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距离2020年“风火同价”的节点越来越近，2018年乃至今后两年，风电行业将呈现出何种新趋势？
风电降价步入新周期
2018年将成为风电持续降低度电成本的关键一年。
新能源财经数据显示，2017年全球陆上风电度电成本已下降至每千瓦时6．7美分，成为最经济的绿色电力。国际可再生能源署预测，随着风机容量系数的提高和投资成本的降低，风电度电成本2025年有望降到5美分。
受到电价调整政策的激励，2017年运营商积极推动新项目核准，各地能源主管部门也在核准计划上给予支持。预计2018年和2019年将是风电开工建设的又一个高峰期。
数据显示，2018年前核准未建设的风电项目约达到114．6吉瓦。根据风电电价调整方案，这些项目需赶在2018年和2019年开工建设，以获得0．47—0．60元／千瓦时的上网电价，否则上网电价将被调整为0．40—0．57元／千瓦时。
海上风电迎规模化发展
随着我国海上风电电价政策明确，建设成本持续优化、配套产业日渐成熟，海上风电也迎来“加速期”。按照规划，2020年我国将确保海上风电并网5吉瓦，开工10吉瓦。但实际上，目前各省中长期规划的海上风电已超过了56吉瓦。
数据也印证了海上风电的“热度”。2017年1－11月国内风电项目公开招标容量为25吉瓦，与2016年同期持平。其中，海上风电项目招标3．1吉瓦，同比增长约1倍，占全国招标量的 12．4％ ，投资需求呈现良好发展势头。
2017年新增风电装机量最终数据虽未发布，但业内普遍认为，这一数据同比会有所下滑，或达不到2000万千瓦。根据多家整机商反馈的信息，虽然新增装机量下滑，但手持订单量并未出现大滑坡。
业内分析，新增装机量和手持订单量的不同步，或与风电项目向中东部和南方地区转移有关，这些区域地形复杂，项目建设工期长导致了上述不同步现象。
数字化加速产品迭代
数据显示，2017年1月－11月，市场中2兆瓦级机组招标容量达到16．4吉瓦，占全国招标量的66％，2．5兆瓦机型占比7．5％，3．0兆瓦占比6．4％。从区域分布来看，南方市场占比继续提高，南方、北方项目分别占全国招标量的46％和54％。
随着国内风电市场产品同质化程度加深，更大叶轮直径的新机型频繁推出，带动老机型价格走低，2017年第三季度2兆瓦风电机组市场投标均价下降至3700元－3800元／千瓦左右，2017年累计降幅为7％。2．5兆瓦风电机组市场投标均价也随着产品更迭调整至3800元－3900元／千瓦。
数字化技术应用进一步推动了风电机组迭代速度提升。这一趋势在未来几年会更加明显。
产品迭代速度的加快，反映出的是设计效率的提升。以前一款新机型从研发到推向市场需要3－5年时间，现在可能只需要1年时间。同时，近年来数字化技术也推动发电效率有10％－20％的提升。
之前，大数据分析等数字化技术主要应用于后端的风电场运维，现在应用范围正在扩大，并突出表现为不断地向设计、研发等前端延伸。与此同时，技术成熟度也更高了。
业内认为，风电是资产密集型行业，数字化会把整个行业变得透明。透明化之后，投资、收益、风险就能看得更清楚，资本才更愿意进入这个行业，风电产业与金融资本才能实现更好融合发展。
分散式风电破局
分布式能源是能源转型的核心方向之一。2017年，分布式光伏实现爆发式增长。2018年，分散式风电将迎来破局契机。
目前，分散式风电在我国风电装机总量中不足1％，既暴露了发展的困境，也预示了发展的潜力。
早期我国分散式风电发展滞后，主要根源在于配套政策不完善。集中式风电和分布式光伏都有非常明确、规范的审批流程，相比之下，各地分散式风电审批流程一度既不明确，也不够简化，制约了其大规模发展。
由于规模较大，集中式风电可以摊销基建成本、吊装成本、管理成本等，所以从成本和收益角度讲，集中式风电回报率更高。
现在，受弃风限电、红色预警等因素影响，短期内“三北”地区发展集中式风电的空间进一步压缩，同时，随着风电技术水平的提升，在复杂的地形条件和工况下运作项目的能力增强。
就算是装机容量较小的项目，也可以实现布局方案最优的精准设计，从而进一步增大了分散式风电的发展空间。
伴随分布式发电市场交易试点的实施，电改全面激活需求侧市场，分散式风电成本也有望加速降低，推动平价上网时代尽快到来。对于分散式风电来说，2018年是值得期待的一年。
