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。

由于核心技術缺失，大批兆瓦級新型風電機組匆忙投入規模化生產，產品質量問題也正在顯現。風電場開發及風電并網存在瓶頸。在風電場開發環節存在設備交貨不及時、調試時間長，各種設備故障不斷發生，風機運行小時數偏低，電網卡脖子，致使“有電上不了網”、“風機曬太陽”等現象。

圖 各種發電成本的比較

 

圖 我國中長期電力結構分析

 

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。

圖 全球風電年均新裝機預測

 

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。

圖 全球海上風電分地區吊裝容量預測 / 中長期預測

 

(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。

圖 我國海上風電技術開發潛力

 

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。

 

圖 我國風電歷史吊裝量

 

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。

圖 風電規劃示意圖

 

圖 規劃前沿與十四五規劃+預期政策

 

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。

圖 我國海上風電機組招標半年度統計

 

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。

表 風電部分企業

 

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。

圖 新增造機與單位造價

 

圖 海上風電主題結構工程介紹

 

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。

圖 我國海上風電造價構成

 

圖 2020-2021我國區域海上風電造價

 

圖 風電全產業鏈示意圖

 

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。

圖 明陽智能海上風機產品測算分析

 

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

圖 海上風機單機功率發展趨勢(MW/臺)

 

圖 海上風機的參數

 

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。

 

圖 海上風機大型化售價預測（含稅，元/千瓦）

 

圖 海上風機基礎造假預測

 

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。

圖 單位投資的下降趨勢

 

2.1.2 我國海上風電投資經濟型分析

隨著項目規模擴大，一方面，能夠增加開發商與海纜廠商及海纜敷設單位的議價空間；另一方面，由于規模擴大后，遠端風電機組與海上升壓站的距離增加，海纜投資上升。

送出海纜：當采用規模化方式開發海上風電場時，隨著開發規模增大，一方面，能夠增加開發商與海纜廠商及海纜敷設單位的議價空間；另一方面，由于規模擴大后，送出海纜所能承受的容量達到極限，需視規模增加送出海纜的回路數，因而增大了海纜投資。

圖 場內集電線路造假與開發規模關系 / 送出海纜造價與開發規模關系

 

“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。

圖 海上風電產業鏈降本詳情

 

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

圖 歐洲海上風電發展概況

 

圖 歐洲海上風電發展歷史

 

2020年，從累計裝機量來看，德國的風能裝機份額排名歐洲第一，達29%，其次是西班牙、英國，累計裝機量份額分別為12%、11%；從新增裝機量來看，2020年，荷蘭新增裝機量最大，份額占比達14%；其次是德國、挪威和西班牙，份額占比均達10%以上。

2.2.2 Experian + amazon = Amazon Aurora

從風電需求情況來看，2020年，在歐盟的電力消費結構中，風電占比約15%；從歐洲各國的風電消費量占比來看，丹麥、愛爾蘭的風電消費占比較大，分別為48%、38%；其次是德國、英國、葡萄牙、西班牙和瑞典，這些國家的風電消費占比在20%-30%左右，此外，這些國家在歐洲風電裝機量排名中靠前，同時葉片的變化也可以凸顯這一情況。

圖 葉片變化區間

 

圖 部分企業海上風電成本構成

 

2.2.3 海上風電成本下降趨勢

圖 2012以來歐洲海上風電電價走勢和未來展望

 

圖 單位均造價

 

根據國際可再生能源署的統計，自2010年以來全球海上風電的度電成本以每年6.35%的將本速度累計下降了48%至8.4美分/千瓦時，約合人民幣0.54元/千瓦時。

根據歐洲當前在建項目的上網電價， 以及國內2022年以后平價項目的上網電價估算未來5年海上風電的度電成本還將進一步下降50%至最低4.2美分/千瓦時，約合人民幣0.27元，年化降本速度提升至13%。

1/ 成本下降的原因探究

 

• 風機臺數下降減少了風電機組基礎和施工安裝的工作量，并降低了后期運維費用；

• 風機排布距離提高，海底電纜電壓等級提升增強了電力輸送能力，并降低了損耗；

• 更大更先進的風電設備運輸船可減少來往港口的次數，進一步降低了安裝成本；

• 海上作業裝備與技術進步大幅降低遠海的施工建設成本。

 

2/ 產業規模化發展

產業鏈各個環節如風電機組制造和安裝、風電機組基礎施工、海上升壓站、海底電纜等技術及產業不斷成熟并實現規模化發展；成熟的港口基礎設施為海上風電安裝船提供了更好的靠泊條件，并為設備預裝配提供更大的堆場，推動了海上風電制造、安裝和維護成本的降低。

規模化形成協同效應，歐洲大型能源集團已初步在北海區域形成項目集群，新建項目與相鄰的投產項目之間能夠形成協同效應，共享人員、運維基地、辦公場所、倉庫、運維船只、直升機以及第三方服務費用等，運營成本隨之降低。

行業集中度提高行業領先者利用自身市場、技術和資金優勢，在工程建設、設備采購、運行維護等招投標中擁有強大的談判能力，進而在電價競標中取得優勢。

圖 全國海上風電歷史走勢最未來展望

 

2.3 技術發展，以海底電纜為例

圖 我國海底電纜市場展望（基于政策規劃）

 

我國當前關于海上風電的規劃包括十四五各地方建設規劃（40GW以上），以及全國中長期海上風電資源修編（100GW）；我們假設2025年我國海上風電吊裝 容量可達到12GW，對應海底電纜市場需求從今年的128億元增長到288億元；十四五期間我國繼續保持規模化、深遠海的開發模式，海底電纜的需求在2030年 可達到540億元，對應年新增吊裝容量18GW。

歐盟委員會在2020年11月提出到2030年歐洲海上風電累計裝機從目前的24.2GW增加到105GW以上，到2050年增加到400GW的宏偉目標（包括英國和挪威）。

隨著歐洲海上風電裝機容量的逐年增長，歐洲海底電纜市場需求也逐年遞增。在2030年之前單位GW對應的海底電纜投資額還將隨著深遠海的發展趨勢而小幅增加。預測歐洲海底電纜市場年產值將從2021年大約114億元增加到2035年前后的650億元以上，并持續到2045年前后。

圖 海上風電新裝機預測

 

根據國際能源署的測算，遠海深水區蘊藏巨大潛在資源：歐洲60米或以上水深的潛在風資源量為4000GW，幾乎是淺水區潛力的兩倍，在美國深水區的海上風電 潛力估計為2450GW，日本為500GW，分別占這些國家海上潛在風能資源總量的60%和80%。

圖 新增裝機量

 

圖 市場份額分析

 

圖 專利企業分類

 

2.4 政策監管

中國風電行業的主管部門為中華人民共和國工業和信息化部。

未來隨著風機大型化發展，海上風機的單位kW成本和售價將快速下降，因此參考價格和銷量的綜合因素，我們預測2022年-2025年我國平價海風階段風機市場規模將從192億元增長到432億元，復合增速為31%；同期海外市場產值從690億元增長到1368億元，復合增速為26%。

考慮到我國大量企業為海外海上風機提供零部件，我國海上風電零部件出口市場規模將從126億元增長到292億元。我國在全球海上風機市場的國產化空間將從2022年的378億元提升至924億元，年均復合增速35%，因此成本變化需要監管原則輔助。

第三章 行業估值、定價機制和全球龍頭企業3.1 行業綜合財務分析——風電系統3.1.1 財務及估值指標

 

3.1.2 指數化分析

行業估值方法可以選擇市盈率估值法、PEG估值法、市凈率估值法、市現率、EV/EBITDA估值法、DDM估值法、DCF現金流折現估值法、NAV凈資產價值估值法等，這里著重呈現市凈率估值法。

圖 指數化分析

 

3.1.3 盈利預測及估值

圖 指數回報統計

圖 歷史PE/PB

 

表 市場表現對比

信息來源：千際投行、資產信息網、WIND

3.2 以明陽風電為例研究主營業務收入[MY.N]

 

3.3 價格驅動機制：基于招標設計

我國風電產業發展經過了盲目定價、區域定價、招標定價和標桿電價四個階段。在盲目定價階段，為了擴大風電市場，我國開始嘗試實施各種價格政策，但此階段制定的風電價格欠缺公平合理性。在區域定價階段。各地審批的風電價格差異很大，各不相同。

在招標電價階段，風電生產商為了搶得中標資格，過渡降低風電價格，進行惡性競爭。嚴重阻礙了我國風電產業的健康發展。在分區域標桿定價階段。補充和完善了原有的風電價格政策，進一步規范了風電電價的管理。增加風電投資商開發風能責源的積極性，從而激勵其降低風電成本，提高了管理水平，標志著我國風電產業進入了新的發展階段。

圖 風電價格投標趨勢

 

圖 近期風電組招標價格

 

從全行業成本下降的角度來看：

 

• 技術進步推動機組大型化發展；

• 風機臺數下降減少了風電機組基礎和施工安裝的工作量，并降低了后期運維費用；

• 風機排布距離提高，海底電纜電壓等級提升增強了電力輸送能力，并降低了損耗；

• 更大更先進的風電設備運輸船可減少來往港口的次數，進一步降低了安裝成本；

• 海上作業裝備與技術進步大幅降低遠海的施工建設成本。

• 產業鏈各個環節如風電機組制造和安裝、風電機組基礎施工、海上升壓站、海底電纜等技術及產業不斷成熟并實現規模化發展；

• 成熟的港口基礎設施為海上風電安裝船提供了更好的靠泊條件，并為設備預裝配提供更大的堆場，推動了海上風電制造、安裝和維護成本的降低。

• 規模化形成協同效應，歐洲大型能源集團已初步在北海區域形成項目集群，新建項目與相鄰的投產項目之間能夠形成協同效應，共享人員、運維基地、辦公場所、倉庫、運維船只、直升機以及第三方服務費用等，運營成本隨之降低。；

• 行業集中度提高行業領先者利用自身市場、技術和資金優勢，在工程建設、設備采購、運行維護等招投標中擁有強大的談判能力，進而在電價競標中取得優勢；

 

3.4 行業風險分析和風險管理

圖 基于波動率的市場風險分析

 

1/ 電網消納挑戰很大

7000多萬千瓦風電加上光伏，相當于過去3年電網對新能源消納的并網量。我們非常擔心“限電”會卷土重來，這需要引起行業關注。

2/ 搶裝工程與設備存在質量隱患

由于搶裝需要，企業所有產能開足馬力，導致產品質量魚目混珠。今年1月份，某些搶裝風機就開始暴露出質量問題，未來行業高質量發展面臨巨大挑戰。

3/ 存在產能過剩風險

搶裝加快零部件國產化替代步伐，產業鏈上下游快速繁榮，這本是利好消息，但未來幾年能否繼續保持較大需求和產量仍未知，需引起警惕。

“碳中和”目標對新能源行業的利好史無前例。據不完全統計，近期主要電力央企“十四五”新能源投資計劃已超過5億千瓦，平均每年超過1億千瓦，這還不包含一些地方國企和電力投資企業的投資規劃，巨大市場確實令人振奮。

但不容忽視的是，風機低質、低價情況可能蔓延。在過去兩個月投標中，有些項目的風機價格已下探到2700元/千瓦左右。對開發商來講，低價短期內雖然可降低度電成本，但如果把全生命周期系統及質量風險算進去，卻得不償失。價格戰對行業長期發展非常不利。

風電在短期內仍面臨土地和消納的挑戰。中國雖土地資源豐富，但事實上，在具體項目開發中，由于需要考慮眾多因素，找到合適機位并不容易。

目前，風電回歸“三北”勢頭猛烈，內蒙古、甘肅、新疆、東北三省成為央企等大開發商爭奪的熱點，但速度過快會導致后期消納問題暴發。為此，我們呼吁加快中東南部分散式風電發展，讓它成為中國風電規模化發展重要補充。還要降低中東南分散式風電開發門檻，理順關鍵環節，引入備案制，提高建設效率。

其次建議加碼海上風電省補。只有海上風電規模化發展，才能從根本上解決我國經濟發達地區、電力負荷大省清潔能源轉型需求。廣東省補出臺后，靜態收益來看，一度電相當于補貼2~3分錢；動態收益來看，可能有4~5分錢。但這離海上風電平價還有很大差距，希望各省份加大對海上風電補貼，在國補取消后，扶上馬再送一程。

呼吁盡快明確儲能身份。新能源在電源側配備電化學儲能是未來發展趨勢，但如果只作為簡單配套，則無法充分發揮價值，只有讓儲能參與到電力交易中，才符合長期市場導向，否則現有源網荷儲一體化模式很難盈利。另外，特別提醒行業高度關注儲能安全，目前電化學儲能行業剛剛起步，產品質量良莠不齊，技術差異非常大，為未來埋下安全隱患。

3.5 競爭分析——基于波特五力模型：基于海上風機吊裝市場競爭

圖 波特五力模型

 

3.5.1 供應商的議價能力較強

圖 我國海上風機吊裝市場競爭格局(MW)

 

一是勞動力價格上漲。對于風電發電企業，由于掌握高科技技術的人力資源匱乏，近幾年人力資源價格持續上漲。因此，這是增加風電企業發電成本的一個重要因素。 

二是企業固定資產投入增加。拿江蘇新電來說，由于國家“上大壓小”的政策指導，使得公司330MW機組在江蘇省節能調度排序中的位置后移，結果可能成為為電網的備用調峰機組，實際發電時間無法保證。2011 年江蘇新電新增建設2 臺1000MW 發電機組，加大了企業的運營成本。 

三是管理成本提高。風電企業的管理方式較為復雜，成本較高。 

四是風電機組的發電效率較低。數風電企業風電能機組的發電效率較低，造成風電機組損耗的浪費，成本上升。

3.5.2 購買者的議價能力較弱

電力產品的購買者一般可以分為一級購買者如電網公司、二級購買者如工業企業與居民。電力產品購買者的議價能力很低，原因有：第一，作為工農業生產、居民生活的電力產品是一種必需品，充足的電能是保障國民經濟發展的重要條件，因此電力價格彈性幅度較小；第二，電價市場化程度不高，受市場因素波動影響小，電價統一由國家發改委制定，購買者一般沒有與供電商直接議價的權利。

3.5.3 新進入者的威脅

與其他行業相比，風電行業的資金密集型與技術密集型的特征，對于進入風電行業的企業而言具有較高的門檻。

第一個是來自政府方面的門檻。電能作為生產生活中比不可少的能源，與國家能源的長期發展戰略密切相關。風電行業的發展受到國家能源局的嚴格控制，具有行業從業資格和許可證的企業才能從事風電生產。

 

1. 風電產業的規模經濟所帶來的門檻。新進入的風電企業需要面臨的一個巨大考驗，那就是要投入巨額的資金與現有風電企業展開激烈的市場占有率爭奪，或者由于資金的有限，僅能在規模以下生產，加上成本無法降低，必然在競爭中處于不利地位。這些都會給風電企業產生很大的壓力。

2. 由于資本需求產生的門檻。近年來，國家不斷提高了風電行業的進入標準，隨之而來的是，進入風電行業啟動資金上的水漲船高。建設一系列符合要求的廠房和購買生產線，使得資金的需求量越來越高。然而，雖然進入風電行業存在重重壁壘，但由于我國人口眾多，能源消費市場潛力巨大，且能源產業回報利潤豐厚，近年來，一些實力雄厚的大集團公司，例如華瑞集團、國電聯合動力、金風科技股份有限公司等紛紛控股收購風電企業；國外更多的風電巨頭如Vestas、GE等公司也試圖通過獨資或合資的方式進入我國風電能源領域。新的進入者使整個風電行業的競爭變得更為激烈。

 

3.5.4 替代品的威脅較小

作為新能源產業的風電行業，不僅會受新能源行業的競爭，并且整個電力行業也會受其他能源供應者的挑戰。其他能源供應者，如煤氣、天然氣、石油、氫能等具有與電能相似或類似能源的商品的提供可直接或間接地替代電力能源，導致整個風電行業的購買力，對電力行業同時也構成了一定的挑戰。

3.5.5 同業競爭者的競爭程度較強

行業中現有企業的競爭包括國內風電企業與國外風電企業之間的競爭。我國風電裝機容量以近90%的年均增速急速擴張，并在2012年躍升成為全球第一大風電大國。同時風機設備制造企業也一擁而上，在2009年形成了超過80家整機企業。

如全球最大的風電設備制造商丹麥維斯塔斯公司，擁有世界領先的風機研發、制造、銷售技術。自2005年以來，已累積增資五次，投資額高達3.63億美元。國外風電巨頭憑借在資金和技術等方面的優勢，正逐步擴大在我國風電領域的影響力，成為了我國風電企業的強有力的競爭對手。

3.6 中國、世界企業重要參與者

1/ 明陽風電

明陽智慧能源集團股份公司（股票簡稱：明陽智能，股票代碼：601615）成立于2006年，總部位于中國廣東中山，前身為廣東明陽風電產業集團有限公司。作為全球化清潔能源整體解決方案提供商，明陽致力于能源的綠色、普惠和智慧化，業務涵蓋風能、太陽能產業，位居全球新能源企業500強前列，全球海上風電創新排名第一位，正奮力打造全球知名的千億級新能源產業集團。

2/ 上海電氣

上海電氣集團股份有限公司（Shanghai Electric Group Company Limited），簡稱上海電氣，是中國機械工業銷售排名第一位的裝備制造集團。公司前身為上海電氣集團有限公司。經有限公司2004年9月8日召開的第五次股東會決議同意，并經上海市人民政府（滬府發改審[2004]第008）《關于同意設立上海電氣集團股份有限公司的批復》批準，由有限公司全體股東作為發起人，按《公司法》有關規定將有限公司整體變更為上海電氣集團股份有限公司。

3/ 遠景能源

遠景能源有限公司于2008年03月19日成立。2020年9月10日，2020中國民營企業500強榜單發布，遠景能源有限公司位列第434位，營業收入2318532萬元。2021年9月，入選“2021年中國民營企業500強”榜單，排名第216位。

第四章 未來行業展望

2020年底開始，風電行業價格戰趨勢越發明顯。其中最具標志性的事件是，2020年12月15日，在華能集團北方上都600MW的風電項目中，三一重能5MW機組報出3101/KW含塔筒錨栓的歷史低價。此舉引發行業熱議。對此前的兩輪價格戰，行業依然心有余悸，部分廠商表示，低價競爭屬于擾亂市場的惡意競爭。最終會損害行業，沒有贏家。但也有專業人士表示，今年行業告別補貼，降價是必然趨勢。

“碳中和”目標提出，新能源產業迎來倍增的黃金時代，對此，沒有人提出異議。“新能源產業要從小池塘走向太平洋。”遠景能源高級副總裁田慶軍表示。然而，在到達太平洋之前，風電產業依然要跨過各種漩渦和暗礁。價格戰只是其中之一。抓住歷史的機遇，不僅在于市場廝殺的勇氣，還考驗一個行業的智慧。

2021年開始，新能源產業告別十多年的補貼。產業的發展只能依靠技術創新和商業力量。目前，如何實現平價落地，是風電行業面臨的大考之一。特別是海上風電，短期內挑戰巨大。田慶軍表示，以沿海主要省份火電標桿電價為平價標準，海上風電短期內整體實現平價的難度非常大。以江蘇和山東近海為例，假如初始投資降到12000元/千瓦，發電小時數達到3500小時，度電成本可降至0.37元/千瓦時左右，才可以勉強滿足開發商平價收益率要求。目前離這一目標還有不小差距。

對于后平價時代，行業認為，投資收益保障需要充分開放的電力市場。而在國內，電力及能源的商品屬性之上籠罩著濃重的政治色彩；同時，風光儲氫等新的模式正在愈演愈烈地上演，但商業的邏輯尚未跑通。在2020年北京風能展上提出《風能北京宣言》，《宣言》指出在“十四五”規劃中保證年均新增裝機5000萬千瓦以上，2025年后，中國風電年均新增裝機容量應不低于6000萬千瓦。到2030年，中國風電累計裝機容量至少達到8億千瓦，到2060年至少達到30億千瓦。而且在去年的搶裝中，行業所有產能開足馬力，產品質量魚目混珠。2021年1月份開始，已經有去年搶裝的風機開始暴露產品質量問題，未來行業高質量發展面臨巨大的挑戰。

供應鏈企業深度參與整機的研發與制造，能夠更高效地壓縮樣品開發、樣機試驗、市場批量化整個過程的周期。同時，供應鏈廠商提出零部件標準化設計需求，有利于產能提升和降低成本。隨著2021年陸上風電補貼的取消，以及2022年海上風電補貼的取消。未來幾年內國內風機市場的需求量無疑會有一個明顯的下跌趨勢。那么產業鏈的快速繁榮遇到需求的裹足不前，很可能會從好事變成壞事，產能過剩的風險需要引起行業重視。

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