导读

双碳目标下，全球可再生能源消费高速增长，2021年同比增长15%以上。新能源时代，我国是可再生能源的主要贡献国。2021年，全球可再生能源总新增装机257GW，我国就占比接近一半，新增121GW。全球能源向绿色低碳转型不可逆转，新能源已然成为新一轮产业革命的主战场。

风电和光伏是我国新能源发电的“双子星”，风力资源储量大、分布广、风力发电优势特征明显：

一是我国风电产业链完备，国产化率高。风电产业上游为原材料及零部件制造，专业性强，供应商技术成熟，大部分零部件实现国产化。产业中游为风机制造和总装，行业集中度较高，具备一定议价力。产业下游为风电场开发与投资运营，央企与省属企业规模较大。

二是风电技术蓬勃发展，陆上风电发展向好，海上风电前景广阔。依托丰富陆风资源和政策支持，多年来我国陆上风电良好发展。海风稳定性更强、利用率更高、运输成本低、受地形限制小，可以在我国东部地区就近消纳。“风电走向深远海”：海上风电逐步成为必然选择，深远海风电是发展重点。未来，海上风电若能够协同多产业共同发展，有望形成万亿级的海洋高端装备制造产业集群。

三是补贴时代结束，风电平价上网加速到来，持续降本增效是重要环节。在经历补贴结束和多轮抢装潮之后，未来的风电行业可能打破原有的周期性，由政策驱动转变为市场驱动，平稳进入平价发展时代。目前，陆风平价先行，海风平价已在进程中。风机大型化、发电智能化、材料轻型化，都是实现持续降本增效的核心路径。

多年来，在政策有力引导下，中国风电产业得到了高质量发展，如今已实现国产化、开启平价快速发展。未来可通过大力发展“储能+风电”，化解风力不稳定难题，进一步平稳运输利用电力。风电产业陆海共振，进入市场化驱动的大时代。陆上风电，聚焦于分散式风电建设、老旧风电场升级改造。海上风电，聚焦持续降本、走向深远海。

目录

1 风力发电：可再生能源建设已成大势，我国引领风电发展

1.1 全球可再生能源发展迅速，风能保持稳定

1.2 相较西方，风电在我国有着更大的发展空间

1.3 我国风电发展战略规划，稳中有进

2 电力保供：产业链完备，海上风电按下“快进键”

2.1 风电产业：布局完善，国产化率高

2.2 风电场景：海上风电加速发展

2.3 风电技术：三大技术路线逐鹿未来

3 风电平价元年：降本增效，缓解补贴退坡痛点

3.1 回顾行业，补贴曾是发展的强驱动力

3.2 行业降本，风机大型化是核心技术路径

3.3 新材料、智能融合，风电下阶段重要突破

4 未来的风电：陆海共振，走向深远海

正文

1 风力发电：可再生能源建设已成大势，我国引领风电发展

能源种类众多，按照产生方式分类，可分为一次能源和二次能源。按照再生能力分类，可分为可再生能源、不可再生能源。可再生能源包括太阳能、水能、风能、潮汐能、地热能等等。这些能源是相对清洁、绿色、低碳的能源，在自然界可以自主循环再生。不可再生能源包括煤、原油、天然气、核能等，这些能源的在自然界中的形成需要漫长的过程，储量随着使用越来越少，终将迎来枯竭的一天。因此，着力发展利用可再生能源是人类文明延续的客观需要。

1.1 全球可再生能源发展迅速，风能保持稳定

近年来，在全球“碳中和、碳达峰”的目标之下，全球可再生能源消费、装机量大幅增长。过去十年，全球可再生能源消费年平均增速12.6%，是全球唯一一种在过去十年中以两位数增长的能源。2020年至2021年，全球可再生能源消费增长了15%，保持高增速。

从装机量来看，根据国际可再生能源署数据，截至2021年底，全球可再生能源装机容量约3064GW，占全球总电源装机总量的38.3%。全球新增可再生能源装机容量257GW，同比增长9.1%。

中国是最大的可再生能源装机容量新增贡献国，新增121GW，占全球的47%。欧洲、北美地区则分别新增39GW和38GW。

世界的可再生能源发展之路已“不可逆转”，全球能源绿色低碳转型的大趋势不会改变。一方面，应对气候变化就已经成为全球各国的普遍共识。另一方面，近年受到疫情、俄乌冲突影响，全球能源市场受到了巨大的冲击，从而进一步助推全球能源转型。不知不觉间，新能源发展已然成为了各国竞相角逐、争相投入的重点领域，是新一轮能源技术革命和产业革命的主要战场。

具体来看，风能和太阳能高举可再生能源发展大旗，齐头并进，风电与光伏可谓新能源届的“双子星”。整体来看，2021年全球可再生能源装机比例，水电、太阳能、风能分别占42.6%、26.6%、25.8%。2021年新增的257GW装机中，太阳能新增133GW，占比51.7%；风能新增93GW，占比36.2%，合计占比近90%。

全球风电发展保持稳定，较2012年容量3倍增长，亚洲占据主导地位。截至2021年底，全球风电装机容量约825GW，同比增加12.7%，相比2012年容量267GW，增长超3倍。分地区来看，前三个地区分别是亚洲、欧洲和北美地区，总装机容量分别为385GW、222GW和155GW，占比分别达46.7%、26.9%和18.8%。

1.2 相较西方，风电在我国有着更大的发展空间

十二五以来，我国就已将风电产业列为国家战略性新兴产业之一，如今在产业政策引导与市场需求的双层驱动下，我国风电产业持续得到高质量发展，处于国际前列。作为能源战略转型的重要支柱之一，风电在我国的未来发展可谓潜力巨大。

然而欧美一些国家却正在着力拆除风力发电机。主要有以下原因：

一是风力发电稳定性较差。风力是不能人为控制，若没有足够的风力，西方国家地区大量建设风力发电，只会加剧资源浪费；同时若风力过强，就需要将用不了的电力储存到储电池中，若没有完备的配套储能设施，会生产大多难以使用的垃圾电，反而增加用电成本；

二是土地占用情况难以协调。风电机的选址地不仅需要在风力足够的地区，同时因噪音大等问题，不能离居民区太近，一个1.5MW风机占地大约是17m*17m，约300㎡，若叶片尺寸加大，则单位占地面积更大。欧美人居住习惯更为分散，使得风机选址更为困难；

三是风力发电本身清洁无污染，但是风力发电机中的某些零部件并不环保。比如风电机组的叶片是由复合材料制造而成，无法二次回收利用，焚烧还会出现有毒气体。到2050年，全球废弃叶片或达4300万吨，若无法掌握处理废弃叶片的能力，只会加剧环境污染；

四是风力发电会对当地气候和生态环境产生一定影响。风力发电机在高速旋转时会产生巨大的压强，同时散热，从而导致周边的气候发生些许变化，存在间接导致周边环境荒漠化的可能。因此很多建设风电场的地方都是在大平原，以避免造成地形地貌，自然气候的破坏。

五是受到爱鸟人士的反对。据悉，美国平均每年有10万到44万只鸟，死于风力发电机的巨大涡轮叶片之下，其中还包括一些珍稀物种。

相较之下，上述问题对我国风电发展影响较小，我国拥有大力发展风电的先天条件，总体而言利大于弊。

首先我国人口基数大，用电量远高于其他国家，用电缺口较大。例如2022年夏季天气十分炎热，多省市40度高温十分常见，全国出现17个省市遭遇用电缺口难题，广东、山东、浙江、江苏等省份的电力缺口超过1000亿kWh，北京、上海等地的电力缺口也有800亿kWh左右。加入风电是我国的一个必要选项，可以使得我国发电结构更加多元化。

其次，我国有丰富的风能资源。依据当前风电技术，发电的基础风速需要每秒3米。我国绝大多数地区风速达标且风天持续时间长，特别是东北、西北、西南高原和沿海岛屿，平均风速更大。目前，我国风能可开发量超10亿kW，这些风能发电储量，有助于我国大力建设风电场。风能资源越丰富，也将有效缩短收回建造成本的时间。

最后，我国国土面积大，有天然的地理环境的优势。陆地方面，我国西北部地区以平原为主，中部多为山谷，南部的丘陵高山都能建设一些风电机群。海上方面，我国双面环海，领海面积约300万平方公里。不受地貌地形的影响，不会占用陆地资源，且风速满足发电条件。我国地大物博的优势，为风力发电的发展提供更大空间，我国可以将风力发电厂主要建设在新疆、内蒙等地广人稀的地区，避开居民聚集区。同时为了避免让风力发电成为鸟类杀手影响生态系统，我国也曾将龙岗湖附近的风力发电机进行拆除重建，尽力避开鸟类迁徙的必经之路。

1.3 我国风电发展战略规划，稳中有进

自2006年《可再生能源法》实施以来，过去二十年间，风电作为我国可再生能源中最可靠和可行的能源之一，得到稳步、长足的发展，逐渐成为我国发电结构多元化建设的重要一环。

十二五开始，国家在政策层面逐步完善风电行业的顶层建设。技术开发领域，2011年《国家“十二五”科学和技术发展规划》提出重点发展 5 MW以上风电机组整机、关键部件设计、陆上大型风电场和海上风电场设计和运营、核心装备部件制造、并网、电网调度和运维管理等关键技术，形成从风况分析到风电机组、风电场、风电并网技术的系统布局。积极推进100MW级海上示范风场、10000MW级陆上示范风场建设，推动近海和陆上风力发电产业技术达到世界先进水平。

《风力发电科技发展“十二五”专项规划》强调要注重风电机组整机以及零部件关键技术的开发、注重风电研究人才的培养，加强国际间的交流合作。

十三五期间，国家坚定坚持风电发展路线，循序渐进。2016年国家能源局印发《风电发展“十三五”规划》，明确风电已成为部分国家新增电力供应的重要组成部分，为风电发展指引方向，包括加快开发中东部和南方地区陆上风能资源、有序推进“三北”地区风电就地消纳利用、利用跨省跨区输电通道优化资源配置、积极稳妥推进海上风电建设等。

2017年《能源局关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》旨在推进技术进步和成本下降,鼓励探索分散式风电发展新模式。

十四五期间，在风电技术相对成熟，相关产业形成闭环之后，国家的重心放在风光大基地建设上，加速火电替代速度，从根本上优化我国发电结构。国家能源局多次表示，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设是十四五新能源发展的重中之重。

2022年发布的《“十四五”现代能源体系规划》提出，到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右，电气化水平持续提升，电能占终端用能比重达到30%左右。发电装机总容量达到约30亿kW。《规划》再次强调，推进风电和太阳能发电大规模开发和高质量发展，优先就地就近开发利用，加快负荷中心及周边地区分散式风电和分布式光伏建设，推广应用低风速风电技术。有序推进风电和光伏发电集中式开发，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，鼓励建设海上风电基地，推进海上风电向深水远岸区域布局。

预计十四五期间，我国清洁能源占能源消费增量的比重将达到80%，其中风电年均装机有望达到45-60GW。当前我国可再生能源发展持续保持平稳快速增长，2022年1-7月份全国可再生能源新增装机6502万kW，占全国新增发电装机的77%，全国可再生能源发电量1.52万亿kWh，占全国发电量的31.8%。预计2025年，我国非化石能源占一次能源消费的比例有望超20%，以此推算，十四五期间我国风电年均装机有望达到45-60GW。2025年以后，中国风电年均新增装机容量应不低于60GW，2030年，总装机量有望达800GW，风电的长期成长空间仍值得期待。

2 电力保供：产业链完备，海上风电按下“快进键”

风力发电机的原理，是将空气流动产生的动能，即风能，转换为机械能，再将机械能转化为电能。以双馈式风机为例，风推动叶片旋转，再通过传动系统增速，达到发电机的转速后，驱动发电机发电，实现风能到电能的转化。风能的优势在于其储量大、分布广，是可再生的清洁能源，但相对的，它的能量密度低、间接不稳定，需要被充分利用。

2.1 风电产业：布局完善，国产化率高

风电产业链，主要分为三部分上游原材料及零部件制造、中游风机总装、下游风电场投资运营。

风电产业链上游整体行业集中度较高，专业性较强，目前我国供应商技术工艺已经十分成熟。核心零部件包括：主轴、轴承、法兰、机舱罩、变流器、铸件、发电机、塔筒、叶片等。国产化率方面，绝大多数零部件均实现国产化，根据WoodMackenzie的数据，截至2019年，我国塔筒、发电机、机舱、齿轮箱、变流器、叶片等主要零部件的国产化率已经分别达到了100%、93%、89%、80%、75%、73%。只有轴承环节国产化率最低，其中变桨和偏航轴承国产化率为50%，主轴轴承国产化率为33%。成本组成方面，塔筒成本占比最高，能达到近30%，其次是叶片超过20%。

塔筒是机舱叶片重要的支撑部件，需有效吸收风电机组震动，关乎到风机整体的稳定性。塔筒虽然是风机整体占比最高的部件，但其在制作工艺上并没有很高的壁垒，因此行业集中度较低。塔筒和桩基价格一般采用成本加成定价模式，成本主要来自原材料价格和运输成本。运输成本在7%左右，因此塔筒行业核心竞争力在于产能布局，2021年大金重工产能100万吨、天顺风能产能90万吨、天能重工产能59万吨。毛利率方面，陆上塔筒吨毛利在1000元左右。

叶片是风机的关键部件之一，主要由复合材料组成，原材料包括热固性集体树脂、玻纤维和碳纤维。目前一片80-90米的叶片重量大约在 30吨上下。虽然叶片制造技术壁垒不高，但工艺好坏直接决定风能利用率。此外上文提到，叶片在风机零部件成本不低，超过总成本的20%，因此是风电整体降本增效的关键一环。目前叶片行业发展主要聚焦于大型化和轻量化，玻纤和碳纤维用量有望增加。行业集中度较高，2021年叶片环节前三所占市场份额为46%，前五所占市场份额为64%。国内专业化叶片企业主要有中材科技、时代新材、艾朗科技等。

轴承是风机所有运动部位的枢纽，具有较高的技术复杂度，是国产化难度最高的风电设备零部件。一般一套风电机组包含5套核心轴承，其中1套主轴轴承、1套偏航轴承和3套变桨轴承。轴承需要保证在极端恶劣工况下，如腐蚀、风沙、潮湿和低温环境下工作，仍要满足20年使用寿命。未来随着风机大型化，轴承整体尺寸也会随之增大，轴承成本占比将进一步提升。同时不少国内企业如新强联、洛轴、瓦轴等加入从事轴承研发，并形成瓦房店、洛阳、长三角、浙东和聊城五个轴承产业集群，未来国产化率提升空间较大。

铸件包含零部件众多，主要起到支撑风机形态和支持风机传动的作用，包括轮毂、齿轮箱等。风电铸件制造工艺较为高端精细、难度较高、周期较强，属于重资产行业。因风电设备所处工作环境恶劣，其铸件的筛选与认证十分严格，供应商有一定的准入壁垒。从成本占比来看，铸件零部件整体合计约占风机总成本的10%。我国是全球铸件市场的核心供应国，占据80%左右的全球产能。

中游企业是风机制造商，包括机头装配，塔架设计，风电整机组装等，通过采购上游零部件进行封装组装。中游环节我国市场集中度较高，代表企业有明阳智能、远景能源、金风科技等。中游对上游有定制化需求，因此对于上游有溢价能力。在风电机组整机设计中，根据传动链是否包含齿轮箱，可以分为双馈型机组、直驱型机组以及半直驱机组三种技术路线。从市场份额来看，当前双馈型机组占据主流，全球市场份额能达到80%左右，我国市场份额也超过50%。

风电行业下游是风电场的开发和投资运营商。目前，中国风电开发商主要有四类，分别是：中央电力集团、中央和省市自治区所属的能源企业、民营及外资企业。由于单个风电场投资额相对较高，每kW风电投资大概在6000-8000元，以及政策原因，发电集团在电力投资时需进行一定比例的风电清洁能源投资。当前运营商多以大型国有企业为主，主要包括华能集团、国家能源集团和三峡集团等。根据中国风能专业委员会统计，截止到2021年底，主要大型央企集团风电累计装机容量占全国累计总量的63%。总体来看，国家对于风电场掌控权较强，央企与省属企业规模较大，市场开拓能力较强。

商业模式方面，我国风电行业发展之初采取市场化方式，投标企业自行测算投资成本及项目收益，在上网电价上进行竞争，低价者获得项目经营权。但之后，某些企业为抢占资源，不考虑项目盈亏，人为压价，造成风电行业的恶性竞争，资源浪费，一度出现“跑马圈地”现象。

2009年，为改变行业不良发展状态，国家发改委出台《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。风电价格机制不统一的局面得以改善。政策鼓励开发优质资源，限制开发劣质资源，保证风电开发的有序进行。

现如今，我国风电企业商业模式主要通过严格控制项目造价以及运营成本，获得所属风电标杆价区的上网电价收入，未来则是平价收入。然而，目前风电项目单纯依靠电量上网仍难以保障收益水平，未来应着手解决电网接纳能力不足，风电不稳定等因素导致的弃风限电问题，如大力发展储能相关技术，实现进一步的电力平稳运输。

2.2 风电场景：海上风电加速发展

按照地理位置进行分类，风电可分为陆上风力发电和海上风力发电。

陆上风电场指的是利用陆地上的风来获得电力的整套设施，其中陆上风电场还分为平原地区的风电场和山区风电场，山区风电场主要建立在西南部山区。国内大多陆上风电场采用串联电容补偿方式向外输送电能。

全球来看，陆上风电发展持续向好。根据国际可再生能能源署发布的《2022年可再生能源装机容量统计年报》，截至2021年底，全球陆上风电装机容量为769GW，同比增长10.29%；其中前三名为中国、美国和德国，装机容量分别达303、133和56GW；增量方面，2021年三国增量分别为29.46、13.99和1.60GW，占全球总增量的62.8%。海上风电场又可分为近海风电场和深海风电场，其中近海风电场指在理论最低潮位以下5m-50m水深的海域开发建设的风电场，包括在相应开发海域内无固定居民的海岛和海礁上开发建设的风电场。深海风电场指在大于理论最低潮位以下50m水深的海域开发建设的风电场，包括在相应开发海域内无固定居民的海岛和海礁上开发建设的风电场。

海上风电装机增幅高于陆上风电。根据国际可再生能能源署，截至2021年底，全球海上风电装机容量为55.68GW，同比增长62.03%，远高于陆上风电。欧洲海上风电发展迅速，装机容量已达27.81GW，占全球总装机容量的近50%。主要原因有两点，一是其海上风能资源丰富，二是存在能源转型的迫切需求。中国、英国和德国装机容量位列前三，分别为26.39、12.70和7.75GW。国内市场，受政策影响，国家发改委明确，2022年起对海上风电项目不再补贴，因此我国2021年迎来海上风电抢装潮，海上风电装机高达17GW，同比大增448%。

我国陆上风力发电早期依托丰富的陆上风能资源，具备良好的先天开发条件，发展早于海上风电。但发展过程中，陆上发电的诸多问题也逐步凸显，尤其是就近消纳能力不足，弃风限电，远距离输送通道容量有限等问题。虽然我国的“西电东送”工程在一定程度上可以缓解电力供给不足和不平衡的问题，但却不是长久的解决方案，毕竟我国用电量大的城市基本都分布在东南沿海地区。因此海上风电是我国风电发展的必然选择。

相比陆上风电，我国海上风电具有明显优势，发展潜力较大。

一是相较于陆地风电，海上风电稳定性强，利用率高，堪比火电。与陆地风电相比，海上风电风能资源的能量效益比陆地风电场高20-40%。海上几乎没有静风期，因此风力机可发电时间更长，年发电利用率海上风机可达陆上风机的1.5倍左右。海上风电的波动性也是小于光伏的。不会因为昼夜问题造成发电量“清零”，甚至晚上发电的效果更好。我国海上风资源呈现由北向南递增的趋势，从利用小时数来看，福建、广东、江苏、浙江省利用率较好，最高可达近4000小时，最低也有2000小时。

二是我国海风资源较为丰富。我国海岸线长达1.8万公里，岛屿 6000 多个，东南沿海地区风能基本在300W/㎡，高则能在500W/㎡。根据《中国风电发展路线图2050》，我国近海水深5-50米范围内，风能资源技术开发量为5亿千瓦，即在水深不超过50米的条件下，中国近海100米高度层达到3级以上风能资源可满足的风电装机需求约5亿千瓦。

三是建设距离负荷中心近，极大程度的减少电力运输成本，实现“就近消纳”。我国经济发达地区聚集东南沿海地区，西部送端系统风电和光伏发电需要与当地火电、水电可控机组相协调，最终输送给终端电力用户，因此光伏及陆上风电都有着极大的间歇性和不确定性，无法独立向负荷地区供电。因此若能大幅利用东南沿海风力发电，电力运输稳定性及成本优势都将凸显。目前各沿海省份陆续编制了本省海上风电中长期规划，其中山东、江苏、福建、广东等规划规模上千万千瓦。

四是具有不占地，不扰民的优势。陆上风电对于建设选址要求高，例如耕地、林地等多无法获批建场。同时风机噪音对周边居民和动物生态的影响也很大。相较之下海上风场建设受限更低，不会受到地形、城市规划的影响，对于海洋生物和鸟类造成的影响也相对较小。

风电发展至今，全球集中式大型陆上风场建设已经告一段落，据全球风能理事会统计，2021年陆上风电累计装机占比达93.2%，碾压海上风电。在陆上风电用地增量空间有限的大背景下，未来海上风电建设成为我国风电行业发展的重中之重，有望成为新蓝海。

海上风电作为技术密集型产业，现阶段政策指导性强，且自身产业链较广，降本趋势明显。未来如果海上风电行业能够协同多产业共同发展，就可以形成万亿级的海洋高端装备制造产业集群。从未来市场规模来看，根据英国克拉克森，预计十四五末期，中国海上风电投运规模有望在达到约60GW，较当前投运水平24GW仍有巨大增长空间。至2030年，预计全球海上风电装机规模达248GW，涵盖约30000台海上风机。

2.3 风电技术：三大技术路线逐鹿未来

从风力发电机组技术路线来看，目前全球主流陆上和海上风电整机厂商所采取的技术路线主要有三种：分别是双馈异步、永磁直驱和永磁半直驱。从市场份额来看，双馈型机组占据主流，全球市场份额能达到80%左右，我国市场份额也超过50%。

双馈式风机，传动链需要增速机构，一般通过增速齿轮箱连接至转速较高的双馈异步发电机转子以达到所需频率，是目前我国陆风发电的主流技术路线。优势在于，其技术工艺相对成熟，形成规模效应，因此成本较低，同时还有重量轻、易维护等优点；缺点在于，齿轮箱与风轮机链接，转速较高，易过载、因此齿轮箱损坏率很高，导致后期运维成本较高。

直驱式风机，特点在于主轴直接连接发电机，不包含齿轮箱，国外风机商目前主要采取这一技术路线。优势在于，不存在齿轮箱，因此后期运维成本相对较低；缺点在于，风机相同容量下，体积和重量相比双馈式机组要大，因此风机组装、吊装、及运输成本相对较高。

永磁半直驱同步风电机组，是由风叶带动齿轮箱来驱动永磁电机发电，结合了双馈和永磁直驱两种技术路线的优势，介于直驱和双馈之间，是未来最契合我国海上风电发展的技术路线。优势在于，采用中低速齿轮箱传动，对轴承、齿轮箱的制造工艺要求相对较低，发电机故障率低的同时，能有效摆脱我国对国外高精细轴承、以及高速齿轮箱的依赖。同时风机整体结构更加紧凑，有利于运输和吊装，同时发电机的体积与重量相较直驱式风机有所减少，有效降低发电机成本。缺点在于，在震动、高温等冲击下，容易发生失磁现象，且相对直驱驱动，传动效率有所降低。

近些年，在大型化和平价降本需求下，半直驱机型逐步受到市场青睐，相较双馈式和直驱式两种成熟路线，表现出后来居上的态势，据Wood Mackenzi数据，到2029年，半直驱中速传动机组在全球海陆风电市场的占有率将分别达到34%、45%，有望坐上风电技术路线的“第二把交椅”。未来将形成三大技术路线根据不同应用场景并行的态势。

3 风电平价元年：降本增效，缓解补贴退坡痛点

自2009年起，我国风电装机量受到国家上网电价政策的影响，具有一定的周期性。2022年，随着海上风电国家财政补贴全面退出，风电平价上网已成为发展的必然趋势。目前，随着地缘因素，以及疫情带来的传统化石能源价格高涨，风电成本已经低于传统火电，正式进入了“准平价时代”，风电行业也因此迎来了新发展期。

当然，降本增效是行业永恒的话题，是行业发展最重要的一环。未来到十四五末，风电成本或能达到“12345”价格目标，即根据风力资源划分，陆上风资源好的地方1毛钱，风资源中等地方2毛钱，风资源较弱的地方3毛钱，近海4毛钱，最后远海100公里外5毛钱。

3.1 回顾行业，补贴曾是发展的强驱动力

2009年我国风电正式开启补贴时代。2009年7月，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国分为四类风能资源区，并制定了相应的标杆上网电价，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类资源区上网电价每千瓦时分别为0.51元、0.54元、0.58元以及0.61元，我国风电行业正式开启补贴时代。2010年我国风电新增装机量达到18.9GW，成为阶段性顶峰。

十二五初期，受到第一次大规模弃风限电影响，新增装机量明显下降。由于发展早期行业管理较弱，导致在风电设备质量把控上、风电场开发建设规划上、电网建设规划节奏上、风电-火电-电网相关利益上等产生诸多问题，行业出现第一次大规模弃风限电，主要集中在三北地区。2010年至2012年，弃风率从10%增长至17%。因此，国家能源主管部门放缓三北地区项目审批，明确风电利用小时数低的地区不得进一步扩建。这就直接导致2011年、2012年两年我国风电新增装机同比增速直接转负，分别为-7%、-26%；2013年转正为24%。

2015年补贴退坡，我国风电行业迎来第一次抢装潮。十二五后期，在政策引导行业健康发展下，风电技术国产化进程良好，行业管理能力提高，度电成本有所下降。2014年国家发改委发布的《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》，2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区标杆上网电价每千瓦时下调0.02元。我国风电行业补贴首次退坡，并于2016年再次下调上网电价，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类资源区上网电价每千瓦时分别为0.47元、0.50元、0.54元、0.60元。因此，2015年，我国风电行业迎来第一轮抢装潮。2015年我国风电新增装机量达到32.97GW，同比增长42.1%，达到第二次阶段性顶峰。

十三五初期，行业经历第二次大规模弃风限电，新增装机规模再次同比下降。2015年受政策影响，行业迎来抢装潮，然而全社会用电量需求却不足，2015年全社会用电量增速降至0.5%，为5年新低。供需不平衡使得弃风率再次上升，2016年弃风率再次达到17%。新增装机量进入新的下行周期。之后国家再次加强弃风限电治理，2016年设立风电投资监测预警制度；2019年国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，决定对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，建立健全可再生能源电力消纳保障机制。至此，弃风限电问题再次得到抑制，2018年全国弃风率下降至7%，新增装机量也在2018年重新恢复正增长。

2021年起陆上、海上补贴相继完全退出，二次抢装潮爆发。2019年国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，对于陆上风电，2019年I～Ⅳ类资源区新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。同时，宣布自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。因此，我国风电行业迎来第二轮抢装潮。2020年国内风电新增装机量71.7GW，同比增长178.4%，达到第三次顶峰。

对于海上风电，2020年1月财政部、发改委、能源局三部委联合发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，明确新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。受此政策影响，海上风电在2021年迎来抢装潮，2021年全国风电新增并网规模47.6GW，其中海上风电新增并网装机16.9GW，同比增长452.3%。

值得注意的是，2020年抢装潮之后，全国弃风率并没有上升，2020年、2021年两年维持在3%的水平。未来，由于补贴和消纳矛盾两个影响都已基本消除，风电行业或将打破原有的周期性，由政策驱动真正转变为市场驱动。新增装机量预计将进入平稳上涨阶段。

3.2 行业降本，风机大型化是核心技术路径

风电机组大型化是风电降本增效的主要途径。近些年，大功率机型销售明显上升。陆上风电2021年交付的主流机型在3-4MW，2022年以来，投标机型功率普遍在5MW以上，2022年1-7月单机容量5MW及以上的陆风机组招标占比超50%。海上风电项目招标机型已扩大至8-9MW，甚至个别项目采购机型超10MW。

首先，大型化机组可以有效提升风机利用小时数。大型化机组通过使用更大、更长的叶片，一方面可以有效增加扫风面积，另一方面可以降低对最低风速的要求，从而提升发电量。以3MW机组为例，若叶片加长5m，扫风面积可增加0.81㎡/kW，年利用小时数可提升208小时；在切变为0.13的情况下，3MW机组的塔筒每增高5m，年利用小时数可提升26小时。

其次，大型化机组可以带动风机单位成本下降。风机中原材料成本很高，占比超50%，原材料的定价方式多数是以重量计价。这里的降本逻辑在于，虽然风机大型化带动风机零部件大型化，从而增加一定的零部件制造，即原材料成本。然而风机耗材并不随着风机容量线性提升，即单台机组零部件使用量增幅远不及功率增加。以市场所售某机型为例，其2.5MW、4MW、5MW陆上风机最终折算单MW重量分别为64.4吨、51.3吨、47.5吨，5.5MW、6.45MW、8.3MW海上风机折算单MW重量分别为78.4吨、66.8吨、55.4吨，降幅明显。大型化机组投标均价下降速度较快。据统计，4S机组风机价格从2021年年初的3,000元/kW降至年末的2,400元/kW左右。

最后，大型化机组可以降低风电场整体系统成本，包括土地成本、基础安装费用等多维度建设成本。更大容量的风机，在能更好的提升风能利用率的同时，还能减少土地利用率，解决风电机组点位不足的问题；减少风机台数的同时，进一步减少后期的运维成本。据测算，在项目规模容量统一为100MW的情况下，机组单机容量由 2MW 增加至 4.5MW 时，塔架、基础、安装、道路、线路、土地的每 kW投资成本都呈明显下降趋势，静态投资从6449元/kW降至5517元/kW，全投资IRR从9.28%提升至11.68%，资本金IRR从18.24%提升至27.49%，LOCE从0.3451元/kWh降至0.2983元/kWh。

3.3 新材料、智能融合，风电下阶段重要突破

除机组大型化外，未来风机降本也可关注化工新材料的应用以及智能化技术融合等方面。新材料的应用，有望进一步降低风机重量，使得零部件性能实现提升，从而提高整机功效。例如，碳纤维作为叶片原材料，能更好地平衡叶片重量与长度，若其成本下降且更多的用于叶片生产中，能更好地助力叶片向更长、更大、更轻发展。跟据赛奥碳纤维技术统计，2014-2019年全球来自风电叶片领域的碳纤维需求由0.6万吨上升至2.55万吨，年复合增长率高达33.6%。同时若能将一些热塑性材料，高分子材聚合物等新材料与风电的融合，也将助力风电大型化的发展。

若能将AI、无人机等智能化技术与风电行业建设相结合，将使得我国风电行业更加智能。通过信息化、自动化、可视化、智能化管理，构建智能化的风电数据运营平台，对维持风电机组的高效稳定运行，日常维护方面降本增效起到重要作用。

4 未来的风电：陆海共振，走向深远海

陆上风电：未来将聚焦分散式风电建设和老旧风电场升级改造。

原本的大型风电项目更多的是集中式项目，相较之下，分散式风电有其独特优势，主要是其单体规模较小，便于利用乡村闲散土地资源来提升风资源利用率。创新风电投资建设模式和土地利用机制，实施“千乡万村驭风行动”，大力推进乡村风电开发，鼓励村集体利用存量集体土地通过作价入股、收益共享等机制，参与分散式风电项目开发。

《“十四五”可再生能源发展规划》提及，集中式与分布式齐发展是十四五期间我国风电开发的重要战略。未来，集中式开发模式主要布局在海上和“三北”地区，而分布式开发模式则主要针对我国中东南部地区，同时广大农村地区也将是分散式风电开发的主阵地。未来或将有更多的企业积极布局，抢占分散式风电市场。风电下乡方案预示着我国在分散式风电建设上将进一步提速，是未来陆上风电建设的重要增量。

风电场改造升级将为市场带来新容量。风电场改造升级意义较大，主要有两点：一是部分机组使用寿命临近，目前2000年初我国安装的机组已逐步老化，接近20年的使用寿命。二是老旧风电场容量低利用率低，我国早期安装风电机组单机容量较低，明显落后于当前水平。2020年新增装机的风电机组平均单机容量为2008年的2.2倍。截至2021年底，我国风电累计装机330GW，其中1.5MW以下风机占比约4%，1.5MW机型占比约30%。随着大型化机型的效益逐步凸显，小容量机型存在一定的潜在更新需求。若以上风机全部升级，实施“以大换小”，即整体拆除老旧机组后，重新建设新型高效的风电机组，并以1:2进行扩容，预计将再增加200GW的市场。届时，风企将受益于优质风资源，有望迎来装机容量与利用小时的双重增长，运营效率有望进一步大幅提升。

海上风电：未来将聚焦持续降本和走向深远海。

陆上风电已经实现平价上网，海上风电也在政策趋势下加速平价进程，其降本之路还需延续。全球海上风电新建项目度电成本从2010年的0.162美元/kWh降至2020年的0.084美元/kWh，降幅48%；其中，我国海上风电度电成本从2010年的0.178美元/kWh降至 2020年的0.084美元/kWh，度电成本约在0.55元/kWh上下。相较于沿海各省0.35-0.4元/kWh 的燃煤基准价格，海上风电成本仍有下降的必要。保守估计，海上风电实现全面平价的时间节点会在2024年。未来海上风电降本仍会围绕大型化、规模化。大型化方面，十四五末期预计海上风电风机容量能达到20MW。规模化方面，广东省已开启大规模、连片式的开发模式。

未来深远海风力发电也是我国发展重点。十四五以来，我国海上风电建设刚刚起步，开发仍以近海为主。但实际我国深远海拥有更加丰富的资源，初步估计，我国深远海地区风能储量是近海的三倍以上。因此，中国海上风电建设海域由近及远发展是必然趋势。远海风电场的优势在于，风速更快，利用小时数更高，发电效率更高，如果能成功在远海建设大型风机，将有助于捕捉更好的风能，有效摊薄初始投资以及后期运维成本。目前，各省市也积极出台远海风电建设相关规划，如国务院支持山东打造千万千瓦级深远海海上风电基地，江苏省盐城市规划已规划十四五期间902万千瓦近海和2400万千瓦深远海风电容量，同时推进千万千瓦级远海海上风电基地建设等。从2022年最新招标项目来看，青州一、二、四项目离岸距离分别为50、55、55km，而2018年项目平均水深12m，离岸距离20km，我国海风项目正加速向深远海迈进。

来源：泽平宏观