據中國可再生能源學會風能專業委員會（CWEA）的統計數據，2023年我國（除港、澳、臺地區外）新增風電裝機7937萬千瓦，同比增長59.3%；累計裝機容量達到47460萬千瓦，同比增長20%。我國風電新增裝機容量在2020―2022年年均達5000萬千瓦左右的基礎上，躍升至8000萬千瓦左右。
風電裝機規模的快速增長，得益于我國碳達峰碳中和戰略目標的加快落實，以及整個風電產業鏈通過大力推動技術進步來實現風電度電成本的快速降低。今天，風電項目作為電力開發企業的戰略性資產，價值正愈發凸顯。
2024年年初，在“三北”集中式風電項目中，EPC價格已不到4000元/千瓦，甚至在一些大基地項目中，可做到3000元/千瓦；個別項目的投資成本，已低于2800元/千瓦。這意味著上述項目的度電成本基本已低于0.1元/千瓦時，最低已達到0.09元/千瓦時，均大幅低于火電度電成本。這表明多位企業負責人與行業專家數年前對現今內蒙古等“三北”地區風電度電成本降至0.088~0.1元/千瓦時的預測已成為現實。
越來越低的度電成本，意味著在理論測算上，開發風電項目的投資收益率更高。一位開發企業項目負責人向《風能》舉例說道，黑龍江的一個總裝機容量超過30萬千瓦、年利用小時數接近3000h的項目，其綜合電價為0.29元/千瓦時，全投資收益率可達12%，投資回收期約為7年。值得注意的是，該項目的發電小時數已考慮了一定限電因素。
另一個位于河北總裝機容量為18萬千瓦的項目，年利用小時數約為2200h，綜合電價為0.37元/千瓦時，項目收益率接近8%，投資回收期不到9年。該項目的投資回收期略長，是因為其作為山地項目，造價相比上述黑龍江項目高出1000元/千瓦。
“這些項目都配置了儲能設施。”這位項目負責人表示，“在不考慮非技術成本的條件下，目前‘三北’地區風電項目的投資回收期大多在6~8年。”
這是在目前的體制機制下，風電項目所能夠創造的資產價值。有專家認為，在進入電力市場后，風電項目產生的價值將進一步凸顯，這主要體現在其作為電源本身的特性與電力需求的匹配度上。
一方面，風電的同時率較低。在一片較大的區域內，風電機組不容易出現同時發電的情況。例如，不少風電機組在8m/s即可實現滿發，在此風速下，風一個小時能夠移動28.8公里。也就是說，一陣風在瞬間可帶動的風電機組有限，而在一個大的區域內，風可能在不同的風電場隨機出現，從而實現風電出力的總體穩定。
另一方面，風電出力時機較為匹配用電需求。我國多數省份的用電尖峰時段是在上午7―11時和夜間19―23時，風電可實現在24小時內有風就發電，且在上午與夜間的出力往往更高，不僅正好可滿足用電高峰的需要，也可錯開光伏出力的高峰，從而與光伏形成互補。
隨著風功率預測系統、控制技術和儲能技術等持續進步，以及風電總體規模的不斷增大，風電能夠實現從波動性電源轉變為穩定性電源。風電的技術特性和出力特性，可以讓它在交易策略上有操作空間，通過交易策略進一步保障和提升風電項目收益。
而風電資產的上述價值，還未體現其綠色電力的先天優勢。近年來，全球減碳控碳趨勢已不可擋，歐洲正在通過建立碳壁壘保護本地制造業。出口依存度高的行業與企業在產品生產過程中，為實現脫碳將對綠電產生越來越多的需求，風電的綠色價值將愈發凸顯。
例如，國內某擁有自備火電廠的鋁業公司在生產過程中使用的火電較多。其產品主要面向歐洲，客戶對產品中的可再生能源消納權重有著明確要求。因此，該公司不得不通過購買國際綠證來解決這個問題。而這家公司為降低成本，正在努力采購足夠多的綠色電力，風電就是其重點目標之一。
CWEA對未來我國風電年度新增裝機規模進行了預測：2024年，風電新增裝機規模在7500萬~8500萬千瓦；2025年，在8500萬~9500萬千瓦；2030年，將提升至1.5億千瓦以上。
這個目標的提出，在一定程度上參考了風電未來愈發突出的資產價值因素。伴隨著風電開發與消費模式更緊密地結合，創造出更多樣的“風電+”商業模式，風電資產的價值在未來將體現于社會經濟與生產生活的方方面面，進而成為我國新型電力系統中的主體電源。
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