2021年中国风电发展现状与展望

冯泽深，赵增海，郭雁珩，艾 琳，邱 辰

(水电水利规划设计总院，北京 100120)

0 引 言

加快发展可再生能源，实施化石能源清洁替代，是推进能源革命和构建清洁低碳、安全高效现代能源体系的重大举措。习近平总书记明确提出二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值、努力争取2060年前实现碳中和，到2030年非化石能源占一次能源消费的比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿kW以上等目标，为我国能源革命和绿色低碳转型设立了新的航标，为风电发展明确了新的任务。

“十四五”是加快推动碳达峰工作成势见效的关键期，国家积极推动经济绿色低碳转型和可持续发展。2021年作为“十四五”开局之年，国家在锚定“碳达峰、碳中和”目标任务基础上，加强顶层设计，完善支持产业发展的体制机制，优化产业发展环境，切实增强市场主体信心，努力推动风电实现大规模、高比例、高质量跃升发展。

1 资源概况

2021年，全国风能资源为正常略偏大年景。图1为31个省(自治区、直辖市)2021年100 m高度层风能资源平均值统计。由图1可知，100 m高度平均风速均值约为5.8 m/s，其中，平均风速大于6.0 m/s的地区主要分布在东北大部、内蒙古、华北北部、华东北部、宁夏中南部、陕西北部、甘肃西部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原、云贵高原和广西等地的山区、中东部地区沿海等地。100 m高度年平均风功率密度为234.9 W/m2，其中，平均风功率密度大值区主要在内蒙古中东部、黑龙江东部、吉林西部和东部的部分地区、河北北部、山西北部、新疆北部和东部的部分地区、青藏高原大部、云贵高原的山脊地区、福建东部沿海等地，这些地区年平均风功率密度一般超过300 W/m2[1]。

2 发展情况

2.1 发展历程

20世纪70年代起，我国开始研究并网风电场，主要通过引入国外风电机组建设示范风电场。1986年5月，我国首个示范性风电场——马兰风电场在山东省荣成市建成并网发电，揭开了我国风电商业化运行的序幕。1996年开始，原经贸委、计委分别推出“双加工程”“国债项目”“乘风计划”等专项工程，选择典型风电场进行重点改造，进口600 kW风电机组133台，以技贸结合的方式，提升自主开发的能力。2003年，我国开始开展风电特许权招标，开启了风电产业化发展的进程。

党的十六大以后，国家加大对风电产业的扶持力度，风电装备制造水平有了较大提高，政策环境和服务体系基本完备，具备了大规模发展的条件。2006年正式施行的《中华人民共和国可再生能源法》、以及相继公布的《可再生能源产业发展指导目录》和《可再生能源中长期发展规划》，有效地推进了风电产业化的发展进程。2007年，我国风电首次迈出国门，由华仪风能向智利出口了3台780 kW的风电机组。2010年，我国自主研发的3.6 MW海上风电机组在东海大桥海上风电场成功安装，首台具有自主知识产权的5 MW风电机组投产，填补了我国海上风电制造的多项空白[2]。

党的十八大将生态文明建设提升至新的高度，发展新能源成为推动能源供给侧结构性改革、加快构建清洁低碳、安全高效现代能源体系的重要战略举措。风电行业新技术、新模式、新业态不断涌现，装机规模不断增加，截至2021年底，我国风电累计装机容量达32 848万kW[3]，连续12年保持全球第一。

2.2 发展环境

长期以来，我国围绕支持风电行业发展制定了一系列政策措施，并不断适时调整，推动风电开发利用取得了明显成效。2021年，为支持新形势下风电行业健康发展，国家从规划引导、年度建设指导、提升消纳水平、电价补贴支持、加强信息监测、加大金融支持力度、促进电力市场化交易等方面，建立了消纳责任权重支撑发展需求、电网企业实现并网多元保障、竞争配置确定保障并网项目、按月调度推动实现年度开发目标、发放补贴确权贷款纾困企业资金紧张、完善规则推动新能源参与电力市场交易等体制机制，努力推动风电行业实现大规模、高比例、市场化、高质量跃升发展。

2.3 发展现状

2.3.1 核准建设情况

2021年，全国风电项目核准工作稳步推进。据不完全统计，当年全国新增核准风电项目容量4 018万kW，主要分布在内蒙古、云南和河南3省(自治区)。截至2021年底，全国风电在建项目容量约6 300 万kW，其中内蒙古、广东、吉林3省(自治区)居全国前三位。并网容量方面，2021年全年新增并网装机4 757万kW[3]，仅次于2020年历史最高新增并网装机规模。2011年～2021年风电历年并网装机容量变化趋势详见图2。新增装机分布中，中东部和南方地区占比约61%，同比增长21个百分点；“三北”地区占比约39%，同比下降21个百分点，建设布局持续优化。

2.3.2 运行情况

近年来，全国风电年发电量占全国电源总发电量的比重稳步提升，风能利用水平持续提高。2021年，全国风电发电量达6 556亿kW·h，同比增长40.5%，占全部电源年发电量总和的7.8%，同比提高1.7个百分点，继续保持位于煤电、水电之后的第三位。全国风电平均利用小时数2 246 h，同比增加149 h，增幅7.1%。年平均利用率96.9%，同比提升0.4个百分点，电力消纳形势持续向好。

3 面临形势

2021年，我国风电发展迈上新的台阶，陆上风电进入全面平价上网时代，海上风电实现跨越发展，装备制造产业持续快速发展，实现了“十四五”的良好开局。2022年及以后，风电作为可再生能源行业发展主力军，将面临新的形势和挑战。

一是国家重大战略目标为风电行业发展提供广阔前景。“双碳”目标提出后，国家相继发布《中共中央、国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》[4]和《2030年前碳达峰行动方案》[5]，着力构建碳达峰碳中和“1+N”政策体系，同时提出能源绿色低碳转型行动，要求大力发展新能源，加快建设新型电力系统。此外，中央经济工作会议也明确，新增可再生能源不纳入能源消费总量控制。随着碳达峰碳中和目标的深入推进和各项重要任务及指示落地实施，我国风电行业迎来了大有可为的战略机遇期。

二是风电规划与国土空间、土地生态功能保护、电网规划协同机制亟待建立。“碳达峰、碳中和”目标要求大力发展新能源的同时，也对森林蓄积量等基本生态建设目标提出更高要求，风电项目开发建设用地政策标准更加严格，需充分考虑生态红线、基本农田、林地草地布局。此外，2022年及以后，我国风电行业将继续保持高速发展态势，大规模、高比例新能源接入电网将大幅增加系统运行和消纳压力，需要在顶层设计层面统筹衔接风电、国土空间、土地生态功能保护、电网消纳等各项发展规划，实现“多规合一”，保障风电行业更好更快发展。

三是风电参与电力市场化交易面临挑战。当前风电等新能源通过绿电交易试点、现货交易等方式逐步参与电力市场化交易。随着电力体制改革的逐步深化，风电等新能源参与市场化交易已是大势所趋。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》[6]也明确提出，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易。风电出力具有波动性和间歇性，与传统电源相比，需要额外自建(购买)系统调峰资源或直接承担较高的系统成本，风电行业市场竞争力将面临严峻挑战。

四是风电设备制造能力和关键技术水平有待进一步提升。我国风电已形成较为完整的产业体系，但部分关键部件国产化率还不高，核心技术和零部件仍存在“卡脖子”现象。例如，载荷计算、发电量评估等核心技术软件仍未实现国产化；高承载主轴承、绝缘栅双极晶体管(IGBT)等主要依赖进口；漂浮式海上风电核心关键技术尚不成熟，与欧洲强国仍有较大差距等。在当前国际形势下，亟需进一步提升核心技术和关键零部件技术水平，补强短板，进一步增强我国风电产业的整体竞争力。

4 前景与展望

(1)我国风电装机规模将呈现稳步增长态势。随着大型风电基地陆续投产，预计2022年“三北”地区新增装机规模将超过中东、南部地区。其中，中东部地区预计新增装机将主要集中在河南、湖南、安徽、江苏等省，南方地区预计新增装机主要集中在广东、广西等省(自治区)。“十四五”期间，“三北”地区将优化推动风电基地化规模化开发，西南地区统筹推进水风光综合开发，中东南部地区将重点推动风电就地就近和分散式开发，陆上风电装机规模将总体实现稳步增长。海上风电方面，近海海域依然是“十四五”时期开发建设额的主战场，以规模化、集约化为导向，整合零散分布场址，布局用海功能和环境功能友好的百万千瓦级海上风电项目。随着近海海域其他产业用海需求较多，可供开发海上风电的海域面积相对有限，加快深远海海域开发，将是未来中长期海上风电开发的主要布局区域，通过开展深远海海上风电示范，逐步实现我国海上风电由近及远平稳过渡和大规模发展。

(2)电力消纳形势总体向好，局部地区消纳压力较大。2022年我国风电消纳形势总体向好，但“三北”地区因新增并网装机容量较大，局部地区电力消纳压力有所增加。一方面，预计2022年全国用电需求仍将持续增长，全社会用电量将达到8.7万亿～8.8万亿kW·h，虽增幅同比有所下滑，但仍为新能源消纳创造了有利条件；二是陕北—湖北特高压等重点输电工程陆续投运，以及存量输电通道输送能力的进一步提升，将扩大新能源跨省跨区消纳能力；三是电力市场化交易规模将进一步扩大，有助于促进“三北”等电力富余地区的新能源进一步消。但另一方面，由于2022年“三北”地区将投产大规模风光电大基地项目，在部分配套送出工程建设进度相对滞后的情况下，局部地区电力消纳压力较大。

(3)老旧风电场升级改造研究推进。目前我国陆上风电机组多以3～5 MW机型为主，但早期建设的老旧风场多采用1 MW及以下风电机组，风电场资源条件好，但转换效率偏低，且部分风电场已达到运行年限。目前，宁夏提出老旧风电场“以大代小”更新试点[7]，探索叶片等特殊废弃材料循环利用方式；内蒙古在有条件的地区开展一批风电以大代小工程，鼓励对单机容量小于1.5 MW或运行15年以上的风电场，以新型高效大机组替代老旧小型机组，对风电场进行系统升级优化改造[8]。2022年，将结合部分地区试点情况，积极研究推动资源优质地区老旧风电场升级改造管理办法，全面提升风电开展利用效率。

(4)风电前沿核心技术创新不断加强。一是超大型海上风电机组研制、高海拔大功率风电机组关键技术研究不断加强，重点突破风电高承载主轴承、绝缘栅双极晶体管(IGBT)、超长叶片等核心技术和生产制造。二是风电工程技术创新应用、海上新型漂浮式基础风电机组示范等工作有序推进，海上风电柔性直流输电等配套技术研发能力不断提升。通过风电技术创新进步，促进行业降本增效，为风电行业高质量发展提供保障。

(5)风电绿色环境价值将进一步凸显。绿色电力证书是新能源发电量的环境属性证明和消费绿色电力的唯一凭证，风电开发企业可以通过出售绿证获得环境价值收益。随着我国碳达峰碳中和目标的深入推进、以及欧盟碳边境调节税的提出，社会绿色电力消费需求逐步提升，将进一步激发绿证市场活力，推动建立健全新能源环境权益交易体系，风电等新能源绿色环境价值将进一步凸显。