“双碳”目标引领下，随着碳达峰碳中和“1+N”政策体系在2022年陆续发布，能源、工业、交通、建筑等行业低碳转型路径愈发清晰。

在能源电力领域，2022年重大政策《“十四五”现代能源体系规划》与《“十四五”可再生能源发展规划》顶层文件落地，进一步明确了可再生能源技术、市场、金融，以及低碳发展的目标路径。据统计，2022年涉及能源电力尤其是风电的国家级政策约30项，从顶层规划、开发模式、市场交易、创新技术、安全管理、金融投资等各方面形成了一整套政策体系支撑，为2023年以风电为代表的可再生能源指引了发展趋势和路径。

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风电未来优势愈加明显，产业竞争正在加剧

熟悉风电的人都知道，风电作为可再生新能源的三大主力，其未来优势愈加明显：

1，风电项目收益率越来越高：

这是新能源开发企业的基本要求，当前光伏项目的收益率和风电相比，应该说是差的太远，当然这一切的来源是因为风电整机的造价直接膝斩，未来储能配置强制的要求全面实施，这对光伏可谓雪上加霜。

2，机型越来越大，叶轮直径越来越大：

风电对土地需求量大幅下降，叶轮直径越来越大，意味着风电开发的规模和开发区域越来越多，原来开发不了的风电项目，现在可以开发了。当然，光伏组件的技术进步也很神速，但风电近几年在技术进步方面确实实现了大踏步。

3，发电量是光伏的两倍以上：

发电量是未来碳减排绝对的核心，不管装机多少新能源电源，最终是要解决绿电的产出问题，因为我们发展新能源不是摆设来用于观光看的。

当然，诸多优势并不是代表风电可以高枕无忧。

能源产业竞争正在加剧：光伏跨越式技术进步+核电新技术+高效超洁净火电。

当然，我们还要看到，产业间的竞争一直是无处不在：

首先我们和化石能源的竞争，高效超洁净火电未来依旧在能源结构中占主力，尽管化石能源比例在下降，但从能源安全的角度我们还要考虑电网安全和用电供给安全；

其次是新能源产业内部的竞争，风电和光伏的竞争我想也是此消彼长，但从长期来看，风电是未来碳减排的核心主力。

此外，还要考虑核电等新能源的未来新技术发生。

所以从这一点考虑，风电人还需要保持初心，加大技术创新力度和速度。

02

陆风平价项目经济性凸显，海风大型化降本显著

风电行业从周期性走向高成长性， IRR持续保持较高水平。过去风电行业受 政策补贴影响呈现周期性特性。随着风机大型化、轻量化的快速推进，当前陆风海 风均已退补的情况下，部分地区如广西、福建、云南等IRR仍保持在较高水平，目 前全国共计18个省份的风电IRR超过7%。受益于政策段规划支持及大型化高速发 展，海上风机报价已经从2020年的7000元/kw降至2022年11月的3830元/kw左右， 降幅接近50%。部分省市的IRR超过7%，其中福建因为有效利用小时数较高，IRR 达到了14.5%。综合发电收入端和成本端，未来风电IRR将保持较高水平。

陆风平价项目经济性凸显。据西勘院规划研究中心，绝大多数内陆省份陆风项 目的实际造价均低于甚至远低于实现7%IRR的理论造价，其中内蒙古、河北、吉林 等省份价差达2000元/kW以上，可行性强，盈利能力良好。而搭配储能10%2h后， 虽然可行性有所下降，但大多数内陆省份风电投资的实际造价仍低于实现7%IRR的 理论造价，仍满足运营商的投资收益率要求。

陆风大型化进入瓶颈期，陆风整机价格有望筑底企稳。据金风科技统计，风机 价格自2020年初开始不断走低，2022年9月，风机公开投标均价已下探到1808元 /kW，相比去年同期的2368元/kW下降了23.65%。目前陆风招标主力机型集中在 6MW左右，受制于陆风风速及运输半径限制，陆风大型化已经进入阶段性瓶颈 期。且目前陆风风机月度招标均价降速放缓，陆风竞争格局逐步改善，价格有望筑 底企稳。

全球海上风电景气度高，中国装机量稳居第一。2021年是国家补贴海风项目 并网的最后一年，当年海风装机量高达16.9GW，同比增长322.5%，占2021年全 球海风装机量的75%。随着海风大型化进程不断推进和各家主机厂纷纷推出低价主 机产品，多个海风项目已经成功实现了平价。所以我们预计未来海风大量增长，占 风电总增量逐年提高。

全球海风装机亦保持高景气度发展，2021年全球海风装机量 达22.5GW，同比增长240.9%。据IRENA预计，2030年全球海风将实现装机 213GW，当前距离目标还有157GW装机余量，预计平均每年实现约22GW海风装 机。丹麦、德国、比利时与荷兰签署文件并承诺在2030年海上风电装机总量将达到 65GW。同时，美国预计在2030年前新增至少30GW海上风电，英国也将2030年海 上风电装机目标从40GW调增到50GW。所以海上风电在国内国外均有巨大需求， 整体上装机量将会呈上升趋势。

大型化降本增效推动风机成本下探。以国内风机龙头金风科技为例，在2018 年公司销售产品中2S系列销售容量占比87.1%，至2022年该比例下降至14.07%， 截止2022年9月份，公司销售的3S/4S机组占比从5.84%增至41.48%。大容量风机 引领出货，大型化降本增效推动风机价格不断下探，据各公司披露，当前主流 3.XMW、4.XMW、5.XMW风机成本已分别降至2300元/kW、2000元/kW、1600元 /kW左右，金风科技5MW以上成本显著高于运达股份及三一重能，主要系金风科技5MW以上产品GW 6S/8S均为海上风机。

量升价稳，风电产值有望突破新阶段。一方面受益于风机招标价格快速下降， 政策方面确定性高，全球需求量高企，风机招标量可预见的增长。因为风机交付周 期约为一年，所以上年的招标规模可作为先行指标预测下年的新增装机规模，再加 上今年很多项目将结转到明年装机并网。我们预计明年装机量上将会有显著提升。另一方面陆风已实现平价，海风平价在即，大功率风机成为行业趋势，风电项目经 济性进一步提高，进而支撑需求成长，风电产值空间将进一步打开。

03

2023年风电六大市场趋势前瞻

趋势一：技术创新持续向上

2022年，国家发改委、国家能源局以及工信部发布了至少4个涉及能源装备创新发展的政策。其中，《“十四五”能源领域科技创新规划》中对“风电重点任务”提到——开展深远海域海上风电开发及超大型海上风机技术；突破超长叶片、大型结构件、变流器、主轴轴承、主控制器等关键部件设计制造技术；开发15兆瓦及以上海上风电机组整机设计集成技术、先进测试技术等。

8月份，《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》发布，提出将重点发展8MW以上陆上风电机组、13MW以上海上风电机组和深远海漂浮式海上风电装备。突破超大型海风支撑结构、主轴承及变流器关键功率模块等。

可以看出，步入平价后，技术创新成为推动国内风电高质量发展的唯一途径。2022年国内风电企业在风机功率等级，叶片长度和新材料应用上屡屡突破，当前国内陆上最大7.XMW风机已在东北地区成功吊装，海上最大H260-18MW机组风机也将下线，引领了全球风电的发展方向。

此前英国能源公司SSE Renewables提交了爱尔兰4.1GW海上风电规划，拟采用叶轮直径达310米的风电机组。而当前配置全球最大叶轮直径的海上机组来自于中国海装H260-18MW机组和明阳智能16MW海上机组。从全球风电发展趋势来看，未来机型容量将继续增大，机组大型化及配套研发仍将是未来几年的创新方向。

趋势二：分散式与大基地开发并举

2021年10月，我国在联合国《生物多样性公约》第十五次缔约方大会上正式提出“在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目”。很快，国家发改委、能源局跟进发布《关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，公布第一批总规模为97.05GW的风光基地建设项目清单。在此后发布的多个可再生能源发展顶层规划中，多次提到推动加快“沙戈荒”大基地模式的开发建设。

当前，国内第一批大型风光基地已悉数开工建设，第二批项目正在陆续开工中，第三批项目也正在推进。

“十四五”大型清洁能源基地布局示意图

值得注意的是，《“十四五”现代能源体系规划》强调了“发挥煤电支撑性调节作用”。未来“沙戈荒”可再生能源基地将更加重视煤电的支撑性作用，建设“以大型风光电基地为基础，以周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系”。

分布式能源的规划与建设是不容忽视的另一趋势。2022年1月，国家能源局、农业农村部发布了《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》，以及5月中共中央国务院发布的《乡村建设行动方案》中，均提出了实施乡村清洁能源建设工程，在适宜的地区推进分布式风电和光伏建设。这意味着，在乡村振兴成为“十四五”乃至“十五五”主旋律之一的背景下，分散式风电也将获得重大发展机遇，尤其是在接入条件和消纳较好的地区，类似于“整县光伏”开发模式的分散式风电开发也将进入探索落地阶段。

趋势三：漂浮式新市场启动

2021年底，三峡能源“引领号”和中国海装“扶摇号”国内两项具有重大示范意义的漂浮式风电建成。其中“扶摇号”以水深65米，开创了国内深远海漂浮式海上风电先河。

但是，目前我国漂浮式海上风电产业基础相对薄弱，研发制造厂商较少，也是造成上述两个示范项目存在型式单一、成本较高，以及供应链不足的原因之一。

《“十四五”能源领域科技创新规划》中也针对性地提到，要突破深远海域海上风电勘察设计及安装技术，研发远海深水区域漂浮式风电机组基础一体化设计、建造与施工技术，开发符合中国海洋特点的一体化固定式风机安装技术及新型漂浮式桩基础。

2022年12月26日，海南万宁开工的全国最大商业化漂浮式项目预示着国内漂浮式风电已经起航，该项目的开工建设必然会带动和培育漂浮式风电装备和国产化产业链能力的发展，推动国内漂浮式技术体系的构建。

趋势四：市场化交易更进一步

2022年1月，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出到2030年实现新能源全面参与市场交易。有序推动新能源参与电力市场交易，引导新能源签订较长期限的中长期合同，鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易。

5月，《国家发展改革委 国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》发布，提出建立与新能源特性相适应的交易机制，满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场。

这意味着，未来新建风光项目参与市场化交易的比例将继续增大，在保障性收购的政策下，风光电价将分为固定电价和交易电价两个部分，且交易电价的比重会持续增大，参与电力市场已经成为可再生能源发电市场化的关键一步。

同时，以配额制为代表的一系列政策的出台，既有强制消费绿电指标，又有市场化的鼓励政策，再加上电力市场的深入发展，将储能产业推入了发展快车道。目前出台新能源配储能联合开发政策的省、市已经超过30个，未来随着新能源参与电力市场交易比例增加，区域用电峰谷差值越来越大，储能也将承担更重要的调峰调频作用，以及峰谷差价收益模式更多的应用。

但需要注意的是，新能源+储能最大的桎梏在于电源侧储能的利用效率、频次，以及储能的成本疏导机制仍不完善。

趋势五：资产管理愈加重要

碳达峰、碳中和目标下，利用市场机制控制和减少温室气体排放成为支撑双碳目标达成的重要手段。

2021年2月1日，《碳排放权交易管理办法（试行）》正式实施；2021年7月，全国碳市场交易鸣锣开市，当天首批交易主体为占全国碳排40%以上的超2000家发电企业，首日成交均价51.23元/吨，成交量410.40万吨。

碳市场通过发挥市场机制作用，促进企业节能减排优化——当企业实际排放高于配额，则需去市场上购买其他企业富余的排放配额；反之，那些绿电企业则可以去碳市场出售自己的排放额度。可以说，“碳资产”成为了能源电力企业的除设备资产外同样重要的一种资产形式，其不仅能从节能减排的角度帮助能源电力企业践行“双碳”，也在这个过程中通过碳市场交易产生大量的收益。

当前，碳资产管理、挖掘碳价值已成为能源电力企业的必修课。尽管目前我国碳排放权交易市场的规模还不大，不过随着全国碳排放权交易市场的落地，机构预测到2030年，我国碳市场累计交易额有望超过1000亿元。且未来市场上将会出现更多的如碳基金、碳配额质押等碳金融产品来发现和稳定碳的价格，有助于进一步加强碳市场流动性，推动整个市场的成熟。

数据显示，2022年上半年风电资产交易持续活跃，交易规模比2021年同比增长60%。各路资金注入新能源行业也带来一个明显的趋势，新能源生产运营已经从单一的设备维护变成对新能源固定资产、生产运维、人工成本等多方面的资产管理范畴，并由设备运维转变为以电价收益为指标的管理逻辑。

这对风光发电企业的设备质量、运维能力、技术服务水平提出了更高的要求，并带动了风电后服务市场的快速发展——《中国后市场发展报告2022》显示，预计到2025年我国风电后市场容量或突破650亿元，初步测算2021―2030年全国有改造退役需求的风电机组累计容量将超过6000万千瓦。以运维管理、托管服务、设备升级为代表的后市场服务将获得长足的发展。

趋势六：绿色金融发力

2022年6月，国家发改委《关于进一步做好基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）试点工作的通知》发布，在能源基础设施领域明确风电、光伏、水电等清洁能源项目和特高压输电项目等。10月，国家发改委《关于进一步完善政策环境加大力度支持民间投资发展的意见》也提出鼓励民营企业加大太阳能发电、风电、生物质发电、储能等节能降碳领域投资力度。

2021年3月，全国首单银行间市场“碳中和”资产支持商业票据（ABCP）落地。该产品发行规模为17.5亿元，募集资金将全部用于支持风电、水电和光伏等清洁能源项目。

2021年11月，央行推出结构性货币政策工具“碳减排支持工具”，旨在撬动更多的社会资金，以精准直达的方式支持清洁能源等重点领域发展。央行行长易纲也曾表示，对于实现碳达峰和碳中和的资金需求，各方面有不少测算，规模级别都是百万亿元人民币。这样巨大的资金需求，政府资金只能覆盖很小一部分，缺口要靠市场资金弥补。

自补贴退出后，可再生能源发展正在纳入更多的国家绿色发展基金、REITs、绿色债券等市场化资金参与。同时，2022年风电板块也持续获得资本市场关注，近两年新增20多家风电产业链上中下游上市企业，风电板块总市值达4.7万亿。

新能源国家补贴已成为历史，双碳目标下，新能源已经成为金融机构更为重视的投资方向，随着市场的进一步扩大，新能源投融资也必然更加活跃。

文章来源： 北极星风力发电网，广发证券，球哥看风