图1 2003-2013累计-吊装容量(单位：GW，1GW=100万千瓦)
风电设备制造业的成长
图2 2003-2013 内资风电机组制造商新增和累计吊装容量市场份额(%)
图3 2003-2013 内资风电机组制造商新增和累计吊装容量
(单位：MW，1MW=1000千瓦)
外资风电机组制造商的累计市场份额虽然从2003年的89%降低到2013年的12%，但是由于中国风电市场总量很大，外资制造商累计吊装容量从2003年的51万千瓦(0.51GW)还是增长到2013年的1130万千瓦(11.3GW)。外资风电机组制造商2003当年新增市场份额虽然高达70%，但是容量只有7万千瓦(0.07GW)，而2013当年新增市场份额仅6%，容量却有100万千瓦(1GW)。外资风电机组制造商在采用中国制造的部件时提出非常严格的要求，提升了技术和质量水平。现在许多国际著名品牌的外资风电机组制造商，在中国采购质量达到国际标准，价格比较低廉的部件，增强市场竞争力，外资与内资制造商获得双赢的结果。
从事风电机组制造的企业在2009年时多达80几个，每个企业设计能力都在年产50万千瓦(0.5 GW)以上，总量达到4000万千瓦(40GW)，而国内市场每年需求不超过2000万千瓦(20GW)，发生了产能过剩的问题，2010年以后由于开发商不能及时获得电价补贴和弃风限电等原因，减少对风电场的投资(图4)，导致制造商的恶性低价竞争，2011年机组投标平均价只有3600元/kW(图5)，利润微薄甚至亏损，经营困难。
图4 2003-2013 新增-吊装容量(单位：GW，1GW=100万千瓦)
图5 2004-2013风电机组设备投标价格(不含塔架)(元/千瓦)
在激烈的竞争中，主要风电机组制造商积极解决运行中暴露出的质量问题，严格控制生产成本，同时努力提高自主研发能力及时推出适应市场对不同运行环境需求的产品，包括低温、湿热、台风和高海拔等环境运行的机组，特别是满足低风速区域要求的产品。此外还自主研制了可以用于海上风电场的5MW和6MW大功率机组，许多样机安装后正在试运行。
风电机组的用户积累了多年的运行经验，认识到采购最低价的设备不能保证质量，频繁的故障停机损失发电量，减少收入。开发商开始重视以风电机组运行寿命期发电成本最低选择机组，设备价格逐渐回升，但是尚未达到使制造商获得合理效益的程度。
风电机组制造商的业务正在向多元化发展，除了设备制造外还延伸到风电场投资和运行维护市场，提升企业的整体效益。从2007年起风电机组制造商开拓国际市场，促进了企业管理水平和产品质量的提高，释放产能，增加盈利，形成国际化的企业。2010年以后出口迅速增长，2013当年发运的机组容量约70万千瓦(0.7GW)，累计约140万千瓦(1.4GW)(图6)，出口到美国、澳大利亚和埃塞俄比亚等19个国家。
图6 2007-2013中国风电机组出口-已发运设备容量
(单位：MW，1MW=1000千瓦)
风电场开发
中国的风电场开发商以国有发电或能源集团为主，燃煤发电是最重要的业务，为了改善电源结构，都积极开发风电等清洁可再生能源发电项目，参加风电特许权项目和风电基地建设的投资，特别是2009年实行按风能资源分区域的风电上网标杆电价(固定电价)以后，风电场项目的效益更加明确，装机容量迅猛增长。
然而电网建设的规划和建设滞后于风电场的建设，吊装容量和并网容量的统计数据显示，在2009年底有800万千瓦(8GW)完成吊装的机组未能与电网联接，以后每年等待并网的容量仍在1300万千瓦(13GW)至1400万千瓦(14GW)(图7)，需要加快电网规划、核准及建设进度。
图7 2003-2013 累计-吊装容量和并网装机容量 (单位：GW，1GW=100万千瓦)
风电场与电网联接以后，从2010年起又发生了弃风限电的情况，弃风电量即受供电负荷水平和电网调峰的影响，由于调度运行管理等因素造成损失的风电场上网电量。弃风率是弃风电量与应上网电量之比，2011、2012和2013年全国的弃风率平均值分别是14.5%、17.1%和10.7%(图8)。风电场开发商售电收入缩减，影响对新风电项目的投资。
图8 2003-2013 上网电量和弃风电量 (单位：TWh，1 TWh=10亿千瓦时)
中国风能资源丰富的地区在北部和西部，地广人稀，工业也很少，电力负荷小，而这些地区集中开发风电场，装机容量大。另一方面燃煤电厂在冬季取暖期以热定电，为保证供热不能减少发电功率，这个季节风力强劲，所发风电不能全部在当地消纳，造成弃风。
解决的方案主要有两个，一是增加当地的电力负荷，已经建立了一些风电供热的示范项目，将原来需要弃风而损失的风电利用起来，为带有储热装置的电力供暖系统供电;另一个是建设跨区输电的通道，将风电输送到中国东部电力负荷中心，2014年1月从新疆的风电基地哈密南到河南郑州的±800千伏(kV)特高压直流输电线路投入运行，输送能力800万千瓦(8GW)，输电距离2200千米(km)。跨区输电通道项目的规划、核准和建设也将提速。
为了减少弃风限电，分散式开发风电受到鼓励，即在电力负荷较大的地方建设风电场，接入电压等级不大于110千伏(kV)的电网，不改变现有输电容量，在当地消纳风电电量。与中国北部和西部集中开发风电的地区相比，虽然这些地方的风能资源较差，但是风电标杆电价是最高的，而且制造商能够提供低风速风电机组产品，没有弃风限电情况，使风电场项目可以盈利，吸引开发商投资。
中国海上风电2013年底累计装机容量达到42.9万千瓦(429MW)，进展缓慢，因为全国的海洋功能区划重新调整，原来各省的海上风电发展规划中的海域用途发生改变，已经在2010年完成招标的4个海上风电特许权项目，合计容量100万千瓦(1GW)，推迟到2013年才核准，其他海上风电项目陆续启动，关于海上风电的上网电价正在研究。2010年中国第一个海上风电场在上海举办世博会期间投运，装机规模10万千瓦(100MW)，世界上第一个潮间带风电场于2012年在江苏如东建成，装机容量18.2万千瓦(182MW)。这两个项目为海上风电开发积累了初步经验，还有许多技术和经济性的问题有待解决，需要建设一批示范海上风电场进行探索。
发展前景
中国风能资源丰富，在解决了风电设备制造能力和成本问题以后，风电具备大规模发展的条件，改善电源结构，增加清洁能源发电量，减少污染物和温室气体排放，应对气候变化是发展风电的主要动力。
中国的电源以燃煤火电为主，虽然发电量的比例从2003年的83%减少到2013年的78%(表1)，但是总量很大，达到4.2 万亿千瓦时(4190TWh)。因此中国政府承诺到2020年非化石能源要占一次能源消费的15%，国务院在2013年公布的能源发展“十二五(2011-2015)”规划中规定2015年非化石能源消费比重提高到11.4%，非化石能源发电装机比重达到30%，这些目标是约束性指标，也是制定其他各种能源规划的主要依据。
表1 2003-2008-2013 电源结构-发电量 (单位：TWh, 1 TWh=10亿千瓦时)
过去十年中国风电已经成长为规模大的产业，2013年累计并网装机容量达到7700万千瓦(77GW)(图9)，上网电量约1350亿千瓦时(135TWh)(图10)，风电电量从2012年起超过核电电量，成为中国第三大电源。风电并网装机容量和上网电量，分别占电力总装机容量和发电量的7.3%和2.5%(图11)。
图9 2003-2013 累计-并网风电装机容量(单位：GW，1GW=100万千瓦)
图10 2003-2013 风电上网电量(单位：TWh，1TWh=10亿千瓦时)
图11 2003-2013 累计-风电并网装机容量和上网电量占电力总容量和电量比例(%)
国家能源局制定的风电发展“十二五(2011-2015)”规划指标，到2015年投入运行的装机容量达到100GW，年发电量达到190TWh，风电发电量占全部发电量中的比重超过3%，其中海上风电装机容量达到500万千瓦(5GW)。到2020年，风电总装机容量超过2 亿千瓦(200GW)，其中海上风电装机容量达到3000 万千瓦(30GW)，风电年发电量达到3900 亿千瓦时(390TWh)，风电发电量在全国发电量中的比重超过5% 。
2013年初财政部预先垫付可再生能源补贴，缩短了开发商获得补贴款的时间，也缓解了开发商拖欠制造商货款的状况，加上弃风率的减少，开发商增加对风电项目投资，市场开始复苏。从现在的发展态势预计2015年的发展目标，陆上风电会超额完成，而海上风电则难以达到。
2011年10月国家发改委能源研究所发布了《中国风电发展路线图2050》，提出风电已经开始并将继续成为实现低碳能源战略的主力能源技术之一。设定的中国风电发展远期目标是到2030和2050年，风电装机容量将分别达到4亿千瓦(400GW)和10亿千瓦(1000GW)，到2050年满足17%的电力需求。
要实现上述目标在资源、产业、电力系统支撑等方面不存在不可逾越的障碍，随着风电技术进步和开发规模扩大，以及煤电成本增加，未来风电的竞争力将近一步加强，预计在2020年前后中国陆地风电成本将与煤电持平。2050年当年风电贡献的二氧化碳减排量将达到15亿吨，实现上述目标，将取得巨大的环境和社会效益。
来源：CWEA《风能》
