隨著生態環境的惡化和化石能源的日益枯竭，全球能源結構正在發生重大變革，世界各國都在大力推進能源的轉型。全球能源轉型的基本趨勢是實現化石能源體系向低碳能源體系的轉變，最終進入以可再生能源為主的可持續能源時代。面對國際能源格局和國內能源結構形勢，我國提出了能源革命發展戰略，大力推進能源轉型。

    在能源革命新形勢下，清潔能源的發展對于推進能源革命極其重要。大力發展清潔能源，大幅增加生產供應，是優化能源結構、實現綠色發展的必由之路。到2030年，我國非化石能源占能源消費比重要達到20%，新增能源需求主要依靠清潔能源滿足。風電作為最主要的清潔能源之一，需要結合大數據、互聯網、云計算等信息技術，創新發展模式，大力促進我國能源革命，為構建現代能源體系發揮重要作用。

    一、風電市場現狀

    （一）棄風率維持低位，平價時代到來，短期將現搶裝

    我們一直認為，棄風情況的好壞是決定風電行業發展的關鍵因素。棄風率可以作為一個重要指標，用來對風電行業進行判斷。目前，在國家加大治理棄風情況的背景下，棄風情況不斷改善，棄風率屢創新低。

    在棄風率維持低位的情況下，國家有了底氣去推動風電的平價上網。同時也開始了排查存量核準項目，投運or廢止核準，對于投資商來說，這是一個比較容易的選擇，我們認為，這將帶來一次規模較大的風電搶裝。

    1、棄風率逐步下降，風電行業健康發展

    國家發展改革委、國家能源局下發的《關于印發清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）的通知》中再次明確了到2020年，全國棄風率要控制在5%左右。并明確了新疆、甘肅、黑龍江、內蒙古、吉林、河北六省（2018-2020年）風電消納目標。通知明確，到2019年，全國平均風電利用率高于90%（力爭達到92%左右），棄風率低于10%（力爭控制住8%左右），2020年，確保全國平均風電利用率達國際先進水平（力爭達到95%左右），棄風率控制在合理水平（力爭控制在5%左右）。

六省風電消納目標

數據來源：公開資料整理

    隨著解決棄風工作的持續積極推進，國內棄風問題有了明顯的改善。國家能源局公布的18年風電運行數據中，全國平均風電利用小時數2095小時，同比增加147小時。全國棄風電量277億千瓦時，同比減少142億千瓦時，平均棄風率7.04%，達到歷史低值。全國棄風電量和棄風率“雙降”，棄風情況繼續好轉。2019年上半年，棄風率進一步下降到4.7%，同比下降4個百分點，全國棄風電量105億千瓦時，同比減少77億千瓦時。全國棄風電量和棄風率持續雙降，全年有望提前完成5%的棄風率目標。

2019年上半年風電并網運行情況（萬千瓦；億千瓦時）

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    我們認為，棄風率是風電行業一個最重要的指標，它不僅影響了已投運風場的經營業績，同時還影響著風電投資商的投資積極性，是決定未來風電新增裝機量的一個先行指標。所以，棄風率達到歷史低值標志著風電行業處于健康發展的狀態，預示著未來新增裝機量的反彈。

棄風率與裝機增速負相關

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    2018年，新增并網風電裝機2059萬千瓦，同比增長37%，出現明顯的好轉。2017年新增并網風電裝機1503萬千瓦，是近四年的最低值，其中最主要的原因是國家對高棄風率地區新增裝機的限制。我們認為，隨著棄風率的下降，投資運營環境的改善，正常情況下新增裝機會穩定增長，預計2019年新增風電裝機增速30%，達到25GW以上。加之2020年底的平價截止時間，大概率之前的存量項目會進行搶裝保證獲得核準電價，今后2年，年均新增風電裝機將超過30GW。

國內新增并網風電裝機

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    2、陸上風電2021年開始平價，2018年前核準項目將加速建設

    2019年5月，國家發改委下發《關于完善風電上網電價政策的通知》，對風電價格政策進行相關調整。為落實國務院辦公廳《能源發展戰略行動計劃（2014～2020）》關于風電2020年實現與煤電平價上網的目標要求，科學合理引導新能源投資，實現資源高效利用，促進公平競爭和優勝劣汰，推動風電產業健康可持續發展，此次《通知》可以認為是風電平價之前的最后一個重要文件，2019年7月1日起執行。《通知》仍然維持2019年以后新增項目將以競價方式獲得開發權，將標桿電價改為指導價，以指導價為最高競價限價，引導各地合理開展競價。《通知》規定2019年I～Ⅳ類資源區符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核準陸上風電指導價分別調整為每千瓦時0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含稅、下同）；2020年指導價分別調整為每千瓦時0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指導價低于當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫銷、除塵電價，下同）的地區，以燃煤機組標桿上網電價作為指導價。

風電標桿上網電價

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    并且《通知》明確了，2018年底之前核準的陸上風電項目，2020年底前仍未完成并網的，國家不再補貼；2019年1月1日至2020年底前核準的陸上風電項目，2021年底前仍未完成并網的，國家不再補貼。自2021年1月1日開始，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。

    目前2018年底前核準未并網風電項目規模接近100GW，若要完成2020年底前并網，這些項目將在近兩年投運，形成搶裝。一些大型風電投資商也積極調增今明兩年風電投資計劃。例如，華能國際計劃風電資本支出從2018年的70億元，提升至2019年的240億元，提升接近4倍。龍源電力2019年計劃投產1.2-1.5GW裝機，開工2GW，2020年公司將進一步加大開工力度將剩余已核準項目完成投資建設。華潤電力2019、2020年風電投產目標為1.7、2.3GW，相比2018年投產1.2GW，目標接近翻倍。我們認為，2018年底之前的存量核準項目將會為了獲得補貼電價加快投產速度，陸上風電的搶裝，將會帶動上游零部件產業的需求激增，導致上游量價齊升，利潤明顯增厚。

2018年底前核準未并網有效項目統計（萬千瓦）

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    3、海上風電建設進入快車道，成為國內風電新增長點

    1)海上風電相比陸上風電更具優勢

    “十三五”期間是海上風電大力發展的關鍵時期，國家出臺多項政策鼓勵發展海上風電。相比陸上風電，海上風電有其巨大的優勢。海上的風資源更好。風機動力來源是風，由于海上沒有地面起伏，海上的風相比陸上要大，平均風速高，而且風切變也比較小，再加上海上的風向改變頻率也較陸上低，因而海上的風能可利用率更高。我國海岸線長達1.8萬公里，可利用海域面積300多萬平方公里，海上風能資源豐富。

    海上風機利用小時更高。風機的發電功率與風速的三次方成正比，海上的風速比陸上高20%左右，我國大部分近海90米高度海域平均風速6.5~8.5m/s，具備較好的風能資源條件。因而同等發電容量下海上風機的年發電量比陸上高70%。如果陸上風機的年發電利用小時數是2000小時，海上風機就能達到3000多小時。

    海上可以裝更大的風機。風機的單機發電容量越大，同一塊地方的掃風面積和利用風的能量越多，發電機就越大，葉片也就越長。陸上的運輸問題限制了陸上風電機組的單機容量，而在海上就不存在這個問題，目前海上風機已經有6MW和8MW機型的批量運用案例，更大機組的研發也在持續推進中，這將會有力降低海上風電的建設成本。

    海上風電距離用電負荷近。沿海地區往往是電力負荷中心，例如中國沿海的山東、江蘇、上海、浙江、福建和廣東都是經濟和電力消耗大省，并且電網結構堅強。目前海上風機一般都在沿海50公里范圍內，離用電負荷中心很近，加上海上常年都有風，風力資源豐富，所以很適合供給用電負荷中心。

    海上風電不占用土地資源，不受地形地貌影響。陸上風電受耕地、林地等方面的限制較大，有發展空間的限制，而海上建設風場就不存在這些問題，并且我國是海洋大國，海岸線長達1.8萬多公里，有足夠空間發展風電。根據中國氣象局近期對我國風能資源的詳查和評價結果，我國近海100米高度層5～25米水深區風能資源技術開發量約為2億千瓦，5～50米水深區約為5億千瓦。

中國陸地和近海風能資源潛在開發量

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    2)小幅降低海上風電上網電價，海上風電建設進入提速階段

    對我國而言，我國當前風資源較為豐富的三北地區由于自身消納能力有限，外送通道容量有限等原因，導致棄風限電，無法大規模開發，并且在后續特高壓輸送通道項目投運之前，整體新增裝機規模將受到一定限制。中東部和南方地區風電發展則面臨風資源相對較差、環保、大型機組運輸和施工難等問題。海上風電則完全沒有三北地區和中東南部地區發展風電的這些障礙，因而極具潛力。

    近期公布的《關于完善風電上網電價政策的通知》調整了未來幾年海上風電電價，調整幅度較為緩和，和陸上風電相同，標桿電價改為指導價，以指導價為最高限價，采取競價方式分配項目開發權。

    2019年符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核準近海風電指導價調整為每千瓦時0.8元，2020年調整為每千瓦時0.75元。此外，對新核準潮間帶項目，適用陸上風電電價政策。我們認為，調價幅度較為合理，不會影響海上風電開發商的積極性，以目前的開發成本，指導價水平仍然會使海上風電開發具有較大的吸引力，未來海上風電發展仍將保持較高增速。

    《通知》同時明確了，對2018年底前已核準的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成并網的，執行核準時的上網電價；2022年及以后全部機組完成并網的，執行并網年份的指導價。我們認為，并網要求將使得有條件在近兩年完成并網的項目全部開工建設，搶裝將帶動上游企業利潤明顯增長，同時規模化后，也將使得海上風電的成本進一步下降，為后續發展奠定良好的基礎。

    我們認為，從《風電發展“十三五”規劃》提出的目標保守估計，今后5年年均新增海上風電將達到250萬千瓦。依據各省提出的規劃，極有可能超出《規劃》所列的“到2020年并網容量達到500萬千瓦以上”這個目標。依據新開工容量和核準容量判斷，我們預計2019年新增海上風電裝機將接近300萬千瓦，未來2年合計并網將超過600萬千瓦，海上風電建設進入提速階段。

新增海上風機裝機量預測

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    （二）消納保障，全面推廣競價，推動平價項目將形成風電長效發展機制

    2019年，國家陸續出臺了一系列風電政策。除了例行的關于風電的電價調整政策，建設管理方案外。我們認為，更重要的政策是配額制政策的最終落地，未來新能源發電消納將得到有力的保障。及國家大力推動新能源平價項目的發展進程，先后出臺《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》、《關于推進風電、光伏發電無補貼平價上網項目建設的工作方案》（征求意見稿），并且發布了第一批平價上網項目，這將對未來風電發電平價上網起到非常好的推進示范作用。

    1、配額政策十年磨劍，終成文，明年起正式實施

    2019年5月，發改委、能源局發布《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》。此次發布的《消納保障機制的通知》是在國家能源局發布的第三版《可再生能源電力配額及考核辦法（征求意見稿）》的基礎上形成的正式文件，可以認為是國家首次公布的具有制度約束的新能源配額制正式文件。相比第三版《考核辦法（征求意見稿）》，正式文件原則上基本保持不變，名稱上有了一些變化（配額制變為消納保障機制，配額指標變為消納責任權重）。

    通知表示，各省級能源主管部門按照本通知下達的2018年消納責任權重對本省級行政區域自我核查，以模擬運行方式按照本通知下達的2019年消納責任權重對承擔消納責任的市場主體進行試考核。各省（自治區、直轄市）有關部門和國家電網、南方電網及有關機構，在2019年底前完成有關政策實施準備工作，自2020年1月1日起全面進行監測評價和正式考核。相比之前預計的2019年實施正式考核，目前明確了從2020年開始正式考核，符合政策發布的時間，及為后續細則陸續公布留足了充分的準備時間。《消納保障機制的通知》仍舊保留了最低指標和激勵性指標，設立最低指標和激勵性指標的目的是從保障落實和鼓勵先進兩個方面考慮。按照最低指標上浮10%作為激勵性指標，鼓勵具備條件的省份自行確定更高的可再生能源比重指標。對高于激勵性指標的地區，予以鼓勵。

    此外，在對于實際完成消納量超過本區域激勵性消納責任權重對應消納量的省級行政區域，超出激勵性消納責任權重部分的消納量折算的能源消費量不納入該區域能耗“雙控”考核。對納入能耗考核的企業，超額完成所在省級行政區域消納實施方案對其確定完成的消納量折算的能源消費量不計入其能耗考核。這對于有降耗要求的地區和高耗能企業，將會促使它們采用可再生能源發電電力來完成考核，有利于新能源的消納。

非水電可再生能源電力配額指標

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    《通知》明確了有效期5年，正式實施后將會形成一個完善的制度。國家電網、南方電網所屬省級電網企業和省屬地方電網企業于每年1月底前向省級能源主管部門、經濟運行管理部門和所在地區的國務院能源主管部門派出監管機構報送上年度本經營區及各承擔消納責任的市場主體可再生能源電力消納量完成情況的監測統計信息。各省級能源主管部門于每年2月底前向國務院能源主管部門報送上年度本省級行政區域消納量完成情況報告、承擔消納責任的市場主體消納量完成考核情況。國務院能源主管部門結合各方面反饋意見，綜合論證后于每年3月底前向各省級行政區域下達當年可再生能源電力消納責任權重。依照指標計算，考慮2018-2020年的全社會用電量年平均增速為5%，計算得2019全年非水可再生能源發電量需要達到6679億度，2020年全年非水可再生能源發電量將達到7618億度。

非水可再生能源發電量計算

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    最低消納責任權重與第三次征求意見稿相比，幾乎沒有調整，只在新疆、甘肅、山東有略微調整，其中新疆下降超過1%。本次發布的《消納保障機制的通知》繼續明確了，承擔配額義務的市場主體第一類為各類直接向電力用戶供電的電網企業、獨立售電公司、擁有配電網運營權的售電公司（簡稱配售電公司）；第二類為通過電力批發市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業。第一類承擔與其年售電量相對應的配額，第二類承擔與其用電量相對應的配額。各配額義務主體的售電量和用電量中，公益性電量（含專用計量的供暖電量）免于配額考核。我們認為，《消納保障機制的通知》明確了責任主體，在執行上也具有可操作性，這將督促充分保證《考核辦法》中各指標的完成，促進風電、光伏等可再生能源的充分利用，利好新能源的運營企業，從而進一步促進新能源的投資增長。

    2、第一批平價項目落地，平價進程將加快

    2019年1月，國家發改委、能源局發布《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》，要求各地區開展平價上網項目和低價上網試點項目的建設。平價上網項目（不需要國家補貼）和低價上網項目（低于燃煤標桿上網電價）都不受年度建設規模的限制。《通知》同時提出了八項支持政策。一是避免不合理的收費，二是鼓勵通過綠證獲得收益，三是明確電網企業建設接網工程，四是鼓勵就近直接交易，五是執行固定電價收購政策，由省級電網企業與項目單位簽訂固定電價購售電合同，合同期限不少于20年，六是強化全額保障性收購政策，要求電網企業保障優先發電和全額收購項目電量，如發生限電，將限發電量核定為可轉讓的優先發電計劃，七是創新金融支持方式，八是在“雙控”考核方面調動地方政府積極性。2019年4月，《關于推進風電、光伏發電無補貼平價上網項目建設的工作方案》（征求意見稿）發布，進一步明確了平價上網項目推進細則，鼓勵項目業主自愿轉為平價上網項目，并落實相關政策執行單位，明確任務分工。

有關政策落實事項及任務分工

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    2019年5月22日，發改委、能源局公布了2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目名單，總裝機規模2076萬千瓦，遍布16個省份，其中風電451萬千瓦，光伏發電1478萬千瓦，分布式交易試點147萬千瓦。從平價項目的規模看，20GW的規模已經相當可觀，可以認為目前大部分地區在保證消納的情況下，有實現平價上網的能力。國家從2017年就開始推動風電平價項目的示范。2017年5月，國家能源局發文組織申報風電平價上網示范項目。示范項目的上網電價按當地煤電標桿上網電價執行，相關發電量不核發綠色電力證書，相應的電網企業確保風電平價上網示范項目不限電。最終河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆等五省申報共計707MW的平價上網示范項目。目前各項目正在穩步推進建設。

風電平價上網示范項目

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    2018年3月，國家能源局復函同意烏蘭察布風電基地規劃，一期建設600萬千瓦，不需要國家補貼。其中，幸福子基地300萬千瓦、紅格爾子基地200萬千瓦、大板梁子基地100萬千瓦。600萬千瓦將列入內蒙古自治區2018年新增風電建設規模管理，所發電量按照可再生能源優先發電原則參與京津翼電力市場交易。我們認為，風電平價上網項目的投資業主，主要看重項目“不限電”的優勢，認為發電量提升的價值高于減少的補貼。以2018年風電標桿電價為基準，風電度電補貼在0.125-0.205元/kWh之間，風電標桿電價中補貼占比為28%-36%。國家能源局在《關于完善風電上網電價政策的通知》提出2020年風電實現平價上網，我們認為伴隨著棄風率的改善、風電設備效率的提升和成本的下降以及外部政策制度的改善，風電到2020年完全能夠實現平價上網的目標。

    二、風電發展中存在的問題

    經過20多年的發展，我國風電行業已經積累了相當豐富的經驗，但仍然存在很多問題。

    1)開發模式粗放。由于國際形勢和國內政策的支持，我國風電近些年的開發模式都是以“大規模、集中式”為主。各個發電企業為了搶奪資源，風電開發都采取了“大干快上”的方式。這種粗放的開發模式，表面上顯著增加了風電裝機容量，但實際缺乏科學合理的規劃布局，導致風電場后期運維問題不斷、設備故障頻發，浪費了良好的風能資源。

    2)風資源勘查不科學。風電場選址的最基本條件是要有能量密度高、風向穩定的風能資源，具體風電場內風機的選址還應根據風資源評估參數、風電場宏觀選址和微觀選址等考量。因此，風電場選址對于風電場的建設是至關重要的。而我國風電開發中，存在嚴重的風資源勘察不科學、不準確、盲目性等特點。具體問題包括測風塔數量不足、測風塔代表性不足、測風數據不可靠、測風塔維護不到位、測風數據丟失、復雜地形勘查不到位、風機選型不合理等。山西某風電場由于微觀選址不合理，部分機位發電量差，最終選擇重新進行風機機位優化。

    3)風電優化設計水平參差不齊。由于風電的大規模開發，風電場設計需求急劇增加，傳統的大型設計院和一些小型設計機構都涌入風電行業。一方面，由于人員配置不足、任務繁重，設計院的設計水平難以提高，設計方案缺乏個性化;另一方面，一些設計院本身缺乏經驗，設計水平有限。這導致風電設計出現風資源評估水平不高、風機選型技術落后、選型和風資源不匹配、部分微觀選址流于形式、山區丘陵風電設計粗糙、風電消納和送出工程缺乏研究等各類問題。國內風電項目呈現了許多問題案例，如風資源評估結果與實際差別大、機位點布置在當地敏感區或保護區、風機選型頻繁變更機型等。

    4)發電設備可靠性有待提高。近年來我國風電裝備制造產業發展迅速，但風電設備可靠性技術水平仍有待提升。變槳系統故障、通訊系統故障、變頻器故障、液壓系統故障、大部件損壞、傳動鏈失效等，都嚴重影響風電機組的正常運行和發電水平。通過對一些風電企業安全生產情況的排查，發現新能源企業存在較高的現場風險，包括湍流影響、基礎質量隱患、安全鏈隱患、主控系統、覆冰、化學腐蝕、風機消防隱患、齒輪箱質量及潤滑隱患、發電能力低等問題。

風電設備嚴重問題數量統計

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    5)風電核心技術水平薄弱。經過多年的探索和發展，我國基本掌握了大容量風電機組的制造技術，風機葉片、齒輪箱、發電機等部件均已實現國產化，同時
具備一定的自主研發能力。但是，在風機核心技術方面，如風機主控系統、葉片翼型設計等仍然依賴國外生產廠家，基礎研發能力依然薄弱。目前，風機控制系統PLC主要采用的Bachmann、ABB、Mita、Beckhoff、SSB、DEIF均為為國外生產廠家，風機葉片也主要依賴國外的翼型設計，整機設計、關鍵零部件設計等仍是風電產業發展的最大瓶頸。

    另外，風電開發企業和設備制造企業之間也存在技術壁壘。整機制造企業普遍存在對業主的技術封鎖，通信協議、控制權限、后臺數據等均未對業主開放。因此，業主很難利用運行數據對風機進行進一步優化改造。同時，對于整機制造商而言，也難以輕易獲得風機的相關運行數據，從而對風機進行優化設計。

    6)風電場信息化市場混亂。隨著大數據、互聯網、云計算等信息技術的發展，信息化也成為風電行業的研究熱點。集控中心、生產管理平臺、遠程診斷系統
等，均成為各個企業爭相開展的業務亮點。然而，由于缺乏統一的標準規范和架構體系，風電信息化市場目前處于魚龍混雜的狀態。目前，各個發電企業都開發了信息化平臺，但普遍缺少頂層設計。很多集控中心缺少統一的體系架構，集團級集控、區域集控、省級集控由于供應廠商不同，平臺架構和功能劃分等均不一樣，難以實現互聯互通。目前，大多數風電場集控中心主要用于數據的遠程監測，一定程度減少了現場運行人員的數量，實現了“少人值守”的目標。但這離真正實現風電場的智能化和“無人值守”目標還有很大的差距。

    7)風電場運維管理水平落后。相比于火電廠的標準化管理模式，目前國內風電場的運維管理水平普遍較低。除了運維人員少、檢修消缺任務重等原因，工程遺留問題多、技術資料缺乏、人員技術水平有限、故障處理不當、定期工作不到位等，都會導致現場運維管理水平降低。

    8)風電后服務水平差。隨著出質保期的風電場越來越多，風電場的后服務是未來風電產業的一個巨大市場。目前，多數風電場采取“質保期廠家運維，質保后外委運維”的模式。部分風機廠家由于熟練運維人員缺乏，因此縮短新進人員培訓周期，導致現場風機維護水平下降。有的風機廠家將運維工作外委給第三方運維公司，但由于缺乏對機型的掌握程度，運維水平也有待提高。目前也有部分發電企業培養自己的運維檢修人員，以便自己維護設備提高發電水平。

    9)風電棄風限電問題依然存在。一直以來，棄風限電都是制約我國風電行業健康發展的一大難題。2017年和2018年全國風電限電地區的棄風率。2017年全國平均棄風率12%，2018年全國平均棄風率7%，棄風率同比下降5%。整體限電率出現顯著下降，但是新疆(29%，22．9%)、甘肅(33%，19%)、內蒙古(15%，10．3%)的限電情況依然嚴峻。同時，原來無棄風的貴州和山東，2018年也出現了不同程度的棄風限電情況。

全國風電限電地區棄風率

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    三、風電未來發展模式

    隨著能源革命的深入開展，新能源將成為能源革命的主戰場，風電也將擔當重要角色。面對發展中存在的諸多問題，風電必須創新發展理念，積極應對未來“新”電力系統挑戰。

    1)風電開發“精細化”。隨著風能資源和土地資源的日益稀缺，分布式風電得到迅速發展，風電開發模式逐漸轉向“精細化”。風電前期精細化，保證有足夠數量的測風塔和有效的測風數據，充分論證風資源水平，細化微觀選址和風機選型，充分比對不同機型優劣，選擇最優機型和機位點;建設施工精細化，嚴格管控工程質量，杜絕遺留問題;風電場運維精細化，充分借助大數據、人工智能等信息化手段，準確掌握設備狀態，制定措施，提高發電水平。目前，已有企業對在役風電場進行二次開發，精細化設計，加密風機排布。

    2)風電開發“分散化”。能源的分散化和就地消納，是能源發展長期的主題。2017年6月，國家能源局發布《關于加快推進分散式接入風電項目建設有關要求的通知》，要求加快推動分散式風電開發，風電開發布局快速向中東部和南部轉移。近幾年，大葉片、高塔筒技術不斷提升，針對未來低風速領域的巨大市場，設備廠家紛紛推出新的機型，滿足低風速區風電場的需求。隨著低風速風機技術不斷取得進步，分散化、低風速將逐漸成為陸上風電發展的趨勢。

    3)風電開發“海洋化”。我國海上風能資源豐富，具有巨大的開發前景。海上風電項目一般分為灘涂、近海以及深海風電場。目前我國海上風電實質開發的區域仍主要集中在灘涂及近海風電區域。與陸上風電不同，海上風電緊鄰電力負荷中心，消納前景非常廣闊。經過多年的穩步發展，我國海上風電目前已進入大規模開發階段。

    截至2018年11月底，我國海上風電累計裝機已達360萬kW，核準容量超過1700萬kW，在建約600萬kW，海上風電發展十分迅速。目前，海上風電還存在一系列問題，風資源評價基礎工作較弱、建設成本高、建設周期長、施工難度大、運維困難、標準體系不完善等。海上風電未來發展中，需要吸取陸上風電的經驗教訓，因地制宜，合理有序開發;同時，針對目前存在的問題，加快海上風電成本下降，研究風電機組大型化技術，推進近海規模化和深遠海示范化發展，實現海上風電的健康持續發展。

    4)風電核心技術“國產化”。目前，風電設備一些核心技術和部件仍然依靠進口，如風電控制系統PLC、風機葉片設計、潤滑油脂等。大力開展技術研發，推進核心技術國產化，才能激發技術創新和產品創新。而作為風電開發企業，也應當努力掌握風電設備關鍵技術，為風電場的運行維護、技術改造、提質增效提供有力支撐。

    5)風電場“智能化”。智能化是能源發展未來的趨勢。風電場智能化，就是要推動風電與控制技術、信息技術、通信技術等的深度融合，實現風電的智能化開發、智能化運維、智能化監控以及智能化管理。2018－06－08日，工信部發布了《工業和信息化部辦公廳關于組織開展2018年制造業與互聯網融合發展試點示范工作的通知》，明確鼓勵新能源設備上云，開展設備建模、功率預測、調度優化等服務，提高發電效率、降低運維成本，提高并網效率。
智能化風電場可以運用大數據和云平臺，對風電場進行微觀選址、優化設計、故障診斷、資產管理、運維管理;同時，通過建立統一的管控平臺，以風電機組運行大數據為基礎，結合互聯網和云計算等技術，能夠完成對區域內風電場的遠程控制，實現風電場“無人值班、少人值守、集中監控、智能運行”的目標。隨著產業體系的不斷完善和技術水平的不斷提高，智能化將成為未來風電發展的主要方向。

    6)能源“綜合化”。綜合能源系統，就是整合不同形式的能源資源，滿足多元化需求，實現能源的高效利用。構建綜合能源系統，能夠大大提高可再生能源的開發利用，同時提升傳統一次能源利用效率。綜合能源系統可以突破開發模式，按照用戶按照用戶需求、自身能力、區域特性，因地制宜，實現“模塊化選擇，個性化構建”。
綜合能源系統的本質是多能互補。風電作為未來重要的能源供給形式，需要積極探索能源綜合化利用模式，研究與其他形式能源的協調優化技術，努力構建高效的綜合能源系統。

    7)電力系統“綠色化”。未來電力系統將由傳統的化石能源為主轉變為可再生能源為主，最終構建成一個低碳的新電力系統。但由于風電、光伏等可再生能源的不確定性，電力系統將面臨巨大的挑戰。新能源消納能力不足，電網轉動慣量減小、調頻能力下降，動態無功支撐能力不足，系統穩定問題，這些都給電網帶來巨大的難題。但隨著控制技術、信息技術、互聯網技術、智能電網、智慧電廠、分布式能源、綜合能源等技術水平的深入研究，電力系統也將不斷發展、不斷進步，為用戶提供更加優質、更加清潔的能源。風電作為未來電力系統的重要組成部分，需要不斷進行技術創新、模式創新，為構建安全、穩定、可靠、高效的綠色電力系統貢獻力量。

    相關報告：智研咨詢發布的《2020-2026年中國泛在電力物聯網行業市場消費調研及投資風險研究報告》