一、风电行业发展现状分析
(一)、上网电价：补贴逐步退坡 2020 年实现无补贴上网
2009 年前，我国实行风电特许权招标政策，特许权项目通过上网电价的招标竞争选择开发商，上网电价区间集中在0.43 元/kWh~0.56 元/ kWh;2009 年7 月，发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国分为四类风能资源区，风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51 元、0.54 元、0.58 元和0.61 元;2016 年12 月，发改委提出下调陆上风电上网电价、海上风电电价不变，同时触发条件由原来的并网节点变更为开工节点。
风电标杆上网电价及触发条件(元/kWh)
1、利用小时数：弃风率不断升高 成为限制行业发展主要制约
2011~2012 年，随着风电装机快速增长开始出现弃风限电情况;2013 年冬季气温同比偏高，全国电力负荷同比增速提升，弃风率呈现一定好转;2014 年整体来风偏小、特高压投运，缓解了弃风限电现象。但由于2015 风电抢装，弃风限电情况更加严重，2016 年我国风电平均利用小时数1742 小时，弃风率高达17%。
弃风限电自2010 年后成为制约行业发展的主要障碍，主要原因是：1)我国风能资源与电力需求存在区域错配，三北地区风能资源丰富，但远离电力负荷中心，资源地本身的工业基础较为欠缺，用电增速低、消纳能力弱;2)风电本身具有波动性和间歇行等特点，并网需要配套建设调峰电源，但三北地区电源结构单一，基本没有调峰能力;3)跨区域的电力输送通道建设不足，导致了弃风限电的问题产生。
2017 弃风限电情况得到好转，前三季度全国风电发电量2128 亿千瓦时，同比增长26%;平均利用小时数1386 小时，同比增加135 小时;全国弃风电量295.5 亿千瓦时，同比减少103 亿千瓦时，弃风率同比下降6.7%。
我国弃风电量与弃风率情况
资料来源：公开资料整理
2、度电成本：成本降低叠加效率提升 实现无补贴下的经济性
风电场装机成本主要由设备及安装工程费用、建筑工程费用、施工辅助工程费用等组成，机组的成本约占整个风电场工程成本的47%。自2007 年以来，由于制造进步、效率提升、行业激烈竞争使得风电机组的价格持续降低。国际上风电机组的成本从2007 年的1.78美元/瓦降至2015 年的0.93 美元/瓦，风机成本的降低也带动了度电成本的降低，陆上风电的度电成本目前约0.06 美元/瓦，相较于2010 年分别下降25%。
风电场初始投资成本构成
资料来源：公开资料整理
设备及安装工程成本构成
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发电设备及安装工程成本构成
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从发电效率来看，风电技术水平在持续进步：1)通过提高叶轮直径、增加响应等方式，使发电效率以5%-10%增速提升;2)国内风机机型持续丰富，机型功率持续上升，带动风电发电效率提升。近两年风电主流机型从1.7-103(额定功率 1.7MW，风轮直径103m)升级为2.3-116(额定功率2.3MW，风轮直径116m)，年发电量提升26.44%，度电成本降低8.51%，风轮直径、输出功率及容量因子的升级将持续提升机组发电能力。
