作为全球第一风电大国的中国，未来十年的风电市场还将继续保持强劲增长态势，新增并网容量和吊装容量都将大幅增长。
6月28日，国际风能研究机构MAKE发布《2016中国风电市场展望报告》(下称《报告》)。该报告预计，2016年-2025年期间，中国新增并网容量将达到263GW，占全球新增并网容量的43%;吊装容量则将在未来十年保持年均新增25.5GW，在2025年达到累计吊装容量 393.7GW。
《报告》预计，2016年中国风电新增并网容量将同比减少23%。主要原因是大量部分吊装及在建项目已经包含在了水电水利规划设计总院(下称水规院)2015年的并网数据当中。
同样受到2014年-2015年抢装的影响，2016年新增吊装容量也将出现下降，同比下降8%。在2016年、2018年第二次电价下调全面实施以后，2019年-2021年的风电新增吊装容量，相比2016年-2018年还有一定的下降。
“但随着风电利好政策的发布以及电网投资的推进，新增并网容量将在2016年以后稳中有升，并于2018年超过当年新增吊装容量。”该《报告》称。
MAKE指出，中国风电市场在2016年进入“调整期”，短期内市场重心南移，但后期的发展重心或将重新回到三北地区。
该报告称，第一轮电价下调于2016年1月1日起全面实施，一、二、三类风区的平均风电项目收益率急剧下降，而未受新电价影响的部分四类风区拥有了更大的吸引力。且近期出台的风电建设方案也强调了加快低风速地区风电发展的重要性。
“因此，2016年和2017年的新增装机将会向四类风区转移，且四类风区的新增装机占比将会从往年的25%-35%增至近50%。”该报告表示。
但考虑到第二次电价下调涉及所有风区，而多数四类风区地区的风资源有限，平均项目收益率因此将跌至5%以下，从而失去投资吸引力。而三北地区的弃风限电现象在经过了三年的市场调整，以及电网建设投资后将有所缓解。因此，该报告指出，发展重心或将重新回到三北地区。
对于中国海上风电市场，该报告预计，2020年前仍然发展缓慢，理由是缺乏海上风电开发经验、相对陆上风电开发的高成本和风险。
目前海上风电项目的资本性支出(CAPEX)是陆上风电项目的两倍以上。该报告表示，中国风机制造商试图通过将高成本的零部件本土化来降低成本，但海上风机的质量和可靠性对于开发商降低开发风险至关重要，尤其是在海上风场运维成本远远高于陆上的情况下。考虑到质量差、可靠性低的风机给项目收益率带来的风险更大，开发商对海上风电机组的价格敏感度远低于陆上风电。
与此同时，风机吊装、基础施工和安装和海底电缆敷设也占据海上风电项目资本性支出的很大一部分。因此，有限的海上风电开发技术和开发经验已经成为了制约中国海上风电增长的最大障碍之一。
此前，国家能源局对于中国海上风电所定的装机目标是至2020年达到30GW。而该报告预计，2020年10GW的累积并网目标，对于国内行业来说仍为艰巨目标。
“弃风限电”一直是中国风电行业面临的最头痛问题。该报告表示，由于各类电源竞争激烈，这一问题恐将愈演愈烈。
2015年的电力消费增长率仅为0.5%，同比降低了3.3个百分点，但发电装机规模保持较快增长，电力装机容量严重过剩。
《报告》指出，火电项目的盈利能力远强于风电项目，考虑到电网公司将会支付所有的电价，火电在现金流方面更有优势。有限的电网容量和地方政府对火电的偏向性支持，导致可再生能源面对一个发电空间非常有限且停滞的电力消费市场。
在此种情况下，最低保障性收购小时数政策或将难以达成。5月，国家能源局、国家发改委联合发布了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，核定了部分存在弃风、弃光问题地区规划内的风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数。
该报告指出，三北地区受到严重弃风限电影响的省份，例如内蒙古、新疆、甘肃、吉林和黑龙江等，由于严重的电源过剩，在短期内或将无法完成最低保障性收购小时数的目标。且风电利用小时数超过最低保障数的风电项目，很可能被限电。
