“双碳”背景下的风电产业：机遇与挑战并存

1986年山东荣成马兰风电厂建成之初

1986年，马兰风电场在山东荣成并网发电。这是中国第一座商业示范性风电场，项目从丹麦引进了3台维斯塔斯公司55千瓦型风电机组，为当地提供年均26万千瓦时的绿色电力，打开了我国发展风电产业的大门。25年后，中国风电新增装机规模在2021年达到4757万千瓦，累计装机3.28亿千瓦，超过1200个马兰风电场的发电量，已多年位居世界首位。风电市场规模在加速扩大，距离未来的拐点还很遥远。从最初的商业化试点，到国家大力发展以实现“双碳”目标，风电建设在可以预期的未来很长一段时间都处于高速增长过程中。

发展历程：风电产业从襁褓到成熟

风力发电是指把风的动能转为电能，风电根据安装区域不同可以分为陆上风电和海上风电。我国陆上风电起步早、基础好，但由于消纳（发出来的电接入电网输送出去并使用）、环保、土地等因素预计未来增长趋缓。海上风电不占用土地资源，基本不受地形地貌影响，风速更高，风电机组单机容量更大，年利用小时数更高。

早期我国风电产业的机组都是从丹麦引进的，国内没有自己的技术，因此在1986年马兰风电场建成后的很长一段时间内，风电行业发展都步履维艰。

到“九五”和“十五”期间，政府组织实施了“乘风计划”、国家科技攻关计划以及国债项目和风电特许权项目，支持建立了首批6家风电整机制造企业，进行风电技术的引进和消化吸收，其中部分企业掌握了600千瓦和750千瓦单机容量定桨距风电机组的总装技术和关键部件设计制造技术，初步掌握了定桨距机组总体设计技术，实现了规模化生产，迈出了产业化发展的第一步。

2005年，我国政府实施了《中华人民共和国可再生能源法》，风电正式进入大规模开发应用的阶段。之后又于2007年8月颁布了《可再生能源中长期发展规划》，该规划提出到2010年全国风电总装机容量达到500万千瓦，并建成1至2个10万千瓦级海上风电试点项目；到2020年全国风电总装机容量达到3000万千瓦，并建成100万千瓦海上风电。

规划之下，便是长期高比例补贴。2009年，发改委颁布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，这份通知将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价，并相继在2014年、2016年和2018年对电价进行调整。

在政策扶持之下，中国的风电装机量大幅增加，从2005年开始，每年新增装机容量占全球装机容量的比例由4.42%上升到2010年最高的48.8%，中国成为全球风电装机容量最多的国家。在增速方面，中国从2005年开始几乎保持了5年100%以上的增长。

全国装机量大幅甚至是过度增长的同时，大量风场出现并网消纳（风力发出来的电接入电网输送出去并使用）的问题。出现并网消纳问题的主要原因是，我国风能资源较好的主要是三北（西北、华北、东北）地区，但这些地区的经济发展比较落后，当地用电量不足，加上风电自身的不稳定性，国家电网接纳意愿不高，风电并网出现瓶颈。从2009年开始，“弃风”（由于并网消纳问题导致的风机暂停）现象开始逐渐严重，并网率开始徘徊在不到75%的水平。

尽管相关技术和产业发展看起来似乎还没有那么完备，但风电产业终究还是崛起了。2020年，以全产业链为视角来观察，中国在全球风电产业链中的占比已经接近50%，成为全球最大的风电产业基地。同时，经过多年的设备升级与技术更新，在装机量快速攀升的过程中，弃风率没有再攀升，而是已经下降到了较为稳定区间，维持在10%上下。2021年8月27日，西门子歌美飒宣布退出中国陆上风电市场。西方巨头的败退，正式宣告了中国风电自主化的胜利。

随着陆上风电的逐步开发，可开发的资源比之前少，且大部分风能丰富的陆地地区距离用电地区较远，风电产业转向海上成为必然选择，海上发电探索出越来越多的可能性。有人说，“如果分布式是光伏的未来，那么海上风电就是风电的未来。”

海上风电的起步在2008年，当年，国家发改委通过《可再生能源发展“十一五”规划》，除了把2010年风电总装机容量调整为1000万千瓦之外，还开始做起了近海风能的示范工程——上海东海大桥海上风电场工程。这是中国第一个海上风力发电场，项目预计总投资为21.22亿元，总装机容量为10万千瓦。

然而，海上风电的项目建设难度是非常大的。因为海上风电的技术要求比陆上高很多，需要特殊装备、专业人员潜到海底勘探调查，要建塔基，还需要海上工程船，而且要考虑海水或海冰对塔架的破坏。相比陆上风电，海上风电的成本更高。根据国信证券分析师的统计，海上风电的度电成本在0.3元～0.55元，几乎是陆上风电度电成本的两倍。

因此，在示范项目之后，海上风电停滞了很长一段时间，一直到2014年才迎来重磅政策。2014年，我国首次明确了近海海上风电项目0.85元/千瓦时的上网电价，这个价格远高于当时全国燃煤机组平均上网电价的0.42元/千瓦时。

2016年年底，国家能源局又出台了《风电发展“十三五”规划》的通知，要求到2020年，全国海上风电开工建设规模达到10吉瓦，争取累计并网容量达到5吉瓦以上。其中，广东、江苏、浙江、福建等省的海上风电建设规模均要达到百万千瓦（1吉瓦）以上。在这样的政策支持下，全国11个沿海省份均开展了海上风电规划研究工作，各开发商也纷纷规划布局海上风电项目。

在较为优厚的、稳定的固定上网电价政策指导下，中国的海上风电开始快速发展。据国家能源局公布的数据显示，2021年，我国海上风电全年新增装机1690万千瓦，同比增长高达452%，是此前累计的建成总规模的1.8倍，目前我国海上风电累计装机规模达到2639万千瓦，占全球总量的54%，跃居世界第一。据彭博新能源金融预测，“十四五”期间，中国海上风电累计装机规模将达46.8吉瓦，新增装机达37.8吉瓦。

海上风电前景广阔，大有可为。2022年两会期间，全国政协委员、华能集团董事长舒印彪提出，“建议加强宏观统筹和整体规划，制定国家海上风电发展专项规划，积极推进近远海风电有序开发。”

在政策指引的促进下，我国海上风电行业已进入高速发展期，风机技术与施工技术都取得了突破性进展，与国际先进水平的差距快速缩小。国内海上风电机单机功率已从4兆瓦快速发展至10兆瓦级别。同时，海上风电正在逐步从近海向深远海发展，离岸距离和水深也在向外突破。随着漂浮式等技术的成熟，远海风电也将成为我国海上风电巨大的可开发空间。

风电产业从襁褓走向成长，补贴也慢慢退出。

2021年是中国陆上风电进入平价发展的第一年。根据国家相关政策，2018年年底之前核准的陆上风电项目，2020年年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年年底前核准的陆上风电项目，2021年年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。补贴退坡后的2021年，风电整机厂商卷入“价格战”已达半年之久，中标价格甚至已经低于成本价，对于风机厂商来说，每千瓦2000元通常是盈亏平衡点。

中国风能协会秘书长秦海岩

2021年也是中国海上风电中央补贴的最后一年，按规定完成核准并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围，新增核准的海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围。2022年开始全国海上风电正式进入全面平价/地方补贴的时代，平价发展阶段正式拉开帷幕。

相关人士表示，海上风电的成本高于陆上风电，所以目前还是需要政府补贴。在海上风电“抢装”的最后阶段，北至山东，南至广东，在中国东部广袤的海域上，吊装船和工人们跟着海浪起起伏伏，正在进行海上风电场建设。

但无论如何，对于整个行业来说，陆上风电0.15元～0.3元的度电成本，0.45元左右的电价意味着厂商还有价格战的空间；但对于海上风电的高成本（虽然部分海域可以达到0.3元的低价）来说，补贴退坡在短期可能会带来更大影响。

随着我国对于海上风电的中央财政补贴的逐步退出，考虑到我国海上风电的广阔发展空间，以及对沿海省份的经济带动、可再生能源消纳责任等方面的积极因素，海上风电产业链仍然具有非常大的成长动力，部分省份的地方性补贴方案已经出台。

2021年6月，广东省印发《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》，将对省管海域内2018年年底前已完成核准、在2022年至2024年全容量并网的项目给予投资补贴，2022年、2023年、2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500元、1000元、500元。

江苏发改委在2021年7月8日印发了《关于做好2021年风电和光伏发电建设工作的通知》，提出：江苏省将进一步优化结构，发展海上发电和光伏发电，严格控制新上陆上风电项目。沿海地区要全力推动近海海上风电规模化发展，稳妥开展深远海海上风电示范建设。力争全省2025年风电和光伏发电总装机容量到63吉瓦以上。

在第六届全球海上风电大会上，中国风能协会秘书长秦海岩表示，目前，海上风电还不具备平价上网的条件，仍需政府提供适当的支持，从而保持一定的开发规模，形成市场拉动，确保技术进步持续下去。预计未来3年内，中国海上风电有望实现平价上网。

“风电下乡”：“双碳”机遇下风电产业发展“新蓝图”

补贴之外，风电产业发展迎来更大的发展机遇。国务院总理李克强在2022年3月5日政府工作报告中提出，持续改善生态环境，推动绿色低碳发展，有序推进碳达峰碳中和工作，落实碳达峰行动方案，推动能源革命，确保能源供应，立足资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，推进能源低碳转型。推进大型风光电基地及其配套调节性电源规划建设，提升电网对可再生能源发电的消纳能力。

全球风能理事会发布的《全球风能报告2021》指出，为实现全球净零排放目标，风电装机速度在未来十年中要提高两倍。作为最具脱碳潜力的清洁能源技术，风电的发展速度仍不足以支持本世纪中期实现碳中和的目标。

2021年起，为大力推动风电产业成为实现“双碳”目标的生力军，“风电下乡”作为风电产业发展的新方向被提出来。

2021年9月10日，在第四届风能开发企业领导人座谈会上，国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏就表示，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；在西南地区结合水电的开发，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，特别在广大农村实施“千乡万村驭风计划”等。

2021年10月，北京国际风能大会召开。开幕式上，118个城市与600多家风电企业共同发起“风电伙伴行动·零碳城市富美乡村”计划方案，此次行动初步设立了“风电下乡”发展目标，强调风电建设与地方经济发展相互协调。方案提出，力争2021年年底前启动首批10个县市总规划容量500万千瓦示范项目。“十四五”期间，在全国100个县，优选5000个村，安装1万台风机，总装机规模达到5000万千瓦，为5000个村集体带来稳定持久收益，惠及农村人口300万人以上。力争2025年陆上风电度电成本最低降至0.1元，海上风电力争在2024年全面实现平价。方案一经发布，“风电下乡”话题随即成为行业热词。

2022年两会期间，“风电下乡”再次作为热门话题被提及。全国政协委员、新疆金凤科技股份有限公司董事长武刚提出：“建议实施风电下乡‘整县推进’，以县级为单位，统一规划、统一分配、统一开发，落实到村，及时完善标准、简化手续，尽快推动示范先行，打造一批乡村振兴示范县、示范镇、示范村。”

民进中央副主席、中国工程院院士黄震也提出：“建议国家能源局联合农业农村部、乡村振兴局等部门联合发文，组织申报一批示范试点项目。结合当地农村电网现状和本地区碳中和目标，确定年度县级‘驭风行动’项目开发目标，加快推动示范项目开发。力争2022年推出首批试点风电项目规划规模在500万千瓦。”

在业内人士看来，风电下乡潜力巨大，是未来风电发展的一个趋势，尤其在中东南部地貌复杂、建设成本偏高、居民对新生事物接受度比较高的情况下，政策信号会促使“无人问津”的分散式风电开发迎来转机。相关从业人员认为，分散式风电发展需要一个过程，风电下乡初始进展虽然缓慢，但一旦途径通顺、模式建立起来，后续发展会呈现加速态势。

一位风电设备制造企业高管表示，从技术上看，风电整县推进呈现两种趋势。“一种是主流风机越做越大，主流风机厂家可使用地形地貌、建设条件、道路运输较为良好的地方来做大风机；另外一种是风机体型向‘小巧玲珑’方向发展，比如300千瓦、400千瓦、500千瓦的小型风机的应用在沿海水域较多、道路较狭窄、大型机械不好施工的地方会具备优势。因此，因地制宜推进风电下乡才会起到较好的效果。”

针对外界担心风电下乡模式是否会演变成风电过剩的问题，业内人士认为，短时间有可能会出现，但长远看绝对不会风电过剩。“现在全国不少地方拉闸限电或者有序用电，在碳达峰、碳中和愿景下，随着火电慢慢退出，绿电将会摆在更重要而突出的位置。”

“大考”将至：退役的风电设备何去何从？

一方面，风电装机技术日趋成熟，陆上风电与海上风电发展屡创新高，风电产业大步向前；另一方面，风电下乡打开风电产业发展新路径，有望与海上风电一起成为我国实现“双碳”目标的生力军。在技术与机遇并存之下，老旧风机设备的退役潮也随之到来。

据统计，从2006年开始，我国风电累计装机基本逐年翻倍。据彭博新能源财经数据统计，2020年中国累计退役风机约0.7吉瓦，2025年将达到约4吉瓦；随后退役风机叶片将呈现指数式增长，预计2030年将达到惊人的约30吉瓦，五年间增长超过70倍。

退役期来临，如何处理庞大的老化机组成了风电行业眼下的新问题。

2021年12月，国家能源局在《风电场改造升级和退役管理办法》（征求意见稿）中主要对风电场改造升级提出指导，着重规范了风机组件的循环利用和处置，旨在构建风电产业循环利用新业态。

2022年2月10日，工信部、国家发改委等八部门联合印发《关于加快推动工业资源综合利用的实施方案》，明确提出推动废旧光伏组件、风电叶片等新兴固废综合利用技术研发及产业化应用；完善废旧动力电池回收利用体系，强化新能源汽车动力电池全生命周期溯源管理，推进废旧动力电池在备电、充换电等领域安全梯次应用。这是废旧光伏组件、风电叶片、动力电池等新能源产业固废回收再利用首次被纳入国家顶层设计文件，不仅填补了政策和标准体系的空白，更侧面反映了发展回收产业的紧迫。

风电机组的使用寿命一般为20年～25年，有回收价值的部分包括基座、塔筒、发电机部件以及风机叶片，其中85%～90%的报废材料已经有成体系的回收体系，混凝土、钢铁、电气部件中的金属等材料均可进入相应的回收产业链中。唯独风机叶片出于轻量化、抗腐蚀性、耐疲劳性能的考虑，广泛采用重量轻强度高的复合材料制造，其中最有回收价值的纤维材料与环氧树脂牢固粘合，难以拆分降解。

由于技术上的瓶颈难以实现无害化处理与资源循环利用，导致大部分退役风机叶片只能在简单分解后通过焚烧与填埋的方式处理。这带来不少环境问题：填埋会浪费大量的土地资源，同时造成所在地的水土污染；而焚烧不仅产生大量有害气体与温室气体排放，增加了风机组全生命周期碳排放量，且玻璃纤维的融化过程中容易发生爆炸，有一定的安全隐患。

此前，国家电投吉林区域公司镇赉风电场就发布过废旧叶片处置项目的招标公告，寻求将2011年至2018年退役的80支叶片进行处置，以避免对风电场外对环境及后续污染造成直接影响，被环保部门处罚。可以说，若不妥善处理退役风机叶片，会给风电的全生命周期绿色化、无害化形象蒙上阴影。

中国的风机设备等新型废弃物回收起步较晚，随着近年来退役量激增和“双碳”目标提出之后，回收问题逐渐引起相关部门的重视。

目前，中国风电回收市场尚处于起步阶段，在风机批量化退役的时间节点来临之前，市场需要对于回收问题建立认知，探索可以规模化的解决方案。因此，从行业层面的规范，到企业层面的技术革新，再到风电场业主对回收需求的对接，都是不可或缺的环节。