据中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）的统计数据，2023年我国（除港、澳、台地区外）新增风电装机7937万千瓦，同比增长59.3%；累计装机容量达到47460万千瓦，同比增长20%。我国风电新增装机容量在2020―2022年年均达5000万千瓦左右的基础上，跃升至8000万千瓦左右。

　　风电装机规模的迅速增加，得益于我国碳达峰碳中和战略目标的加快落实，以及整个风电产业链通过大力推动技术进步来实现风电度电成本的快速降低。今天，风电项目作为电力开发企业的战略性资产，价值正愈发凸显。

　　2024年年初，在“三北”集中式风电项目中，EPC价格已不到4000元/千瓦，甚至在一些大基地项目中，可做到3000元/千瓦；个别项目的投资所需成本，已低于2800元/千瓦。这在某种程度上预示着上述项目的度电成本基本已低于0.1元/千瓦时，最低已达到0.09元/千瓦时，均大幅低于火电度电成本。这表明多位企业负责人与行业专家数年前对现今内蒙古等“三北”地区风电度电成本降至0.088~0.1元/千瓦时的预测已成为现实。

　　越来越低的度电成本，意味着在理论测算上，开发风电项目的投资收益率更高。一位开发企业项目负责人向《风能》举例说道，黑龙江的一个总装机容量超过30万千瓦、年利用小时数接近3000h的项目，其综合电价为0.29元/千瓦时，全投资收益率可达12%，投资回收期约为7年。有必要注意一下的是，该项目的发电小时数已考虑了一定限电因素。

　　另一个位于河北总装机容量为18万千瓦的项目，年利用小时数约为2200h，综合电价为0.37元/千瓦时，项目收益率接近8%，投资回收期不到9年。该项目的投资回收期略长，是因为其作为山地项目，造价相比上述黑龙江项目高出1000元/千瓦。

　　“这些项目都配置了储能设施。”这位项目负责这个的人说，“在不考虑非技术成本的条件下，目前‘三北’地区风电项目的投资回收期大多在6~8年。”

　　这是在目前的体制机制下，风电项目所能够创造的资产价值。有专家觉得，在进入电力市场后，风电项目产生的价值将进一步凸显，这大多数表现在其作为电源本身的特性与电力需求的匹配度上。

　　一方面，风电的同时率较低。在一片较大的区域内，风电机组不容易出现同时发电的情况。例如，不少风电机组在8m/s就可以实现满发，在此风速下，风一个小时能够移动28.8公里。也就是说，一阵风在瞬间可带动的风电机组有限，而在一个大的区域内，风可能在不同的风电场随机出现，以此来实现风电出力的总体稳定。

　　另一方面，风电出力时机较为匹配用电需求。我国多数省份的用电尖峰时段是在上午7―11时和夜间19―23时，风电可实现在24小时内有风就发电，且在上午与夜间的出力往往更高，不仅正好可满足用电高峰的需要，也可错开光伏出力的高峰，从而与光伏形成互补。

　　随着风功率预测系统、控制技术和储能技术等持续进步，以及风电总体规模的不断增大，风电可以在一定程度上完成从波动性电源转变为稳定性电源。风电的技术特性和出力特性，可以让它在交易策略上有操作空间，通过交易策略进一步保障和提升风电项目收益。

　　而风电资产的上述价值，还未体现其绿色电力的先天优势。近年来，全球减碳控碳趋势已不可挡，欧洲正在通过建立碳壁垒保护本地制造业。出口依存度高的行业与企业在产品生产的全部过程中，为实现脱碳将对绿电产生慢慢的变多的需求，风电的绿色价值将愈发凸显。

　　例如，国内某拥有自备火电厂的铝业公司在生产的全部过程中使用的火电较多。其产品主要面向欧洲，客户对产品中的可再次生产的能源消纳权重有着明确要求。因此，该公司不得不通过购买国际绿证来解决这一个问题。而这家公司为减少相关成本，正在努力采购足够多的绿色电力，风电就是其重点目标之一。

　　CWEA对未来我国风电年度新增装机规模进行了预测：2024年，风电新增装机规模在7500万~8500万千瓦；2025年，在8500万~9500万千瓦；2030年，将提升至1.5亿千瓦以上。

　　这个目标的提出，在某些特定的程度上参考了风电未来愈发突出的资产价值因素。伴随着风电开发与消费模式更紧密地结合，创造出更多样的“风电+”商业模式，风电资产的价值在未来将体现于社会经济与生产生活的方方面面，进而成为中国新型电力系统中的主体电源。

　　中国电力网于1999年正式上线运行，是中国电力发展促进会主办的全国性电力行业门户网站。