8月23日，美国能源部（DOE）发布了《2017风能技术市场报告》 指出，受益于税收抵免（PTC）优惠政策、技术进步和成本下滑，美国风电装机容量在2017年继续保持强劲增长势头，新增装机7017 MW，使得全美累计风电装机总量达到了88.9 GW；风电平均安装成本降至800-950美元/千瓦时，较2009-2010年间的峰值下降了33%；风电行业就业人数创历史新高，达到10.55万人。受PTC政策推动，预计2018-2020年风电市场将继续扩张，年均装机增量预计在8-10 GW；但随着PTC政策于2020年取消，预计2021年后风电市场发展速度将减缓。报告从装机、绩效、成本、价格以及政策和市场驱动等方面，概述了2017年美国风电市场的主要发展趋势，具体内容如下：
1、 装机趋势
•2017年风电装机继续快速增长，全年新增装机容量7017 MW，累计风电装机容量增长至88.9 GW。这意味着风电市场新增110亿美元投资，使得自1980年以来的累计风电投资总额达到了约1800亿美元。除了新建机组外，共有2131 MW的风电设施进行了改造，包括升级现有风机的转子直径和机舱主要部件，以提高发电量、延长寿命。
•2017年，风电是美国新增发电量的第三大来源，仅次于太阳能和天然气，占2017年所有发电增量的25%。过去十年美国发电增量的30%来自风电，其中在内陆和大湖的新增装机占到当地总增量的55%和44%，而在东北部、西部和东南部的占比较小，分别为19%、18%和2%。
•2017年全球风电新增装机量为52.5 GW，使得累计装机总量达到了539 GW。其中，中国以19.6 GW新增装机位居全球新增装机排行榜第一位，美国以7017 MW位居全球第二。一些国家的风电并网程度很高：2017年底丹麦风电满足了其电力需求的48%，爱尔兰和葡萄牙则满足了电力需求的30%，美国2017年底风电提供了全美7%的电力需求。2017年风电并网量创历史新高，有81 GW的风电并入大电网，仅次于太阳能。
2、 工业趋势
•2017年，维斯塔斯（Vestas）、通用电气（GE）和西门子-歌美飒（Siemens-Gamesa）三家风电制造商共占美国风电市场份额的88%。其中，Vestas占到美国涡轮机安装市场的35%，GE和Siemens-Gamesa分别占29%和23%；维斯塔斯也是2017年全球陆上风电涡轮机的主要供应商，其次是西门子-歌美飒、金风科技和通用电气。
•2017年一些风电制造商在美国扩大了用人规模或增加了现有设施，但供应链长期扩张的预期不再乐观。2017年美国风电就业人数达到新高为10.55万人。此外，过去4年里涡轮机供应商的盈利能力普遍强劲，虽然过去5年多关闭了多家工厂，但服务于美国市场的三家主要涡轮机制造商都在美国设有制造厂。2017年美国国内工厂的涡轮机机舱装配能力约11.7 GW，叶片和塔架年生产能力约为8.9 GW和7.4 GW。美国风电设备供应链面临着近期供应显著增长、竞争日趋激烈以及PTC优惠政策逐步取消而造成的需求减少等严峻挑战。
•虽然一些风力发电机组件的国内制造商势头强劲，但美国风电行业依然依赖进口。美国依赖从多个国家进口风力设备组件，以下组件的国产化程度最高：涡轮机舱组装（>85%）、塔架（70%-90%）、叶片和轮毂（50%-70%）。
•2017年美国风电市场新增税收60亿美元，与前三年持平；项目级债务融资减少至25亿美元；税收权益收益率略低于8%（无杠杆、税后条款），而债务成本在全年大部分时间维持在4%左右，但在2018年上半年有所增加。2018年由于大量积压的涡轮机符合安全要求，有资格获得100%PTC，另外将部署10 GW的安全港风力发电项目可以获得80%PTC。
•2017年新建的风电机组绝大多数来自独立发电商。独立发电商拥有2017年美国新建风电机组容量的91%，其余由公用电力公司（9%）和其他实体（<1%）拥有。
•公用电力公司的长期合同仍然是风电最普遍的承购协议，直接零售和商户承购协议也很重要。电力公司仍为2017年风电的最大承购商，拥有9%的风电项目，且购买了36%的电力，共占2017年新增装机容量的45%，直接零售购买者包括企业承购商占24%，商户/准商户项目、电力营销商分别占20%和6%。
3、 技术趋势
•2017年美国平均风机容量、转子直径和轮毂高度继续增加，延续了良好的发展趋势。为了优化风电项目的成本和性能，风力涡轮机的规模不断扩大，2017年美国新安装的风力发电机平均额定（铭牌）容量为2.32 MW，比上一年增加了8%，比1998-1999年增加了224%；2017年平均转子直径达到113米，比上一年增加了4%，较1998-1999年增加了135%；2017年平均轮毂高度为86米，比上一年增加了4%，较1998-1999年增加了54%。
•平均转子直径和涡轮机额定容量的增长幅度超过了过去二十年轮毂高度的平均增幅。近年来，转子比例变得尤为重要。2008年，还没有涡轮机采用直径超过100米的转子；到2017年，99%的新装涡轮机转子直径超过100米，80%的转子直径大于110米，14%的转子直径超过120米。
•用于较低风速的涡轮机已迅速获得市场份额，并且正被广泛地应用到各类风电场。由于转子面积的增长超过额定容量增长，平均“比功率”（W/m2） 下降，从1998-1999年安装项目的394 W/m2降至2017年安装机组的231 W/m2。低比功率涡轮机最初被设计用于较低风速情况，2017年绝大多数新装机组使用了国际电工委员会（IEC）3级和2/3级涡轮机，这是专门用于低风速风电场的涡轮机，表明低风速风力涡轮机日益普及。
•与前三年相比，2017年风电项目部署场地风速更低。据估计，2017年安装的风力涡轮机在地面高80米处的长期平均风速为7.7米/秒，低于前三年的风速，但高于2009-2013年的平均值。美国联邦航空管理局的数据显示，近期风电项目将部署在与2017年新建项目风电资源相近或更好的区域。
•美国联邦航空管理局的许可证数据表明，计划近期建设的风电项目将继续沿风力发电机逐渐增高的趋势发展，2018年初超过35%的许可证申请超过500英尺。
•许多风力发电项目继续采用单一风力涡轮机供应商的多种配置。2016年和2017年建造的大型风电项目中近四分之一使用了具有多个轮毂高度、转子直径和/或容量的涡轮机，全部由同一原始设备制造商（OEM）提供。这反映出风机选址和尾流效应日益复杂，而涡轮机供应商越来越愿意提供多种涡轮机配置，从而提高了现场优化。
•2017年部分重新投运的风力涡轮机配备更大转子并具有更低的比功率。2017年，有1317台涡轮机（总容量为2131 MW）重新装配了较大的转子，转子直径平均增加了12米，其中只有10%的风机额定容量增加。这些转变导致平均比功率降低了25%，从335 W/m2降至252 W/m2。这些涡轮机在重新投运之前仅使用了9-14年，重新装配的主要目的是提高运营效率并重新获得PTC优惠资格。
4、 性能趋势
•由于涡轮机规模扩大，风电项目的性能随时间的推移而增加。然而，风力资源强度的年际变化和风能削减量的变化部分掩盖了涡轮机结垢对风电项目性能的影响。平均而言，与早些年相比，美国2017年风速接近正常，而风能削减幅度保持在2.5%左右。
•在给定风力资源条件下，涡轮机设计的变化推动了容量系数随时间推移而显著增加。关注风电项目在2017年的性能有助于确定潜在的发展趋势：2014-2016年间建设项目在2017年的平均容量系数为42.0%，而2004-2011年间建设的项目则为31.5%，1998-2001年间建设的项目仅为23.5%。比功率的下降是形成这一趋势的主要原因。
•容量系数的区域差异反映了风力资源的强度和新涡轮机技术的应用情况。2017年，内陆地区的平均容量系数最高，达到43.2%。区域排名与各地区风力资源情况大体一致，反映了每个地区采用较低比功率和/或较高风力发电塔的涡轮机的程度。例如，到目前为止，大湖地区比其他一些地区更多地采用这些新设计（尤其是较高的风力发电塔），导致平均区域容量系数增加。
5、 成本趋势
•风力涡轮机的价格仍然远远低于十年前的水平。在2000-2002年间，风力涡轮机平均价格下滑到800美元/千瓦历史性低价，此后价格反弹，到2008年平均价格上涨至超过1600美元/千瓦。而2008年之后，尽管风力发电机规模持续增加，其价格急剧下降。最近的数据显示，风力发电机价格通常在750-950美元/千瓦之间。价格下降以及涡轮机技术的进步使降低了项目成本和风电价格。
•涡轮机价格降低促使安装项目成本降低。2017年，新建项目的容量加权平均安装成本为1610美元/千瓦，较2009年和2010年的最大平均成本减少了795美元/千瓦，但与本世纪初的安装成本大致相等甚至略高，目前在建项目的早期迹象表明安装成本有所降低。且安装成本因项目规模、涡轮机尺寸和所在地区而异。已安装的项目成本具有一定的规模经济效益，此外，在2017年建成的项目中，内陆地区成本最低，其容量加权平均成本为1550美元/千瓦。
•运营维护成本因项目运行时间和商业运营日期而异。统计数据表明，过去十年安装的项目平均运营维护成本低于老旧项目，旧项目的运营维护成本随设备老化而增加，过去十年安装的项目运营成本保持稳定。
6、 风电价格趋势
•风电购买协议价格仍然很低。2009年签署的风电购买协议（PPA）价格达到70美元/兆瓦时之后，而劳伦斯伯克利国家实验室样本中风电PPA的全国平均价格降至20美元/兆瓦时及以下，但是其样本包含来自美国风电价格最低的内陆地区，近年大部分新建项目都位于该地区。但只考虑内陆地区PPA价格（上文的风电价格是涵盖了内陆和沿海的情况），其下跌幅度较小，从2009年的约55美元/兆瓦时降低到2017年的20美元/兆瓦时以下。当前PPA价格较低的原因是容量系数较高、安装成本下降和利率下降。随着时间的推移，PTC优惠政策也是一个关键的推动因素。风能平准化成本（LCOE）的区域和全国趋势与PPA价格趋势相同，从1998年到2005年普遍下降，然后到2009年上升再到2017年下降。内陆地区的LCOE最低，2017年平均价格为42美元/兆瓦时，部分项目低至38美元/兆瓦时。
•风电的经济竞争力会受到天然气价格偏低和风能批发市场价格下降的影响。风电平均批发市场价格从2008年开始下降并在2009年大幅下降，2012年风电平均PPA价格呈现超过批发市场价格的趋势，但由于PPA价格持续下降，2013年其与批发市场价格接近，在随后的几年中风能一直保持市场竞争力。2017年风电的批发市场价格为14美元/兆瓦时，是西南电力联营中最低的；最高价格则为加州市场的28美元/兆瓦时。同时，根据2015-2017年签署的协议得出未来风电平均PPA价格低于能源信息署最新预测的天然气发电成本，该预测一直延续至2050年。
7、 政策与市场驱动
•PTC政策仍然是风电部署的核心驱动力之一。2015年12月，根据2016年综合拨款法案，国会通过了PTC延长五年的决议，为2016年底之前开始建设的项目提供完全的PTC优惠，但对随后几年开工的项目逐步取消PTC（例如，2017年开工建设的项目获得80%的PTC，2018年和2019年开工建设的项目则降至60%和40%）。
•国家政策有助于引导风电场选址和部署规模，但风电增长速度已经超过国家目标。截至2018年6月，已有29个州和华盛顿特区实行可再生能源配额制（RPS）。2000-2017年间，美国建造的所有风电机组中，采用RPS风电中约49%用于提供负荷电力服务。在2017年建成的风电项目中，这一比例降至23%。现有的RPS计划要求，到2030年每年可再生能源增加约4.5 GW。
•电网系统运营商正在制定各种措施以提高风电的并网比例，但面临诸多问题。研究表明，将风能整合到电网中的成本差异很大，平常时期低于5美元/兆瓦时，当风电渗透率达到或超过风电系统峰值负荷的40%时则接近20美元/兆瓦时。
8、未来展望
由于PTC延长五年和信贷价值随着时间的推移逐步减少，风电装机量将在未来几年内继续快速增长。此外，近期装机量的增加受到风电技术成本降低和性能改进的影响，这有助于降低电力销售价格。影响风电需求的其他因素包括企业风能购买和州级可再生能源政策。因此，各种预测显示风电年度新增装机量将从2018年的8 GW增加到2020年的约10-13 GW。然而，随着PTC优惠政策逐步取消，2021-2025年新增风能装机量预计会下滑。鉴于以上的因素，未来（尤其是2020年后）风电市场发展趋势并非一片坦途。
