中国风电产业发展问题及展望

／中国循环经济协会可再生能源专业委员会（CREIA）

中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）

全球风能理事会（GW EC）／

从国家提出能源生产和消费革命，以及将发展清洁能源作为防治大气污染、削减炭消费的重要手段来看，风电将会是我国改善能源结构的一个领域。按照“十二五”风电发展规划，以每年新增装机量18～20GW左右的平稳速度发展，则到2020年可以完成总装机量200GW的规划目标。

一、中国风电发展回顾

（一）中国风电发展概况

据中国可再生能源学会风能专业委员会的统计数据，2013年全国风电新增装机容量16089MW，与2012年相比增加3130MW，自2010年以来，风电装机数据首次企稳回升（见图1）。2013年全国累计风电装机容量91413MW，西藏那曲超高海拔试验风电场的建成投产，标志着我国风电场建设已遍布全国各省市自治区。2013年全国风电累计装机最多的省区依次是内蒙古（20270MW），河北（8500MW），甘肃（7100MW）和山东（约7000MW）。得益于当地风电外送条件的改善，2013年新疆风电装机出现大幅增加，新增装机3150MW，是2013年装机最多的区域，由此也看出风电并网与消纳条件对风电开发进度的重大影响。

图1 2008～2013年中国风电新增及累计装机容量趋势图

另据水利水电水利规划设计总院的统计数据，2013年全国新增风电并网容量14.49GW，累计并网容量77.16GW。装机容量是风电场实际完成吊装的容量，反映出风电场开工和建设速度，并网容量是完成吊装且并网发电的容量，是实际可发电的机组容量。由于完成吊装后需要时间调试、并网和发电运行，因此两者存在一定动态差距。与2009～2010年相比，近两年我国风电并网容量和装机容量的差距呈现缩小趋势（见图2）。

图2 2008～2013中国风电新增装机容量和并网容量

2013年全国风力发电量134.9TWh，是继火电、水电之后的第三大电源。我国风电在全国电力结构中的比例远小于欧盟平均8%（数据来源：EWEA）的比例，但已开始有所显现。2013年我国风力发电量约占全国总发电量的2.5%，火电仍高居78.5%。近年来我国各种能源发电量市场份额变化趋势如图3所示。

2013年全国风电上网电量排在前四位的是内蒙古、河北、甘肃和辽宁，上网电量均超过10TWh。其中蒙西电网覆盖区域2013年风力发电量21.6TWh，占本网上网电量的11.1%，是全国风电上网和占比最高的地区。蒙东电网风电上网14TWh，河北14.1TWh，甘肃11.9TWh，辽宁10TWh。

与2012年的20TWh相比，2013年全国“弃风”损失达16.2TWh，形势有所好转但依然严峻。其中蒙东电网2013年“弃风”电量3400GWh，甘肃3100GWh，蒙西2990GWh，河北2800GWh，吉林1572GWh，黑龙江1151GWh，辽宁528GWh，新疆431GWh。以上地区是我国风能资源最为丰富的地方，“弃风限电”不仅影响到开发商投资收益，更影响到我国风电开发进度。2013年全国累计核准风电项目总容量已达137GW，目前累计并网容量77.16GW，累计在建、待建容量60.23GW，项目储备至少可满足2～3年的建设容量。

在弃风限电形势影响下，我国大型风电基地建设速度放缓，而并网条件较好的低风速地区风电开发成为热点，许多设备制造企业根据需要研制出“低风速型”、“高海拔型”风电机组，使得年平均风速低于6m/s的地区也具备了较好的经济可开发潜力。

（二）中国风能开发潜力

图3 2008～2013年全国各种能源发电量变化趋势

2008年，在国家有关部委的支持下，中国气象局风能太阳能资源评估中心在以前风能资源普查结果的基础上，启动了“全国风能资源详查和评价”项目。该项目最终得出的结论是，根据国际上对风能资源技术开发量的评价指标，在年平均风功率密度达到300W/m2的风能资源覆盖区域内，考虑自然地理和国家基本政策对风电开发的制约因素，剔除装机容量小于1.5MW/km2的区域后，得出我国陆上50m、70m、100m高度层年平均风功率密度大于等于300W/m2的风能资源技术开发量分别为20亿kW、26亿kW和34亿kW。本项目同时得出70m高度层年平均风功率密度大于等于200W/km2的风能资源技术开发量为3600GW。

为配合我国低风速地区风能资源的开发，风电机组制造企业近来纷纷研制低风速型风电机组，使得低风速地区同样具备了风电开发价值。如金风科技研制的GW115/2000超低风速直驱永磁机组可以使年平均风速为5.2m/s的超低风速区域具备开发价值，而5m/s的平均风速对应的风功率密度在200W/m2以内。由于低风速型风电机组的推出，使得我国风能可开发区域大幅增加，技术可开发储量也高出现有的评估数据。总体上，我国风能资源技术开发量满足国家大规模开发风电的需要。

二、风电行业焦点问题和建议

（一）明确风电规划, 保障未来市场空间

近十年来，我国风电产业发展的成果是国内市场带动的结果。没有强劲的市场支撑，产业发展将后续无力。2011～2012年，我国新增风电装机增速显著下降，风电市场增长放缓，2013年虽呈现小幅回升，但仍未扭转风电市场增量疲软的局面。根据国家能源局发布的可再生能源发展规划，2011～2013年的风电年新增装机目标为18GW，但实际完成装机分别为17GW、12GW和16GW，均未实现规划目标；截至2013年底，风电累计并网装机达到77.16GW（见图4），从在建及已核准容量看，“十二五”规划提出的2015年100GW的装机目标是极有希望实现，但若要实现2020年200GW的累计装机目标，就需要在“十三五”期间年增装机20GW，这是过去从来没有达到的规模，因而实现2020年目标的形势仍是非常严峻的。主要的障碍仍是因为风电并网和消纳困难，以及对于各省风电布局仍有待进一步优化。

图4 我国风电装机和发电量规划

未来的风电开发模式主要包括分散式和集中式，三北地区由于有丰富的风资源储量,仍是完成2015年后每年新增20GW装机的重要区域。随着三北输电网建设加强，特别是特高压的建成将成风电送出的主要通道，西北地区风电窝电的状况将有进一步好转。2013年已建成的哈密-郑州，以及计划建设的酒泉-株洲、宁东-浙江、锡盟-山东、锡盟-泰州等特高压线路将大大缓解风电送出的压力。随着风电制造业水平的提高，低风速风机应用将更加普及，在电力消纳条件好的中东部等用电大省，将增加更多的装机份额。

海上风电方面，停滞了3年后在今年正式重启，国内目前已经核准可以开工建设和核准可以开展前期工作的项目海上风电项目已经超过4GW，海上风电未来有望放出更多订单，为风电行业带来新的增量。

市场增量作为产业发展的风向标，一方面能够提振投资信心，另一方面稳定的市场增长是企业维持正常运转的前提。从2011年以来这三年的风电发展进程看，“弃风”问题大大影响了年度新增市场规模，进而对设备制造业的发展带来更加深度的影响。为了保持行业的稳定发展，也为确保完成国家风电发展目标，必须要保证一个理想的、稳定的市场规模。

临近“十二五”末期，建议国家有关部门尽早启动“十三五”风电发展的规划工作，并根据产业进一步发展情况，编制产业发展的路线图，发布明确的目标信号，年装机量不少于20GW，保持稳定的市场总量增速，确保完成2020年实现200GW装机规模的国家风电发展目标，并为风电产业增加信心。稳定的总量增长趋势将使整个产业链健康高效地运转，使制造企业受益于产业规模效益。

同时建议政府部门继续完善职能转变，逐步取消具体项目的审批备案制度，通过国家层面的产业规模控制和保障政策的制定，保障可再生能源的发展，逐步实现从政府主导产业管理向市场化资源配置过渡。

如果风电电价下调将使开发商在风电项目的投资没有利润甚至亏损，必然导致新增装机下降，与国家鼓励发展可再生能源，减少环境污染的初衷相违背。

（二）稳定电价，保证补贴及时到位

随着陆上风机设备价格的持续下降，近来降低风电补贴、实现风火同价的呼声日高。然而在风电机组价格连年下降的现象背后，限电问题日益凸显、CDM收益大幅缩水等因素均严重影响了风电项目的盈利能力，同时产业链中上游设备和零部件制造企业过度牺牲盈利空间换取市场份额也造成了风电项目成本下降的表象，但这一情况并不具备可持续性。在以上问题尚未解决时贸然下调风电电价，势必造成风电投资意愿减弱，并直接影响风电市场容量的稳步增长。原因有以下几点：

1）风电设备市场售价走低，风电场开发速度不增反降。

2）设备下降的空间被施工成本提高、资源区间下移等因素抵消。

3）弃风限电、补贴拖欠问题仍然没有解决。

4）风电开发企业现行盈利模式存在较多变化因素。

5）制造业失血过于严重，需要恢复期。

综上，虽然风电机组的价格出现了一定程度的下降，单位千瓦风电投资造价也有所下降，但由于多种原因，风电开发并没有出现普遍程度上的暴利，反而是在很多地区出现经营困难，进而影响了制造业的稳定发展。此时，如果风电电价下调将使开发商在风电项目的投资没有利润甚至亏损，必然导致新增装机下降，与国家鼓励发展可再生能源，减少环境污染的初衷相违背。特别是国务院9月12日发布了《大气污染防治行动计划》，风电作为可再生能源重要组成部分，未来将替代更多石化能源。

风电电价的客观评估，应建立在对风电经济效益和环境效益的正确评价基础上，目前的电价政策仅考虑了能源生产成本加合理利润，忽略了火电生产的环境外部性，也低估了风电作为清洁能源的环境效益，对风电等清洁电力而言是不公平的。建议有关部门保持稳定的上网电价水平，建立投资人及市场参与者的信心。“十二五”期间，应视风电行业的整体盈利水平、“十二五”规划目标的完成情况和“十三五”风电规划的目标规模进一步调整优化。

在落实补贴资金的问题上，尽管可再生能源附加从0.008元/kWh上调至0.015元/kWh，理论上解决了此前可再生能源补贴总额不足的问题，但此前拖欠的补贴资金来源悬而未决，加之火电标杆电价和补贴部分分别支付的不合理程序，均导致风电补贴资金拖欠问题尚未解决，造成风电发电企业的再投资等行为颇受制肘，产业链企业之间相互拖欠资金问题仍然突出。建议国家有关部门在预计年度风电补贴资金需求时，考虑部分地区的弃风限电问题，以项目规划发电量而非上一年的上网电量为估算基础；加强对可再生能源补贴发放的监管，尽快清欠可再生能源补贴，确保附加收缴及补贴发放的良性循环，恢复政府公信力。

（三）风电运行并网消纳情况

（1）当前我国风电消纳面临的主要问题

大规模风电消纳一直都是世界性难题，与国外相比，我国的风电消纳问题更为突出。一是我国风资源集中、规模大，远离负荷中心，蒙西、蒙东、甘肃、冀北4个地区风电装机总规模占全国的50%，用电量仅占全国的10%，难以就地消纳，这与欧美国家新能源资源分散、就地平衡为主的发展方式有很大不同。如美国、西班牙等国80%以上的新能源是分布式接入10kV及以下电网，规模较小，就地消纳。二是风电建设速度超出本地区电力消纳能力的增长速度，风电并网规模超出电网外送能力。“十二五”以来，东北地区全社会用电量年均增长5.6%，但并网风电年均增长25.3%，风电并网的增速远远高于当地电力需求的增长。据中电联电力供需预测显示：预计2014年送受电力参与平衡后，东北区域电力供应富余仍达到20GW，加之外送能力的不足，是造成电力富余的根本原因。尽管2013年在各界的努力下弃风情况有所好转，但吉林、甘肃、蒙东、河北、黑龙江、蒙西等地的弃风率仍在10%以上，其中吉林和甘肃弃风率仍高达20%左右。三是我国风电集中的“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足2%，特别是冬季由于供热机组比重大，调峰能力十分有限。吉林电网最大峰谷差率40%，冬季供热机组占火电比重超过90%，调峰深度只有10%左右。而欧美等国快速跟踪负荷的燃气电站及抽水蓄能比例高，西班牙为34%、是风电的1.7倍；美国高达47%、是风电的13倍。

从局部看，“三北”地区受市场规模小、调峰资源有限等因素制约，如果没有外送通道的支持，进一步建设大规模风电场的空间已经很有限。但从全国范围来看，目前风电仅占电源装机的比重约6%的份额，尽管中东部地区调峰资源较为丰富，但消纳风电的市场潜力并未充分发挥。这主要是因为我国大区电网之间的联系还很薄弱，跨区输电能力不足，风电只能就地消纳和平衡，难以在全国范围内优化配置，导致风电资源的严重浪费。

（2）风电运行消纳总体情况

2013年，风电运行消纳状况总体向好。风电发电量和利用小时数均好于去年，运行指标再创新高，累计弃风电量与去年基本持平，弃风比例同比下降。

2013 年风电累计发电量达到134.9TWh，同比增长34%，占全社会用电量比例为2.5%。风电发电量最多的5个省（区）依次为蒙西、蒙东、冀北、甘肃和辽宁，合计占全部风电发电量比例为56%，其中蒙东风电发电量占全社会用电量比例达到37%。 2013年全国风电累计利用小时数达到2046小时，比2011、2012年分别增加145、143小时。华北、东北、西北地区风电累计利用小时数2085、1911、2036小时，同比分别增加10、269、113小时。

除新疆、冀北、江苏风电累计利用小时数同比下降外，其他重点地区同比上升，尤其是东北各省利用小时数均有明显提升。 2013年11月9日，国家电网调度范围内风电最大电力达到31350MW，11月10日，日发电量达620GWh，同比分别提高29.2%和35.4%，均创历史新高。2013年蒙西、蒙东、甘肃和吉林风电日发电量占用电量的最大比例，瞬时出力占负荷的最大比例同比去年继续上升。 2013年，蒙东、蒙西、甘肃和吉林4个地区风电年发电量占用电量比例分别达到31%、12%、11%、9%，我国与世界上风电利用水平高的丹麦、西班牙、德国分别为31%、21%、8%，水平相当。

依靠大电网，蒙东电网风电日发电量占比分别创历史新高。2013年4月25日5:40，蒙东风电瞬时出力占负荷比例最大达到111%，当时火电运行出力6310MW，风电出力2930MW，当地电网负荷仅2640MW，需外送电力达6760MW，联络线为风电消纳起到了主要作用。

（四）监管和政策执行到位问题

风电作为新型能源生产模式，对监管单位和政策执行也提出新的挑战，如果监管政策难以适应风电的特性和市场规律，势必将造成监管的真空地带和产业病灶。但是市场上并不存在完美模式，产业的发展就是在出现问题、解决问题中前进。目前风电的监管可以分为产业链前端的制造业质量的监管、风电并网消纳的监管、及后期补贴发放的监管。国家能源局与电监会合并重组后，在能源监管方面频频发力。

风电机组制造的主要问题包括整机倒塌，叶片、主轴断裂，电机着火，齿轮箱损坏，控制失灵，飞车等，并不是只有小的制造企业出现此类问题，也涉及国内多家规模较大的风机制造商。在经过国家能源局和制造企业的共同努力后，特别是在产业集中度进一步提高后，情况已经有所改善，未来需要监管单位进一步出台相关的质量标准，淘汰掉落后企业，提高整体产业质量水平。

目前，对风电接入的监管是能源局工作的重中之重，以填补长期存在的监管真空。国家能源局2013年9月份发出通知，将在全国10个省市区全面启动针对风电和光伏发电的电网消纳情况及电费结算情况的市场监管，着力解决当前日益突出的风电“弃风”、光伏“弃光”问题。在电网的配合下，2013年的风电消纳有了很大的改善。但是内蒙古、东北等重灾区仍然形势严峻，特别是东北地区的电力消费增长疲软，在此类地区应优化电源项目的审批，特别是要协调好热电联产机组及风电机组的运行和调度。按照法律要求全额保障性收购的要求，能源监管重点应监测各省风电并网运行和市场消纳情况，掌握风电全额保障性收购的实际情况，及时向社会公布相关信息，最大程度地避免弃风限电问题。

风电补贴的发放也是下一步监管工作的重要环节。过去几年的情况表明，风电补贴拖欠问题已经严重影响了整个产业的正常运行；在可再生能源基金不充足的情况下，发电企业被拖欠大量资金，造成产业链连环欠债。可再生能源的主要监管部门，包括财政部、国家能源局等均已多次强调补贴发放应及时到位，但我国现有补贴机制不够完善，存在着资金来源不足，拖欠严重，电价上涨压力增大等问题。为解决此类问题，监管机构应进一步监管补贴发放是否及时到位，控制好可再生能源发展节奏，一旦发现补贴规模过大超出可支付能力，应及时调整可再生能源附加以保障风电等新能源的发展。

（五）改善装备制造企业生存环境

随着风电产业的快速发展，风电装备制造业成长为我国少数具有国际竞争力的高新技术产业之一，具有技术密集、产业链长、吸纳就业能力强等特点。然而，近年风电产业发展速度放缓，处于产业链中上游的风电装备制造环节竞争日渐激烈，部分企业为获得市场份额进行低价竞争，并不计成本承诺扩大服务范围，压缩利润空间的同时也降低了其在风险承担方面的能力。而《招标投标法》中的低价中标原则助长了低价竞争行为，“低价者得”迫使装备制造企业一再压低设备价格、无偿扩大服务范围、延长质保期限，严重影响企业盈利能力，更无力保障产品质量提升和技术创新方面的投资，导致国产风电设备质量不稳定，业主出于对国产机组质量的担忧，纷纷延长质保期服务要求并提高尾款比例，致使售后成本大幅攀升，如此恶性循环使风电装备制造企业普遍不堪重负。

合理评估装备制造产业盈利水平，杜绝企业低价竞争，使产业回归理性，成为推动风电产业健康发展的必经之路。建议如下：

1）建议国家有关部门重新审议《招标投标法》，对低价中标的相关条款予以修订，并建立公开、透明的产业监测体系，强制实行发布机制，定期发布风电装备质量白皮书，对优质设备给予招标优先选择待遇。

2）鼓励行业协会推动产业上下游企业就风电制造的合理化成本和利润率达成共识，形成规范化的招投标合同条款；国家有关部门加强对合同执行监督，保证合同如期、按质履行，解决企业货款拖欠问题；同时督促企业在保证合理利润的前提下进行理性的行业竞争，对于非理性的低价竞争可以比照《反不正当竞争法》相关内容予以纠正、处理。

3）支持第三方认证机构建立统一的行业技术和质量标准，并在此基础上完善市场评估体系，提高市场准入门槛，保证国产风电设备质量水平的良性发展。

4）应建立行业监测评价和信息披露体系。通过建立完善的行业监测体系，掌握各个风电相关设备的可利用率、发电利用小时数、设备重大事故等历史数据，形成能够反映整个行业设备运行质量的信息监测和评价系统，并将有关信息数据及时公开发布，作为鼓励企业重视质量、可靠性等核心竞争能力提高的激励手段，也可以成为设备招标过程中的一个重要信息参考基础。

三、 2020中国风电发展预测

从国家提出能源生产和消费革命，以及将发展清洁能源作为防治大气污染、削减炭消费的重要手段来看，风电将会是我国改善能源结构的一个领域。对我国2020年的风电发展前景下面将分三种情况进行分析。

（一）常规发展情况下，2020年风电发展规模

按照“十二五”风电发展规划，以每年新增装机量18～20GW左右的平稳速度发展，则到2020年可以完成总装机量200GW的规划目标。鉴于我国已经明确了9个风电建设基地，并将大力发展中东地区风能资源及海上风电资源，已核准风电项目甚至可以支撑“十三五”前期风电项目建设，因而，“十二五”规划初步确定的2020年风电装机200GW的目标应是有可能实现的。但也必须进一步优化电力调度运行，加快输电通道建设，尽可能地降低弃风限电现象的发生；在建设集中式风电基地的同时，还应进一步加强中东部消纳能力较强地区风能资源开发，从而保证“十三五”时期每年20GW的增长规模。

（二）在应对雾霾、大力提倡节能减排情况下的发展规模

多年来，以煤炭为主的能源消费结构，支撑了中国经济持续、快速增长，但也带来很多不可持续发展的严重问题，比如土地、水和空气等，温室气体排放影响气候变化，各地多个城市出现严重的雾霾等。雾霾的产生有多方面的原因，以煤炭为主的能源消费结构是其中的重要原因之一，治理雾霾就有必要加快调整能源结构。

国家的《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》实施中期评估报告显示，2011～2012年二氧化碳排放强度累计下降6.6%，要实现五年下降17%的目标，2013～2015年需要年均下降3.9%以上；2012年非化石能源占一次能源消费比重为9.4%，累计仅提高0.8个百分点，要实现到2015年11.4%的目标，2013～2015年还要累计提高2个百分点。

2014年5月，国家能源局发布了《能源行业加强大气污染防治工作方案》，不仅提出了到2017年，煤炭占一次能源消费总量的比重降低到65%以下，京津冀、长三角、珠三角等区域力争实现煤炭消费总量负增长，而且明确了北京市、天津市、河北省和山东省净削减煤炭消费量分别为1300万吨、1000万吨、4000万吨和2000万吨，这些地区接纳清洁电力的主动性也会得到明显增强。文件中同时明确了多条输电通道的建设，河北、蒙西、宁夏及东北地区的风电消纳能力也将得到明显加强。

实施“以电代煤、以电代油、电从远方来”或将成为我国治理城市雾霾的有力措施。国家电网公司正式提出电能替代战略，以期通过提高用电而不是直接烧煤烧油，减少城市大气污染物排放，缓解雾霾困扰。电能替代战略将明显改善城市雾霾，并提高能源开发和利用效率。研究表明，在我国电能占终端能源消费的比重每提高1个百分点，单位GDP能耗可下降4%。

国网电能替代战略的目标是，力争到2015年累计替代电量100TWh，相当于全国年用电量的2%。到2017年，使东中部地区PM2.5污染比2010年下降20%，这一目标接近国务院《大气污染防治行动计划》提出到2017年京津冀、长三角、珠三角等区域的PM2.5浓度要分别下降25%、20%、15%左右。

目前内蒙、宁夏、山西以及甘肃、新疆等化石能源富集基地区中，风电是资源条件最好、规模化发展能力最强、经济性最优的可再生清洁电力；风电也是山东、江苏、上海、浙江，以及珠三角等地可以就地发展的清洁电力技术。在当前全国电力需求仍在快速增长的情况下，风电也是这些地区最有可能在短期内快速实现规模化、替代煤电的清洁电力技术。在京津冀等地已经明确提出削减煤炭消费的情况下，能源主管部门在加强能源行业大气污染防治计划中提出，“京津唐电网风电上网电量所占比重2015年提高到10%，2017年提高到15%”，因而，有理由对加快发展这些地区的风电保持乐观。总的来看，困扰我国多个地区的雾霾若要从根本上加以解决，发展风电将成为很多地区的必然选择之一。风电有望成为克服雾霾的重要途径，并与光伏、燃气等一起为清洁能源行业的发展壮大做出积极贡献。

在此背景下，我们预测到2020年，风电装机规模将有可能达到250GW以上。

（三）以完成碳承诺为目标的风电发展规模

在哥本哈根气候变化大会前夕，中国向世界做出了负责任的承诺：争取到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%、到2020年单位国内生产总值（GDP）温室气体排放量比2005年减少40%～45%。

在“十二五”节能减排约束性指标中，单位GDP能耗和氮氧化物排放量下降率前三年分别只完成五年总任务的54%和20%，与60%的进度要求还有明显差距。2013年与2010年相比，全国单位国内生产总值能耗和二氧化碳排放强度分别下降9.03%、10.68%，“十二五”前三年（2011年～2013年）累计节能约3.5亿吨标准煤，相当于减少二氧化碳排放8.4亿吨。要实现“十二五”目标，后两年单位GDP能耗须年均降低3.9%以上，氮氧化物排放量须年均下降4.2%以上，远高于前三年平均降幅。按2014至2015年GDP年均增长7.5%测算，要实现“十二五”节能目标，后两年需节能3.2亿吨标准煤。到2020年中国的GDP将达78万亿元，人口将达到14亿，在GDP和能源消费都在增长的情况下，为进一步降低二氧化碳排放，必须真正将优化能源结构从口号上落实到实际行动中。尽管国家也在加快国内天然气开采及扩大国外天然气合作，还在积极推动核电规模化发展，但发展以风电为代表的可再生能源，将是我国优化能源结构的必由之路。按照应对大气污染行动计划的安排，国家能源部门已提出到2017年非化石能源消费比重提高到13%。

随着应对大气污染及减排温室气体被提升到国家战略，国家提出“采用安全、高效、经济先进输电技术，推进鄂尔多斯盆地、山西、锡林郭勒盟能源基地向华北、华东地区以及西南能源基地向华东和广东省的输电通道建设”，从而将进一步扩大风电的消纳范围；还将“以实施大用户直接购电和售电侧改革为突破口，稳步推进调度交易机制和电价形成机制改革，保障可再生能源和分布式能源优先并网”，以及“建立健全反映资源紧缺程度、市场供需形势以及生态环境等外部成本的能源价格体系”，从而解决目前电力运行机制没有适应风电波动性特点的弊端。并通过改革价格机制，提高电力系统的灵活性，建立接纳更多风电的市场机制。在此背景下，长远来看业内对与风电的发展充满信心。此前的规划是风电装机占届时电网容量的8%左右，随着国家政策的扶持和环境的向好，这个比例在2020年有望提高到20%左右，乐观预测届时风电装机将有可能达到320GW上下。