一、风能资源
1.1 风能储量
我国幅员辽阔，海岸线长，风能资源比较丰富。根据**900 多个气象站陆地上离地10m 高度资料进行估算，**平均风功率密度为100W/m2，风能资源总储量约32.26 亿kW，可开发和利用的陆地上风能储量有2.53 亿kW，近海可开发和利用的风能储量有7.5 亿kW，共计约10 亿kW。如果陆上风电年上网电量按等效满负荷2000 小时计，每年可提供5000 亿千瓦时电量，海上风电年上网电量按等效满负荷2500 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。
1.2 风能资源分布
我国面积广大，地形条件复杂，风能资源状况及分布特点随地形、地理位置不同而有所不同。风能资源丰富的地区主要分布在东南沿海及附近岛屿以及北部地区。另外，内陆也有个别风能丰富点，海上风能资源也非常丰富。
北部(东北、华北、西北)地区风能丰富带。北部(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200km 宽的地带。三北地区风能资源丰富，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*大风能资源区，有利于大规模的开发风电场，但是当地电网容量较小，限制了风电的规模，而且距离负荷中心远，需要长距离输电。
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10km 宽的地带，冬春季的冷空气、夏秋的台风，都能影响到沿海及其岛屿，加上台湾海峡狭管效应的影响，东南沿海及其岛屿是我国风能*佳丰富区。沿海地区经济发达，沿海及其岛屿地区风能资��丰富，风电场接入系统方便，与水电具有较好的季节互补性。然而沿海岸的土地大部份已开发成水产养殖场或建成防护林带，可以安装风电机组的土地面积有限。
内陆风能丰富点。在内陆一些地区由于湖泊和特殊地形的影响，形成一些风能丰富点，如鄱阳湖附近地区和湖北的九宫山和利川等地区。
海上风能丰富区。我国海上风能资源丰富，东部沿海水深2m 到15m 的海域面积辽阔，按照与陆上风能资源同样的方法估测，10m 高度可利用的风能资源约是陆上的3 倍，即7 亿多kW，而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。
二、风电的发展
2.1 建设规模不断扩大，风电场管理逐步规范
1986 年建设山东荣成**个示范风电场至今，经过近20 多年的努力，风电场装机规模不断扩大截止2004 年底，**建成43 个风电场，安装风电机组1292台，装机规模达到76.4 万kW，居世界第10 位，亚洲第3 位(位于印度和日本之后)。另外，有关部门组织编制有关风电前期、建设和运行规程，风电场管理逐步走向规范化。
2.2 专业队伍和设备制造水平提高，具备大规模发展风电的条件经过多年的实践，培养了一批专业的风电设计、开发建设和运行管理队伍，大型风电机组的制造技术我国已基本掌握，主要零部件国内都能自己制造。其中，600kW 及以下机组已有一定数量的整机厂，初步形成了整机试制和小批量生产。
截止2004 年底，本地化风电机组所占市场份额已经达到18%，设备制造水平不断提高，目前，我国已经具备了设计和制造750kW 定桨距定转速机型的能力,相当于国际上二十世纪90 年代中期的水平。与国外联合设计的1200 千瓦和独立设计的1000 千瓦变桨距变转速型样机于2005 年安装，进行试验运行。
2.3 风力发电成本逐步降低
随着风电产业的形成和规模发展，通过引进技术，加速风电机组本地化进程以及加强风电场建设和运行管理，我国风电场建设和运行的成本逐步降低，初始投资从1994 年的约12000 元/kW 降低到目前的约9000 元/kW。同时风电的上网电价也从超过1.0 元/kW•h 降低到约0.6 元/kW•h。
2.4 2003 年国务院电价改革方案规定风电暂不参与市场竞争，电量由电网
企业按政府定价或招标价格优先购买。国家发展改革委从2003 年开始推行风电特许权开发方式，通过招投标确定风电开发商和上网电价，并与电网公司签订规范的购电协议，保证风电电量全部上网，风电电价高出常规电源部分在全省范围内分摊，有利于吸引国内外各类投资者开发风电。
2.5 2005 年2 月28 日通过的《中华人民共和国可再生能源法》中规定了“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”，“电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收。”和“电网企业依照本法第十九条 规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，附加在销售电价中分摊”，将风电特许权项目中的特殊之处已经用法律条文作为通用的规定，今后风电的发展应纳入法制的框架。
三、存在问题
3.1 资源
需要进行**轮风能资源普查，在现有气象台站的观测数据的基础上，按照近年来国际通用的规范进行资源总量评估，进而采用数值模拟技术编制高分辨率的风能资源分布图，评估风能资源技术可开发量。更重要的是应该利用GIS(地理信息系统)技术将电网、道路、场址可利用土地，环境影响、当地社会经济发展规划等因素综合考虑，进行经济可开发储量评估。
3.2 风电设备生产本地化
现有制造水平远落后于市场对技术的需求，国内定型风电机组的功率均为兆瓦级以下，*大750 千瓦，而市场需要以兆瓦级为主流。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，技术路线跨度较大关。
自主研发力量严重不足，由于国家和企业投入的资金较少，缺乏基础研究积累和人才，我国在风力发电机组的研发能力上还有待提高，总体来说还处于跟踪和引进国外的先进技术阶段。目前国内引进的许可证，有的是国外淘汰技术，有的图纸虽然先进，但受限于国内配套厂的技术、工艺、材料等原因，导致国产化的零部件质量、性能需要一定时间才能达到国际水平。购买生产许可证技术的国内厂商要支付昂贵的技术使用费，其机组性能价格比的优势在初期不明显。
在研发风电机组过程中注重于产品本身，而对研发过程中需要配套的工作重视不够。由于试验和测试手段的不完备，有些零部件在实验室要做的工作必须总装后到风电场现场才能做。风电机组的测试和认证体系尚未建立。
风电机组配套零部件的研发和产业化水平较低，这样增加了整机开发的难度和速度。特别是对于变桨变速型风机，国内相关零部件研发、制造方面处于起步阶段，如变桨距系统，低速永磁同步发电机，双馈式发电机、变速型齿轮箱，交直交变流器及电控系统，都需要进行科技攻关和研发。
3.3 成本和上网电价比较高
基本条件设定：根据目前国内风电场平均水平，设定基本条件为：风电场装机容量5 万千瓦，年上网电量为等效满负荷2000 小时，单位千瓦造价8000－10000元，折旧年限12.5 年，其他成本条件按经验选取。
财务条件：工程总投资分别取4 亿元(8000 元/千瓦)、4.5 亿元(9000 元/千瓦)和5 亿元(10000 元/千瓦)，流动资金150 万元。项目资本金占20％，其余采用国内商业银行贷款，贷款期15 年，年利率6.12％。增值税税率为8.5％，所得税税率为33％，资本金财务内部收益率10％。
风电成本和上网电价水平测算：按以上条件及现行的风电场上网电价制度，以资本金财务内部收益率为10％为标准，当风电场年上网电量为等效满负荷2000 小时，单位千瓦造价8000～
10000 元时，风电平均成本分别为0.373～0.461 元/千瓦时，较为合理的上网电价范围是0.566～0.703 元/千瓦时(含增值税)。成本在投产初期较高，主要是受还本付息的影响。当贷款还清后，平均度电成本降至很低。
风电场造价对上网电价有明显的影响，当造价增加时，同等收益率下的上网电价大致按相同比率增加。
我国幅员辽阔，各地风电场资源条件差别很大，甚至同一风电场址内资源分布也有较大差别。为了分析由风能资源引起的发电量变化对成本和平均上网电价影响，分别计算年等效满负荷小时数为1400、1600、1800、2200、2400、2600、2800、3000 的情况下发电成本见表1，上网电价见表2。
如果**风电的平均水平是每千瓦投资9000 元，以及资源状况按年上网电量为等效满负荷2000 小时计算，则风电的上网电价约每千瓦时0.63 元，比于**火电平均上网电价每千瓦时0.31 元高一倍。
3.4 电网制约
风电场接入电网后，在向电网提供清洁能源的同时，也会给电网的运行带来一些负面影响。随着风电场装机容量的增加，以及风电装机在某个地区电网中所占比例的增加，这些负面影响就可能成为风电并网的制约因素。
风力发电会降低电网负荷预测精度，从而影响电网的调度和运行方式；影响电网的频率控制；影响电网的电压调整；影响电网的潮流分布；影响电网的电能质量；影响电网的故障水平和稳定性等。
由于风力发电固有的间歇性和波动性，电网的可靠性可能降低，电网的运行成本也可能增加。为了克服风电给电网带来的电能质量和可靠性等问题，还会使电网公司增加必要的研究费用和设备投资。在大力发展风电的过程中，必须研究和解决风电并网可能带来的其他影响。
四、政策建议
1. 加强风电前期工作。建立风电正常的前期工作经费渠道，每年安排一定的经费用于风电场风能资源测量、评估以及预可研设计等前期工作，满足年度开计划对风电场项目的需要。
2. 制定“可再生能源法”的实施细则，规定可操作的政府合理定价，按照每个项目的资源等条件，以及投资者的合理回报确定上网电价。同时也要规定可操作的**分摊风电与火电价差的具体办法。
3. 加速风电机组本地化进程, 通过技贸结合等方式，本着引进、消化、吸收和自主开发相结合的原则，逐步掌握兆瓦级大型风电机组的制造技术。引进国外智力开发具有自主知识产权的机组，开拓国际市场。
4. 建立风电制造业的*****检测中心、质量保证控制体系以及认证制度，不断提高产品质量，降低成本，完善服务。
5. 制定适应风电发展的电网建设规划，研究风电对电网影响的解决措施。
五、“十一五”和2020 年风电规划
我国电源结构70%是燃煤火电，而且负荷增长迅速，环境影响特别是减排二氧化碳的压力越来越大，风能是清洁的可再生能源，我国资源丰富，能够大规模开发，风电成本逐年下降，前景广阔。风电装机容量规划目标为2005 年100 万千瓦，2010 年400～500 万千瓦，2020 年2000～3000 万千瓦。
2004 年到2005 年，“十五计划”后半段重点建设江苏如东和广东惠来两个特许权风电场示范项目，取得建设大规模风电场的经验，2005 年底风力发电总体目标达100 万千瓦。
2006 年到2010 年。“十一五规划”期间**新增风电装机容量约300 万千瓦，平均每年新增60~80 万千瓦，2010 年底累计装机约400～500 万千瓦。提供这样的市场空间主要目的是培育国内的风电设备制造能力，国家发展改革委于2005 年7 月下发文件，要求所有风电项目采用的机组本地化率达到70%，否则不予核准。此后又下发文件支持国内风电设备制造企业与电源建设企业合作，提供50 万千瓦规模的风电市场保障，加快制造业发展。
目前国家规划的主要项目有广东省沿海和近海示范项目31 万千瓦；福建省沿海及岛屿22 万千瓦；上海市12 万千瓦；江苏省45 万千瓦；山东省21 万千瓦；吉林省33 万千瓦；内蒙古50 万千瓦；河北省32 万千瓦；甘肃省26 万千瓦；宁夏19 万千瓦；新疆22 万千瓦等。目前各省的地方政府和开发商均要求增加本省的风电规划容量。
2020 年规划目标是2000～3000 万千瓦，风电在电源结构中将有一定的比例，届时约占**总发电装机10 亿千瓦容量的2～3%，总电量的1～1.5%。
2020 年以后随着化石燃料资源减少，成本增加，风电则具备市场竞争能力，会发展得更快。2030 年以后水能资源大部分也将开发完，近海风电市场进入大规模开发时期。
1.1 风能储量
我国幅员辽阔，海岸线长，风能资源比较丰富。根据**900 多个气象站陆地上离地10m 高度资料进行估算，**平均风功率密度为100W/m2，风能资源总储量约32.26 亿kW，可开发和利用的陆地上风能储量有2.53 亿kW，近海可开发和利用的风能储量有7.5 亿kW，共计约10 亿kW。如果陆上风电年上网电量按等效满负荷2000 小时计，每年可提供5000 亿千瓦时电量，海上风电年上网电量按等效满负荷2500 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。
1.2 风能资源分布
我国面积广大，地形条件复杂，风能资源状况及分布特点随地形、地理位置不同而有所不同。风能资源丰富的地区主要分布在东南沿海及附近岛屿以及北部地区。另外，内陆也有个别风能丰富点，海上风能资源也非常丰富。
北部(东北、华北、西北)地区风能丰富带。北部(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200km 宽的地带。三北地区风能资源丰富，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*大风能资源区，有利于大规模的开发风电场，但是当地电网容量较小，限制了风电的规模，而且距离负荷中心远，需要长距离输电。
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10km 宽的地带，冬春季的冷空气、夏秋的台风，都能影响到沿海及其岛屿，加上台湾海峡狭管效应的影响，东南沿海及其岛屿是我国风能*佳丰富区。沿海地区经济发达，沿海及其岛屿地区风能资��丰富，风电场接入系统方便，与水电具有较好的季节互补性。然而沿海岸的土地大部份已开发成水产养殖场或建成防护林带，可以安装风电机组的土地面积有限。
内陆风能丰富点。在内陆一些地区由于湖泊和特殊地形的影响，形成一些风能丰富点，如鄱阳湖附近地区和湖北的九宫山和利川等地区。
海上风能丰富区。我国海上风能资源丰富，东部沿海水深2m 到15m 的海域面积辽阔，按照与陆上风能资源同样的方法估测，10m 高度可利用的风能资源约是陆上的3 倍，即7 亿多kW，而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。
二、风电的发展
2.1 建设规模不断扩大，风电场管理逐步规范
1986 年建设山东荣成**个示范风电场至今，经过近20 多年的努力，风电场装机规模不断扩大截止2004 年底，**建成43 个风电场，安装风电机组1292台，装机规模达到76.4 万kW，居世界第10 位，亚洲第3 位(位于印度和日本之后)。另外，有关部门组织编制有关风电前期、建设和运行规程，风电场管理逐步走向规范化。
2.2 专业队伍和设备制造水平提高，具备大规模发展风电的条件经过多年的实践，培养了一批专业的风电设计、开发建设和运行管理队伍，大型风电机组的制造技术我国已基本掌握，主要零部件国内都能自己制造。其中，600kW 及以下机组已有一定数量的整机厂，初步形成了整机试制和小批量生产。
截止2004 年底，本地化风电机组所占市场份额已经达到18%，设备制造水平不断提高，目前，我国已经具备了设计和制造750kW 定桨距定转速机型的能力,相当于国际上二十世纪90 年代中期的水平。与国外联合设计的1200 千瓦和独立设计的1000 千瓦变桨距变转速型样机于2005 年安装，进行试验运行。
2.3 风力发电成本逐步降低
随着风电产业的形成和规模发展，通过引进技术，加速风电机组本地化进程以及加强风电场建设和运行管理，我国风电场建设和运行的成本逐步降低，初始投资从1994 年的约12000 元/kW 降低到目前的约9000 元/kW。同时风电的上网电价也从超过1.0 元/kW•h 降低到约0.6 元/kW•h。
2.4 2003 年国务院电价改革方案规定风电暂不参与市场竞争，电量由电网
企业按政府定价或招标价格优先购买。国家发展改革委从2003 年开始推行风电特许权开发方式，通过招投标确定风电开发商和上网电价，并与电网公司签订规范的购电协议，保证风电电量全部上网，风电电价高出常规电源部分在全省范围内分摊，有利于吸引国内外各类投资者开发风电。
2.5 2005 年2 月28 日通过的《中华人民共和国可再生能源法》中规定了“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”，“电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收。”和“电网企业依照本法第十九条 规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，附加在销售电价中分摊”，将风电特许权项目中的特殊之处已经用法律条文作为通用的规定，今后风电的发展应纳入法制的框架。
三、存在问题
3.1 资源
需要进行**轮风能资源普查，在现有气象台站的观测数据的基础上，按照近年来国际通用的规范进行资源总量评估，进而采用数值模拟技术编制高分辨率的风能资源分布图，评估风能资源技术可开发量。更重要的是应该利用GIS(地理信息系统)技术将电网、道路、场址可利用土地，环境影响、当地社会经济发展规划等因素综合考虑，进行经济可开发储量评估。
3.2 风电设备生产本地化
现有制造水平远落后于市场对技术的需求，国内定型风电机组的功率均为兆瓦级以下，*大750 千瓦，而市场需要以兆瓦级为主流。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，技术路线跨度较大关。
自主研发力量严重不足，由于国家和企业投入的资金较少，缺乏基础研究积累和人才，我国在风力发电机组的研发能力上还有待提高，总体来说还处于跟踪和引进国外的先进技术阶段。目前国内引进的许可证，有的是国外淘汰技术，有的图纸虽然先进，但受限于国内配套厂的技术、工艺、材料等原因，导致国产化的零部件质量、性能需要一定时间才能达到国际水平。购买生产许可证技术的国内厂商要支付昂贵的技术使用费，其机组性能价格比的优势在初期不明显。
在研发风电机组过程中注重于产品本身，而对研发过程中需要配套的工作重视不够。由于试验和测试手段的不完备，有些零部件在实验室要做的工作必须总装后到风电场现场才能做。风电机组的测试和认证体系尚未建立。
风电机组配套零部件的研发和产业化水平较低，这样增加了整机开发的难度和速度。特别是对于变桨变速型风机，国内相关零部件研发、制造方面处于起步阶段，如变桨距系统，低速永磁同步发电机，双馈式发电机、变速型齿轮箱，交直交变流器及电控系统，都需要进行科技攻关和研发。
3.3 成本和上网电价比较高
基本条件设定：根据目前国内风电场平均水平，设定基本条件为：风电场装机容量5 万千瓦，年上网电量为等效满负荷2000 小时，单位千瓦造价8000－10000元，折旧年限12.5 年，其他成本条件按经验选取。
财务条件：工程总投资分别取4 亿元(8000 元/千瓦)、4.5 亿元(9000 元/千瓦)和5 亿元(10000 元/千瓦)，流动资金150 万元。项目资本金占20％，其余采用国内商业银行贷款，贷款期15 年，年利率6.12％。增值税税率为8.5％，所得税税率为33％，资本金财务内部收益率10％。
风电成本和上网电价水平测算：按以上条件及现行的风电场上网电价制度，以资本金财务内部收益率为10％为标准，当风电场年上网电量为等效满负荷2000 小时，单位千瓦造价8000～
10000 元时，风电平均成本分别为0.373～0.461 元/千瓦时，较为合理的上网电价范围是0.566～0.703 元/千瓦时(含增值税)。成本在投产初期较高，主要是受还本付息的影响。当贷款还清后，平均度电成本降至很低。
风电场造价对上网电价有明显的影响，当造价增加时，同等收益率下的上网电价大致按相同比率增加。
我国幅员辽阔，各地风电场资源条件差别很大，甚至同一风电场址内资源分布也有较大差别。为了分析由风能资源引起的发电量变化对成本和平均上网电价影响，分别计算年等效满负荷小时数为1400、1600、1800、2200、2400、2600、2800、3000 的情况下发电成本见表1，上网电价见表2。
如果**风电的平均水平是每千瓦投资9000 元，以及资源状况按年上网电量为等效满负荷2000 小时计算，则风电的上网电价约每千瓦时0.63 元，比于**火电平均上网电价每千瓦时0.31 元高一倍。
3.4 电网制约
风电场接入电网后，在向电网提供清洁能源的同时，也会给电网的运行带来一些负面影响。随着风电场装机容量的增加，以及风电装机在某个地区电网中所占比例的增加，这些负面影响就可能成为风电并网的制约因素。
风力发电会降低电网负荷预测精度，从而影响电网的调度和运行方式；影响电网的频率控制；影响电网的电压调整；影响电网的潮流分布；影响电网的电能质量；影响电网的故障水平和稳定性等。
由于风力发电固有的间歇性和波动性，电网的可靠性可能降低，电网的运行成本也可能增加。为了克服风电给电网带来的电能质量和可靠性等问题，还会使电网公司增加必要的研究费用和设备投资。在大力发展风电的过程中，必须研究和解决风电并网可能带来的其他影响。
四、政策建议
1. 加强风电前期工作。建立风电正常的前期工作经费渠道，每年安排一定的经费用于风电场风能资源测量、评估以及预可研设计等前期工作，满足年度开计划对风电场项目的需要。
2. 制定“可再生能源法”的实施细则，规定可操作的政府合理定价，按照每个项目的资源等条件，以及投资者的合理回报确定上网电价。同时也要规定可操作的**分摊风电与火电价差的具体办法。
3. 加速风电机组本地化进程, 通过技贸结合等方式，本着引进、消化、吸收和自主开发相结合的原则，逐步掌握兆瓦级大型风电机组的制造技术。引进国外智力开发具有自主知识产权的机组，开拓国际市场。
4. 建立风电制造业的*****检测中心、质量保证控制体系以及认证制度，不断提高产品质量，降低成本，完善服务。
5. 制定适应风电发展的电网建设规划，研究风电对电网影响的解决措施。
五、“十一五”和2020 年风电规划
我国电源结构70%是燃煤火电，而且负荷增长迅速，环境影响特别是减排二氧化碳的压力越来越大，风能是清洁的可再生能源，我国资源丰富，能够大规模开发，风电成本逐年下降，前景广阔。风电装机容量规划目标为2005 年100 万千瓦，2010 年400～500 万千瓦，2020 年2000～3000 万千瓦。
2004 年到2005 年，“十五计划”后半段重点建设江苏如东和广东惠来两个特许权风电场示范项目，取得建设大规模风电场的经验，2005 年底风力发电总体目标达100 万千瓦。
2006 年到2010 年。“十一五规划”期间**新增风电装机容量约300 万千瓦，平均每年新增60~80 万千瓦，2010 年底累计装机约400～500 万千瓦。提供这样的市场空间主要目的是培育国内的风电设备制造能力，国家发展改革委于2005 年7 月下发文件，要求所有风电项目采用的机组本地化率达到70%，否则不予核准。此后又下发文件支持国内风电设备制造企业与电源建设企业合作，提供50 万千瓦规模的风电市场保障，加快制造业发展。
目前国家规划的主要项目有广东省沿海和近海示范项目31 万千瓦；福建省沿海及岛屿22 万千瓦；上海市12 万千瓦；江苏省45 万千瓦；山东省21 万千瓦；吉林省33 万千瓦；内蒙古50 万千瓦；河北省32 万千瓦；甘肃省26 万千瓦；宁夏19 万千瓦；新疆22 万千瓦等。目前各省的地方政府和开发商均要求增加本省的风电规划容量。
2020 年规划目标是2000～3000 万千瓦，风电在电源结构中将有一定的比例，届时约占**总发电装机10 亿千瓦容量的2～3%，总电量的1～1.5%。
2020 年以后随着化石燃料资源减少，成本增加，风电则具备市场竞争能力，会发展得更快。2030 年以后水能资源大部分也将开发完，近海风电市场进入大规模开发时期。
公安机关备案号：
