报告链接：中国风电市场发展现状、趋势与投资前景预测调研分析报告（2026版）
一、风电市场资源分析
一、100米高度层风能资源
（一）100米高度层平均风速
2025年，全国陆地100米高度平均风速约为4.8m/s。从空间分布(图1.3)看，东北大部、华北北部、内蒙古大部、宁夏北部、陕西北部、甘肃西部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原大部、四川西部、云贵高原和广西等地的山区、东南部沿海等地年平均风速一般大于6.0m/s，其中，内蒙古中部和东部、新疆东部和北部的部分地区、东北东部、青藏高原大部等地年平均风速达到7.0m/s，部分地区可达8.0m/s以上。甘肃南部、山东大部、江苏大部、安徽北部、河南东部、湖北中部、江西山区、湖南山区、广东北部等地年平均风速为5.0~6.0m/s。全国其他地区年平均风速一般低于5.0m/s，主要分布在中部和东部平原地区、川渝地区及新疆的盆地区域。
2025年，全国部分海上区域(图1.3中所示海区，下同)100米高度平均风速约为7.8m/s。从空间分布(图1.3)看，渤海和黄海海域风速在6.0~8.0m/s，东海和南海北部海域风速可达8.0m/s以上，台湾海峡风速可达9.0m/s以上。
各省(区、市)2025年100米高度年平均风速统计结果详见图1.4，其中沿海省份仅统计陆地区域。
（二）100米高度层平均风功率密度
2025年，全国陆地100米高度年平均风功率密度为172.0W/m2。从空间分布(图1.6)看，东北大部、内蒙古大部、华北大部、华东大部、青藏高原大部、贵州、广西南部等地年平均风功率密度一般超过200W/m2。其中，黑龙江西部和东部、吉林西部、辽宁中西部、内蒙古大部、河北北部、山西、新疆北部的部分地区、青藏高原和云贵高原的山脊地区等地超过300W/m2。全国其他地区年平均风功率密度一般低于200W/m2，其中中部和东部平原地区及新疆的盆地区域低于150W/m2。
2025年，全国部分海上区域100米高度年平均风功率密度为537.5W/m2。从空间分布(图1.6)看，除渤海海域外，其他大部海域年平均风功率密度均可达500W/m2以上。
二、140米高度层风能资源
（一）140米高度层平均风速
2025年，全国陆地140米高度年平均风速约为5.1m/s。从空间分布(图1.7)看，东北大部、内蒙古大部、华北北部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原、宁夏中部、山西局部等地年平均风速大于7.0m/s，其中，东北地区西部和东北部、内蒙古中部和东部、新疆东部和北部的部分地区、甘肃西部、青藏高原部分地区年平均风速达8.0m/s以上。
2025年，全国部分海上区域140米高度年平均风速约为8.0m/s。从空间分布(图1.7)看，渤海、黄海海域年平均风速可达7.0m/s，东海海域可达8.0m/s，南海和台湾海峡海域可达9.0m/s。
（二）140米高度层平均风功率密度
2025年，全国陆地140米高度年平均风功率密度为202.3W/m2。从空间分布(图1.10)看，东北大部、内蒙古大部、华北北部和沿海、华东沿海、青藏高原局部、新疆北部和东部、广西南部等地年平均风功率密度一般超过300W/m2。其中，黑龙江西部和东部、吉林西部、内蒙古大部、青藏高原的山脊地区等地超过400W/m2。全国其他地区年平均风功率密度一般低于300W/m2，其中中部和东部平原地区及新疆的盆地区域低于200W/m2。
2025年，全国部分海上区域140米高度年平均风功率密度为576.8W/m2。从空间分布(图1.10)看，大部分海域年平均风功率密度均可达500W/m2以上。
二、2025/2026年风电市场政策规划汇总
一、《关于推动海洋能规模化利用的指导意见》（2025年2月）
支持波浪能与海上风电同场开发，共建共享配套基础设施，降低波浪能资源综合开发成本。鼓励海上风电场配套开发波浪能。
二、《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》（2025年3月）
稳步推动风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电），以及生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目参与绿色电力交易。
三、《关于推动交通运输与能源融合发展的指导意见》（2025年3月）
因地制宜推进港口航道清洁能源综合利用。结合港口码头、航道运河既有条件，在确保港口作业、船舶通航等安全前提下，依托港池、仓库、防波堤等，因地制宜推广海洋能、光伏、风电等新能源就地开发利用。
四、《关于促进能源领域民营经济发展若干举措的通知》（2025年4月）
鼓励民营企业推进风电场、光伏电站构网型技术改造，创新“人工智能+”应用场景，提高出力预测精度、运行效率和管理水平。鼓励民营企业积极培育风电、光伏设备循环利用先进技术和商业模式，提高资源利用效率。
五、《关于支持风电开发建设规范使用林地草地有关工作的通知》（2026年1月）
（一）支持引导风电场项目科学布局。各级林草主管部门要与同级发展改革、自然资源、能源等主管部门做好国土空间规划、林草相关规划、风电发展规划、风电资源普查工作的衔接，提前指导项目选址，推动选址符合法律法规和政策要求，鼓励风电场项目开发空间集约复合利用，优先布局在沙漠、戈壁、荒漠等区域。生态保护红线、自然保护地、重要湿地、重点国有林区林地草地内不得新建、扩建风电场项目。在上述禁建区外，支持风电场项目开发建设并规范使用林地草地。风机基础、施工和检修道路、升压站、集电线路等需要使用（含临时使用）林地草地的，应避让以下区域：国家级公益林中的乔木林地（包括未成林造林地和迹地），年降水量400毫米以下区域的乔木林地，基本草原，野生动物重要栖息地（迁徙通道）及其他集群活动区域。确需占用野生动物重要栖息地（迁徙通道）及其他集群活动区域的，应当进行严格评估并采取修建野生动物通道等措施，消除或减少不利影响。列入国家级重大项目，经论证确实无法避让的，可以占用基本草原。
（二）明确风电场项目改造升级要求。生态保护红线、自然保护地内依法已建成风电场项目，原则上不进行改造升级。生态保护红线、自然保护地外，重要湿地、重点国有林区林地草地、基本草原内依法已建成的风电场项目，可按照集约化、节约化的原则进行改造升级。鼓励用地单位将风电场项目改造升级后闲置的建设用地修复为林地、草地、湿地，推动风电开发建设与生态修复融合发展。上述区域内的风电场项目用地期满后，应当逐步有序退出，并做好生态修复。
（三）规范风电场项目使用林地草地手续办理。新建、改扩建风电场应当严格按规定办理林地草地审核审批手续，符合使用林地草地条件的，应当加快办理审核审批手续；涉及新增建设用地的，须依法依规办理建设用地审批手续；涉及湿地、野生动物重要栖息地、迁徙通道、重点保护野生植物生长环境的，应按照《湿地保护法》《野生动物保护法》《野生植物保护条例》等有关规定执行。严禁通过违规改造现地的方式规避禁限建规定。风电场施工和检修道路，应尽可能利用现有道路；确需新建或扩建的，可结合防火路、农村道路等，按相关行业标准建设，严防水土流失，促进林区道路综合利用。施工道路经论证无法恢复的，应与检修道路一并办理永久使用林地草地手续。
六、《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》（2026年3月）
深入实施能源安全新战略，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，建设能源强国。推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，坚持风光水核等多能并举，实施非化石能源十年倍增行动。统筹就地消纳和外送，建设“三北”风电光伏、西南水风光一体化、沿海核电、海上风电等清洁能源基地，加强分布式能源就近开发利用，布局发展绿色氢氨醇，积极推进光热发电和地热能利用。
三、风电市场建设管理分析
一、风电开发原则
（一）《中华人民共和国电力法》（1995年发布/2009/2015/2018年修订）
电力事业投资，实行谁投资、谁收益的原则。
电力投资者对其投资形成的电力，享有法定权益。并网运行的，电力投资者有优先使用权；未并网的自备电厂，电力投资者自行支配使用。
电力建设项目应当符合电力发展规划，符合国家电力产业政策。电力建设项目不得使用国家明令淘汰的电力设备和技术。
二、风电管理部门
（一）《风电开发建设管理暂行办法》（2011年8月）
国务院能源主管部门负责全国风电开发建设管理。
各省（区、市）政府能源主管部门在国务院能源主管部门的指导和组织下，按照国家有关规定负责本地区风电开发建设管理。
委托国家风电建设技术归口管理单位承担全国风电技术质量管理。
三、风电管理体制
（一）《关于进一步促进风力发电发展的若干意见》（1999年11月）
风电场建设要实行项目法人负责制、资本金制、招投标制、工程监理制和合同管理制。
四、风电管理内容
（一）《风电开发建设管理暂行办法》（2011年8月）
风电开发建设管理包括风电场工程的建设规划、项目前期工作、项目核准、竣工验收、运行监督等环节的行政组织管理和技术质量管理。
（二）《关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》（2011年11月）已废止
分散式接入风电项目的开发规划和建设管理包括项目场址选择、前期工作及建设条件论证、项目核准、并网运行和竣工验收管理等工作。
（三）《海上风电开发建设管理办法》（2016年12月）
海上风电开发建设管理包括海上风电发展规划、项目核准、海域海岛使用、环境保护、施工及运行等环节的行政组织管理和技术质量管理。
五、风电规划制定
《政府核准的投资项目目录（2014/2016年本）》提出：风电站由地方政府在国家依据总量控制制定的建设规划及年度开发指导规模内核准。
风电场工程规划以风能资源评价成果为基础，综合考虑地区社会经济、自然环境、开发条件及市场前景等因素，规划选定各风电场场址；并对选定的各规划风电场进行统筹考虑，初步拟定开发顺序。
（一）《风电开发建设管理暂行办法》（2011年8月）
国家对风电开发建设实行建设规划和年度开发计划管理，省级能源主管部门要制定本地区风电场工程建设规划和年度开发计划。
风电场工程建设规划是风电场工程项目建设的基本依据，要坚持“统筹规划、有序开发、分步实施、协调发展”的方针，协调好风电开发与环境保护、土地及海域利用、军事设施保护、电网建设及运行的关系。
六、风电年度开发计划
《政府核准的投资项目目录（2014/2016年本）》提出：风电站由地方政府在国家依据总量控制制定的建设规划及年度开发指导规模内核准。
（一）《风电开发建设管理暂行办法》（2011年8月）
国家对风电开发建设实行建设规划和年度开发计划管理，省级能源主管部门要制定本地区风电场工程建设规划和年度开发计划。
省级政府能源主管部门提出的年度开发计划，应包括建设总规模和各项目的开发申请报告，国务院投资主管部门和省级政府投资主管部门核准的项目均应包括在内。
四、风电项目选址分析
一、场址选择管理部门
（一）《风电特许权项目前期工作管理办法》（2003年9月）
各省（区、市）风电场选址由各省（区、市）计委（发改委）委托有关技术单位负责。
二、建设用地条件
（一）《关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》（2011年11月）已废止
场址宜选择荒地和未利用地、距离拟接入电网现有变电站较近，少占或不占耕地，对外交通方便、施工安装条件较好的地区。项目场址应避开军事、自然环境保护、文物保护、噪声控制等敏感区域，并与交通、通讯和管线等基础设施保持合理距离。
场址距离最近的建筑物原则上应不小于300米，噪声控制应符合国家相关标准限值。
三、风能资源条件
建设风电场最基本的条件是要有能量丰富、风向稳定的风能资源，选择风电场场址时应尽量选择风能资源丰富的场址。
现有测风数据是最有价值的资料，中国气象科学研究院和部分省区的有关部门绘制了全国或地区的风能资源分布图，按照风功率密度和有效风速出现小时数进行风能资源区划，标明了风能丰富的区域，可用于指导宏观选址。有些省区已进行过风能资源的测量，可以向有关部门咨询，尽量收集候选场址已有的测风数据或已建风电场的运行记录，对场址风能资源进行评估。
某些地区完全没有或者只有很少现成测风数据；还有些区域地形复杂，即使有现成资料用来推算测站附近的风况，其可靠性也受到限制。在风电场场址选择时可采用以下定性方法初步判断风能资源是否丰富。
1）地形地貌特征判别法
2）植物变形判别法
3）风成地貌判别法
4）当地居民调查判别法
四、风电场联网条件
各级电压线路的一般输送容量和输电距离
五、交通运输条件
风能资源丰富的地区一般都在比较偏远的地区，如山脊、戈壁滩、草原、海滩和海岛等，大多数场址需要拓宽现有道路并新修部分道路以满足设备的运输。
在风电场选址时，应了解候选风场周围交通运输情况，对风况相似的场址，尽量选择那些离已有公路较近，对外交通方便的场址，以利于减少道路的投资。
六、施工安装条件
收集候选场址周围地形图，分析地形情况。地形复杂，不利于设备的运输、安装和管理，装机规模也受到限制，难以实现规模开发，场内交通道路投资相对也大。场址选择时在主风向上要求尽可能开阔、宽敞，障碍物尽量少、粗糙度低，对风速影响小。另外，应选择地形比较简单的场址，以利于大规模开发及设备的运输、安装和管理。
七、装机规模条件
为了降低风电场造价，风电场工程投资中，对外交通以及送出工程等配套工程投资所占比例不宜太大。在风电场规划选址时，应根据风电场地形条件及风况特征，初步拟定风电场规划装机规模，布置拟安装的风电机组位置。对风电特许权项目，应尽量选择那些具有较大装机规模的场址。
八、工程地质条件
在风电场选址时，应尽量选择地震烈度小，工程地质和水文地质条件较好的场址。作为风电机组基础持力层的岩层或土层应厚度较大、变化较小、土质均匀、承载力能满足风电机组基础的要求。
九、环境保护条件
风电场选址时应注意与附近居民、工厂、企事业单位（点）保持适当距离，尽量减小噪音污染；应避开自然保护区、珍稀动植物地区以及候鸟保护区和候鸟迁徙路径等。另外，候选风电场场址内树木应尽量少，以便在建设和施工过程中少砍伐树木。
五、风电市场开发权分析
一、风电项目开发权管理
《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》/《2019年风电项目建设工作方案》/《风电项目竞争配置指导方案（2019年版）》（2019年5月）：
对集中式陆上风电项目和海上风电项目通过竞争配置方式组织建设。
各省级能源主管部门要制定风电项目竞争配置工作方案，公开竞争配置条件和流程，按照公开公平公正的原则对纳入国家补贴范围的项目或投资进行优选（或招标）。
二、风电项目开发权确认方式
（一）《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》/《2019年风电项目建设工作方案》（2019年5月）
2019年度需国家补贴的新建集中式风电项目全部通过竞争配置方式选择。有关省级能源主管部门按照本文附件中的指导方案制定2019年度风电项目竞争配置工作方案，向社会公布。
对不参与分布式发电市场化交易试点的分散式风电项目，可不参与竞争性配置，按有关管理和技术要求由地方政府能源主管部门核准建设。
2019年起新增的海上风电项目必须通过竞争配置确定项目业主单位，各相关省级能源主管部门应按照加快推动技术进步和成本下降的原则制定专门的海上风电项目竞争配置工作方案。依法依规核准的海上风电项目执行国家有关电价政策。
（二）《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》/《2020年风电项目建设方案》（2020年3月）
集中式陆上风电项目和海上风电项目按《风电项目竞争性配置指导方案（2019年版）》组织竞争性配置，分散式风电项目可不参与竞争性配置，按有关管理和技术要求由地方政府能源主管部门核准建设。
六、风电市场业务许可分析
《电力业务许可证注销管理办法》（2012年发布/2021年6月修订）规定：电力业务许可证是指发电类、输电类、供电类电力业务许可证。
国家能源局《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理的通知》（2023年10月）：在现有许可豁免政策基础上，将分散式风电项目纳入许可豁免范围，不要求其取得电力业务许可证。本通知印发前，已取得电力业务许可证的分散式风电项目运营企业，向所在地国家能源局派出机构（以下简称派出机构）申请注销电力业务许可证。
七、风电市场工程造价分析
八、风电市场投资成本分析
一、陆上风电投资成本结构（全国平均水平）
机组大型化推动陆上风电项目单位造价进一步下降。2024年全国陆上风电项目新增装机规模7579万kW，仍保持高速增长态势。7~10MW大容量机型迎来规模化发展，双馈、半直驱机型逐步占据主流，高塔架、大叶轮机型广泛应用。根据项目概算、招投标信息、结算资料综合分析，2024年陆上风电项目平均单位干瓦总投资约4200元/kW，较2023年下降6.7%，平准化度电成本(LCOE)约为0.18元/(kW·h)
二、海上风电投资成本结构（全国平均水平）
海上风电项目单位造价短期内存在一定波动，总体呈下降趋势。2024年全国海上风电项目新增装机规模404万kW，增速较2023年放缓。2024年海上风电招标市场延续了机组大型化趋势，受益于技术进步、单机容量提升及市场竞争等因素，项目单位造价进一步下降。根据项目概算、招投标信息、结算资料综合分析，2024年海上风电项目单位干瓦总投资在9000~12500元/kW区间，平准化度电成本(LCOE)在0.25~0.33元/(kW·h)(折现率5%，利用小时数2800h)。海上风电项目施工难度大，船机成本高，且受不同海域建设条件差异影响较大，因此项目间单位造价差异较大。
四、2011-2024年陆上风电历年投资单位成本（全国平均水平）
陆风:机组大型化推动陆上风电项目单位造价进一步下降
7~10MW大容量机型迎来规模化发展，双馈、半直驱机型逐步占据主流，高塔架、大叶轮机型广泛应用。
根据项目概算、招投标信息、结算资料，平均单位造价约4200元/kW，较2023年下降6.7%平准化度电成本约为0.18元/kW-h
西南、南方、华东地区单位造价明显高于其他地区，西北地区单位造价最低各地区陆风电项目的建设成本受基础建设条件、气候、海拔、送出条件、征地以及其他非技术成本影响，普遍存在一定差异。
五、2022-2024年海上风电投资单位成本（全国平均水平）
海风:受益于技术进步、单机容量提升及市场竞争等因素，单位造价进一步下降海风项目施工难度大，船机成本高，不同海域建设条件差异影响较大，造价差异较大。
平均单位造价:9000~12500元/kW平准化度电成本:0.25~0.33元/kW.h
海上风电项目单位干瓦造价水平区域化特性明显
江苏、山东、河北、广西、上海、天津等省(区、市)海域项目离岸较近，水深适中，施工窗口期较好，海床地质多为粉砂，造价最低。
福建海域普遍存在嵌岩，施工窗口期少，成本最高，但风资源较好。
八、风电市场装机容量分析
一、1997-2024年全球海上风电装机容量规模
二、各国海上风电装机容量规模
三、中国历年风电装机容量规模走势
五、中国历年风电装机容量占全球规模走势
六、31省（市、区）风电装机容量区域分布（累计）
七、31省（市、区）风电装机容量区域分布（2025年新增）
八、中国风电装机占全国电力市场比重
（一）中国风电装机容量占电力市场比重（2016-2024年）
（二）中国风电装机容量占清洁能源发电市场比重（2016-2024年）
（三）中国风电装机容量占新能源发电市场比重（2016-2024年）
（四）中国风电装机容量占可再生能源发电市场比重（2016-2024年）
九、中国风电装机容量产品结构（海上+陆上）
（一）海上风电、陆上风电装机容量占比
（二）分散式陆上风电、集中式陆上风电装机容量占比
十、中国风电装机容量单机装机容量
（一）中国风电机组平均单机容量走势
1、新增风电机组平均单机容量（2011-2024年）
2、中国风电平均单机容量走势（累计装机）（2011-2024年）
（二）中国风电机组单机容量结构
1、风电机组单机容量结构（2024年）
（1）新增风电机组单机容量结构（2024年）
（2）累计风电机组单机容量结构（2024年）
2、风电机组单机容量结构（2023年）
（1）新增风电机组单机容量结构（2023年）
（2）累计风电机组单机容量结构（2023年）
九、风电市场发电量分析
一、全球风电历年发电量走势分析
二、各国风电发电量区域分布
三、中国风电历年发电量走势分析
四、31省（市、区）风电市场发电量规模
五、31省（市、区）风电市场发电量占比
六、中国风电发电量市场占比（2016-2024年）
（一）中国风电发电量占电力市场比重（2016-2024年）
（二）中国风电发电量占清洁能源发电市场比重（2016-2024年）
（三）中国风电发电量占新能源发电市场比重（2016-2024年）
（四）中国风电发电量占可再生能源发电市场比重（2016-2024年）
十、中国风电利用小时数
一、中国风电利用小时数走势
二、不同发电设备利用小时数对比
三、31省（市、区）风电利用小时数排名
十一、中国风电利用率
一、中国风电利用率走势
二、31省（市、区）风电利用率排名
十二、中国风电上网电价走势
十三、中国风电市场盈利分析
一、中国风电市场运营成本结构
二、中国风电市场单位运营成本
（元/千瓦）
三、中国风电市场毛利率
单位：%
十四、风电市场竞争格局分析
一、风力发电开发商装机容量占比、集中度
（一）风力发电开发商装机容量占比、集中度（新增装机容量）
（二）风力发电开发商装机容量占比、集中度（累计装机容量）
二、风力发电开发商装机容量占比、集中度
（一）风力发电开发商装机容量占比、集中度（新增装机容量）
（二）风力发电开发商装机容量占比、集中度（累计装机容量）
十五、31省（市、区）风电市场开发潜力分析
技术潜力反映了在技术可达性下地区风资源发电的潜力。
在实际风电资源开发过程中，技术装机容量与技术可达性、技术成本、装机类型、风功率密度、设备运行周期等因素直接相关。
新疆、西藏、内蒙古、东北以及中国东部沿海地区风电技术潜力最高。
我国陆上140米高度风能资源技术可开发量超过100亿千瓦，近海和深远海150米高度、离岸200公里以内且水深小于100米的海上风能资源技术可开发量为27.8亿千瓦，实际装机容量利用率不足4%和0.9%，未来开发潜力巨大。
十六、全球风电市场开发潜力分析
（目录）中国风电市场发展现状、趋势与投资前景预测调研分析报告（2026版）
第一章：风电市场概述
一、能源界定
（一）能源
（二）化石能源
（三）非化石能源
（四）可再生能源
（五）清洁能源
二、能源分类
三、能源界定总结
四、新能源发电界定
五、可再生能源发电界定
六、风电概述
（一）风能界定
（二）风能应用
（三）风电原理
（四）风电分类
第二章：风电市场发展总况
一、风电市场发展历程
（一）2000年之前风电发展
（二）“十五”期间风电发展（2001-2005年）
（三）“十一五”期间风电发展（2006-2010年）
（四）“十二五”期间风电发展（2011-2015年）
（五）“十三五”期间风电发展（2016-2020年）
（六）“十四五”期间风电发展（2021-2025年）
二、风电市场发展现状分析
（一）风电市场发展现状1
（二）风电市场发展现状2
（三）风电市场发展现状3
（四）风电市场发展现状4
（五）风电市场发展现状5
（六）风电市场发展现状6
（七）风电市场发展现状7
（八）风电市场发展现状8
（九）风电市场发展现状9
（10）风电市场发展现状10
三、风电市场存在问题分析
（一）风电市场存在问题1
（二）风电市场存在问题2
（三）风电市场存在问题3
（四）风电市场存在问题4
（五）风电市场存在问题5
（六）风电市场存在问题6
（七）风电市场存在问题7
（八）风电市场存在问题8
（九）风电市场存在问题9
（10）风电市场存在问题10
四、风电市场面临形势分析
（一）风电市场面临形势1
（二）风电市场面临形势2
（三）风电市场面临形势3
（四）风电市场面临形势4
（五）风电市场面临形势5
第三章：风电市场资源分析
一、风能资源概述
（一）风能资源界定
（二）风能资源区划
二、70米高度层风能资源
（一）70米高度层平均风速及全国排名（31省、市、区）
（二）70米高度层平均风功率密度及全国排名（31省、市、区）
三、100米高度层风能资源
（一）100米高度层平均风速及全国排名（31省、市、区）
（二）100米高度层平均风功率密度及全国排名（31省、市、区）
第四章：风电市场政策规划分析
一、风电市场法律法规汇总
二、风电市场政策规划汇总
三、风电市场技术标准汇总
四、风电市场发展原则
（一）2000年之前风电发展原则
（二）“十五”期间风电发展原则（2001-2005年）
（三）“十一五”期间风电发展原则（2006-2010年）
（四）“十二五”期间风电市场发展原则（2011-2015年）
（五）“十三五”期间风电市场发展原则（2016-2020年）
（六）“十四五”期间风电市场发展原则（2021-2025年）
（七）“十五五”期间风电市场发展原则（2026-2030年）
（八）风电市场发展原则总结
五、风电市场市场发展战略
（一）2000年之前风电发展战略
（二）“十五”期间风电发展战略（2001-2005年）
（三）“十一五”期间风电发展战略（2006-2010年）
（四）“十二五”期间风电市场发展战略（2011-2015年）
（五）“十三五”期间风电市场发展战略（2016-2020年）
（六）“十四五”期间风电市场发展战略（2021-2025年）
（七）“十五五”期间风电市场发展战略（2026-2030年）
（八）风电市场发展战略总结
六、风电市场发展目标
（一）2000年之前风电发展目标
（二）“十五”期间风电发展目标（2001-2005年）
（三）“十一五”期间风电发展目标（2006-2010年）
（四）“十二五”期间风电市场发展目标（2011-2015年）
（五）“十三五”期间风电市场发展目标（2016-2020年）
（六）“十四五”期间风电市场发展目标（2021-2025年）
（七）“十五五”期间风电市场发展目标（2026-2030年）
（八）风电市场发展目标总结
七、风电市场区域布局
（一）2000年之前风电市场区域布局
（二）“十五”期间风电市场区域布局（2001-2005年）
（三）“十一五”期间风电市场区域布局（2006-2010年）
（四）“十二五”期间风电市场区域布局（2011-2015年）
（五）“十三五”期间风电市场区域布局（2016-2020年）
（六）“十四五”期间风电市场区域布局（2021-2025年）
（七）“十五五”期间风电市场区域布局（2026-2030年）
八、风电市场重点任务
（一）2000年之前风电市场重点任务
（二）“十五”期间风电市场重点任务（2001-2005年）
（三）“十一五”期间风电市场重点任务（2006-2010年）
（四）“十二五”期间风电市场重点任务（2011-2015年）
（五）“十三五”期间风电市场重点任务（2016-2020年）
（六）“十四五”期间风电市场重点任务（2021-2025年）
（七）“十五五”期间风电市场重点任务（2026-2030年）
九、风电市场技术研发
（一）2000年之前风电市场技术研发
（二）“十五”期间风电市场技术研发（2001-2005年）
（三）“十一五”期间风电市场技术研发（2006-2010年）
（四）“十二五”期间风电市场技术研发（2011-2015年）
（五）“十三五”期间风电市场技术研发（2016-2020年）
（六）“十四五”期间风电市场技术研发（2021-2025年）
（七）“十五五”期间风电市场技术研发（2026-2030年）
第五章：风电市场建设管理分析
一、风电开发原则
二、风电管理部门
三、风电管理体制
四、风电投资主体
五、风电建设财政补贴
六、风电管理内容
七、风电规划制定
八、风电开发前期申请
九、风电建设前期工作
（一）前期工作流程
（二）前期工作管理
（三）前期工作流程
1、风能资源评价
2、风电场选址
3、风电场工程规划
4、预可行性研究
5、可行性研究
6、环境影响评价
7、用地预申请
8、开发申请报告
9、开发权确认
10、开发权转让
（四）前期工作费用分摊
十、风电年度开发计划
十一、风电审核方式
十二、风电项目环评
十三、风电开工建设
十四、风电并网接入
十五、风电竣工验收
十六、风电信息统计
十七、风电运行评估
十八、风电项目延期
十九、风电项目违规责任
第六章：风电市场场址选择分析
一、场址选择管理部门
二、建设用地条件
三、风能资源条件
四、风电场联网条件
五、交通运输条件
六、施工安装条件
七、装机规模条件
八、工程地质条件
九、环境保护条件
第七章：风电市场建设用地分析
一、土地管理概述
（一）土地监管部门
（二）土地管理制度
1、农用地
2、建设用地
3、未利用土地
4、土地用途转变方式
（1）农用地转为建设用地
（2）耕地转为非耕地
（3）永久基本农田转为非耕地
（4）未利用土地转为建设用地/农用地
5、土地用途转变审批
6、土地用途转变审批部门
（三）土地利用规划
1、土地规划部门
2、土地规划期限
3、土地规划总量
4、土地规划编制原则
（四）土地所有权及分类
1、国家所有（全民所有）
2、农民集体所有（劳动群众集体所有）
（五）土地所有权登记制度
（六）土地所有权转让
1、土地所有权转让制度
2、土地所有权转让方式
3、土地所有权转让批准
4、土地所有权转让补偿
（七）土地使用权转让
1、土地使用权转让制度
2、土地使用权转让方式
（1）承包方式（集体/国有农用地/未利用土地）
（2）征收（集体土地）
（3）出让（集体经营性建设用地）
（4）出租（集体经营性建设用地）
（5）入股（集体经营性建设用地）
（6）出让（国有土体）
（7）租赁（国有土体）
（8）作价出资或者入股（国有土体）
（9）划拨（国有土体）
二、风电场用地分析
（一）风电场用地界定
（二）风电场用地分类
（三）风电场用地原则
（四）风电场用地来源
（五）风电场土地用途确认
（六）风电场土地使用权转让
（七）风电场用地供应前提条件
（八）风电场用地预审批
（九）风电场用地审批
（十）风电场用地指标计算
1、风电机组建设用地指标计算
（1）单台机组基本用地指标
（2）风电机组基本用地指标
2、机组变电站用地指标
3、集电线路用地指标
（1）电缆线路用地指标
（2）架空线路用地指标
4、升压变电站及运行管理中心用地指标
（十一）风电场用地生态保护
第八章：风电市场项目开发权分析
一、风电市场项目开发权确认方式
二、风电项目竞争性配置
（一）竞争性配置基本原则
（二）竞争配置风电项目类型
（三）竞争配置要求
（四）竞争配置程序
（五）竞争要素
三、风电项目竞争性配置规模
第九章：风电市场项目审核分析
一、风电市场项目审核方式
二、风电市场项目审核部门
三、风电市场项目审核材料
四、风电市场项目审核条件
五、风电市场项目审核申报
六、风电市场项目审核周期
七、风电市场项目审核公示
第十章：风电市场业务许可分析
一、风电业务许可界定
二、风电业务许可管理部门
三、风电业务许可管理原则
四、风电业务许可分类
五、风电业务许可有效期
六、风电业务许可豁免
七、风电业务许可颁发条件
八、风电业务许可获得时间
九、风电业务许可异地管理
十、风电业务许可变更延续
第十一章：风电市场投资成本分析
一、陆上风电投资成本结构（机构1发布数据）
（一）风电投资成本结构
1、风电设备费用
2、风电建筑安装工程费
3、风电基本预备费
4、风电其他费用
（二）风电项目基本方案
1、50MW风电项目基本方案
2、100MW风电项目基本方案
3、200MW风电项目基本方案
4、500MW风电项目基本方案
5、1000MW风电项目基本方案
（三）风电项目基本方案千瓦造价标准值
1、50MW风电项目基本方案千瓦造价标准值
2、100MW风电项目基本方案千瓦造价标准值
3、200MW风电项目基本方案千瓦造价标准值
4、500MW风电项目基本方案千瓦造价标准值
5、1000MW风电项目基本方案千瓦造价标准值
（四）风电项目千瓦造价调整值
1、50MW风电项目千瓦造价调整值
2、100MW风电项目千瓦造价调整值
3、200MW风电项目千瓦造价调整值
4、500MW风电项目千瓦造价调整值
5、1000MW风电项目千瓦造价调整值
（五）风电项目千瓦造价分类型造价参考值
1、50MW分散式风电项目分类型造价参考值（山地）
2、50MW风电项目分类型造价参考值
（1）50MW风电项目分类型造价参考值（平原）
（2）50MW风电项目分类型造价参考值（山地）
（3）50MW风电项目分类型造价参考值（复杂山地）
3、100MW风电项目分类型造价参考值
（1）100MW风电项目分类型造价参考值（平原）
（2）100MW风电项目分类型造价参考值（山地）
（3）100MW风电项目分类型造价参考值（复杂山地）
4、200MW风电项目分类型造价参考值
（1）200MW风电项目分类型造价参考值（平原）
（2）200MW风电项目分类型造价参考值（山地）
（3）200MW风电项目分类型造价参考值（复杂山地）
5、500MW风电项目分类型造价参考值
（1）500MW风电项目分类型造价参考值（平原）
（2）500MW风电项目分类型造价参考值（山地）
（3）500MW风电项目分类型造价参考值（复杂山地）
6、1000MW风电项目分类型造价参考值（平原）
二、陆上风电投资成本结构（机构2发布数据）
（一）陆上风电投资成本结构
1、陆上风电投资成本结构
2、陆上风电投资成本影响因素
（二）海上风电投资成本结构
1、海上风电投资成本结构
2、海上风电投资成本影响因素
（三）陆上与海上风电投资成本结构对比
三、海上风电投资成本结构（机构1发布数据）
（一）海上风电投资成本结构
1、海上风电设备费用
2、海上风电建筑安装工程费
3、海上风电基本预备费
4、海上风电其他费用
（二）海上风电项目基本方案
1、300MW海上风电项目基本方案
2、500MW海上风电项目基本方案
3、1000MW海上风电项目基本方案
（三）海上风电项目基本方案千瓦造价标准值
1、300MW海上风电基本方案千瓦造价标准值
2、500MW海上风电基本方案千瓦造价标准值
3、1000MW海上风电基本方案千瓦造价标准值
（四）海上风电项目千瓦造价调整值
1、300MW海上风电千瓦造价调整值
2、500MW海上风电千瓦造价调整值
3、1000MW海上风电千瓦造价调整值
（五）海上风电项目千瓦造价分类型造价参考值
1、300MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（1）辽、冀、鲁300MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（2）苏、浙300MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（3）闽、粤东300MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（4）琼、桂、粤西300MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
2、500MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（1）辽、冀、鲁500MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（2）苏、浙500MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（3）闽、粤东500MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（4）琼、桂、粤西500MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
3、1000MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（1）辽、冀、鲁1000MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（2）苏、浙1000MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（3）闽、粤东1000MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（4）琼、桂、粤西1000MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
四、海上风电投资成本结构（机构2发布数据）
（一）海上风电投资成本结构
（二）海上风电投资成本影响因素
1、设备成本
2、单机容量
3、场址条件
4、地理位置
5、离岸距离
6、送出方式
五、风电投资单位成本
（一）陆上风电单位投资成本
（二）海上风电单位投资成本
（三）陆上与海上风电单位投资成本对比
六、可再生能源发电投资单位成本对比
（一）水电单位投资成本
（二）风电单位投资成本
（三）光伏发电单位投资成本
第十二章：风电市场年度投资计划分析
一、风电发展规划
（一）“十三五”风电发展规划
（二）“十四五”风电发展规划
二、风电历年年度计划
第十三章：风电市场装机容量分析
一、全球风电装机容量分析
（一）全球风电装机容量规模走势
（二）全球风电装机容量区域分布
（三）全球风电装机容量结构
1、全球陆上风电装机容量占比
2、全球海上风电装机容量结构
二、中国风电市场装机容量规模
三、中国风电市场装机容量结构
（一）全球陆上风电装机容量占比
（二）全球海上风电装机容量结构
四、中国风电市场装机容量全国排名、占比（31省、市、区）
五、中国风电市场装机容量占全球风电比重
六、中国风电市场装机容量占电力比重
七、中国风电市场装机容量占清洁能源发电比重
八、中国风电市场装机容量占新能源发电比重
九、中国风电市场装机容量占可再生能源发电比重
第十四章：风电市场单机容量分析
一、陆上风电单机容量分析
（一）风电平均单机容量走势
（二）风电单机装机容量结构
1、10MW风电机组占比
2、9（含）-10MW风电机组占比
3、8（含）-9MW风电机组占比
4、7（含）-8MW风电机组占比
5、6（含）-7MW风电机组占比
6、5（含）-6MW风电机组占比
7、4（含）-5MW风电机组占比
8、3（含）-4MW风电机组占比
9、3MW以下风电机组占比
二、陆上风电单机容量分析（分散式风电）
（一）分散式风电平均单机容量走势
（二）分散式风电单机装机容量结构
1、8MW以上风电机组占比
2、7-7.9MW以上风电机组占比
3、6-6.9MW以上风电机组占比
4、5-5.9MW以上风电机组占比
5、4-4.9MW以上风电机组占比
6、3-3.9MW以上风电机组占比
7、2-2.9MW以上风电机组占比
8、2MW以下风电机组占比
三、海上风电单机容量分析
（一）海上风电平均单机容量走势
（二）海上风电单机装机容量结构
1、10MW风电机组占比
2、9（含）-10MW风电机组占比
3、8（含）-9MW风电机组占比
4、7（含）-8MW风电机组占比
5、6（含）-7MW风电机组占比
6、5（含）-6MW风电机组占比
7、4（含）-5MW风电机组占比
8、4MW以下风电机组占比
第十五章：风电市场发电量分析
一、风电市场发电量规模
二、风电市场发电量全国排名（31省、市、区）
三、风电市场发电量占全球风电比重
四、风电市场发电量占电力比重
五、风电市场发电量占清洁能源发电比重
六、风电市场发电量占新能源发电比重
七、风电市场发电量占可再生能源发电比重
第十六章：风电市场竞争格局分析
一、陆上风电市场竞争格局分析
二、陆上风电市场竞争格局分析（分散式）
三、海上风电市场竞争格局分析
第十七章：风电市场综合厂用电率分析
一、风电市场综合厂用电率走势
二、风电市场综合厂用电率全国排名（31省、市、区）
三、风电市场综合厂用电率与电力平均对比
第十八章：风电市场利用小时数分析
一、风电市场利用小时数走势
二、风电市场利用小时数全国排名
三、风电市场利用小时数与电力平均对比（31省、市、区）
第十九章：风电市场利用率（弃风率）分析
一、风电利用率界定
二、风电利用率统计方法
三、风电利用率数据报送
四、风电利用率及全国排名（31省、市、区）
第二十章：海上风电市场发展分析
一、海上风电界定
二、海上风电分类
三、海上风电投资原则
四、海上风电管理部门
五、海上风电管理内容
六、海上风电用海范围
七、海上风电用海面积
八、海上风电规划制定
九、海上风电开发权确认
十、海上风电项目论证
十一、海上风电项目环评
十二、海上风电项目用海预审
十三、海上风电项目审批
十四、海上风电海域使用权申请
十五、海上风电项目建设
十六、海上风电竣工验收
十七、海上风电信息统计
十八、海上风电运行评估
十九、海上风电项目监管
二十、海上风电发展战略
二十一、海上风电发展目标
二十二、海上风电重点任务
二十三、海上风电区域布局
二十四、海上风电技术研发
二十五、海上风电投资成本
二十六、海上风电装机容量
二十七、海上风电单机容量
二十八、海上风电运营成本
二十九、海上风电市场盈利
三十、海上风电上网电价
三十一、海上风电财政补贴
第二十一章：大型风电基地市场发展分析
一、大型风电基地市场发展历程
（一）“十五”期间大型风电基地市场发展（2001-2005年）
（二）“十一五”期间大型风电基地市场发展（2006-2010年）
（三）“十二五”期间大型风电基地市场发展（2010-2015年）
（四）“十三五”期间大型风电基地市场发展（2016-2020年）
（五）“十四五”期间大型风电基地市场发展（2021-2025年）
二、大型风电基地市场发展原则
三、大型风电基地市场发展战略
四、大型风电基地市场发展目标
五、大型风电基地市场区域布局
六、大型风电基地规划方案
七、大型风电基地建设情况
第二十二章：分散式风电市场发展分析
一、分布式发电市场分析
（一）分布式发电界定
（二）分布式发电发展意义
（三）分布式发电投资主体
（四）分布式发电应用范围
（五）分布式发电发展原则
（六）分布式发电应用技术
（七）分布式发电发展模式
（八）分布式发电管理部门
（九）分布式发电资源调查
（十）分布式发电规划制定
（十一）分布式发电开发权确认
（十二）分布式发电业务许可
（十三）分布式发电市场并网接入
（十四）分布式发电消纳保障
（十五）分布式发电市场化交易试点
1、分布式发电市场化交易平台
2、分布式发电市场化交易模式
3、分布式发电市场化交易审核
4、分布式发电市场化交易公共服务费
5、分布式发电市场化交易过网费
6、分布式发电市场化交易电力消费和节能减排权益
（十六）分布式发电市场财政补贴
二、分散式风电市场分析
（一）分散式风电界定
（二）分散式风电投资主体
（三）分散式风电投资原则
（四）分散式风电应用范围
（五）分散式风电发展模式
（六）分散式风电管理部门
（七）分散式风电规划制定
（八）分散式风电投资申请
（九）分散式风电开发权确认
（十）分散式风电项目审批
（十一）分散式风电业务许可
（十二）分散式风电建设条件
（十三）分散式风电并网接入
（十四）分散式风电市场消纳
（十五）分散式风电投资成本
（十六）分散式风电装机容量
（十七）分散式风电单机容量
（十八）分散式风电竞争格局
（十九）分散式风电上网电价
（二十）分散式风电财政补贴
（二十一）分散式风电绿证交易
（二十二）分散式风电退役管理
第二十三章：乡村（农村）风电与乡村振兴分析
一、乡村（农村）风电市场发展原则
二、乡村（农村）风电市场发展战略
三、乡村（农村）风电市场发展目标
四、乡村（农村）风电市场发展重点
五、乡村（农村）风电与乡村振兴有效衔接
第二十四章：乡村（农村）风电——“千乡万村驭风行动”
一、“千乡万村驭风行动”发展原则
二、“千乡万村驭风行动”发展模式
三、“千乡万村驭风行动”发展目标
四、“千乡万村驭风行动”审核方式
五、“千乡万村驭风行动”建设用地
六、“千乡万村驭风行动”并网接入
七、“千乡万村驭风行动”上网电价
八、“千乡万村驭风行动”金融政策
九、“千乡万村驭风行动”生态保护
十、“千乡万村驭风行动”信息统计
第二十五章：乡村（农村）风电——“能源革命试点县”
一、“能源革命试点县”数量要求
二、“能源革命试点县”发展原则
三、“能源革命试点县”开发权确认
四、“能源革命试点县”发展方向
五、“能源革命试点县”发展模式
六、“能源革命试点县”发展任务
七、“能源革命试点县”试点名单
第二十六章：风电市场投资模式分析
一、风电市场投资模式1
二、风电市场投资模式2
三、风电市场投资模式3
四、风电市场投资模式4
第二十七章：风电市场消纳场景分析
一、风电市场消纳场景1
二、风电市场消纳场景2
三、风电市场消纳场景3
第二十八章：风电市场盈利分析
一、风电市场运营成本分析
（一）风电市场运营成本结构
（二）风电市场单位运营成本
1、陆上风电单位运营成本
2、海上风电单位运营成本
二、风电市场毛利率分析
（一）陆上风电市场毛利率
（二）海上风电市场毛利率
第二十九章：风电市场上网电价分析
一、可再生能源发电上网电价分析
（一）可再生能源发电上网电价分类
（二）可再生能源发电上网电价管理部门
（三）可再生能源发电上网电价发展目标
（四）可再生能源发电上网电价定价方法
三、风电上网电价分析
（一）风电上网电价发展目标
（二）风电上网电价政策
四、风电平均上网电价走势分析
第三十章：风电市场金融政策分析
一、风电财政金融政策规划
二、风电政府债券支持（财政政策）
三、风电税收优惠（财政政策）
四、风电优惠贷款（金融政策）
五、风电其他金融支持（金融政策）
六、风电其他金融支持（碳排放权交易）
七、风电其他金融支持（绿证交易）
第三十一章：风电市场绿证交易分析
一、风电绿色证书界定
二、风电绿色证书分类
三、风电绿色证书特点
四、风电绿色证书实施目的
五、风电绿色证书应用场景（适用范围）
（一）发电企业完成非水可再生能源占比目标
（二）电网企业完成可再生能源消纳责任指标
（三）认证消费绿色电力消费
（四）核算地区可再生能源消费
（五）与能耗双控政策有效衔接
（六）与碳排放管理政策有效衔接
（七）国际可再生能源消费互认
六、风电绿色证书发展目标
七、风电绿色证书管理部门
八、风电绿色证书核发
（一）风电绿色证书核发对象
（二）风电绿色证书核发范围
（三）风电绿色证书核发阶段
（四）风电绿色证书核发流程
（五）风电绿色证书核发原则
（六）风电绿色证书核发标准
（七）风电绿色证书有效期
九、风电绿色证书交易
（一）风电绿色证书交易场所
（二）风电绿色证书交易原则
（三）风电绿色证书交易阶段
（四）风电绿色证书交易制度
（五）风电绿色证书交易主体
（六）风电绿色证书交易主体权利义务
（七）风电绿色证书交易价格
（八）风电绿色证书交易账户
（九）风电绿色证书交易形式
（十）风电绿色证书交易次数
（十一）风电绿色证书交易范围
（十二）风电绿色证书交易流程
（十三）风电绿色证书交易凭证
（十四）风电绿色证书交易单位
（十五）风电绿色证书交易时间
（十六）风电绿色证书交易收益归属
（十七）风电绿色证书交易资金结算
（十八）风电绿色证书交易监管事项
（十九）风电绿色证书交易监管措施
（二十）风电绿色证书交易异常处理
（二十一）风电绿色证书交易纠纷处理
（二十二）风电绿色证书交易信息发布
（二十二）风电绿色证书交易信息报送
第三十二章：风电市场设备升级改造、退役分析
一、风电场改造升级、退役界定
（一）风电场改造界定
（二）风电场退役界定
二、风电场改造升级、退役原则
三、风电场改造升级、退役标准
四、风电场改造升级、退役监督管理
五、风电场改造升级、退役主体责任
六、风电场改造升级、退役流程
七、风电场改造升级、退役环保要求
八、风电场改造升级业务许可
（一）业务许可变更
（二）业务许可延续
九、风电场改造升级用地要求
十、风电场改造升级上网电价
十一、风电场改造升级财政补贴
十二、风电设备回收利用体系
十三、风电设备回收利用技术
十四、风电设备退役再生利用
十五、风电设备退役再制造
十六、风电设备退役市场规模预测
第三十三章：风电市场发展趋势分析
一、风电市场发展趋势1
二、风电市场发展趋势2
三、风电市场发展趋势3
四、风电市场发展趋势4
五、风电市场发展趋势5
六、风电市场发展趋势6
七、风电市场发展趋势7
八、风电市场发展趋势8
九、风电市场发展趋势9
十、风电市场发展趋势10
第三十四章：风电市场发展建议分析
一、风电市场发展建议1
二、风电市场发展建议2
三、风电市场发展建议3
四、风电市场发展建议4
五、风电市场发展建议5
六、风电市场发展建议6
七、风电市场发展建议7
八、风电市场发展建议势8
九、风电市场发展建议9
十、风电市场发展建议10
第三十五章：风电市场发展前景预测分析
一、风电市场装机容量开发潜力评估
二、风电市场装机容量预测
三、风电市场投资额度预测
四、风电市场环境效益预测
五、风电市场社会效益预测
一、风电市场资源分析
一、100米高度层风能资源
（一）100米高度层平均风速
2025年，全国陆地100米高度平均风速约为4.8m/s。从空间分布(图1.3)看，东北大部、华北北部、内蒙古大部、宁夏北部、陕西北部、甘肃西部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原大部、四川西部、云贵高原和广西等地的山区、东南部沿海等地年平均风速一般大于6.0m/s，其中，内蒙古中部和东部、新疆东部和北部的部分地区、东北东部、青藏高原大部等地年平均风速达到7.0m/s，部分地区可达8.0m/s以上。甘肃南部、山东大部、江苏大部、安徽北部、河南东部、湖北中部、江西山区、湖南山区、广东北部等地年平均风速为5.0~6.0m/s。全国其他地区年平均风速一般低于5.0m/s，主要分布在中部和东部平原地区、川渝地区及新疆的盆地区域。
2025年，全国部分海上区域(图1.3中所示海区，下同)100米高度平均风速约为7.8m/s。从空间分布(图1.3)看，渤海和黄海海域风速在6.0~8.0m/s，东海和南海北部海域风速可达8.0m/s以上，台湾海峡风速可达9.0m/s以上。
各省(区、市)2025年100米高度年平均风速统计结果详见图1.4，其中沿海省份仅统计陆地区域。
（二）100米高度层平均风功率密度
2025年，全国陆地100米高度年平均风功率密度为172.0W/m2。从空间分布(图1.6)看，东北大部、内蒙古大部、华北大部、华东大部、青藏高原大部、贵州、广西南部等地年平均风功率密度一般超过200W/m2。其中，黑龙江西部和东部、吉林西部、辽宁中西部、内蒙古大部、河北北部、山西、新疆北部的部分地区、青藏高原和云贵高原的山脊地区等地超过300W/m2。全国其他地区年平均风功率密度一般低于200W/m2，其中中部和东部平原地区及新疆的盆地区域低于150W/m2。
2025年，全国部分海上区域100米高度年平均风功率密度为537.5W/m2。从空间分布(图1.6)看，除渤海海域外，其他大部海域年平均风功率密度均可达500W/m2以上。
二、140米高度层风能资源
（一）140米高度层平均风速
2025年，全国陆地140米高度年平均风速约为5.1m/s。从空间分布(图1.7)看，东北大部、内蒙古大部、华北北部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原、宁夏中部、山西局部等地年平均风速大于7.0m/s，其中，东北地区西部和东北部、内蒙古中部和东部、新疆东部和北部的部分地区、甘肃西部、青藏高原部分地区年平均风速达8.0m/s以上。
2025年，全国部分海上区域140米高度年平均风速约为8.0m/s。从空间分布(图1.7)看，渤海、黄海海域年平均风速可达7.0m/s，东海海域可达8.0m/s，南海和台湾海峡海域可达9.0m/s。
（二）140米高度层平均风功率密度
2025年，全国陆地140米高度年平均风功率密度为202.3W/m2。从空间分布(图1.10)看，东北大部、内蒙古大部、华北北部和沿海、华东沿海、青藏高原局部、新疆北部和东部、广西南部等地年平均风功率密度一般超过300W/m2。其中，黑龙江西部和东部、吉林西部、内蒙古大部、青藏高原的山脊地区等地超过400W/m2。全国其他地区年平均风功率密度一般低于300W/m2，其中中部和东部平原地区及新疆的盆地区域低于200W/m2。
2025年，全国部分海上区域140米高度年平均风功率密度为576.8W/m2。从空间分布(图1.10)看，大部分海域年平均风功率密度均可达500W/m2以上。
二、2025/2026年风电市场政策规划汇总
一、《关于推动海洋能规模化利用的指导意见》（2025年2月）
支持波浪能与海上风电同场开发，共建共享配套基础设施，降低波浪能资源综合开发成本。鼓励海上风电场配套开发波浪能。
二、《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》（2025年3月）
稳步推动风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电），以及生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目参与绿色电力交易。
三、《关于推动交通运输与能源融合发展的指导意见》（2025年3月）
因地制宜推进港口航道清洁能源综合利用。结合港口码头、航道运河既有条件，在确保港口作业、船舶通航等安全前提下，依托港池、仓库、防波堤等，因地制宜推广海洋能、光伏、风电等新能源就地开发利用。
四、《关于促进能源领域民营经济发展若干举措的通知》（2025年4月）
鼓励民营企业推进风电场、光伏电站构网型技术改造，创新“人工智能+”应用场景，提高出力预测精度、运行效率和管理水平。鼓励民营企业积极培育风电、光伏设备循环利用先进技术和商业模式，提高资源利用效率。
五、《关于支持风电开发建设规范使用林地草地有关工作的通知》（2026年1月）
（一）支持引导风电场项目科学布局。各级林草主管部门要与同级发展改革、自然资源、能源等主管部门做好国土空间规划、林草相关规划、风电发展规划、风电资源普查工作的衔接，提前指导项目选址，推动选址符合法律法规和政策要求，鼓励风电场项目开发空间集约复合利用，优先布局在沙漠、戈壁、荒漠等区域。生态保护红线、自然保护地、重要湿地、重点国有林区林地草地内不得新建、扩建风电场项目。在上述禁建区外，支持风电场项目开发建设并规范使用林地草地。风机基础、施工和检修道路、升压站、集电线路等需要使用（含临时使用）林地草地的，应避让以下区域：国家级公益林中的乔木林地（包括未成林造林地和迹地），年降水量400毫米以下区域的乔木林地，基本草原，野生动物重要栖息地（迁徙通道）及其他集群活动区域。确需占用野生动物重要栖息地（迁徙通道）及其他集群活动区域的，应当进行严格评估并采取修建野生动物通道等措施，消除或减少不利影响。列入国家级重大项目，经论证确实无法避让的，可以占用基本草原。
（二）明确风电场项目改造升级要求。生态保护红线、自然保护地内依法已建成风电场项目，原则上不进行改造升级。生态保护红线、自然保护地外，重要湿地、重点国有林区林地草地、基本草原内依法已建成的风电场项目，可按照集约化、节约化的原则进行改造升级。鼓励用地单位将风电场项目改造升级后闲置的建设用地修复为林地、草地、湿地，推动风电开发建设与生态修复融合发展。上述区域内的风电场项目用地期满后，应当逐步有序退出，并做好生态修复。
（三）规范风电场项目使用林地草地手续办理。新建、改扩建风电场应当严格按规定办理林地草地审核审批手续，符合使用林地草地条件的，应当加快办理审核审批手续；涉及新增建设用地的，须依法依规办理建设用地审批手续；涉及湿地、野生动物重要栖息地、迁徙通道、重点保护野生植物生长环境的，应按照《湿地保护法》《野生动物保护法》《野生植物保护条例》等有关规定执行。严禁通过违规改造现地的方式规避禁限建规定。风电场施工和检修道路，应尽可能利用现有道路；确需新建或扩建的，可结合防火路、农村道路等，按相关行业标准建设，严防水土流失，促进林区道路综合利用。施工道路经论证无法恢复的，应与检修道路一并办理永久使用林地草地手续。
六、《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》（2026年3月）
深入实施能源安全新战略，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，建设能源强国。推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，坚持风光水核等多能并举，实施非化石能源十年倍增行动。统筹就地消纳和外送，建设“三北”风电光伏、西南水风光一体化、沿海核电、海上风电等清洁能源基地，加强分布式能源就近开发利用，布局发展绿色氢氨醇，积极推进光热发电和地热能利用。
三、风电市场建设管理分析
一、风电开发原则
（一）《中华人民共和国电力法》（1995年发布/2009/2015/2018年修订）
电力事业投资，实行谁投资、谁收益的原则。
电力投资者对其投资形成的电力，享有法定权益。并网运行的，电力投资者有优先使用权；未并网的自备电厂，电力投资者自行支配使用。
电力建设项目应当符合电力发展规划，符合国家电力产业政策。电力建设项目不得使用国家明令淘汰的电力设备和技术。
二、风电管理部门
（一）《风电开发建设管理暂行办法》（2011年8月）
国务院能源主管部门负责全国风电开发建设管理。
各省（区、市）政府能源主管部门在国务院能源主管部门的指导和组织下，按照国家有关规定负责本地区风电开发建设管理。
委托国家风电建设技术归口管理单位承担全国风电技术质量管理。
三、风电管理体制
（一）《关于进一步促进风力发电发展的若干意见》（1999年11月）
风电场建设要实行项目法人负责制、资本金制、招投标制、工程监理制和合同管理制。
四、风电管理内容
（一）《风电开发建设管理暂行办法》（2011年8月）
风电开发建设管理包括风电场工程的建设规划、项目前期工作、项目核准、竣工验收、运行监督等环节的行政组织管理和技术质量管理。
（二）《关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》（2011年11月）已废止
分散式接入风电项目的开发规划和建设管理包括项目场址选择、前期工作及建设条件论证、项目核准、并网运行和竣工验收管理等工作。
（三）《海上风电开发建设管理办法》（2016年12月）
海上风电开发建设管理包括海上风电发展规划、项目核准、海域海岛使用、环境保护、施工及运行等环节的行政组织管理和技术质量管理。
五、风电规划制定
《政府核准的投资项目目录（2014/2016年本）》提出：风电站由地方政府在国家依据总量控制制定的建设规划及年度开发指导规模内核准。
风电场工程规划以风能资源评价成果为基础，综合考虑地区社会经济、自然环境、开发条件及市场前景等因素，规划选定各风电场场址；并对选定的各规划风电场进行统筹考虑，初步拟定开发顺序。
（一）《风电开发建设管理暂行办法》（2011年8月）
国家对风电开发建设实行建设规划和年度开发计划管理，省级能源主管部门要制定本地区风电场工程建设规划和年度开发计划。
风电场工程建设规划是风电场工程项目建设的基本依据，要坚持“统筹规划、有序开发、分步实施、协调发展”的方针，协调好风电开发与环境保护、土地及海域利用、军事设施保护、电网建设及运行的关系。
六、风电年度开发计划
《政府核准的投资项目目录（2014/2016年本）》提出：风电站由地方政府在国家依据总量控制制定的建设规划及年度开发指导规模内核准。
（一）《风电开发建设管理暂行办法》（2011年8月）
国家对风电开发建设实行建设规划和年度开发计划管理，省级能源主管部门要制定本地区风电场工程建设规划和年度开发计划。
省级政府能源主管部门提出的年度开发计划，应包括建设总规模和各项目的开发申请报告，国务院投资主管部门和省级政府投资主管部门核准的项目均应包括在内。
四、风电项目选址分析
一、场址选择管理部门
（一）《风电特许权项目前期工作管理办法》（2003年9月）
各省（区、市）风电场选址由各省（区、市）计委（发改委）委托有关技术单位负责。
二、建设用地条件
（一）《关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》（2011年11月）已废止
场址宜选择荒地和未利用地、距离拟接入电网现有变电站较近，少占或不占耕地，对外交通方便、施工安装条件较好的地区。项目场址应避开军事、自然环境保护、文物保护、噪声控制等敏感区域，并与交通、通讯和管线等基础设施保持合理距离。
场址距离最近的建筑物原则上应不小于300米，噪声控制应符合国家相关标准限值。
三、风能资源条件
建设风电场最基本的条件是要有能量丰富、风向稳定的风能资源，选择风电场场址时应尽量选择风能资源丰富的场址。
现有测风数据是最有价值的资料，中国气象科学研究院和部分省区的有关部门绘制了全国或地区的风能资源分布图，按照风功率密度和有效风速出现小时数进行风能资源区划，标明了风能丰富的区域，可用于指导宏观选址。有些省区已进行过风能资源的测量，可以向有关部门咨询，尽量收集候选场址已有的测风数据或已建风电场的运行记录，对场址风能资源进行评估。
某些地区完全没有或者只有很少现成测风数据；还有些区域地形复杂，即使有现成资料用来推算测站附近的风况，其可靠性也受到限制。在风电场场址选择时可采用以下定性方法初步判断风能资源是否丰富。
1）地形地貌特征判别法
2）植物变形判别法
3）风成地貌判别法
4）当地居民调查判别法
四、风电场联网条件
各级电压线路的一般输送容量和输电距离
五、交通运输条件
风能资源丰富的地区一般都在比较偏远的地区，如山脊、戈壁滩、草原、海滩和海岛等，大多数场址需要拓宽现有道路并新修部分道路以满足设备的运输。
在风电场选址时，应了解候选风场周围交通运输情况，对风况相似的场址，尽量选择那些离已有公路较近，对外交通方便的场址，以利于减少道路的投资。
六、施工安装条件
收集候选场址周围地形图，分析地形情况。地形复杂，不利于设备的运输、安装和管理，装机规模也受到限制，难以实现规模开发，场内交通道路投资相对也大。场址选择时在主风向上要求尽可能开阔、宽敞，障碍物尽量少、粗糙度低，对风速影响小。另外，应选择地形比较简单的场址，以利于大规模开发及设备的运输、安装和管理。
七、装机规模条件
为了降低风电场造价，风电场工程投资中，对外交通以及送出工程等配套工程投资所占比例不宜太大。在风电场规划选址时，应根据风电场地形条件及风况特征，初步拟定风电场规划装机规模，布置拟安装的风电机组位置。对风电特许权项目，应尽量选择那些具有较大装机规模的场址。
八、工程地质条件
在风电场选址时，应尽量选择地震烈度小，工程地质和水文地质条件较好的场址。作为风电机组基础持力层的岩层或土层应厚度较大、变化较小、土质均匀、承载力能满足风电机组基础的要求。
九、环境保护条件
风电场选址时应注意与附近居民、工厂、企事业单位（点）保持适当距离，尽量减小噪音污染；应避开自然保护区、珍稀动植物地区以及候鸟保护区和候鸟迁徙路径等。另外，候选风电场场址内树木应尽量少，以便在建设和施工过程中少砍伐树木。
五、风电市场开发权分析
一、风电项目开发权管理
《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》/《2019年风电项目建设工作方案》/《风电项目竞争配置指导方案（2019年版）》（2019年5月）：
对集中式陆上风电项目和海上风电项目通过竞争配置方式组织建设。
各省级能源主管部门要制定风电项目竞争配置工作方案，公开竞争配置条件和流程，按照公开公平公正的原则对纳入国家补贴范围的项目或投资进行优选（或招标）。
二、风电项目开发权确认方式
（一）《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》/《2019年风电项目建设工作方案》（2019年5月）
2019年度需国家补贴的新建集中式风电项目全部通过竞争配置方式选择。有关省级能源主管部门按照本文附件中的指导方案制定2019年度风电项目竞争配置工作方案，向社会公布。
对不参与分布式发电市场化交易试点的分散式风电项目，可不参与竞争性配置，按有关管理和技术要求由地方政府能源主管部门核准建设。
2019年起新增的海上风电项目必须通过竞争配置确定项目业主单位，各相关省级能源主管部门应按照加快推动技术进步和成本下降的原则制定专门的海上风电项目竞争配置工作方案。依法依规核准的海上风电项目执行国家有关电价政策。
（二）《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》/《2020年风电项目建设方案》（2020年3月）
集中式陆上风电项目和海上风电项目按《风电项目竞争性配置指导方案（2019年版）》组织竞争性配置，分散式风电项目可不参与竞争性配置，按有关管理和技术要求由地方政府能源主管部门核准建设。
六、风电市场业务许可分析
《电力业务许可证注销管理办法》（2012年发布/2021年6月修订）规定：电力业务许可证是指发电类、输电类、供电类电力业务许可证。
国家能源局《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理的通知》（2023年10月）：在现有许可豁免政策基础上，将分散式风电项目纳入许可豁免范围，不要求其取得电力业务许可证。本通知印发前，已取得电力业务许可证的分散式风电项目运营企业，向所在地国家能源局派出机构（以下简称派出机构）申请注销电力业务许可证。
七、风电市场工程造价分析
八、风电市场投资成本分析
一、陆上风电投资成本结构（全国平均水平）
机组大型化推动陆上风电项目单位造价进一步下降。2024年全国陆上风电项目新增装机规模7579万kW，仍保持高速增长态势。7~10MW大容量机型迎来规模化发展，双馈、半直驱机型逐步占据主流，高塔架、大叶轮机型广泛应用。根据项目概算、招投标信息、结算资料综合分析，2024年陆上风电项目平均单位干瓦总投资约4200元/kW，较2023年下降6.7%，平准化度电成本(LCOE)约为0.18元/(kW·h)
二、海上风电投资成本结构（全国平均水平）
海上风电项目单位造价短期内存在一定波动，总体呈下降趋势。2024年全国海上风电项目新增装机规模404万kW，增速较2023年放缓。2024年海上风电招标市场延续了机组大型化趋势，受益于技术进步、单机容量提升及市场竞争等因素，项目单位造价进一步下降。根据项目概算、招投标信息、结算资料综合分析，2024年海上风电项目单位干瓦总投资在9000~12500元/kW区间，平准化度电成本(LCOE)在0.25~0.33元/(kW·h)(折现率5%，利用小时数2800h)。海上风电项目施工难度大，船机成本高，且受不同海域建设条件差异影响较大，因此项目间单位造价差异较大。
四、2011-2024年陆上风电历年投资单位成本（全国平均水平）
陆风:机组大型化推动陆上风电项目单位造价进一步下降
7~10MW大容量机型迎来规模化发展，双馈、半直驱机型逐步占据主流，高塔架、大叶轮机型广泛应用。
根据项目概算、招投标信息、结算资料，平均单位造价约4200元/kW，较2023年下降6.7%平准化度电成本约为0.18元/kW-h
西南、南方、华东地区单位造价明显高于其他地区，西北地区单位造价最低各地区陆风电项目的建设成本受基础建设条件、气候、海拔、送出条件、征地以及其他非技术成本影响，普遍存在一定差异。
五、2022-2024年海上风电投资单位成本（全国平均水平）
海风:受益于技术进步、单机容量提升及市场竞争等因素，单位造价进一步下降海风项目施工难度大，船机成本高，不同海域建设条件差异影响较大，造价差异较大。
平均单位造价:9000~12500元/kW平准化度电成本:0.25~0.33元/kW.h
海上风电项目单位干瓦造价水平区域化特性明显
江苏、山东、河北、广西、上海、天津等省(区、市)海域项目离岸较近，水深适中，施工窗口期较好，海床地质多为粉砂，造价最低。
福建海域普遍存在嵌岩，施工窗口期少，成本最高，但风资源较好。
八、风电市场装机容量分析
一、1997-2024年全球海上风电装机容量规模
二、各国海上风电装机容量规模
三、中国历年风电装机容量规模走势
五、中国历年风电装机容量占全球规模走势
六、31省（市、区）风电装机容量区域分布（累计）
七、31省（市、区）风电装机容量区域分布（2025年新增）
八、中国风电装机占全国电力市场比重
（一）中国风电装机容量占电力市场比重（2016-2024年）
（二）中国风电装机容量占清洁能源发电市场比重（2016-2024年）
（三）中国风电装机容量占新能源发电市场比重（2016-2024年）
（四）中国风电装机容量占可再生能源发电市场比重（2016-2024年）
九、中国风电装机容量产品结构（海上+陆上）
（一）海上风电、陆上风电装机容量占比
（二）分散式陆上风电、集中式陆上风电装机容量占比
十、中国风电装机容量单机装机容量
（一）中国风电机组平均单机容量走势
1、新增风电机组平均单机容量（2011-2024年）
2、中国风电平均单机容量走势（累计装机）（2011-2024年）
（二）中国风电机组单机容量结构
1、风电机组单机容量结构（2024年）
（1）新增风电机组单机容量结构（2024年）
（2）累计风电机组单机容量结构（2024年）
2、风电机组单机容量结构（2023年）
（1）新增风电机组单机容量结构（2023年）
（2）累计风电机组单机容量结构（2023年）
九、风电市场发电量分析
一、全球风电历年发电量走势分析
二、各国风电发电量区域分布
三、中国风电历年发电量走势分析
四、31省（市、区）风电市场发电量规模
五、31省（市、区）风电市场发电量占比
六、中国风电发电量市场占比（2016-2024年）
（一）中国风电发电量占电力市场比重（2016-2024年）
（二）中国风电发电量占清洁能源发电市场比重（2016-2024年）
（三）中国风电发电量占新能源发电市场比重（2016-2024年）
（四）中国风电发电量占可再生能源发电市场比重（2016-2024年）
十、中国风电利用小时数
一、中国风电利用小时数走势
二、不同发电设备利用小时数对比
三、31省（市、区）风电利用小时数排名
十一、中国风电利用率
一、中国风电利用率走势
二、31省（市、区）风电利用率排名
十二、中国风电上网电价走势
十三、中国风电市场盈利分析
一、中国风电市场运营成本结构
二、中国风电市场单位运营成本
（元/千瓦）
三、中国风电市场毛利率
单位：%
十四、风电市场竞争格局分析
一、风力发电开发商装机容量占比、集中度
（一）风力发电开发商装机容量占比、集中度（新增装机容量）
（二）风力发电开发商装机容量占比、集中度（累计装机容量）
二、风力发电开发商装机容量占比、集中度
（一）风力发电开发商装机容量占比、集中度（新增装机容量）
（二）风力发电开发商装机容量占比、集中度（累计装机容量）
十五、31省（市、区）风电市场开发潜力分析
技术潜力反映了在技术可达性下地区风资源发电的潜力。
在实际风电资源开发过程中，技术装机容量与技术可达性、技术成本、装机类型、风功率密度、设备运行周期等因素直接相关。
新疆、西藏、内蒙古、东北以及中国东部沿海地区风电技术潜力最高。
我国陆上140米高度风能资源技术可开发量超过100亿千瓦，近海和深远海150米高度、离岸200公里以内且水深小于100米的海上风能资源技术可开发量为27.8亿千瓦，实际装机容量利用率不足4%和0.9%，未来开发潜力巨大。
十六、全球风电市场开发潜力分析
（目录）中国风电市场发展现状、趋势与投资前景预测调研分析报告（2026版）
第一章：风电市场概述
一、能源界定
（一）能源
（二）化石能源
（三）非化石能源
（四）可再生能源
（五）清洁能源
二、能源分类
三、能源界定总结
四、新能源发电界定
五、可再生能源发电界定
六、风电概述
（一）风能界定
（二）风能应用
（三）风电原理
（四）风电分类
第二章：风电市场发展总况
一、风电市场发展历程
（一）2000年之前风电发展
（二）“十五”期间风电发展（2001-2005年）
（三）“十一五”期间风电发展（2006-2010年）
（四）“十二五”期间风电发展（2011-2015年）
（五）“十三五”期间风电发展（2016-2020年）
（六）“十四五”期间风电发展（2021-2025年）
二、风电市场发展现状分析
（一）风电市场发展现状1
（二）风电市场发展现状2
（三）风电市场发展现状3
（四）风电市场发展现状4
（五）风电市场发展现状5
（六）风电市场发展现状6
（七）风电市场发展现状7
（八）风电市场发展现状8
（九）风电市场发展现状9
（10）风电市场发展现状10
三、风电市场存在问题分析
（一）风电市场存在问题1
（二）风电市场存在问题2
（三）风电市场存在问题3
（四）风电市场存在问题4
（五）风电市场存在问题5
（六）风电市场存在问题6
（七）风电市场存在问题7
（八）风电市场存在问题8
（九）风电市场存在问题9
（10）风电市场存在问题10
四、风电市场面临形势分析
（一）风电市场面临形势1
（二）风电市场面临形势2
（三）风电市场面临形势3
（四）风电市场面临形势4
（五）风电市场面临形势5
第三章：风电市场资源分析
一、风能资源概述
（一）风能资源界定
（二）风能资源区划
二、70米高度层风能资源
（一）70米高度层平均风速及全国排名（31省、市、区）
（二）70米高度层平均风功率密度及全国排名（31省、市、区）
三、100米高度层风能资源
（一）100米高度层平均风速及全国排名（31省、市、区）
（二）100米高度层平均风功率密度及全国排名（31省、市、区）
第四章：风电市场政策规划分析
一、风电市场法律法规汇总
二、风电市场政策规划汇总
三、风电市场技术标准汇总
四、风电市场发展原则
（一）2000年之前风电发展原则
（二）“十五”期间风电发展原则（2001-2005年）
（三）“十一五”期间风电发展原则（2006-2010年）
（四）“十二五”期间风电市场发展原则（2011-2015年）
（五）“十三五”期间风电市场发展原则（2016-2020年）
（六）“十四五”期间风电市场发展原则（2021-2025年）
（七）“十五五”期间风电市场发展原则（2026-2030年）
（八）风电市场发展原则总结
五、风电市场市场发展战略
（一）2000年之前风电发展战略
（二）“十五”期间风电发展战略（2001-2005年）
（三）“十一五”期间风电发展战略（2006-2010年）
（四）“十二五”期间风电市场发展战略（2011-2015年）
（五）“十三五”期间风电市场发展战略（2016-2020年）
（六）“十四五”期间风电市场发展战略（2021-2025年）
（七）“十五五”期间风电市场发展战略（2026-2030年）
（八）风电市场发展战略总结
六、风电市场发展目标
（一）2000年之前风电发展目标
（二）“十五”期间风电发展目标（2001-2005年）
（三）“十一五”期间风电发展目标（2006-2010年）
（四）“十二五”期间风电市场发展目标（2011-2015年）
（五）“十三五”期间风电市场发展目标（2016-2020年）
（六）“十四五”期间风电市场发展目标（2021-2025年）
（七）“十五五”期间风电市场发展目标（2026-2030年）
（八）风电市场发展目标总结
七、风电市场区域布局
（一）2000年之前风电市场区域布局
（二）“十五”期间风电市场区域布局（2001-2005年）
（三）“十一五”期间风电市场区域布局（2006-2010年）
（四）“十二五”期间风电市场区域布局（2011-2015年）
（五）“十三五”期间风电市场区域布局（2016-2020年）
（六）“十四五”期间风电市场区域布局（2021-2025年）
（七）“十五五”期间风电市场区域布局（2026-2030年）
八、风电市场重点任务
（一）2000年之前风电市场重点任务
（二）“十五”期间风电市场重点任务（2001-2005年）
（三）“十一五”期间风电市场重点任务（2006-2010年）
（四）“十二五”期间风电市场重点任务（2011-2015年）
（五）“十三五”期间风电市场重点任务（2016-2020年）
（六）“十四五”期间风电市场重点任务（2021-2025年）
（七）“十五五”期间风电市场重点任务（2026-2030年）
九、风电市场技术研发
（一）2000年之前风电市场技术研发
（二）“十五”期间风电市场技术研发（2001-2005年）
（三）“十一五”期间风电市场技术研发（2006-2010年）
（四）“十二五”期间风电市场技术研发（2011-2015年）
（五）“十三五”期间风电市场技术研发（2016-2020年）
（六）“十四五”期间风电市场技术研发（2021-2025年）
（七）“十五五”期间风电市场技术研发（2026-2030年）
第五章：风电市场建设管理分析
一、风电开发原则
二、风电管理部门
三、风电管理体制
四、风电投资主体
五、风电建设财政补贴
六、风电管理内容
七、风电规划制定
八、风电开发前期申请
九、风电建设前期工作
（一）前期工作流程
（二）前期工作管理
（三）前期工作流程
1、风能资源评价
2、风电场选址
3、风电场工程规划
4、预可行性研究
5、可行性研究
6、环境影响评价
7、用地预申请
8、开发申请报告
9、开发权确认
10、开发权转让
（四）前期工作费用分摊
十、风电年度开发计划
十一、风电审核方式
十二、风电项目环评
十三、风电开工建设
十四、风电并网接入
十五、风电竣工验收
十六、风电信息统计
十七、风电运行评估
十八、风电项目延期
十九、风电项目违规责任
第六章：风电市场场址选择分析
一、场址选择管理部门
二、建设用地条件
三、风能资源条件
四、风电场联网条件
五、交通运输条件
六、施工安装条件
七、装机规模条件
八、工程地质条件
九、环境保护条件
第七章：风电市场建设用地分析
一、土地管理概述
（一）土地监管部门
（二）土地管理制度
1、农用地
2、建设用地
3、未利用土地
4、土地用途转变方式
（1）农用地转为建设用地
（2）耕地转为非耕地
（3）永久基本农田转为非耕地
（4）未利用土地转为建设用地/农用地
5、土地用途转变审批
6、土地用途转变审批部门
（三）土地利用规划
1、土地规划部门
2、土地规划期限
3、土地规划总量
4、土地规划编制原则
（四）土地所有权及分类
1、国家所有（全民所有）
2、农民集体所有（劳动群众集体所有）
（五）土地所有权登记制度
（六）土地所有权转让
1、土地所有权转让制度
2、土地所有权转让方式
3、土地所有权转让批准
4、土地所有权转让补偿
（七）土地使用权转让
1、土地使用权转让制度
2、土地使用权转让方式
（1）承包方式（集体/国有农用地/未利用土地）
（2）征收（集体土地）
（3）出让（集体经营性建设用地）
（4）出租（集体经营性建设用地）
（5）入股（集体经营性建设用地）
（6）出让（国有土体）
（7）租赁（国有土体）
（8）作价出资或者入股（国有土体）
（9）划拨（国有土体）
二、风电场用地分析
（一）风电场用地界定
（二）风电场用地分类
（三）风电场用地原则
（四）风电场用地来源
（五）风电场土地用途确认
（六）风电场土地使用权转让
（七）风电场用地供应前提条件
（八）风电场用地预审批
（九）风电场用地审批
（十）风电场用地指标计算
1、风电机组建设用地指标计算
（1）单台机组基本用地指标
（2）风电机组基本用地指标
2、机组变电站用地指标
3、集电线路用地指标
（1）电缆线路用地指标
（2）架空线路用地指标
4、升压变电站及运行管理中心用地指标
（十一）风电场用地生态保护
第八章：风电市场项目开发权分析
一、风电市场项目开发权确认方式
二、风电项目竞争性配置
（一）竞争性配置基本原则
（二）竞争配置风电项目类型
（三）竞争配置要求
（四）竞争配置程序
（五）竞争要素
三、风电项目竞争性配置规模
第九章：风电市场项目审核分析
一、风电市场项目审核方式
二、风电市场项目审核部门
三、风电市场项目审核材料
四、风电市场项目审核条件
五、风电市场项目审核申报
六、风电市场项目审核周期
七、风电市场项目审核公示
第十章：风电市场业务许可分析
一、风电业务许可界定
二、风电业务许可管理部门
三、风电业务许可管理原则
四、风电业务许可分类
五、风电业务许可有效期
六、风电业务许可豁免
七、风电业务许可颁发条件
八、风电业务许可获得时间
九、风电业务许可异地管理
十、风电业务许可变更延续
第十一章：风电市场投资成本分析
一、陆上风电投资成本结构（机构1发布数据）
（一）风电投资成本结构
1、风电设备费用
2、风电建筑安装工程费
3、风电基本预备费
4、风电其他费用
（二）风电项目基本方案
1、50MW风电项目基本方案
2、100MW风电项目基本方案
3、200MW风电项目基本方案
4、500MW风电项目基本方案
5、1000MW风电项目基本方案
（三）风电项目基本方案千瓦造价标准值
1、50MW风电项目基本方案千瓦造价标准值
2、100MW风电项目基本方案千瓦造价标准值
3、200MW风电项目基本方案千瓦造价标准值
4、500MW风电项目基本方案千瓦造价标准值
5、1000MW风电项目基本方案千瓦造价标准值
（四）风电项目千瓦造价调整值
1、50MW风电项目千瓦造价调整值
2、100MW风电项目千瓦造价调整值
3、200MW风电项目千瓦造价调整值
4、500MW风电项目千瓦造价调整值
5、1000MW风电项目千瓦造价调整值
（五）风电项目千瓦造价分类型造价参考值
1、50MW分散式风电项目分类型造价参考值（山地）
2、50MW风电项目分类型造价参考值
（1）50MW风电项目分类型造价参考值（平原）
（2）50MW风电项目分类型造价参考值（山地）
（3）50MW风电项目分类型造价参考值（复杂山地）
3、100MW风电项目分类型造价参考值
（1）100MW风电项目分类型造价参考值（平原）
（2）100MW风电项目分类型造价参考值（山地）
（3）100MW风电项目分类型造价参考值（复杂山地）
4、200MW风电项目分类型造价参考值
（1）200MW风电项目分类型造价参考值（平原）
（2）200MW风电项目分类型造价参考值（山地）
（3）200MW风电项目分类型造价参考值（复杂山地）
5、500MW风电项目分类型造价参考值
（1）500MW风电项目分类型造价参考值（平原）
（2）500MW风电项目分类型造价参考值（山地）
（3）500MW风电项目分类型造价参考值（复杂山地）
6、1000MW风电项目分类型造价参考值（平原）
二、陆上风电投资成本结构（机构2发布数据）
（一）陆上风电投资成本结构
1、陆上风电投资成本结构
2、陆上风电投资成本影响因素
（二）海上风电投资成本结构
1、海上风电投资成本结构
2、海上风电投资成本影响因素
（三）陆上与海上风电投资成本结构对比
三、海上风电投资成本结构（机构1发布数据）
（一）海上风电投资成本结构
1、海上风电设备费用
2、海上风电建筑安装工程费
3、海上风电基本预备费
4、海上风电其他费用
（二）海上风电项目基本方案
1、300MW海上风电项目基本方案
2、500MW海上风电项目基本方案
3、1000MW海上风电项目基本方案
（三）海上风电项目基本方案千瓦造价标准值
1、300MW海上风电基本方案千瓦造价标准值
2、500MW海上风电基本方案千瓦造价标准值
3、1000MW海上风电基本方案千瓦造价标准值
（四）海上风电项目千瓦造价调整值
1、300MW海上风电千瓦造价调整值
2、500MW海上风电千瓦造价调整值
3、1000MW海上风电千瓦造价调整值
（五）海上风电项目千瓦造价分类型造价参考值
1、300MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（1）辽、冀、鲁300MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（2）苏、浙300MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（3）闽、粤东300MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（4）琼、桂、粤西300MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
2、500MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（1）辽、冀、鲁500MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（2）苏、浙500MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（3）闽、粤东500MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（4）琼、桂、粤西500MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
3、1000MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（1）辽、冀、鲁1000MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（2）苏、浙1000MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（3）闽、粤东1000MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
（4）琼、桂、粤西1000MW海上风电千瓦造价分类型造价参考值
四、海上风电投资成本结构（机构2发布数据）
（一）海上风电投资成本结构
（二）海上风电投资成本影响因素
1、设备成本
2、单机容量
3、场址条件
4、地理位置
5、离岸距离
6、送出方式
五、风电投资单位成本
（一）陆上风电单位投资成本
（二）海上风电单位投资成本
（三）陆上与海上风电单位投资成本对比
六、可再生能源发电投资单位成本对比
（一）水电单位投资成本
（二）风电单位投资成本
（三）光伏发电单位投资成本
第十二章：风电市场年度投资计划分析
一、风电发展规划
（一）“十三五”风电发展规划
（二）“十四五”风电发展规划
二、风电历年年度计划
第十三章：风电市场装机容量分析
一、全球风电装机容量分析
（一）全球风电装机容量规模走势
（二）全球风电装机容量区域分布
（三）全球风电装机容量结构
1、全球陆上风电装机容量占比
2、全球海上风电装机容量结构
二、中国风电市场装机容量规模
三、中国风电市场装机容量结构
（一）全球陆上风电装机容量占比
（二）全球海上风电装机容量结构
四、中国风电市场装机容量全国排名、占比（31省、市、区）
五、中国风电市场装机容量占全球风电比重
六、中国风电市场装机容量占电力比重
七、中国风电市场装机容量占清洁能源发电比重
八、中国风电市场装机容量占新能源发电比重
九、中国风电市场装机容量占可再生能源发电比重
第十四章：风电市场单机容量分析
一、陆上风电单机容量分析
（一）风电平均单机容量走势
（二）风电单机装机容量结构
1、10MW风电机组占比
2、9（含）-10MW风电机组占比
3、8（含）-9MW风电机组占比
4、7（含）-8MW风电机组占比
5、6（含）-7MW风电机组占比
6、5（含）-6MW风电机组占比
7、4（含）-5MW风电机组占比
8、3（含）-4MW风电机组占比
9、3MW以下风电机组占比
二、陆上风电单机容量分析（分散式风电）
（一）分散式风电平均单机容量走势
（二）分散式风电单机装机容量结构
1、8MW以上风电机组占比
2、7-7.9MW以上风电机组占比
3、6-6.9MW以上风电机组占比
4、5-5.9MW以上风电机组占比
5、4-4.9MW以上风电机组占比
6、3-3.9MW以上风电机组占比
7、2-2.9MW以上风电机组占比
8、2MW以下风电机组占比
三、海上风电单机容量分析
（一）海上风电平均单机容量走势
（二）海上风电单机装机容量结构
1、10MW风电机组占比
2、9（含）-10MW风电机组占比
3、8（含）-9MW风电机组占比
4、7（含）-8MW风电机组占比
5、6（含）-7MW风电机组占比
6、5（含）-6MW风电机组占比
7、4（含）-5MW风电机组占比
8、4MW以下风电机组占比
第十五章：风电市场发电量分析
一、风电市场发电量规模
二、风电市场发电量全国排名（31省、市、区）
三、风电市场发电量占全球风电比重
四、风电市场发电量占电力比重
五、风电市场发电量占清洁能源发电比重
六、风电市场发电量占新能源发电比重
七、风电市场发电量占可再生能源发电比重
第十六章：风电市场竞争格局分析
一、陆上风电市场竞争格局分析
二、陆上风电市场竞争格局分析（分散式）
三、海上风电市场竞争格局分析
第十七章：风电市场综合厂用电率分析
一、风电市场综合厂用电率走势
二、风电市场综合厂用电率全国排名（31省、市、区）
三、风电市场综合厂用电率与电力平均对比
第十八章：风电市场利用小时数分析
一、风电市场利用小时数走势
二、风电市场利用小时数全国排名
三、风电市场利用小时数与电力平均对比（31省、市、区）
第十九章：风电市场利用率（弃风率）分析
一、风电利用率界定
二、风电利用率统计方法
三、风电利用率数据报送
四、风电利用率及全国排名（31省、市、区）
第二十章：海上风电市场发展分析
一、海上风电界定
二、海上风电分类
三、海上风电投资原则
四、海上风电管理部门
五、海上风电管理内容
六、海上风电用海范围
七、海上风电用海面积
八、海上风电规划制定
九、海上风电开发权确认
十、海上风电项目论证
十一、海上风电项目环评
十二、海上风电项目用海预审
十三、海上风电项目审批
十四、海上风电海域使用权申请
十五、海上风电项目建设
十六、海上风电竣工验收
十七、海上风电信息统计
十八、海上风电运行评估
十九、海上风电项目监管
二十、海上风电发展战略
二十一、海上风电发展目标
二十二、海上风电重点任务
二十三、海上风电区域布局
二十四、海上风电技术研发
二十五、海上风电投资成本
二十六、海上风电装机容量
二十七、海上风电单机容量
二十八、海上风电运营成本
二十九、海上风电市场盈利
三十、海上风电上网电价
三十一、海上风电财政补贴
第二十一章：大型风电基地市场发展分析
一、大型风电基地市场发展历程
（一）“十五”期间大型风电基地市场发展（2001-2005年）
（二）“十一五”期间大型风电基地市场发展（2006-2010年）
（三）“十二五”期间大型风电基地市场发展（2010-2015年）
（四）“十三五”期间大型风电基地市场发展（2016-2020年）
（五）“十四五”期间大型风电基地市场发展（2021-2025年）
二、大型风电基地市场发展原则
三、大型风电基地市场发展战略
四、大型风电基地市场发展目标
五、大型风电基地市场区域布局
六、大型风电基地规划方案
七、大型风电基地建设情况
第二十二章：分散式风电市场发展分析
一、分布式发电市场分析
（一）分布式发电界定
（二）分布式发电发展意义
（三）分布式发电投资主体
（四）分布式发电应用范围
（五）分布式发电发展原则
（六）分布式发电应用技术
（七）分布式发电发展模式
（八）分布式发电管理部门
（九）分布式发电资源调查
（十）分布式发电规划制定
（十一）分布式发电开发权确认
（十二）分布式发电业务许可
（十三）分布式发电市场并网接入
（十四）分布式发电消纳保障
（十五）分布式发电市场化交易试点
1、分布式发电市场化交易平台
2、分布式发电市场化交易模式
3、分布式发电市场化交易审核
4、分布式发电市场化交易公共服务费
5、分布式发电市场化交易过网费
6、分布式发电市场化交易电力消费和节能减排权益
（十六）分布式发电市场财政补贴
二、分散式风电市场分析
（一）分散式风电界定
（二）分散式风电投资主体
（三）分散式风电投资原则
（四）分散式风电应用范围
（五）分散式风电发展模式
（六）分散式风电管理部门
（七）分散式风电规划制定
（八）分散式风电投资申请
（九）分散式风电开发权确认
（十）分散式风电项目审批
（十一）分散式风电业务许可
（十二）分散式风电建设条件
（十三）分散式风电并网接入
（十四）分散式风电市场消纳
（十五）分散式风电投资成本
（十六）分散式风电装机容量
（十七）分散式风电单机容量
（十八）分散式风电竞争格局
（十九）分散式风电上网电价
（二十）分散式风电财政补贴
（二十一）分散式风电绿证交易
（二十二）分散式风电退役管理
第二十三章：乡村（农村）风电与乡村振兴分析
一、乡村（农村）风电市场发展原则
二、乡村（农村）风电市场发展战略
三、乡村（农村）风电市场发展目标
四、乡村（农村）风电市场发展重点
五、乡村（农村）风电与乡村振兴有效衔接
第二十四章：乡村（农村）风电——“千乡万村驭风行动”
一、“千乡万村驭风行动”发展原则
二、“千乡万村驭风行动”发展模式
三、“千乡万村驭风行动”发展目标
四、“千乡万村驭风行动”审核方式
五、“千乡万村驭风行动”建设用地
六、“千乡万村驭风行动”并网接入
七、“千乡万村驭风行动”上网电价
八、“千乡万村驭风行动”金融政策
九、“千乡万村驭风行动”生态保护
十、“千乡万村驭风行动”信息统计
第二十五章：乡村（农村）风电——“能源革命试点县”
一、“能源革命试点县”数量要求
二、“能源革命试点县”发展原则
三、“能源革命试点县”开发权确认
四、“能源革命试点县”发展方向
五、“能源革命试点县”发展模式
六、“能源革命试点县”发展任务
七、“能源革命试点县”试点名单
第二十六章：风电市场投资模式分析
一、风电市场投资模式1
二、风电市场投资模式2
三、风电市场投资模式3
四、风电市场投资模式4
第二十七章：风电市场消纳场景分析
一、风电市场消纳场景1
二、风电市场消纳场景2
三、风电市场消纳场景3
第二十八章：风电市场盈利分析
一、风电市场运营成本分析
（一）风电市场运营成本结构
（二）风电市场单位运营成本
1、陆上风电单位运营成本
2、海上风电单位运营成本
二、风电市场毛利率分析
（一）陆上风电市场毛利率
（二）海上风电市场毛利率
第二十九章：风电市场上网电价分析
一、可再生能源发电上网电价分析
（一）可再生能源发电上网电价分类
（二）可再生能源发电上网电价管理部门
（三）可再生能源发电上网电价发展目标
（四）可再生能源发电上网电价定价方法
三、风电上网电价分析
（一）风电上网电价发展目标
（二）风电上网电价政策
四、风电平均上网电价走势分析
第三十章：风电市场金融政策分析
一、风电财政金融政策规划
二、风电政府债券支持（财政政策）
三、风电税收优惠（财政政策）
四、风电优惠贷款（金融政策）
五、风电其他金融支持（金融政策）
六、风电其他金融支持（碳排放权交易）
七、风电其他金融支持（绿证交易）
第三十一章：风电市场绿证交易分析
一、风电绿色证书界定
二、风电绿色证书分类
三、风电绿色证书特点
四、风电绿色证书实施目的
五、风电绿色证书应用场景（适用范围）
（一）发电企业完成非水可再生能源占比目标
（二）电网企业完成可再生能源消纳责任指标
（三）认证消费绿色电力消费
（四）核算地区可再生能源消费
（五）与能耗双控政策有效衔接
（六）与碳排放管理政策有效衔接
（七）国际可再生能源消费互认
六、风电绿色证书发展目标
七、风电绿色证书管理部门
八、风电绿色证书核发
（一）风电绿色证书核发对象
（二）风电绿色证书核发范围
（三）风电绿色证书核发阶段
（四）风电绿色证书核发流程
（五）风电绿色证书核发原则
（六）风电绿色证书核发标准
（七）风电绿色证书有效期
九、风电绿色证书交易
（一）风电绿色证书交易场所
（二）风电绿色证书交易原则
（三）风电绿色证书交易阶段
（四）风电绿色证书交易制度
（五）风电绿色证书交易主体
（六）风电绿色证书交易主体权利义务
（七）风电绿色证书交易价格
（八）风电绿色证书交易账户
（九）风电绿色证书交易形式
（十）风电绿色证书交易次数
（十一）风电绿色证书交易范围
（十二）风电绿色证书交易流程
（十三）风电绿色证书交易凭证
（十四）风电绿色证书交易单位
（十五）风电绿色证书交易时间
（十六）风电绿色证书交易收益归属
（十七）风电绿色证书交易资金结算
（十八）风电绿色证书交易监管事项
（十九）风电绿色证书交易监管措施
（二十）风电绿色证书交易异常处理
（二十一）风电绿色证书交易纠纷处理
（二十二）风电绿色证书交易信息发布
（二十二）风电绿色证书交易信息报送
第三十二章：风电市场设备升级改造、退役分析
一、风电场改造升级、退役界定
（一）风电场改造界定
（二）风电场退役界定
二、风电场改造升级、退役原则
三、风电场改造升级、退役标准
四、风电场改造升级、退役监督管理
五、风电场改造升级、退役主体责任
六、风电场改造升级、退役流程
七、风电场改造升级、退役环保要求
八、风电场改造升级业务许可
（一）业务许可变更
（二）业务许可延续
九、风电场改造升级用地要求
十、风电场改造升级上网电价
十一、风电场改造升级财政补贴
十二、风电设备回收利用体系
十三、风电设备回收利用技术
十四、风电设备退役再生利用
十五、风电设备退役再制造
十六、风电设备退役市场规模预测
第三十三章：风电市场发展趋势分析
一、风电市场发展趋势1
二、风电市场发展趋势2
三、风电市场发展趋势3
四、风电市场发展趋势4
五、风电市场发展趋势5
六、风电市场发展趋势6
七、风电市场发展趋势7
八、风电市场发展趋势8
九、风电市场发展趋势9
十、风电市场发展趋势10
第三十四章：风电市场发展建议分析
一、风电市场发展建议1
二、风电市场发展建议2
三、风电市场发展建议3
四、风电市场发展建议4
五、风电市场发展建议5
六、风电市场发展建议6
七、风电市场发展建议7
八、风电市场发展建议势8
九、风电市场发展建议9
十、风电市场发展建议10
第三十五章：风电市场发展前景预测分析
一、风电市场装机容量开发潜力评估
二、风电市场装机容量预测
三、风电市场投资额度预测
四、风电市场环境效益预测
五、风电市场社会效益预测