我国风电产业迈上新台阶。国家能源局日前发布数据显示，我国风电并网装机容量突破3亿千瓦，较2016年底实现翻番，是2020年底欧盟风电总装机的1.4倍、美国的2.6倍，已连续12年稳居全球第一。我国风电还有多大潜力可挖?行业发展还存在哪些瓶颈?
实现“双碳”目标的主力军
世界第一，已经成为我国风电的亮眼标签。2010年底，我国风力发电累计装机容量达到4182.7万千瓦，跃居世界第一。此后，风电装机一路领跑，于2015年首次突破1亿千瓦;2019年则突破2亿千瓦;而此次突破3亿千瓦，仅用时2年。
3亿千瓦背后，我国风电产业技术创新能力也快速提升，已具备大兆瓦级风电整机、关键核心大部件自主研发制造能力，建立了具有国际竞争力的风电产业体系，低风速风电技术位居世界前列，国内风电装机90%以上采用国产风机，10兆瓦海上风机开始试验运行。全产业链集成制造有力推动了风电成本持续下降，近10年来陆上风电项目单位千瓦平均造价下降30%左右，产业竞争力持续提升，风电机组产量已占据全球三分之二以上市场份额，我国作为全球最大风机制造国地位持续巩固加强。
风电产业崛起带动了一批龙头企业快速成长。龙源电力自2015年起稳居全球最大风电开发商之位，金风科技一度成为全球年度新增装机量最大的风机商。2020年全球前十大风机商中，中国公司占据七席。
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩认为，风电是实现“双碳”目标的主力军，如果未来没有颠覆性的新技术突破，电力系统“脱碳”将主要依靠风电和光伏发电。同时，由于风电成本已经与传统化石能源发电持平甚至更加经济，具有进一步降本潜力，风电的大规模应用会降低全社会用能成本，实现更经济的能源转型。
坚持陆上与海上并举
随着装机增速放缓，原本具有先发优势的风电产业正面临被光伏产业反超的局面。
大力开发海上风电成为行业破局的必然选择。我国发展海上风电拥有天然优势，海岸线长达1.8万公里，可利用海域面积300多万平方公里，海上风能资源丰富。根据中国气象局风能资源详查初步成果，我国5米至50米水深线以内海域、海平面以上70米高度范围内，风电可装机容量约5亿千瓦，且靠近东南部电力负荷中心，拥有极大发展空间。经过多年稳步发展，无论在可开发资源量上，还是在技术、政策层面，我国海上风电已具备大规模开发条件。
近日，多地陆续发布千万千瓦级海上风电基地建设消息。广东省能源局近期启动粤西、粤东千万千瓦级海上风电基地前期工作;福建省漳州市提出5000万千瓦的海上风电大基地开发方案;山东省也将打造千万千瓦级海上风电基地和千亿级山东半岛海洋风电装备制造产业基地。
分散式风电是另一个重要增量市场。“我国风能资源丰富，分布广泛。随着低风速风电技术取得突破，我国大部分地区低风速资源已具备开发条件，可供开发的资源潜力至少在14亿千瓦，目前仅利用了其中的8%左右，开发潜力仍然巨大。”秦海岩说。
国家能源局新能源和可再生能源司副司长任育之透露，“十四五”将坚持集中式与分散式并举、本地消纳与外送消纳并举、陆上与海上并举，积极推进“三北”地区陆上大型风电基地建设和规模化外送，加快推动近海规模化发展、深远海示范化发展，大力推动中东部和南方地区生态友好型分散式风电发展。
成本有望继续下探
“双碳”目标下，风电将迎来发展机遇期。虽然风电在过去10多年取得的成就令人瞩目，但未来将面临平价上网、送出消纳、电网友好等严峻挑战。
在异常气候面前，风电供给的不稳定性充分暴露。风电是欧洲各国为实现减排目标、发展可再生能源发电的重要选项之一，但是今年夏季以来欧洲的风量减弱，使欧洲的风电遭受打击。受“风灾”影响，今夏欧盟的风电总量比去年减少7%，其中，西班牙9月份风电量同比减少20%，引发西班牙天然气价格和电价暴涨。
构建以新能源为主体的新型电力系统，无疑对电力系统灵活性提出了更高要求。国家能源局党组书记、局长章建华表示，要加强抽水蓄能、天然气发电等调峰电站建设，推进煤电灵活性改造，优化电网调度运行方式。加强电网建设，优化全国电网格局，完善区域主网架，开展配电网智能化升级改造，鼓励用户投资建设以消纳新能源为主的智能微电网。加强源网荷储协同发展，推动风光互补、水火互济等多能互补，推进新能源电站与电网协调同步，充分发挥储能系统双向调节作用。
针对消纳难题，国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏表示，下一步将在“三北”地区着力提升外送和就地消纳能力，优化风电基地化、规范化开发;在西南地区统筹推进水、风、光综合基地开发;在中东南地区重点推进风电就地就近开发。
近10年来，陆上风电和光伏发电项目单位千瓦平均造价分别下降30%和75%左右。与光伏相比，风电在成本端的优势越来越弱，未来能否保持竞争力?
专家预测，风电效率还可以大幅提升，成本还可以显著降低。“三北”地区风电场的建设成本还可以降低30%左右。同时，基于智能操作系统，风机寿命也能延长至30年以上。2023年，风电在中国“三北”高风速地区的度电成本将实现0.1元/千瓦时，发电侧储能的度电成本也将达到0.1元/千瓦时。
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