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1、风电行业深度报告：风电产业研究工具（一）风能资源总储量巨大且分布广泛风能是指空气流动所产生的动能，是太阳能的一种转化形式。由于太阳辐射造成地球表面各部分受热不均匀，引起大气层中压力分布不平衡，在水平气压梯度的作用下，空气沿水平方向运动形成风。风能资源的总储量非常巨大，一年中技术可开发的能量约5.3X1013千瓦时。风能是可再生的清洁能源，储量大、分布广，但它的能量密度低（只有水能的1/800）,并且不稳定。在一定的技术条件下，风能可作为一种重要的能源得到开发利用。风能利用是综合性的工程技术，通过风力机将风的动能转化成机械能、电能和热能等。2020年全国陆地70米高度层年平均风速5.4ms,年平
2、均风功率密度约为184.5Wm2,100米高度层年平均风速约为5.7ms,年平均风功率密度约为221.2Wr2我国近海主要海区（16个海区）70米高度层年平均风速8.1ms,年平均风功率密度约为572.6Wm2,100米高度层年平均风速约为8.3ms,年平均风功率密度约为832.2Wm2o就区域分布来看：陆上风力资源主要集中在“三北”地区,海上风力资源集中于东南沿岸，且海风风速明显大于陆地。东南沿海及其岛屿为我国最大风能资源区；内蒙古和甘肃北部，为我国次大风能资源区；黑龙江和吉林东部以及辽东半岛沿海,风能储备也较为充沛；青藏高原、三北地区的北部和沿海，风力资源同样优质；云贵川、甘肃、陕西南部，
3、河南、湖南西部，福建、广东、广西的山区，以及塔里木盆地，为我国最小风能区。（二）风力发电原理及应用风力发电的原理，是用风力带动风车叶片旋转，再透过增速机将旋转的速度提升，来促使发电机发电。依据风车技术，大约是每秒三米的速度（微风的程度），便可以开始发电。风力发电不需要使用燃料，也不会产生辐射或空气污染。风力发电所需要的装置，称作风力发电机组。这种风力发电机组，大体上可分风轮、发电机和塔筒三部分。风轮是把风的动能转变为机械能的重要部件，它由若干只叶片组成。当风吹向浆叶时，桨叶上产生气动力驱动风轮转动。桨叶的材料要求强度高、重量轻，多用玻璃钢或其它符合材料（如碳纤维）来制造。由于风轮转速不稳定且风
4、力大小的多变，在带动发电机之前，需附加把转速提高到发电机额定转速的齿轮变速箱，再加一个调速结构使转速保持稳定，然后再连接到发电机上。为了保证风轮始终对准风向以获取最大功率，风轮后面需装一个类似风向标的尾舵。塔筒是支承风轮、尾舵和发电机的构架。它一般修建得比较高，为的是获得较大的和较均匀的风力，又要有足够的强度。塔筒高度视地面障碍物对风速影响的情况，以及风轮的直径大小而定，一般在6-20米范发电机的作用，是把由风轮得到的恒定转速，通过升速传递给发电机构均匀运转，进而把机械能转变为电能。（三）风力发电利弊分析风力发电将风能转化为电能，为世界各国提供了清洁和可再生的电力。其优势主要有：（1）可再生且
5、持续。风因为热量不一而产生，所以其本身不会耗尽，是可持续电力供应的良好选择。（2）绿色环保，减少污染。风能是当今最环保的能源之一。在风机的制造和建造之后，它们几乎不会产生污染。风力发电可以替代化石燃料发电的需求，例如煤炭、石油和天然气，减少二氧化碳和甲烷等温室气体，以及二氧化硫等有害气体的排放。风机占地面积小，对土地的影响微乎其微，风机底部周I的区域可以利用于其他生产目的。（3）安装地点灵活。风机不仅可以安装在工业规模的设施中如风电场，也可以安装在住宅设施，同时风力发电机可以在远程位置供电方面发挥关键作用。这让从村庄小型离网设施到远程研究设施等各种的应用者受益。（4）运维成本更低。由于风能是免
6、费的，运行成本通常很低。与风能相关的唯一持续成本就是风机的维护成本。随着风机的不断更新升级，其可用时长和可靠性也在不断提升。（5）增加能源稳定性。通过风力发电，人们可以减少对化石燃料发电的依赖。化石能源价格受国家自然资源、政治、经济环境等因素的影响，通过使用可再生能源，可以有效提高国家能源安全性。（6）创造就业机会。风电产业帮助创造了全世界的就业机会。不可否认风电也有一定的缺点，未来更好地发展要着力于克服这些缺点。主要表现为：（1）风力波动。风能具有与太阳能类似的缺点，就是其能源不能恒定供应。为了使风机有效运行，需要有足够的风能供应。风机开发商通常花费大量时间和成本来调查计划安装的特定场地是否
7、适合风力发电。（2）对野生动物构成威胁。风机是导致鸟类和蝙蝠种群的死亡率提高的原因之一。（3）噪音污染。风机最常见的缺点之一是它们产生的噪音污染。从数百米外可以听到一台风机运转的声音，也有部分人认为风力发电机会构成视觉污染。（四）产业链：上游制造专业性较强，中游整机集中度高，下游运营进入者多风电产业链整体行业集中度较高，风电产业上游是部件制造和原材料供应，其中关键核心零部件主要是齿轮箱、发电机、轴承、叶片、轮毂等。这些部件生产专业性较强，而国内供应商技术较为成熟，因此风机部件国内供应充足。风电产业中游主要是风机整机厂商，近年来,在国家一系列相关政策支持下，我国风电行业“弃风弃电”现象明显改善，
8、装机规模不断扩大，产业逐渐向更成熟、无补贴的可再生能源产业转型。风电产业下游是风电场投资运营商，主要是以大型国有发电集团为代表的投资商，而风电建设投资额的增长为风电行业发展提供了经济基础。20152018年由于受到风电成本的下降，投资额逐渐下滑，但是在2019年大幅反弹。2019年我国风电电源投资额为1171亿元，同比增长81.30%;2020年170月全国完成投资1835亿元,同比增长126.7%。（一）从煤电三要素模型看风电盈利框架收入端：利用小时数及新能源上网电价共同决定收入。风电运营公司主要业务为发电、售电，因此收入端的量价模型可拆解为发电量及新能源上网电价。量的层面：发电量由装机容量
9、、利用小时数及厂用电率共同决定，由于装机容量在建设时期就已确定，同时厂用电率不会出现太大波动，因此发电量主要影响因素为利用小时数；价的层面：可再生能源上网电价由脱硫燃煤机组标杆电价和可再生能源电价补贴两部分构成，两部分共同决定电价。成本端：成本中人工及维修成本相对固定，且风电相较传统火电无燃料成本，因此成本端主要受折旧影响。短期来看，电价受市场供需影响较小；长期来看，风电平价上网势在必行，电价在时间维度上均属于不可控因素，因此未来风电发展将更多体现在初始投资成本和利用小时的变动上。除此之外，随着碳市场的不断完善，未来CCER交易也将进一步增厚利润。（二）敏感性分析在电价不变的基础上，利用小时数
10、由于乘数效应的存在，相较于投资成本会对风电项目的收益率产生更大的影响。假设一个装机容量300MW的风电项目的单位投资成本为18000/千瓦、利用小时数为3800小时、电价为0.85,折旧按直线折旧20年法（无残值），最终对项目NPV进行测算。在电价不变的情况下，建造成本变动对项目NPV的影响程度要小于利用小时数对项目NPV的影响。（一）行业发展政策风电是一个颇受国家政策导向的行业，政策方向的变动决定了行业及相关企业的发展方向，近年来国家层面及地方政府出台了一系列促进风电行业发展的相关政策，涉及风电行业发展规划、建设要求、风能资源配置、风电建设环保、电价补贴、消纳以及市场化交易等方方面面，每一次
11、关于补贴的变动都会引起一波抢装潮。在中国经济新发展格局下，由“高碳能源”转型到“绿色低碳能源”也成为能源产业变革的必由之路。根据国家能源局局长章建华的最新表态，对于未来能源工作，要加大煤炭的清洁化开发利用、大力提升油气勘探开发力度；加快风能、太阳能、生物质能等非化石能源开发利用，推动低碳能源来替代高碳能源，可再生能源替代化石能源。1、“碳达峰”“碳中和”：能源转型大势所趋面对碳排放总量大、高碳发展惯性强的严峻形势，中国要用不到10年时间实现碳达峰，再用30年左右时间实现碳中和，任务非常艰巨。碳排放问题的根源在于化石能源的大量使用，未来能尽快摆脱化石能源依赖，应重视加快推进清洁能源的开发和替代，
12、实现能源生产清洁主导、能源使用电能主导，能源电力发展与碳脱钩、经济社会发展与碳排放脱钩。在此背景下，风电、光伏等一系列新能源发电将迎来发展的新机遇。2、清洁能源使用：风电、光伏更具竞争力“清洁”能源是由可再生资源和无碳资源生产的能源。与化石燃料等传统能源相比，清洁能源产生的污染要少得多，对我们的地球更有利。在“碳达峰”、“碳中和”的背景下，大力推进清洁能源的发展是社会的一致共识。从能源格局演变看，新型的清洁能源取代传统能源是大势所趋，开发利用水能、风能、生物质能等可再生的清洁能源资源符合能源发展的轨迹。各省市都在积极制定更加详细的新能源发展战略，随着陆上风电和光伏发电的全面平价无补贴上网，未来
13、风电和光伏将更具竞争力；随着电网优化建设，智慧电网将进一步提升供电效率，降低运营成本；新型储能技术的不断发展有利于调节性电源建设，提升新能源消纳能力，电力系统调节更加灵活。（二）电价及补贴政策1、电价政策风电上网电价与风电发电成本息息相关，随着风电装机成本及运营成本的下降，近些年来政府也不断调低了风电上网电价。20092018年实行标杆电价制度，2019年陆上风电根据四类资源区实行指导价,指导价是风电项目竞价的最高价格限制。2021年陆上风电实现全面平价，使得陆上风电更具价格竞争力,可以和火电竞争。而海上风电由于成本较高导致海上风电价格仍处于高位，而海上风电降本并平价仍需要一定的时间。平价并不
14、是风电发展的终点，而是实现低价上网的阶段性过程，未来风电产业希望获得更好的发展必须实现低价与火电竞争，随着竞低价的趋势越来越明显，各个地区都在探索低价上网的方法，实现项目高质量、精细化发展，通过价格优势使得风电在未来的四十年内超越火电成为主要的电力供应来源，助力“碳中和”的更好实现。2、补贴政策随着风电价格政策的不断完善，政府在风电项目的补贴小时数、补贴年限和补贴标准等方面都作出了明确的规定。我国风电补贴经历了按风电上网电量补贴到按发电机生命周期小时数补贴到现在的“后补贴”时代，逐步实现风电竞价机制的无补贴时代。在未来十年，全球风电装机需要以目前三倍的速度增加，才能实现2050年净零排放目标。
15、对于想要实现“双碳”目标的中国来说，即便财政补贴不再持续，风电项目依旧会继续扩展规模并进一步降本。在不久的将来，海上风电成本进一步下降时，补贴政策也将完全退出。（三）消纳政策近年来，我国清洁能源产业不断发展壮大，已成为推动能源转型发展的重要力量，为建设清洁低碳、安全高效的能源体系做出了突出贡献。但同时清洁能源发展不平衡不充分的矛盾也日益突显，特别是清洁能源消纳问题突出，已严重制约行业健康可持续发展，引起了国家的高度重视和社会各界的广泛关注。为了更好地促进风电、光伏发电、水电和核电等清洁能源高质量发展，可以从“输电”和“储能”两方面共同助力风电消纳，最终建立起清洁能源消纳的长效机制。（一）世界风
16、电发展历程风力发电是发展最快的可再生能源技术之一。风力发电在世界范围内的使用率普遍上升，部分原因是成本在下降。全球陆上和海上风力发电装机容量在过去二十多年中翻了近100倍,从1997年的7.5吉瓦（GW）跃升至2020年的733吉瓦。2009年至2013年间，全球风力发电量翻了一番，2013年至2018年，风力发电量又翻了一番。全球风力发电主要经过了以下几个阶段:1、19世纪80年代：发迹于欧美1887年7月，苏格兰学者JamesBIyth在他的度假别墅里，建成了第一台风电机组，用于蓄电池充电和别墅照明。同年，美国发明家CharIesF.Brush在克里夫兰建成第一台全自动运行的风电机组。同一
17、时期，丹麦工程师PouILaCour经过试验研究发现：转速慢且叶片多的风电机组性能低于转速快且叶片少的风电机组性能。基于此原理，他试制了一台含4组叶片且额定容量为25kW的风电机组，为现代风电机组奠定了基础。2、20世纪下半叶：石油危机催化风电快速发展蒸汽机的发明与煤炭价格的降低，导致大电网工程迅猛发展，而风力发电经济性较差且不稳定，受到工业界冷遇，致使风电机组数量急剧减少。20世纪上半叶，风力发电技术被广泛应用于美国和许多欧洲国家的偏远地区供电，单台风电机组的额定容量仅为2至3kWo20世纪下半叶的世界石油危机之后，在化石能源告急和生态环境恶化的背景下，风能作为一种清洁高效的可再生能源，得到
18、迅猛发展。当时，受政府资助的大型军工企业、飞机制造商等部门开展了对大型风电机组的专项研究，取得了丰硕成果。1941年，世界首个MW级风电机组在美国VerrTlont被发明，并接入当地电网，机组重约240吨，其叶片长约75英寸。片56年,JOhanneSJUUl发明叶片紧急制动装置。1970年，美国NASA着手研发多个大型商用风电机组。1980年，由20台风电机组组成的世界首个风电场在美国NewHampshire建成。1991年，英国首个陆上风电场在COrnWaIl建成，其由10台风电机组组成，为2,700户居民供电。2003年，英国首个NOrthHOyle海上风电场在WaleS海岸建成，其由2
19、0台2MW风电机组组成。近几十年间，风电机组尺寸和容量不断增大。3、迈入21世纪：风电驶向快车道世界各地区可再生能源在最近20年发展迅速，2020年世界可再生能源装机容量总额为2000年的3倍。2020年亚洲可再生能源装机容量占了世界的45.95%,而中国占了亚洲总装机容量的69.60%,中国可再生能源装机容量约占世界31.97%,近乎13o从可再生能源的种类来看，水力发电一直占据可再生能源发电的绝大部分。在2000-2010年间，除水力发电外其他各类型的可再生能源发电设施几乎没有。而近十年间，随着风力发电和太阳能发电的逐渐增加，风力发电和太阳能发电的装机容量在2020年分别占到了所有可再生能
20、源发电装机容量的26.20%和25.51%。在最近五年间，太阳能和风能在全球范围内经历了大幅增加，其中2020年风力发电装机容量全球新增111.03GW,太阳能发电容量全球新增126.84GW,均创下历史新高。在2020年风力发电装机容量前十的国家中，中国位列全球第一，并且远超排名第二的美国，约为美国风力发电装机容量的2.39倍。中国电力市场广阔，用电量需求大，未来这一趋势仍将持续。从发电量来看，中国的风力发电量位居全球第一，但整体与第二位的美国差距不大，这一点也反映在了两国的风力发电机容量系数上。中国2019年陆上风电容量系数平均值为31.5%,而美国平均为43.8%,美国海上风电容量系数更
21、高达52.4%o（二）我国风电发展历程目前已处于风电的大规模发展阶段，海上风电将成为风电的第二增长曲线。我国风电发展主要经历了五个阶段：早期示范阶段一产业化探索阶段一产业化发展阶段一大规模发展阶段一海陆协同发展阶段。2008年起我国基本进入风电的大规模发展阶段，2017年风电累计装机容量较2008年增长了16倍。随着2016年风电十三五计划的进一步明确，海上风电的发展进一步加快。2017年海上风电累计装机容量增速同比高达71.17%o海上风电项目具有发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定、适合大规模开发等优点，持续扩张的海上风电有望成为推动风电增长的第二增长曲线。1、19867993年：早期示
22、范阶段我国风电发迹于20世纪50年代，主要为海岛及偏远地区解决用电难的问题，随着1986年5月山东马兰风场建成投产，我国风电产业正式拉开了序幕。随后的十年间，风电产业依托于国外捐赠及“七五”“八五”专项资金在福建、新疆等试点省份建设风电项目，在早期示范阶段积累了一定经验。2、2000年前后：产业化探索及发展阶段1996年后，随着“乘风工程”“国债风电项目”的相继启动，我国进入了自主的产业化技术的探索阶段，加大了风电设备的自主研发能力。与此同时，国家也制定多项政策规范行业发展，通过建立强制性收购制度、还本付息电价和成本分摊制度助力行业发展。在此期间，风电厂项目在全国范围内不断涌现，新增装机容量持
23、续提升。3、20052015年：大规模发展及调整阶段受风电补贴政策的推动，中国的风力发电2006年迎来第一次爆发式增长，但由于规划不完善、消纳配套不健全导致后期弃风率高企，非理性的抢装潮透支了未来的新增装机，风电行业在2009年之后进入调整期，增速逐渐减缓。4、2015年至今：海陆协同发展阶段2015年后，海风开始发力，同时在十三五、十四五规划的弓I领下，海陆迎来了协同发展的新阶段。截至2020年我国风力发电总装机容量共2.82亿千瓦，其中陆风发电机总装机容量2.73亿千万时，约占总装机容量的96.8%,海风发电机总装机容量0.09亿千瓦，约占总装机容量的3.2%。5、2060年以后：碳中和阶
24、段为了能在2030年实现“碳达峰”、2060年实现“碳中和”的目标，清洁能源的装机容量及发电量将在未来稳步上升。国家发改委能源研究所预测到2050年，中国非化石能源比重将提升至78%,煤炭消费相比2019年下降90%,二氧化碳排放相比2019年下降76%。中国风电将占到能源消费的38.5%,光伏占到21.5%,排在之后的就是天然气占9.8%,水电占到9%。随着清洁能源装机量的不断增长，容量系数也不断提高，风电和光伏将是未来发电的主要来源。目前我国风电装机仍处于大规模安装的阶段，按照国家给出的风电全生命周期合理利用小时，I至IV类资源区分别为48000、44000、40000和36000小时，大
25、致风电装机的使用寿命在15年左右，最早的一批风电装机与2010年安装，预计3-4年后将迎来风电装机淘汰及重购。加之减排要求对新增装机的需求，预计2020-2030年平均每年新增装机容量为0.50亿千瓦时，2030-2040年平均每年新增装机容量为0.70亿千瓦时，2040-2060年平均每年新增装机容量为0.35亿千瓦时，其中包括了新建风电厂所需装机数以及更新原有机器所需的装机数。(一)从LOCE看成本变化平准化度电成本LCoE(LeveliZedCostofEnergy)可以从风电的整个项目周期来衡量发电的经济性。LCOE由早期的初始投资成本，运行成本、维护成本、故障成本、其他潜在成本及残值
26、收益决定。2010至2020年全球范围内LCOE持续下降，风电的经济性不断提高。从LCoE分解来看，风电的经济性的提升主要体现在三个方面：初始投资：风机价格下降；运营成本：大规模开发带来的运营及管理成本的下降；发电量的现值：电价与利用小时数的改善。1、投资：风机成本下降空间仍存风机国产化程度已经较高，但相较国外还有一定的差距，风机的成本还有进一步的下降空间。从国际市场来看，西门子于1991年研发出首台风电机组，在此后的30年中不断发展，形成以西门子歌美飒和维斯塔斯主导的风电装备市场。从我国来看，2007年打开风机国产化的序幕，在此后的短短十年中不断发力，出现明阳智能、东方重工等风机制造商。截止
27、2020年，我国风电制造容量可与欧美比肩。大风机降本效果显著，未来成本下降空间仍存。单机容量持续提升，打开规模化发展新模式，2010至2020十年间新增风机的单机容量显著提升，世界主要国家的新增装机的平均单机容量由2010年的1.9MW跃升至2020年的3.1MW,增幅达63.2%,瑞典、加拿大等国2020年新增风机平均容量已经达到4MW左右。得益于风机大型化带来的效率提升，风机价格在世界范围内持续下降。维斯塔斯的平均出货价格由2010年的1558美元/千瓦时降至2020年的791美元/每千瓦时，降幅达97%。与国外风机相比，虽然国产风机价格显著低于国外水平（以VeStaS平均出货价格代表），
28、但是2020年我国新增装机的平均单机容量仅为2.2MW,与世界平均水平仍然存在不小的差距。我们认为未来国产风机单机容量提升潜质较高，降本空间仍存。从零部件看风机的降本潜质。风机主要由风轮叶片、齿轮箱、发电机、轴承、轮毂及控制系统及塔筒构成。主要部件国产化进程目前已经基本完成，替代比率已经达到96%以上。叶片大型化趋势显著，齿轮箱、轴承、发电机技术也愈发成熟。塔筒一方面受上游原材料影响更大，另一方面有很强的地域属性，通常就近选择塔筒供应商已降低运输成本。(1)叶片：大风机背景下，叶片直径屡创新高。叶片直径的增长意味着更大的扫风面积，可有效增强捕风能力，从而带动发电效率的提升。叶片大型化是提升发电
29、效率的重要路径，近年来我国新增装机平均风轮直径持续提高，目前新增装机的平均直径已超过120米。提高风轮直径、单机容量和工程水平等是风力发电技术的主要发展目标。风机大型化方面，需要在叶片大型化方面取得突破。海上风电工程技术方面，需要综合考虑海水深度、潮位变化幅度、冰况、波况、风况、风电机组装机容量、地基土、风场附近通航(防撞防护)等情况，提升海上风电工程设计技术水平，降低工程造价。(2)发动机：国内风机目前采用的技术路线主要有三种:双馈式、永磁直驱及永磁半直驱式。双馈式风机通常单机容量较小、安装灵活，但使用齿轮箱与风轮机链接，齿轮箱属于易过载、且损坏率相对较高的部件，而双馈式的齿轮箱转速通常在1
30、500转/分钟左右，相对较高，因此维运成本也较高。直驱式风机是目前国外风机商广泛采取的形式，因不存在齿轮箱因此维运成本相对较低，但是直驱式风机在相同容量下体积通常较大，吊装成本较高。半直驱式风机结合了以上两种风机的优势，其齿轮箱通常在140转/分钟左右，较低的转速可有效减缓齿轮箱的损耗，与直驱式风机相比重量和体积也得到有效降低。不同类型的风电机组的成本及发电优势不同。不同技术路线的风机发电量和总成本有较大区别。直驱式机组的年发电量最高，但体积通常较大，吊装难度随之提升；而双馈式发电机通常适用于小规模电机，且齿轮箱转速较高，损坏率较大。永磁半直驱式风机结合了双馈式和直驱式风机的优点，在直驱的基础
31、上增加了齿轮箱提升转速，较直驱式和双馈式风机单位重量下降了48%和50%,单位体积下降了206%和69%,极大降低了吊装成本，目前在中国永磁半直驱式风机度电成本最低，经济性最优。对标国外发展路径，大风机技术升级仍在持续。双馈式设计通常适用于小风机，为了适应大风机的发展趋势，国外的风电厂商基本已经完成风机技术的升级。维斯塔斯和通用分别由双馈异步风机系统分别发展至永磁半直驱同步风机系统和永磁直驱同步风机系统。从我国来看，双馈式仍然是部分风机厂商大风机的主要技术路线，期待风机技术的进一步升级带来的度电成本的持续下降。(3)塔筒：原材料价格波动，影响利润空间。钢材是风电塔筒、发电机铸锻件等部件的重要原
32、材料。在风电设备的总耗钢量中，中厚板产品占比近七成。钢材占风电中游铸锻件环节成本的50-80%,该环节的盈利能力对钢价十分敏感，毛利率敏感系数最高达4.6。从今年年初开始的钢价跳涨，使得风电成套设备的利润空间将被压缩。塔筒一方面受上游原材料影响更大，另一方面塔筒有很强的地域属性，为了降低运输成本，风电运营商通常选择就近的塔筒供应商。综上所述，当前风机价格持续走低，未来风机价格下降主要动力来自于大风机带来的规模效应上，而风机规模的迭代更新需由技术升级推动。通过对比欧洲主要风电设备商的制造水平发现，虽然目前国产风机已完成基本替代，但相较国际水平仍然存在差异，技术升级有很大空间，未来风机成本下降趋势
33、仍将持续。2、运营：后风电市场顺势而起风机后期维运成本主要分为定期维护费用和事后维修费用，其中定期维护费用占比约2535%,事后维护费用占比约65%75%。风机故障导致的亏损主要包括维修费用和风机停运带来的发电损失。风机故障主要集中于控制系统和齿轮箱，据统计，陆上风电的95%停运时间由25%的故障导致。海上风电由于气候条件差、维修难度高导致其相较于陆上风电有更高的维运成本。一方面，海洋环境条件恶劣，台风、海冰等灾害频发，在复杂多变的环境中，风机部件极易受到损害，对应运营成本显著高于陆上风电。另一方面，由于一部分海上风电厂处在远离海岸线的深海区，当风机发生故障时出海修复作业对天气条件要求较高。荷
34、兰NoordzeeWind曾对海上风电修复的可进入性天气情况进行过统计，1-3月为非适宜进入期，适航率仅为16.7%;4-9月为适宜进入期。若风机在非适航期出现问题，则只能停运，若以福建省海上风电年利用4000小时、0.8元/KWh的电价计算，一台3MW风机停机一天的亏损约为2.79万元，对应月亏损为83.84万元。除此之外，不变复作业一般只能选择船只或直升机，其中小型船只的年租赁费用约为200万元，大型起重船单次出海费用即可达1000万元，修复费用较高。维修成本。欧洲地区海上风电年运维成本约为陆上风电的2倍左右，但由于海上风电的容量系数约为40%50%,约较该地区陆上风电高15%左右，使得该
35、地区海上风电度电成本约为陆上的1.31.7倍左右。全寿命周期成本由于海上风电开发年限的问题，目前尚未有相关数据。在整个海上风电项目全寿命周期成本之中，风电机组是目前海上风电项目中成本所占比例最高的部分，而海上风电场的运维费用仅次于风电机组，占整个海上风电项目成本的18%23%,远高于陆上风电运维费用12%的比例。后服务市场标准升维。随着风电机组单机容量的不断增加及我国风电开发的不断深入，利用智能控制技术，通过先进传感技术和大数据分析技术的深度融合，综合分析风电机组运行状态及工况条件，对机组运行参数进行实时调整，实现风电设备的高效、高可靠性运行，是未来风电设备智能化研究的趋势。大型风电机组整机技
36、术需求主要包括：大功率风电机组整机一体化优化设计及轻量化设计技术，大功率机组叶片、载荷与先进传感控制集成一体化降载优化技术，大功率风电机组电气控制系统智能诊断、故障自恢复免维护技术，以及大功率陆上风电机组及关键部件绿色制造技术。数字化赋能后风电市场，运维成本有望进一步压缩。通过建立大数据平台与风场在线监控系统，对所有机组状态进行实时监控和分析，即时跟踪风机疲劳程度和磨损状态，对零件的剩余寿命进行提前预判。陆上风电机组中5%的停运时间是由约75%的故障导致的，剩余95%的停运时间则是由另外25%的故障导致的，故障的集中化特征明显，对故障频发部件进行重点监控将有效降低风电停机带来的损失。同时运维团
37、队对需更换的风机在适风期进行统一维修，一方面可以降低维修的人力、物力成本，另一方面可以避免因风机故障带来的停机损失。随着智慧风电场运营平台的逐渐成熟，风电服务商将实现风电场集中运维、智慧管理、无人化值守，有效压缩风电的运维成本。3、电价：平价来临可再生能源上网电价由脱硫燃煤机组标杆电价和可再生能源电价补贴两部分构成。新能源上网电价主要包含脱硫燃煤机组标杆上网电价和可再生能源电价补贴两部分，前一部分由电网公司直接支付，后一部分补贴电价由公司发电项目并网后，根据国家发改委、财政部和能源局要求，逐级申报补贴目录或补贴清单，发电项目列入补贴目录或补贴清单后方可获得可再生能源补贴。陆上风电2021年平价
38、基本到来，海上风电平价时代有望于未来3-5年内实现。补贴拖欠拖累公司业绩，平价可缓解现金流压力。风力发电电价的新能源补贴部分电价虽然以国家信用为基础，基本不存在不可收回的风险，但其回收周期通常要数年，补贴拖欠已成为新能源发电公司面临的常态化问题。补贴拖欠会形成大量应收帐款，同时给公司现金流带来巨大压力，十分影响公司正常运营。我们通过应收帐款与当年主营业务收入的比值来构建“补贴拖累系数”，以衡量补贴欠款对公司业绩的拖累程度。我们发现风电运营商的补贴欠款占主营收入的比例持续走高，2020年龙源电力、三峡能源分别为73%、109%,福能股份受益于本身的煤电属性，该拖累系数相对处于低位，但也呈现出上升
39、的趋势。风电运营商的快速发展得益于政策的支持，但是补贴拖欠问题给新能源运营商带来了压力。未来随着平价时代的到来，补贴对现金流的压力拖累程度将有效降低。补贴拖欠对项目IRR影响较大，降本增效共同助力海风平价时代到来。对一个50万千瓦规模的海上风电项目的内部收益率进行测算，主要假设为以三峡能源招股书披露的七个海上项目的的平均水平为基准。风电电价为0.85元/KWh时，无补贴拖欠的情形项目收益率可达到10.57%;若补贴电价收入延后5年，项目收益率会下降到8.48%,由此可见补贴拖欠是拖累项目收益率的一个主要原因。目前新能源发电行业的技术已经比较成熟、建造成本不断降低、运营水平不断提升，行业已逐渐成
40、熟。国家后续积极引导新能源发电行业实现平价上网、不再依赖于补贴，实现行业的市场化、健康化的良性发展格局。随着海上风电项目平价时代的到来，若风电电价下降至0.45元/千瓦时，我们发现在成本下降30%、利用小时数提高15%的情形下，项目收益率可提高到目前的水平。4、效率：利用小时数企稳以“史”为鉴，梳理2015年抢装潮带来的负面影响。2015年的抢装潮由于缺乏科学规划，风电商盲目开工叠加消纳问题未得到有效解决导致2016年弃风率触顶，与此同时利用小时数随之下滑，2015年全国利用小时数仅为1728小时。随着弃风问题日益凸显，国家能源局后续出台多项规定禁止利用小时数过低的资源区新项目的核准抑制弃风现
41、象。2016年后弃风率逐步改善，利用小时数随之回暖，2020年全国弃风率仅为3%,利用小时数达2100小时。展望未来，预测2021年抢装潮面对的市场变化：随着规划的科学程度提高，运输网络的逐渐完善及储能技术的不断涌现,2021年的抢装潮将与2016年的抢装潮有本质上的区别。2013年至2020年间全国利用小时数与弃风率相关系数为-0.84%,可以看做高度相关，在弃风率未来有望继续保持低位的情况下，利用小时数也将企稳。通过以上要素的分析，度电成本还有进一步的下降空间。从全球来看：技术和商业进步有望继续降低风能的成本。研究预计到2035年,风电成本有望降低17-35%,到2050年将降低37-49
42、%o中国本身风机安装成本和平准化度电成本都低于全球平均水平，也低于全球绝大多数的地区和国家，过去十年间中国风电成本下降约30%,成本的下降为风电的竞争力提升提供发展的强大动力。对于中国：预测未来10年我国海上风电平准化度电成本有望出现42%的大幅下降。分析指出，补贴取消对于开发商造成的成本压力将会促使海上风电建设成本出现明显降低。与此同时，6-8兆瓦的大型海上风电机组的应用也将有助于推动建设成本的降低，同时也将提升发电量。（二）“输电”+“储能”双管齐下助力风电消纳1、输电：构建风电传输动脉产电用电地域错配问题凸显。风力发电完成后需要依靠稳定高效的输电技术将电力输送到非发电装机所在的区域。柔性
43、直流输电技术具备强大的功率、电压调节能力，是实现大规模清洁能源灵活稳定送出的关键技术，目前已逐步由超高压发展至特高压、端对端发展至多端及联网形式。但陆上风电集中在西北、华北，解决消纳问题十分重要。2020年我国风电装机主要位于北部等风力资源优渥的地区，西北和华北占全国总装机的50%以上，但由于当地无法完全消纳导致弃风问题一度十分严重。由于中东部地区风力资源禀赋不佳且高耗能产业较西北地区相对密集，从全球能源互联网发展合作组织预测的2025年跨地域电力流向来看，电力基本由西北、西南低于向中东部地域输送。为了解决产电与用电地域不匹配的问题，建立输电网络成为风电消纳的重要途径。建设方面：截至目前，我国
44、主要有9条高线线路主要进行非水可再生能源发电的输送。此外，在十四五期间还有陕北至武汉、新疆至重庆、甘肃至山东三条高压线路用于可再生能源电量的输送，将极大解决西北与华北地区风电的消纳问题。技术方面：预计到2025年，技术方面，柔性直流输电有望突破8007100千伏/800-1000万千瓦核心基础器件和运行控制技术；换流站损耗从当前的1.5-2%下降至1%左右，接近传统直流输电换流站的损耗水平；可靠性进一步提升至日前常规直流工程水平。经济性方面，柔性直流输电工程经济性达到当前常规直流工程水平，换流站单位容量造价下降至500-600元/千瓦。2021年5月7日，世界首个柔性低频输电工程正式落点杭州。
45、柔性低频交流输电技术可以兼顾工频交流系统组网灵活、易实现电压等级变换以及直流系统易于远距离大容量电能输送的优点，同时具备功率控制、电压动态调整、异步电网互联等柔性调控功能。中国科学院院士，国家电网有限公司一级顾问陈维江在题为“柔性低频交流输电构想”的演讲中指出，柔性低频交流输电是工频交流输电与直流输电方式的有益补充。可应用于中远距离海上风电送出、陆上新能源汇集与送出、直流落点地区潮流疏散、多岛屿互联及电缆化城网供电、偏远地区长距离输电等场景，是实践新发展理念、构建高弹性电网的重要探索，也是高质量实现“双碳”目标的重大举措。2、储能：储能重要性愈发凸显，海风制氢大有可为除了加强电网的建设，另一个
46、解决风电消纳问题的途径是发展储能。通过储存可以补充间歇性可再生能源发电，以改善例如风能和太阳能光伏发电与电力需求的一致性。在未来的低碳系统中，多种灵活性选项的组合，可能会提供成本最低的解决方案。先进的储能技术包括：压缩空气、锂离子电池、液流电池和氢储能技术。类似于风电、光伏等间歇性可再生能源会带来电价的波动性，为了使得电源稳定供电，电池储能越发具有吸引力。与开放式燃气轮机等调峰装置相比，储能可能在未来几年内成为极具有吸引力的替代方案。储能或成为越来越多发电厂不可或缺的一部分，购置储能设备也将直接进入风电安装成本之中，影响着风电未来市场的发展。尤其对于海上风电，当建设海上电网的便捷性和经济性远不
47、如路上电网时，可以通过发展多种形式的储能来解决消纳问题OPower-tO-X”模式指的是将未能完全消纳的可再生能源发电量通过电解等方式分解成液态或气态的化学能源来储存。常见的X主要有气体（如氢）、化学物质、液态燃料及热能等。但由于当前该模式尚处于初级发展的试探性阶段，资本开支较大,经济性尚不明显。目前国家已经出台了相关政策助力储能的发展。目前在诸多转化方式中，海风发电制氢是目前前景较为明朗的方式。Power-to-hydrogen（储氢）目前主要有两种形式。第一种形式是将产生的电量通过海底电缆传送至沿岸的电解槽,将水电解产生氢气后储存起来运往各处。第二种海上制氢解决方案是将电能传送至海上油气平
48、台，在油气平台将水电解后利用现有的天然气管道将氢能传送至陆地。目前该解决方案已被工业气体生产商广泛用于供应化工和炼油行业。PoWeLto-X模式有可能成为海上风电项目的破局点。目前位于北海和波罗的海的两个总容量为5千兆瓦的海上风电项目和位于丹麦的一个1千兆瓦的海上风力发电场都采用了将Power-tO-X作为海上风电消纳的解决方案，已经成为海上风电消纳的典范。我国漳州也在积极探索“核光风储氢一体化”发展路径，建设海上风电制氢基地，发展氢燃料水陆智能运输装备，形成“海上发电一制氢储氢”的产业链。（三）碳市场上线：风电运营商有望受益1 .碳市场概况中国的碳交易市场主要分为减排量交易市场和配额交易市场
49、两大部分。这两个交易市场的发展并不是同步的，中国的减排量交易市场起步于21世纪初，配额交易市场则相对较晚，起步于2011年。2011年10月，国家发展改革委下发关于开展碳排放权交易试点工作的通知，批准在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东和深圳开展碳排放权交易试点工作，该通知打开了我国建设碳市场的大门。随后十年中国政府又出台了各类政策，不断探索，把试点经验推广全国。2021年1月，生态环保部发布全国碳排放权交易管理办法（试行），该文件明确了有关全国碳市场的各项定义，对重点排放单位纳入标准、配额总量设定与分配、交易主体、核查方式、报告与信息披露、监管和违约惩罚等方面进行了全面规定，是中国碳市场发展的又一里程碑。交易情况概览：截至2019年，七个碳交易试点中，北京、天津、上海、广东和深圳五个试点地区已经完成了六次履
