风电“十三五”尚需借力顶层设计
要实现“十三五”的目标，仅靠风电行业一方努力，难度将极大。只有做到顶层设计优化，“风煤”双向调整，或才是完成目标的可行途径。
“十一五”风光无限、“十二五”争议前行的风电，或在“十三五”迎来更好的发展机遇。
显而易见，无论是媒体关注度还是指标明确度，风电“十三五”发展方向都超过了其他可再生能源。按照已公布的文件和发展思路，风电将在“十三五”期间完成2亿千瓦的装机目标，实现风电与煤电的上网电价相当，并逐步解决弃风限电问题。
如果从当前的产业布局和技术水平看，上述三点完成均有希望，前提是，国家要进一步优化风电和其他电源与能源以及电网发展布局，以顶层设计，给予风电足够的发展空间。
实现2亿千瓦装机不确定性低
诸多目标中，2020年实现2亿千瓦的累计装机目标的不确定性应是较小的一个，这可以从近年较为稳定的年新增并网风电装机数量以及资源、产业、项目储备等诸多方面来分析。
当下无论是媒体还是舆论，更多的采用风电吊装容量来描述风电产业现状，但在业内人士看来，风电并网装机容量比吊装容量更能反映风电行业的真实情况。如果仅仅比较近年的风电年新增吊装容量，各年之间有一定的差异，差距在400万千瓦以上而各年风电新增并网容量则不然，“十二五”前三年基本保持年新增1500万千瓦的规模，相对稳定，后两年有望达到1500-2000万千瓦的年新增规模。风电装机稳定增加趋势已现，并在未来几年可能继续这种态势。如果考虑实现2亿千瓦的装机目标，“十三五”期间，风电年均新增装机量需要接近2000万千瓦，这一数值较2013年近1500万千瓦的新增装机多出500万千瓦左右，但分析发展形势，实现的不确定性较小。
首先，在风能资源上，未来可开发资源潜力巨大。根据中国气象局风能太阳能资源评估中心在2014年国际风能大会上公布的评估报告，70米高度、能量密度不低于150瓦/平方米的可开发风资源量为60亿千瓦，不低于200瓦/平方米的风能资源量为55亿千瓦，新提出的能量密度不低于200瓦/平方米的风能资源数据，明显高于其在2011年公布的36亿千瓦的可开发量。这就意味着，从风电发展角度，风能资源基本不是约束条件。
其次，在项目储备上，风电准备项目充足。近四年来国家能源主管部门已下发了四批拟核准风电项目计划，加上之前国家和地方核准的项目，累计核准容量超过1.5亿千瓦。这一数字超出“十二五”规划目标，也增加了业界的信心。
第三，在消纳送出上，将为风电营造更好的外部环境。2014年2月，在国家能源局局长吴新雄主持召开的落实大气污染防治有关工作专题会议上，提出“加快十二条输电通道项目进程”，通道建设将为风电在更大范围内消纳提供必要的硬件条件。
限电问题解决需多重发力
与相对容易预测的风电装机规模相比，解决限电问题的时间表则不确定较大。
在2014年10月举行的北京国际风能大会上，国家能源局新能源司的领导针对这一问题，原则性地提出了解决问题的时间点，表示，随着风电优先上网和全额收购等政策的实施，希望能在2015年基本解决弃风限电问题。
2015年，距离弃风限电比例最高的2012年仅为三年。在国家能源局《关于做好2013年风电并网和消纳相关工作的通知》中，2012年全国限制风电出力的弃风电量约200亿千瓦时，是2011年二倍，全国限电比例达到17%，“三北”地区则普遍高达20%以上。限电最严重的东北地区，限电电量约占全国限电总量的一半。
之后的2013年，如何解决弃风限电成为风电业界最热门、最紧迫的话题，也催生了国家连续出台诸多政策，从规划、技术、价格等各个方面试图力挽狂澜。
努力的成效反映在2013年的风电发展情况上。根据统计，2013年当年全国风电平均利用小时数2074小时，同比提高180小时左右，在风电装机进一步增加的情况下，弃风电量同比下降约50亿千瓦时。限电比例降为10.7%。风电弃风限电确实有了明显好转。进入2014年，弃风限电的比例进一步下降，根据国家能源局发布的《2014年上半年风电并网运行情况》，全国2014年上半年平均弃风率8.5%，同比下降5.14个百分点。
但仔细分析风电发电量数据，可以看出，风电限电问题在2014年实际上可能又加剧了。如果比较2013年和2014年的1-9月风电年等效利用小时数，后者下降了180左右，这也意味着在其他条件不变的情况下，2014年风电开发企业的实际收入在下滑，主要原因是2014年风资源较差，风电年等效利用小时数的降低，一定程度上掩盖了限电情况回弹加剧的事实。
限电问题是可以逐步解决的，但在短短的几年内尽快解决，难度较大，需要在各个方面多重发力。未来政策和措施的设计需考虑风电发展需求，在风电并网和消纳的硬件和软件上予以支持配合。
硬件需求顾名思义来自电网装备和建设方面。如按照前文所述，“十三五”期间12条输电通道如期完成，加上其他输电线路建设和完善，应该是可以满足风电并网消纳硬件需要。
弃风限电问题的根本解决，更关键的是软件，即风电相关的体制衔接问题，尤其是目前的煤电计划电量制度使《节能发电调度运行管理办法》基本成为一纸空文，压缩了风电的出力空间。此外规划问题，即各类电源规划之间以及与电网规划之间的不协调，以及地方政府追求增加经济总量的直接目的，造成部分地区各类电源增长过快，而不充分考虑当地电力负荷和电网输送容量有限的事实情况。
规划成功与否，并非目标，而是细节。从当前的情况看，解决弃风限电问题的方向明确，但能否解决这一顽疾，关键要看如何细化规划目标和政策，探索创新体制。
风电煤电上网电价相当难度较大
相对实现装机目标和解决弃风限电问题，2020年使风电与煤电上网电价相当的难度较大。根据2014年各地区风电上网电量以及风电、煤电现行电价水平，风电的平均度电补贴水平略超过0.2元/千瓦时，因此，上网电价相当意味着要在未来6年左右的时间内将这一差距缩小为近乎零。
2014年前三季度，多家风电制造企业的业绩大幅上升。以金风科技为例，其实现营业收入106.21亿元，同比增长49.18%；归属于上市公司股东的净利润11.95亿元，同比增长535.78%。更有风电证券机构作出预测，使金风科技在四季度将继续触底反弹。
风电制造业2014年较好的业绩与“抢装”现象不无关系。2014年两会上，“适时调整风电上网电价”的提法就已拉开风电行业抢装潮的大幕，9月 国家发改委提出了陆上风电上网电价调整征求意见方案，各类资源区的电价下调幅度不一，为0.02~0.04元/千瓦时，风电行业反响强烈。如要在“十三五”实现风电和现有煤电价格相当，下调的幅度要达到0.2元/千瓦时左右，将影响企业的盈利甚至生存，这显然是行业最为担心的情况。
单纯从风电角度以及可能的途径看，如果想打消企业的担心，要么实现风电成本下降，要么让风电利用小时数上升。自2010年后，风机价格和风电场建造成本稳步下降，根据水电水利规划设计总院和国家可再生能源信息管理中心发布的《2013年度中国风电建设统计评价报告》，2013年“三北”地区风电平均决算单位造价已经低于8000元/千瓦，未来价格可能还会下降，但降价空间是有限的。再看风电年等效利用小时数，2013年，全国风电平均利用小时数为2074小时，相比2012年激增180小时。但到了2014年上半年，风电平均利用小时数仅为979小时，同比下降113小时。
之所以出现这样的反复，2014年的风资源情况不佳的自然原因固然是主因，但限电问题的可能反弹也不容忽视。实现风电与煤电上网电价相当，需要努力的不仅仅是风电行业，煤电乃至整个电力、能源系统的运行方式、机制需要做出改变，在市场空间一定的条件下，如能真正落实电力的节能调度，煤电实际的成本和价格需求将上升，风电的发展空间将增大，再考虑未来可能的环境税、碳税等的影响，从风煤环境约束等几个方向上可以缩小风电、煤电的成本和价格差。因此，风电的长远发展或需要国家在能源领域的顶层设计上进行调整。
在2014年11月公布的《中美气候变化联合声明》中，我国政府提出到2030年非化石能源在一次能源中的占比要达到20%左右的新发展目标。风电将是实现这一目标的主力之一。一直以来，但凡提到风电煤电平价，更多的人想到的是从风电行业入手，或压缩成本、或提高效率。但要实现这一目标，仅靠风电行业一方努力还不够。只有做到顶层设计优化，“风煤”双向调整，或才是完成目标、使风电在能源供应中发挥更大作用的可行途径。