风能是空气流动所产生的动能，是太阳能的一种转化形式。风力发电是指将风的动能转化为机械动能，再将机械动能转化为电能。风能作为一种可再生能源，具有储量大、分布广、低碳清洁等特性。发展风电产业，对我国实现“碳达峰”、“碳中和”目标，推动能源结构转型，构建以新能源为主体的新型能源体系，培育经济发展新动能等具有重要意义。

我国风力发电以陆上风电为主，海上风电装机需求有望迎来爆发式增长

根据场所，风力发电可分为海上风力发电和陆上风力发电两类。从累计装机容量来看，我国风力发电以陆上风力发电为主。据数据，2021年我国陆上风力发电装机容量为30209万千瓦，占累计装机容量的92%；海上风力发电装机容量为2639万千瓦，占累计装机容量的8%。造成这种情况的主要原因在于，相比陆上风力发电，海上风力发电建设过程复杂且成本较高。

但受益于全国各沿海地区海上风电规划及支持政策陆续出台，我国海上风力发电进入快速成长阶段。从新增装机容量来看，2021年，全球新增海上风电装机容量约13.4GW。其中,我国新增10.8GW,占比80.02%，累计海上风电装机容量累计达26.39GW，已超越英国成为全球第一海上风电市场。

长远来看，自1986年以来，我国风力发电始终伴随着政策支持和补贴，近两年我国风力发电补贴逐步退坡，驱动风电产业技术进步和发电成本逐步降低。目前我国风力发电成本已降至较低水平，其中陆上风电已基本实现火电发电侧平价，海上风电也在向平价快速迈进，预计未来3-5年国内海上风力发电实现平价，装机需求有望迎来爆发式增长。

我国风力发电参与者分为风机整机厂商及风电运营商，行业集中度正不断提升

根据业务内容，我国风力发电主要参与者分为风机整机厂商及风电运营商。风机整机厂商采购叶片、发电机、电控系统和结构件等相关零部件制造风机整机；风电运营商隶属于整个电力系统的发电环节，分为大型中央电力集团、国有能源企业和其他风电运营企业三大类。我国风电经历补贴退坡，对风机整机厂商及风电运营商的专业要求提高，一部分技术不达标，开发模式落后的企业被淘汰，促使近年来我国风力发电产业集中度不断提高。其中，风电整机环节头部企业的地位比较稳定，金风科技、远景能源和明阳智能是业内三大巨头，在2016-2020年间CR5由60.1%增长至64%，CR10由84.2%增长至91.0%；风电运营商在2016-2018年间CR10由59%增长至70%

发展现状

产业链结构：由上游零部件生产商、中游风机整机厂商、以及下游风场运营商构成

风电行业产业链包括上游零部件生产商、中游风机整机厂商和下游风场运营商。

上游零部件主要包括叶片、轴承、法兰、铸件、齿轮箱等。其中，叶片是风力发电机组的关键部件之一，其设计、材料和工艺直接决定风力发电装置的性能和功率。叶片在风机零部件成本中占比最高，占总成本比重超过20%，是风电降本增效的关键突破点。目前叶片大型化趋势明显，国产化率和集中度均较高，根据光大证券数据，2021年叶片环节CR3为46%，CR5为64%。

风电轴承主要用于连接机组内偏航、变桨和传动等系统转向，一般风电机组的核心轴承包含1套主轴轴承、1套偏航轴承和3套变桨轴承。风电机组工况恶劣，对工作寿命和稳定性要求较高，作为风机各动力系统的连接体，风电轴承技术复杂度高，是业内公认的国产化难度最高的风电设备零部件之一。

法兰是风电塔筒的关键连接件、支撑件和受力件，需长期承受复杂风力交变载荷下的拉伸、弯曲和剪切等作用力，是风机承重的重要部件。目前风电法兰已基本实现国产化，行业集中度较高。

叶轮的轮毂、机舱底座等铸件部分，属于重资产和重污染环节，因环保原因扩产受限，较难有新进入者出现，龙头企业具有资本方面的优势。据东吴证券数据，目前全球铸件市场集中度较高，80%风电铸件产能来自于我国。

风电行业中游是风机整机制造，包括机头装配，塔架设计，风电整机组装等。目前风电整机厂商所采取的技术路线主要有双馈异步、永磁直驱和永磁半直驱三种。双馈异步式风机的单机容量较小，安装灵活，技术成熟度较高，具有运输维护成本低、供应链成熟等优势。但由于其使用齿轮箱与风轮机连接，齿轮箱的易过载和易损坏特性，使其运维成本随之提高。永磁与半直驱风机的可靠性与发电效率较高，更能适应风机大型化趋势。永磁直驱式风机是目前国外风机商广泛采取的形式，因不存在齿轮箱零部件，而使得维运成本相对较低，但由于其体积较大，使得吊装成本较高。永磁半直驱同步风电机组结合了双馈和永磁直驱两种技术路线的优势，采用中低速齿轮箱传动，对轴承、齿轮箱的制造工艺要求相对较低，机组整体结构更为紧凑，有利于运输和吊装。

风电行业下游是风电场的开发、建设和运营。目前，中国风电开发商主要有四种类型：中央电力集团、中央所属的能源企业、省市自治区所属的电力或能源企业以及港资、民营以及外资企业。根据前瞻产业研究院数据，四种开发商的市场份额占比分别为65%、15%、15%和5%。总体来看，国家对于风电场具有较强的掌控权，央企与省属企业规模较大，具有较强的市场开拓能力。

市场规模：风电装机量持续增加，占全国总发电装机比重不断提升

风电因其性能和成本优势，在我国能源转型和新能源体系建设中发挥重要作用。随着风电开发技术水平持续进步,我国风电产业规模将稳步扩大。根据全球能源互联网发展组织和君咨询数据，预计2025年中国累计风电装机量将达6.36亿千瓦时，占全国总发电装机比重18%；预计2050年累计风电装机量达19.67亿千瓦时，占全国总发电装机比重达33%。

风电行业未来发展趋势

1、海上风电成本下降，招标价格持续降低

全球海上风电LCOE持续下降。根据IRENA数据，2010年LCOE平均约为0.162美元/千瓦时,2020年降低至0.084美元/千瓦时，接近腰斩。其中中国从0.178美元/千瓦时降低至0.084美元/千瓦时，与国际平均水平相当。漂浮式海上风机LCOE较固定式更高，2019年约为0.16美元/千瓦时。预计未来持续快速下降，漂浮式下降幅度最大。根据WindEurope预测，由于涡轮机尺寸和容量系数的增加以及风电场安装和运营方式的优化，未来30年风能成本将继续大幅下降。其中欧洲固定式风机2050年较2020年下降57%，漂浮式风机下降78%。

国内风机招标价格显著降低。根据金风科技披露的数据，国内招标均价持续下降，2021年9月，3S机组投标均价均为2410元/千瓦，2020年同期3250元/千瓦；4S机组2326元/千瓦，2020年同期3163元/千瓦。国内多个项目已接近平价，中广核象山、华润苍南两个海上风电项目开标，项目投标报价均低于5000元/kW，而5000元/kW是此前行业认为的海上风电项目要想做到平价，风电机组报价的临界点。海上风电持续降低成本，未来有望加快实现平价上网。

2、风机大型化趋势显著

风机平均容量近年呈现持续增长态势。以欧洲为例，根据数据，2020年欧洲风机平均容量达到8.2MW。2020年运行的海风项目中其中2/3的项目风机容量要高于此平均值。预计未来风机容量将持续增长，根据GWEC的预测，海上风电风机容量在2025年将达到15-17MW，海上风机大型化将带来成本的降低。根据推算，对于1GW海上风电项目，采用14MW风电机组将比采用10MW风电机组节省1亿美元的投资。此外，下一代风电机组将在2030年之前出现，功率达到20MW左右。

3、海上风电逐步走向深远海

欧洲海上风电项目水深增加。根据数据，2020年欧洲在建海上风场平均水深36米（2019年34米）。2020年在建水深最深的风场是67米水深的英国Kincardine浮式项目和拥有100米水深的葡萄牙Wind float Atlantic浮式项目。目前英国在建的Moray East平均水深45米。

新项目离岸距离增加。随着近海资源逐渐开发，海上风电项目持续向远海发展，据数据，海上风电项目的离岸距离在2018年左右达到峰值，预计到2024年将会减少。这一趋势可能的解释为海上风电快速扩张进入亚洲市场，主要项目与欧洲相比更靠近岸。但在2024年后亚洲和世界其他地区的项目将远离海岸。

4、漂浮式风机应用逐渐增多

漂浮式风机使用增加，趋势或将持续。漂浮式风机在2016年后逐渐由样机走向了小批量，根据千尧科技预计2020年-2025年装机量明显增多，漂浮式风机在技术上已趋于成熟，越来越多的国家开始重视对深水风资源的开发。目前，国内多个规划中漂浮式海上风电项目。十三五期间国内对漂浮式风机的研究热度逐渐提高起来，并有了示范工程项目，预计将在2021-2023年建成。

来源：华经情报网，观研天下，36氪研究院