我國風能資源豐富，可開發(fā)利用的風能儲量約10億kW，其中，陸地上風能儲量約2.53億kW（陸地上離地10m高度資料計算），海上可開發(fā)和利用的風能儲量約7.5億kW，共計10億kW。從國內(nèi)自身狀況來看，風電市場經(jīng)過2015年大跨步式的發(fā)展，產(chǎn)能達到3000萬kW以上。全球風電的產(chǎn)業(yè)格局正經(jīng)歷一個調(diào)整、重構(gòu)、再建設的關鍵節(jié)點，而中國的風電產(chǎn)業(yè)實現(xiàn)了接連突破，成為世界清潔能源的奇跡。但海上風電比重過低，也成為制約我國風電產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展的障礙之一。
2015年，全國（除臺灣地區(qū)外）新增裝機容量30753MW，同比增長32.6%，新增安裝風電機組16740臺，累計裝機容量145362MW，同比增長26.8%，累計安裝風電機組92981臺。
2009年—2015年中國新增和累計風電裝機數(shù)量
2009年—2015年中國新增和累計風電裝機容量
2015年，我國六大區(qū)域的風電新增裝機容量均保持增長態(tài)勢，西北地區(qū)依舊是新增裝機容量最多的地區(qū)，超過11GW，占總裝機容量的38%；其他地區(qū)均在10GW以下，所占比例分別為華北地區(qū)（20%）、西南（14%）、華東（13%）、中南（9%）、東北（6%）。
與2014年相比，西南地區(qū)同比增長幅度最大為91%，其次為中南地區(qū)同比增長為37%，東北地區(qū)同比增長35%，西北同比增長27%，華北地區(qū)和華東地區(qū)同比增長分別為22%和20%。
2014年和2015年中國各區(qū)域新增風電裝機容量份額對比
2015 年，中國海上風電新增裝機100 臺，容量達到360.5MW，同比增長58.4%。其中，潮間帶裝機58 臺，容量181.5MW，占海上風電新增裝機總量的50.35% ；其余49.65% 為近海項目，裝機42 臺，容量179MW。2015 年，上海電氣的海上風電機組供應量最大，占比達到83.2% ；其次是湘電風能，海上風電吊裝容量占比為13.9%。
截至2015 年底，中國已建成的海上風電項目裝機容量共計1014.68MW。其中，潮間帶累計風電裝機容量達到611.98MW，占海上裝機容量的60.31%，近海風電裝機容量402.7MW 占39.69%。截至2015 年底，海上風電機組供應商共10 家，累計裝機容量達到100MW 以上的機組制造商有上海電氣、華銳風電、遠景能源、金風科技，這四家企業(yè)海上風電機組裝機量占海上風電裝機總量的86.6%。
2009年—2015年中國海上風電新增和累計裝機容量
2015年海上風電項目新增裝機容量區(qū)域細分情況
2015年中國開發(fā)商海上風電累計裝機容量（MW）
2015年，中國風電有新增裝機的整機制造商共26家，新增安裝風電機組16740臺，新增裝機容量為30753MW，同比增長32.6%。
全國累計裝機1.45億千瓦，截至2015年底，有五家整機制造企業(yè)裝機容量超過1000萬千瓦，市場份額合計達到56.8%。
2015年中國風電新增裝機企業(yè)排名（萬千瓦）
2015年中國風電開發(fā)企業(yè)新增裝機市場份額
2016年風力發(fā)電不管是同比增長還是累計增長都達到了10%以上，7月當月風電量相比去年7月同比增長40%以上，1-7月累計風電量相比去年同期增長了約25%。整體來看，從去年7月到今年5月，當月風電量一直呈上升趨勢，而6、7月份發(fā)電量反而逐漸下降。
2015年7月—2016年7月中國風力發(fā)電情況
資料來源：國家統(tǒng)計局
我國億五種發(fā)電方式為主：即火力發(fā)電、水力發(fā)電、太陽能發(fā)電、風力發(fā)電、核能發(fā)電。其中，火力發(fā)電一直占據(jù)著主導地位。截止2016年7月末，各形式累計發(fā)電占總發(fā)電量的比值依然是火力發(fā)電居首位，其次是水力發(fā)電、風能發(fā)電、核能發(fā)電、太陽能發(fā)電。風力發(fā)電的占比遠遠落后于水力發(fā)電和火力發(fā)電。
2016年1-7月五種形式發(fā)電量占比情況
棄風，是指在風電發(fā)展初期，風機處于正常情況下，由于當?shù)仉娋W(wǎng)接納能力不足、風電場建設工期不匹配和風電不穩(wěn)定等自身特點導致的部分風電場風機暫停的現(xiàn)象。棄風最大的原因還是電網(wǎng)建設速度跟不上清潔能源發(fā)展的速度。
2015年，風電棄風限電形勢加劇，全年棄風電量339億千瓦時，同比增加213億千瓦時，平均棄風率15%，同比增加7個百分點。其中棄風較重的地區(qū)是內(nèi)蒙古（棄風電量91億千瓦時）、甘肅（棄風電量82億千瓦時）、新疆（棄風電量71億千瓦時）、吉林（棄風電量27億千瓦時）。
2015年全國及部分地區(qū)棄風情況
綜上可以看出，當前風電產(chǎn)業(yè)面臨三大問題：一是風電產(chǎn)業(yè)內(nèi)部結(jié)構(gòu)不合理，過分依賴“三北”大基地，分散式風電和海上風電仍然弱??；二是風電發(fā)電量占全部發(fā)電量的比例仍然較低，不足4%;三是棄風狀況沒有得到有效遏制。
目前國內(nèi)執(zhí)行的海上風電電價制定到2016年，16年以前投運的近海風電項目上網(wǎng)電價為0.85元/度(含稅),潮間帶風電項目為0.75元/度。2017年以后的電價政策尚未確定，由于15-16年執(zhí)行的電價政策投資收益率吸引力不足，預計到2017年海上風電標桿電價有望上調(diào)，進一步帶動正式商運投資。海上風電由于后期運維成本高昂，對初期設備選型要求嚴格，特別利好國內(nèi)高端風電設備制造企業(yè)。
中國風電行業(yè)有如何實現(xiàn)健康發(fā)展，以下幾點需重點關注：
1 政策層弱化裝機規(guī)模目標，推進風電合理開發(fā)
“十二五”期間國家能源局下發(fā)核準計劃規(guī)模累計1.38億千瓦，前四批計劃平均完成率為82%，其中2014年計劃完成率最低僅為56%。2016年時逢“十三五”規(guī)劃編制之年，風電裝機規(guī)模如何制定成為核心聚焦問題。然而，在風電棄風限電形勢嚴峻的背景下，政策層近期較少提及“十三五”期間風電裝機規(guī)劃的明確目標，而是強調(diào)提高核準計劃執(zhí)行率、項目審批向非限電區(qū)域傾斜，力圖從宏觀角度優(yōu)化全國風電合理布局。
2 補貼退坡明確，國企或成堅守風電行業(yè)最后主體
繼2014年陸上風電標桿電價降低0.2元/kWh后，2015年底發(fā)改委預計繼續(xù)下調(diào)2016年陸上風電標桿電價0.1-0.2元/kWh，并同時明確2018年標桿電價繼續(xù)下調(diào)0.2-0.3元/kWh，補貼未來逐年大幅退坡已成為明確政策導向。根據(jù)《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020年)》，2020年風電上網(wǎng)電價將與煤電電價相當。
標桿電價下調(diào)后將有相當一部分風電項目不再具有開發(fā)價值，風電項目開發(fā)重心將逐漸向華南、華東等負荷中心區(qū)域集中。
補貼遲發(fā)欠發(fā)現(xiàn)象嚴重令風電企業(yè)現(xiàn)金流更加吃緊，究其原因主要是可再生能源發(fā)展基金收不抵支出和繁冗的補貼發(fā)放機制。2015年最后一天，國家發(fā)改委時隔兩年后再次上調(diào)可再生能源附加征收標準0.004元/kWh至0.019元/kWh，以擬補可再生能源發(fā)展基金缺口。
雖然，補貼發(fā)放時間長、手續(xù)繁雜的問題一直倍受詬病，然而我們卻未在簡政放權(quán)的大背景下看到補貼發(fā)放流程優(yōu)化的跡象，其癥結(jié)在于全國各省之間用電量基數(shù)不同，各省所收繳的可再生能源附加金額差距也很大。各省之間的利益平衡只能由財政部從中央財政層面進行，導致補貼拖欠問題一直未能解決。
補貼下降并且遲發(fā)欠發(fā)導致風電企業(yè)現(xiàn)金流難以覆蓋銀行貸款利息，資金實力較弱的民營風電企業(yè)前景堪憂，而國有企業(yè)憑借低成本的融資能力和較高的風險承受能力或?qū)⒊蔀轱L電行業(yè)的最后堅守者。
3 跨區(qū)域送電緩解風電消納問題待解
中國電力負荷和能源資源之間的錯位現(xiàn)象決定了跨區(qū)域送電成為中國電力未來發(fā)展的主要方向，特高壓、跨區(qū)域送電線路建設逐年提速將助力電力遠距輸送。2014年全國跨區(qū)域送電量2997億千瓦時，占全國供電量的6.16%。
然而，不可忽視的是，電源規(guī)劃和電網(wǎng)規(guī)劃并未達到匹配發(fā)展的均衡狀態(tài)，擁有大量風電、火電機組的“三北地區(qū)”薄弱的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)以及因特高壓交流建設相對緩慢造成的”強直弱交“的問題嚴重制約了跨區(qū)域送電能力。此外，如何平衡跨區(qū)送電省和售電省之間的利益關系也成為了跨區(qū)域待解難題之一。
此次電改提出優(yōu)先收購可再生能源電能的規(guī)定將有助于理順跨區(qū)域送電現(xiàn)存問題，緩解風電消納難題，提升造價較高的特高壓、跨區(qū)域送電線路利用效率。
4 風電環(huán)評、用地審批將更為規(guī)范
風電大規(guī)模發(fā)展初期，地方政府為支持風電項目建設，默許某些風電項目在未取得土地、林業(yè)、環(huán)保等前置手續(xù)情況下開工建設，建設期間也疏于對水土保持、生態(tài)環(huán)境保護的監(jiān)測管理，部分風電企業(yè)則借機違規(guī)用地、亂砍亂伐，旨在提供綠色電力的風電項目卻給當?shù)厣鷳B(tài)環(huán)境造成了顯著的影響。
以上問題已經(jīng)引起了國家和各級政府的高度重視，未來風電項目環(huán)評、用地審批將逐步規(guī)范，手續(xù)辦理進度將成為影響項目建設周期的重要因素。
5 電網(wǎng)友好型性風電場將成為主流
近年來可再生能源接入比例逐年提高導致電力供應側(cè)波動性逐漸升高，為保證電力系統(tǒng)安全，電網(wǎng)必須同時應對供應側(cè)、需求側(cè)雙向的大幅波動。目前多地電網(wǎng)已出臺政策，要求風電項目安裝有功功率控制(AGC)、無功功率控制(AVC)、風功率預測等設備，并通過激勵手段鼓勵發(fā)電曲線預測準確率高、預測及控制設備齊全的電網(wǎng)友好型風電場先發(fā)、多發(fā)。
短期內(nèi)限電情況無法解決的前提下，風電企業(yè)借助大數(shù)據(jù)、云計算等手段提高風功率預測精準度，爭取優(yōu)先調(diào)度的主動權(quán)將有助于提升企業(yè)效益。
此外，電改配套文件提出建立輔助服務交易機制，風電企業(yè)可以結(jié)合自身符合特性與提供調(diào)峰、調(diào)壓等輔助服務商簽訂服務合同，提高優(yōu)先發(fā)電級別。
6 風電造價降幅將放緩
獲益于風電機組設備價格、原材料價格走低，2014年風電工程造價為7551元/千瓦，較2013年下降2.67%。與光伏設備有較清晰的成本下降趨勢不同，風電機組目前暫無突破性技術(shù)可以大幅降低機組成本，占整個風電項目成本近一半的風機購置成本下降空間較小。
風電重點開發(fā)區(qū)域由限電嚴重的“三北地區(qū)”逐漸轉(zhuǎn)向華南、西南、華東地區(qū)，此類地區(qū)海拔高、建設條件復雜，導致風電建安成本顯著高于北方草原、丘陵地區(qū)。此外，因土地資源緊張、開發(fā)難度增大，征地成本、前期費用也呈逐年上升的趨勢。
綜合以上因素，2016年風電整體造價降幅將放緩或呈持平狀態(tài)。
7 風電及零件關稅降低，風電設備市場競爭愈加激烈
價格昂貴的進口風機憑借其質(zhì)量優(yōu)勢和技術(shù)優(yōu)勢近年來保持著穩(wěn)定的增長速度，2014年進口風機累計裝機占比約10%。
2016年元旦開始，風電機組、風機發(fā)動機零件、風電設備零件進口關稅稅率將由8%、8%、3%下降至5%、5%、1%，關稅降低一方面利好我國國產(chǎn)風電設備成本下降，另一方面也將使進口風機與國產(chǎn)風機之間的競爭更加激烈。
2016對于中國風電行業(yè)來說將是挑戰(zhàn)大于機遇的一年，如何合理戰(zhàn)略規(guī)劃布局、控制造價水平、減少棄風限電損失都是風電行業(yè)丞待解決的問題。
