全球风力发电行业发展概况及趋势分析（图）

    风能是一种清洁而稳定的可再生能源，在环境污染和温室气体排放日益严重的今天，风力发电作为全球公认可以有效减缓气候变化、提高能源安全、促进低碳经济增长的方案，得到各国政府、投融资机构、技术研发机构、项目运营企业等的高度关注。相应地，风电也成为近年来世界上增长最快的能源。

    （1）全球风电行业发展概况

    20 世纪70 年代，石油危机的爆发对世界经济造成巨大影响。石油资源作为化石能源，蕴藏量有限，在目前世界能源消费仍以石油为主导的条件下，如果能源消费结构不改变，能源危机将提前到来。在此背景下，各国政府都在积极寻求替代化石燃料的能源并竭力发展新能源技术，由于与其他新能源技术相比较，风电技术相对成熟，且具有更高的成本效益和资源有效性，因此在过去的30 多年里，风电发展不断超越其预期的发展速度，一直保持着世界增长最快的能源地位。

    内容选自产业信息网发布的《2014-2019年中国风力发电市场全景及未来趋势报告》

    根据全球风能理事会（Global Wind Energy Council）统计数据，在2001 年至2013 年间，全球风电累计装机容量的年复合增长率为24.08%，累计总装机容量从截至2001 年12 月31 日的23,900MW 增至截至2013 年12 月31 日的318,137MW。

2001-2013 年全球风电累计装机容量及增长率分析

资料来源：全球风能理事会，智研数据中心整理

    按照2013 年底的风电累计装机容量计算，全球前五大风电市场依次为中国、美国、德国、西班牙和印度，在2001 年至2013 年间，上述5 个国家风电累计装机容量年均复合增长率如下表所示：

资料来源：全球风能理事会，智研数据中心整理

    （2）全球风电行业发展特征与趋势

    1）全球风电行业市场高度集中，新兴市场未来发展迅速

    风电产业在全球普及的程度有所提高，目前已有100 多个国家开始发展风电，但主要市场还是相对集中，并受欧洲、亚洲和北美的主导，根据全球风能理事会的统计数据，2007 年上述三个地区在全球风电累计装机容量中占据97.62%比例，至2013 年底，依然保持96.91%的比例。从国家来看，截至2013 年底，全球前十大风电装机容量国家合计装机容量占全球总量的84.8%，其中前五大国家合计占全球总量的72.2%。2013 年全球前十大新增装机容量国家新增容量合计占全球新增总量的81.0%，其中前五大国家新增装机容量合计占全球总量的69.2%。

    除了欧洲、北美、亚洲之外，非洲和拉丁美洲也显现出快速发展的迹象。根据全球风能理事会的预测，拉丁美洲风机装机容量在2010 年至2015 年间将实现56.75%的年复合增长率，其中巴西和墨西哥是拉丁美洲风电发展较集中的地区。

    2）风力发电成本已经初步具备竞争优势

    风力发电是目前技术最成熟和最具商业应用价值的可再生能源之一，与传统能源相比，风力发电有着清洁、安全、可再生等优点。在忽略火力发电环境治理投资和运营费用的基础上，“成本过高”曾经被认为是风电的弱点，但作为全球减排的最重要手段之一，风力发电的经济性受到越来越多的关注，随着风电在能源供应中的比例日益增大，各风电运营企业不断提高成本意识，致力于减少风电与传统电力间的成本差异，推动产业发展。

    一方面，风机价格下降降低了风电成本。自2004 年中期开始，高涨的风电市场需求曾经使风机的价格一路飙升。然而到2008 年，由于配套生产能力的提高及关键部件和主要部件的供应基本平衡，风机的价格开始趋于平稳。2009 年以来，随着我国风机产能的不断增长，欧美市场需求受全球金融危机等综合因素影响，风机制造商在成本和质量上的竞争日益激烈，风机价格持续下降。因为风机价格的下跌，2011 年初风电成本已经降到了历史新低。

    另一方面，风电场选址的优化，风场运营效率的提高，风机质量和维护水平的提升等同样起到了降低风电成本的作用。

    目前，在北美以及欧盟各国，风电的收购价格已经和其他能源一致。

    3）风电机组技术更新速度快，机组大型化成为发展趋势

    随着现代风电技术的不断发展，新产品、新技术不断涌现。第一，风电机组呈现大型化趋势。理论上，风电机组单机功率越大，每千瓦小时风电成本越低，因此风电机组的技术发展趋势向增大单机容量、减轻单位千瓦重量、提高转换效率的方向发展。大型风机的出现，也为开发海上风电提供了条件。第二，风电机组向适应低风速区发展。随着风能转化效率的提高，使得过去较低风速区域也可以建设大规模的风电场，推动了风力发电在更广泛的范围内快速发展。

    4）海上风电快速增长，将成为风电开发的重要发展方向

    从全球风电的发展情况来看，由于陆地风电场可开发的地方逐渐减少，而海上风能资源丰富稳定，且沿海地区经济发达，电网容量大，风电接入条件好，风电场开发已呈现由陆上向近海发展的趋势。

    全球共有12 个国家建立了海上风电场，其中10 个在欧洲，其余为我国和日本，我国东部沿海的经济发展和电网特点与欧洲类似，适于大规模发展海上风电，国家已经推出了江苏及山东沿海两个千万千瓦级风电基地的建设规划，并出台了《海上风电开发建设管理暂行办法》。与此同时，海上风电建设也取得了重大突破，2010 年我国第一个国家海上风电示范项目——上海东海大桥102MW海上风电场的34 台机组已经实现并网发电。

    （3）各国鼓励风电发展相关政策情况

    目前，亚洲、欧洲、北美是全球风电最为发达的三个地区，引领着全球风电产业的发展。这三个地区的累计装机容量超过全球装机总容量的97%。其中，欧美均属于发达国家，无法享受到CDM 的收益，但是，其政府制定的风电激励机制，很好的支持着本国风电产业的长期蓬勃发展。其支持风电发展的主要政策如下：

    1）欧洲

    欧洲各国政府支持政策可以归纳为两种类型：固定上网电价制和证书补贴制。

    ①固定上网电价制

    代表国家：德国、法国、西班牙、丹麦

    由政府制定统一的较高的风电上网电价，弥补了风电场投资的高成本，使投资者获得合理的利润，提高了投资者的热情，推动行业的发展。

    ②证书补贴制

    代表国家：瑞典、英国、波兰、罗马尼亚

    这些国家政府通过立法确定：除了风电场正常并网发电售电所获得的收入，风电场每发一度电，将获得相应数量的证书，风电场的所有者可以通过在特定的市场交易所获得的证书，获得额外收入，从而保证了风电产业的持续发展。

    2）美国

    由于美国的电价水平不高，美国的风电产业的发展与政府长期实行的完善合理的税务和促进政策密不可分，主要可分为两种类型：生产税收抵免（PTC）和投资税收抵免（ITC）。

    ①生产税收抵免（PTC）

    风电场所发电力收入，享受长期的所得税抵免权利，这种权利可以通过合作的方式出售给另一家或多家在美国注册并运营的企业，这样的企业称之为税务投资人。通过这种交易，税务投资人获得了免税的额度，从而在自己的经营中获得了利益；而风电场所有者，获得了税务投资人购买免税额度所带来的额外收入，增加了投资运营风电场的收益。

    ②投资税收抵免（ITC）

    风电场所有者在规定的时间节点前完成风电场的建设，联邦政府将会把跟风力发电直接关联的设备总投资金额的30%以现金的方式返还给投资者，投资者不仅加快了资金回收的速度，还提高了风电场的收益。

    （4）我国风电行业概况

    目前，我国已经成为全球风力发电规模最大、增长最快的市场。根据全球风能理事会统计数据，2001 年至2013 年全球风电累计装机容量的年复合增长率为24.08%，而同期我国风电累计装机容量的年复合增长率为57.12%，增长率位居全球第一；2013 年，我国新增风电装机容量16,100MW，占当年全球新增装机容量的45.4%，位居全球第一。

    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。

    a. 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。

    （a）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。

    （b）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。

    （c）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。

    （d）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。

    b. 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）我国风电产业发展历程和现状

    我国风电场建设始于20 世纪80 年代，在其后的十余年中，经历了初期示范阶段和产业化建立阶段，装机容量平稳、缓慢增长。自2003 年起，随着国家发改委首期风电特许权项目的招标，风电场建设进入规模化及国产化阶段，装机容量增长迅速。特别是2006 年开始，连续四年装机容量翻番，形成了爆发式的增长。近年来我国风电的快速发展，得益于明确的规划和不断更新升级的发展目标，使得地方政府、电网企业、运营企业和制造企业坚定了对风电发展的信心，并且有了一个努力的方向和目标；风电的快速发展，也促使规划目标不断地修正和完善。在2003 年召开的全国大型风电场建设前期工作会议上，国家发改委部署开展全国大型风电场建设前期工作，要求各地开展风能资源详查、风电场规划选址和大型风电场预可行性研究工作。通过此项工作，各省（自治区、直辖市）基本摸清了风能资源储量，结合风电场选址，提出了各自的规划目标，为风电的快速发展打下了良好的基础。

    据全球风能理事会的统计，2010 年，我国除台湾省以外共新增风电机组12,904 台，新增装机容量达18,928MW，2011 年新增装机容量18,000MW，保持全球新增装机容量第一的排名，2012 年新增装机容量12,960MW，位列全球新增装机容量第二位，2013 年新增装机容量16,100 MW,全球新增装机容量第一。2010 年底我国累计风电装机容量为44,733MW，全球累计装机容量排名由2008 年的第4 位、2009 年的第2 位上升到第1 位。2011 年至2013 年累计装机容量增长率分别为40.24%、20.07%、21.37%，2001 年至2013 年我国风电累计装机容量及年增长率如下表所示：

资料来源：全球风能理事会，智研数据中心整理

    2002 年至2013 年，我国风电年度新增装机容量及增长率如下表所示：

资料来源：全球风能理事会，智研数据中心整理

    3）我国风电行业发展模式

    a.大规模集中开发是我国“十一五”期间风电开发的主要模式

    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。根据规划，到2020 年，在配套电网建成的前提下，各风电基地具备总装机1.4 亿kW 的潜力。

    b. 规模化和分布式发展相结合将成为“十二五”期间新的发展模式在大规模集中开发的模式下，风电场建设密集，但绝大部分分布于“三北”（华北、西北、东北）地区，远离东南部电力消费地区，使得风电并网难度较高。

    因此，国家能源局提出，未来几年我国的风电发展模式为：“大型风电基地建设为中心，规模化和分布式发展相结合”，即在过去建立大基地融入大电网促进风电规模化发展的基础上，支持资源不太丰富的地区，发展低风速风电场，倡导分散式开发模式。这样能避免风电场的过于集中对电网造成的压力，尤其是在东部建设低风速风电场可以就近为东部电力负荷较大的地区供电，缓解电网输配电压力。

    4）我国风电行业发展的区域特征

    截至2013 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%。下表所列为2013 年各省风电并网装机容量及上网电量统计：

    5）我国风电行业的定价机制

    根据《可再生能源法》及《可再生能源发电有关管理规定》，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，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整和公布。

    根据国家发改委颁布并于2006 年1 月1 日生效的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7 号），2005 年12 月31 日后获得国家发改委或者省级发改委核准的风电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定；可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊。

    2009 年7 月，国家发改委发布了《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。四类风电标杆上网电价水平分别为0.51 元/kWh、0.54 元/kWh、0.58元/kWh 和0.61 元/kWh，2009 年8 月1 日起新核准的陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的标杆上网电价，海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。政府针对四类风能资源区发布的指导价格为最低限价，实际执行电价由风力发电企业与电网公司签订购电协议确定后，报国家物价主管部门备案。2009 年8 月1 日之前核准的陆上风电项目，上网电价仍按原有规定执行。并继续实行风电价格费用分摊制度，风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整。全国风力发电标杆上网电价表如下所示：

    6）我国“可再生能源电价补贴”政策

    a、可再生能源电价补贴相关政策规定

    《可再生能源法》第十九条规定，“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。”可再生能源执行电价由国务院价格主管部门确定。《可再生能源法》第二十条规定，“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，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。”

    在《可再生能源法》的基础上，国家发改委于2006 年和2007 年分别制定《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（以下简称《分摊管理试行办法》）和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（以下简称《调配暂行办法》）。《分摊管理试行办法》第五条规定，“可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊。”，第六条规定，“风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定”，第十二、十三与十四条规定，“可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的方式解决。可再生能源电价附加向省级及以上电网企业服务范围内的电力用户（包括省网公司的趸售对象、自备电厂用户、向发电厂直接购电的大用户）收取。可再生能源电价附加由国务院价格主管部门核定，按电力用户实际使用的电量计收，全国实行统一标准”，第十七条规定，“可再生能源电价附加计入电网企业销售电价，由电网企业收取，单独记账，专款专用”。

    《调配暂行办法》第五、六条规定，“可再生能源电价附加标准、收取范围由国务院价格主管部门统一核定，并根据可再生能源发展的实际情况适时进行调整。可再生能源电价附加调配、平衡由国务院价格主管部门会同国务院电力监管机构监管”、“可再生能源电价附加由省级电网企业（东北电网公司和华北电网公司视同省级电网企业，西藏自治区除外）按照国务院价格主管部门统一核定的标准和范围随电费向终端用户收取并归集，单独记账，专款专用”，第八条规定，“省级电网企业将收取的可再生能源电价附加计入本企业收入，首先用于支付本省（区、市）可再生能源电价补贴，差额部分进行配额交易、全国平衡。”第九条规定，“可再生能源电价补贴包括可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等。其中：可再生能源发电项目补贴额=（可再生能源上网电价-当地省级电网脱硫燃煤机组标杆电价）×可再生能源发电上网电量”。第十三条规定，“省级电网企业收取的可再生能源电价附加金额小于本省应支付可再生能源电价补贴金额的，差额部分作为可再生能源电价附加配额对外出售。省级电网企业收取的可再生能源电价附加金额大于本省应支付可再生能源电价补贴金额的，余额用于购买可再生能源电价附加配额。”第十五条规定，“国务院价格主管部门统计审核各省级电网企业上一月度可再生能源电价附加余缺后，对收取的可再生能源电价附加不足以支付本省可再生能源电价附加补贴的省级电网企业，按照短缺资金金额颁发同等额度的可再生能源电价附加配额证，同时制定和下达配额交易方案。为方便交易，可以对每个电网企业在本省资金总额度内开具多张电价附加配额证”、“各省级电网企业可再生能源电价附加金额的余缺逐期滚存。可再生能源附加总额不足时，按收取额占应付额的比例开具电价附加配额证，累计不足部分在次年电价附加中解决。”

    2009 年7 月20 日，国家发改委颁布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，其中第一条规定，“分资源区制定陆上风电标杆上网电价。按风能资源状况和工程建设条件，决定将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。”第二条规定，“风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整”。

    2011 年11 月29 日财政部、国家发改委、国家能源局颁布了《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》。该办法第三条规定“可再生能源发展基金包括国家财政公共预算安排的专项资金（以下简称可再生能源发展专项资金）和依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入等”；第五条规定“可再生能源电价附加在除西藏自治区以外的全国范围内，对各省、自治区、直辖市扣除农业生产用电（含农业排灌用电）后的销售电量征收”；第八条规定“可再生能源电价附加由财政部驻各省、自治区、直辖市财政监察专员办事处按月向电网企业征收，实行直接缴库，收入全额上缴中央国库”。

    2012 年3 月14 日，财政部、国家发改委、国家能源局颁布了《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》。该办法第十三条规定：“省级电网企业、地方独立电网企业应根据可再生能源上网电价和实际收购的可再生能源发电上网电量，按月与可再生能源发电企业结算电费”；第十一条规定：“可再生能源电价附加补助资金原则上实行按季预拨、年终清算。省级电网企业、地方独立电网企业根据本级电网覆盖范围内的列入可再生能源电价附加资金补助目录的并网发电项目和接网工程有关情况，于每季度第三个月10 日前提出下季度可再生能源电价附加补助资金申请表，经所在地省级财政、价格、能源主管部门审核后，报财政部、国家发改委、国家能源局。公共可再生能源独立电力系统项目于年度终了后随清算报告一并提出资金申请”。

    7）我国风电行业发展趋势

    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：

    a. 继续建设陆上大型基地。虽然八大千万千瓦级风电基地是我国风电最为集中的地区，但其开发空间仍非常广阔。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。

    b. 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。

    c. 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。

    8）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：

    a. 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。

    b. 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。

    c. 江苏沿海风电就近接入江苏电网。

    d. 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。