資料來源：公開資料整理

　　我國風能資源豐富的地區(qū)主要集中在北部、西北和東北的草原、戈壁灘以及東部、東南部的沿海地帶和島嶼上。這些地區(qū)冬春季節(jié)風速高，雨水少；夏季風速小，降雨多，風能和水能具有非常好的季節(jié)補償。另外在中國內陸地區(qū)，由于特殊的地理條件，有些地區(qū)具有豐富的風能資源，適合發(fā)展風電。

　�、谖覈�風電產業(yè)發(fā)展情況

　　我國的風力發(fā)電始于20 世紀50 年代后期，初期主要是為了解決海島和偏遠農村牧區(qū)的用電問題，重點在于離網小型風電機組的建設。70 年代末，我國開始進行并網風電的示范研究，并引進國外風機建設示范風電場，1986 年，我國第一座風電場—馬蘭風力發(fā)電場在山東榮成并網發(fā)電，成為了我國風電史上的里程碑。在此之后，中國風電才真正進入其發(fā)展階段。

　　A.1986-1993：早期示范階段

　　此階段主要是利用國外贈款及貸款，建設小型示范風電場，政府的扶持主要在資金方面，如投資風電場項目及支持風電機組研制。我國主要利用丹麥、德國、西班牙政府貸款，進行一些小項目的示范。歐洲風電大國利用本國貸款和贈款的條件，將他們的風機在中國市場進行試驗運行，積累了大量的經驗。同時國家“七•五”“八•五”設立的國產風機攻關項目，取得了初步成果。

　　B.1994-2003：產業(yè)化探索階段

　　此階段首次探索建立了強制性收購、還本付息電價和成本分攤制度，由于投資者利益得到保障，貸款建設風電場開始發(fā)展。在第一階段取得的成果基礎上，中國各級政府相繼出臺了各種優(yōu)惠的鼓勵政策。科技部通過科技攻關和國家863高科技項目促進風電技術的發(fā)展，原經貿委、計委分別通過雙加工程、國債項目、乘風計劃等項目促進風電的持續(xù)發(fā)展。但隨著1998 年電力體制向競爭性市場改革，政策不明確，發(fā)展又趨緩慢。

　　C.2003-2007：產業(yè)化發(fā)展階段

　　此階段主要是通過實施風電特許權招標項目確定風電場投資商、開發(fā)商和上網電價，通過施行《可再生能源法》及其細則，建立了穩(wěn)定的費用分攤制度，從而迅速提高了風電開發(fā)規(guī)模和本土設備制造能力。國家發(fā)展和改革委員會通過風電特許權經營，下放5 萬千瓦以下風電項目審批權，要求國內風電項目國產化比例不小于70％等優(yōu)惠政策，扶持和鼓勵國內風電制造業(yè)的發(fā)展，使國內風電市場進入到一個高速發(fā)展的階段。中國2006 年新增裝機134.7 萬千瓦，比2005 年增加70%。自從2006 年1 月1 日開始實施新能源法后，中國市場穩(wěn)步發(fā)展。

　　D.2008 至今：大規(guī)模發(fā)展階段

　　在特許權招標的基礎上，頒布了陸地風電上網標桿電價政策；在風能資源初步詳查基礎上，提出建設八個千萬千瓦風電基地，啟動建設海上風電示范項目。

　　根據(jù)規(guī)�；�發(fā)展需要，修訂了《可再生能源法》，要求制定實施可再生能源發(fā)電全額保障性收購制度，以應對大規(guī)模風電上網和市場消納的挑戰(zhàn)。

全國2005 年至2015 年風電歷年新增并網容量及年增長率

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全國2005 年至2015 年風電歷年累計并網容量及年增長率

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　�、畚覈�風電行業(yè)的定價機制

　　根據(jù)《可再生能源法》及《可再生能源發(fā)電有關管理規(guī)定》，可再生能源發(fā)電項目的上網電價，由國務院價格主管部門根據(jù)不同類型可再生能源發(fā)電的特點和不同地區(qū)的情況，按照有利于促進可再生能源開發(fā)利用和經濟合理的原則確定，并根據(jù)可再生能源開發(fā)利用技術的發(fā)展適時調整和公布。

　　根據(jù)國家發(fā)改委頒布并于2006 年1 月1 日生效的《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》（發(fā)改價格[2006]7 號），2005 年12 月31 日后獲得國家發(fā)改委或者省級發(fā)改委核準的風電項目的上網電價實行政府指導價，電價標準由國務院價格主管部門按照招標形成的價格確定；可再生能源發(fā)電價格高于當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網電價的差額部分，在全國省級及以上電網銷售電量中分攤。2009 年7 月，國家發(fā)改委發(fā)布了《關于完善風力發(fā)電上網電價政策的通知》（發(fā)改價格[2009]1906 號），對風力發(fā)電上網電價政策進行了完善。文件規(guī)定，全國按風能資源狀況和工程建設條件分為四類風能資源區(qū)，相應設定風電標桿上網電價。

　　四類風電標桿上網電價水平分別為0.51 元/kWh、0.54 元/kWh、0.58 元/kWh和0.61 元/kWh，2009 年8 月1 日起新核準的陸上風電項目，統(tǒng)一執(zhí)行所在風能資源區(qū)的標桿上網電價。

　　政府針對四類風能資源區(qū)發(fā)布的指導價格為最低限價，實際執(zhí)行電價由風力發(fā)電企業(yè)與電網公司簽訂購電協(xié)議確定后，報國家物價主管部門備案。2009 年8月1 日之前核準的陸上風電項目，上網電價仍按原有規(guī)定執(zhí)行。并繼續(xù)實行風電價格費用分攤制度，風電上網電價在當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網電價以內的部分，由當?shù)厥〖夒娋W負擔；高出部分，通過全國征收的可再生能源電價附加分攤解決。

　　2014 年6 月，國家發(fā)改委發(fā)布了《國家發(fā)展改革委員會關于海上風電上網電價政策的通知》（發(fā)改價格[2014]1216 號），明確規(guī)定了非招標的海上風電項目上網電價為0.85 元/kWh，潮間帶風電項目上網電價為0.75 元/kWh，通過特許權招標的海上風電項目上網電價按中標價格執(zhí)行，但不得高于同類項目的上網電價水平。

　　2014 年12 月，國家發(fā)改委發(fā)布了《關于適當調整陸上風電標桿上網電價的通知》（發(fā)改價格[2014]3008 號），對Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類資源區(qū)風電標桿上網電價降低0.02 元/kWh，調整后的上網電價分別為0.49 元/kWh、0.52 元/kWh、0.56元/kWh 和0.61 元/kWh，新的電價政策適用于2015 年1 月1 日后核準的陸上風電項目及2015 年1 月1 日前核準但于2016 年1 月1 日后投運的陸上風電項目。

　　2015 年12 月，國家發(fā)改委公布了《關于完善陸上風電光伏發(fā)電上網標桿電價政策的通知》（發(fā)改價格[2015]3044 號），實行陸上風電、光伏發(fā)電上網標桿電價隨發(fā)展規(guī)模逐步降低的價格政策。

　　此次調價將I、II、III 類資源區(qū)風電標桿電價在2016 年下調0.02 元/kWh，至2018 年繼續(xù)下調0.03 元/kWh，將IV 類資源區(qū)風電標桿電價在2016 年下調0.01 元/kWh，至2018 年繼續(xù)下調0.02 元/kWh。調整后的陸上風電各資源區(qū)標桿電價2016 年分別為0.47 元/kWh、0.50 元/kWh、0.54 元/kWh、0.60 元/kWh，2018 年分別為0.44 元/kWh、0.47 元/kWh、0.51 元/kWh、0.58 元/kWh。

　　2016 年、2018 年等年份1 月1 日以后核準的陸上風電項目分別執(zhí)行2016年、2018 年的上網標桿電價。2 年核準期內未開工建設的項目不得執(zhí)行該核準期對應的標桿電價。2016 年前核準的陸上風電項目但于2017 年底前仍未開工建設的，執(zhí)行2016 年上網標桿電價。
2016 年12 月，國家發(fā)改委公布了《國家發(fā)展改革委關于調整光伏發(fā)電陸上風電標桿上網電價的通知》（發(fā)改價格[2016]2729 號），對2018年1 月1 日之后新核準建設的陸上風電標桿上網電價進行了進一步調整，調整后I、II、III、IV類資源區(qū)風電標桿電價分別為0.40 元/kWh、0.45 元/kWh、0.49 元/kWh、0.57 元/kWh。

　　2018 年1 月1 日以后核準并納入財政補貼年度規(guī)模管理的陸上風電項目執(zhí)行2018 年的標桿上網電價。2 年核準期內未開工建設的項目不得執(zhí)行該核準期對應的標桿電價。2018 年以前核準并納入以前年份財政補貼規(guī)模管理的陸上風電項目但于2019 年底前仍未開工建設的，執(zhí)行2018 年標桿上網電價。2018 年以前核準但納入2018 年1 月1 日之后財政補貼年度規(guī)模管理的陸上風電項目，執(zhí)行2018 年標桿上網電價。

現(xiàn)行陸上風電各資源區(qū)標桿上網電價情況如下：

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　�、芪覈�風電行業(yè)發(fā)展趨勢

　　根據(jù)《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，“十三五”時期具體發(fā)展指標為“到2020 年底，風電累計并網裝機容量確保達到2.1 億千瓦以上，其中海上風電并網裝機容量達到500 萬千瓦以上；風電年發(fā)電量確保達到4200 億千瓦時，約占全國總發(fā)電量的6%。

　　“十三五”期間風電發(fā)展的重點工作如下：

　　A、有效解決風電消納問題

　　通過加強電網建設、提高調峰能力、優(yōu)化調度運行等措施，充分挖掘系統(tǒng)消納風電能力，促進區(qū)域內部統(tǒng)籌消納以及跨省跨區(qū)消納，切實有效解決風電消納問題。

　　合理規(guī)劃電網結構，補強電網薄弱環(huán)節(jié)。電網企業(yè)要根據(jù)《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，重點加強風電項目集中地區(qū)的配套電網規(guī)劃和建設，有針對性地對重要送出斷面、風電匯集站、樞紐變電站進行補強和增容擴建，逐步完善和加強配電網和主網架結構，有效減少因局部電網送出能力、變電容量不足導致的大面積棄風限電現(xiàn)象。加快推動配套外送風電的重點跨省跨區(qū)特高壓輸電通道建設，確保按期投產。

　　充分挖掘系統(tǒng)調峰潛力，提高系統(tǒng)運行靈活性。加快提升常規(guī)煤電機組和供熱機組運行靈活性，通過技術改造、加強管理和輔助服務政策激勵，增大煤電機組調峰深度，盡快明確自備電廠的調峰義務和實施辦法，推進燃煤自備電廠參與調峰，重視并推進燃氣機組調峰，著力化解冬季供暖期風電與熱電聯(lián)產機組的運行矛盾。加強需求側管理和響應體系建設，開展和推廣可中斷負荷試點，不斷提升系統(tǒng)就近就地消納風電的能力。

　　優(yōu)化調度運行管理，充分發(fā)揮系統(tǒng)接納風電潛力。修訂完善電力調度技術規(guī)范，提高風電功率預測精度，推動風電參與電力電量平衡。合理安排常規(guī)電源開機規(guī)模和發(fā)電計劃，逐步縮減煤電發(fā)電計劃，為風電預留充足的電量空間。在保證系統(tǒng)安全的情況下，將風電充分納入網調、省調的年度運行計劃。加強區(qū)域內統(tǒng)籌協(xié)調，優(yōu)化省間聯(lián)絡線計劃和考核方式，充分利用省間調峰資源，推進區(qū)域內風電資源優(yōu)化配置。充分利用跨省跨區(qū)輸電通道，通過市場化方式最大限度提高風電外送電量，促進風電跨省跨區(qū)消納。

　　B、提升中東部和南方地區(qū)風電開發(fā)利用水平

　　重視中東部和南方地區(qū)風電發(fā)展，將中東部和南方地區(qū)作為為我國“十三五”期間風電持續(xù)規(guī)�；�開發(fā)的重要增量市場。

　　做好風電發(fā)展規(guī)劃。將風電作為推動中東部和南方地區(qū)能源轉型和節(jié)能減排的重要力量，以及帶動當?shù)亟洕�社會發(fā)展的重要措施。根據(jù)各省（區(qū)、市）資源條件、能耗水平和可再生能源發(fā)展引導目標，按照“本地開發(fā)、就近消納”的原則編制風電發(fā)展規(guī)劃。落實規(guī)劃內項目的電網接入、市場消納、土地使用等建設條件，做好年度開發(fā)建設規(guī)模的分解工作，確保風電快速有序開發(fā)建設。

　　完善風電開發(fā)政策環(huán)境。創(chuàng)新風電發(fā)展體制機制，因地制宜出臺支持政策措施。簡化風電項目核準支持性文件，制定風電與林地、土地協(xié)調發(fā)展的支持性政策，提高風電開發(fā)利用效率。建立健全風電項目投資準入政策，保障風電開發(fā)建設秩序。鼓勵企業(yè)自主創(chuàng)新，加快推動技術進步和成本降低，在設備選型、安裝臺數(shù)方面給予企業(yè)充分的自主權。

　　提高風電開發(fā)技術水平。加強風能資源勘測和評價，提高微觀選址技術水平，針對不同的資源條件，研究采用不同機型、塔筒高度以及控制策略的設計方案，加強設備選型研究，探索同一風電場因地制宜安裝不同類型機組的混排方案。在可研設計階段推廣應用主機廠商帶方案招投標。推動低風速風電技術進步，因地制宜推進常規(guī)風電、低風速風電開發(fā)建設。

　　C、推動技術自主創(chuàng)新和產業(yè)體系建設

　　不斷提高自主創(chuàng)新能力，加強產業(yè)服務體系建設，推動產業(yè)技術進步，提升風電發(fā)展質量，全面建成具有世界先進水平的風電技術研發(fā)和設備制造體系。促進產業(yè)技術自主創(chuàng)新。加強大數(shù)據(jù)、3D 打印等智能制造技術的應用，全面提升風電機組性能和智能化水平。突破10 兆瓦級大容量風電機組及關鍵部件的設計制造技術。掌握風電機組的降載優(yōu)化、智能診斷、故障自恢復技術，掌握基于物聯(lián)網、云計算和大數(shù)據(jù)分析的風電場智能化運維技術，掌握風電場多機組、風電場群的協(xié)同控制技術。突破近海風電場設計和建設成套關鍵技術，掌握海上風電機組基礎一體化設計技術并開展應用示范。鼓勵企業(yè)利用新技術，降低運行管理成本，提高存量資產運行效率，增強市場競爭力。

　　加強公共技術平臺建設。建設全國風資源公共服務平臺，提供高分辨率的風資源數(shù)據(jù)。建設近海海上試驗風電場，為新型機組開發(fā)及優(yōu)化提供型式試驗場地和野外試驗條件。建設10 兆瓦級風電機組傳動鏈地面測試平臺，為新型機組開發(fā)及性能優(yōu)化提供檢測認證和技術研發(fā)的保障，切實提高公共技術平臺服務水平。

　　推進產業(yè)服務體系建設。優(yōu)化咨詢服務業(yè)，鼓勵通過市場競爭提高咨詢服務質量。積極發(fā)展運行維護、技術改造、電力電量交易等專業(yè)化服務，做好市場管理與規(guī)則建設。創(chuàng)新運營模式與管理手段，充分共享行業(yè)服務資源。建立全國風電技術培訓及人才培養(yǎng)基地，為風電從業(yè)人員提供技能培訓和資質能力鑒定，與企業(yè)、高校、研究機構聯(lián)合開展人才培養(yǎng)，健全產業(yè)服務體系。

　　D、完善風電行業(yè)管理體系

　　深入落實簡政放權的總體要求，繼續(xù)完善風電行業(yè)管理體系，建立保障風電產業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的政策體系和管理機制。

　　加強政府管理和協(xié)調。加快建立能源、國土、林業(yè)、環(huán)保、海洋等政府部門間的協(xié)調運行機制，明確政府部門管理職責和審批環(huán)節(jié)手續(xù)流程，為風電項目健康有序開發(fā)提供良好的市場環(huán)境。完善分散式風電項目管理辦法，出臺退役風機置換管理辦法。

　　完善海上風電產業(yè)政策。開展海上風能資源勘測和評價，完善沿海各省（區(qū)、市）海上風電發(fā)展規(guī)劃。加快海上風電項目建設進度，鼓勵沿海各�。▍^(qū)、市）和主要開發(fā)企業(yè)建設海上風電示范項目。規(guī)范精簡項目核準手續(xù)，完善海上風電價格政策。加強標準和規(guī)程制定、設備檢測認證、信息監(jiān)測工作，形成覆蓋全產業(yè)鏈的成熟的設備制造和建設施工技術標準體系。

　　全面實現(xiàn)行業(yè)信息化管理。結合國家簡政放權要求，完善對風電建設期和運行期的事中事后監(jiān)管，加強對風電工程、設備質量和運行情況的監(jiān)管。應用大數(shù)據(jù)、“互聯(lián)網+”等信息技術，建立健全風電全生命周期信息監(jiān)測體系，全面實現(xiàn)風電行業(yè)信息化管理。

　　E、建立優(yōu)勝劣汰的市場競爭機制

　　發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，加快推動政府職能轉變，建立公平有序、優(yōu)勝劣汰的市場競爭環(huán)境，促進行業(yè)健康發(fā)展。

　　加強政府監(jiān)管。規(guī)范地方政府行為，糾正“資源換產業(yè)”等不正當行政干預。規(guī)范風電項目投資開發(fā)秩序，杜絕企業(yè)違規(guī)買賣核準文件、擅自變更投資主體等行為，建立企業(yè)不良行為記錄制度、負面清單等管理制度，形成市場淘汰機制。構建公平、公正、公開的招標采購市場環(huán)境，杜絕有失公允的關聯(lián)交易，及時糾正違反公平原則、擾亂市場秩序的行為。

　　強化質量監(jiān)督。建立覆蓋設計、生產、運行全過程的質量監(jiān)督管理機制。充分發(fā)揮行業(yè)協(xié)會的作用，完善風電機組運行質量監(jiān)測評價體系，定期開展風電機組運行情況綜合評價。落實風電場重大事故上報、分析評價及共性故障預警制度，定期發(fā)布風電機組運行質量負面清單。充分發(fā)揮市場調節(jié)作用，有效進行資源整合，鼓勵風電設備制造企業(yè)兼并重組，提高市場集中度。完善標準檢測認證體系。進一步完善風電標準體系，制定和修訂風電機組、風電場、輔助運維設備的測試與評價標準，完善風電機組關鍵零部件、施工裝備、工程技術和風電場運行、維護、安全等標準。加強檢測認證能力建設，開展風電機組項目認證，推動檢測認證結果與信用建設體系的銜接。

　　F、加強國際合作

　　緊密結合“一帶一路”倡議及國際多邊、雙邊合作機制，把握全球風電產業(yè)發(fā)展大勢和國際市場深度合作的窗口期，有序推進我國風電產業(yè)國際化發(fā)展。穩(wěn)步開拓國際風電市場。充分發(fā)揮我國風電設備和開發(fā)企業(yè)的競爭優(yōu)勢，深入對接國際需求，穩(wěn)步開拓北非、中亞、東歐、南美等新興市場，鞏固和深耕北美、澳洲、歐洲等傳統(tǒng)市場，鼓勵采取貿易、投資、園區(qū)建設、技術合作等多種方式，推動風電產業(yè)領域的咨詢、設計、總承包、裝備、運營等企業(yè)整體走出去。提升融資、信保等服務保障，形成多家具有國際競爭力和市場開拓能力的風電設備骨干企業(yè)。

　　加強國際品牌建設。堅持市場導向和商業(yè)運作原則，加強質量信用，建立健全風電產品出口規(guī)范體系，包括質量監(jiān)測和安全生產體系、海外投資項目的投資規(guī)范管理體系等。嚴格控制出口風電設備的質量，促進開發(fā)企業(yè)和設備制造企業(yè)加強國際品牌建設，塑造我國風電設備質量優(yōu)異、服務到位的良好市場形象。

　　積極參與國際標準體系建設。鼓勵國內風電設計、建設、運維和檢測認證機構積極參與國際標準制定和修訂工作。鼓勵與境外企業(yè)和相關機構開展技術交流合作，增強技術標準的交流合作與互認，推動我國風電認證的國際采信。積極運用國際多邊互認機制，深度參與可再生能源認證互認體系合格評定標準、規(guī)則的制定、實施和評估，提升我國在國際認證、認可、檢測等領域的話語權。積極促進國際技術合作。在已建立的政府雙邊合作關系基礎上，進一步深化技術合作，建立新型政府間、民間的雙邊、多邊合作伙伴關系。鼓勵開展國家級風電公共實驗室國際合作，在大型公共風電數(shù)據(jù)庫建設等方面建立互信與共享。鼓勵國內企業(yè)設立海外研發(fā)分支機構，聯(lián)合國外機構開展基礎科學研究，支持成立企業(yè)間風電技術專項國際合作項目。做好國際風電技術合作間的知識產權工作。

　　G、發(fā)揮金融對風電產業(yè)的支持作用

　　積極促進風電產業(yè)與金融體系的融合，提升行業(yè)風險防控水平，鼓勵企業(yè)降低發(fā)展成本。

　　完善保險服務體系，提升風電行業(yè)風險防控水平。建立健全風電保險基礎數(shù)據(jù)庫與行業(yè)信息共享平臺，制定風電設備、風電場風險評級標準規(guī)范，定期發(fā)布行業(yè)風險評估報告，推動風電設備和風電場投保費率差異化。建立覆蓋風電設備及項目全過程的保險產品體系。創(chuàng)新保險服務模式，鼓勵風電設備制造企業(yè)聯(lián)合投保。鼓勵保險公司以共保體、設立優(yōu)先賠付基金的方式開展保險服務，探索成立面向風電設備質量的專業(yè)性相互保險組織。推進保險公司積極采信第三方專業(yè)機構的評價結果，在全行業(yè)推廣用保函替代質量保證金。創(chuàng)新融資模式，降低融資成本。鼓勵企業(yè)通過多元化的金融手段，積極利用低成本資金降低融資成本。將風電項目納入國家基礎設施建設鼓勵目錄。鼓勵金融機構發(fā)行綠色債券，鼓勵政策性銀行以較低利率等方式加大對風電產業(yè)的支持，鼓勵商業(yè)銀行推進項目融資模式。鼓勵風電企業(yè)利用公開發(fā)行上市、綠色債券、資產證券化、融資租賃、供應鏈金融等金融工具，探索基于互聯(lián)網和大數(shù)據(jù)的新興融資模式。

　　積極參與碳交易市場，增加風電項目經濟收益。充分認識碳交易市場對風電等清潔能源行業(yè)的積極作用，重視碳資產管理工作，按照規(guī)定積極進行項目注冊和碳減排量交易。完善綠色證書交易平臺建設，推動實施綠色電力證書交易，并做好與全國碳交易市場的銜接協(xié)調。

　　（3）市場競爭格局和市場化程度

　　1、風電市場競爭情況

　　①國有企業(yè)占比較高，民營企業(yè)占比逐漸提升

　　截至2015 年末，全國超過1,000 家項目公司參與了風電投資和建設，其中各類企業(yè)并網容量占比情況

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　　由上表可見，國電、華能、大唐、華電和國電投五大國有發(fā)電集團為代表的國有風力發(fā)電企業(yè)的累計并網容量占了全網累計并網容量的絕大部分，占據(jù)了主力地位，民營風力發(fā)電企業(yè)雖然目前占比不高，但是處于逐步增長的階段。

截至2015 年12 月31 日我國風力發(fā)電國有企業(yè)累計并網容量排名

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　　截至2015 年12 月31 日我國風力發(fā)電民營企業(yè)累計并網容量排名

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　�、趨^(qū)域市場集中度較高

　　截至2015 年底，全國共有22 個省（區(qū)）累計并網容量超過百萬千瓦，其中內蒙古并網容量2,377.99 萬千瓦，居全國之首，甘肅和新疆分別以并網1,252.00萬千瓦和1,087.60 萬千瓦位居第二、三位，華北、東北、西北地區(qū)風電并網容量累計約占全國風電并網容量的79.5%。

全國各省2015 年累計風電并網容量前十名

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　　2、行業(yè)市場化程度

　　風電行業(yè)的市場化程度較低。從銷售方面來看，電力的銷售對象較為單一，并且受到《可再生能源法》的保障，市場化程度較低；從資金方面來看，風力發(fā)電行業(yè)資金投資量較大，回收期較長，進入門檻相對較高，使得市場化程度較低。截至2015 年末，我國累計并網容量前十大風力發(fā)電企業(yè)合計占全國并網總量67.50%的份額。