我国陆海风电均已进入发展的关键阶段
10月21-24日，2019北京国际风能大会暨展览会在北京召开。国家能源局新能源和可再生能源司副司长李创军出席大会开幕式并为大会主持。李创军指出，中国风电产业之所以能够取得如此好的成绩，主要得益于政策连续稳定，产业规模平稳增长，技术和商业模式稳中突破以及突出问题的有序解决。今年中国风电依然保持平稳的发展态势，产业结构稳步调整，海上风电和分散式风电稳重推进，弃风问题也有所改善。
国发能研院、绿能智库在现场了解到，经过多年发展，风电在我国的能源结构中越来越重要；陆上风电即将进入平价时代，海上风电还需要地方政府的补贴；为了提高风电和地方产业经济的融合程度，应该更多在电力消纳地区开发低风速风电，也可以在风资源富集地区发展风电制氢。
前三季度风电同比增长9%
今年1-9月，全国新增风电并网容量1348万千瓦，其中海上风电106万千瓦，累计并网装机容量达到1.98亿千瓦。同期，全国风电发电量2897亿千瓦时，同比增长9%。
从2010年以来中国风电装机容量保持稳步增长，2018年年底已经累计达到2.1亿千瓦。中国循环经济协会可再生能源专业委员会名誉主任委员李俊峰表示，现在没有其他的能源和风电和太阳能竞争，虽然它的比重很小，但是它每年的新增规模在全球已经排在了首位。这两个加起来每年差不多超过了1亿千瓦，占全部新增装机的60%以上。在中国也是如此，风电和太阳能两个加起来，每年都会超过6000到7000万千瓦，在新增装机里面超过了60%。风电推动着中国能源转型，为未来的高质量发展注入了新的活力。
数据来源：2018年中国风电吊装容量统计简报
2108年下半年以来，中国海上风电发展逐渐提速。2018年新增装机436天，新增装机容量达到165.5万千瓦，同比增长42.7%；累计装机达到了444.5万千瓦。其中，江苏新增海上风电装机容量达到95.8万千瓦，占全国新增装机容量的57.9%。今年1-9月，海上风电新增并网容量为106万千瓦。李创军表示，产业发展总体平稳有序，预计可以实现到2020年累计并网容量达到500万千瓦的规划目标。
数据来源：2018年中国风电吊装容量统计简报
风电在我国的能源结构中越来越重要，尽管占比还较低，但是每年都在逐渐增长。风电电力生产量占全部电力生产量从2010年的1.1%增长到了2017年的4.5%。国发能研院、绿能智库认为，在可预见的将来，随着装机规模的上升和度电成本的下降，风电在我国未来的电力生产中的地位将继续上升。
此外，弃风问题也有所改善。这几年，电网企业加大了风电等新能源跨省区外送；电力替代、提升灵活性等多样措施也提高了风电的消纳能力。1-9月，全国弃风电量为128亿千瓦时，平均弃风率为4.2%，较去年同期有大幅改善，同比下降3.5个百分点，尤其是新疆、甘肃和蒙西，弃风率同比显著下降。
数据来源：国家统计局
陆上风电已到平价节点
2018年5月，国家能源局首次提出在全国范围内进行风电项目竞争性配置，释放出了风电补贴退坡的信号。今年5月份，国家发改委和能源局发布了2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目的通知，第一批风电、光伏发电平价上网项目的总装机规模20.76GW，其中光伏14.78GW、风电4.51GW。新政策规定，对于2018年年底已并网和已核准项目总量超过了“十三五”规划的省份，以后只可核准平价上网风电项目，从2021年起，新核准的陆上风电项目将全面实现平价上网。国发能研院、绿能智库认为，我国陆上风电已经到了进入平价时代的关节时间点；为了更好地过渡地向平价过渡，一方面要在技术创新和成本控制上有所突破，另一方面还应该设计合理的风电市场定价机制。
装备研发和制造技术的不断提升使得风电单位造价持续下降，这为风电平价提供了可能性。水电水利规划设计总院发布的《中国可再生能源发展报告2018》指出，风电竞争性配置工作的开展对于推动风电降本增效、减少补贴需求、早日实现平价上网具有重要意义。预计到2020年，全国大部分地区将具备平价上网的条件。2018年，陆上风电项目平均造价水平较2017年进一步降低，平均单位千瓦造价约为7100元，部分地区风电项目单位千瓦造价已低于6000元，发电成本显著降低。
一些风电企业也表示，目前中国陆上风电基本具备了平价调节。远景能源集团的高级副总裁田庆军表示，根据他们的研究，即便是用现有的风机在中国，绝大部分地区都可以实现理论上的平价。田庆军预测，在三北（东北、华北和西北地区）这类风资源非常好的地区，如果有了一定的规模效应，7到8米的平均风速，理论上可以把度电成本做到两毛以下。比如，内蒙目前的发电小时数是2000多一点，未来是可以3000多小时，甚至4000小时。而中东南部的低风速区域，平价也有很大的价值和意义。在河北，河南，山东等地区，一些看似不好的风资源，通过高塔筒技术和超低风速的技术，仍然可以达到接近3000小时左右的发电量。龙源电力集团股份有限公司总经理贾彦兵认为，平价上网政策将为行业发展带来深远的影响。一方面，风电由原来的补充能源变成了替代能源，竞争力增大了，也增强了其可持续发展能力。另一方面，项目的收益水平会下降，这样会导致整个行业的格局发生很大变化。从最早的七八毛钱的电价，到现在能够逐渐平价，甚至低价，得益于技术的发展。未来，风电想要进一步增加竞争力，还有很多技术难题需要攻克。
除了技术问题外，平价时代还要解决风电的市场定价问题。秦海岩指出，现在马上电力市场化改革，没有火电的标杆电价，平价项目的风电定价是否应该跟着火电浮点成为了一个问题。他建议，至少电改的前段时间还是按照火电的标准电价，平价按照火电的标杆电价不但操作起来方便，还能减少不确定性对风电投融资的损害。
海上风电尚需补贴支持
今年国家能源局发布的政策规定，对于海上风电，允许能在2021年年底前并网的项目继续享有原本的补贴，否则需通过参与竞价来获取补贴。今年5月公布的《关于完善风电上网电价政策的通知》指出，2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。国发能研院、绿能智库认为，我国海上风电在产业体系和技术方面的竞争力在逐渐增强，但目前还是需要地方政府的补贴支持才能实现更好发展。
我国海上风电不但装机容量在加速上升，还形成了完整的海上风电产业体系。我国目前近海风电项目的投资造价大约为1.4到1.9万元/千瓦之间，相比2010年下降了20%以上。未来5年，我国海上风电的度电成本有望下降40%以上。
秦海岩认为，中国海上风电此时正值关键成长期，需要继续保持一定的补贴，逐步退坡，才能最终实现海上风电长远发展。他指出，有关部门准备将采取以收定支的方式，确立今后需要补贴的可再生能源建设规模。同时，拟从2022 年开始，停止新建海上风电项目的中央补贴，鼓励地方政府自行补贴，支持本地海上风电项目的建设。
发展海上风电不但能够拉动地方经济的增长，对地方的产业和能源结构的转型都有积极的作用。秦海岩建议地方政府从2022年开始接力补贴新并网的海上风电项目，2022年的补贴强度为0.2元/千瓦时，此后每年降低0.05元，到2025年补贴强度为0.05元/千瓦时，2026年退坡至零。对于东部沿海省市，补贴占财政收入的比例预计不会超过0.3%。考虑到海上风电对地方经济社会的拉动作用，补贴不会给地方政府带来过多的财政负担。
然而，海上风电应该吸取陆上风电和光伏的教训，减少无序抢装和弃风问题。一方面，企业应该把更多的资源和精力投入技术创新和降低度电成本方面，避免过度的依赖补贴，这样才能提高企业长期的生存能力和竞争力；另一方面，政府也应该在海上风电市场的监管方面有所作为，通过提前规划来引导企业，减少无序竞争。
风电就地消纳利用是出路
国发院能研院、绿能智库认为，要想实现风电长远的发展，还应该注重风电和地方产业经济的融合发展。比如，更多地在靠近电力消纳端的地区开发低风速风机，从而降低对电网的依赖；同时，也可以发展风电制氢，进一步解决风电的消纳问题。
与高风速区域相比，低风速区域可开发面积广，可利用的低风速资源面积约占全国风能资源区的68%，并接近电网负荷中心。而且，低风速发电对电网的依赖程度更低，既可并网，也可离网就地使用。目前，中国的陆上风电开发热点正逐渐向低风速地区转移。
风电还可以用来就地生产氢气。作为目前最有潜力的能源之一，氢能是目前很多地方政府都在积极规划的产业。用风电来制氢，不但可以更好地解决风电的消纳问题，还使得风电进一步和地方的氢能产业融合起来。
例如，近日国内首个风电制氢工业应用项目—沽源风电制氢综合利用示范项目进入最后阶段的调试。该项目总投资20.3亿元，该项目由河北建投新能源有限公司投资，引进德国风电制氢先进技术及设备，在沽源县建设200兆瓦容量风电场、10兆瓦电解水制氢系统以及氢气综合利用系统三部分。一部分氢气用于工业生产；另一部分将在氢能源动力汽车产业具备发展条件时，用于建设配套加氢站网络。预计项目建成后，可形成年制氢1752万标准立方米的生产能力。（来源：能源发展网）
