来源时间为：2023-03-18
（报告出品方/作者：川财证券，孙灿）
一、风电产业链介绍
1.1、风力发电概述
风力发电主要是利用风动能来进行转化，使其成为机械动能，最后再把机械动能转换为电能。风力发电机是实现上述能源转变的电力设备，一般由风机、叶片、塔筒、基座、传动系统、控制系统等组成。叶片从底部到尖端均有许多不同尺寸和形状的翼型界面组成，简易的翼型技术使得涡轮叶片转动，当流体流过叶片时将产生升力，产生最基本的旋转。
一般情况下，风速达到3-5m/s时即可开始发电。叶片在风力的作用下旋转产生动能，通过传动系统提升转速，达到发电机的转速后带动发电机工作，得到的电力通过电缆输送到基站的升压变压器中。机组中的测量工具用于测量风速与风向，风向偏差时电子控制器向偏航机构发送信号以矫正误差，偏航马达将转动机舱使得风机始终正对风向获取最大发电功率。风能作为自然资源的一种，储量丰富，分布广泛，属于可再生的清洁能源，借助于风能进行发电成为当前新能源发电的主流方法之一。
1.2、风电产业链梳理
风电产业链由上游原材料、零部件和整机制造，中游风电场建设及运营，下游风力发电及运维组成。风电机组制造所需的上游原材料包括钢、铝、铜、玻璃纤维、碳纤维、环氧树脂、永磁材料、混凝土等，其中钢材的用量占到整个机组总重量的90。风机的核心零部件包括齿轮箱、叶片、轴承、控制系统、发电机、变流器、轮毂、电缆、塔筒等，零部件细分市场的专业化程度较高，技术壁垒突出，整机厂商一般会采取定制化采购。而整机制造厂商向上连接众多零部件供应商，向下直接参与风电场上的招标工作，中标后将风电机组出售给下游风电运营商。中游风电场运营的参与者以国有企业为主，建设业务由施工建设公司负责。下游环节包括了风力发电、风电上网以及风电运维等环节。目前行业产生多种业态模式，部分整机厂商下沉产业链布局风电场建设及运维等领域，呈现混合业态模式。
1.3、风电成本拆分
风电场全寿命周期成本主要包括建设成本、资本成本、运行成本、维护成本、故障成本以及报废残值等。建设成本属于固定成本，包括设备及安装工程费、建筑工程费以及其他成本项，固定资产的折旧费用占到风电运营期成本的比例约为65-70。资本成本主要包括长期借款、短期借款利息等。运行维护成本，包括运行成本、维护成本、故障成本，约占风电总成本的15-20。
风电整机设备占到整风电场建设成本的比例较高，规模效益是降低单位投资成本提升投资回报率的核心要素。对于陆上风电，在施工难度较低的平坦地形中，风电机组占到整体建设成本的比例达到54.90，塔筒的占比达到13.73；在施工难度较高的山地中，风机机组在成本结构中的占比降低至39.44，塔筒的成本占比为14.08。对于海上风电，由于海上的施工成本较高，基础及施工的成本占比较高；且不同地区受到海床地质、水文条件的影响基础及施工的成本占比有所差异，如广东、福建等省的海域礁石较多，且基岩较浅，上述地区海上风电的基础及施工成本的占比达到33，高于江浙地区的24；风电机组和塔筒等整机设备仍占到整体风电建设成本的较高比例，约50左右。整体上看，风电整机设备占到风电整体成本的比例较高，在其他条件不变的情况下，风电项目规模越大，单位投资金额会相对降低，进而会相应地提高风电场的投资回报率。
二、风电产业发展情况
2.1、我国风电装机容量和发电量稳步增长
经过40多年的发展，我国风电产业逐步发展成熟。回顾过去，我国风电产业经历了从摸索起步到逐步成熟的过程，大致可划分为四个阶段：1）科技性示范应用阶段（“六五”到“七五”），离网型风力发电设备研制成功，在政府的支持下多个省份建设了一系列示范性风电场；2）商业化探索阶段（“八五”到“十五”），为改善电力供给严重依赖煤电的情况，我国开启风电场商业化的探索，风电设备制造业整体处在技术追赶阶段；
3）规模化建设阶段（“十一五”到“十三五”），自2006年《可再生能源法》开始实施，我国相继推出多项政策和规划，推动我国风电产业进入到规模化发展阶段，期间风电产业体系日趋完善，风电技术不断升级，发电设备趋于国产化；4）风电电价平价阶段（“十四五”至今），得益于过去十多年风电设备普及带来的规模经济效应，我国风电发电成本大幅下降，2021年新核准的陆上风电全面实现平价上网，未来我国将形成更大规模海上风电，东西部风电装机的分布将更加均衡，陆上和海上风电全面实现平价。
自2006年以来，我国风电装机呈现爆发式增长趋势，现阶段风电已成为我国第三大电源，正逐步向主力能源发展。2010年之后，我国风电建设共经历两轮抢装潮，分别在2015年补贴退坡带来的陆上风电抢装潮，2019年至2020年的陆上风电抢装潮以及2021年的海上风电抢装潮。2020年我国新增陆上风电装机量达到6826.50万千瓦，2021年新增海上风电装机量达到1690万千瓦，这两项数据分别是陆上风电和海上风电历史最高的年度新增装机量。截止到2022年底，我国风电发电装机容量达到36544万千瓦，风电整体装机量保持稳定增长；风电设备平均利用小时累计数达到2008小时，预计2022年全年将超过2200小时。在装机量稳步提升，利用小时数保持稳定的情况下，风电发电量在我国电力结构的占比亦提升明显，截止到2022年11月，我国风电发电量占比首次突破8，达到8.05，是我国第三大电源，覆盖全国31个省、市、自治区，风电正逐步向主力能源发展。
2.2、国内陆上风电已实现平价上网，海上风电正过渡到平价时代
国内陆上风电已实现平价上网，项目IRR表现乐观。在经历了两轮补贴退坡引发的抢装热潮、电网完善降低弃风率以及消纳政策逐步实施后，我国陆上风电已实现平价上网。随着风电项目装机规模的不断提升，叠加风电平均利用小时保持稳定，我国风电项目全投资IRR能够达到9以上的水平，且随着单机容量的提升以及项目整体装机规模的提升，陆上风电项目的IRR将有所提升，平准化度电成本有所下降，这在一定程度上能够提升我国陆上风电的投资积极性。
国内海上风电处在平价时代过渡期。从项目收益率角度看，以粤西地区某海上风电场为例，装机规模为300MW，离岸距离约为31千米，建设总成本为54.10亿元，年利用小时数为2890小时，基准电价为0.453元/千瓦时，补贴电价为0.397元/千瓦时，补贴小时数为2600小时（20年），贷款比例为70，还款年限为15年。在考虑补贴的情况下，该项目的投资收益率为8.36，若不考虑补贴的情况下，该项目的投资收益率则降至3.29。现阶段国补虽然退潮，但地方性补贴的接力（广东、浙江、江苏、山东等地）可助力部分海上风电项目平价上网，如2022年底中广核汕尾甲子-50万千瓦海上风电项目顺利实现全场78台风机并网发电，是国内首个平价海上风电项目实现全容量并网发电。我国沿海各省市的海上风能资源以及海上风电建设进程存在差异，预计到2025年福建、广东、浙江、江苏等省的海上风电基本可以实现平价上网，与煤电价格具备一定的竞价空间。
海上风电地方补贴仍存在，国补退坡后将发挥承上启下的作用。在国补全面退补后，上海市是首个推出地方海上风电补贴的省市，将对2026年之前投产的深海风电项目基于项目规模予以奖励。广东省和山东省则对2022年至2024年省并网海上风电项目予以补贴。浙江省的海上风电补贴政策是按照项目规模直接补贴电价。
2.3、“十四五”风电装机目标明确
双碳目标明确，风电战略地位提升。我国提出到2025年非化石能源比重达到20，为实现碳达峰、碳中和奠定坚实基础；到2030年，非化石能源消费比重达到25左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，二氧化碳排放量达到峰值并实现稳中有降；到2060年，非化石能源消费比重达到80以上，碳中和目标顺利实现。风电作为现阶段发展较为成熟且具有一定性价比的清洁能源，有望逐步发展成为我国主力能源之一。风电光伏大基地建设进程稳步推进。根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，我国将建设雅鲁藏布江下游水电基地，建设金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽等清洁能源基地，建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。
目前，第一批大型风电光伏基地已全面开工，部分已建成投产，涉及23个沙漠戈壁荒漠地区以及35个其他地区，建设总规模达到97.05GW。第二批大型风电光伏基地处在陆续开工阶段，2030年规划建设风光基地总装机约455GW,其中库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机284GW,采煤沉陷区规划装机37GW,其他沙漠和戈壁地区规划装机134GW，其中十四五时期规划建设风光基地总装机约200GW,包括外送150GW、本地自用50GW;“十五五时期规划建设风光基地总装机约255GW,包括外送165GW、本地自用90GW。第三批风电光伏大基地以源网荷储、离网制氢以及100消纳项目为重点，目前处在项目审查阶段。各省市“十四五”规划的风电装机规模超300GW，海上风电装机规模超100GW。目前国内31个省市已公布“十四五”期间风电、光伏等新能源的装机规划，合计达到约316.974GW。沿海10个省、市也均出台海上风电的相关装机规划，预计“十四五”期间合计新增装机规模达到约111.78GW。
2022年陆上风电招标重心重回“三北”地区，海上风电集中在粤鲁浙三地。2022年我国已开标风电项目603个，总规模达到103.27GW，其中陆上风电项目555个，规模为85.36GW，海上风电项目48个，规模为17.91GW。为提高风电的消纳能力和降低弃风率，我国风电装机在“十三五”向中东南地区倾斜，“三北”地区新增装机量占比从2009年的86下滑到2018年43。随着电网端的建设以及就地消纳项目启动，我国“三北”地区弃风率得到有效控制。2022年全年风电开标项目中，“三北”地区的占比达到55.45，未来风电特别是陆上风电的重心逐步回归“三北”地区。海上风电方面，开标项目规模位居前三的分别是广东省、山东省和浙江省。
2.4、老旧风电场改造升级提供增量空间
预计“十四五”我国风电场改造市场需求达到20GW，“十五五”约40GW。截止到2022年我国风电装机容量已达到365.44GW，装机规模巨大。如今早期建设的风电场可能面临设备老化引发的运行安全风险大、运行效率低、运维成本高等问题，在陆上风电平价上网的背景下，部分老旧风电场面临较为严峻的经营压力。
为了充分利用优质风能资源，提升风电场的运营效率，规范风电场改造升级和退役工作，国家能源局在2021年底推出《风电场改造升级和退役管理办法（征求意见稿）》，目前该管理办法已结束征求意见，预计年内完成发布程序；此外，辽宁、宁夏、内蒙古等地已出台相关政策，全国老旧风电场“以大代小”的改造升级工作逐步展开。根据国家发改委能源研究所的预测，直接退役的情况集中在运行超过20年的风电机组，“十四五”改造升级需求集中在运行在15-20年的风电机组，以及运行时间小于15年但机型落后的风电机组。预计“十四五”期间我国将退役1.26GW并改造20GW的老旧风电机组，“十五五”退役或改造40GW的老旧风电机组（以改造为主）。
2.5、分散式风电引领行业新趋势
预计“十四五”期间我国分散式风电年均贡献装机容量10-15GW。《“十四五”可再生能源发展规划》指出坚持集中式与分布式并举，在东中南部地区积极推进分布式风电的开发。2022年1月，国家能源局、农村农业部发布了《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》
