风电市场研究精选(九篇)

第1篇：风电市场研究范文

关键词：电力运营；风险管控；电源电网协调；市场环境；电网结构 文献标识码：A

中图分类号：TM73 文章编号：1009-2374（2016）14-0149-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.14.075

1 概述

随着常规化石类能源日益枯竭，环境问题的日趋严重，开发多种绿色能源已广泛受到世界各国（特别是发达国家）的高度重视。当前，风力、太阳能发电等多种电源的装机容量每年都在大幅增加。在社会与环保的需求下，电力运营管理有三个目标：（1）以优先调度使用可再生能源为前提，保证火电和水电为主的电网经济和安全运行；（2）着眼于国家产业和能源政策的指导，在国民经济综合平衡的基础下，进行全局性、长期性的电力运营风险监控；（3）积极建设电网交易平台，开展电力市场改革，充分利用市场机制应对多种电源的电网运营风险。

2 影响电网企业运营管理的风险因素

多种电源电网运营风险主要有以下不确定风险因素：上网电价、燃料价格波动、负荷动态需求变化（负荷预测的不确定性）、风力与太阳能发电的随机性、智能电网条件下用户的用电模式变化等。这些因素均可导致电网运营主体的收益变化，从而导致多种电源电网运营风险的产生。

2.1 燃料价格波动的运营风险

大型火力发电机组可变成本主要包含燃料费、水费、排污费、销售税金及附加员工工资，其中燃料费所占比80%。我国发电侧装机容量中75%的机组是大型火力发电机组。火力发电机组的燃料价格直接受国际国内电煤市场的影响，政府没有任何补贴。近年来，国际国内电煤价格受市场的供求平衡而不断波动，并且波动巨大，对发电侧火力发电机组的发电成本及发电运营主体获利产生深刻的影响。因燃煤价的剧烈波动带来不确定性已日益成为发电侧火力发电企业运营管理中最大的风险。在电价不变而煤价上涨的情况下，火力发电企业的收益必然会大幅下降，甚至亏损；反之，同理。

2.2 负荷预测的不确定性导致的运营风险

在电网运行中，用电负荷随时都在波动，因此作为电能的提供方（发电侧）需要事先对所供电的区域的负荷进行预测，再制定安全的发电计划。然而电力负荷变化是受经济、社会、气候等多种不确定因素的作用，因而在多重因素的叠加作用下，传统模式难以准确描述电力负荷的实际变化规律（传统的单一固定式模型的预测方法只考虑一种变化趋势或单一因素的影响）。随着技术和科技的革新，负荷预测方法不断改进和完善，负荷预测的精度和符合度不断提高，但是从某种意义上说，负荷预测仍然存在一定的不确定性因素，这就对发电侧运营管理造成一定的风险。例如在发电企业生产期间，对所供电区域电网负荷预测的准确与否，直接关系到发电机组的经济调度和运行可靠性。由于各个发电机组结构组成不同、发电原理不同、机组容量不同，因此每个机组发电的边际成本不同，机组的启停机时间也不同，一般来说，电网运行中宜选用边际成本低、启停时间小的机组承担基荷；同理，承担峰荷应是边际成本高、启停时间长的机组。发电侧的发电企业原则上应根据负荷预测来综合调度机组进行有序发电的，负荷预测不准确就会造成综合调度模型失真，从而造成电网调度机组

失误。

2.3 上网电价变化带来的运营风险

对于发电侧（各类的电力企业）运营管理来讲，上网电价是主营产品销售价格，因此，上网电价的变化将直接影响到发电侧（各类的电力企业）的发电量和收益。由于我国电力市场的存在，上网电价会随着电力市场的交易情况实时变化，因此上网电价的波动变化会给发电侧的运营管理带来一定量的经济风险。在发电侧与需求侧竞价的电力市场环境下，市场出清价是由完全市场竞争得出的，所以具有明显的波动性和随机性。

2.4 市场环境下用户的用电行为模式变化

随着电力改革的深入，电力销售在市场环境下，用户的用电行为模式会向更利于自身优惠的方向变化，其中一个显著的变化就是用户可以根据实时电价调整其用电时间和用电量。然而每个用户对实时电价调整的敏感度是不同的，因而每个用户行为变化程度也不同，这一变化因以往从未实施过，其导致的用户负荷变化目前还没较合理的模型预测。新的电力负荷预测就需要迎合当前新电力市场的特性，更多关注相关实施环境的变更，并更具自适应性，此外随着分布式发电、充电墙（桩）普通用户的推广，更多的公众用户可以实现与智能电网及时互动供电。在电力市场条件下，影响负荷预测准确性的因素除了传统的天气、季节、类型等，实时电价是一个非常重要的影响因子，绝不能忽略此影响因素，忽略此影响因素做出负荷预测的结果将会产生重大偏差，基本失去应用价值。

2.5 智能电网带来负荷变化

未来智能电网需要容纳较大比例的主动负荷（可储能负荷），例如电动汽车、储能墙（设施）。主动负荷（可储能负荷）与传统的负荷相比，其主要特点有三点：（1）主动负荷具有双向性，即可以充电时视为负荷，也可以在放电时视为电源。例如电动汽车、储能墙（设施）；（2）因为电动汽车、储能墙（设施）充放电时间是随机的，电动汽车更是连充放电地点也是随机的、不确定的，造成主动负荷在时间上、空间上的不确定性；（3）从某种程度上来说，传统负荷是不可控的，可以采用一定的经济、政策、技术措施控制主动负荷的随机性，进而使得主动负荷具有一定可控性，这将减少负荷剧烈变化对电网稳定性、供电可靠性的

影响。

2.6 风力、太阳能等新技术非常规能源带来的新挑战

多种电源电网将要接纳相当大比例的新技术非常规能源。风力、太阳能等新技术非常规能源发电的特点有如下两点：（1）新技术非常规能源具有随机波动性或间歇性，例如光照强度的变化、风速的变化等；（2）新技术非常规能源的不完全可控性，例如太阳能要遵循季节更替、白昼黑夜的自然规律，风电则随着天气变化，白天可能风轻云淡、晚上却风声大作。海洋能、生物质发电、地热发电这些新技术非常规能源作为新电源都有其自身特点的间歇性与不可控性，对智能电网的供给和负荷需求之间的平衡带来调频、调峰以及稳定性显著影响，也对发电侧运营管理带来不确定性。

面对数量、比例不断增加的新技术非常规能源，混合多种电源的电网运营管理就应对电网结构提出了更高的要求，完善新能源的接入方式，开发新能源发电技术与先进技术、先进设备的开发和应用。只有对建立起的电网新结构要求新技术非常规能源的发电侧运营做出相对应的调整，才能保证供智能电力网络的稳定性增加。例如：风电场和光伏电站接入电网，针对其出力的间歇性与随机性，对其启动、停机、有功功率控制、无功/电压调节、低压穿越能力提出要求；电网为了减少稳定运行的潜在风险，必须要具备足够的存储容量和调度措施、控制手段来对其进行修正，用户侧容纳主动负荷来承担。随着多种电源进入电网、电网的智能化水平的提高，电网运营管理除了面对传统的风险因素的作用外，还要遭受来自智能电网方面、多种可再生能源发电带来的新型不稳定、干扰因素的挑战。

3 应对多种电源的电网运营风险的策略

应对多种电源的电网运营风险控制措施应注重以下五点：（1）电网在制定电网规划时应考虑运营风险因素。企业通过优化供电电网规划设计，增强电网网架结构，调整多种可再生能源，对电源电网的规划项目实施次序，提高电网系统抵御风险能力；（2）多种电源发电企业在制定自身生产计划安排时就应将运营风险因素考虑在内，合理安排检修计划和夏（冬）高峰、丰（枯）水期、重要保电、配合大型工程建设等特殊时期方式时，应同时考虑可再生能源发电间歇性与随机性、智能电网主动负荷带风险管控措施；（3）多种电源发电企业应将物资储备和管理相结合，通过加强电力设备物资采购管理，加强生产设备调控，提升电网输配变电设备整体负荷的适应性水平、电能质量水平；（4）加强多种电源发电企业应急管理工作，通过完善各个发电企业、输配电网络的应急预案和体系，建立健全电网的应急联动机制，加强应急演练，形成机构多元化应急物资储备方式，同时加强及时和长期电网稳定控制和减少电网事故造成的损失和影响范围；（5）将多种电源电网的运营风险控制纳入技改检修项目计划、管理制度和标准、日常生产工作计划、培训教育计划中。

参考文献

[1] 陈广娟，谭忠富，郭联哲，等.煤电价格联动下火力发电企业的风险分析模型[J].现代电力，2007，24（2）.

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[3] 李存斌.项目风险元传递理论与应用[M].北京：中国水利水电出版社，2009.

[4] 李存斌，，陆龚曙.基于模糊数相似度的智能电网运营风险综合评价[J].华东电力，2012，40（9）.

第2篇：风电市场研究范文

在现有的研究中计算电力市场VaR的非参数法主要有历史模拟法、蒙特卡洛法和分形理论。其中历史模拟法和蒙特卡洛法早期研究较多，而分形理论是一种电力市场VaR计算的新方法。历史模拟法假设市场未来的电价和历史数据类似，这样就可以用历史电价数据模拟将来电价的变化，从而在一定的置信水平下计算出将来的可能最大损失。文献[10，12]在研究电力市场的风险度量时采用了该方法。历史模拟法概念直观、计算简单，容易接受，但其需要大量的历史数据，对于历史较短的市场其计算能力较差。蒙特卡洛法计算VaR则不需要依靠历史数据，它是通过计算机进行模拟仿真来计算VaR值，文献[13-15]对蒙特卡洛在电力市场风险管理中的运用做了研究。蒙特卡洛估计精度高，但其计算时间较长，投入成本较高，且其需要假设随机过程，可能造成模型风险。文献[16-17]把分形理论运用于对电价波动的分析，发展了一种新的研究电价波动的非参数法。刘伟佳等(2012)针对电价分形的特点，基于回归间隔法(RIA)对电价进行分析，并给出了计算多重分形分布数据VaR值的算法。他们在对PJM数据实证分析后指出，该方法与传统的基于正态分布的VaR相比，不会高估市场风险，且可迅速适应不同时期不同类型的电价波动，及时衡量电价风险。

2基于参数法的电价波动预测与电力市场价格风险度量

非参数法的固有缺陷使其无法担当电力市场风险评估的重任，学者们转而研究参数法计算电力市场的VaR。在运用参数法计算电力市场VaR时，首先预测电价的波动方差（2tσ），然后用估计的条件标准差（tσ）乘以假设分布下的标准分位数，就可以得到其VaR值。基于参数法计算VaR的优点在于减少了对大量历史数据的依赖，缩短了计算的时间，降低了计算的成本。从参数法的原理可以看出对电价序列的波动建模是计算VaR的必要前提，对波动率的准确预测是提高VaR精度的关键。目前研究中对电价波动的预测方法主要是基于GARCH模型和“实现波动”两种，其中基于GARCH模型的方法是对波动预测的传统方法，而实现波动是近年来连续金融理论应用于电力市场电价波动预测的新成果。

2.1GARCH模型

基于GARCH模型计算电力市场VaR的原理是首先建立一个自回归异方差模型(2)其中：tr是电价或电价收益率；2tσ是tξ的条件方差。通过样本数据回归其模型参数，并运用该估计模型对未来的电价方差进行预测，假设tξ服从一个随机分布（比如正态分布或者t分布），然后用估计的条件标准差（tσ）乘以各自分布下的标准分位数，就可以得到VaR值。对tξ的假设不同对VaR的计算影响较大，其结果可能会有很大的差异。文献[18-21]较早运用ARMA-GARCH模型预测西班牙、加利福利亚以及北欧电力市场的电价，分析中他们着重研究的是电价的均值回归和异方差特性，使用的是比较单纯的ARMA-GARCH模型，对残差分布假设为标准正态分布。文献[22]对运用不同的ARCH模型计算VaR进行了比较研究，作者首先根据模型估计的对数似然值（LLR）和AIC、SC信息判断准则综合得出EGARCH-M模型更适合刻画电价的变化；随后把连续MCP时间序列按24个不同的时段划分为24组数据，分别在正态分布、t分布和广义误差分布（GED）下计算VaR值，运用Kupiuc检验对其进行精度分析，认为不同时段应该对扰动项进行不同假设,在深夜的时候(22、23、24、1等时刻)，正态模型假设对电价波动风险有较好的估计；而在白天的时候，t分布假设和GED假设对波动风险的估计比较好。白天的大部分时刻，正态分布假设完全不适合波动风险计算，而GED假设的适用范围比t分布略为广泛一些。文献[23-24]在研究电价的波动建模时分别假设其服从t分布和加权高斯分布。在对电价波动的研究过程中，学者们发现由于电力商品的特殊性，电价的波动还存在一定的特有性质，如电价波动的不对称、电价偶然的极值跳跃等，这些对电价波动的预测带来了很大的影响，学者们分别对这些性质做了处理：

（1）电价波动的“杠杆效应”。文献[25]在研究电价的性质时发现电价的波动存在一定的“反杠杆效应”，即电价的波动在电价正的变化时比负的变化时要大，所以他建议在对电价的波动建模时应该考虑用EGARCH模型来处理这种杠杆现象，他们运用加利福利亚电力市场的数据实证研究证明了这一结论。文献[26]也认为EGARCH模型能很好的捕捉到电价波动的不对称性。文献[27]则在对美国5个不同市场数据研究中也发现了电价波动的不对称性和季节性等特征，通过建立一个门限模型（TGARCH）来处理这种杠杆效应，在波动模型中还加入了季节性的变量。文献[28]在对澳大利亚五个电力市场电价的波动进行研究时指出，电价波动在需求较大时波动较大，而在需求较小时波动较小，表现出较强的不对称性，同时波动随需求有较大的周期性，研究中作者用GARCH、基于t分布的APGARCHS和基于偏t分布APGARCH等模型对电价波动过程的模拟进行了比较研究，认为基于偏t分的APGARCH模型模拟澳大利亚的电价波动最为合适。文献[29]比较分析了GARCH、EGARCH、APARCH和CGARCH模型对波动预测的效果，认为APARCH模型在对电价的波动短期预测的效果要优于其他三个模型。文献[30]在研究美国中西部电价的变化时也发现了电价波动的“杠杆效应”，他们则运用了EGARCH-M模型处理电价波动的“杠杆效应”。文献[31]对十个不同的GARCH模型进行比较研究，其结果显示在均值回归方程中加入波动影响的ARMA-GARCH-M模型能够一定程度上解决波动的“杠杆效应”，在预测波动时的表现要优于其他模型。

（2）电价波动的“极值跳跃”。电价有时可能会出现一些极大的正负偏离，对于这种极大的正负偏离已经不属于“正常”的波动，一般称为极值跳跃，对于这种偶然出现的极值跳跃，ARCH族模型无法准确地捕捉到，所以在描述电价的波动时还需一个程序对极值跳跃进行描述。文献[32]运用马尔科夫转化模型来描述电价的跳跃，在这个新的模型中没有GARCH过程，只是假设其残差服从标准正态分布，而把电价的运动分为“正常”动态、突然增加、恢复正常三个过程，两个过程之间的转换用一个概率函数来表现，此模型能够捕捉到电价的跳跃特性和解释电价的高波动性质。文献[33]在预测电价的GARCH模型中融入了描述电价跳跃的因素，他们运用了高斯分布来刻画电价跳跃，与没加入跳跃部分的模型相比，前者对波动的预测表现要好于后者。文献[34]从电力市场供给和需求的特点出发进一步分析了电价跳跃的动因，在此基础上建立基于泊松跳跃分布的GARCH-EARJ模型。文献[35]则建立了一个聚焦于价格跳跃预测的ACH模型，该模型的作用是可以较为准确捕捉到价格的极端跳跃。

（3）影响电价波动的特定因素。一些学者在研究电价的波动时认为在电价的运动还受电力市场一些特定因素的影响，这些因素对电价的波动有很好的解释作用，所以模型中还应加入一些描述电力市场特有性质的外生变量。文献[36]认为把GARCH模型应用于电力市场时还要考虑电力市场的特有因素，如容量充足度、必须运行率等都能影响电价的波动。因此，作者引入了容量充足度和必须运行率两个外生变量建立了刻画电力市场价格波动的新GARCH模型，该模型能够弥补常规方法的不足，无论在静态预测还是在动态预测下都能保证较高的精度。文献[37]则把生产技术、市场力和输电阻塞等因素考虑到了电价的研究中，建立了联合外生变量的Reg–ARFIMA–GARCH模型，通过实证分析说明该模型表现较好。文献[38]考虑了电价条件均值和条件方差的共同因素季节因子，把其看成一种看不见的影响条件方差的因素加入异方差的回归中得到了一个新的GARCH-SeaDFA模型，文章指出该模型在波动的短期、长期预测都表现得较好。近年来很多学者把小波处理技术运用到了电价的分析中，首先利用小波变化理论把电价原序列处理成概貌信号和细节信号，对各个分别建模预测后加总得到总的预测[39-43]。但小波分析对波动较大的情况的分析作用有限，而电价在一天的某些时段波动是非常剧烈的，这就导致了该思想在电价波动的分析中受到了一定的限制。对电价特有性质的处理在一定程度上优化了模型对电价运动的刻画，但对电价的运动假设为一个假定的模型，这将导致很大的模型风险。另外研究中把tξ人为地假设为各种分布，这样的假设带有很大的主观性，且不同分布假设下计算结果相差较大，这就需要寻找另外的方法来处理电价的尾部特征。同时在现有用参数法直接计算VaR的文献中尚未融入对极值跳跃特征的描述。

2.2实现波动

随着高频数据越来越容易可得，连续金融理论在金融领域得到快速发展，实现波动在测度股市日波动率中的良好表现引起了电力市场研究中的注意，很多学者试着将其应用于电力市场中。文献[44]认为GARCH模型在刻画电价波动的异方差效应时表现良好，但GARCH在模拟电价波动的跳跃特性方面却表现出无力，他们提出了“实现波动”估计的是日整体波动，而“幂波动”估计则是剔除了波动的跳跃部分，并用该理论把跳跃波动计算出来作为波动预测的变量，运用澳大利亚电力市场的数据实证证明其预测精度要好于单独用实现波动作为预测变量。最后作者把实现波动预测与EGARCH模型的波动预测精度做了比较，实现波动的预测效果比EGARCH模型的预测效果要好。沿着文献[44]的思想，文献[45]估计了澳大利亚、加拿大、美国等8个电力市场的不同价格频率的“实现波动”,其结果显示澳大利亚电力市场和美国电力市场的波动较大，这可能是每个市场的电价频率不同造成的，同时还指出运用不同的“实现波动”和“幂波动”侦查的电价波动跳跃是不稳定的，作者认为这种现象可能是电价的反转引起的序列负相关和日内电价的跳跃次数不只一次造成的，而调整幂波动的滞后步数可以克服其序列负相关。文献[46-47]研究了电能交易量、杠杆效应和周期性等对实现波动的影响，对使用标准的“实现波动”技术和传统基于GARCH的方法预测将来波动的表现进行了比较，得出前者比后者表现的得好的结论。更进一步，如果加入电能交易量、杠杆效应和周期性等外生变量的影响，“实现波动”技术的预测能力提高得更为明显。隐含波动率的概念在金融领域得到了广泛的认同，通过金融衍生品的期权价值运算得到，大量的文献对运用历史“实现波动”和隐含波动率对将来波动进行预测做了比较，一般认为隐含波动率对将来波动有较好的解释能力。文献[48]把该概念引入到电价的波动预测中，因为在电力市场中很少有电力期权交易，所以他们在文章中利用短期电力期货价格计算的波动率代替了期权隐含波动率，然后把这个隐含波动率作为预测模型中的一个变量，指出由于基于期货的隐含波动率包含了市场参与者的竞价和电力市场结构等能影响将来电价波动的信息，所以把它作为一个解释变量能提高对将来波动的预测精度。然而，实现波动的概念来源于连续时间金融理论，而实践中电价的变化与金融市场并不一致。文献[49]用原油与天然气价格数据对其“实现波动”和实现相关进行了分析，在文章中指出，很多传统金融资产的固有特性在能源市场也是存在的，这些固有特性包括：（1）波动的长记忆性；（2）日实现方差和日回报率的非高斯分布。所以作者认为“实现波动”和实现相关在能源市场是可以接受的，并建议把该概念运用于其他能源数据加以检验。虽然上面的研究中普遍得出了“实现波动”技术在预测电价波动方面有很大的优势，但对该概念能否运用于电力市场的电价数据并没有说明。而电力商品与原油等商品还是存在很大的差异，所以对“实现波动”在电价波动预测中的运用还需谨慎对待。另外根据“实现波动”的概念来看,它只能计算日波动或者更大时间间隔的波动，而对于日内波动的计算和预测却受到了限制。

3半参数法计算电力市场价格风险

参数法对电价序列厚尾偏锋等特征描述的乏力，导致了参数法在计算电力市场VaR时有较大的误差，学者纷纷寻找能够描述其尾部特征的方法，比如假设其尾部服从广义误差分布、t分布和偏t分布等，但效果有限。半参数法则在尾部的处理上做出了贡献，在一定程度上解决了这个问题。半参法是参数法和非参数法的结合：在预测电价的波动时仍然运用GARCH模型，但对模型中的tξ不做假设分布，而是运用非参数法来估计一定显著水平下的分位数。文献[50]对基于核估计的半参法在电价研究中的运用做了研究，与参数法比较半参法表现出显著的优势。非参数估计分位数的方法还有历史模拟法、蒙特卡洛法、极值理论等，但在电力市场VaR计算研究中，基于极值理论的半参法运用较多。本节接下来重点讨论基于极值理论的非参法。文献[51]首先运用极值理论计算了加拿大电力市场的VaR值，通过与历史模拟法和传统的正态分布假设相比较，认为EVT有更好的精确度。文献[52]在GARCH模型中引入了极值理论的思想来预测将来电价，通过对比认为EVT方法在描述电价的极端变化比传统的时间序列模型表现要好，其对电价的预测更为准确。文献[53]则运用极值理论研究了电力市场VaR的计算，文中的模型与文献[54]中建立的AR-EGARCH-EVT模型相似，假定其厚尾服从广义帕累托分布（GDP），通过POT方法计算其VaR值。作者用五大国际能源市场的电价数据来对AR-EGARCH-EVT、HS、AR-HS、AR-ConVar、AR-EGARCH-N、AR-EGARCH-t等模型计算VaR进行了比较分析，得出新模型对VAR的计算有更高精度的结论。文献[54]使用加拿大电力市场的数据研究了基于GDP分布极值理论对VaR的计算，得出了该方法比常规时间序列方法和历史模拟法计算VaR更精确的结论。文献[55]通过建立EGARCH-EVT-CVaR对电力拍卖市场的风险进行分析时也认为EVT方法与传统的时间模型相比能更好地描述价格的极端变化，更适合于描述电价的厚尾特性。文献[56]在运用极值理论计算电力市场VaR值时，把尾部帕累托分布的参数看成随机变量，并结和贝叶斯估计的思想，这样就可以根据能观察的数据对VaR值进行调整，以达到风险管理的目的。文献[57]在对电价的特性进行归纳总结的基础上，对极值理论在电力市场中运用给予了肯定，并在该文章中对EVT在电力市场风险管理中的运用做了全面的慨括。极值理论能很好地描述分位数的尾部特征，能较为准确地捕着到价格的极端变化，与传统金融时间序列结合显著地提高了电力市场VaR计算的精度。但应用极值理论需要较大量的历史数据，这是它相对于参数法的一个缺陷。极值理论在估计尾部分布时阀值的决定至关重要，如果阀值过高，则超过阀值的数据较少，参数估计值的方差较大；如果阀值较低则会使估计出现较大的偏差，降低了VaR的计算精度。

4结论

第3篇：风电市场研究范文

【关键词】投资组合；风险管理；电力市场

引言

电力市场化改革使得越来越多的市场参与者认识到风险管理的重要性，并积极采用合适的风险管理工具和方法来回避或控制风险。

在电力市场中，由于运行模式不同，不同的电力市场有不同的市场结构，但一般都有长期合同市场、日前市场、实时市场、平衡市场，有的还设置了期权和期货等金融市场来抑制和对冲实物市场的交易风险。因此，市场参与者如何在各个市场投资，使自己收益最大的同时风险最小就是他们特别关注的重点问题。投资组合理论正是解决如何分散投资以到达收益和风险的均衡问题，在电力市场中得到了很好的应用。

1.投资组合理论

投资组合理论也称投资分散理论，其思想简言之，就是把财富分配到不同的资产中，以达到分散风险、确保收益的目的。1952年，哈里.马克维茨（HarryMarkowitz）提出均值-方差模型，标志着现资组合理论的诞生。马克维茨认为，投资者的效用是关于证券投资组合的期望回报率和方差的函数。一般而言，高的回报率往往伴随着高的风险，理性的投资者追求在一定风险承受范围之内尽可能高的回报率，或者在保证一定回报率下风险最小。

1.1投资组合模型

最优组合要求收益最大化同时风险最小，因此是一个两目标优化问题，理性的投资者通过选择有效的投资组合，以实现其期望效用最大化。这一选择过程可借助于两目标最优规划实现，数学描述可以表示为：

（1）

其中：E（π）为投资公司在各个市场的投资组合的期望收益，D（π）为投资组合所产生的风险损失，在这里为投资组合收益的方差，xi为投资公司在各个市场的投资比例，k为组合的资产个数。

通常可以利用其效用最大化来确定最优的投资组合，也可在可容忍风险范围内最大化收益，或在某一确定收益下最小化风险（或损失），这样就可以将多目标优化转化为单目标规划问题。

1.2风险测量因子

（1）方差

马克维茨投资组合模型中使用方差衡量风险，简单方便，但方差表示双侧波动，而风险一般是对于收益低于预期值得情况，因此方差测量方法具有一定的局限性。针对此，有人采用半方差或标准半方差模型来标示下方风险。

（2）风险价值

风险险价值（Valueatrisk，VaR）是在金融领域中评价金融风险的主流方法。VaR的含义是“处于风险中的价值”，是指（市场在正常波动条件下）在一定的概率水平下（置信水平）下，某一金融资产在未来特定的一段时间内的最大的可能损失。

由VaR的定义可知，它是用来衡量风险资产在某一概率水平下的风险值是多少的一个有用的工具。它概念简单，易于理解，能直接比较面临不同风险的金融工具之间的相对风险度等。然而，当投资回报不满足正态分布时，VaR在数学上具有一定的局限性，如：

①缺乏次可加性，即投资组合的风险不一定小于各单独投资风险之和；

②VaR尾部损失测量不充分。这一点使人们忽略小概率发生的巨额损失事件（如股市崩盘，电价飞升等），而这又恰恰正是监管部门和投资商所重点关注的。

（3）条件风险价值

由于方差和VaR的一些缺陷，Rockafeller和Uryasev等学者提出了条件风险价值（ConditionalValueatrisk，CVaR）这一概念，CVaR是指损失超过VaR的条件均值。从定义可以看出，CVaR是以VaR为基础，代表超额损失的条件期望值，比VaR包含更多的尾部信息，可以反映出投资组合的潜在损失。另外，CVaR是个一致性的风险度量，并且不依赖于投资回报符合正态分布的假设，在数学上也容易处理，因此受到越来越多的关注。

2.投资组合在电力市场风险管理中的应用

2.1供电公司决策

市场条件下，特别是输配电市场不分离的情况下，供电公司面对变化的购电市场、不变的零售电价和瞬时变化的电力负荷，如何合理购电以满足负荷需求，同时使自己的收益最大化，是供电公司迫切解决的重要问题。

对于供电公司如何利用投资组合方法在各个市场购电，以最小化购电费用为目标给出了购电商在时前市场、日前市场和独立系统运营商ISO市场的购电方案，但没有考虑风险约束；根据投资风险理论中的Markowitz理论建立了供电公司收益最大和风险最小的双目标数学模型，通过解析方法求得了在现货市场和远期合同市场的购电分配方案；以风险价值（VaR—valueatrisk）作为计量工具，以包含风险和收益的效用函数最大为目标，分别建立了峰荷和谷荷时供电商在远期合同和现货市场的购电方案；以方差和风险容忍系数为基础，构造了供电公司在现货市场、远期合同市场、备用市场和自备电厂之间购买费用最小的折衷方案。以半方差作为风险测量工具，讨论了供电公司在包括日前现货市场、掉期、期权以及自有电厂等多市场间的中期购电组合问题。

以条件风险价值（CVaR）作为风险量测，以对数正态分布模拟未来市场电价，使用实际购电数据，为购电商（地方配电公司）建立一种新型的均值-CVaR模型。对其在3个市场的购电作优化组合和风险评估，并与均值-方差模型所得结果作比较。结果表明，所建立模型能在保证一定的成本约束下使配电商承担的CVaR风险最小，较均值-方差模型提供更能反映实际风险的结果。

在假设用电需求为随机变量的基础上，利用条件风险价值（CVaR）为风险计量指标，以供电公司利润的CVaR值最大化为目标，构建了供电公司在现货市场的购电优化决策模型，并给出了模型的解析解；同时，分析了供电公司因为购电不足而导致给用户的赔偿额度以及供电公司风险厌恶程度对最优购电量的影响。

使用条件风险价值作为风险度量工具，建立了同时考虑低电价可中断负荷合同和高补偿可中断负荷合同的供电商负荷削减决策模型，使用基于蒙特卡洛随机模拟的遗传算法对模型进行了求解，分析了不同负荷需求水平下供电商的负荷削减策略。

2.2发电公司决策

在电力市场化改革的过程中，最先分离出去的就是发电公司，厂网分开，竞价上网。对于发电公司来讲，面对的电力市场价格和燃料或来水量都是变化的。

目前对发电公司如何在各市场间进行分配调度发电量的研究受到学术界的普遍关注。以方差作为风险测量因子，同时考虑发电商在日前市场和备用市场间自调度风险和收益权衡问题，由于考虑了开停机计划，采用的模型是一个混合整数二次规划问题，并用拉格朗日松弛算法来求解。采用资本资产定价模型，引入风险效用的概念，考虑了发电商电量在年度合约市场和月度合约市场间的分配策略，以投资组合中的效用函数为目标，以收益的方差作为风险，讨论了发电商在能量市场和合同市场的分配方案，有人则以类似的效用函数模型，讨论了能量市场和备用市场的分配问题。

在电力市场中，发电机组由于故障而强迫停运常常是引起市场价格上升重要原因之一，也是发电商需要规避的风险之一。特别是在日前市场投标后机组故障，发电商不得不在实时市场购电然后再卖给独立系统运营商，当实时市场价格高于日前市场价格时就会亏损。将报价函数分为高、中、低三种，以发电商可以接受的最大VaR为约束条件，讨论了发电商在投标策略中如何最小化强迫停运风险的问题。引入VaR方法进行风险评估，结合实物期权的思想，建立了考虑旋转备用和现货市场的发电商运行资产价值模型，得出了一些有益的结论。

采用一致性风险因子CVaR度量风险，克服了方差和VaR的局限性，但（有的）没有考虑电力系统的技术约束；（有的）也只考虑了发电约束而没有考虑网络约束，使得计算结果过于乐观。

3.结论与展望

投资组合理论在电力市场风险管理中应用得到越来越多专家学者的关注和研究，本文重点总结了作为市场两大主体的供电公司和发电公司，应用投资组合理论以规避在多市场间购（售）电风险的研究现状。随着电力市场改革的深入，该方法必将被更多的市场参与者接受和应用。其应用还可以在以下几个方面做进一步的探讨：

第4篇：风电市场研究范文

我国1983年山东引进3台丹麦Vestas55kW风力发电机组，开始了并网风力发电技术的试验和示范。1986年，新疆达坂城安装了一台丹麦Micon100kW风力发电机组，1989年安装了13台丹麦Bonus150kW风力发电机组和在内蒙古朱日和安装了5台美国Windpower100kW风力发电机组，开始了我国风电场的运行实验和示范。

“七五”、“八五”期间，国家计委、国家科委都开列了研制并网风力发电机组的重点攻关项目。电力部建设我国风电场的宏伟设想以及黄毅诚部长“风力发电应成为电力的一支方面军”决策极大地鼓舞了我国风电场建设的士气和制造发展风力发电机生产技术的热情。

根据国家计委已经批准立项和正在申请立项的情况，在“九五”后三年，我国风电场建设将以60～100MW／年的规模高速发展。面对这一发展趋势，很好地总结过去的工作，客观地分析我国风电场的潜力和市场形势，从而较科学地作出规划并制定相应对策是十分必要的。

一、我国风电场现状

（1）装机容量分布

截止1997年底，我国风电场的总装机容量为166500kW，分布在新疆维吾尔自治区、内蒙古自治区、广东、辽宁等10个省区。

（2）各厂家的市场占有率

由于各方面条件的制约，我国并网风力发电技术的研究和开发尚处于200kW级机组实验阶段，与世界先进水平相比，差距甚大，同时远远落后于我国风电场建设的要求。特别是我国资金短缺，尚不能在风电场建设方面大量投资。因此，这一市场目前基本上是由外国占据着，主要由丹麦（占有67%)德国（占有21%）和美国（占有11%）的厂家占据着；比利时和瑞典也有少量机组，但未成气候。虽然国产机组的装机容量占到1%，但由于质量方面的问题，大多不能正常运转。

（3）风电场运行情况

我国风电场运行水平与国际先进水平尚有较大差距。以内蒙古为例，1996年4个风电场总装机容量14475KW，总发电量2254万kWh，年平均单位装机发电量为1557kWh/kW，综合容量利用率为17.8%，而目前世界先进水平可达50％左右。影响这一指标的主要因素有：

据统计，我国目前风力发电的成本为0.42～0.72元／kWh。在没有优惠政策及补贴的前提下，尚无法与火力发电竞争，不具备商业性开发的条件。但正在迅速接近火电成本，前景良好。

（4）奖金投入

风电场建设投资我国用大约10年时间使风电场总装机容量达到166.5MW的水平，总投资约17.5亿元，综合单位投资1.05万元/kW。其中，利用外资（主要是利用国外政府贷款）约8500万美元，折合人民币约7.1亿元，占总投资的41%；国内投资约10.4亿元，占总投资的59%，其中外汇7160万美元，折合人民币5.94亿元，配套人民币约4.5亿元。并网风力发电技术的研究开发投入。

迄今，我国并网风力发电技术的研究开发投入主要来自国家计委和国家科委的国家重点攻关项目。“七五”期间投入约300万元；“八五”期间投入700万元，比“七五”增加2.3倍；“九五”期间计划投入约2000万元（尚未到位），比“八五”增加2.86倍。实际到位投入约1000万元，占风电场建设总投入17.5亿元的0.57%。

二、我国风电场建设发展的主要特点

①我国从“七五”开始着手风电场建设，经8年的努力，建起了19个风电场，总装机容量达到166.5MW的水平，占全国电网总容量的0.07%。从1996年开始，我国风电场建设出现跳跃式发展的态势。1996年新增装机容量22350KW，是“八五”年均装机容量的3.5倍；1997年新增装机容量108800KW，是1996年装机容量的4.87倍。

②位于我国内陆的新疆、内蒙古，装机容量名列前茅，装机功率占全国装机容量62%。起步早、当地领导重视、中央部委支持是取得可喜成绩的主要原因。

③沿海地区的广东、辽宁、浙江紧跟其后，占到了全国装机容量的28%。

④海南、河北、甘肃、福建、山东、吉林等省正在起步。

⑤我国目前的并网型风力发电机市场主要由丹麦（占有67%）、德国（占有21%)和美国（占有量1%）占据着。国产机组仅占约1%，且由于技术问题，可靠性很差，大多不能正常运转。目前，占我国风力发电机市场10%以上份额的有5个厂家：丹麦的Vestas（占有24%）、Micon（占有23%）、Nordtank（占有15%）、和Bonus（占有14%）;美国的Zond（占有10%）;两个德国厂家Nordex和HSW，分别占有5%和3%。国产机组在我国风电场建设中无立足之地的主要原因是：我国在这一领域的研究开发进程大大落后于建设步伐、研究开发经费严重不足（已投入使用的仅约1000万元）、比例关系严重失调（仅占风电场建设总投资的0.57%），使我国科研部门无法向生产部门提供技术支持；风力发电成本目前在我国为0.42～0.72元/kWh，尚不具备商业性生产的条件；我国的生产部门不可能自主投入开发有关技术，只有拱手让出市场，无竞争能力。

⑥到1997年底，我国风电场建设总投资约17.5亿元，综合单位装机容量投资1.05万元／KW。其中，利用外资约8500万美元，折合人民币约7.1亿元，占总投资额的41%;国内投资约10.4亿元，占总投资的59%，其中外汇7160万美元，折合人民币5.94亿元，配套人民币约4.5亿元。通过建设项目引进的技术仍局限于制造塔架、基础件的低水平技术上，令人遗憾。

⑦我国风电场的运行管理水平与国际先进水平相比尚有很大差距，综合容量系数还不到20%。

综上所述，我国风电场建设经13年的努力取得了可喜的进展，出现了跳跃式发展的大好局面。但我国并网风力发电技术的研究开发以及生产大大落后于风电场建设步伐，需迎头赶上，以尽快改变国外机组一统我国市场的局面。我国风电场的运行管理尚处于落后水平，原因是多方面的，应科学地研究分析，落实改进措施。需认真反思并研究引进外资的政策和策略，以保证在大力发展我国风电场建设的同时，加速实现风力发电机国产化进程。

三、中国风电场建设发展预测和建设

1、发展预测

（1）高速大规模发展

政治条件：1995年初，国家计委、经贸委、科委联合发表了《中国新能源和可再生能源发展纲要（1996-2010）》，“乘风计划”、“双加工程”已经并将更有力地推动我国风电场建设的高速发展。

资源条件：我国风能资源丰富，理论储量16亿KW，实际可利用2.5亿KW，有巨大的发展潜力。新疆、甘肃、内蒙古、吉林、黑龙江、辽宁、山东、江苏、浙江、福建、广东、海南都具备建设风电场的资源条件。

电网潜力：折算系数按0.42计，目前我国风电场总装机容量仅占我国电网总容量的0.07%，其中新疆、内蒙古、广东、辽宁、浙江、海南、河北、甘肃、福建分别占所属电网的1.53%、0.094%、0.028%、0.024%、0.012%、0.24%、0.006%、0.004%、0.006%。1996年，我国电网总装机容量为23654万KW，风电场累计装机容量为57700KW，容量比为0.024%，与相关电网的综合容量比仅为0.038%，发展空间巨大。

假设到2000年我国电力总装机容量比1995年增长1.4倍，到2010年比1995年增长2.3倍；如果风电场总装机容量到2000年占电力总装机容量1%，到2010年占电力总装机容量1.5%，则2000年风电场累计装机容量应达到770万KW，到2010年风电场累计装机容量应达到1900万KW。如果发展到这一步，我们或许才可以说风力发电真正成为我国电力的一支方面军了。

（2）科学规划，良性发展

高速大规模的发展只能立足于商业性开发，依赖于补贴是不现实、不可行的。换句话说，只有当风力发电的成本低于售电价格时，才具有商业性开发的可能。

影响风力发电成本的因素有：风力发电机组成本、机组进口税、基础及配套设施、使用寿命、风力资源、运行可靠性、电网吸纳性、年维修／管理费、税金等。据专家测算，目前我国风力发电成本为0.42/kWh左右，已接近新建火电的价位。现列举几种优惠政策对风电成本的影响。

减免增值税对降低风电成本的作用最大，可降低成本49.88%，使风电成本降至0.21/KWh。风是洁净的无成本的可再生能源，减免增值税是完全有理由的。制定减免利用可再生能源的增值税必将极大地推动我国可再生能源利用产业的快速发展。

实现风力发电机组国产化60%(2000年目标)，预计可降低风力发电机组成本15%，在不改变其它条件的前提下，可使风电成本降至0.375元/kWh。如全部实现风力发电机组国产化，预计可降低风力发电机组成本30%，在不改变其它条件的前提下，可使风电成本降至0.332元/kWh。为此，国家必须加大科研开发投资力度，在目前条件下以风电场建设投资1.5～3%的比例支持我国的风力发电技术科研开发和国产化是适宜的。其重要意义不仅仅在于降低风力发电成本，还将推动我国风力机产业的形成，利用我们的优势走向国际市场。

风力资源的优劣直接影响风力发电量，从而影响其发电成本。在同样条件下，年均风速7m/s的风电场的发电成本比6.5m/s的下降8%左右，7.5m/s的下降14%左右，8m/s的下降近30%，而年均风速6m/s的风电场的发电成本比6.5m/s的上涨11%左右。因此，认真做好风资源评估是非常重要的，直接关系到风电场的投资效益。

风电场的综合容量系数反映的是机组性能、可靠性、风资源可利用性、电网吸纳性、维修／管理水平。也影响发电成本，但不如前面三个因素大。在目前水平基础上提高15%，可降低成本9.07%。

（3）各省发展潜力分析

东南沿海地区的广东、浙江、福建由于风能资源丰富，售电市场良好，上网电价较高，筹资能力较强，必然将以较高的速度发展。以建设能源基地为发展战略的内蒙古有较好的发展基础、优越的资源条件，也将高速发展并形成较大规模。新疆、甘肃、东北三省、河北、山东将进入规模发展的新阶段。

2、建议

⑴发展风力发电是我国改善能源结构，减少排放，保护环境的需要。从长远利益出发，是保证可持续发展的战略举措，由于全球大气污染日益严重，而我国因发展需要，火电装机正在大上，从缓和外国压力的角度也应大力发展风力发电。我国应在发展计划中明确风力发电的发展目标。考虑我国国情和世界风力发电技术的发展，以电网容量的2～3%，即2500万KW至3800万KW作为2010年发展目标是适宜的。

⑵国家应以建立风力发电的市场化机制为基本出发点，建立、健全、完善相应的政策、法规，认真研究引进外资、吸引内资的策略。当前，应首先创造条件，使风力发电的成本降下来，具有上网竞争力。首先减免增值税是合理的、最有效的，也是可行的。

第5篇：风电市场研究范文

我国岛屿核电厂址关键性问题分析

《南方能源建设》被数据库收录情况

能源体制改革开创能源互联网时代

新电改是能源革命的必然选择

深圳电网负荷分类及构成分析

基于通信传输网链路不对称算法改进

我国低中放废物处置相关问题研究

电力综合数据网VPN划分方案探讨

上海核电产业“走出去”战略思考

300MW海上风电场电气主接线设计

海洋工程深水浮式系统设计方法研究

海上风机基础阴极保护设计与应用

热电联产机组的电力调峰运行模式研究

世界能源新格局下中国的能源安全问题

面向园区型微电网的一体化控制系统

计及转供电概率的配电网可靠性评估

GIS与配网自动化系统图模交互实践研究

压缩空气储能系统的理论分析及性能研究

1000MW等级湿冷机组回热级数优化研究

底板式基盘的设计和场地建造要点分析

间歇式电源参与电力平衡的研究与建议

CANDU6机组严重事故堆芯损伤状态评价方法

中国能建广东院核电科技创新成果简讯

基于仿真系统的MSLB事故后运行计算分析

压水堆国家重大专项与CAP1400型号研发

第三代核电核岛主设备关键制造技术及发展

海洋工程装备重防腐涂料的应用研究

侧向横风作用下角钢输电塔的动力响应研究

金沙江向家坝水电站坝基砂岩蠕变特性研究

基于超循环理论的低碳技术创新系统构建

大型煤气化技术在IGCC电站中的应用现状

海上风电场工程集电系统拓扑设计研究

珠海桂山海上风电场风电机组基础设计

内陆AP1000放射性废液处理工艺改进分析

核岛侧常规岛主厂房山墙抗倒塌能力分析

南方电网风电功率预测系统应用扩展研究

电力市场环境下海上风电场综合评估研究

基于网格的城市配电网优化规划方法研究

燃煤电厂项目地下水环境影响评价的几点认识

华龙一号安全设计与防城港二期示范工程进展

燃气热电联产机组选型、调峰能力及电价机制分析

基于改进MPPT算法的微电网电能质量改善作用研究

基于电力无线专网的海量数据并发接入性能分析

我国内陆核电选址决策思考及安全环境问题探讨

二代改进型核电厂严重事故后安全壳压力控制研究

F级改进型联合循环主蒸汽系统压损研究及优化

核电厂二回路管道应对流动加速腐蚀机理研究

第6篇：风电市场研究范文

网上销售给顾客提供新的获取或了解产品机会，加以信息技术和物流处理技术的迅速发展，为分销渠道变革提供了新的可能性。一方面，制造商们都不得不重新审视他们的分销渠道结构和模式，电子商务实践积累了该方面的诸多证据，这些证据表明中间商渠道和制造商渠道(网络渠道或直销店)的组合模式正成为一种新的发展趋势。如联想集团在优势传统渠道基础上拓展新的电子销售渠道，Dell主流的电子销售渠道开始配以直销店组合模式，惠普-康柏公司传统中间商渠道也配以网络销售组合渠道模式。另一方面，UPC、POS、EDI等新信息技术的发展极大地改进了零售商获取产品市场需求、消费者采购行为信息的途径和效率，一些零售商将获得的实时数据用于库存持有策略和价格需求弹性的估计。由于竞争和社会经济环境的持续变化，产品需求也不断演化，密切跟踪和预测需求条件的变化对零售商而言日益显得重要，如Apollo-Spaceman公司甚至将需求数据信息综合应用于公司总体决策的制定。零售商获取市场信息的重要性也日益成为学术关注的焦点，如今大量的信息交换在制造商与零售商之间、零售商与消费者之间。尤其在Internet环境的传统渠道与网上直销渠道组合模式下，评价渠道间的信息分享对渠道参与各方的绩效影响是一个非常有价值的问题，对该问题的研究将有助于建立起Internet环境的多渠道激励与合作机制。本文研究了制造商电子渠道与其传统零售商渠道间的竞争、市场风险、市场潜在规模、信息预测精度对制造商与零售商信息分享策略选择的影响。通常渠道间的信息分享包括POS数据传输、市场前景分析报告，具有两种影响，一是信息分享对参与各方收益的直接影响；二是信息分享对竞争渠道决策者的间接影响。

大量的文献研究了信息分享对供应链的直接影响，这一研究思路包括Bourland、Chen、Gavirneni、Lee、Cachon与Fisher以及Raghunathan[1～6]；常志平识别了固定分担比例费用的信息分享范围。唐宏祥等对供应链中信息分享的真实性机制进行了研究；张玉林等回答了供应链中信息分享的条件[9]；杨波等针对单制造商、单零售商信息预测精度对共享选择的影响[10]。樊敏等运用委托理论对零售商共享市场信息精度激励合同进行分析[11]；该类研究表明，信息分享的收益包括改进订货职能、更好的库存配置等，这些收益很大部分来源于纵向连接信息扭曲的消除和低的库存或缺货损失成本。然而论文大部分针对节点系统而忽略了横向的竞争，即使是多个零售商，也是假定需求独立的，无竞争效应问题。因此这类文献仅仅抓住了纵向信息分享的直接效应而忽略了横向间的竞争效应。

关于供应链竞争环境下信息分享的文献，主要显示竞争伤害供应链的绩效，因而寻求协调机制来实现供应链绩效接近整体最优。这方面的文献主要有Gal-Or、Cachon与Fisher、Cobett与Tang[12～14]，但他们忽略了横向竞争效应问题。Li很好地研究了信息分享对横向竞争零售商直接和间接影响[15]，研究表明，零售商不愿分享市场信息而愿意分享成本信息。陶文源等研究了两个供应商、一个制造商的系统，发现信息分享降低了系统的不确定性，但成本较高的供应商并未从中受益[16]；单承戈等分析了基于不同部门间信息交换内容及其协调决策过程[17]；霍沛军分析初始信息量不对称条件下双寡头企业信息共享的囚徒困境问题，但忽略了纵向供应链结构影响[18]；张新峰等建立了多目标、多因素管理信息共享的激励机制模型[19]；黄宝凤等基于一阶自相关需求过程分析两个制造商与一个零售商信息共享对库存和成本的影响[20]；申悦等基于价格竞争环境下多个零售商与制造商成本信息共享策略选择问题[21]；Yao等基于价格外生环境下研究了信息分享对传统渠道退货政策的影响[22]；Yao等对成本信息纵向分享的直接效应、绩效及条件进行了识别[23]；Zhang等分析了运输量信息对供应链绩效的影响[24]；Yue、Liu基于制造商与零售商双边信息分享的假定深入分析了供应链的绩效特征[25]。而本文研究不同之处在于设定制造商获取零售商预测报告或信息，而零售商未能获取制造商直销渠道预测信息，该情形更符合强势制造商的实际情况。

本文构建了电子商务环境下制造商电子渠道与传统零售商渠道竞争的两层供应链模型，博弈结构为三阶段决策序列，首先，零售商决定是否分享其私有的市场预测信息以及制造商是否愿意获取传统渠道零售商市场信息；其二，制造商至少拥有电子渠道预测信息的条件下决定传统渠道的批发价格以及电子渠道的零售价格；最后，零售商决定销售价格并发出订货要求，制造商满足零售商的订货。研究表明，零售商在市场风险低于一临界值时，愿意分享私有预测信息，反之不愿意分享；而制造商仅当市场风险高于零售商所界定的另一临界值时，才愿意获取零售商渠道的市场预测信息，因此市场风险在一定范围内将出现无信息分享的Nash均衡；在风险较低的行业，制造商明显获得无信息分享的优势地位。这些新的结果明显不同于传统竞争零售商渠道的结论。

1基本模型

本文基于独立的零售商渠道与制造商控制的电子渠道结构环境，由于两个渠道销售制造商的同一类产品，因此可以合理设定具有模型形式

其中，e为市场总体规模的不确定性因素，v为市场规模的总体波动方差，并约定0＜v＜1；r为传统零售商渠道产品的潜在市场份额，1-r为电子渠道产品的潜在市场份额，a为市场总体潜在需求规模，b为电子渠道与传统渠道产品的替代效应系数，p[，i]为第i渠道销售产品的零售价格；q[，i]为第i渠道产品的需求量。

类似于Li的描述，可以将t作为市场信息预测精度的一个度量指标，显然t∈(0，1)，其中，s为市场预测信息的误差方差。

2无信息分享

在渠道决策中遵从传统的Stackelberg博弈序列，即制造商为领导者、零售商为追随者的博弈结构。渠道结构的博弈顺序为：基于电子渠道获取的市场信息，制造商制定传统渠道批发价格、电子渠道的零售价格决策，并公布电子渠道零售商价格；零售商基于给定的批发价格及电子渠道的零售价格以及私有的市场信息，制定自己的零售价格决策。该决策模式主要适应于电子渠道先期进入市场条件下构建传统的零售商渠道，如Dell网上销售模式在中国实践后再组合传统销售渠道模式的情形，或者由于电子渠道更新信息更快，在传统零售商采购前已公布批发价格、新一轮电子渠道零售价格。

在第3阶段博弈中，基于批发价格和电子渠道零售价格给定的前提下，零售商拥有私有市场预测信息的预期收益决策为

3传统渠道预测信息分享

考虑传统渠道信息分享条件下，渠道结构的博弈顺序为：基于分享传统渠道零售商的预测信息、电子渠道私有预测信息，制造商制定批发价格及电子渠道零售商价格，并公布电子渠道零售商价格；基于给定的批发价格及电子渠道定零售价格，以及私有预测信息，零售商制定自己的零售价格决策。

基于零售商预测信息与制造商共享其私有预测信息，制造商对市场潜在规模的组合信息预期为

第3阶段博弈中，基于批发价格和电子渠道零售价格给定的前提下，零售商的决策价格为

4信息分享选择

为比较分析制造商与零售商信息分享的选择，并作如下符号约定：

4.1零售商的信息分享选择

零售商务必考虑信息分享与无信息分享条件下的绩效得失，其差别表示为

有如下结论，

命题1在传统渠道与电子渠道组合的主从决策结构中，

命题1结论表明，在市场预测精度一定的条件下，市场风险(需求总体规模的波动方差)对零售商信息分享选择具有重要影响，市场风险高于一定临界值时，传统渠道市场预测信息对零售商具有重要的战略价值，一旦与制造商无偿分享私有信息将对自己不利。但是当市场风险低于该临界值时，零售商有强烈动机分享私有市场信息。而且随着预测精度增加零售商对信息分享的市场风险标准将放宽。

4.2制造商的信息分享选择

在信息分享与无信息分享条件下制造商绩效得失，通过计算和化简，得到如下表达式：

命题2结论表明，当零售商与制造商电子渠道获取市场信息的预测精度高于41.42％时，制造商无动机分享零售商的预测信息，该情形零售商市场分享信息将使制造商处于不利地位。

图1b[，1]、b[，2]曲线

命题3结论表明，当预测精度位于19.4％～32.7％，两个渠道产品竞争强度低于一临界值即图3的下端区域Π、并且传统渠道产品潜在市场份额低于一临界值，而市场风险高于一临界值时，制造商愿意分享零售商渠道的市场信息。当预测精度位于26.3％～41.4％，两个渠道产品竞争强度位于两个临界值之间即图3的右侧区域Ⅲ、传统渠道产品潜在市场份额高于一临界值，而市场风险高于一临界值时，制造商也愿意分享零售商渠道的市场信息。

命题5结论表明，制造商分享零售商信息的市场风险标准高于零售商愿意分享市场风险标准上限。当情形1：预测精度位于19.4％～32.7％，两个渠道产品竞争强度低于一临界值即图3的下端区域、传统渠道产品潜在市场份额低于一临界值；以及另一情形：预测精度位于26.3％～41.4％，两个渠道产品竞争强度位于两个临界值之间即图3的右侧区域、传统渠道产品潜在市场份额高于一临界值；而且市场风险高于一临界值，制造商愿意分享零售商渠道的市场信息，而零售商不愿意分享私有信息。相反，当市场风险介于零售商与制造商风险标准临界值之间时，双方都无意分享零售商私有信息，形成无信息分享的Nash均衡。当市场风险位于零售商乐意分享信息风险标准范围时，而制造商却无意获取零售商市场信息。这些新的结果明显不同于传统竞争零售商渠道信息分享的结论。

5结束语

本文针对制造商控制的电子渠道与零售商渠道竞争环境信息分享策略选择及影响因素，揭示了市场风险、渠道间竞争、预测信息精度、潜在市场份额对制造商、零售商信息分享选择范围。研究表明，在相对风险较低的行业零售商自愿分享私有预测信息，而制造商由于拥有电子渠道市场信息却无意获取传统渠道市场信息。只有在高风险行业制造商预测信息精度不高的条件下才有意愿获取传统渠道预测信息。相应地，在风险适度行业，制造商与零售商都无意分享或获取传统渠道信息预测信息。该结果对本文进一步构建双渠道环境传统渠道的合作与激励机制提供了基本理论依据。

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第7篇：风电市场研究范文

在北京香格里拉酒店的景阁宴会厅内，一百多名来自风电领域的专家、政府相关部门领导、相关行业协会及高校和企业界的代表们一同观看着会场大屏幕上播放的维斯塔斯的宣传片，并不时地小声交流着。

“也看过很多企业的宣传片，但创意和制作的唯美性远没有这令人印象深刻。” 一位业内记者感叹道。

这是10月12日“创新风电科技，引领全球合作”维斯塔斯中国技术研发中心揭幕典礼上的一个场景。

随着国家一再调高《可再生能源中长期发展规划》中对于风电装机容量的预测，以及中国已成为世界能源生产第一大国和能源消费第二大国的不争事实，外资风电巨头也在纷纷摸索进一步扩大在中国市场影响力的路径。

然而，前景看好并不代表未来就是一片坦途。

以2009年为例，尽管中国新增风电装机容量创纪录的占到全球新增总量的三分之一（全球38吉瓦），但国务院却不得不将风电设备行业列入产能过剩行业。因为仅中国国内已形成相当产业规模的风电设备制造商就超过70家，而全世界著名的生产商加起来也不到20家。中国风电设备市场的竞争之惨烈，可想而知。

此外，对于跨国风电企业来说，如何提高风机的本土化性能、降低单位度电成本以及如何理清与包括地方政府在内的各大利益群体之间的利益，亦是横亘在其前面的问题。

而上述这些问题的解决，在一定程度上似乎都可以从“研发”上找到突破口。

按照国务院参事、中国可再生能源学会理事长石定寰的说法，中国是风电发展最快的国家，但不是风电发展强国，中国是风电制造大国，但在包括核心技术的掌握以及风电运行效益等技术层面上的差距很大。

“通过国际间的合作，会进一步提高风电设备质量，有助于根据中国市场开发出适合中国资源特点的新型风机，推动行业不断发展。”

于是，在一些观察人士眼中，通过建立在华成立研发（技术）中心，便成为那些意欲提高在华风电市场影响力的外资风电企业的新选择。

而最近外资风电企业在中国市场上的战略布局，似乎也印证了这样的判断。

9月12日，在接受华尔街日报记者采访时，印度风电巨头苏司兰董事长坦蒂透露，公司计划在中国设立一个研发中心，并考虑将其中国资产在香港联交所上市。

9月14日，西班牙风电巨擎歌美飒对外公布了今后三年增资中国市场9000万欧元的决定，9000万欧元是过去在华投资总额的两倍多。

10月12日，维斯塔斯中国技术研发中心正式揭幕。

维斯塔斯技术研发业务单元总裁芬恩・马德森称，两年之内，中国研发中心的研发人员将占到公司总研发人数的10%，且该中心95%以上的员工将由中国本土精英组成。“从长远来看，维斯塔斯中国技术研发中心将重点研发降低度电成本的技术，并就此拓展全方位的研发能力。”

造梦“中国创造”

作为全球市场份额第一的风机制造商，维斯塔斯是最早进入中国市场的外资风电企业。从1986年其第一台风机在中国大地上转起来，到现在业务遍及中国的13个省区，维斯塔斯见证了中国风电产业的成长。或许正是因为这个原因，在国外诸多大象级同行开拓中国市场并不是非常理想的背景下，维斯塔斯却找到了属于自己的“中国成长”路径。

而此次“先人一步”以“打开中国技术创新，提升中国风电产业竞争力”的名义，在华建立技术研发中心的战略举措，无疑将使其在未来的竞争中再次抢得先机。

事实上，在科研层面与中国的合作方面，维斯塔斯有着一贯的传统，例如与国网能源研究院共同开展“风电与电网协调发展” 的研究，寻求破解大规模风电发展及并网难题的综合解决策略；在清华大学和西安交通大学赞助关于电网稳定性和提高电力系统性能的研究项目及博士生；积极参与 “中丹风能发展项目”为中国风能产业培训专业人才等等。这些项目主要是为了解决大规模风电并网问题，而这个问题不仅仅是一个中国话题，也是全球风能领域内最具挑战性的话题之一。

风电是一个快速发展且需要不断创新的产业。深谙此道的维斯塔斯，在30年的成长历程中，将风机的额定发电量从30千瓦增加到3000千瓦，增长了100倍。

然而，维斯塔斯更知道，规模并不意味着一切，技术才是决定竞争力的核心因素。为了在高技术风能领域最大限度地提升竞争力，维斯塔斯已建立起了一个全球性的研发网络，区域性研发中心覆盖丹麦、美国、英国、新加坡和印度。其目的就是希望“能够研制出最具创新性和最为有效的风能解决方案，以适应当地市场的实际需求。”

“在过去在5年里，我们的研发投资和原来相比是增加了330%”在接受《中国外资》记者采访时，芬恩・马德森说，这使得维斯塔斯成为全球风能领域内在研发方面投入最多的企业。“五年前，我们的研发人员只有500多人，现在维斯塔斯全球已经有2000多名研发人员了，随着中国技术研发中心的建立，将来我们研发人员的规模还将进一步壮大。”

而对于中国技术研发中心的定位，维斯塔斯中国区总裁唐玛勒(Jens Tommerup)在维斯塔斯中国技术研发中心揭幕典礼后接受《中国外资》记者专访时，将其概括为：“培养本地精英开展包括高电压技术、空气动力学、材料研究、软件开发等领域在内的研发工作，运用这些技术降低度电成本，并根据中国客户的需求进行维斯塔斯全系列产品的研发。”

作为维斯塔斯中国区的总舵手，唐玛勒还特别强调，作为维斯塔斯研发系统最重要的成员，中国技术研发中心将致力于打造“中国创造”，推动中国风电设备由“中国制造”向“中国创造”迈进。“维斯塔斯全球其他地区的技术研发中心将密切为其提供全面的支持。”

“差异化”定位

《中国外资》：北京是维斯塔斯在亚洲建立的第三个技术研发中心，相比印度和新加坡的研发中心，北京技术研发中心的定位和侧重点是什么？

芬恩・马德森：维斯塔斯对世界各地的技术研发中心，包括在亚洲、欧洲和美国的技术研发中心，都有独特的分工和职责定位，他们彼此之间的工作是不互相重复的。这也就是为什么我们在每一个国家、每一个地方设立研发中心的时候，都特别注重运用当地人才的知识和才能。

举例来说，我们在英国的技术研发中心的研发领域包括桨叶技术和材料技术；美国波士顿的研发中心则主攻发电机和变频器。而我们在北京的中国技术研发中心，既进行基础研究，也进行应用研发，还包括新产品的开发。

《中国外资》：那维斯塔斯对中国研发中心的期望是什么？如何保证期望的实现？

芬恩・马德森：中国技术研发中心将专注于先进的、世界一流的新技术的开发，因此，我们希望它不仅能够承担起进一步地降低度电成本、推动中国风能产业进一步发展的重任，而且还要能够推动全球风电产业的长远发展。所以，我们对它的定位和期望都是非常高的。

维斯塔斯最大的优势在于我们能在全球15000多台风机数据库中搜集大量的数据。这些重要数据包括：风速、温度波动、湿度、电网故障和生产功率。因此，我们比其他任何人更了解风能。

另外，在不同的地区推广行业领先的技术需要具备丰富的地区性知识，并对其进行分析和研究，这样才能保证风电场因地制宜且准确无误地融入当地的系统和环境中。因此，维斯塔斯都会在当地的研发中心投资大量资金来培养当地人才，使其利用维斯塔斯全球知识来解决当地问题。

通过全心致力于开放式创新模式，我们能够利用当地的专业知识更为实际、更有效地解决能源问题。我们的中国研发中心将通过不断的发展当地人才，来培养新的理念、创立新的风能技术。

维斯塔斯雄心

《中国外资》：刚才您提到中国技术研发中心的长远目标和重点是研发降低度电成本的技术，那么，现在这个阶段最重要的工作和研发重点是什么？

芬恩・马德森：就当期任务来说，首先我们是要扩大与中国高等院校的合作。我们正在加快进行和几家院校的沟通，比如清华大学和西安交通大学，而且已经把维斯塔斯的全球大学项目带到中国，赞助几个相关领域的博士生和研究工作。

另外，从当期的研发领域来看，我们将进一步研究风电并网和电力系统优化，还有材料方面的研究，包括风电材料的进一步智能化、轻量化。

还有一项比较紧迫的工作任务是，进一步把全球范围内风电行业的知识、经验和最佳实践带到中国来，加强对中国本地风电人才的培养，这样我们能够更快地推出创新、把新技术 带到中国市场。

《中国外资》：在降低度电成本这方面，维斯塔斯有没有 一个具体的目标或规划？比如说具体在哪个时间点能降低到多少？

芬恩・马德森：我们相信，五年之内，度电成本会再降低50%。这会由来自中国和世界其他国家的新技术来推动。风机的细节上，我们会看到面积更大的风轮；风机进一步的智能化、轻量化；新软件的使用，以及更高能效的设计，还有传动链更进一步的改进。这些都会推动度电成本进一步的下降。

《中国外资》：维斯塔斯过去一年在中国市场表现如何？过去的这一年主要着手做了哪些事情？

唐玛勒：过去的一年，维 斯塔斯在中国，无论是产品、生产线还是整个价值链，都没有碰到任何技术上的挑战。我们对客户降低度电成本和产品品质的承诺都完全做到了。

让我感到非常高兴的是，现在客户衡量和考察产品质量的标准，和过去相比，涵盖的范围宽广了很多，也比以往更接近维斯塔斯产品的专长了。比如，一年前，很多客户在购买风机时首先考虑的是单位装机容量的价格，而现在客户则更多地强调长期运维成本以及提供整体解决方案的能力。

取胜未来的法宝

《中国外资》：研发虽然很重要，但对于风机设备来讲，售后服务也许更重要。维斯塔斯如何看待风电设备的售后服务？有什么经验可以分享？

唐玛勒：的确如此，所以过去四年中，我们在中国投入了很多的资源来培训中国的技术人员和售后团队。同时，我们也把全球的风场管理、计量和监控方面的经验引入中国，包括大量的风场诊断、监控工具，以及整合数据系统。有了这些技术，我们可以在北京的中心对全国各地的维斯塔斯风机运行情况进行监控。也就是说，我们把这个领域全世界最先进的工具带到中国，使得我们能够对风场提供长期的运营维护和服务。

现在，客户也越来越强烈地向我们表达一种愿望――希望能够让他们的技术团队和我们的技术团队合作、并接受培训。他们也在更多地谈论如何确保风机在今后5到20年、甚至更长期的时期内保持稳定的运行。我们认为，这就是一个积极的进步。

对在世界各地使用维斯塔斯设备的风场，以及维斯塔斯风机的运营情况，我们都通过统一监控、进行指标评测和基准表现评测。

芬恩・马德森：在中国，我们有一套专用的风机监控网络和专用的风机监控技术。举例来说，迄今为止，维斯塔斯对风机中的控制单元已经开发并使用了7000多种算法，对风场和风机的实际运营情况进行分析、监控。这个监控系统能在每秒钟对于来自于风机的500多个信号进行监测、分析。所以，我们对在全世界的风电场和风机的运营维护情况，都使用这样一套非常先进的技术系统来进行监控。

第8篇：风电市场研究范文

[关键词]风能利用;政策;发展建议

中图分类号：F426.61 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）23-0158-01

一、世界风电行业发展情况

发展风电资源在改善能源结构、保护环境、实现经济可持续发展等方面具有极其重要的意义[1]。目前，风电产业在全球受到极大的青睐，其发展呈现以下几个特点。

（一）全球发展势头迅猛。

根据全球风力发电协会GWEC了《2015年度全球风能市场数据报告》，2015年全球风电行业年度新装风电机组装机容量达到60GW，新上线风电容量超过63GW。累计装机容量达到432，419MW，实现了22%的年增长率。

（二）中国位居全球风电市场首位。

中国自2009年来成为全球风电最大的市场，2015年始终保持第一。根据国家能源局数据，2015年中国风电产业继续保持强劲增长势头，全年风电新增装机容量3297万千瓦，新增装机容量再创历史新高，累计并网装机容量达到1.29亿千瓦，占全部发电装机容量的8.6%。

（三）风电主要市场向亚洲转移。

随着亚洲新兴市场国家风电的发展及各国对清洁能源重视程度的提高，近几年来，世界风电的发展中心已经从欧美转向以中国、印度、日本为首的亚洲地区。2015年亚洲地区新增装机容量高达33，606MW，累计装机容量175，573MW，已经超过欧洲跃居全球累计装机容量第一位。

（四）欧美市场实力依然雄厚。

凭借着技术优势与政策导向优势，欧洲与美洲是全球风电发展最早的地区。尤其是欧洲，自上世纪90年代起便开始大力发展风电。2015年，欧洲地区新增装机容量13，805MW，其中欧盟新增装机容量12，800MW;北美地区新增装机容量10，817MW。2015年欧洲和北美地区分别以累计装机容量147，771MW和88，744MW位居全球风电市场第二位、第三位。2015年底，全球装机容量超过1000MW的国家数量为26，其中欧洲国家17个，北美地区3个国家;8个国家的装机容量超过10000MW，其中欧洲4个、北美洲2个。

（五）全球风电行业未来发展前景较为乐观。

根据全球风能理事会在《全球风电统计数据2014》中的预测，至2018年全球新增装机容量可能达到60GW，装机容量的增长将主要由中国市场贡献。

二、我国风电发展存在的制约因素分析

我国风电建设虽然取得了一定的成绩，但与风电发达地区相比还存在较大差距，一些制约风电产业健康发展的瓶颈问题亟待解决，归纳起来主要包括以下几方面。

（一）市场因素制约风电项目发展

我国东北、西北等地区用电负荷小、富余电力多，外送通道建设严重滞后于电源建设，风电本身又具有随机性和反调峰性，这些因素导致东北、西北等风电项目普遍存在着弃风限电现象。2015年，我国风电弃风限电形势加剧，全年弃风电量339亿千瓦时，同比增加213亿千瓦时，平均弃风率15%，同比增加7个百分点，其中弃风较重的地区是内蒙古、甘肃、新疆、吉林。

（二）企业融资难制约风电项目发展

风力发电属于一次性投入高、回收周期长的行业。据估算，风电场每千瓦投资约为8000元，每台风机装机在1500-3000千瓦不等，投资回收期一般在10年以上，企业资金压力较大。因此，风电项目投资自有资金一般只占20-30%，其余资金则需通过银行贷款获得。当前受风电行业弃风限电增加、安全生产风险提高等因素影响，金融机构对风电领域的信贷普遍持谨慎态度，放贷标准及融资成本也相应提高。一些民营风电企业在融资过程中遇到困难尤为突出，其融资难度要远高于同行业国企。

（三）手续繁锁制约风电项目发展

风电项目涉及规划、土地、环评、电网接入等开工前要件，审批部门多、交叉大、程序繁琐，一定程度上影响了建设进度。

四、我国发展风电产业的建议

风电产业是一门朝阳产业，又是一项科技含量甚高的复杂系统工程。对于这样一类涉及知识面极广、高成本运作的行业，目前在全球特别是在欧美发达国家能飞速发展，必然有其背后的成功经验[2]，我国风电产业要想持续健康发展，必须在吸收经验的基础上，不断自我总结，探索发展道路和方法。

（一）加强领导，完善行政管理体制

加大组织领导力度，强化措施，落实责任，确保规划的顺利实施。进一步转变政府职能，完善发展环境的机制和体制，着眼发展大局，增强服务意识，提高服务质量。

（二）加强统一规划，实现风电合理、有序、优化开发

坚持科学研究、统一规划，按照规划目标严格项目核准，确保规划落实，防止风电不合理地过快发展、过度集中布局。科学统一的发展规划应该以推荐的风电开发规模和布局方案为基础，制定出风电发展政府规划，并严格按照规划审批核准风电项目。

（三）加大政策支持和宣传力度

我国应重点提高政策对风电发展形势的适应性，增强配套政策对风电发展的保障作用，重视对风电行业发展的规范性要求[3]。

科技人才政策。加大科技创新投入，鼓励采用产学研模式，充分发挥高校和科研院所的科技人才优势，促进风能技术创新。建设风电产业研发交流中心，畅通技术成果信息传递渠道。鼓励依托高新技术创业服务中心等部级平台，大力推广新型孵化模式，引进人才，鼓励全民创业，大众创新。

金融信贷政策。加大招商引资力度，在可再生能源项目审批、手续办理等方面建设绿色通道，简化审批手续，优先办理绿色业务。设立可再生能源发展专项基金，做到专款专用。设立可再生能源发展资金，促进产业发展。研究融资、贷款相关优惠政策。

财税和价格政策。调整和完善可再生能源增值税、企业所得税和进口设备关税优惠或免收政策。研究制定可再生能源电力生产及应用的优惠电价政策。

土地政策。创新用地审批机制，简化审批手续和流程，开通盐碱地、废弃地和油田产能用地等土地资源进行可再生能源开发利用项目审批绿色通道。

（四）注重与生态环境保护相协调

在项目建设中，要注意其对环境的影响。风电在项目选址、工程施工中要严格按照相应标准要求进行。

（五）加强谋化储备项目

加强谋划和储备风能资源利用项目，按照我国新能源规划发展思路，储备一批风能利用的项目，采取自上而下、上下联动、横向协作的方式，多渠道谋划项目，做到谋划一批、推进一批、建设一批。

参考文献

[1] 张晖，康红琳.国外风电发展最新政策及其对我国的启示.电力需求侧管理.2009（11）：73-76

[2] 孟卫东，吉进波，司林波.国外风电产业发展的经验及启示.燕山大学学报.2009（12）：108-113

[3] 蒋莉萍，王乾坤.风电发展政策的国外实践与借鉴.中国电力.2012（10）：7-11

第9篇：风电市场研究范文

据欧洲风能协会提供的统计数据，2005年全球新增风力发电能力1.18万兆瓦，比2004年增长43.4％，新增风力发电设备总价值超过120亿欧元。目前全球风力发电装机已达到5.93万兆瓦，比2004年增加25％，到目前为止，风力发电装机容量最大的国家是德国，为1.84兆瓦，其后依次是西班牙、美国、印度和丹麦等国。

二、国内发展现状与趋势

我国20世纪50年代中期开始研制风力发电装置，60年代开始小批量生产，70年代末，我国风力发电进入了一个新的发展阶段，主要是小型风能发电机。1982年5月我国正式成立了全国性的风能专业委员会。1985年我国成立了“全国风力机械标准化技术委员会”。90年代，我国从小型风力发电机组（国际规定10K以下）的广泛应用走向大型风力发电机组的开发、引进、创新之路。目前我国小型风力发电机的研究，制造已积累了相当丰富的经验，技术上已目趋成熟，形成了我国的系列型谱、并有部份出口。近年来，在国家计委主持下开展了大型风力发电机“先锋”工程，小型风力机“光明”工程。2006年1月1日国家颁布《可再生能源法》，倡导鼓励一些企业投资风电市场。我国1993年风电总装机容量仅1.71万千瓦，1998年增至22.6万千瓦,2001年达到34.5万千瓦,2003年底发展到56.7万千瓦，2010将达到300万千瓦。中国政府计划在2020年风力发电能力达到2000万千瓦，未来15年中国风电设备市场规模将超过2000亿元。

三、我国风电发展的特点

中国风电发展显现出的特点：一是建设规模不断扩大，风电场管理逐步规范，全国建成了43个风电场，安装风电机组1292台，装机规模达到76.4万千瓦，据世界第十位，亚洲第三位（位于日本和印度之后）。二是风电技术日臻成熟，设备的国产化有了明显提高。已经具备了设计和制造750千瓦定浆距定转速机型的能力，本地化风电市场份额已达到18%。三是风力发电成本逐步降低，初始投资从1994年的约12000元/千瓦降到目前的约9000元/千瓦。同时风电的上网电价也从1.0元/千瓦小时降到0.6元/千瓦小时。但也应该看到，风电在我国的电力装机容量中所占比重较小（2002年仅占全国发电装机35657万KW的0.13%），既有政策问题，也有技术问题；既有机制问题又有认识问题，因此分析研究风电发展中的问题，提出相应措施和对策，是促进我国风电产业发展的紧迫任务。

四、存在问题的分析

1、政策问题：一是缺乏有效的经济激励政策和强有力的体制保障；二是缺乏鼓励风电机国产化的政策措施；三是缺乏有效的投融资体制；四是中国的电网垄断性很强，缺乏政府指导下的风电采购政策；五是缺乏强有力的宣传、公众对可再生能源的认识不足。

2、技术问题：一是我国的风能资源勘探落后于开发利用，大规模商业化风力发电缺乏科学性风场评估的可行性论证支持；二是存在风电和电网的连接和储能问题，大量风电输送到电力需求企业面临困难；三是我国风电设备制造水平较低，已经成为国际主流机型的兆瓦级组在我国尚处于研制阶段；四是自主研发力量严重不足，由于国家和企业投入的资金较少，缺乏基础研究的积累和人才，总体上还处于跟踪和引进国外的先进技术阶段。五是我国风电设备和技术的国产化率太低，拥有自主知识产权的国内生产制造商太少，形成不了有效竞争。

五、科技对策

1、制定相应的法律法规，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。同时要注重法律法规的落实。

2、加大对可再生能源利用的宣传，加大对清洁能源的扶持并加快其发展，提高人们在风电开发和应用领域中的可持续发展和环保意识。

3、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人才的培养、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。

4、加速风电机组本地化进程，本着引进先进技术，培育自己的风电产业，进行不断琢磨，深化吸收并自主创新。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。