来源：《能源情报研究》2019年第8、9期

作者：秦海岩（中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长、北京能源发展研究基地学术委员）

新中国成立70年来，中国的风电产业从小到大，从大到强，经过快速的发展壮大进入稳步发展阶段，时间虽短，但发展成果足以惊艳世界。

01 整体发展持续向好

装机规模整体呈平稳上升趋势。我国风电起步于新中国成立后的20世纪50年代后期，八九十年代为项目示范以及产业化探索阶段。进入21世纪以来，国家高度重视可再生能源开发，先后推出多项政策为可再生能源发展扫清道路，为培育风电产业发展提供了有力支撑。例如，2003年，国家发展改革委开始实施风电特许权招标，通过招投标确定风电项目的开发商和上网电价。2005年，全国人大审议通过《可再生能源法》，以立法形式明确了国家对可再生能源并网发电的鼓励和支持。总体来看，2003～2006年，我国风电实现了向产业化、规模化发展的快速过渡。2006年至今，我国风电装机容量年平均增长率接近50%。2009年，我国风电年新增装机首次突破1000万千瓦大关，并在此后保持在2000万千瓦左右。累计装机容量从2008年突破1000万千瓦，到2014年更是一举超过1亿千瓦，再到2018年超过2亿千瓦（新增装机容量为2114万千瓦，同比增长7.5%；累计装机容量达到2.1亿千瓦，同比增长11.2%）。从全球风电市场来看，2010年我国累计装机容量达到世界第一；新增装机容量则从2009年开始，除2012年受到风电下行影响外，一直排名世界第一。市场规模保持平稳为新兴产业的持续健康发展提供了有力保障。
    利用和消纳情况向好。由近年来风电并网容量及年上网电量在总发电量中的占比统计表可以看出，2009年，风电累计并网容量突破1500万千瓦，相比2005年底的106万千瓦，增长15倍。2012年，风电累计并网容量突破5000万千瓦。2015年，风电累计并网容量突破1亿千瓦大关，成为首个达到1亿千瓦的国家，至此我国并网风电装机容量实现持续3年领跑全球，风电行业提前10个月完成“十二五”并网装机规划目标。近十年来，风电年上网电量稳步增长，占总上网电量的比重也稳步提高。2012年，风电年发电量达到1008亿千瓦时，首次超过核电，成为我国继火电和水电之后的第三大主力电源。2018年，我国风电累计并网容量达到1.84亿千瓦，逼近“十三五”规划提出的2.1亿千瓦最低目标。全年发电3660亿千瓦时，占全部发电量的5.2%，离“十三五”规划确定的2020年底风电年发电量达到4200亿千瓦时、约占全国总发电量6%的目标愈来愈近。
    就弃风情况来看，2012年以来，我国弃风率总体呈逐年下降趋势，到2018年，弃风限电状况得到明显好转，弃风电量为277亿千瓦时，同比减少142亿千瓦时，平均弃风率7%，同比下降5个百分点；全国风电平均利用小时数为2095小时，同比增加147小时，为2011年以来的最高值。

02 产业结构日趋合理

近年来，风电开发重心加快转向中东南部，开发模式进一步丰富。通过持续的技术创新，不断突破可利用风速的下限，低风速风电开发有效拓宽了风电的消纳空间；破解了海洋复杂环境的难题，海上风电为风电产业发展积蓄了新的力量；打破了地域限制，利于消纳的分散式风电大大提高了风能资源利用效率。
    2011年5月，我国首座大型内陆低风速风电场——龙源安徽来安20万千瓦风电场投产发电。之后，随着在低风速风电技术上不断取得突破，尤其是塔筒高度、测风精度的提升，抗冰冻机型的研发等，我国广大低风速地区蕴藏的风能潜力逐步释放出来。“十二五”至“十三五”期间，我国风电开发向中东南部地区转移的趋势明显，产业布局进一步优化。2017年，“三北”地区的新增装机首次低于中东南部，六大区域的风电新增装机容量占比分别为华北25%、中南23%、华东23%、西北17%、西南9%、东北3%。“三北”地区新增装机容量占比为45%，中东南部地区新增装机容量占比达到55%。2018年，我国六大区域的风电新增装机容量占比分别为中南28.3%、华北25.8%、华东23%、西北14.2%、西南5.5%、东北3.2%。“三北”地区新增装机容量占比为43.2%，同比降低1.8个百分点；中东南部地区新增装机容量占比合计为56.8%。
    2011年以来，国家相关部门陆续出台多项文件，对分散式风电项目的电网接入、运行管理等方面做出具体规定。尤其是国家能源局于2018年4月16日印发的《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》，正是围绕简化项目管理流程、降低项目投资门槛、完善对项目融资等方面的支持性政策。在国家利好政策以及技术进步的推动下，分散式风电在我国的发展明显提速。据统计，2018年，我国分散式项目新增装机138兆瓦，增长趋势明显。目前，国内已经有河南、辽宁、内蒙古、湖南、贵州、江苏等地开始布局或已有分散式风电项目并网。一批成功开发的代表性项目显现出良好的经济社会效益，增强了企业加大相关业务投资的信心，并打破经济发达、人口集中城镇地区无法开发风电的传统观念，中国风电产业迎来又一次变革。
    除了地域的广度不断拓宽，在海拔高度上，我国风电也不断刷新纪录，不仅在云南、贵州等南方复杂地形地区建设高海拔山地风电场，2013年5月，还在世界屋脊的青藏高原开工建设了龙源那曲高海拔试验风电场。2018年6月，中车株洲所研发的当时单机容量及风轮直径最大、海拔最高的3兆瓦级国产陆上风电机组在青海成功吊装。
    近年来，我国加快海上风电开发的步伐，从潮间带到近海，再到未来的深远海，从试点示范走向规模化开发建设，从一省的孤军奋战到多省的全面参与。自2009年9月我国首座海上风电场并网发电以来，2012年底我国海上风电场累计装机接近40万千瓦，2014年，我国海上风电新增并网容量约20万千瓦，全部位于江苏省。截至目前，11个沿海省市中已有9个出台海上风电发展规划，福建、广东、浙江等多数沿海省份都在陆续开建海上风电项目。在国家政策的大力支持下，随着技术进步和产业链完善，我国海上风电装机规模连续5年快速增长，2016年跃居全球第三。目前，我国海上风电进入规模化发展阶段。2018年，新增装机容量达到165万千瓦，同比增长42.7%，累计装机达到444万千瓦。整体而言，我国海上风电起步虽晚，但在高性能机组研发上，一批优秀的整机制造企业已经推出适应我国复杂海洋气候环境的多兆瓦级大容量机组，例如，在福建福清兴化湾风电场一期吊装的金风科技、中国海装、太原重工、明阳智能等多家整机厂商的机组，单机容量均超过5兆瓦。在施工建设方面，一批优秀的单位通过参与早期的试点、试验项目建设成长起来，在海上风电工程开发建设上积累了宝贵的经验。大力发展中的海上风电，为加快沿海地区能源结构调整、充分利用海洋资源、带动区域经济结构转型升级创造了新一轮契机。
    由以上可以看出，我国风电发展已经从早期的陆上为主、模式单一阶段走向海陆并进、模式多元的成熟阶段。

03 创新能力大幅提升

经过十多年的快速发展，随着创新能力和实力的增强，我国整机制造能力大幅提升，达到了较高的具有国际竞争力的风电机组技术研发水平。通过引进技术-消化、吸收-再创新，我国风电企业已经形成多兆瓦级大型风电机组的研发设计能力。我国从20世纪70年代开始研制大型并网风电机组。“十五”期间，在国家“863”计划“兆瓦级变速恒频风电机组”重大项目的支持下，我国研制出具有完全自主知识产权的1兆瓦及以上变速恒频风电机组（直驱和双馈），实现了兆瓦级变速恒频风电机组从无到有的突破。2006年以来，随着我国风电呈现规模化发展趋势，风电机组单机容量不断增大，陆上风电主流机型从最初的兆瓦级以下提高至2～3兆瓦。具有自主知识产权的机型系列化、谱系化，适应各种风况、可实现多种用途，满足了多样化市场需要。单机容量方面，2兆瓦及以上的风电机组装机市场份额不断上升。2010年，在新增风电装机市场中，2兆瓦及以上机组在全国新增装机容量的占比不足20%；2015年，我国新增风电装机中，2兆瓦风电机组市场份额首次超过1.5兆瓦机组，占全部新增装机容量的50%，2兆瓦及以上机组占比为近65%；2016年，2兆瓦及以上机组占全国新增装机容量的80%；2017年，这一比例达到90%。2018年，在我国全部风电新增装机中，2兆瓦以下机型占4.2%，2兆瓦机型占50.6%，2.1至2.9兆瓦机型占31.9%，3至3.9兆瓦机型占7.1%，即2兆瓦及以上风电机组市场份额进一步增加，超过95%。目前，国内已经推出4兆瓦陆上风电机组。海上风电机组制造水平也在不断提升，单机容量4兆瓦以上的风电机组占已并网容量的一半以上，6兆瓦级及以上风电机组已进入商业运行阶段，10兆瓦级风电机组正在研制过程中。

为了提高环境适应性，我国风电企业还自主研制出适应高海拔、高寒、台风、风沙等特殊环境和风况条件的风电机组，有力地支撑了内陆和山地风电场的开发。通过技术创新，特别是风电机组风轮直径持续增大，风电机组轮毂高度不断增加（从原来的80米增加到120米，乃至140米轮毂高度），可利用的风能资源已经下探到5米/秒左右，极大地提高了风能开发潜力。

此外，风电企业还纷纷引入大数据、云计算等信息技术，使风电机组可以自我感知、自我学习，并实现智能决策，设备的智能化特征显著，为风电机组进行最佳运行与寻优算法开发、全场风电机组潜在故障问题预警提供了很好的支持。

04 核心部件实现国产

在国家政策的支持下，依靠全行业的大力创新，我国风电设备国产化程度迅速提升。2004年，我国风电设备国产化率仅为10%，而到2010年，这一指标达到90%。具体到关键零部件，2012年前，叶片、齿轮箱的非国产产品市场份额超过30%；2012年以后，这个比例迅速降低，只有约10%～15%。叶片部分关键技术实现突破，如型式认证、预埋技术；叶片所用的树脂、结构胶、芯材等原材料实现本地化生产，玻纤完全国产化。轴承的非国产产品市场份额在2012年以前达到90%，现在下降至50%。
    早期，发电机、偏航/变桨轴承、变流器、变桨系统多来自于国内的外资企业，2012年以后实现了大规模国产化。如发电机、变流器，由小部分国产转为全部国产（2012年之前非国产占80%，现在降至5%以下）；变桨系统、偏航/变桨轴承从国产试点转为大部分国产（2012年之前非国产占100%，现在降到5%以下）。

05 企业实力大大增强

多年来，通过积极进取、开拓创新，我国风电企业的整体实力及国际市场竞争力不断提高。一大批中国企业积极开拓国际市场，取得不错的效果，风电也成为我国少数具有代表性的能够参与国际竞争的战略性高端绿色装备制造产业之一。在整机出口方面，我国风电机组出口的国家数量从2007年的1个，增加到2012年的19个。截至2012年，我国风电机组共出口407台，总容量达700.12兆瓦。2015年，我国共有5家企业向国外出口风电机组148台，已发运容量274.5兆瓦，同比下降25.6%。截至2015年底，我国风电机组制造商已出口的风电机组共计1085台，累计容量达2035.75兆瓦，风电机组共出口到28个国家和地区，其中向美国出口的风电机组容量最多，累计达394.75兆瓦，占出口总容量的19.4%；其次是巴拿马、埃塞俄比亚，出口占比分别为13.3%和10%。到2018年年底，我国风电机组累计出口到美国、英国、法国、澳大利亚等34个国家和地区，遍布全球的6大洲，出口台数共计1838台，累计容量达到3581兆瓦。中国风电整机企业对拉动全球风电市场作出了突出贡献。据全球风能理事会（GWEC）统计，2018年在全球新增装机排名前十五的整机制造企业中，有8家来自中国。此外，不少开发企业纷纷选择走出国门，对外投资逐年提升。一条覆盖技术研发、开发建设、设备供应、检测认证、配套服务的国际业务链基本成型。

06 开发成本持续走低

大量技术创新以及利好政策推动着我国风电发电成本稳步下降。2005～2018年，我国陆上风电场的初始投资建设成本下降49%，设备价格降低48%，运维成本下降5%～10%，风电发电效率提高20%～30%，发电量提升2%～5%。海上风电项目的造价也快速下降，降幅超过30%。相关资料显示，我国陆上风电项目平均单位千瓦造价由2005年的1万元左右降至2018年的约7100元，部分地区风电项目单位千瓦造价已低于6000元。虽然海上风电造价约为陆上的2～3倍，随着技术进步以及规模化市场的形成，海上风电的开发成本也将逐步降低，风电开发的经济性明显提升。
   在资源和开发条件较好的地区，如果不存在弃风限电、各类违规收费等非技术成本，风电已经可以不需要补贴。按照规划，我国陆上风电将在2021年全面实现平价上网，届时随着市场竞争力的进一步提升，风电将加速成为主体能源。

07 社会经济效益显著

 为社会提供清洁电力、减少大气污染物排放的同时，发展风电还为带动地区经济发展、增加就业岗位、解决无电地区用电问题等作出重要贡献。
    据权威机构测算，每发1千瓦时的风电，能够带来约2.25元的总产值，约1.01元的GDP增加值。2005～2018年，我国风电累计直接创造GDP约1.7万亿元左右。到2018年，风电产业带动的直接和间接就业人数达到167.5万。2005～2018年，我国风电累计发电16732亿千瓦时，可替代标准煤5.1亿吨，减少二氧化碳排放量约17.1亿吨，相当于再造9.4亿立方米的森林。

08 结语

 纵观过往，我国风电已经走出一条辉煌之路，为我国构建低碳高效能源体系发挥了积极作用。展望未来，我们还应为风电实现可持续的更高质量发展而不懈努力：
    一是持续提升创新能力。技术创新，永无止境。当前，我国关键技术虽然取得重大突破，但仍然需要不断加大研发力度，以进一步提升机组设计可靠性和资源利用效率，在保障施工质量的同时，借助最新的传感和大数据技术等强化对机组的运行监测并提高管理效率。通过技术进步，推动成本的降低；通过不断地迭代和优化，打破风电产业的技术瓶颈。除了技术上的创新，也要重视理念的创新，应着力促进不同领域的跨界融合，不同学科的交叉应用，比如推动装备制造的智能化转型，用互联网思维打造新时代的风电工程，以及强化与全球的交流合作等。
     二是加强宣传、增强公众认知。气候问题、环境污染等是全球性问题，事关每个人的切身利益。每个人都有责任为改善生存环境积极行动起来，使用绿色能源则是公众参与其中的重要途径之一。风电企业在开发建设过程中，应做好水土保持和环境保护工作，树立行业良好形象。同时，通过加大宣传力度，培植更加深厚的舆论基础，让绿色能源点亮万家灯火，也照亮每个人的心灵。