第一章 風電行業概況
1.1 產業生態圈與產業鏈內循環發展(從風電到碳中和)
風電產業鏈通常包括風機零部件制造、風機制造及風電場的運營三大環節。風電價值鏈、企業鏈、供需鏈和空間鏈這四個維度在相互對接的均衡過程中形成了產業鏈。這種“接機制”像一只“無形之手”調控著風電產業鏈的形成。風電產業鏈涉及從空氣動力學、結構動力學、氣象、環境、材料、工藝制造、電氣控制、電子工程，到運輸、應用、服務的方方面面。
為實現碳中和的宏偉戰略目標，未來我國電力系統新增裝機以新能源發電為主，預計2030、3050、2060年我國清潔能源裝機分別增加至2570GW、6870GW和7680GW，2060實現超過96%電源為清潔能源。
在風電改革的過程中仍然存在一些的問題：
1/ 零部件制造不平衡
國內的風機原來以低單機容量風機為主, 相關零部件制造技術的突破相對比較容易。隨著單機容量的提高，作為風機核心部件的軸承、齒輪箱和控制系統等因為具有相對高的技術壁壘, 國內市場的供應仍然存在瓶頸。而葉片、塔筒等部件出現了產能過剩的現象，如葉片制造有10 家企業就可以滿足市場需求，而現在已多達50 余家。
2/ 整機制造產能過剩
2007 年全國風電整機制造企業只有30 多家，在風電龍頭金風科技上市后的一年多時間里，有40 多家企業進入風機整機制造領域。這種盲目跟風，導致了風電產業的產能過剩。我國風電整機行業前10 名的企業已占整個市場份額的90% 左右，剩余的60 來家企業將瓜分其余10%左右的市場份額。很大一部分企業可能拿不到訂單，行業洗牌在所難免。
3/ 技術有缺失、產品質量存隱患
我國許多企業的整機制造技術是從國外引進的，引進的技術與國內風電場的氣候環境能否適應，往往未經科學論證。加之由于前幾年風電設備供不應求，許多整機未經試運行就直接批量生產，這些設備并網發電后，勢必存在質量和安全隱患。
未來10年在歐洲、中國、美國和日本的帶動下，全球海上風電滲透率快速提升的階段。預計到2025年，海外市場新增海上風電的滲透率高達29%，國內滲透率12%，全球綜合滲透率達到17%。
從增速來看，無論是國內還是海外市場，海上風電市場從2022年將正式進入平價時代，吊裝需求快速提升；2022-2025年海外和國內新增裝機復合增速將分別達到35%和44%，全球復合增速為38%，全球實現景氣度共振。
1.1.1 從陸上風電市場到海上風電市場的中長期產業發展
(1) 海上風電新裝機存在廣泛發展前景
根據國際可再生能源署（IRENA）的預測，全球要想達到本世紀下半葉將全球溫升較工業化之前控制在1.5攝氏度以內，需要更為激進的海上風電發展目標，全球2050年海上風電累計裝機需要達到2002GW，也就是在2030/2040/2050每個10年期間，全球海上風電年新增裝機容量平均值分別為35/75/87GW，而2020年全球海上風電新增裝機僅為不到7GW。
因此，未來的發展方向集中在加強產學研合作，加大自主創新力度，努力從“中國制造”走向“中國創造”。雖然我們已經掌握了風電機組的基本制造技術，但是核心技術仍然有所欠缺。我們必須加大研發投入，進一步提高自主創新能力，走出適合中國國情的風電機組制造的道路。
只有堅持自主創新，才能占領全球風電的技術制高點，在新一輪產業革命中占據有利地位。科技將決定風電產業的未來，我們要在風電設備制造方面由引進、消化、吸收逐漸發展為自主創新，努力由中國制造發展為中國創造。
(2) 國內十四五海上風電平價趨勢
從能源體系來看，我國能源供應和能源需求呈逆向分布，在資源上（包括新能源資源）“西富東貧、北多南少”，在需求上恰恰相反。我國海上風電資源豐富，同時具有運行效率高、輸電距離短、就地消納方便、不占用土地、適宜大規模開發等特點，海上風電將成為我國大力發展可再生能源的必然選擇。
•從資源上分析，我國海岸線長約1.8萬公里，島嶼6000多個。2010年國家氣象中心所編制的風能資源普查成果，我國近海水深5-25米和25-50米海域內，100米高風能資源技術可開發量分別為210GW和190GW，年運行小時數最高可達 4000小時以上；中國風能協會評估中遠期我國海上風資源技術開發潛力超過3500GW。
•從需求上分析，我國海上風能資源主要處于東部沿海地區，以福建、浙江、山東、江蘇和廣東五個省份為主，當前上述省份電力供應緊張，用電增速較快，海上風電可作為綠色能源的重要補充，為大規模發展海上風電提供了足夠的市場空間。
•從季節性上分析，中國工程院咨詢研究團隊預測，2030年中東部地區最大用電負荷將達到970GW，必須采取“集中開發、遠距離輸送”與“分布式開發、就地消納”并舉模式。緊鄰東部負荷中心的海上風電大規模開發，能夠減輕“西電東送”通道建設壓力；海上風電與“西電東送”的水電還能在出力上形成季節互補。
國內方面，隨著煤炭價格的飛漲以及能耗雙控等措施的落實，東北地區及中部、東部地區，先后有廣東、江蘇、浙江、福建、山東等多個省份發布了限電政策，有地區甚至無奈對居民用電進行了部分拉閘限制。
縱觀全球五次能源危機，傳統能源價格的易操控性及其帶來的廣泛影響，都警示中國要重視能源安全問題。在碳達峰、碳中和的“3060”目標下，新能源產業正在經歷發展的黃金期。截至2020年底，我國光伏發電裝機容量25343萬千瓦，風電裝機達到28153萬千瓦，風光合計占我國總裝機容量的約24%，發電量占比約為9.5%左右。
由于我國陸上風光資源多集中于西部、北部等地區，加之其資源稟賦的特點，很難真正意義上解決東部沿海地區的用電問題。隨著歐洲地區海上風電技術的日趨成熟，以及海上風電優越性的逐步顯現，我國也開始逐步加碼海上風電建設，著力解決東部用電難問題。
中國海上風電產業的起步和發展離不開各項政策的引導和推動。從2009年國家能源局印發《海上風電場工程規劃工作大綱》，并籌建上海東海大橋海上風電場起步，經過十余年的努力，中國已成為全球最重要的海上風電市場之一，2020年新增規模已升至全球第一，有力地證明了政策的推動作用和行業的發展潛力。
•我國2014年出臺海上風電標桿電價以來產業政策不斷完善，在0.85元/千瓦時的高水平補貼電價支持下，海上風電正式啟動商業化發展之路，技術不斷創新升級，新增吊裝容量逐年增長。
•2019年起新增核準海上風電項目全面通過競爭方式配置和確定上網電價，標志著中國海上風電開始邁入競爭配置模式的新階段，這也是自2014 年海上風電實行固定上網電價政策后， 首次對該產業的電價確定方式進行調整。
•2020年國家明確2022年起新增并網海上風電項目不再享受國家補貼，明年開始全國海上風電正式進入全面平價/地方補貼的時代，平價發展階段正式拉開帷幕。
在國家“雙碳”戰略的指引下，2020年以來東部省份相繼出臺十四五期間海上風電發展的總體規劃和相關配套政策，其中廣東明確將推出地方補貼政策，浙江省也在醞釀地方補貼方式，其他各省通過大規模的平價開發規劃，積極支持本地區海上風電的降本增效和平價開發。
1.1.2 新契機：海上招標重啟與評價序幕助力產業鏈發展
由于2019年和2020年一季度，國家補貼范圍內的海上搶裝項目進行了密集的設備招標，招標總量達到21.9GW，遠超2020-2021年11.5GW的實際吊裝需求，因此2020年2季度開始，海上風電主設備招標大幅減少，2020年下半年招標需求同比下滑88%至1.4GW，2021年上半年則為完全空白。
2021年9月8日華潤電力重新開始就浙江蒼南400MW項目組織重新招標，隨后中廣核也在浙江招標象山涂茨280MW平價海上風電項目主機設備。預期2021年4季度廣東、福建也將啟動平價時代的海上項目招標，總容量或達到2GW以上，我國海上風電招標將進入新一輪平價增長期。
九月份以來，能耗雙控政策持續發酵，顯示了政府堅決抑制新增“兩高”產能的決心。雖然措施節奏會因為短期經濟結構調整而有所變化，但是整體大方向不變，尤其是對落后產能的限制。
1.2 我國海上招標平臺推動風電平價全產業鏈發展——風電主體結構分析
隨著平價階段海上供應鏈各個環節共同擠出搶裝期間過高的利潤水平，同時通過技術創新整體降本，2022年開始我國海上風電單位造價進入快速下降階段，單位造價從目前的1.4-1.8萬元區間趨近于1-1.4萬元/千瓦，加上東部地區綠電交易可獲得3-5分錢的減碳溢價，進一步提高項目投資收益率。2022-2025年我國將迎來海上風電平價大發展的黃金時代。
預計2025年我國海上風電年新增裝機將達到12GW，行業年均符合增速達到44%，三年累計增長200%，成為發展最快的新能源細分賽道。 2025年底預計我國 海上風電累計吊裝容量達到48GW。
海上風電投資大致分為主體工程投資（90%）和其他費用（10%）；未來主要依靠關鍵技術突破以及產業規模培育帶動全產業鏈各環節降本。
1/ 主體工程投資
主要包括：風電機組（含塔筒）、風電機組基礎、場內集電線路（陣列電纜）、送出海纜、海上升壓站、陸上集控中心組成。
2/ 其他費用
主要包括：征海征地費、前期工作費、工程建設管理費、科研勘察設計費、基本預備費、建設期利息等。
由于運行維護可達性差，同時考慮抗臺風、防腐蝕等技術要求，海上風電機組需要具備很高的可靠性，因而其制造、運輸、安裝、運維環節的成本均較高。受復雜的海洋環境影響，風電機組基礎需要應對復雜的地質條件、海冰、海流、腐蝕等因素的長期作用，成本也較高。
其他部分占工程投資的比例均小于10%，但合計占工程投資的30%，對海上降本同樣意義重大。
目前海上風電機組向著“大容量、輕量化、高可靠”趨勢發展，國外最大單機容量達到15MW，國內最大單機容量為16MW（明陽智能）；單機容量的增加可以顯著的降低單位容量的風機物料成本，從而降低單位容量的風機造價。雖然大型以后單臺風機造價成本更高，但由于整場所需要安裝的風機數量減少，在風機基礎、海底電纜、施工安裝及運營上的投入都會降低。同時分攤到單位容量的風機造價和其他環節的成本都會大幅下降。
通過放大葉輪直徑可以直接提高風機的發電量和利用小時數，但需要通過新材料、新結構來有效控制葉片的重量增加，同時保持良好的氣動性能。
以明陽智能海上風機系列產品參數為例，可以看到當風機從5.5MW升級到8.3MW，盡管配套的葉輪直徑也從155米放大到180米，但整體物料成本依然有明顯的下降，單位容量的成本得到有效降低。
第二章 商業模式和技術發展
2.1 商業模式——新趨勢：全球海上風機大型化推進
2.1.1 降本分析—風機大型化分析
•由于風機和基礎合計占項目投資成本的60%左右，因此是最主要的降本環節。隨著2022年平價海上風電啟動招標，我們預計8-9MW產品平臺會快速取代當前搶裝階段的5-7MW平臺，同時2024年起10MW以上機組開始批量進入商業化階段。
•隨著單機功率的不斷增加，我們測算未來15-16MW的風機銷售價格有望最多較搶裝時期的7000元/千瓦下降超過3000元/千瓦，同時風機基礎環節（單樁+風塔）也可以下降超過1600元/千瓦。
•未來海上風機能達到尺寸上限與多個因素有關，包括風機技術的創新、傳動鏈的優化、新材料、監管以及運輸和安裝的限制。
隨著風電場規模擴大，海上風電場關鍵部分投資總體上呈下降趨勢。當開發規模由30萬千瓦增加到100萬千瓦時，關鍵部分投資由14097元/千瓦降到12568元/千瓦，降低1529元/千瓦，降幅達到10.8%。
海上風電的規模效益，一方面體現在開發規模擴大后，采購設備、施工、服務等環節有一定的議價空間；另一方面是通過規模化開發能夠統一設計、統籌安排織施工，提升建設效率，降低單位千瓦投資水平。
勞倫斯伯克利實驗室的一項研究表明，除了降低度電成本之外， 風機規格的增大可以提高風電對電力系統的價值，并提供其他“隱形”效益，包括輸電利用率提高帶來輸電費用的降低，風電輸出的穩定性提高可以降低電力系統的平衡成本，風電長期輸出的不確定性減少也將降低投資成本。
“十四五”期間風電行業有望保持年均40-50GW新增裝機需求。風電有望進入“退補-行業爭相降本-刺激需求-行業競爭加劇-降本”的正向循環，進入高速成長期，疊加碳中和的國家戰略目標，陸上風電以及消納問題更容易得到解決的海上風電有望在“十四五”期間實現高速增長。
根據國家發改委能源研究所發布的《中國風電發展路線圖2050》報告，我國水深5-50米海域的海上風能資源可開發量為5億千瓦，50-100米的近海固定式風電儲量2.5億千瓦，50-100米的近海浮動式風電儲量12.8億千瓦，遠海風能儲量9.2億千瓦。
我國海上風電資源主要集中于東南沿海地區，鄰近電力負荷中心，便于就近消納，可謂是消納路徑與資源稟賦兼備。同時，結合過往各沿海省份能源發展規劃對于海上風電發展的重視，部分沿海省份海上風電裝機量呈現快速增長。截至2020年底，國內海上風電裝機量達到約900萬千瓦。2015-2020年，海上風電裝機規模的復合增速為55.2%，遠高于同期陸上風電的16%。
與其他可再生能源類型相比，風電，尤其是海上風電，項目的投資額及周期相對較長，因此設計合理的扶持政策能夠降低投資風險并提高收益的穩定性。在歐洲和亞洲市場，如德國、荷蘭、中國、日本、越南等，海上風電政策正在從固定上網電價(FiT)向競爭性機制轉型。
在美國，稅收刺激政策則應用于海上風電領域，包括投資稅抵扣(ITC)和生產稅抵扣(PTC)。在新興市場中，海上風電項目的投資往往要依靠國際資本，所以政策的透明度和穩定性至關重要。
2.2 商業模式分析：以歐洲海上發電先進行業模式分析
2.2.1 歐洲海上風電發展與成本控制
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