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风能是重要的清洁、绿色、低碳能源，资源丰富、分布广泛。风电技术成熟、有经济竞争力，除可提供电能量外，其全天候发电特性还可提供一定的电容量支撑，是构建新型电力系统不可或缺的电源。到2060年，我国非化石能源在能源消费中的比例将超80%，按此目标，国内一些未来能源发展情景研究的结果显示，2060年我国风电装机有望超30亿千瓦，届时在所有电源品种中，风电贡献的发电量将最大，将成为推进碳中和及能源革命的主体电源。
国际社会也看好风电发展前景和应用潜力。国际可再生能源署提出，如果在未来三四十年内实现全球净零排放，各类可再生能源都需发挥重要作用，净零排放情景下预测全球风电累计装机将由2022年底的9.1亿千瓦升至2030年的33亿千瓦。
持续有效的政策支持是我国风电产业发展壮大的动力。2006年以前，通过乘风计划、双加工程等支持风电市场起步发展;2006年可再生能源法实施后，电价补贴和全额保障性收购是推进风电项目开发和利用的关键机制。“双碳”目标提出后，风电政策从原来的电源侧电价激励转为在消费侧鼓励绿色电力消费。绿色证书交易制度在一定程度上体现风电等可再生能源的环境价值，可再生能源电力消纳保障制度和消纳责任权重要求、可再生能源消费不纳入能源消耗总量和强度控制等政策激励绿色电力消纳和消费。
我国并网风电发展可分为三个阶段。2006年以前是起步探索阶段。2006年至2020年是规模化发展阶段，2013年至今我国风电新增装机和累计装机均稳居全球首位。“十四五”时期，在“双碳”目标指引下，风电正迈向高质量跃升发展新阶段。主要体现在以下几方面。
一是装机规模持续扩大。2023年上半年，全国风电新增并网装机2299万千瓦，同比增长77.7%，在全部新增电源装机中占比16.3%，截至6月底累计装机约3.9亿千瓦，在全部电源装机中占比约14.4%。根据项目核准、开工建设、前期工作和储备情况，行业预计2023年全年新增装机将超6000万千瓦，“十四五”时期末风电累计装机有望达到6亿千瓦左右。
二是发电量在全社会用电量中占比首次超过10%。2023年上半年，全国风电发电量4628亿千瓦时，占比达到10.7%，较2020年增加4.6个百分点，替代效果显著。
三是发展质量提升，风电项目建设开发和消纳并重。“十四五”时期以来，全国风电平均利用率一直保持在96%至97%之间，2022年全国风电平均等效利用小时数达到2259小时，各项消纳措施保证了风电场建成并网后电量发得出、用得好，尤其近两年在电力紧张的时段和地区，风电为电力保供发挥了应有的作用。
近10年来，我国风电技术进步、成本下降、市场规模增加，都超过国内外诸多机构的预期。2006年前后，国产兆瓦级大型风电整机以购买许可证引进为主，2016年，国内多家企业就开发出适合我国风资源和气候条件的低风速、高纬度、高海拔、抗台风等多种类型的大型风机和智慧风电场技术。“十四五”时期，在风电进入无补贴平价上网阶段后，技术更新提速，目前新增陆上风电招标机型以5兆瓦及以上为主。2022年下半年以来，海上风电多家龙头企业推出15兆瓦及以上机型，今年7月单机16兆瓦机组并网发电，风电在大容量机组方面赶超国际先进水平。
技术进步带来的直接效果是风能利用率不断提升。之前在风资源方面不具备开发条件的广大东中部和南方平原地区，年等效利用小时数普遍在2000小时左右，超过2012年全国风电平均等效利用小时数1959小时。
同时，技术进步还带来成本下降。自2021年开始新核准风电全面实施无补贴平价上网，部分省份通过竞争性配置开发的风电项目实现了低价上网。按照2023年风机价格、风电场初始投资水平和贷款条件测算，在不配置电化学储能的情况下，“三北”地区陆上风电的平准化成本和合理收益率下综合度电收益电价需求分别约0.15和0.18元/千瓦时，东中部和南方地区分别约0.28和0.35元/千瓦时，无论对标各地燃煤基准价，还是市场交易电价，风电已是具有经济竞争力的电源。
时璟丽 国家发展改革委能源研究所研究员
