風電：新能源綠電，走向深遠海
文：任澤平團隊
導讀
雙碳目標下，全球可再生能源消費高速增長，2021年同比增長15%以上。新能源時代，我國是可再生能源的主要貢獻國。2021年，全球可再生能源總新增裝機257GW，我國就佔比接近一半，新增121GW。全球能源向綠色低碳轉型不可逆轉，新能源已然成爲新一輪產業革命的主戰場。
風電和光伏是我國新能源發電的“雙子星”，風力資源儲量大、分佈廣、風力發電優勢特徵明顯：
一是我國風電產業鏈完備，國產化率高。風電產業上游爲原材料及零部件製造，專業性強，供應商技術成熟，大部分零部件實現國產化。產業中游爲風機制造和總裝，行業集中度較高，具備一定議價力。產業下游爲風電場開發與投資運營，央企與省屬企業規模較大。
二是風電技術蓬勃發展，陸上風電發展向好，海上風電前景廣闊。依託豐富陸風資源和政策支持，多年來我國陸上風電良好發展。海風穩定性更強、利用率更高、運輸成本低、受地形限制小，可以在我國東部地區就近消納。“風電走向深遠海”：海上風電逐步成爲必然選擇，深遠海風電是發展重點。未來，海上風電若能夠協同多產業共同發展，有望形成萬億級的海洋高端裝備製造產業集羣。
三是補貼時代結束，風電平價上網加速到來，持續降本增效是重要環節。在經歷補貼結束和多輪搶裝潮之後，未來的風電行業可能打破原有的週期性，由政策驅動轉變爲市場驅動，平穩進入平價發展時代。目前，陸風平價先行，海風平價已在進程中。風機大型化、發電智能化、材料輕型化，都是實現持續降本增效的核心路徑。
多年來，在政策有力引導下，中國風電產業得到了高質量發展，如今已實現國產化、開啓平價快速發展。未來可通過大力發展“儲能+風電”，化解風力不穩定難題，進一步平穩運輸利用電力。風電產業陸海共振，進入市場化驅動的大時代。陸上風電，聚焦於分散式風電建設、老舊風電場升級改造。海上風電，聚焦持續降本、走向深遠海。
目錄
1風力發電：可再生能源建設已成大勢，我國引領風電發展
1.1全球可再生能源發展迅速，風能保持穩定
1.2相較西方，風電在我國有着更大的發展空間
1.3我國風電發展戰略規劃，穩中有進
2電力保供：產業鏈完備，海上風電按下“快進鍵”
2.1風電產業：佈局完善，國產化率高
2.2風電場景：海上風電加速發展
2.3風電技術：三大技術路線逐鹿未來
3風電平價元年：降本增效，緩解補貼退坡痛點
3.1回顧行業，補貼曾是發展的強驅動力
3.2 行業降本，風機大型化是核心技術路徑
3.3 新材料、智能融合，風電下階段重要突破
4未來的風電：陸海共振，走向深遠海
正文
1風力發電：可再生能源建設已成大勢，我國引領風電發展
能源種類衆多，按照產生方式分類，可分爲一次能源和二次能源。按照再生能力分類，可分爲可再生能源、不可再生能源。可再生能源包括太陽能、水能、風能、潮汐能、地熱能等等。這些能源是相對清潔、綠色、低碳的能源，在自然界可以自主循環再生。不可再生能源包括煤、原油、天然氣、核能等，這些能源的在自然界中的形成需要漫長的過程，儲量隨着使用越來越少，終將迎來枯竭的一天。因此，着力發展利用可再生能源是人類文明延續的客觀需要。
1.1全球可再生能源發展迅速，風能保持穩定
近年來，在全球“碳中和、碳達峰”的目標之下，全球可再生能源消費、裝機量大幅增長。過去十年，全球可再生能源消費年平均增速12.6%，是全球唯一一種在過去十年中以兩位數增長的能源。2020年至2021年，全球可再生能源消費增長了15%，保持高增速。
從裝機量來看，根據國際可再生能源署數據，截至2021年底，全球可再生能源裝機容量約3064GW，佔全球總電源裝機總量的38.3%。全球新增可再生能源裝機容量257GW，同比增長9.1%。
中國是最大的可再生能源裝機容量新增貢獻國，新增121GW，佔全球的47%。歐洲、北美地區則分別新增39GW和38GW。
世界的可再生能源發展之路已“不可逆轉”，全球能源綠色低碳轉型的大趨勢不會改變。一方面，應對氣候變化就已經成爲全球各國的普遍共識。另一方面，近年受到疫情、俄烏衝突影響，全球能源市場受到了巨大的衝擊，從而進一步助推全球能源轉型。不知不覺間，新能源發展已然成爲了各國競相角逐、爭相投入的重點領域，是新一輪能源技術革命和產業革命的主要戰場。
具體來看，風能和太陽能高舉可再生能源發展大旗，齊頭並進，風電與光伏可謂新能源屆的“雙子星”。整體來看，2021年全球可再生能源裝機比例，水電、太陽能、風能分別佔42.6%、26.6%、25.8%。2021年新增的257GW裝機中，太陽能新增133GW，佔比51.7%；風能新增93GW，佔比36.2%，合計佔比近90%。
全球風電發展保持穩定，較2012年容量3倍增長，亞洲佔據主導地位。截至2021年底，全球風電裝機容量約825GW，同比增加12.7%，相比2012年容量267GW，增長超3倍。分地區來看，前三個地區分別是亞洲、歐洲和北美地區，總裝機容量分別爲385GW、222GW和155GW，佔比分別達46.7%、26.9%和18.8%。
1.2相較西方，風電在我國有着更大的發展空間
十二五以來，我國就已將風電產業列爲國家戰略性新興產業之一，如今在產業政策引導與市場需求的雙層驅動下，我國風電產業持續得到高質量發展，處於國際前列。作爲能源戰略轉型的重要支柱之一，風電在我國的未來發展可謂潛力巨大。
然而歐美一些國家卻正在着力拆除風力發電機。主要有以下原因：
一是風力發電穩定性較差。風力是不能人爲控制，若沒有足夠的風力，西方國家地區大量建設風力發電，只會加劇資源浪費；同時若風力過強，就需要將用不了的電力儲存到儲電池中，若沒有完備的配套儲能設施，會生產大多難以使用的垃圾電，反而增加用電成本；
二是土地佔用情況難以協調。風電機的選址地不僅需要在風力足夠的地區，同時因噪音大等問題，不能離居民區太近，一個1.5MW風機佔地大約是17m*17m，約300㎡，若葉片尺寸加大，則單位佔地面積更大。歐美人居住習慣更爲分散，使得風機選址更爲困難；
三是風力發電本身清潔無污染，但是風力發電機中的某些零部件並不環保。比如風電機組的葉片是由複合材料製造而成，無法二次回收利用，焚燒還會出現有毒氣體。到2050年，全球廢棄葉片或達4300萬噸，若無法掌握處理廢棄葉片的能力，只會加劇環境污染；
四是風力發電會對當地氣候和生態環境產生一定影響。風力發電機在高速旋轉時會產生巨大的壓強，同時散熱，從而導致周邊的氣候發生些許變化，存在間接導致周邊環境荒漠化的可能。因此很多建設風電場的地方都是在大平原，以避免造成地形地貌，自然氣候的破壞。
五是受到愛鳥人士的反對。據悉，美國平均每年有10萬到44萬隻鳥，死於風力發電機的巨大渦輪葉片之下，其中還包括一些珍稀物種。
相較之下，上述問題對我國風電發展影響較小，我國擁有大力發展風電的先天條件，總體而言利大於弊。
首先我國人口基數大，用電量遠高於其他國家，用電缺口較大。例如2022年夏季天氣十分炎熱，多省市40度高溫十分常見，全國出現17個省市遭遇用電缺口難題，廣東、山東、浙江、江蘇等省份的電力缺口超過1000億kWh，北京、上海等地的電力缺口也有800億kWh左右。加入風電是我國的一個必要選項，可以使得我國發電結構更加多元化。
其次，我國有豐富的風能資源。依據當前風電技術，發電的基礎風速需要每秒3米。我國絕大多數地區風速達標且風天持續時間長，特別是東北、西北、西南高原和沿海島嶼，平均風速更大。目前，我國風能可開發量超10億kW，這些風能發電儲量，有助於我國大力建設風電場。風能資源越豐富，也將有效縮短收回建造成本的時間。
最後，我國國土面積大，有天然的地理環境的優勢。陸地方面，我國西北部地區以平原爲主，中部多爲山谷，南部的丘陵高山都能建設一些風電機羣。海上方面，我國雙面環海，領海面積約300萬平方公里。不受地貌地形的影響，不會佔用陸地資源，且風速滿足發電條件。我國地大物博的優勢，爲風力發電的發展提供更大空間，我國可以將風力發電廠主要建設在新疆、內蒙等地廣人稀的地區，避開居民聚集區。同時爲了避免讓風力發電成爲鳥類殺手影響生態系統，我國也曾將龍崗湖附近的風力發電機進行拆除重建，盡力避開鳥類遷徙的必經之路。
1.3我國風電發展戰略規劃，穩中有進
自2006年《可再生能源法》實施以來，過去二十年間，風電作爲我國可再生能源中最可靠和可行的能源之一，得到穩步、長足的發展，逐漸成爲我國發電結構多元化建設的重要一環。
十二五開始，國家在政策層面逐步完善風電行業的頂層建設。技術開發領域，2011年《國家“十二五”科學和技術發展規劃》提出重點發展 5 MW以上風電機組整機、關鍵部件設計、陸上大型風電場和海上風電場設計和運營、核心裝備部件製造、併網、電網調度和運維管理等關鍵技術，形成從風況分析到風電機組、風電場、風電併網技術的系統佈局。積極推進100MW級海上示範風場、10000MW級陸上示範風場建設，推動近海和陸上風力發電產業技術達到世界先進水平。
《風力發電科技發展“十二五”專項規劃》強調要注重風電機組整機以及零部件關鍵技術的開發、注重風電研究人才的培養，加強國際間的交流合作。
十三五期間，國家堅定堅持風電發展路線，循序漸進。2016年國家能源局印發《風電發展“十三五”規劃》，明確風電已成爲部分國家新增電力供應的重要組成部分，爲風電發展指引方向，包括加快開發中東部和南方地區陸上風能資源、有序推進“三北”地區風電就地消納利用、利用跨省跨區輸電通道優化資源配置、積極穩妥推進海上風電建設等。
2017年《能源局關於加快推進分散式接入風電項目建設有關要求的通知》旨在推進技術進步和成本下降,鼓勵探索分散式風電發展新模式。
十四五期間，在風電技術相對成熟，相關產業形成閉環之後，國家的重心放在風光大基地建設上，加速火電替代速度，從根本上優化我國發電結構。國家能源局多次表示，以沙漠、戈壁、荒漠地區爲重點的大型風電光伏基地建設是十四五新能源發展的重中之重。
2022年發佈的《“十四五”現代能源體系規劃》提出，到2025年，非化石能源消費比重提高到20%左右，非化石能源發電量比重達到39%左右，電氣化水平持續提升，電能佔終端用能比重達到30%左右。發電裝機總容量達到約30億kW。《規劃》再次強調，推進風電和太陽能發電大規模開發和高質量發展，優先就地就近開發利用，加快負荷中心及周邊地區分散式風電和分佈式光伏建設，推廣應用低風速風電技術。有序推進風電和光伏發電集中式開發，加快推進以沙漠、戈壁、荒漠地區爲重點的大型風電光伏基地項目建設，鼓勵建設海上風電基地，推進海上風電向深水遠岸區域佈局。
預計十四五期間，我國清潔能源佔能源消費增量的比重將達到80%，其中風電年均裝機有望達到45-60GW。當前我國可再生能源發展持續保持平穩快速增長，2022年1-7月份全國可再生能源新增裝機6502萬kW，佔全國新增發電裝機的77%，全國可再生能源發電量1.52萬億kWh，佔全國發電量的31.8%。預計2025年，我國非化石能源佔一次能源消費的比例有望超20%，以此推算，十四五期間我國風電年均裝機有望達到45-60GW。2025年以後，中國風電年均新增裝機容量應不低於60GW，2030年，總裝機量有望達800GW，風電的長期成長空間仍值得期待。
2電力保供：產業鏈完備，海上風電按下“快進鍵”
風力發電機的原理，是將空氣流動產生的動能，即風能，轉換爲機械能，再將機械能轉化爲電能。以雙饋式風機爲例，風推動葉片旋轉，再通過傳動系統增速，達到發電機的轉速後，驅動發電機發電，實現風能到電能的轉化。風能的優勢在於其儲量大、分佈廣，是可再生的清潔能源，但相對的，它的能量密度低、間接不穩定，需要被充分利用。
2.1風電產業：佈局完善，國產化率高
風電產業鏈，主要分爲三部分上游原材料及零部件製造、中游風機總裝、下游風電場投資運營。
風電產業鏈上游整體行業集中度較高，專業性較強，目前我國供應商技術工藝已經十分成熟。核心零部件包括：主軸、軸承、法蘭、機艙罩、變流器、鑄件、發電機、塔筒、葉片等。國產化率方面，絕大多數零部件均實現國產化，根據WoodMackenzie的數據，截至2019年，我國塔筒、發電機、機艙、齒輪箱、變流器、葉片等主要零部件的國產化率已經分別達到了100%、93%、89%、80%、75%、73%。只有軸承環節國產化率最低，其中變槳和偏航軸承國產化率爲50%，主軸軸承國產化率爲33%。成本組成方面，塔筒成本佔比最高，能達到近30%，其次是葉片超過20%。
塔筒是機艙葉片重要的支撐部件，需有效吸收風電機組震動，關乎到風機整體的穩定性。塔筒雖然是風機整體佔比最高的部件，但其在製作工藝上並沒有很高的壁壘，因此行業集中度較低。塔筒和樁基價格一般採用成本加成定價模式，成本主要來自原材料價格和運輸成本。運輸成本在7%左右，因此塔筒行業核心競爭力在於產能佈局，2021年大金重工產能100萬噸、天順風能產能90萬噸、天能重工產能59萬噸。毛利率方面，陸上塔筒噸毛利在1000元左右。
葉片是風機的關鍵部件之一，主要由複合材料組成，原材料包括熱固性集體樹脂、玻纖維和碳纖維。目前一片80-90米的葉片重量大約在 30噸上下。雖然葉片製造技術壁壘不高，但工藝好壞直接決定風能利用率。此外上文提到，葉片在風機零部件成本不低，超過總成本的20%，因此是風電整體降本增效的關鍵一環。目前葉片行業發展主要聚焦於大型化和輕量化，玻纖和碳纖維用量有望增加。行業集中度較高，2021年葉片環節前三所佔市場份額爲46%，前五所佔市場份額爲64%。國內專業化葉片企業主要有中材科技、時代新材、艾朗科技等。
軸承是風機所有運動部位的樞紐，具有較高的技術複雜度，是國產化難度最高的風電設備零部件。一般一套風電機組包含5套核心軸承，其中1套主軸軸承、1套偏航軸承和3套變槳軸承。軸承需要保證在極端惡劣工況下，如腐蝕、風沙、潮溼和低溫環境下工作，仍要滿足20年使用壽命。未來隨着風機大型化，軸承整體尺寸也會隨之增大，軸承成本佔比將進一步提升。同時不少國內企業如新強聯、洛軸、瓦軸等加入從事軸承研發，並形成瓦房店、洛陽、長三角、浙東和聊城五個軸承產業集羣，未來國產化率提升空間較大。
鑄件包含零部件衆多，主要起到支撐風機形態和支持風機傳動的作用，包括輪轂、齒輪箱等。風電鑄件製造工藝較爲高端精細、難度較高、週期較強，屬於重資產行業。因風電設備所處工作環境惡劣，其鑄件的篩選與認證十分嚴格，供應商有一定的准入壁壘。從成本佔比來看，鑄件零部件整體合計約佔風機總成本的10%。我國是全球鑄件市場的核心供應國，佔據80%左右的全球產能。
中游企業是風機制造商，包括機頭裝配，塔架設計，風電整機組裝等，通過採購上游零部件進行封裝組裝。中游環節我國市場集中度較高，代表企業有明陽智能、遠景能源、金風科技等。中游對上游有定製化需求，因此對於上游有溢價能力。在風電機組整機設計中，根據傳動鏈是否包含齒輪箱，可以分爲雙饋型機組、直驅型機組以及半直驅機組三種技術路線。從市場份額來看，當前雙饋型機組佔據主流，全球市場份額能達到80%左右，我國市場份額也超過50%。
風電行業下游是風電場的開發和投資運營商。目前，中國風電開發商主要有四類，分別是：中央電力集團、中央和省市自治區所屬的能源企業、民營及外資企業。由於單個風電場投資額相對較高，每kW風電投資大概在6000-8000元，以及政策原因，發電集團在電力投資時需進行一定比例的風電清潔能源投資。當前運營商多以大型國有企業爲主，主要包括華能集團、國家能源集團和三峽集團等。根據中國風能專業委員會統計，截止到2021年底，主要大型央企集團風電累計裝機容量佔全國累計總量的63%。總體來看，國家對於風電場掌控權較強，央企與省屬企業規模較大，市場開拓能力較強。
商業模式方面，我國風電行業發展之初採取市場化方式，投標企業自行測算投資成本及項目收益，在上網電價上進行競爭，低價者獲得項目經營權。但之後，某些企業爲搶佔資源，不考慮項目盈虧，人爲壓價，造成風電行業的惡性競爭，資源浪費，一度出現“跑馬圈地”現象。
2009年，爲改變行業不良發展狀態，國家發改委出臺《關於完善風力發電上網電價政策的通知》，將全國分爲四類風能資源區，相應制定風電標杆上網電價。風電價格機制不統一的局面得以改善。政策鼓勵開發優質資源，限制開發劣質資源，保證風電開發的有序進行。
現如今，我國風電企業商業模式主要通過嚴格控制項目造價以及運營成本，獲得所屬風電標杆價區的上網電價收入，未來則是平價收入。然而，目前風電項目單純依靠電量上網仍難以保障收益水平，未來應着手解決電網接納能力不足，風電不穩定等因素導致的棄風限電問題，如大力發展儲能相關技術，實現進一步的電力平穩運輸。
2.2風電場景：海上風電加速發展
按照地理位置進行分類，風電可分爲陸上風力發電和海上風力發電。
陸上風電場指的是利用陸地上的風來獲得電力的整套設施，其中陸上風電場還分爲平原地區的風電場和山區風電場，山區風電場主要建立在西南部山區。國內大多陸上風電場採用串聯電容補償方式向外輸送電能。
全球來看，陸上風電發展持續向好。根據國際可再生能能源署發佈的《2022年可再生能源裝機容量統計年報》，截至2021年底，全球陸上風電裝機容量爲769GW，同比增長10.29%；其中前三名爲中國、美國和德國，裝機容量分別達303、133和56GW；增量方面，2021年三國增量分別爲29.46、13.99和1.60GW，佔全球總增量的62.8%。海上風電場又可分爲近海風電場和深海風電場，其中近海風電場指在理論最低潮位以下5m-50m水深的海域開發建設的風電場，包括在相應開發海域內無固定居民的海島和海礁上開發建設的風電場。深海風電場指在大於理論最低潮位以下50m水深的海域開發建設的風電場，包括在相應開發海域內無固定居民的海島和海礁上開發建設的風電場。
海上風電裝機增幅高於陸上風電。根據國際可再生能能源署，截至2021年底，全球海上風電裝機容量爲55.68GW，同比增長62.03%，遠高於陸上風電。歐洲海上風電發展迅速，裝機容量已達27.81GW，佔全球總裝機容量的近50%。主要原因有兩點，一是其海上風能資源豐富，二是存在能源轉型的迫切需求。中國、英國和德國裝機容量位列前三，分別爲26.39、12.70和7.75GW。國內市場，受政策影響，國家發改委明確，2022年起對海上風電項目不再補貼，因此我國2021年迎來海上風電搶裝潮，海上風電裝機高達17GW，同比大增448%。
我國陸上風力發電早期依託豐富的陸上風能資源，具備良好的先天開發條件，發展早於海上風電。但發展過程中，陸上發電的諸多問題也逐步凸顯，尤其是就近消納能力不足，棄風限電，遠距離輸送通道容量有限等問題。雖然我國的“西電東送”工程在一定程度上可以緩解電力供給不足和不平衡的問題，但卻不是長久的解決方案，畢竟我國用電量大的城市基本都分佈在東南沿海地區。因此海上風電是我國風電發展的必然選擇。
相比陸上風電，我國海上風電具有明顯優勢，發展潛力較大。
一是相較於陸地風電，海上風電穩定性強，利用率高，堪比火電。與陸地風電相比，海上風電風能資源的能量效益比陸地風電場高20-40%。海上幾乎沒有靜風期，因此風力機可發電時間更長，年發電利用率海上風機可達陸上風機的1.5倍左右。海上風電的波動性也是小於光伏的。不會因爲晝夜問題造成發電量“清零”，甚至晚上發電的效果更好。我國海上風資源呈現由北向南遞增的趨勢，從利用小時數來看，福建、廣東、江蘇、浙江省利用率較好，最高可達近4000小時，最低也有2000小時。
二是我國海風資源較爲豐富。我國海岸線長達1.8萬公里，島嶼 6000 多個，東南沿海地區風能基本在300W/㎡，高則能在500W/㎡。根據《中國風電發展路線圖2050》，我國近海水深5-50米範圍內，風能資源技術開發量爲5億千瓦，即在水深不超過50米的條件下，中國近海100米高度層達到3級以上風能資源可滿足的風電裝機需求約5億千瓦。
三是建設距離負荷中心近，極大程度的減少電力運輸成本，實現“就近消納”。我國經濟發達地區聚集東南沿海地區，西部送端系統風電和光伏發電需要與當地火電、水電可控機組相協調，最終輸送給終端電力用戶，因此光伏及陸上風電都有着極大的間歇性和不確定性，無法獨立向負荷地區供電。因此若能大幅利用東南沿海風力發電，電力運輸穩定性及成本優勢都將凸顯。目前各沿海省份陸續編制了本省海上風電中長期規劃，其中山東、江蘇、福建、廣東等規劃規模上千萬千瓦。
四是具有不佔地，不擾民的優勢。陸上風電對於建設選址要求高，例如耕地、林地等多無法獲批建場。同時風機噪音對周邊居民和動物生態的影響也很大。相較之下海上風場建設受限更低，不會受到地形、城市規劃的影響，對於海洋生物和鳥類造成的影響也相對較小。
風電發展至今，全球集中式大型陸上風場建設已經告一段落，據全球風能理事會統計，2021年陸上風電累計裝機佔比達93.2%，碾壓海上風電。在陸上風電用地增量空間有限的大背景下，未來海上風電建設成爲我國風電行業發展的重中之重，有望成爲新藍海。
海上風電作爲技術密集型產業，現階段政策指導性強，且自身產業鏈較廣，降本趨勢明顯。未來如果海上風電行業能夠協同多產業共同發展，就可以形成萬億級的海洋高端裝備製造產業集羣。從未來市場規模來看，根據英國克拉克森，預計十四五末期，中國海上風電投運規模有望在達到約60GW，較當前投運水平24GW仍有巨大增長空間。至2030年，預計全球海上風電裝機規模達248GW，涵蓋約30000臺海上風機。
2.3風電技術：三大技術路線逐鹿未來
從風力發電機組技術路線來看，目前全球主流陸上和海上風電整機廠商所採取的技術路線主要有三種：分別是雙饋異步、永磁直驅和永磁半直驅。從市場份額來看，雙饋型機組佔據主流，全球市場份額能達到80%左右，我國市場份額也超過50%。
雙饋式風機，傳動鏈需要增速機構，一般通過增速齒輪箱連接至轉速較高的雙饋異步發電機轉子以達到所需頻率，是目前我國陸風發電的主流技術路線。優勢在於，其技術工藝相對成熟，形成規模效應，因此成本較低，同時還有重量輕、易維護等優點；缺點在於，齒輪箱與風輪機鏈接，轉速較高，易過載、因此齒輪箱損壞率很高，導致後期運維成本較高。
直驅式風機，特點在於主軸直接連接發電機，不包含齒輪箱，國外風機商目前主要採取這一技術路線。優勢在於，不存在齒輪箱，因此後期運維成本相對較低；缺點在於，風機相同容量下，體積和重量相比雙饋式機組要大，因此風機組裝、吊裝、及運輸成本相對較高。
永磁半直驅同步風電機組，是由風葉帶動齒輪箱來驅動永磁電機發電，結合了雙饋和永磁直驅兩種技術路線的優勢，介於直驅和雙饋之間，是未來最契合我國海上風電發展的技術路線。優勢在於，採用中低速齒輪箱傳動，對軸承、齒輪箱的製造工藝要求相對較低，發電機故障率低的同時，能有效擺脫我國對國外高精細軸承、以及高速齒輪箱的依賴。同時風機整體結構更加緊湊，有利於運輸和吊裝，同時發電機的體積與重量相較直驅式風機有所減少，有效降低發電機成本。缺點在於，在震動、高溫等衝擊下，容易發生失磁現象，且相對直驅驅動，傳動效率有所降低。
近些年，在大型化和平價降本需求下，半直驅機型逐步受到市場青睞，相較雙饋式和直驅式兩種成熟路線，表現出後來居上的態勢，據Wood Mackenzi數據，到2029年，半直驅中速傳動機組在全球海陸風電市場的佔有率將分別達到34%、45%，有望坐上風電技術路線的“第二把交椅”。未來將形成三大技術路線根據不同應用場景並行的態勢。
3風電平價元年：降本增效，緩解補貼退坡痛點
自2009年起，我國風電裝機量受到國家上網電價政策的影響，具有一定的週期性。2022年，隨着海上風電國家財政補貼全面退出，風電平價上網已成爲發展的必然趨勢。目前，隨着地緣因素，以及疫情帶來的傳統化石能源價格高漲，風電成本已經低於傳統火電，正式進入了“準平價時代”，風電行業也因此迎來了新發展期。
當然，降本增效是行業永恆的話題，是行業發展最重要的一環。未來到十四五末，風電成本或能達到“12345”價格目標，即根據風力資源劃分，陸上風資源好的地方1毛錢，風資源中等地方2毛錢，風資源較弱的地方3毛錢，近海4毛錢，最後遠海100公里外5毛錢。
3.1回顧行業，補貼曾是發展的強驅動力
2009年我國風電正式開啓補貼時代。2009年7月，國家發改委發佈《關於完善風力發電上網電價政策的通知》，將全國分爲四類風能資源區，並制定了相應的標杆上網電價，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類資源區上網電價每千瓦時分別爲0.51元、0.54元、0.58元以及0.61元，我國風電行業正式開啓補貼時代。2010年我國風電新增裝機量達到18.9GW，成爲階段性頂峰。
十二五初期，受到第一次大規模棄風限電影響，新增裝機量明顯下降。由於發展早期行業管理較弱，導致在風電設備質量把控上、風電場開發建設規劃上、電網建設規劃節奏上、風電-火電-電網相關利益上等產生諸多問題，行業出現第一次大規模棄風限電，主要集中在三北地區。2010年至2012年，棄風率從10%增長至17%。因此，國家能源主管部門放緩三北地區項目審批，明確風電利用小時數低的地區不得進一步擴建。這就直接導致2011年、2012年兩年我國風電新增裝機同比增速直接轉負，分別爲-7%、-26%；2013年轉正爲24%。
2015年補貼退坡，我國風電行業迎來第一次搶裝潮。十二五後期，在政策引導行業健康發展下，風電技術國產化進程良好，行業管理能力提高，度電成本有所下降。2014年國家發改委發佈的《關於適當調整陸上風電標杆上網電價的通知》，2015年1月1日前核準但於2016年1月1日以後投運的陸上風電項目，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類資源區標杆上網電價每千瓦時下調0.02元。我國風電行業補貼首次退坡，並於2016年再次下調上網電價，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類資源區上網電價每千瓦時分別爲0.47元、0.50元、0.54元、0.60元。因此，2015年，我國風電行業迎來第一輪搶裝潮。2015年我國風電新增裝機量達到32.97GW，同比增長42.1%，達到第二次階段性頂峰。
十三五初期，行業經歷第二次大規模棄風限電，新增裝機規模再次同比下降。2015年受政策影響，行業迎來搶裝潮，然而全社會用電量需求卻不足，2015年全社會用電量增速降至0.5%，爲5年新低。供需不平衡使得棄風率再次上升，2016年棄風率再次達到17%。新增裝機量進入新的下行週期。之後國家再次加強棄風限電治理，2016年設立風電投資監測預警制度；2019年國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關於建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，決定對各省級行政區域設定可再生能源電力消納責任權重，建立健全可再生能源電力消納保障機制。至此，棄風限電問題再次得到抑制，2018年全國棄風率下降至7%，新增裝機量也在2018年重新恢復正增長。
2021年起陸上、海上補貼相繼完全退出，二次搶裝潮爆發。2019年國家發改委發佈《關於完善風電上網電價政策的通知》，對於陸上風電，2019年I～Ⅳ類資源區新覈准陸上風電指導價分別調整爲每千瓦時0.34元、0.39元、0.43元、0.52元；2020年指導價分別調整爲每千瓦時0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。同時，宣佈自2021年1月1日開始，新覈准的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。因此，我國風電行業迎來第二輪搶裝潮。2020年國內風電新增裝機量71.7GW，同比增長178.4%，達到第三次頂峰。
對於海上風電，2020年1月財政部、發改委、能源局三部委聯合發佈《關於促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》，明確新增海上風電和光熱項目不再納入中央財政補貼範圍，按規定完成核準並於2021年12月31日前全部機組完成併網的存量海上風力發電和太陽能光熱發電項目，按相應價格政策納入中央財政補貼範圍。受此政策影響，海上風電在2021年迎來搶裝潮，2021年全國風電新增併網規模47.6GW，其中海上風電新增併網裝機16.9GW，同比增長452.3%。
值得注意的是，2020年搶裝潮之後，全國棄風率並沒有上升，2020年、2021年兩年維持在3%的水平。未來，由於補貼和消納矛盾兩個影響都已基本消除，風電行業或將打破原有的週期性，由政策驅動真正轉變爲市場驅動。新增裝機量預計將進入平穩上漲階段。
3.2 行業降本，風機大型化是核心技術路徑
風電機組大型化是風電降本增效的主要途徑。近些年，大功率機型銷售明顯上升。陸上風電2021年交付的主流機型在3-4MW，2022年以來，投標機型功率普遍在5MW以上，2022年1-7月單機容量5MW及以上的陸風機組招標占比超50%。海上風電項目招標機型已擴大至8-9MW，甚至個別項目採購機型超10MW。
首先，大型化機組可以有效提升風機利用小時數。大型化機組通過使用更大、更長的葉片，一方面可以有效增加掃風面積，另一方面可以降低對最低風速的要求，從而提升發電量。以3MW機組爲例，若葉片加長5m，掃風面積可增加0.81㎡/kW，年利用小時數可提升208小時；在切變爲0.13的情況下，3MW機組的塔筒每增高5m，年利用小時數可提升26小時。
其次，大型化機組可以帶動風機單位成本下降。風機中原材料成本很高，佔比超50%，原材料的定價方式多數是以重量計價。這裡的降本邏輯在於，雖然風機大型化帶動風機零部件大型化，從而增加一定的零部件製造，即原材料成本。然而風機耗材並不隨着風機容量線性提升，即單臺機組零部件使用量增幅遠不及功率增加。以市場所售某機型爲例，其2.5MW、4MW、5MW陸上風機最終折算單MW重量分別爲64.4噸、51.3噸、47.5噸，5.5MW、6.45MW、8.3MW海上風機折算單MW重量分別爲78.4噸、66.8噸、55.4噸，降幅明顯。大型化機組投標均價下降速度較快。據統計，4S機組風機價格從2021年年初的3,000元/kW降至年末的2,400元/kW左右。
最後，大型化機組可以降低風電場整體系統成本，包括土地成本、基礎安裝費用等多維度建設成本。更大容量的風機，在能更好的提升風能利用率的同時，還能減少土地利用率，解決風電機組點位不足的問題；減少風機臺數的同時，進一步減少後期的運維成本。據測算，在項目規模容量統一爲100MW的情況下，機組單機容量由 2MW 增加至 4.5MW 時，塔架、基礎、安裝、道路、線路、土地的每 kW投資成本都呈明顯下降趨勢，靜態投資從6449元/kW降至5517元/kW，全投資IRR從9.28%提升至11.68%，資本金IRR從18.24%提升至27.49%，LOCE從0.3451元/kWh降至0.2983元/kWh。
3.3 新材料、智能融合，風電下階段重要突破
除機組大型化外，未來風機降本也可關注化工新材料的應用以及智能化技術融合等方面。新材料的應用，有望進一步降低風機重量，使得零部件性能實現提升，從而提高整機功效。例如，碳纖維作爲葉片原材料，能更好地平衡葉片重量與長度，若其成本下降且更多的用於葉片生產中，能更好地助力葉片向更長、更大、更輕發展。跟據賽奧碳纖維技術統計，2014-2019年全球來自風電葉片領域的碳纖維需求由0.6萬噸上升至2.55萬噸，年複合增長率高達33.6%。同時若能將一些熱塑性材料，高分子材聚合物等新材料與風電的融合，也將助力風電大型化的發展。
若能將AI、無人機等智能化技術與風電行業建設相結合，將使得我國風電行業更加智能。通過信息化、自動化、可視化、智能化管理，構建智能化的風電數據運營平臺，對維持風電機組的高效穩定運行，日常維護方面降本增效起到重要作用。
4未來的風電：陸海共振，走向深遠海
陸上風電：未來將聚焦分散式風電建設和老舊風電場升級改造。
原本的大型風電項目更多的是集中式項目，相較之下，分散式風電有其獨特優勢，主要是其單體規模較小，便於利用鄉村閒散土地資源來提升風資源利用率。創新風電投資建設模式和土地利用機制，實施“千鄉萬村馭風行動”，大力推進鄉村風電開發，鼓勵村集體利用存量集體土地通過作價入股、收益共享等機制，參與分散式風電項目開發。
《“十四五”可再生能源發展規劃》提及，集中式與分佈式齊發展是十四五期間我國風電開發的重要戰略。未來，集中式開發模式主要佈局在海上和“三北”地區，而分佈式開發模式則主要針對我國中東南部地區，同時廣大農村地區也將是分散式風電開發的主陣地。未來或將有更多的企業積極佈局，搶佔分散式風電市場。風電下鄉方案預示着我國在分散式風電建設上將進一步提速，是未來陸上風電建設的重要增量。
風電場改造升級將爲市場帶來新容量。風電場改造升級意義較大，主要有兩點：一是部分機組使用壽命臨近，目前2000年初我國安裝的機組已逐步老化，接近20年的使用壽命。二是老舊風電場容量低利用率低，我國早期安裝風電機組單機容量較低，明顯落後於當前水平。2020年新增裝機的風電機組平均單機容量爲2008年的2.2倍。截至2021年底，我國風電累計裝機330GW，其中1.5MW以下風機佔比約4%，1.5MW機型佔比約30%。隨着大型化機型的效益逐步凸顯，小容量機型存在一定的潛在更新需求。若以上風機全部升級，實施“以大換小”，即整體拆除老舊機組後，重新建設新型高效的風電機組，並以1:2進行擴容，預計將再增加200GW的市場。屆時，風企將受益於優質風資源，有望迎來裝機容量與利用小時的雙重增長，運營效率有望進一步大幅提升。
海上風電：未來將聚焦持續降本和走向深遠海。
陸上風電已經實現平價上網，海上風電也在政策趨勢下加速平價進程，其降本之路還需延續。全球海上風電新建項目度電成本從2010年的0.162美元/kWh降至2020年的0.084美元/kWh，降幅48%；其中，我國海上風電度電成本從2010年的0.178美元/kWh降至 2020年的0.084美元/kWh，度電成本約在0.55元/kWh上下。相較於沿海各省0.35-0.4元/kWh 的燃煤基準價格，海上風電成本仍有下降的必要。保守估計，海上風電實現全面平價的時間節點會在2024年。未來海上風電降本仍會圍繞大型化、規模化。大型化方面，十四五末期預計海上風電風機容量能達到20MW。規模化方面，廣東省已開啓大規模、連片式的開發模式。
未來深遠海風力發電也是我國發展重點。十四五以來，我國海上風電建設剛剛起步，開發仍以近海爲主。但實際我國深遠海擁有更加豐富的資源，初步估計，我國深遠海地區風能儲量是近海的三倍以上。因此，中國海上風電建設海域由近及遠發展是必然趨勢。遠海風電場的優勢在於，風速更快，利用小時數更高，發電效率更高，如果能成功在遠海建設大型風機，將有助於捕捉更好的風能，有效攤薄初始投資以及後期運維成本。目前，各省市也積極出臺遠海風電建設相關規劃，如國務院支持山東打造千萬千瓦級深遠海海上風電基地，江蘇省鹽城市規劃已規劃十四五期間902萬千瓦近海和2400萬千瓦深遠海風電容量，同時推進千萬千瓦級遠海海上風電基地建設等。從2022年最新招標項目來看，青州一、二、四項目離岸距離分別爲50、55、55km，而2018年項目平均水深12m，離岸距離20km，我國海風項目正加速向深遠海邁進。