中国风电行业发展概况及未来发展空间
一、风电行业发展概况
（1）我国风电行业发展历程
我国风力发电始于20世纪50年代后期，用于解决海岛及偏远地区供电难问题，主要是非并网小型风电机组的建设。70年代末期，我国开始研究并网风电，主要通过引入国外风电机组建设示范电场，1986年5月，首个示范性风电场马兰风力发电场在山东荣成建成并网发电。从第一个风电场建成至今，我国风电产业发展大致可以分为以下6个阶段：
1、早期示范阶段（1986-1993）
主要利用国外捐赠及丹麦、德国、西班牙政府贷款建设小型示范风电场，国家“七五”“八五”投入扶持资金，设立了国产风电机组攻关项目，支持风电场建设及风电机组研制。这期间相继建成福建平潭岛、新疆达坂城、内蒙古朱日和等并网风电场，在风电场选址与设计、风电设备维护等方面积累了一些经验。
2、产业化探索阶段（1994-2003）
通过引入、消化、吸收国外技术进行风电装备产业化研究。从1996年开始，启动了“乘风工程”、“双加工程”、“国债风电项目”、科技支撑计划等一系列的支持项目推动了风电的发展。期间首次探索建立了强制性收购、还本付息电价和成本分摊制度，保障了投资者权益，促使贷款建设风电场开始发展。该阶段国产风电设备实现了商业化销售，国内风电年新增装机容量不断扩大，新的发电场也不断涌现。
3、快速成长阶段（2004-2007）
国家不断出台一系列的鼓励风电开发的政策和法律法规，如2005年颁布的《可再生能源法》和2007年实施的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》，以解决风电产业发展中存在的障碍，迅速提升风电的开发规模和本土设备制造能力。同时，2005年出台的《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》中有关“风电设备国产化率要达到70%以上”（2010年已被取消）等一系列政策的推动下，开启了装备国产化进程。2007年新增装机容量达3,311MW，同比增长157.1%，内资企业产品市场占有率达55.9%，新增市场份额首次超过外资企业。
4、高速发展阶段（2008-2010）
我国风电相关的政策和法律法规进一步完善，风电整机制造能力大幅提升。该期间，我国提出建设8个千万千瓦级风电基地，启动建设海上风电示范项目，是前所未有的高速发展期。2010年，我国风电新增装机容量超过18.9GW，以占全球新增装机48%的态势领跑全球风电市场，累计装机量超过美国，跃居世界第一。但快速发展的同时，也出现了电网建设滞后、国产风电机组质量难以保障、风电设备产能过剩等问题。
5、调整阶段（2011-2013）
经过几年的高速发展后，我国风电行业问题开始凸显，一是行业恶性竞争加剧，设备制造产能过剩，越来越多的企业出现亏损；二是我国“三北”地区风力资源丰富，装机容量大，但地区消纳能力有限，外送通道不足，使得弃风现象严重；三是风电机组质量无法有效保障。期间，不少企业退出风电行业，市场也逐渐意识到风电设备制造不能简单追求“低价优势”，更不能盲目上项目，应充分重视产品质量，并提高服务能力。
6、稳步增长阶段（2014-至今）
经过前期的洗牌，风电产业过热的现象得到一定的遏制，发展模式从重规模、重速度到重效益、重质量。“十三五”期间，我国风电产业将逐步实行配额制与绿色证书政策，并发布了国家五年风电发展的方向和基本目标，明确了风电发展规模将进入持续稳定的发展模式。
截止目前，我国风电行业经历了两轮高速发展时期。第一阶段从2005年开始，到2010年结束，之后经历了两年的调整，从2013年年中开始，我国风电行业摆脱下滑趋势，在行业环境得到有效净化的形势下，开始了新一轮有质量的增长，并在2015年创新高，随后受前期抢装透支需求的影响，2016、2017连续两年装机下滑，但2017年降幅趋缓。在新的电价下调截止时间临近导致“小抢装”、“三北”地区弃风限电改善恢复投资、分散式风电崛起、海上风电发展等多因素驱动下，2018年开始新增装机有望重回高增长。
2017年我国风电新增并网装机容量占全部电力新增并网装机容量的比例为14.6%，累计并网装机容量占全部发电装机容量的比例为9.2%。风电新增装机容量占比近几年均维持14%以上，累计装机容量占比则呈现稳步提升的态势。
发电量方面，2016年全国风电发电量2,410亿千瓦时，占全部发电量的4.1%，2017年全国风电发电量3,057亿千瓦时，占全部发电量的4.8%，发电量逐年增加，市场份额不断提升，风电已成为继煤电、水电之后我国第三大电源。
二、我国风电行业未来发展空间
尽管过去的十多年时间里，我国风电装机量呈爆发式增长，但风电在整个电力结构中的占比仍然偏小，低于丹麦（44.4%）、德国（20.8%）、英国（13.5%）9等国家，发展潜力巨大。
随着开发布局的不断优化，配套政策的有效执行，以及风电技术水平的显著提升，未来我国风电行业的增长来源如下：
1、短期内中东部和南方地区风电投资需求不断增加
我国中东部和南方的大部分地区由于风速低于6米/秒，过去一直被认为不具备经济开发价值，但是，随着行业的技术进步，风电机组的利用效率提升，该区域低风速风电场的开发价值逐渐显现。由于我国中东部及南方地区负荷需求大、并网条件好，产生的风电大多可就近、就地消纳，因此在“三北”地区出现弃风限电现象后，政策引导风电投资向中东部及南部地区转移。风电“十三五”规划要求，加快中东部和南方地区陆上风能资源的规模化开发，到2020年，新增风电并网装机容量42GW，累计并网容量达到70GW，较“十二五”期间同比增长150%。2017年风电新增装机容量分区域统计数据的结果与政策导向基本一致，中东南部地区新增装机容量占比达到55%，与2016年相比，虽然华北地区新增装机容量的绝对额仍然较大，但增速方面，中南地区增长44%，西北地区下降超过40%，东北地区下降超过30%。
2、未来“三北”地区的发展空间仍然十分巨大
我国不同地区的自然条件不同，风能储量差异很大。从地理位置上来看，“三北”（西北、华北和东北）地区和沿海一带是风能资源最丰富的区域。其中，“三北”地区风功率密度和风能密度远大于东南沿海地区，且盛行风向稳定，破坏性风速少，地势平坦，交通方便，工程地质条件好，施工便利，是大型风电场的最佳风能资源区。
西北地区风能资源：由于地处高原，加上地表起伏较小，风能资源相当丰富，是我国风能资源最丰富的区域。据统计和预测，高达3亿千瓦的庞大可开发的风能资源量蕴含在这一区域，全国陆地风能资源基本有1/3左右分布在这一带。
东北地区风能资源：黑龙江省风能资源较丰富的地区占到该省2/3以上的区域，以年平均风能密度而论，居全国中上等水平，且风资源在白天非常丰富，符合工业和商业的工作时间，能有效利用；吉林省风能资源相对较少，风能较丰富区处于北到松原、南到双辽等地一线；辽宁省风能较丰富区主要在辽河平原、辽东半岛。受经济发展、地形地貌等得影响，东北地区风资源的开发利用率较低。
华北地区风能资源：华北地区是北方经济发展的重要地区，包括北京、天津两个直辖市，河北、山西两个经济大省以及内蒙古自治区。河北省风能资源丰富，主要分布在张家口、承德坝上地区和沿海秦皇岛、唐山、沧州地区，大片区域交通便利，内蒙古地区风能资源丰富、视野开阔，均非常适宜建设大型风电场。
基于“三北”地区风资源丰富、地缘辽阔、风电场开发建设成本低，过去十年国内的风电开发主要集中在“三北”地区，截至2017年，“三北”地区风电累计装机容量占全国比例达66.56%。
然而，“三北”地区风电产业快速发展的同时也遭遇了输出瓶颈，自2010年开始出现弃风现象，2013-2014年在政府主管部门的积极干预下，电网部门提高了电网调峰能力，加之全国电力消耗量的增加，弃风情况一度好转，但到2016年，经历2015年风电机组的“抢装潮”，叠加电网建设滞后，全国平均弃风率又再度达到了17%的历史高位，弃风现象主要集中在“三北”地区，其中甘肃（43%）、新疆（38%）、吉林（30%）、内蒙古（21%）、黑龙江（19%）是弃风最为严重的地区。
弃风限电产生的原因主要在于以下几点：
第一，电源与电网规划不同步。“三北”地区风电发展的主要矛盾是大规模和高速发展的风电装机、发电能力与电力消纳、电力输送间的矛盾。我国风能资源集中在“三北”地区，距离用电负荷中心较远，且当地经济欠发达，消纳能力弱，需要通过输电网远距离集中外送，但近年来，风电电源工程建设投资与并网装机容量一直呈现上升态势，与电网送出线路建设滞后呈鲜明对比，导致弃风限电加重。
第二，能源发展缺乏统一规划。在经济新常态、电力需求放缓的背景下，火电、水电、风电、核电以及光伏的最优发展规模尚未有明确定论，政府各部门之间及政府与电网之间对能源发展规划未达成统一共识。火电大规模上马加剧电力产能过剩，挤压风电的发展空间，2017年新增火电装机占新增总装机的比重仍高达34.24%，远大于风电（14.60%）、水电（9.62%）和核电（1.63%），虽有拉动经济增长的积极作用，但与我国提倡“大力发展清洁能源，构建低碳能源体系”的发展理念严重相悖。
第三，电力管理存在突出矛盾，保障可再生能源发展的相关法律法规难以全面落实。自2005年我国《可再生能源法》颁布，一系列鼓励政策相继推出，但整体上看，这些政策在具体实施过程中因存在利益冲突并未完全执行到位。目前，多数省区采用年度发电计划管理，维持所有机组“平均上网小时数”的政策，但省级政府具有自由裁量权，导致出现风电机组为火电机组让路的情况。此外，优质的风力资源区与煤炭资源区重合，在“三北”地区，仅山西、内蒙古、陕西和新疆四省区的煤炭储量即占全国的76%10，各方存在利益角逐。
为进一步解决弃风限电问题，推动能源生产及消费革命、破解环境污染难题，自2016年以来发改委及国家能源局密集出台了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》、《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》、《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》、《解决弃水弃风弃光问题实施方案》等十余项政策，要求弃风率到2020年下降至5%，可见国家层面对解决弃风限电问题的决心。同时，在政策引导下，国家电网加快特高压输电线路的建设，从特高压投运的进程看，“十二五”期间我国特高压的建设是相对缓慢的，一共建成9条，且仅有1条线路是在限电区域。“十三五”期间，将重点优化西部（西北+川渝）、东部（“三华”+东北三省+内蒙古）两个特高压同步电网，形成送、受端结构清晰的“五横五纵”29条特高压线路的格局，即除了2015年前建好的9条外，2016-2020年已投运、在建和已规划的还有20条特高压线路，且有13条线路是在限电区域。随着特高压线路尤其是西北地区线路在未来3年的密集投运，弃风限电现象将得到显著改善。
在一系列针对可再生能源消纳的政策的推动下，弃风限电进入了逐步好转的阶段。2017年，全国风电平均利用小时数1,948小时，同比增加203小时，全年弃风电量419亿千瓦时，同比减少78亿千瓦时，全国平均弃风率为12%，同比下降5.2%，其中，弃风率超过10%的地区是甘肃（33%），新疆（29%），吉林（21%），内蒙古（15%）和黑龙江（14%）。2018年3月7月，国家能源局发布2018年度风电投资监测预警结果，除甘肃、新疆、吉林仍为红色预警区域外，宁夏、内蒙古、黑龙江解除红色预警。随着针对性措施进一步的实施，“三北”地区的弃风限电问题将得到有效解决。凭借在风资源、地形、气候、开发及维护成本等方面具备的显著优势，以及未来特高压电网建成后解决了电力输出问题，“三北”地区将重新成为我国风电建设的重点区域，这一区域的风电市场仍有极大的发展空间。
3、早期风电机组临近退役，存量市场替代空间打开
国内风电产业大规模发展已超过十年，随着风电机组20年使用寿命的临近，国内将会出现大批的退役机组。在我国风电发展早期，大多数风电整机制造商缺乏自主研发实力，普遍从国外引进技术或者通过许可证方式生产，消化吸收并不彻底，导致很多早期安装的风电机组设备质量不高。因此，尽管风电机组设计寿命通常为20年，但运行到中后期阶段，老化的风电机组出现坠落、折断等重大事故的几率大大增加，发电量亦开始回落，设备技术性能也无法满足电网的要求，维护及保养成本显著增加，其经济性已大大降低。因此，为了高效利用原有的优质风区，提前退役技术过时的旧机组，代之以目前技术先进的大功率机组，经济效益更好。过去十余年我国风电市场经历了爆发式的增长，目前累计装机容量占全球的1/3以上，旧机组退役更新的市场庞大。
4、分散式风电崛起，助力行业增长
分散式风电项目是指所产生电力可自用，也可上网且在配电系统平衡调节的风电项目，其最明显的优点是就近接入电网，并于当地消纳，限电风险较低。早在2009年我国就提出了分散式风电的概念，但一直推进缓慢，主要原因在于：政策支持力度不够；项目容量较小，单位开发成本较高；以及国内风电投资主体单一，绝大部分是国有资本，对投资少、规模小的分散式接入风电投资积极性不足。
2017年国家能源局发布《加快推进分散式接入风电项目建设有关要求》，明确提出分散式项目不占用风电建设年度指导规模，即成为行业新的增量，并通过系列具体要求确保消纳。2018年能源局发布《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》，进一步扫清了制约分散式风电发展的多方面障碍。首先，将分散式风电并网最高电压等级从35KV放宽至110KV，使其可开发空间大幅提升；其次，大幅简化了核准并网流程以缩短建设周期，降低项目成本，并明确售电模式提升项目收益率；此外，还鼓励各类企业及个人作为项目单位，在符合土地利用总体规划的前提下，投资、建设和经营分散式风电项目，降低了投资门槛，扩大了投资主体。
随着国家层面的政策落地，地方政府纷纷响应，目前新疆、内蒙、河南、河北等地均出台相关文件加快分散式风电的开发建设，我国分散式风电建设将快速发展，助力风电行业整体复苏。
5、绿证认购启动，保障风电渗透率持续提升
2017年2月3日，发改委、财政部、国家能源局联合下发《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（以下简称“通知”），在全国范围内试行为陆上风电、光伏发电企业（不含分布式光伏发电）所生产的可再生能源上网电量发放具有独特标识代码的绿色电力证书（以下简称“绿证”）。按照1兆瓦时=1个绿证的标准折算，可在中国绿证认购交易平台出售。
2017年7月1日，绿证正式启动自愿认购，价格按照不高于证书对应电量的可再生能源补贴金额，由买卖双方自行协商或者通过竞价确定。可再生能源发电企业可将已核准的绿证挂牌出售，各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人均可通过购买取得绿证。
我国现阶段对于风电、光电上网仍实行标杆电价模式，对上网标杆电价和脱硫燃煤机组上网标杆电价之间的差额部分，使用可再生能源发展基金进行补贴。该基金主要来源于向电力用户征收的可再生能源电价附加收入。具体操作流程为：由电网代财政部向用户征收可再生能源电价附加，财政部门向电网企业拨付可再生能源补贴，再由电网企业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。在该模式下，可再生能源发电企业资金回收周期冗长、资金压力大。此外，自备电厂大量拖欠可再生能源电价附加，财政部实际征收的再生能源电价附加额远小于理论上的征收额，导致我国可再生能源发展基金一直面临着较大的缺口，且随着新能源并网容量的逐年扩大，可再生能源基金的缺口将越来越大，成为限制着我国新能源发展的重要因素。
而在绿证运行模式下，可再生能源发电企业将绿证直接出售给消费者，实现现金流的快速回收，缩短新能源发电企业资金回收周期，缓解电站投资商的现金流压力，进一步促进可再生能源发电企业成本下降，激发风电等新能源的投资热情。同时，通过绿证机制与现行补贴制度的有机结合，拓展新能源发电企业获取补贴的途径，除选择从可再生能源发展基金获取补贴外，新能源发电企业亦可选择销售绿证从购买者处获得收入，有助于减轻可再生能源补贴压力，降低新能源行业对政府补贴的依赖程度，促进我国风电等新能源行业进一步发展。
此外，《通知》中提到，将根据市场认购情况，自2018年起适时启动绿色电力配额考核和证书强制约束交易。2018年11月，国家能源局综合司发布《关于实行可再生能源电力配额制的通知》，配额制考核自2019年1月1日正式实施。配额制及配套的绿证交易是国际上普遍采用的可再生能源产业扶持政策，目前英国、澳大利亚、瑞典、挪威、意大利、法国和日本等20多个国家以及美国29个州和华盛顿特区等均实施了配额制及绿证交易政策。
随着我国绿电配额制和证书强制交易政策的实施，可再生能源支持性政策将从价格推动转向需求拉动，用市场化手段代替政府管制对资源进行配置，效率大为提高。并且，绿证与配额制的结合将鼓励绿色电力消费，使得能源结构转型由生产侧向消费侧推进，将加速风电等可再生能源的发展。
