距離2020年“風火同價”的節點越來越近，2018年乃至今后兩年，風電行業將呈現出何種新趨勢？

風電降價步入新周期

2018年將成為風電持續降低度電成本的關鍵一年。

新能源財經數據顯示，2017年全球陸上風電度電成本已下降至每千瓦時6．7美分，成為最經濟的綠色電力。國際可再生能源署預測，隨著風機容量系數的提高和投資成本的降低，風電度電成本2025年有望降到5美分。

受到電價調整政策的激勵，2017年運營商積極推動新項目核準，各地能源主管部門也在核準計劃上給予支持。預計2018年和2019年將是風電開工建設的又一個高峰期。

數據顯示，2018年前核準未建設的風電項目約達到114．6吉瓦。根據風電電價調整方案，這些項目需趕在2018年和2019年開工建設，以獲得0．47—0．60元／千瓦時的上網電價，否則上網電價將被調整為0．40—0．57元／千瓦時。

海上風電迎規?；l展

隨著我國海上風電電價政策明確，建設成本持續優化、配套產業日漸成熟，海上風電也迎來“加速期”。按照規劃，2020年我國將確保海上風電并網5吉瓦，開工10吉瓦。但實際上，目前各省中長期規劃的海上風電已超過了56吉瓦。

數據也印證了海上風電的“熱度”。2017年1－11月國內風電項目公開招標容量為25吉瓦，與2016年同期持平。其中，海上風電項目招標3．1吉瓦，同比增長約1倍，占全國招標量的 12．4％ ，投資需求呈現良好發展勢頭。

2017年新增風電裝機量最終數據雖未發布，但業內普遍認為，這一數據同比會有所下滑，或達不到2000萬千瓦。根據多家整機商反饋的信息，雖然新增裝機量下滑，但手持訂單量并未出現大滑坡。

業內分析，新增裝機量和手持訂單量的不同步，或與風電項目向中東部和南方地區轉移有關，這些區域地形復雜，項目建設工期長導致了上述不同步現象。

數字化加速產品迭代

數據顯示，2017年1月－11月，市場中2兆瓦級機組招標容量達到16．4吉瓦，占全國招標量的66％，2．5兆瓦機型占比7．5％，3．0兆瓦占比6．4％。從區域分布來看，南方市場占比繼續提高，南方、北方項目分別占全國招標量的46％和54％。

隨著國內風電市場產品同質化程度加深，更大葉輪直徑的新機型頻繁推出，帶動老機型價格走低，2017年第三季度2兆瓦風電機組市場投標均價下降至3700元－3800元／千瓦左右，2017年累計降幅為7％。2．5兆瓦風電機組市場投標均價也隨著產品更迭調整至3800元－3900元／千瓦。

數字化技術應用進一步推動了風電機組迭代速度提升。這一趨勢在未來幾年會更加明顯。

產品迭代速度的加快，反映出的是設計效率的提升。以前一款新機型從研發到推向市場需要3－5年時間，現在可能只需要1年時間。同時，近年來數字化技術也推動發電效率有10％－20％的提升。

之前，大數據分析等數字化技術主要應用于后端的風電場運維，現在應用范圍正在擴大，并突出表現為不斷地向設計、研發等前端延伸。與此同時，技術成熟度也更高了。

業內認為，風電是資產密集型行業，數字化會把整個行業變得透明。透明化之后，投資、收益、風險就能看得更清楚，資本才更愿意進入這個行業，風電產業與金融資本才能實現更好融合發展。

分散式風電破局

分布式能源是能源轉型的核心方向之一。2017年，分布式光伏實現爆發式增長。2018年，分散式風電將迎來破局契機。

目前，分散式風電在我國風電裝機總量中不足1％，既暴露了發展的困境，也預示了發展的潛力。

早期我國分散式風電發展滯后，主要根源在于配套政策不完善。集中式風電和分布式光伏都有非常明確、規范的審批流程，相比之下，各地分散式風電審批流程一度既不明確，也不夠簡化，制約了其大規模發展。

由于規模較大，集中式風電可以攤銷基建成本、吊裝成本、管理成本等，所以從成本和收益角度講，集中式風電回報率更高。

現在，受棄風限電、紅色預警等因素影響，短期內“三北”地區發展集中式風電的空間進一步壓縮，同時，隨著風電技術水平的提升，在復雜的地形條件和工況下運作項目的能力增強。

就算是裝機容量較小的項目，也可以實現布局方案最優的精準設計，從而進一步增大了分散式風電的發展空間。

伴隨分布式發電市場交易試點的實施，電改全面激活需求側市場，分散式風電成本也有望加速降低，推動平價上網時代盡快到來。對于分散式風電來說，2018年是值得期待的一年。