“2018年中國陸上風電新增裝機量約為21.5GW，未來5年中國陸上風電每年新增裝機量將保持20GW以上水平。從政策和大環境方面看，目前中國陸上風電市場繼續呈現回暖趨勢。”彭博新能源財經分析師欒棟日前在“彭博新能源財經2018風電研討會”上分析。

　　

　　未來中國陸上風電的市場環境為何持續向好？

　　

　　欒棟認為，一是陸上棄風情況持續好轉。2018年上半年，全國平均棄風率從去年的12%降至9%。從地域層面看，北方一些省份棄風情況明顯好轉，特別是目前處于“紅色預警”區域的甘肅和吉林，其棄風率已分別下降至20%和6%。

　　

　　二是受益于國家第七批補貼的下發。從四大上市的風電運營商來看，龍源電力、華能新能源、大唐新能源和華電福新的應收賬款和周轉天數在2017年有明顯提升。

　　

　　三是新金融工具的逐步普及。華能和國家電投在2017-2018年期間分別下發5.3億元和45億元的資產支持票據和債券。龍源電力今年上半年通過應收賬款保理獲得49億元補貼。

　　

　　彭博新能源財經預計，未來中國陸上風電裝機結構將進一步優化，從北部繼續轉向南部地區。“到目前為止，全國陸上風電儲備容量總計約126GW，并已鎖定補貼，不受未來競價壓力影響。分地域看，山東、湖北、山西、廣西、江西、江蘇的儲備容量規模在一定程度上已經超過了傳統風電大省，如新疆和甘肅。”欒棟說。

　　

　　“從2023年到2050年，中國陸上風電市場有超1TW的潛力。”欒棟說，“尤其在2030-2040年，新建陸上風電機組比屆時運行的煤電機組更具經濟性。到那時，中國陸上風電裝機空間將顯著增加。”

　　

　　影響中國未來風電發展最主要因素是什么？欒棟表示，電力系統的靈活性和市場化是中國未來風電長期發展的決定性因素。

　　

　　從中電聯公布的數據看，全國目前有14個省區已參與風電市場化交易。2018年上半年，大型發電集團在云南參與市場化交易的電量達到了該省全部發電量的68%，黑龍江、新疆、寧夏和甘肅的市場化交易電量分別達到了各省區總發電量的50%左右。

　　

　　“從短期看，目前一些省區拿風電項目的保障利用小時數和其對應的固定上網電價‘做文章’，新疆、甘肅和黑龍江等省區已削減保障利用小時數，以提高基礎保障小時數。云南、四川、青海等省份，則直接用水電上網小時數，或者水電月度撮合的價格。一方面，一些省份沒有達到中央提出的保障利用小時數目標。另一方面，即使保障小時數目標達到了，而電價并未達到標桿上網電價水平，越來越多的電量以低價在市場化交易。”欒棟說。

　　

　　據了解，從華能新能源、大唐新能源和龍源電力這3家企業來看，今年上半年市場化交易電量占全國總發電量比例的25%-30%，明顯高于2016年同期。

　　

　　在電價折扣方面，彭博新能源財經指出，華能新能源和大唐新能源2017年在電價折扣方面上升較為明顯，但2018上半年，兩家企業在電價折扣方面保持穩定。

　　

　　對于市場化交易電價和市場化交易模式，從各省電力交易中心數據看，目前風電參與市場化交易的形式有4種，分別是大用戶直購電、電能替代交易（發電權交易）、跨省區市場交易、冬季供暖交易。

　　

　　“從全國范圍看，大用戶直購電的電價折扣在20%-40%之間，跨省跨區交易的電價折扣在20%-30%之間。而在新疆和甘肅，大用戶直購電和跨省跨區交易的電價折扣在60%-80%之間。電能替代交易的電價折扣基本超過50%，甘肅和陜西分別達到60%和80%的水平，冬季供暖電價折扣達到70%-90%之間。”欒棟告訴記者。