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顾永强 能源战略学者
国际能源咨询机构伍德麦肯兹近期发布的《美国风能监测报告》显示，美国风电产业在2024年陷入阶段性低谷。全年新增风电装机总量5.2吉瓦，较2023年下降38%，创下自2013年以来的最低水平。其中陆上风电新增装机3.9吉瓦，海上风电仅实现101兆瓦并网，而陆上技改项目贡献了1.3吉瓦增量。这一数据反映出，在政策环境变化、经济压力加剧的背景下，美国风电行业正经历深度调整。
陆上风电：装机量低谷与未来反弹预期
作为美国风电产业的支柱，陆上风电在2024年遭遇明显降温。3.9吉瓦的新增装机量较2020年峰值时期缩水68%，但设备制造商竞争格局保持稳定。GE Vernova以56%的市场份额维持领先地位，维斯塔斯（40%）和西门子歌美飒（4%）分列第2、3位。这种“一超多强”的市场格局已持续5年，反映出头部企业对政策周期的强大适应能力。
政策调整带来的影响正在显现。2022年修订的生产税收抵免政策将补贴范围扩大至技改项目，这直接刺激了2024年1.3吉瓦技改装机的实现。位于得克萨斯州的Coyote Wind Farm通过更换18台老旧机组，在保持场地不变的情况下将发电量提升40%，成为技改项目的典型案例。但新政策规定，2025年后申请的技改项目需满足50%以上组件本土化要求，这给开发商带来了新的成本压力。
在建项目进展显示行业韧性。目前全美有24个陆上风电项目处于施工阶段，总规模10.8吉瓦，预计2027年前陆续并网。其中位于俄克拉何马州的Traverse Wind Farm已完成70%的吊装工作，项目方采用分阶段并网策略以应对补贴政策变化。但新项目审批速度明显放缓，2024年第三季度新获准项目仅327兆瓦，较2023年同期减少57%。
政策执行层面的挑战日益突出。联邦土地管理局暂停新项目审批的决定已影响12个州的开发计划，涉及装机容量约2.4吉瓦。蒙大拿州原定2024年开工的Two Dot Wind项目因审批延迟被迫推迟至2026年，开发商表示土地租赁费用上涨和环保评估流程延长使项目成本增加12%。中西部风电联盟的调查显示，34%的开发商将项目延期归因于行政流程复杂化。
海上风电：在政策波动中艰难前行
海上风电市场预计将在2025年迎来增长，装机量或将从2024年的101兆瓦提升至900兆瓦。但受近期行政令影响，多个项目被迫搁置，导致5年预期装机量下调1.8吉瓦。东海岸多个大型项目的停滞反映出政策环境的不确定性——新政府暂停了联邦水域的租赁审批，导致原定2024年招标的墨西哥湾2个区块延期。
项目推进面临多重阻碍。新泽西州规划中的Atlantic Shores项目虽已获得州政府支持，但因联邦层面的海洋生物保护新规被迫修改设计方案，单机容量从15兆瓦下调至13兆瓦，导致总装机量减少18%。马里兰州Skipjack Wind 2项目则因电缆铺设许可延迟，将并网时间从2026年推迟至2028年。这些案例显示，联邦与地方政策的协调问题正成为制约发展的关键因素。
供应链建设滞后加剧困境。根据美国海上风电协会数据，本土化采购要求使项目成本增加25%至30%。弗吉尼亚州Dominion Energy的CVOW项目因无法按时获得国产单桩基础，不得不从西班牙临时采购部件，导致建设成本超支4.2亿美元。这种状况促使开发商调整策略——纽约州3个海上风电项目已联合发起零部件集中采购计划，试图通过规模效应降低成本。
潜在转机正在酝酿。尽管短期遇挫，海上风电长期规划仍保持增长预期。2025年预计将有900兆瓦项目并网，主要来自纽约South Fork Wind的后期机组投运。马萨诸塞州通过州立法设立2.4亿美元的海上风电供应链基金，计划在2026年前实现塔筒、叶片等部件的本土化生产。这些举措若能有效落地，或支撑行业发展。
市场前景：在市场分化与不确定性中寻找平衡
综合预测显示，2024—2029年间美国将新增33吉瓦陆上风电、6.6吉瓦海上风电及5.5吉瓦技改项目。但相较于2024年75.8吉瓦的5年预期，最新预测大幅下调40%，反映出行业面临的系统性风险。联邦公务员编制缩减计划已导致项目审批周期延长30%，环保评估流程较往年增加45个工作日，这些行政效率的变化正在重塑行业生态。
经济可行性面临重新评估。生产税收抵免政策的适用范围调整，使得14%的在建项目面临补贴缩水风险。俄勒冈州Shepherds Flat技改项目因不符合新的本土化比例要求，可能损失30%的预期补贴。这种情况促使开发商转向混合融资模式——堪萨斯州新公布的Breezy Plains项目首次尝试“绿债+购电协议”组合，将电力买家从传统公用事业公司扩展至数据中心运营商。
电网瓶颈成为显性制约。ERCOT（得克萨斯州电力可靠性委员会）数据显示，该州有1.2吉瓦已建成风电项目因输电容量不足无法满负荷运行。中西部风电开发商的调研表明，23%的延迟并网项目与电网接入审批直接相关。这种状况催生了新的商业模式，明尼苏达州某开发商通过收购退役火电厂址改建变电站，将并网等待时间从34个月缩短至19个月。
技术演进呈现保守态势。2024年新增陆上风电机组平均单机容量3.2兆瓦，较3年前仅提升7%，远低于同期欧洲市场15%的增幅。这种技术路线的选择既受制于本土供应链能力——GE Vernova的4.8兆瓦机型关键部件仍依赖进口，也反映出开发商对政策稳定性的担忧。行业观察家指出，当政策风险加剧时，企业更倾向选择成熟技术而非创新方案。
市场分化催生新机遇。在大型项目受阻的背景下，社区风电和小型技改项目呈现活跃态势。艾奥瓦州通过立法允许农场主联合开发10兆瓦以下风电项目，2024年此类分布式装机达217兆瓦，同比增长83%。中国企业在技改服务领域获得突破，金风科技与北美运营商签订的2.3亿美元订单涉及132台机组升级，采用预制化改造方案将施工周期缩短40%。
当前，美国风电市场正处于转型升级的关键节点。伍德麦肯兹预测，2025年陆上风电装机有望回升至6.3吉瓦，但这取决于三季度政策环境的明朗化。海上风电的突破则需要联邦与州政府形成政策合力，特别是在本土供应链建设和审批流程优化方面。对于全球观察者而言，这个波动中的市场不仅折射出能源转型的复杂性，也为理解政策与产业互动提供了现实样本——当补贴驱动模式遭遇政治周期挑战，行业必将转向更市场化的生存逻辑。