2017年中国风电装机容量到底增加了多少？
根据国家能源局发布的《2017年风电并网运行情况》，当年全国新增并网风电装机**15.03GW**，累计并网容量达到**163.67GW**，同比增长**10.1%**。这一增量虽然低于2015年的**30.75GW**高峰，但在“弃风限电”压力尚未完全缓解的背景下，仍属稳健增长。
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为什么2017年新增装机比2015年“腰斩”？
业内普遍把原因归结为三点：
- 红色预警机制：2016年3月，国家能源局首次划定“风电投资监测预警”省份，内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆六大资源区被亮红灯，项目核准、并网、外送全面收紧。
- 电价退坡倒计时：2018年1月1日起，陆上风电标杆电价每千瓦时下调**0.02～0.05元**，开发商抢在2017年底前完成吊装，却卡在并网环节，导致部分项目顺延至2018年。
- 消纳瓶颈未破：2017年全国平均弃风率**12%**，甘肃、新疆仍高达**33%**和**29%**，迫使企业放缓节奏。
哪些省份贡献了主要增量？
新增装机排名前五的省份依次为：
- 河北2.1GW：张北±500kV柔直工程投运，坝上地区送出能力翻倍。
- 青海1.9GW：低风速机组技术成熟，海拔3000米以上风场批量并网。
- 河南1.7GW：平原高塔筒方案（140米）首次大规模应用。
- 山东1.5GW：海上风电启动，鲁能东台风场300MW全容量并网。
- 山西1.4GW：晋北风电基地配套两条特高压通道同步投产。
风机价格为何跌破3000元/千瓦？
2017年陆上风机平均中标价**2850元/千瓦**，较2016年下降**12.3%**。原因有三：
- 供应链规模效应**：国内叶片产能突破**2万片/年**，齿轮箱国产化率超**90%**，成本摊薄。
- 竞价配置试点**：宁夏、新疆等地推行“电价+规模”双竞争，倒逼整机商让利。
- 技术迭代加速**：2.5MW机组成为主流，单位千瓦重量下降**8%**，吊装费用同步降低。
海上风电为何被称为“下一个主战场”？
2017年海上风电新增装机**1.16GW**，累计达**2.79GW**，看似体量不大，但三大信号预示爆发：
- 核准潮**：仅江苏、福建、广东三省核准未建项目就超过**8GW**。
- 大机组量产**：上海电气6MW、金风6.7MW机型下线，度电成本逼近**0.65元**。
- 国补明确**：财政部发文海上风电0.85元/千瓦时电价延续至**2020年**，锁定收益。
弃风率下降背后的真正推手是什么？
2017年全国弃风率从**17%**降至**12%**，并非单纯因为装机减少，而是三大措施见效：
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- 特高压外送**：哈密南—郑州、酒泉—湖南两条线路全年输送风电**320亿千瓦时**。
- 就地消纳**：内蒙古包头铝业、宁夏中卫云基地等**“风电制氢”“风电供暖”**项目投运，新增本地消纳能力**2GW**。
- 调度优化**：国家电网试点“新能源优先调度”系统，冀北电网风电利用率提升**9个百分点**。
民营开发商为何突然“退潮”？
2017年风电投资出现“国进民退”现象，五大发电集团新增装机占比**73%**，较2016年提高**15个百分点**。民营资本退出的原因：
- 融资成本**：央企平均贷款利率**4.2%**，民企普遍**6.5%**以上。
- 指标门槛**：地方政府要求配套产业投资，民企难以承受。
- 补贴拖欠**：截至2017年底，可再生能源补贴缺口累计**800亿元**，民企现金流断裂风险高。
2017年风电政策还有哪些“隐藏彩蛋”？
除了电价退坡和红色预警，还有两项政策深远影响行业：
- 绿证自愿认购**：7月1日上线，首批挂牌风电项目**391个**，虽当年成交仅**2.1万张**，但为无补贴时代铺路。
- 分布式风电管理办法**（征求意见稿）：明确35kV及以下电压等级、不超过**50MW**的风电项目可按分布式备案，山东、江苏随后出台细则，催生“村头风电”新模式。
全球视角：2017年中国风电地位如何？
全球风能理事会（GWEC）数据显示，2017年全球新增风电装机**52.6GW**，中国占比**28.6%**，连续**8年**第一。但值得警惕的是，美国新增**7.1GW**、印度新增**4.1GW**，增速均超中国，海外市场竞争加剧。
---2018年风电行业会怎么走？
从2017年的数据可以推演出三条主线：
- 抢装再现**：2019年底是固定电价最后窗口期，预计2018年新增装机将反弹至**20GW以上**。
- 海上爆发**：广东、福建将批量核准**8MW+**机组项目，海上施工船租金已上涨**30%**。
- 平价试点**：国家能源局圈定**13个风电平价示范基地**，要求2020年前无需补贴并网。
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