全球风力发电行业分析
思瀚产业研究院    2024-12-03

1、全球风电行业发展概况

（1）全球范围内风电行业累计装机容量和新增装机容量均增长迅速

根据 GWEC 发布的《Global Wind Report 2024》，截至 2023 年末，全球风电累计装机容量达 1,020.7GW，2023 年全球风电新增装机容量为 116.6GW。2001 年至 2023 年，全球风电新增装机容量年复合增长率高达 14.02%，累计装机容量年均复合增长率高达 18.59%。

（2）中国是全球风电装机容量第一大国

根据 GWEC发布的《Global Wind Report 2024》，2023 年，中国新增风电装机容量占全球 65%；累计装机容量占全球 43%。

（3）全球风电行业未来有望以更高的速度增长

GWEC 报告显示，2023 年全球风电新增装机是历史最高的年份，较 2022年同比增长 50%，累计装机量达 1,021GW，首次突破 1,000GW。根据 GWEC预测，2024 年到 2028 年，全球风电行业仍将保持高速增长，五年间全球风电新增装机容量 791GW，复合增长率达 9.4%。

2、中国风电行业发展概况

（1）我国新增和累计风电并网装机容量持续增长

我国具有丰富的风能资源，陆上和海上风电均具有巨大的开发潜力。近年来，在政府部门产业政策和技术进步的推动下，我国风电产业整体保持良好的发展态势，风电装机容量由 2010 年的 31.07GW 增加到 2023 年的 441.34GW，复合增长率高达 22.64%。

由上表可知，2020 年我国风电新增装机容量大幅上升，同比增长178.44%，主要原因系 2019 年 5 月国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，明确了风电补贴退出的最后期限。该通知指出，2018 年底之前核准的陆上风电项目，2020 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019 年 1 月1 日至 2020 年底前核准的陆上风电项目，2021 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。受上述政策影响，2019 年下半年至 2020 年末，公司下游客户均加快项目建设进度，集中开展大规模风电场建设，形成风电抢装潮。

虽然 2021 年我国风电新增装机容量受到 2020 年抢装潮的影响有所回落，但是 2021 年新增并网装机容量依然高达 47.57GW，相比 2019 年 25.74GW增长84.81%。说明即使在陆上风电补贴完全取消的情况下，风电产业链由于技术进步、成本管控等因素导致的综合竞争力的提升，保持了较强的发展韧性，在此影响下，2021 年的装机量相比抢装潮的前一年 2019 年依然有较高的增速。

2022 年 10 月以来风机交付及并网装机延缓，2022 年 10 月、11 月和 12 月单月新增装机容量分别同比下降 31.16%、74.95%和 33.93%，2022 年全年新增风电装机容量 37.63GW，同比下降 20.90%。其中，2022 年新增陆上风电装机容量 32.89GW，同比增长 7.24%，陆上风电市场逐步回暖。

2023 年，我国风电新增装机容量 75.90GW，同比增长 101.70%，新增装机容量创历史新高，超过 2020 年―抢装潮‖时期的 71.67GW。2023 年风电新增装机容量同比增幅较高，主要原因系一方面风力发电经济性凸显，风电项目投资收益率提升，同时风光大基地项目稳步推进建设并投产并网，风电市场需求加速释放。

另一方面风电并网装机主要集中于第四季度，年末集中并网装机的行业惯例导致部分项目可能出现并网装机在年度间跨期的情况，最终延缓至以后年度完成并网装机。2020 年和 2021 年第四季度风电并网装机容量占全年的比重分别为 81.78%和 65.46%，受社会经济活动放缓影响，2022 年第四季度风机吊装及并网进度有所延缓，2022 年第四季度风电并网装机容量占全年的比重仅为 48.87%，装机容量绝对值较 2021 年同期也同比下降 40.94%。

因此，2022 年第四季度社会经济活动放缓，部分风电项目建设并网进度延缓，部分项目延迟到 2023 年实现并网装机，进一步推高了 2023 年并网装机容量增幅。

（2）我国目前陆上风电占比较高，海上风电发展势头良好

目前我国风电建设仍以陆上风电为主，但是我国拥有丰富的海洋资源，有发展海上风电的天然优势，海上风电发展迅速且潜力巨大。受补贴退坡导致的海上风电抢装潮影响，2021 年我国海上风电新增并网装机量 16.9GW，同比增长 452.29%，至年底全国累计海风装机容量约为 26GW，同比增长 178%。

受海上风电抢装潮透支短期市场需求影响，2022 年海上风电新增装机容量4.07GW，同比下降 75.92%。2023 年，陆上风电和海上风电新增装机容量分别为 69.07GW和 6.83GW，分别同比增长 110.00%和 67.81%。2023 年，陆上风电和海上风电新增装机容量均实现同比增长，为 2020 年以来首年实现陆上风电和海上风电双增长。

3、回顾国内风电行业发展历程，驱动行业周期循环的因素已经基本消退

（1）回顾以往，弃风限电与补贴周期合力推动风电产业周期循环

回顾我国风电产业过去十几年发展历程，弃风率变动与电价补贴退坡两方面因素共同导致风电行业以往呈典型的周期性波动.

其一，弃风率抬头时，直接降低项目利用小时数，拉高运营商度电成本，压低风电项目经济性，项目投资热情随之降低，反之亦然；

其二，在我国此前的风电电价政策中，风电项目的上网电价与项目的核准时间、并网时间直接相关，而过往上网电价为逐年退坡态势，运营商为实现经济效益最大化，会在各退坡政策节点到来前加快项目投资进度，此时风电下游需求景气度提升，而在上网电价下调后的初期，投资者开发风电项目的热情会受到一定的抑制，行业景气度下滑。

例如：2006-2010 年，风电行业爆发式增长，但因电网适配能力及风电出力不稳定等问题，弃风限电问题开始浮现，2012 年全国弃风率达到顶点，风电装机增量增长停滞；此后弃风限电问题缓解，至 2014 年弃风率下探至 8%的低点，下游需求景气周期又被开启，新增装机容量在 2015年达到阶段性顶峰；

又如：2016 年弃风限电情况重新浮现，压低业主投资意愿。此后，伴随《关于有序放开发用电计划的通知》、《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》等政策的出台，风电消纳问题得到保障，弃风率快速下降；三北地区的弃风率也快速下降，带来区域装机上限解禁；叠加 2020 年底新的一轮陆上风电电价补贴退坡的影响，多重因素共同带动风电装机需求进入新的一轮景气周期，并于 2020 年达到顶峰。

（2）立足当下，导致风电产业周期性波动的因素已经弱化

当前导致风电产业周期波动的弃风限电问题得到实质性解决，电价补贴退坡问题也已基本消除，因此，风电产业周期属性已然弱化：

①弃风限电问题得到实质性解决

《关于有序放开发用电计划的通知》与《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》等政策的出台，风电消纳问题得到保障，弃风率快速下降。

“十三五”期间，多个特高压输电基础设施的建设和投入使用，使华北、东北和西北等本地难以消化的电能外送条件得到良好的改善，有力地解决了风电消纳所面临的空间错配问题，全国风电弃风率从 2015 年的 15%逐步下降至2023 年的 2.7%。随着特高压输电工程的进一步建设，将逐步解除风电受制于距离的约束，为风电行业的长远发展奠定良好的基础。

②风电进入平价上网时代，电价补贴退坡问题已基本消除

《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》和《关于完善风电上网电价政策的通知》的规定，自 2021 年开始，新核准的陆上风电项目全面平价上网；自 2022 年开始，新增海上风电国家不再补贴，由地方按照实际情况予以支持。若不考虑海上风电可能出台的省补政策，风电已然进入全面平价上网阶段，补贴政策的时间节点临近与否或将不再是左右风电行业发展节奏的影响因素。

4、展望未来，我国风电行业正迈入良性发展新阶段：旺盛的能源结构调整需求叠加技术进步驱动下的持续降本提效，成为风电行业良性发展的长期逻辑

（1）新能源在全球范围内的结构性提升，是风电行业长期发展的长期逻辑

在“碳达峰、碳中和”背景下，风电行业迎来历史性发展机遇，其在我国能源结构中的占比预计将持续提高，多重政策与行业规划均支撑风电装机量长期保持高增态势。此外，如下因素也将创造巨大的风电装机量：

①海上风电有望迎来快速发展的黄金时代。海上风电具备诸多优点，包括靠近负荷中心、不占用土地、能够有效拉动当地制造产业等，长期以来，其缺点也十分突出，那就是度电成本较高；基于其突出的优点，尽管自 2022 年起中央财政补贴退出，各省发展海上风电的动力不减，广东省甚至出台省级补贴支持海上风电发展。

展望“十四五”时期，广东、江苏、浙江、山东等多个沿海省份发布了海上风电相关的规划，兴业证券推算四省份 2022-2025 年合计年均贡献约 8GW 左右的海上风电装机增量。据平安证券测算，按照 2030 年海上风电贡献沿海省份15%的电力需求估算，2030 年国内海上风电装机规模将超过 200GW，而截至2023 年底国内海上风电累计装机仅约 37.29GW，海上风电有望迎来快速发展的黄金时代。

②老旧风场改造有望带来巨大增量空间。2021 年国家能源局提出“在风能资源优质地区有序实施老旧风电场升级改造，提升风能资源的利用效率”，2023 年，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》，以规范风电场改造升级和退役管理工作。近年来，风机大型化和轻量化进程加速，规模效应和零部件耗量下降为风机成本带来下行空间，直接导致风机价格大幅下降。在建设成本大幅下降、平价时代项目收益率不降反升的背景下，老旧风场改造空间巨大。

据东吴证券研究报告，我国 2023 年累计退役机组将达 980 台，装机容量为0.55GW；到 2025 年将达到 1,800 多台，装机容量为 1.25GW；到 2030 年将超过 3.4 万台，累计改造装机容量约 45GW。

③分散式风电迎来发展窗口期。分散式风电项目是指位于负荷中心附近、不以大规模远距离输送电力为目的、所产电力就近接入当地电网进行消纳的风电项目。相对于集中式风电，分散式风电优势具体如下：首先，分散式风电易于就近消纳，对缓解弃风限电问题具有重要作用；其次，分散式风电项目审批和建设时间短，选址灵活；再次，我国低风速区开发潜力巨大，根据国家气候中心 2017 年数据，我国低风速资源技术开发量高达 1,000GW，为分散式风电发展提供了广阔的发展空间。

长期以来国内风电以集中电站的形式为主，近年来国家不断加大对分散式风电的支持和引导力度，在政策的扶持与引导下，分散式风电建设有望加速推进，将迎来黄金发展期。2021 年 10 月 17 日，118 个城市与 600 多家风电企业共同发起了“风电伙伴行动·零碳城市富美乡村”计划，该计划提出，“十四五”期间，在全国 100 个县优选 5,000 个村安装 1 万台风机，总装机规模达50GW。

2024 年 4 月，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部联合印发《关于组织开展―千乡万村驭风行动‖的通知》，通知指出―十四五‖期间，在具备条件的县（市、区、旗）域农村地区，以村为单位，建成一批就地就近开发利用的风电项目，原则上每个行政村不超过 20MW，并鼓励各地对―千乡万村驭风行动‖风电项目探索试行备案制。

就地就近开发利用的风电项目，原则上每个行政村不超过 20MW，并鼓励各地对―千乡万村驭风行动‖风电项目探索试行备案制。

国家发展改革委表示，如每年选择具备条件的 1,000 个村进行试点开发，按每村装机 20MW 测算，年可新增风电装机 20GW，新增投资约 1,000 亿元。中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）编制的《中国风电产业地图2022》数据显示，2022 年国内分散式累计装机容量 13.44GW，仅占全国风电并网装机容量的 3.68%。住房和城乡建设部统计数据显示，截至 2022 年底我国有超 47 万个行政村，潜在开发空间十分广阔，―千乡万村驭风行动‖的开展将开辟陆上风电发展新的增长极。

（2）技术进步驱动下的持续降本提效，成为风电行业良性发展的内在驱动力

①平价上网政策倒逼产业链加速降本提效，陆上风电已具备平价开发吸引力，促使风电行业进入“降本-增需”的良性循环

近年来，在技术进步、EPC 设计优化、供应链成熟等多重因素的共同催化下，风机成本、风电项目装配成本整体持续下降，随着陆上风电在 2021 年进入平价上网阶段，进一步倒逼风电产业链整体加快降本进度。

根据兴业证券测算，陆上风电假设选用当前主流 4MW 风电机组，国内陆上风电项目总体盈利目前已达到较高水平，共计 17 个省市的风电项目投资内部收益率可超过 7%。

根据国际可再生能源署（IRENA）的数据，中国陆上风电 LCOE 已下降至2023 年的 0.18 元/kWh，与燃煤发电度电成本基本持平，已具备全面平价上网的条件；海上风电 LCOE 也由 2010 年的 1.28 元/kWh 下降至 2023 年的 0.50 元/kWh。随着补贴政策的逐步退出，将进一步倒逼风电产业链整体加快技术升级和降本进度。

风电项目投资收益和经济性的不断提升，将使得风电项目具备平价开发的吸引力，从而进一步催生更多的市场需求，推升风电可开发空间，这成为风电行业发展的内在驱动力，促使风电行业进入“降本-增需”的良性循环。

②技术驱动下的风机加速大型化，是风电降本提效最根本有效的路径，也是近年来风电行业发展的主要趋势

风电装机成本中，风机成本占比最大，约为 50%3，因此风电行业降本的核心是风机降本。风机大型化是风电产业链降本提效最根本有效的路径4，也是近几年来风电行业发展的主要趋势。

根据浙商证券测算的数据，当机组单机容量由 2MW 增加到 4.5MW 时，项目投资成本可从 6,521 元/千瓦下降到 5,807元/千瓦，LCOE（平准化度电成本）可降低 0.0468 元/千瓦时。风机大型化将加速风电成本优化，提升风电装机容量空间。根据国际可再生能源署（IRENA）数据，到 2018 年，风机大型化已为陆上风电和海上风电降低了 34%和 43%的成本，预计到 2050 年，将贡献 32%-60%的成本下降空间。

5、多重因素促使风电行业上游配套环节门槛提高，带动行业内部走向分化，技术实力和资本实力强者将获得更多竞争优势

产业链加速降本、风机加速大型化、就近配套等行业发展趋势叠加生产定制化的行业特性，对上游配套能力提出更高要求，带动风电行业上游配套环节走向分化，制造能力、研发能力以及资金实力强的零部件厂商竞争优势凸显。

（1）风机大型化导致零部件的大型化，对配套厂商的制造能力提出更高要求

大兆瓦机组需适配更大规格的零部件，如齿轮箱、叶片、塔筒、机舱罩、导流罩等，这对供应商的制造能力提出更高的要求，生产更大规格的部件则需要更大的厂房、更大的配套生产设备以及更强的研发设计团队，诸多因素提高了供应商的整体准入门槛。

（2）产业链降本加速，机型迭代加快，对配套厂商的配套迭代研发能力提出更高要求

2021 年以来的风电平价上网压力倒逼整个风电行业在 2021 年加速降本提效，倒逼行业加快大兆瓦机型的推广进度，机型迭代频率提高。高频的机型迭代，要求整机上游配套厂商有更强的配套迭代研发能力。

（3）产业链降本加速背景下，主动降本能力强的配套厂商竞争优势凸显

除根据主机厂的要求被动降本外，上游配套厂商可以在满足下游需求的基础上，通过多种途径主动降本，比如不断优化零部件结构设计，优化原材料结构配比，使用新的原材料，优化生产工艺，扩大生产规模以提高规模效应等。经营规模大、研发实力强的配套厂商主动降本能力和竞争优势更强。

此外，就近配套能力的重要性日益凸显。在主机厂附近就近建设生产基地，可以达到降低运输成本、缩短供货周期、提高协同能力等多重目的，国内风电产业布局集群化的趋势日益明显。这对配套厂商的资金实力提出更高要求。

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