（二）风电、光伏发电投资主体情况风电和光伏发电的投资主体情况有较大差别。风电的投资主体相对集中，主要是中央企业和部分风能资源丰富的地方国有发电投资企业。截至2010 年6 月底，全国并网风电装机容量超过50 万千瓦的发电集团共有10 个，并网装机容量共计1668.97 万千瓦，占全国并网风电装机容量的75.85%。其中，超过200 万千瓦的发电集团有3 个,分别为：中国国电集团公司、中国大唐集团公司和中国华能集团公司。截至2010 年6 月底，在建风电装机容量超过50 万千瓦的集团共有7 个。其中，中国国电集团公司、中国华能集团公司和中国大唐集团公司的在建装机容量均超过了150 万千瓦；中国神华集团公司、中国华电集团公司、中国广东核电集团有限公司、中国电力投资集团公司的在建装机容量在50 万千瓦至100 万千瓦之间。目前，我国光伏发电还处于试验、探索阶段，投资建设项目规模小，投资主体呈多元化发展态势。截至2010 年6 月底，中国节能环保集团公司和江苏中能硅业科技发展有限公司的已并网光伏发电装机容量均达到了2 万千瓦。已并网的光伏发电项目中，装机容量最大的是江苏中能硅业科技发展有限公司投资的徐州协鑫光伏发电有限公司2 万千瓦光伏发电项目。甘肃省电力投资集团公司、海南省发展控股有限公司的光伏发电在建容量均达到了2 万千瓦。在建项目中，规模较大的有海南临高2 万千瓦光伏并网发电示范工程和山东济宁1.8 万千瓦十里营光伏电站。
（三）风电、光伏发电上网电价及补贴情况由于定价机制、工程造价水平不同，全国范围内不同省份、同一省份不同项目之间风电、光伏发电上网电价存在一定的差异。2009 年8 月1 日之前核准的风电项目，既有采用特许权招标定价机制也有采用政府核定电价机制；2009 年8 月1 日以后核准的风电项目，在四类资源区新建的陆上项目统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。目前，风电
上网电价最高的项目是国电龙源电力集团股份有限公司地处浙江省的临海风力发电厂及苍南风力发电厂，均为1.4040 元/千瓦时。光伏发电由于国家尚未出台统一的电价政策，一般由地方政府根据项目情况确定。在已核准的光伏发电项目中，上网电价最高的是上海前卫村光伏电站，为6.4436 元/千瓦时；最低的是中国广东核电集团有限公司的甘肃省敦煌光伏发电项目，为1.0928 元/千瓦时。据本次调查显示，风电和光伏发电电价补贴政策执行情况基本良好，国家发改委和国家电监会联合公布的2009 年1-6 月及2009 年7-12 月可再生能源电价补贴名单中的风电及光伏发电项目基本上都获得了相应的电价补贴。
（四）风电、光伏发电接入系统建设情况由于国家出台了可再生能源发电接入系统建设补贴政策，提高了电力企业投资风电、光伏发电接入系统建设的积极性，风电和光伏发电接入系统投产规模快速增长。截至2010 年6 月底，本次调查涉及到的风电接入系统工程线路长度为10326 公里，变电容量为3898 万千伏安。分电压等级看，330 千伏、220 千伏、110 千伏、66 千伏及以下线路长度分别为666 公里、4202 公里、3733 公里、1725 公里，分别占风电接入系统工程总线路长度的6.45%、40.69%、36.15%、16.71%；变电容量分别为504 万千伏安、1765 万千伏安、1229 万千伏安、399万千伏安，分别占风电接入系统工程总变电容量的12.93%、45.29%、31.54%、10.24%。分区域看，华北区域以220 千伏及110 千伏电压等级为主，东北区域以220 千伏及66 千伏为主，西北区域以330 千伏及110 千伏为主；华东、华中、南方区域以110 千伏为主。分省份看，内蒙古的接入系统规模最大，以220 千伏电压等级为主，线路长度为2453 公里，变电容量为861 万千伏安。各区域、各省份风电接入系统工程分电压等级情况详见附表5、附表6。从风电接入系统工程的投资主体来看，在本次调查涉及到的
494个风电接入系统工程中，电网企业出资建设项目213 个，线路长度4444 公里，变电容量1914 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为43.12%、43.04%、49.10%；发电企业出资建设项目278 个、线路长度5698 公里、变电容量1961 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为56.28%、55.18%、50.31%；电网企业和发电企业共同出资建设项目3 个、线路长度184 公里、变电容量23 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为0.61%、1.78%、0.59%。详细情况见附表7。分区域看，华中、华东区域电网企业出资建设项目比例较高，均超过了70%；华北、东北区域比例较低，均在30%左右。分省份看，北京、天津、山西、上海、江苏、安徽、江西、湖北、广西、海南、重庆、贵州等省份的接入系统工程全部由电网企业出资建设，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆电网区域的接入系统工程全部或大部分由发电企业出资建设。各区域、各省份风电项目接入系统工程投资主体情况见附表8、附表9。光伏发电项目接入系统工程规模相对较小，共计线路长度134 公里，变电容量22 万千伏安，主要电压等级为35 千伏。其中，发电企业投资建设的线路长度为109 公里，占81.34%；变电容量为19 万千伏安，占86.36%。分省份看，宁夏、甘肃、山东的规模较大，线路长度均超过了29 公里，变电容量均超过了3.7 万千伏安。 （五）风电、光伏发电上网电量收购情况2009 年，风电及光伏发电上网电量为256.15 亿千瓦时，占全国全口径发电量的0.70%，其中，风电256.10 亿千瓦时，光伏发电0.0560千瓦时。2010 年1 至6 月份，风电及光伏发电总上网电量为223.05亿千瓦时，其中，风电222.54 亿千瓦时，光伏发电0.5176 亿千瓦时。分区域看，2010 年1 至6 月，华北区域风电上网电量最多，为94.72 亿千瓦时，
占全国风电总上网电量的42.56%；东北区域风电上网电量70.48 亿千瓦时，占31.67%；华中区域上网电量2.10 亿千瓦时，比重最少，仅占0.95%。西北区域光伏发电上网电量最多，为0.3064 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的59.20%；华东区域上网电量为0.1679 亿千瓦时，占32.44%；东北、华中没有光伏发电上网电量。具体情况见图3、图4 所示。分省份看，2010 年1 至6 月，内蒙古风电上网电量最多，为71.83亿千瓦时，占全国风电上网电量的32.28%；河北、辽宁的风电上网电量均超过了22 亿千瓦时，占全国风电上网电量比例均超过了10%。宁夏光伏发电上网电量最多，为0.2768 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的53.49%；江苏光伏发电上网电量占全国的比例也较高，达24.67%。已并网的风电和光伏发电设备受电网安全等因素影响而可能存在未能上网的电量，本次调查对这部分电网未收购电量进行了统计。2010 年1 至6 月，风电未收购电量为27.76 亿千瓦时，光伏发电没有未收购电量。分区域看，华北、东北未收购风电电量较多，华北区域未收购风电电量为15.88 亿千瓦时，占全国总未收购电量的57.20%，高于其上网电量全国占比14.64 个百分点；东北区域未收购风电电量为10.64 亿千瓦时，占全国总未收购电量的38.33%，高于其上网电量全国占比6.66 个百分点。分省份看，内蒙古未收购风电电量最多，为21.01 亿千瓦时,占全国总未收购电量的75.68%，高于其上网电量全国占比43.40 个百分点；吉林未收购风电电量为2.60亿千瓦时；河北、甘肃、黑龙江在2009 年1 月到2010 年6 月期间未收购风电电量均在3 亿千瓦时左右。 二、监管评价
（一）近年来风电、光伏发电总体呈较快发展态势在国际能源和环境约束的大背景下，各方对风电、光伏发电发展的认识水平不断提高，重视程度日益加强。国家从战略层面上确定了风电等可再生能源发展方向，并制定了可再生能源产业发展规划和相应的政策措施；各地方政府切实按照国家可再生能源发展战略，制订本省份的风电、光伏发电发展规划和实施方案；发电企业投资风电、光伏发电的积极性不断提高，风电和光伏发电的比例不断上升；电网企业在电网规划、并网接入和电量收购等方面积极为风电、光伏发电的发展创造良好条件，促进了风电和光伏发电的健康发展。与此同时，鼓励可再生能源发展的政策措施不断完善，为风电、光伏发电的发展创造了良好环境。《可再生能源法》的出台为风电、光伏发电的发展奠定了法律基础；可再生能源价格全国分摊政策、可再生能源增值税减半征收政策切实提高了风电、光伏发电企业的经营效益；可再生能源接入系统建设及补偿政策、上网电量全额收购政策为风电、光伏发电发展提供了支持和保障；可再生能源特许权招标制度、金太阳示范工程等措施为风电、光伏发电发展注入了强大动力。在一系列政策措施的推动和激励下，各方投资风电、光伏发电的积极性大大增加，风电、光伏发电呈现快速增长的态势。预计2010年底全国风电总并网装机容量将达到3000 万千瓦左右，全国光伏发电总并网装机容量将达到25 万千瓦左右。
（二）风电、光伏发电仍有发展空间虽然风电、光伏发电装机容量连续快速增加，但目前尚处在起步阶段，在电源结构中所占的比例还很低。截至2010 年6 月底，全国已并网的风电和光伏发电装机容量仅占全国装机容量的2.46%；2010年1 至6 月风电和光伏发电上网电量仅占全国发电量的0.7%左右。根据我国2007 年制定的《可再生能源中长期发展规划》，全国陆地和近海的可利用风电资源共计约