光环下的中国风电产业

     （二）风电经济性提升，产业进一步成熟
      风电不仅有清洁的特性，装备的生产环节对能源平衡和资源消耗要求也少，一般通过3-6个月的风电运行，即可全部回收。此外，风电对土地、水资源的要求很少，对环境的影响也很有限。更为重要的是，目前风电的成本已经较为清晰。我国已经颁布的风电区域上网电价在0.51-0.61元/kWh，比常规电力价格高出50%左右。2010年，由国家审计署对央企经营的风电审计结果表示：虽然各央企电力公司之间盈利水平有差异，但是央企的风电企业或资产普遍盈利，其中盈利水平大体上在每千瓦时0.05-0.15元。随着风电设备单位投资水平下降、风场选址水平提高以及风电机组效率的提高，风电成本将进一步降低。
      2009年，全球风电从卖方市场到买方市场的过度，使得风电装备制造在成本和质量上的竞争日益激烈，2010这一趋势在中国也得到了持续，风电装备价格进一步下降，从2010年初的4000元/kW，下降到年底的3500元/kW左右，降幅高达12.5%。即使在未来几年，因为资源开发难度的增加和经济气候的回暖，风电机组的价格会有所回升，但风电的经济性的提升已成为事实，这一局面将进一步地提升开发商的积极性，大力推动风电的发展。
      此外，由于普遍看好中国风电市场发展前景，大量投资商纷纷涌入风电设备制造业，并开始出现过热局面。风电制造业的激列竞争最终迎来兼并整合时代，风电市场也会进一步向大型开发商集中，加之技术的进步和规模的明显扩大，整个行业正在步入成熟、稳定的工业化发展轨道。
     （三）并网问题有所缓解，电网建设和风电消纳仍需提速
     随着电网企业对风电认识的不断提高，过去几年里，电网公司对于吸纳可再生能源发电已经做了大量的工作。截至2010年底，全国运营装机达到31GW，是2005年的32倍，年均增速接近100%。截至2010年底，国家电网公司风电并网容量占全网最大用电负荷的4.2%，其中，前三位蒙东、吉林、冀北分别为82%、28.6%、9.8%。风电发电量为50TWh，占全社会用电量的1.4%。同时，电网不再把风电视为垃圾电，加快了风电电网建设步伐、提高电网吸纳风电能力。自2010年9月甘肃酒泉至兰州750kV特高压输电线路的建成后，酒泉千万千瓦风电基地外送通道基本打通。为了协调蒙西地区风电，加大了内蒙古向京津塘电网的电力外送，从原来的200万千伏安提高到350千伏安，夜间全部输送风电。考虑到东北三省风电发展较快，东北电网建设若干条500kV的输电线路，以缓解风电上网难的问题。此外，电网还鼓励风电就地消化，目前蒙西和吉林当地的风电已占其社会用电量的15%以上，其中吉林已经占到17.5%。但由于风电发展较快，电网建设滞后风电发展，弃风问题在蒙东、蒙西、吉林、黑龙江和甘肃依然是大问题，上述地区一般风电场弃风在10-20%之间，平均达到15%。
      毫无疑问，并网与消纳的困难仍然是中国风电发展的最大障碍，为促进远期风电在全国社会经济中发挥较大作用，必须既要从技术层面克服关键技术，制定并网技术标准，加入电网建设和区域连接，更需要从政策和制度层面进行公平合理安排，疏通利益传导渠道，引导企业投入。我国近来风电产业一直呈现“规划追赶现实发展”的现象，为了最大程度地保障风电资源得到开发，各界都需要认清这样一个形势，合理的电网规划、电网建设，包括国家对电网补贴的预先计划都必不可少。可喜的是，目前电网上下都在2015年和2020年分别接纳90GW和200GW的风电目标上达成了共识，如果电网的建设和消纳规划能按这一目标来安排，中国风电将突破瓶颈，出现大幅度的增长。
      （四）海上风电开发力度会加大
       我国陆上风电经过近十年的快速发展，目前向上增长的空间已相当有限。海上风电是未来风电的发展趋势。十二五期间，国家将加大海上风电的开发力度，计划2011年启动第二轮江苏1GW海上特许权招标，并推动河北、山东、浙江、福建等省份海上风电的发展，这将不仅带动海上风资源的开发，更是会打造一批大型风电机组制造产业的发展，从而打破发达国家对于大型风电机组的垄断格局，促进海上风电成本的降低，给中国的风电行业带来新的增长活力。