能源青年行优秀调研 告 | 大规模海上风电并 后的消纳利用前景分析

文章较长，建议收藏观看

未经许可严禁以任何形式转载

南方能源观察

欢迎投稿，投稿邮箱：

eomagazine@126.com

调研队员：王婷玉，权逸飞，沙明宵，侯佳音，王梦圆，冯彦博

指导老师：宋枫副教授，吴疆教授，中国人民大学

我国海上风电起步晚，但凭借海上风电资源稳定、大发电功率、便于消纳等特点，近年来发展迅速，市场前景广阔，优势明显。我国海上风能资源丰富，近海风能可供开发的资源量达5亿kW；相关产业链逐步完善，海上风电机组技术、工程设计、输变电技术以及智能维运等技术和服务能力不断提升；国家出台标杆电价等风电发展政策为风电提供持续保障。

此外，相比陆上风电，海上风电主要分布在东部沿海，不存在陆上风电的装机中心与负荷中心分离的情况，并具有不占用陆上资源、出力过程更加平稳、无需长距离运输等优势。经过11年发展，截至2019年3月，我国海上风电累计装机容量已达3.69GW。国家能源局《风电发展“十三五”规划》提出，到2020年我国海上风电装机容量将达到5GW，海上风电未来发展前景仍十分广阔。

在海上风电在具有明显优势同时，也面临着消纳利用的许多潜在挑战。截止到2017年底，我国海上风电并 总量不到3GW，存在的诸多风险不能得到有效评估，而且在运海上风机80%集中在江苏省内自然禀赋条件相对较好的海域，未来可能面临的风险无法有效衡量和识别。同时，关键性技术研发未能实现突破，无法实现成本的显著下降，仅仅依靠补贴政策无法维系海上风电产业的长久健康发展。

本组调研项目着眼于大规模海上风电并 后的消纳利用问题，通过对发电企业、电力企业、政府部门等各相关主体的访问，深入分析影响海上风电消纳利用的技术因素、经济因素、政策因素等，总结海上风电消纳利用的优势和挑战。调研以福建省与江苏省作为主要对象，采用定性描述与定量测算相结合的方法，综合分析各种影响海上风电消纳因素的变化趋势，展望海上风电的消纳利用前景。

1 海上风电产业发展概况

中国海上风能资源丰富，5-25米水深、50米高度海上风电开发潜力约2亿kW；5-50米水深、70米高度海上风电开发潜力约5亿kW；另外，还有部分潮间带及潮下带滩涂资源，深海风能资源也较为丰富。

从2007年中海油渤海钻井平台1.5MW实验机组开始，自2010年首个商业运营的海上风电并 项目上海东海大桥海上风电场建成投产以来，在此后3年里，江苏如东30MW/150MW潮间带试验、示范风电场及其扩建工程陆续建成，我国海上风电经历了技术引进、试点先行和统筹规划、特许权招标等阶段，已经形成了初具规模、预期明确的产业。目前我国进入了从海上风电大国向强国转变重要阶段。

自2017年以来，我国的海上风电新增装机容量迅速增长。到2017年4月，中国海上风电核准项目容量8170MW，并 容量1480MW，位列全球第三位，仅次于英国和德国。从总量上来看，2018年，中国海上风电新增装机1.65GW，累计装机容量4.44GW，累计装机容量增长59.14%。2019年上半年，海上风电新增装机容量0.4GW，累计装机容量4.84GW。从地区上来看，江苏、上海、福建等省份的海上风电装机容量较大，而其他沿海省份占比相对较小。从装机规模上来看，大容量海上风电机组进入产业化应用阶段，适用于海上的3-5MW级风电机组已批量生产，并成为新建海上风电项目的主流机型；5-7MW风电机组也逐步试验并 运行，已安装的国产风电机组单机容量最大已经达到6.7MW；国产风电机组制造企业已普遍启动7-10MW更大型风电机组的研发工作。

2 影响海上风电并 消纳的技术因素

关键零部件研发生产水平有待提升

要加快发展海上风电，离不开关键技术的突破和完整产业链的培育，而我国在这方面已经取得了较大进展：

首先是大型海上风电机组逐渐国有化。近年来，海上风电机组研发能力明显增强，越来越多的国内企业能自己制造大容量机组，从2MW、3MW到现在已经基本普及的5MW风机，再到福建已经在试运行的8MW、甚至更大容量的机组。以一些企业为例，金风科技推出了6MW平台，远景能源研发了4.5MW机型，明阳智能和中国海装分别发布了5.5MW、5MW机型。

第二是海上升压站的发展。海上升压站在整个风电场的运营中极其重要，出现问题可能导致整个风电场瘫痪。截止2018年底，我国已建设有14座升压站，不仅有常见的110kV海上升压站，还有220kV升压站，其中亚洲第一座220千伏海上升压站就位于响水风电场，当时是亚洲最大的海上升压站；除此以外，我国还建成了世界上首个分体式海上升压站。

第三是海上施工安装能力在不断提升，基础施工技术和施工工艺基本成熟，专业团队逐渐形成。中交一航、中交三航、龙源振华等海上风电施工团队与中交四航、江苏电建、中船重工等海洋施工等设备研制单位都对海上施工技术和设备研制技术的进步做出了贡献。

第四是海上风电施工装备逐步升级，自升式安装平台的使用，是的施工方式从整体式走向分体式。海上风机的基础型式也由高桩承台升级为更多采用单桩、导管架等等。液压打桩锤等装备也在研发方面取得较大进步和突破。

从产业链来看，风电产业主要包括：上游的零部件生产，包括叶片、塔筒、发动机、齿轮箱、轮毂等。目前来看，上游零部件产业发展有较大进步，国产化率不断提升，但是不同研发难度的零部件发展不均衡。研发难度较低的国内叶片、齿轮箱、发电机、塔筒、轮毂、机舱等部件的制造能力已能够满足国内市场中主流机型的需求，并开始出口。轴承、变流器和控制系统的研发也取得了重大进步，并开始批量供应国内市场。研发难度较高的风电机组关键零部件的制造水平也有所提高，配套5MW、6MW等大型风电机组的齿轮箱、发电机和轴承开始投入使用。生产核心技术的齿轮箱的南高齿集团全球市场份额超过30%，成为全球风电齿轮传动设备冠军。中游的整机制造，包括风机设计和风机组装；截至2018年底，全国有7家整机制造企业的累计装机容量超过10GW，如金风科技、联合动力、明阳智能、华锐风电、远景能源等等，市场集中程度高。下游的电站投资运营，主要是投资和运营。就目前的规划和开发状况看，全国海上风电建设基本状况良好。有关安装运营和维护管理的标准也正在逐步完善。

当然，我国在技术和产业链的发展上仍然面临着一些问题：

一是产业链中上游零部件产品供给不平衡，低技术的产品过剩与高技术产品供应不足并存。一方面，叶片、塔筒、发电机、轮毂的产业化进程较快，国产化率较高，但所产技术含量较低的叶片、塔筒出现了产能过剩问题，技术质量有待提高。另一方面，作为风机核心部件的齿轮箱和控制系统具有仍存在较高的技术壁垒，国内厂商自有技术尚与国外先进水平尚有较大差距。齿轮箱核心技术主要依靠技术引进以及与国外企业技术合作，但而控制系统的关键性的技术我国尚未掌握，主要依靠进口。

二是海上风机的兆瓦等级和风轮直径与欧洲仍有差距。从欧洲来看，投标机组已经从6MW为主向7-8MW为主过渡。2020年，将达到12-14MW的水平。风轮直径相应地从现在150米-170米的水平增加到200米以上。从中国市场现状来看，目前仍停留在4MW为主的时代。2017-2018年，5-6MW的装机正快速增长。2020年，中国海上新增装机或将进入8-9MW为主的阶段。总体而言，欧洲在海上机组方面仍处于领先状态，中国与欧洲大概有3年迭代期的差距。

三是支持海上风电产业发展的相关规定和标准需要进一步完善。面对海上风电建设难度大，安全和技术要求高的情况，从海上风电的国家标准到行业标准，从法律法规到政策支持，需要更进一步细化支持。同时，国内海上风电产业链面临的多部门职责界面不清晰、海上风电场关于污染、人员等细则不完善等情况，还需要政策的指导和标准的规范。

从供给与需求两端入手，缓解电 调峰压力

由于风力发电具有波动性、间歇性等特点，在大规模海上风电并 的过程中，势必会产生可再生能源间歇性供电带来的电流输送稳定性问题。相对于陆上风电，海上风电整体出力特性以及波动性在较大程度上取决于各风电场风速相关性的大小，而各风电场风速相关性取决于海上风电场的地理位置和该地区的气候特性。随着近年来海上风电装机容量的大幅增长，其出力的间歇性与波动性对电 的调峰能力提出了更高的要求。

为了应对海上风电发展和消纳问题，需要从电力的供给端和需求侧两方面入手，具体到风电“发—输—配—售”的各个环节。要通过检测管控来实现电力发输的平稳，统筹规划电力调配，同时也要对电力需求侧即用户端进行管理。具体地说，应该采取以下措施来解决电 的调峰问题：

一是通过提高电源调峰能力来增强海上风电消纳能力，包括利用大型抽水蓄能电站和火电机组来提高电 的稳定性。

二是大力突破海上风电并 调度运行关键技术，加强风电场功率预测、风电场监控、风电机组故障穿越等关键技术的研究和推广应用。建设海上风电安全监测预警云平台，对海上风电安全信息进行采集和传输，对风机主要部位、风机基础进行实时监控和预警预 ，实现远程管理和诊断、远程预警，同时融合电力、海事、通航、环保、气象、水利等部门的数据。海上风电安全监测预警云平台建设将提高海上风电智能化建设水平，促进海上风电安全健康发展。

三是由于海上风电具有出力随机性等特性，智能电 对新能源有良好的兼容性，可支持可再生能源的有序、合理接入，有助于做好电 配套送出规划。根据相关部门制定的福建省海上风电近中长期发展规划，通过建立风电配套输变电工程、跨区交易和调节的补偿机制，提高电 企业建设配套接入工程的积极性，促进风电消纳。

四是加强需求侧管理，即推广电能替代。提高电能在终端能源消费中的比重，完善优化电价机制，发挥电力市场的作用峰谷分时电价杠杆作用。一方面鼓励电厂在低谷时刻主动为风电腾出空间，另一方面鼓励用户在低谷时段使用电力和存储电能从而促进风电的消纳；推动电动汽车发展，结合智能电 技术改善负荷低谷特性。

3 影响海上风电并 消纳的经济因素

海上风电的成本主要包括：主机设备购买、风电基础建设、安装维护费用、利息等。中海上风电基地的相关技术人员解释，主机设备约占60%，风电基础占20%以上，征海等费用约占10%，海缆大概占3%，风机的运输加安装约占3%。

图 3-6 平海湾50MW海上风电静态成本

例如，已建成的平海湾50MW海上风电场（图3-6）的可研数据显示，其静态投资为11.21 亿元，其中建筑工程及施工辅助工程费用3.2602亿元占29.07%，设备及安装工程5.9596亿元占53.15%，其他费用1.6663亿元占14.86%，基本预备费0.3266亿元占2.91%；建设期利息0.3990亿元，工程总投资为11.61亿元，单位kW动态投资为23224元。海上风电不同环节成本的变动都会对海上风电最后的价格产生不同程度的影响。对海上风电的成本变动趋势的分析需要将风机制造、基础建设设备、运维成本等各个部分的变动考虑在内。

发电成本短期难降，长期则下降趋势明显

短期内，影响海上风电成本的因素主要有技术条件、抢装潮、海域争端等。关于技术条件，我国在装机制造和发电技术上都有了长足的进步，但与国外相比仍有差距。核心零部件的进口费用仍较高，导致部分设备的成本在短期内可能无法实现明显下降。抢装潮和海域争端导致成本难以下降则是由我国国情决定的。按照现在的行政规划，我国海上风电的安装任务仍然较重，因此会出现“抢装潮”和用海争端问题。上 指导电价下调引起的“抢装潮”导致风电企业对装机等设备的需求增加，出现短暂供不应求的现象，可能会带来建设设备租赁价格以及海缆等装备价格在短期内上升，因此海上风电的成本在短期内可能下降得不明显，甚至会有一定上升。

但从长期看，发电成本下降的趋势明显。主要有以下两方面原因。一是产业规模化带来的成本下降。现阶段我国海上风电还处于起步阶段，设备的制作都是通过订单来定制，无法进行大规模批量化生产，这在一定程度上会导致成本的提高。当我国海上风电逐渐发展成熟，批量化生产的条件基本满足后，规模化生产会带来规模效应，从而带来发电成本的下降。二是海上风电企业间的学习效应，即学习该领域已经被成熟应用的先进技术，包括但不限于在技术、接 等方面带来成本下降的技术。

欧洲海上风电成本下降明显，且下降趋势仍在持续。根据国际风能 预测，2024年全球海上风电成本将降到95欧元/兆瓦时。据欧洲海上风电的历史经验分析可得，我国海上风电的长期成本下降从行业发展趋势来看是必然的。很大程度上是得益于技术进步带来的装机成本的下降空间巨大，这其中占比最高的是风机的制造成本。随着行业的成熟，规模效应和协同效应也会使得项目的安装成本与运维成本有不同程度地下降。

值得注意的是，政策指引在欧洲海上风电成本下降中仍然扮演了重要角色，政府协调利益各方建立协调机制，引导全产业链在成本上的下降。我们有理由相信，在当下竞争性配置的电价政策下，海上风电全产业链成本的下降是大有可期的。

陆上风电成本下降的主要因素是技术的进步和风机制造中的规模效应，并且形成了较为完整的风电机组产业链，单机容量在6MW一下的风电机组可以规模化投运，并通过消化吸收和技术创新，中国风电企业至今已经基本掌握了风电机组系统的整机设计技术和关键零部件制造技术，如叶片、齿轮箱、发电机、变流器等等，国产化率达95%以上。在这两个方面，海上风电可以借鉴陆上风电成本下降的道路，继续培育上下游产业链，促进海上风电厂规模化运行。同时，海上风电在基础结构方面是陆上风电的2倍左右，并且维运成本是陆上风电的2-3倍，这些都是海上风电为适应海上环境而产生的诸多难以消解的“硬成本”。主要包括适应海洋环境的成本、施工和运维成本、适应海洋区位的成本等。在借鉴陆上风电，降低风机成本，培育风机制造产业链，规模化经营的同时，海上风电需要通过相关部门、上下游企业等多方努力，实现关键技术的突破创新与专业人才的培养，处理好成本中的“硬骨头”。

或需承担因接 而产生的电 加强成本

电 接入费（接 费），是指电 公司向接入方收取的一次性的费用，其目的在于回收接入该接入方所投入的工程建设、电 改造和运维成本，并获得合理的资产回 。在我国，可再生能源发电项目接 费由电 公司通过可再生能源电价附加向终端用户收取，发电企业无需承担接 费用。由于目前海上风电发展仍未成熟，大规模并 消纳的关键技术尚未突破，因此接 成本会更高。

借鉴国外经验，各个国家对于采用何种方式实现接 成本的分摊存在不同的选择。可再生能源发电项目接 费中的电 接入成本部分通常由发电企业承担。为了促使发电企业尽可能地考虑选择工程项目的最优位置以实现合理的电源建设与输电扩展，从而降低电 加强成本，大部分发达国家采用能够体现地理位置信号的深度或混合接 成本分摊方法。这两种方法均强调可再生能源发电企业需承担因接 而产生的电 加强成本。

就我国目前情况来看，需要对接入费及其定价方法进行进一步的研究和实验。建议政府部门完善和明确有关接 费的规定，对发展相对成熟的可再生能源企业承担部分接 费的政策进行试点。其次，在接 费定价方法上，要适应不同能源的发展情况和发展阶段，可将接入费和上 电价挂钩。如光伏等可以实行平价上 的新能源可以考虑承担更大比例的接入费。目前海上风电发展不够成熟，建议为了鼓励产业的发展，可再生能源发电设施的接入费用仍大部分由电 ，并根据海上风电发展进程进行比例调整。

此外，由于风力发电具有波动性、间歇性，为保障海上风电的消纳和电力系统的安全，需要火电以及其他电力来辅助调峰、调频。我国电力辅助服务市场建设使得这一部分成本有效分摊，发挥了市场的作用。

福建、广东招标设计的配套储能设施也会是海上风电消纳成本的一部分。储能的配套能够帮助调峰、平抑风电出力波动、响应需求、提高电能质量，从而技术上保障海上风电消纳。但是储能经济性较差，目前储能的成本较高，以2018年投运的镇江北山储能电站为例，该电站总功率/容量为16MW/32MWh，工程总投资为1.2亿元，用更贵的方式来帮助海上风电是不理性的，需要进行更为严谨的经济分析。

4 影响海上风电并 消纳的政策因素

随着海上风电产业的迅速发展，技术水平不断进步，行业的补贴退坡和市场化竞争将成为海上风电未来发展的必然趋势。国家发改委与能源局近两年来就风电产业发展出台了一系列政策文件，坚持以市场为导向，鼓励以竞争性方式配置资源。

2019年以来推行的海上风电相关产业政策，如《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上 有关工作的通知》（发改能源[2019]19号）、《国家发展改革委关于完善风电上 电价政策的通知》（发改价格[2019]882号）、《国家能源局关于 2019 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能[2019]49号）等，都指向了海上风电未来市场化的发展道路，具有重大意义和深远影响。但与陆上风电相比，海上风电发展有其自身的特殊性：项目度电补贴强度高，技术难度大，存在一系列难以降低的“硬成本”，需要各方面建设条件统筹协调。短期来看，海上风电仍应该保持有序稳妥、稳中求进的发展基调。

如何降低海上风电的非技术成本？

目前，我国海上风电项目建设规模由地方政府自主确定，并通过行政审批确定具体建设项目，这种方式有效促进了我国风电快速规模化发展。但在具体的指标分配上仍存在标准不统一、不透明、难以公平的问题。地方政府在指标分配上的自由裁量权较大，会给风电项目开发带来许多非技术成本。

国家能源局于今年5月出台《2019年风电项目建设工作方案》以及《风电项目竞争配置指导方案》，其目的就在于消除海上风电发展过程中不必要的非技术成本，为风电平价上 减小阻力。该方案实际上要求地方政府改变通过行政审批分配年度建设规模指标的方式，采用市场竞争的方式配置资源。按照指导方案的规定，不仅未确定开发主体的风电项目需要竞争资源，已确定开发主体的风电项目也要竞争开发次序。在综合竞争要素考评中，电价权重不得低于40%，为占比最大的考评指标。以降价为主导方向的政策是否能有效避免企业的恶性价格竞争，在长期内是否能有效引导企业走上竞争性资源配置的道路，仍有待时间检验。

风电竞争性配置政策是否长期有效？

自《风电项目竞争配置指导方案》出台以来，江苏、福建、上海、广东等省份先后制定了竞争性配置工作方案。关于风电竞争性配置政策在长期是否会导致企业间 价恶性竞争、考评标准不明确、地方保护主义等问题，不妨以我国首个以竞争配置方式确定上 电价的海上风电项目为例进行分析。

2019年6月，上海市发改委正式启动奉贤海上风电项目开发，并制订了相关竞争配置工作方案。这也是我国首个以竞争配置方式确定上 电价的海上风电项目。2019年9月12日，奉贤海上风电项目结果出炉。上海电力股份有限公司、上海绿色环保能源有限公司联合体以0.7388元/千瓦时的申 电价成为奉贤海上风电项目业主。奉贤海上风电项目将企业能力作为首要的竞争要素，项目评标包括对企业投资能力、技术能力和资质业绩的考察。而对于申 电价的考核，并非“越低越好”，而是应当制定一个保证发电企业适当收益的电价。我国海上风电尚处于发展初期，产业基础还不够成熟，如果出现最低价中标的情况，则容易造成过度竞争和恶性竞争，不利于行业健康发展。

因此，从我国首个竞争配置方式确定上 电价的海上风电项目中标结果来看，奉贤海上风电项目对整个海上风电行业起到了积极的示范作用。竞争性配置政策是否能够长期有效推行，与后续上马项目是否能保持合规合理的竞争方式密切相关。

“抢装潮”问题如何破解？

2018年5月，国家能源局下发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，根据通知要求“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 电价”。为了规避竞争性配置，确保享受0.85元/千瓦时的标杆电价，拥有海上风电的各个省份在2018年下半年开始了新一轮抢装浪潮。

根据2019年5月发布的《国家发展改革委关于完善风电上 电价政策的通知》，对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并 的，执行核准时的上 电价；2022年及以后全部机组完成并 的，执行并 年份的指导价。这对于大量“抢装潮”的项目而言，既是保障企业上 电价的“定心丸”，但也无形加大了海上风电并 消纳的压力。

在“抢装潮”项目中，有一半以上属于近海深水区项目，施工难度大、技术要求高，开发成本很高。目前，深水区作业技术发展仍不成熟，如果要抢在3年期限内完成并 ，势必是对施工建设企业和产业供应链并 消纳能力的大挑战；但如果无法在2021年底实现机组全部并 ，企业后期必然会参与竞争性配置，承担高于核准时的上 电价。而深水区项目施工成本高，降价空间有限，如果短时间内无法享受标杆电价带来的补贴，对企业乃至整个行业健康发展都是一个巨大的挑战。因此，顶层设计与制度安排有待进一步完善，以确保海上风电企业能够平稳度过新能源市场化改革的“阵痛期”。

5 未来发展建议

优化产业政策和规划，追求社会福利最大化

在总体规划上，要确保海上风电项目规划的科学性，协调沿海省份及省内各区域的项目建设规模和建设速度，降低企业和政府在海上风电建设上的冒进行为而带来的风险。此外，产业规划应与电力系统以及电 配套建设等相协调，妥善解决海上风电项目建成后的并 接入问题，避免“弃风”现象的发生。

在政策制定上，一方面要进一步优化细化产业政策，减少不必要的资金与资源浪费，逐步实现海上风电产业“断奶”；另一方面，要提高政策设计的稳定性与科学性。稳定性即是确保政策的平稳落地与可持续实施，避免再次出现因大的政策变动而引发“抢核准”、“抢装潮”问题，给产业稳健发展造成巨大的冲击。科学性即是要求在制定相关政策扶植产业发展时，应该以全社会福利最大化为目标导向。充分体现可再生能源发电在电力系统中的优越性，进而可以使得电力系统发挥其在整个社会体系的积极作用。

增强电 调峰能力，保障海上风电并 消纳的安全性

由于各省的自然条件、资源禀赋不同，海上风电的发展程度也有所差异。由于风电出力随机性的特点，电 调峰能力将对大规模海上风电的并 消纳产生关键影响。这就需要在并 过程中将火电机组、大型抽水蓄能电站等可及时进行电力补偿的方案规划其中。通过建立风电配套输变电工程、跨区交易和灵活的补偿机制，提高整个电 的稳定性和兼容性。此外，由于风电易受到海上自然环境影响，需要加强实时监控、机组功率预测、故障穿越等关键技术的研究和推广应用。对风机主要部位进行实时监控，发现故障能够远程预警。使发电端与输电端的稳定性和安全性得到有力保障。

加快产业链建设，推动成本下降

海上风电产业若要在未来实现大规模持续发展，并在电力市场和电力结构中占有一席之地，关键在降成本。而要实现成本的降低，则离不开技术的突破和产业链的建设。从产业链上游看，需要促进关键技术的突破和核心零部件的国产化，解决上游产业链发展不平衡的问题。产业链中游整机制造和研发团队应与风机安装团队和设备研发团队加强合作，使得风机的设计与各省建设条件、地质条件等更加契合。建设海上风机试验场，对即将上马的机型进行充分的了解和比较，降低大规模风电建设的风险促进风机类型多样化、大型化。产业链下游投资运营上，在沿海区域形成项目集群，新建项目与相邻的投产项目之间能够形成协同效应，共享人员、运维基地、船只等，降低运维成本。

推进市场化进程，提升海上风电消纳经济性

完善风电产业竞争性配置政策，推动海上风电积极参与电力市场，争取早日向平价上 的目标靠近，这是整个行业的长期发展方向。在补贴退坡的过程中，要制定灵活合理的补偿机制，确保海上风电企业能够平稳度过市场化改革的“阵痛期”。例如当前推行绿色电力证书交易制度作为风电企业的补偿机制，活跃绿证交易市场，逐步下调补贴额度与标杆电价。电力市场改革最终应形成由市场供需和边际成本决定市场价格的机制，充分发挥电力系统在整个社会系统中的积极作用。

参考文献

[1]国家发展改革委, 国家能源局. 关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上 有关工作的通知: 发改能源[2019]19号[A/OL]. (2019-01-07)[2019-10-20]
.http://www.ndrc.gov.cn/gzdt/201901/t20190109_925400.html.

[2]国家发展改革委. 国家发展改革委关于完善风电上 电价政策的通知: 发改价格[2019]882号[A/OL]. (2019-05-25)[2019-10-20].
http://www.gov.cn/xinwen/2019-05/25/content_5394615.htm.

[3]国家能源局. 国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知: 国能发新能[2019]49号[A/OL]. (2019-05-30)[2019-10-20].
http://www.nea.gov.cn/2019-05/30/c_138102793.htm.

[4]张运洲, 黄碧斌. 中国新能源发展成本分析和政策建议[J]. 中国电力, 2018.

[5]秦海岩. 开创风电发展新时代——“风电项目竞争配置指导方案”解读[J]. 中国电力企业管理, 2018, No.529(16):72-73.

[6]崔东岭, 龙泉. 风电竞争性配置政策思考与应对[J]. 中国电力企业管理, 2018, 544(31):54-57.

[7]李瑞, 陈烨, 刘栋. 国内外风电消纳方式的发展与思考[J]. 科技资讯, 2013(1):117-117.

[8]叶泽, 何姣, 吴永飞. 欧美国家可再生能源发电项目接 费政策的经验与启示[J]. 价格理论与实践, 2017(10):26-29.

[9]刘秋华, 陈超, 董丹丹. 江苏省海上风电资源利用现状分析[J]. 南京工程学院学 (社科版), 2015, 15(03):55-61.

[10]刘涛.风电行业弃风、装机及运维大预测[J].能源,2019(02):71-75.

[11]周鹤良.我国新能源风电产业实现跨越式发展[J].电气时代,2019(08):20-22+24.

[12]陈皓勇,谭科,席松涛,杨星,王江,王中夫.海上风电的经营期成本计算模型[J].电力系统自动化,2014,38(13):135-139.

[13]邹徐欢. 提高新能源消纳能力的电力系统调度研究[D]. 2016.