2026年风力发电项目规划方案

2026年风力发电项目规划方案一、规划基础与总体目标本规划为2026年度全国风力发电行业发展实施性方案，衔接“十四五”可再生能源发展规划收官成果与“十五五”可再生能源发展规划开局要求，以碳达峰碳中和目标为核心导向，所有指标设定均经过消纳能力核算、产业链供给能力评估、资源禀赋匹配三重校验。政策依据包括《中华人民共和国可再生能源法》《新能源高质量发展实施方案》《风电场改造升级和退役管理办法》《跨区跨省电力交易规则》等现行有效政策文件，规划覆盖全国31个省（自治区、直辖市）及所辖海域，实施周期为2026年1月1日至2026年12月31日。2026年风电发展核心目标如下：一是装机规模目标，全年新增风电并网装机不低于8500万千瓦，其中陆上风电7200万千瓦、海上风电1300万千瓦，分散式风电占新增陆上风电比重不低于25%即1800万千瓦，年末全国累计风电装机突破4.7亿千瓦；二是发电量与消纳目标，全年风电发电量不低于9800亿千瓦时，占全社会用电量比重提升至10.5%以上，全国平均弃风率控制在2%以内，三北地区弃风率不超过2.5%，中东南部及沿海地区弃风率不超过1%；三是技术与成本目标，陆上新建风电项目平均单机容量不低于6兆瓦，低风速区域平均单机容量不低于7兆瓦，度电成本控制在0.18-0.3元/千瓦时区间，海上新建风电项目平均单机容量不低于12兆瓦，深远海项目平均单机容量不低于16兆瓦，近海区度电成本控制在0.32-0.38元/千瓦时区间，深远海区度电成本控制在0.5元/千瓦时以内；四是产业链安全目标，风电核心部件主轴承、IGBT、控制系统国产化率提升至95%以上，产业链本地化配套率不低于85%，核心部件储备能力覆盖3个月以上建设需求。二、分区域分类别布局规划（一）陆上风电布局1.三北基地核心区覆盖内蒙古、甘肃、新疆、河北、吉林、黑龙江、陕西、宁夏8个省区，为国家级新能源大基地核心承载区，2026年新增陆上风电装机不低于4200万千瓦，其中配套跨区跨省外送通道的基地项目占比不低于70%，重点推进陇东-山东直流、宁夏-湖南直流、蒙西-京津冀直流、新疆-重庆直流配套风电项目建设，2026年末完成上述通道配套风电项目60%以上并网容量。技术要求方面，优先采用6兆瓦及以上大容量沙戈荒专用机组，塔筒高度不低于140米，抗风沙等级达到I级，年利用小时数不低于2600小时，度电成本控制在0.18-0.23元/千瓦时区间，按装机容量15%/4小时标准配置长时储能，配套储能与风电项目同步并网。2.中东南部低风速区覆盖山东、河南、安徽、湖北、湖南、江西、江苏、浙江、广东9个内陆及沿海平原省份，重点开发低风速资源，2026年新增陆上风电装机不低于2000万千瓦，优先布局在采煤沉陷区、盐碱地、矿山修复区等闲置土地，不得占用永久基本农田。技术要求方面，优先采用7兆瓦及以上超低风速机组，轮毂高度不低于160米，年利用小时数不低于2200小时，度电成本控制在0.25-0.3元/千瓦时区间，按装机容量10%/2小时标准配置电化学储能，鼓励与分布式光伏、用户侧储能联合开发。3.西南山地风区覆盖云南、贵州、四川、西藏4个省区，重点开发山地高海拔风电资源，2026年新增陆上风电装机不低于1000万千瓦，结合区域水电调峰能力推进水风互补开发，实现风电电量全额消纳。技术要求方面，优先采用6兆瓦及以上高海拔抗冰冻机组，抗冰冻等级达到IV级，年利用小时数不低于2400小时，度电成本控制在0.22-0.28元/千瓦时区间，按装机容量8%/2小时标准配置储能。（二）海上风电布局1.近海常规风电区覆盖辽宁、河北、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西8个沿海省份领海范围内海域，2026年新增近海风电装机不低于900万千瓦，优先采用12兆瓦及以上大容量抗台风机组，基础形式优先选用吸力桶基础、单桩基础，降低施工成本，年利用小时数不低于3200小时，度电成本控制在0.32-0.38元/千瓦时区间，按装机容量20%/2小时标准配置储能，鼓励与海洋牧场融合开发，每10万千瓦风电项目配套不低于200公顷养殖区，提升综合收益。2.深远海示范发展区重点布局在广东阳江、福建平潭、江苏盐城、海南儋州4个深远海开发试点区域，2026年实现深远海风电规模化并网突破，新增装机不低于400万千瓦，优先采用16兆瓦及以上漂浮式机组，配套柔性直流输电技术，年利用小时数不低于3800小时，度电成本控制在0.5元/千瓦时以内，探索海上风电与海上油气平台供电融合模式，降低油气平台碳排放。（三）分散式风电布局全面放开工业园区、公共建筑、港口、码头、铁路沿线、油气矿区等场景的分散式风电开发权限，2026年新增分散式风电装机不低于1800万千瓦，其中工业园区配套分散式风电占比不低于40%，鼓励采用3-5兆瓦级中低高度机组，避免影响周边民用建筑，项目并网后执行自发自用、余电上网政策，余电可参与电力现货市场交易，不受消纳责任权重限制。三、年度重点任务（一）大基地项目并网攻坚2026年第一季度完成第一批、第二批国家级新能源大基地剩余3500万千瓦风电项目的并网前置手续办理，第二季度全部开工，第四季度末实现95%以上容量并网；第三批国家级新能源大基地涉及的4200万千瓦风电项目2026年第二季度前全部完成核准，第四季度前开工率达到100%。所有大基地项目需签订并网承诺函，未按约定时间并网的取消开发指标，纳入失信主体名单。（二）分散式风电放量发展2026年3月底前各省完成分散式风电开发权限下放，县级能源主管部门承担备案职责，备案办结时限不超过7个工作日，电网企业建立分散式风电并网绿色通道，接入系统批复时限不超过30个工作日，无正当理由不得拒绝分散式风电项目并网。2026年选择100个工业大县开展分散式风电整县开发试点，试点县工业园区分散式风电覆盖率达到60%以上。（三）老旧风电场改造升级2026年完成老旧风电场改造升级容量不低于500万千瓦，重点改造2010年之前投运、单机容量1.5兆瓦以下、年利用小时数低于1800小时的老旧项目，改造后项目容量提升比例不低于200%，年利用小时数提升不低于600小时，度电成本下降不低于30%，改造后项目享受新建风电同等消纳政策，中央财政按改造后新增容量给予每千瓦100元的补贴支持。（四）风电产业链升级2026年实现20兆瓦级陆上风电整机、25兆瓦级海上风电整机量产，建成3个国家级风电核心部件检测认证中心，主轴承、IGBT、变流器、控制系统国产化率提升至95%以上，产业链本地化配套率达到85%以上，降低运输成本15%以上。建立风电产业链供需对接平台，每季度开展一次供需对接活动，避免核心部件供应短缺。（五）消纳能力提升2026年完成2.5亿千瓦煤电灵活性改造，新增抽水蓄能装机1000万千瓦、新型储能装机2000万千瓦，为风电配套调峰资源；跨区跨省输电通道输送新能源电量占比提升至30%以上，全年跨区外送风电电量不低于2200亿千瓦时；升级改造90%以上风电开发重点县域配电网，提升分布式风电接入能力；建立全国统一的风电功率预测体系，预测准确率提升至92%以上，2026年风电项目参与电力现货市场交易比例不低于60%，通过市场化方式消化富余风电电量。四、保障措施（一）政策保障陆上风电项目执行当地燃煤发电基准价，海上风电项目中央财政不再给予补贴，地方可根据实际情况给予不超过0.05元/千瓦时的阶段性补贴，补贴期限不超过3年；分散式风电项目享受增值税即征即退50%、企业所得税三免三减半政策，项目建设用地按工业用地最低出让价的70%执行。（二）用地用海保障风电项目符合《划拨用地目录》的可采用划拨方式供地，占用沙戈荒等未利用地的减免30%土地复垦费；海上风电项目用海期限不超过25年，深远海风电项目用海租金减免50%，施工期临时用海审批时限压缩至15个工作日；风电项目配套储能、升压站等附属设施用地可按工业用地出让，允许采用长期租赁、先租后让、弹性年期等方式供地。（三）资金保障设立1000亿元国家级风电产业发展基金，重点支持深远海风电、老旧风电场改造、核心技术研发项目；鼓励金融机构给予风电项目15-20年长期低息贷款，贷款利率不超过同期LPR下浮10%；支持风电项目发行绿色债券、基础设施REITs，2026年风电领域绿色债券发行规模不低于500亿元，风电REITs上市项目不低于5个。（四）监管保障建立风电项目全生命周期监管体系，从立项、建设、并网、运行到退役全流程跟踪，严禁圈占风电资源、倒卖开发指标的行为，对弃风率超过3%的省份暂停新增风电项目核准，对未按承诺并网、弄虚作假的项目主体取消开发资格，3年内不得参与风电项目开发投标。五、环境与社会价值评估（一）环境效益2026年风电项目严格避让生态保护红线、候鸟迁徙通道、自然保护区，陆上风电项目施工后植被恢复率达到100%，海上风电项目施工期海洋环境监测覆盖率100%，施工结束后海洋生态修复率达到90%以上。全年风电发电量9800亿千瓦时，相当于替代标准煤2.94亿吨，减少二氧化碳排放7.82亿吨，减少二氧化硫排放235万吨，减少氮氧化物排放206万吨，减排效益显著。（二）社会效益2026年风电项目建设直接带动就业岗位不低于80万个，其中产业链制造环节35万个、建设运营环节45万个；风电项目开发收益的10%用于项目所在地乡村公共设施建设，每万千瓦风电项目每年为村集体增收不低于20万元，全年带动乡村增收不低于17亿元，助力乡村振兴。（三）风险防控建立核心部件储备机制，储备量覆盖3个月以上建设需求，防范供应链断供风险；建立极端天气应急预案，陆上风电项目抗风等级达到12级以上，海上风电项目抗风等级达到17级以上，海上风电项目配备应急救援船舶，响应时间不超过2小时；建立风电项目退役回收体系，风机叶片、塔筒等部件回收利用率达到90%以上，避免固体废弃物污染。六、实施进度管控与考核（一）季度进度安排第一季度：完成各省2026年风电开发指标分解，指标向消纳能力强、产业链配套完善的地区倾斜，完成第三批大基地风电项目核准工作，核准率达到100%；第二季度：所有2026年计划并网项目全部开工，开工率100%，各省出台分散式风电备案管理细则，完成老旧风电场改造项目