2011年是風電轉折年，這不僅體現在風電場大規模脫網等事故高發，還體現在風電企業業績全面下滑，更體現在國家能源主管部門各種政策的集中、連續出臺和重新審視思考上。

其實，風電產業目前面臨的技術、質量、產能、政策、電力體制等瓶頸在2005年風電產業發展之初就已預測到了，只是高速的發展暫時掩蓋了這些問題，現在，這些問題到了必須要解決的時刻，解決好則風電繼續快速發展，解決不好，則會失去發展的內在動力。

對風電來說，“十一五”時期是把比較容易的事干了，“十二五”時期才是真正要解決難題的時候，并且是根本上的解決，發展模式、電力體制、電價等方面將會觸動各強勢集團的利益，改革難度可想而知。不敢樂觀估計，只能拭目以待。

一、酒泉、張家口等地風電機組大規模脫網事故

5月5日，國家電監會通報了三起風機大規模脫網事故及原因：2月24日，甘肅中電酒泉風力發電有限公司橋西第一風電場因一個開關間隔的電纜頭故障絕緣擊穿，造成三相短路，導致包括這個風電場在內的10座風電場的274臺風電機組因不具備低電壓穿越能力在系統電壓跌落時脫網，引起系列反應，致使本次事故脫網風機達598臺， 損失出力占到事故前酒泉地區風電出力的54.4%，造成西北電網主網頻率由事故前的50.034赫茲降至最低49.854赫茲。

此外，4月17日，甘肅瓜州、河北張家口的風機脫網事故均造成了較嚴重的后果。

點評： 2010年，全國共發生80起風電場脫網事故，2011年1-8月，這個數字上升到了193起，并且大規模脫網事故（一次損失風電出力50萬千瓦以上）由1起升至12起。到底是誰的責任？

國家電監會給出的結論是：事故發生主要由風電設備、風場管理、電網接入以及運行安全監管等四方面問題導致。看來，涉及風電場開發的各方均難辭其咎。

然而，在隨后的整改中，幾乎所有的矛頭都指向了相對最為弱勢的風電整機設備商——風電機組不具備低電壓穿越功能，發電集團、電網企業似乎成了行業的評判者。

對此，風電整機制造商雖有牢騷卻只能私下發發，畢竟，訂單權和輿論權牢牢地掌握在強勢的發電商和電網企業手中。風電“整風”整到機組缺失低電壓穿越功能為止了。

在此，我們試問兩個問題：第一，為什么風電裝機規模最大、上網風電量最多的內蒙古少有或沒有大規模脫網事故，而甘肅省卻頻發事故？難道安裝在內蒙古（尤其是蒙西）的風機都具有低電壓穿越功能，甘肅的風機就不具有此功能？在脫網事故中電網的責任到底應占多大比例？要知道，蒙西地區由內蒙古電力公司掌管，其獨立于國家電網；第二，如果風電機組具備了低電壓穿越功能，是不是就不會發生風電脫網事故了呢？如果仍然會，那么是不是就可以得出脫網事故的主要責任并非在低電壓穿越功能缺失呢？

有了成績都往自己身上找，出了問題都往弱勢集團身上推，也許這樣的思維方式才是中國風電前進中最大的問題。[page]

二、中國單機容量最大的風電機組出產

5月31日，華銳風電科技（集團）股份有限公司宣布，由其自主研發的中國首臺6兆瓦風電機組日前在其江蘇鹽城綜合產業基地正式出產。這是目前中國單機容量最大的風電機組。

這臺機組取名為“華銳風電SL6000系列風力發電機組”，可廣泛應用于陸地、海上、潮間帶各種環境和不同風資源條件的風場。機組葉輪直徑長達128米，增加了掃風面積，提升了捕風能力，大大提高了風資源的有效利用率；同時可適應-45攝氏度的極限溫度，并通過了62.5米/秒的極限風速測試。

點評： 據第三方資料，商業化利用的風電機組中6兆瓦算是最大級別的了，這至少證明了中國的風電機組在單機功率上已經達到了世界先進水平，并已經給國外風電巨頭帶來恐慌，據悉，世界第一的維斯塔斯在聞聽華銳風電生產出6兆瓦機組后，馬上發布信息說自己正在研發7兆瓦機組。也許單機功率越大不見得越好，但其代表了先進的設計制造技術。

在中國，風電機組大型化是普遍的趨勢，這是由經濟技術特點和風電發展模式決定的：單機功率越大，則發電的單位成本越低，是風電可持續發展的根本動力；另外，中國風電的主導發展模式是“大基地”，單機功率大的風機占據優勢。

雖然有些廠商不認為單機功率可以說明一切，但各國都在緊鑼密鼓地開發更大級別的風電機組，如英國提出，其陸地風電將最好采用10兆瓦機組，而海上風機則以15兆瓦為佳。

曾記得，國外風電巨頭在歐洲市場銷售大功率風機，在中國傾銷落后的小功率風機，人為分割市場，憑借的就是中國無法自己生產出先進的風機。如今，在華銳風電等一批中國企業的引領下，國外最先進的風機陸續來到了中國市場。

中國乃至世界的風電行業競爭絕不僅是產能、市場的競爭，更重要的是技術領先、自主創新以及優質服務的競爭。要想在全球風電市場競爭中樹立領導地位，打造自身的核心競爭力，就必須走自主研發之路，否則就會面臨被淘汰的危險。[page]

三、《海上風電開發建設管理暫行辦法實施細則》出臺

7月15日，國家能源局與國家海洋局聯合制定并出臺了《海上風電開發建設管理暫行辦法實施細則》（以下簡稱《細則》）。該細則的出臺，旨在進一步完善海上風電建設管理程序，促進海上風電健康有序發展。

《細則》共有21條規定，適用于海上風電項目前期、項目核準、工程建設與運行管理等海上風電開發建設管理工作，對海上風電規劃的編制與審查、海上風電項目預可研和可研階段的工作內容和程序、建設運行管理中的要求等作了具體規定。

根據該細則，海上風電規劃應與全國可再生能源發展規劃相一致，符合海洋功能區劃、海島保護規劃以及海洋環境保護規劃。要堅持節約和集約用海原則，編制環境評價篇章，避免對國防安全、海上交通安全等的影響。

海上風電場原則上應在離岸距離不少于10公里、灘涂寬度超過10公里時海域水深不得少于10米的海域布局。在各種海洋自然保護區、海洋特別保護區、重要漁業水域、典型海洋生態系統、河口、海灣、自然歷史遺跡保護區等敏感海域，不得規劃布局海上風電場。

點評：海上風電大幕早已拉開，而亮相的演員卻寥寥無幾。除了一些試驗示范工程，規模化、商業化的海上風電場還沒有突破性的進展。我國首輪海上風電特許權招標項目工作早已結束，兩個近海風電場、兩個潮間帶風電場至今沒有一臺風機豎起，風電開發項目招標與建設脫節的現象在海上風電中表現得尤其突出。

主要原因還在于前期工作沒有做到家。如，能源局與海洋局、軍隊的協調還不夠完善和暢通，致使各家的規劃相互沖突，有消息稱，上述特許權招標項目中的選址要重新規劃，其中一個將在預定選址的基礎上向深海推進15公里，這樣一來，按原址計算的成本將大大升高，之前的中標電價不足以彌補遷址的損失，風電場開發商陷入進退兩難的境地，若要重新確定價格，就需重新招投標，這無異于否定了第一輪招標的結果，對決策單位帶來的負面影響太大而不可行；又如，海上風電的相關政策還沒有到位，或者制定得有些匆忙，存在先有項目后定規則的現象。

項目的停滯同樣造成整機商庫房產品積壓，幾家在江蘇設立基地的整機商開工率很低。

此次《海上風電開發建設管理暫行辦法實施細則》的出臺雖說滯后，也還算及時，使能源項目建設和海洋經濟、環境保護、軍事用海等方面更加協調，對進一步完善海上風電建設管理程序起到了應有的作用。

預計今年下半年進行的第二輪海上風電特許權招標沒有如期到來，最起碼要等到第一輪的四個項目破土動工才好進行，接下來的項目從電價、選址、施工等方面將更加理性和規范。[page]

四、國家能源局連發18項風電行業標準

8月5日，國家能源局召開能源行業風電標準化工作會議，批準《風力發電機組振動狀態監測導則》等17項能源行業風電標準（2011年第5號公告文件），加上之前發布的《大型風電場并網設計技術規范》，11月份起將有18項風電“行標”正式實施。

點評：18項風電標準遲早要出臺，而風電事故開始頻頻露頭，加快了能源主管部門制定標準的步伐。相對于中國風電產業的快速發展，標準建設的工作進展顯得滯后了。

風電標準分為國際標準、國家標準和行業標準，風電領域的國家標準以1999年為分水嶺，在此之前，全國風力機械標準化委員會的重點工作是離網型風電機組，1999年以后才轉至并網型機組，目前，關于并網機組的國家標準已經頒布40項，尚有26項正在編制中，而后26項標準更加適用于中國的情況。

上述18項標準則屬于行業標準，國家能源主管部門發揮了關鍵作用，它的制定和出臺更能跟上行業發展的步伐。去年3月，國家能源局召開能源行業風電標準化工作會議，全面啟動中國風電標準體系建設，并發布了《風電標準體系框架（討論稿）》（以下簡稱《標準框架》），涉及七大類標準，擬制定標準173項，第一次較全面地梳理了風電標準，可以作為風電標準體系建設的綱領性文件。

按照風電標準一級分類，18項標準涉及風電并網、風電場運行維護管理、風電場規劃設計、風力機械設備和風電電器設備，覆蓋了風電產業的關鍵核心部分，而風能資源測量評價和預報、風電場施工與安裝的標準還在制定中，不久也會問世，屆時，一套全面完整的風電標準體系將在中國首次確立。

接下來就是國際標準的適用問題，國際標準制定中始終缺少中國代表的身影，這與中國的風電大國形象不相匹配，中國正試圖參與到國際標準的制定中。[page]

五、《風電開發建設管理暫行辦法》規范風電規模和速度

8月25日，國家能源局發布《風電開發建設管理暫行辦法》（以下簡稱《辦法》），《辦法》明確，省級政府投資主管部門核準的風電場工程項目，要按照報國家能源局備案后的風電場工程建設規劃和年度開發計劃進行。風電場未按規定程序和條件獲得核準擅自開工建設的，不能享受國家可再生能源發展基金的電價補貼，電網企業不接受其并網運行，違規擅自開工建設的項目一經發現，省級以上能源主管部門將責令其停止建設，并依法追求有關責任人責任。

點評：原本可獨立批準5萬千瓦以下風電場的地方政府，從今開始不能再輕易審批風電項目了，風電審批將正式納入國家統一規劃。地方政府在審批項目之前，需要先向國家能源局申請計劃。《風電開發建設管理暫行辦法》的出臺，被認為是國家能源局上收審批權的手段。

根據以往政策，地方政府對于裝機規模在5萬千瓦以下的風電項目具有審批權。在地方政府積極開發當地風能資源的帶動下，近些年風電市場出現了“4.95萬千瓦”現象，也就是電站項目規模均為4.95萬千瓦，低于5萬千瓦。這在一定程度上促進了國內風能資源的開發，以及風電裝機市場的增長，但由于缺乏統一的規劃，快速發展的風電市場也帶來了一系列的問題，例如并網困難等。

綜合來看，國家能源局收回風電項目地方審批權，有利于國家的統一規劃和管理，但是對國內風電裝機積極性將產生一定負面影響，預計國內風電發展將進一步趨緩。一方面，地方政府對風電資源開發的推動作用將減弱，風電項目的審批難度加大。另一方面，國家能源局對風電項目的審批，將更多的綜合考慮并網難度、電網消納能力等問題，考慮到前些年風電裝機過快增長帶來的并網難題尚未解決，預計國家對風電的規劃目標將減少。

近期由國家能源局統一審批的第一批2600萬千瓦項目開發計劃已下發到各地，并計劃于2012年前完成。而除此之外的地方審批項目，將不被列入統一并網規劃，同時不再享受可再生能源電價附加補貼。[page]

六、受困稀土上漲，電勵磁風機下線

9月29日，湘電風能公告稱：今年以來，由于稀土價格的暴漲，制約了公司直驅永磁風力發電機的批量生產，為了應對市場變化，公司迅速作出了研發電勵磁風力發電機新產品的決定。近日，公司首臺電勵磁風力發電機型試驗在國家風力發電機試驗中心獲得成功，各項數據均達到了設計要求，這標志著公司在風電產業領域又一重大結構性突破。公司首臺電勵磁風力發電機型試驗在國家風力發電機試驗中心獲得成功，各項數據均達到了設計要求，這標志著公司在風電產業領域又一重大結構性突破。

點評：湘電風能轉向電勵磁技術路線，既是迫不得已又是順應趨勢。今年6月份，永磁電機的主要原材料稀土比年初上漲了10倍，著實給了湘電這樣的直驅永磁風機生產商重重一拳。一臺電機的價格才一兩百萬元，而一臺電機用的永磁體成本高達二三百萬元，賣一臺風機基本上虧100萬元，一個風電場24臺風機就虧2400萬元，那么30個風電場呢?湘電風能副總經理龍辛稱不敢想象。如果從風機的造價來看，稀土價格的上漲致使每臺風機成本上升100多萬。轉投電勵磁直驅風機成為湘電風能最終的選擇，無獨有偶，航天萬源等也紛紛加入永磁改電勵磁的隊伍中。

目前國內的風電機組主要分為兩種，一種是應用最多的雙饋異步式風力發電機，另一種則是永磁直驅風力發電系統。永磁風電機組的核心原材料釹鐵硼是第三代的稀土永磁材料。世界上用稀土做為風機材料來源的廠商少之又少，德國干脆就不認可這樣的技術路線，而更加傾向于電勵磁，稀土這種稀有的材料做風機到底值不值，各行業一直有爭論。

今年2月16日的國務院常務會議提出，力爭用5年左右時間，形成合理開發、有序生產、高效利用、技術先進、集約發展的稀土行業持續健康發展格局等四點措施，被業內稱為“國4條”。5月19日，國務院發布《關于促進稀土行業持續健康發展的若干意見》，被業內稱為“國22條”。稀土業“國4條”和“國22條”的頒布，一個直接的作用是使稀土價格大幅上漲。盡管稀土價格已從高位回落，但稀土價格回歸價值這一大的趨勢將不可扭轉。永磁電機面將臨進退兩難的境地。[page]

七、三季報風電整機業績集體下滑

今年三季報顯示，排名前三甲的整機制造商華銳風電、金風科技各項指標降幅較大。

華銳風電營業收入83.9億元，同比減少27.3%，凈利潤9.01億元，同比下降48.51%，每股收益0.45元。華銳風電預計，2011年全年累計凈利潤與上年同期相比減少50%以上；金風科技表現更加慘淡，其三季報顯示，公司凈利潤6.15億元，同比下降了59.85%。

世界排名第一的丹麥維斯塔斯公司也未能幸免。10月31日維斯塔斯宣布，公司第三季度出現虧損，并于前一天發出警告，其2011年全年利潤與營收可能低于預期。維斯塔斯將其2011年營收預期從最初估測的79億歐元下調至64億歐元，并將其運營利潤率預期值從最初的7%降至4%左右。維斯塔斯宣布，扣除一次性成本之前，第三季度息稅前虧損為9200萬歐元，而上年同期盈利2.71億歐元。第三季度運營利潤率為-6.9%，而上年同期為+14.1%。

點評：各大風電上市公司的三季報最能看出今年是風電產業的轉折年，上半年國內主要風電制造企業整體利潤水平下降受到社會各界的廣泛關注，對此，需要有全面、客觀的認識。一方面，應該承認這是風機制造行業發展到一定階段后，從高額利潤回歸社會平均利潤的正常現象，符合新興產業發展的一般規律。

另一方面，當前風機制造業利潤下降也是內外部多種因素共同作用的結果。一是綜合生產成本，主要是原材料成本和人工成本近期大幅增加，擠壓了利潤空間。特別是稀土價格去年以來大幅提高，金風、湘電等以永磁直驅風電機組為主的風機制造企業受到明顯影響。二是產能過剩導致行業同質化競爭加劇，造成風機價格下降。資料顯示，風機造價從2008年的6500元/千瓦，降至2009年的5400元/千瓦，2010年跌破4000元/千瓦，2011年風機最低中標價低于3500元/千瓦。三是受國家信貸緊縮政策及協議付款時間延長的影響。

盡管如此，未來中國風電行業的發展前景依然看好。風電是目前技術最成熟、最具規模化開發條件和商業化發展前景的新能源，風電作為國家戰略性新興產業的重要地位不會改變。按照有關發展規劃，“十二五”時期我國風電仍將保持年均新增1500萬千瓦左右的發展速度，市場需求潛力巨大。在我國風電標桿電價不變的情況下，隨著風機單位造價的下降，風電開發商的利潤仍然十分豐厚。初步測算，風電場單位千瓦靜態投資下降1500-200元/千瓦，度電成本下降0.05-0.1元/千瓦時。而國家能源局近期啟動的風電分散開發的試點，一旦有所突破，將極大地刺激中東部地區小型風電的開發。基于以上分析，未來中國風電行業發展空間依然廣闊。[page]

八、司長撰文談新能源引發業界新思考

11月21日，國家能源局新能源和可再生能源司司長王駿在《中國能源報》發表署名文章《新能源發展探析》，該文引發了業界對風電發展的重新思考。

點評：雖不屬于新聞事件，但王駿司長的《新能源發展探析》一文在電力界引起了強烈的震動，從某種意義上說，甚至可以作為2011年風電新聞的頭條，因為文中論述了新能源發展的核心問題，即電力體制改革、電價形成方式、經濟技術特性、新能源發展模式等，為新能源發展指明了方向。

文章以風電等新能源的經濟技術為出發點，論述了關于集中開發與分散開發的比較問題；關于大規模集中并網的風電、光電遠距離輸送和消納問題；關于如何看待“快”與“慢”的問題；關于政府補貼政策實施方式問題；關于“自發自用”電量對電網運營成本的影響問題；關于積極與慎重的關系問題。提出下階段我國新能源發展思路需要在分散開發、就近接入電網、補貼的原則和方法以及電力體制改革等方面積極轉變。

實施新思路的基礎在于電力體制改革，尤其是電網運作方式和電價形成方式的改革。從世界范圍看，我國的電力體制處于越落越遠的境況，不能再為了一小部分集團的利益而有損億萬民眾和整個中國經濟的利益，改革進展快，則新能源發展好，反之，則失去了繼續大規模發展的內在動力。[page]

九、可再生能源電價附加翻番至8厘/度

11月30日，國家發改委宣布，自12月1日起，上調銷售電價和上網電價，其中銷售電價全國平均每千瓦時漲3分錢，上網電價對煤電企業上漲每千瓦時2分6，對居民實行階梯電價制度。同時，本次調整還將可再生能源電價附加標準由現行每千瓦時0.4分錢提高至0.8分錢。

點評：可再生能源電價附加翻番對風電行業是一個利好消息，我國2006年通過的《可再生能源法》規定，電網企業按照中標價格收購風電、光電等可再生能源，超出常規火電上網標桿價格的部分，附加在銷售電價中分攤。可再生能源電價附加的征收標準最初為0.002元/千瓦時，即每度電征收2厘，2009年11月起調高至0.004元/千瓦時。

按照2010年我國發電量4250億度來計算，4厘/度的電價附加可征收100億左右的資金用于補貼非水可再生能源發電。然而，隨著我國可再生能源發電的迅猛增長，4厘/度的電價附加已經不能滿足對可再生能源發電的補助需求。

電監會的數據顯示，2010年可再生能源發電同比增長近50%，2010年征收的100億可再生能源電價附加補貼，僅能滿足國內企業70%的補貼資金需求。而今年我國可再生能源發電增速也在50%左右。如果不提升電價附加標準，今年的資金缺口可能會超過100億。此外，相關資金調配時效性較差，補助資金經常存在半年乃至一年的遲滯，這使得風電場和光伏發電企業的資金鏈普遍處于緊繃狀態。

據測算，從2009年到2020年，如果按照4厘/度提取可再生能源電價附加，共可累計籌集2572億元資金用于可再生能源發電補貼；而如果提升到8厘/度提取，則累計籌資額將超過5000億元，基本可以保障再生能源的發展。不過，使用可再生能源的代價將在一定時期內加到所有電力消費者身上，能否在此期間降低可再生能源發電的價格成為評判可持續發展的關鍵。