009年公布了最新的离地面高度为50米的风能资源测量数据，其中达到三级以上风能资源陆上潜在开发量为2,380GW（三级风能资源指风功率密度大于300瓦/平方米），达到四级以上风能资源陆上潜在开发量为1,130GW（四级风能资源指风功率密度大于400瓦/平方米），而且5至25米水深线以内的近海区域三级以上风能资源潜在开发量为200GW。

（1）风能资源的地域分布

我国的风能资源分布广泛，其中较为丰富的地区主要集中在东南沿海及附近岛屿以及北部（东北、华北、西北）地区，内陆也有个别风能丰富点。此外，近海风能资源也非常丰富。

沿海及其岛屿地区风能丰富带：沿海及其岛屿地区包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等省（市）沿海近10千米宽的地带，年风功率密度在200瓦/平方米以上，风功率密度线平行于海岸线。

北部地区风能丰富带：北部地区风能丰富带包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏和新疆等省（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，如阿拉山口、达坂城、辉腾锡勒、锡林浩特的灰腾梁、承德围场等。

内陆风能丰富区：风功率密度一般在100瓦/平方米以下，但是在一些地区由于湖泊和特殊地形的影响，风能资源也较丰富。

近海风能丰富区：东部沿海水深5-20米的海域面积辽阔，但受到航线、港口、养殖等海洋功能区划的限制，近海实际的技术可开发风能资源量远远小于陆上。不过在江苏、福建、山东和广东等地，近海风能资源丰富，距离电力负荷中心很近，近海风电可以成为这些地区未来发展的一项重要的清洁能源。

我国风能资源地理分布与现有电力负荷不匹配。沿海地区电力负荷大，但是风能资源丰富的陆地面积小；北部地区风能资源很丰富，电力负荷却较小，给风电的经济开发带来困难。由于大多数风能资源丰富区，远离电力负荷中心，电网

建设薄弱，大规模开发需要电网延伸的支撑。

（2）风能资源的季节分布

我国风能资源的季节性很强，一般春、秋和冬季丰富，夏季贫乏，不过风能资源的季节分布恰好与水能资源互补。我国水能资源是夏季丰富，雨季在南方大致是3-6月或4-7月，因此，大规模发展风力发电可以在一定程度上弥补我国水电冬春两季枯水期发电电力和电量的不足。

2、2014年各地区风电发展情况

截至2014年12月31日，我国有31个省、市、自治区（不含港、澳、台地区）已实现风电场并网发电，风电累计并网装机容量超过1GW的省份为15个，其中超过2GW的省份为12个。内蒙古自治区领跑我国风电发展，紧随其后的是河北省和甘肃省，前十名省份并网装机容量合计占全国装机容量的81.60%。

全国累计装机容量分布图

2015年，全国风电产业继续保持强劲增长势头，全年风电新增装机容量3297万千瓦，新增装机容量再创历史新高，累计并网装机容量达到1.29亿千瓦，占全部发电装机容量的8.6%。2015年，风电发电量1863亿千瓦时，占全部发电量的3.3%。2015年，新增风电核准容量4300万千瓦，同比增加700万千瓦，累计核准容量2.16亿千瓦，累计核准在建容量8707万千瓦。

2015年，全国风电平均利用小时数1728小时，同比下降172小时，利用小时数最高的地区是福建2658小时，利用小时数最低的地区是甘肃1184小时。2015年，风电弃风限电形势加剧，全年弃风电量339亿千瓦时，同比增加213亿千瓦时，平均弃风率15%，同比增加7个百分点，其中弃风较重的地区是内蒙古（弃风电量91亿千瓦时、弃风率18%）、甘肃（弃风电量82亿千瓦时、弃风率39%）、新疆（弃风电量71亿千瓦时、弃风率32%）、吉林（弃风电量27亿千瓦时、弃风率32%）。

2015年风电产业发展统计数据

2、累计并网容量、上网电量、利用小时数来源于中电联、电网企业；

3、累计核准容量、累计在建容量、弃风电量、弃风率来源于水电水利规划设计总院。