导读：2015年中国风电并网装机超过1亿千瓦，居全球首位。累计装机占全球25.9%，而这一数字在2005年才仅为2.0%。然而在风电跨越式发展的背后也存在着诸多问题，风电资源与负荷中心错配正在让绿色的风电变成电网的负担。2016年随着风电上网价格政策的调整和“十三五”规划的出台，风电将何去何从?本文为您梳理了2016年风电圈需要重点关注的7个方面，希望能帮助各位风电人把握行业脉搏。
2015年中国风电并网装机超过1亿千瓦，居全球首位。作为后起之秀，2005年中国风电总装机占全球装机仅为2.0%，仅仅十年时间中国风电累计装机占全球装机比例已达25.9%。风电的迅速发展向不仅中国各地输送了绿色清洁能源，同时也催生了中国风电产业链的繁荣发展。
跨越式的发展繁华背后产生的弃风限电问题严重影响了中国风电行业的健康发展，风电资源与负荷中心错配的矛盾愈加激化，绿色风电逐渐成为电网的负担。
2016年风电产业如何破局?中国风电行业有如何实现健康发展，无所不能认为以下几点需重点关注：
1政策层弱化装机规模目标，推进风电合理开发
“十二五”期间国家能源局下发核准计划规模累计1.38亿千瓦，前四批计划平均完成率为82%，其中2014年计划完成率最低仅为56%。2016年时逢“十三五”规划编制之年，风电装机规模如何制定成为核心聚焦问题。然而，在风电弃风限电形势严峻的背景下，政策层近期较少提及“十三五”期间风电装机规划的明确目标，而是强调提高核准计划执行率、项目审批向非限电区域倾斜，力图从宏观角度优化全国风电合理布局。
2补贴退坡明确，国企或成坚守风电行业最后主体
继2014年陆上风电标杆电价降低0.2元/kWh后，2015年底发改委预计继续下调2016年陆上风电标杆电价0.1-0.2元/kWh，并同时明确2018年标杆电价继续下调0.2-0.3元/kWh，补贴未来逐年大幅退坡已成为明确政策导向。根据《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，2020年风电上网电价将与煤电电价相当。
标杆电价下调后将有相当一部分风电项目不再具有开发价值，风电项目开发重心将逐渐向华南、华东等负荷中心区域集中。
补贴迟发欠发现象严重令风电企业现金流更加吃紧，究其原因主要是可再生能源发展基金收不抵支出和繁冗的补贴发放机制。2015年最后一天，国家发改委时隔两年后再次上调可再生能源附加征收标准0.004元/kWh至0.019元/kWh，以拟补可再生能源发展基金缺口。
虽然，补贴发放时间长、手续繁杂的问题一直倍受诟病，然而我们却未在简政放权的大背景下看到补贴发放流程优化的迹象，其症结在于全国各省之间用电量基数不同，各省所收缴的可再生能源附加金额差距也很大。各省之间的利益平衡只能由财政部从中央财政层面进行，导致补贴拖欠问题一直未能解决。
补贴下降并且迟发欠发导致风电企业现金流难以覆盖银行贷款利息，资金实力较弱的民营风电企业前景堪忧，而国有企业凭借低成本的融资能力和较高的风险承受能力或将成为风电行业的最后坚守者。
3跨区域送电缓解风电消纳问题待解
中国电力负荷和能源资源之间的错位现象决定了跨区域送电成为中国电力未来发展的主要方向，特高压、跨区域送电线路建设逐年提速将助力电力远距输送。2014年全国跨区域送电量2997亿千瓦时，占全国供电量的6.16%。
然而，不可忽视的是，电源规划和电网规划并未达到匹配发展的均衡状态，拥有大量风电、火电机组的“三北地区”薄弱的网架结构以及因特高压交流建设相对缓慢造成的”强直弱交“的问题严重制约了跨区域送电能力。此外，如何平衡跨区送电省和售电省之间的利益关系也成为了跨区域待解难题之一。