我国风电行业发展历程及未来发展空间

（1）我国风电行业发展历程

我国风力发电始于 20 世纪 50 年代后期，用于解决海岛及偏远地区供电难问题，主要是非并网小型风电机组的建设。70 年代末期，我国开始研究并网风电，主要通过引入国外风电机组建设示范电场，1986 年 5 月，首个示范性风电场马兰风力发电场在山东荣成建成并网发电。从第一个风电场建成至 1993 年，我国风电产业处于早期示范阶段。1994 年至 2003 年，我国风电产业处于产业化探索阶段。

2004 年至 2010 年，在政策的带动下，我国风电产业开始快速成长，尤其是在 2006 年之后，国内开始大幅加快风电规模化建设。从 2013 年年中开始，经过短暂的调整，我国风电行业在行业环境得到有效净化的形势下，开始了新一轮高质量的增长，并于 2015 年创新高。

2018 年开始，国内风电发展进入全面加速期，即使 2020 年行业抢装潮下的爆发式增长提前透支了 2021年、2022 年的部分装机容量，但并未改变行业长期向好的趋势，2023 年新增装机容量实现了大幅增长，并创历史新高。随着风电技术进步推动风电在电源市场上综合竞争力的提升，以及“碳中和、碳达峰”的战略目标的确立，风电产业作为实现该目标的重要方式之一，未来将保持良好的发展趋势。

2023 年，我国风电新增并网装机容量占全部电力新增并网装机容量的比例为 21.3%，累计并网装机容量占全部发电装机容量的比例为 15.1%。风电新增装机容量占比在近几年屡创新高，累计装机容量占比呈现稳步提升的态势。

发电量方面，风电从 2012 年首次超过核电，成为我国继煤电、水电之后的第三大电源。近年来风电发电量逐年增加，市场份额不断提升，2019 年风电发电量 4,057 亿千瓦时，首次突破 4,000 亿千瓦时，占全部发电量的 5.5%。至2023年风电发电量已达 8,090亿千瓦时，占全部发电量的 9.1%。

（2）我国风电行业未来发展空间

未来风电仍是我国能源发展的重点。短期来看，我国将坚持集中式和分散式并举，大力提升风电发电规模，加快发展风电大基地项目、东中部分散式风电，有序发展海上风电。2022 年我国非化石能源消费比重为 17.5%，计划 2025年增长至 20%，2030 年则达到 25%。而根据国家规划，2060年我国非化石能源消费比重将超 80%。实现这一目标风电将为主要推动力之一，未来我国风电行业具有广阔的发展前景。具体分析如下：

A、“碳达峰、碳中和”确立了风电行业长期发展目标

低碳环保是未来全球发展的主旋律，风电行业是从能源供给侧实现低碳环保的重点发展领域。自 2020 年 9 月提出“中国的二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，争取 2060 年前实现碳中和”的目标以来，政府部门陆续出台了一系列政策，推进风电等新能源产业发展。正是这一政策的影响，2023 年我国风电行业新增装机量实现了大幅增长，并再次创出历史新高。

2024 年 2 月 29 日，在中共中央政治局第十二次集体学习时强调，我国风电、光伏等资源丰富，发展新能源潜力巨大。

一系列顶层规划和政策的支持为风电行业确立了明确的发展目标，风电作为技术成熟、环境友好的可再生能源，是目前最成熟、最具规模开发条件和商业化发展前景的可再生能源之一，将迎来长期高速发展机会。更多行业研究分析请参考思瀚产业研究院官网，同时思瀚产业研究院亦提供行研报告、可研报告、产业规划、园区规划、商业计划、专项调研、建筑设计、境外投资报告等相关咨询服务方案。

B、风电技术持续进步，度电成本不断降低，经济性显著提升

从发展趋势来看，火电技术较为成熟，未来通过技术进一步降成本的难度较大，并且火电的成本主要为燃料成本，燃料价格的波动对度电成本影响较大，特别是火电在环保方面还存在致命的短板。水电由于初始投资大且对选址的要求较高，不具备大范围推广条件。风电通过技术进步以及投资环境、消纳条件等非技术因素的改善，依然存在成本下行空间。风电的经济性已超过火电、水电等传统电力。

随着风电行业的技术进步，我国风电度电成本持续下降，尤其是陆上风电，度电成本从 2010 年的 0.589 元/千瓦时下降到 2022 年的 0.181 元/千瓦时4，降幅超过 69%，与煤电成本相比已有较大竞争优势。以火电行业的代表性企业华能国际为例，其 2021 年、2022 年、2023 年年报披露的全年境内火电厂售电单位燃料成本分别为 0.32 元/千瓦时、0.37元/千瓦时、0.33 元/千瓦时。

度电成本的持续下降将进一步提高下游业主项目开发的积极性，意味着行业更广阔的市场空间，这也是平价上网后的行业招标量仍较高的原因之一。

C、消纳政策的完善、输电通道的建设、储能的发展将提高风电的消纳能力

过去由于电源与电网规划不同步、能源发展缺乏统一规划、电力管理存在突出矛盾等问题，“三北”地区曾长期受到“弃风限电”的困扰。为进一步解决弃风限电问题，建立健全可再生能源电力消纳的保障机制，国家发改委和国家能源局密集出台了系列政策，如《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》等。2019 年 5 月，国家能源局推出可再生能源电力消纳责任权重制度。

可再生能源电力消纳权重是指按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重，包括总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重，并设应达到的最低权重和上浮一定幅度的奖励性权重，国务院能源主管部门每年按省级行政区域下达当年可再生能源电力消纳责任权重。根据国家发展改革委统计，2020 年全国最低可再生能源电力消纳责任权重平均值为 11.48%，2024 年全国可再生能源电力消纳责任权重预期目标平均值为 17.71%。2024 年 3月 5日，国务院《政府工作报告》提出要加强大型风电光伏基地和外送通道建设。消纳机制的完善将有效扩大新能源消纳空间。

我国特高压输电线路和智能电网等输电通道的建设一直在快速推进中。自2009 年我国第一条交流特高压输电线路投运至今，特高压线路输送容量不断突破，大范围优化配置资源能力大幅提升。截至 2023 年底，我国共建成投运 38条特高压线路。其中，国家电网建成投运 18 条交流特高压，16 条直流特高压；南方电网建成投运 4 条直流特高压。“十四五”期间，国家电网规划建设特高压工程“24 交 14 直”。我国已将特高压和智能电网纳入重大项目规划，建设进度加快。输电通道的快速发展将推动新型电力系统构建，风电消纳并网能力将进一步得到提高。

“源网荷储一体化”以及新型储能商业化等将为电力消纳提供有力保障。根据电力规划设计总院发布的《中国新型储能发展报告 2023》，截至 2022 年底，我国新型储能装机规模约 870 万千瓦，新增装机同比增长超过 110%，预计“十四五”末，我国新型储能规模有望突破 5,000 万千瓦。从电源侧储能看，各省陆续出台政策支持“风光水火储一体化”多能互补模式，储能配置比例基本都在 5％~20％间，一般要求储能时长为 2 小时，结合电网侧和用户侧储能，将在消纳新能源、削峰填谷、增强电网稳定性和应急供电等发挥多重作用。

此外，基于风电的经济性，采用富余电能制氢、制甲醇等，也为风力发电业务提供了上网消纳之外的新的消纳渠道。

在前述背景下，我国风电产业进入了持续稳定的发展阶段，弃风率持续降低，消纳持续向好，弃风率由 2016 年的 17%下降到 2023 年的 2.7%，我国风电装机量大幅提升的同时，平均利用小时数稳定在 2,000 小时以上。

D、我国风能资源丰富，开发潜力巨大

根据国家能源局数据，截至 2023 年底，我国风电累计并网装机容量为 4.41亿千瓦。根据国家能源研究所的《中国风电发展路线图 2050》显示，我国陆上III 级及以上风能技术开发量（70 米高度）在 26 亿千瓦以上，现有技术条件下实际可装机容量可以达到 20 亿千瓦以上。此外，在水深不超过 50 米的近海海域，风电实际可装机容量约为 5 亿千瓦。我国拥有丰富的风能资源储量，风能资源开发利用潜力巨大。

E、大基地项目、分散式风电、老旧风场改造带来的增量预期明确

a、大基地项目将成为近几年国内风电增长的重要支柱

2022 年 2 月，国家能源局、国家发改委印发《以沙、戈璧、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，提出以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重点，以其他沙漠和戈壁地区为补充，综合考虑采煤沉陷区，建设大型风电光伏基地总规模约 455GW，其中“十四五”规划约 200GW（外送150GW），“十五五”规划约 255GW（外送 165GW）。

第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地项目清单于 2021 年 11 月下发，总装机规模为97.05GW，已全部开工建设，其余大基地项目尚在建设或规划中。需要注意的是，即使经过多年的发展，截至 2023 年底，我国风电累计装机容量也仅为441GW。大基地带来的增量预期明确，将成为近几年国内风电增长的重要支柱。

b、分散式风电支持和引导力度不断加大

分散式风电指的是将风力发电机分布在用电负荷中心附近，使得发电的电力可以就近接入电网，并在当地消纳。与集中式风电相比，分散式风电的规模较小，可以更快地进行建设，选址和开发方式也更加灵活，而且分散式风电可以更好地利用我国广阔的低风速区资源。尽管长期以来国内主要以集中式风电的开发为主，但近年来政府对分散式风电的支持力度逐渐增加。

2021 年国家发改委、国家能源局、财政部、自然资源部、生态环境部等九个部门印发的《“十四五”可再生能源发展规划》中明确提出推动“千乡万村驭风行动”“千家万户沐光行动”，以县域为单元大力推动乡村风电光伏建设，推动 10,000 个行政村乡村风电和 1,000 个光伏示范村建设。2021 年 10 月，118 家城市政府代表，600 多家风电企业共同发起的“风电伙伴行动·零碳城市富美乡村”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 1 日，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》，“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 20 兆瓦，探索形成“村企合作”的风电投资建设新模式和“共建共享”的收益分配新机制，推动构建“村里有风电、集体增收益、村民得实惠”的风电开发利用新格局。

根据《中国风电产业地图 2022》，2022 年国内分散式风电新增装机容量3.38GW，累计装机容量 13.44GW，同比增长 34.90%，增速较快，但总额仍较低。在政策的扶持和引导下，分散式风电将迎来快速发展阶段。

c、早期风电机组临近退役，存量市场替代空间打开

国内风电产业大规模发展始于 2005 年，随着风电机组 20 年使用寿命的临近，国内将会出现大批的退役机组。在我国风电发展早期，大多数风电整机制造商缺乏自主研发实力，普遍从国外引进技术或者通过许可证方式生产，消化吸收并不彻底，导致很多早期安装的风电机组设备质量不高。

因此，尽管风电机组设计寿命通常为 20 年，但运行到中后期阶段，老化的风电机组出现坠落、折断等重大事故的几率大大增加，发电量亦开始回落，设备技术性能也无法满足电网的要求，维护及保养成本显著增加，其经济性已大大降低。

因此，为了高效利用原有的优质风区，提前退役技术过时的旧机组，代之以目前技术先进的大功率机组，经济效益更好。2023 年 6 月国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过 15 年或单台机组容量小于 1.5 兆瓦的风电场开展改造升级。

根据 CWEA 统计，预计到“十四五”末，我国约有 34,485 台、45GW 风电机组并网运行超 15 年；到“十五五”末，约有 145.36GW 风电机组并网运行超15 年年限。从运行时间维度来看，到 2025 年年底，我国老旧风电机组具备更新换代改造需求的潜在市场规模约为 45GW 左右。随着国家和省（区）层面的老旧风电场改造升级和退役管理相关政策的出台，叠加到期退役风电机组规模不断增加，预计“以大代小”技改项目进程将加速推进。

F、海上风电已进入高速发展期

相比陆上风电，海上风电具有风资源更好、风机利用小时更高、适合大规模开发、不占用土地资源、不受地形地貌影响等优势。同时，海上风电一般靠近传统电力负荷中心，便于电网消纳，可免去长距离输电的问题。经过二十余年的发展，从全球范围来看，海上风电技术日趋成熟，过去制约其快速发展的技术壁垒高、建设难度大、维护成本高、整机防腐要求强等弊端正得到逐步改善。

在政策指引和前期补贴的促进下，我国海上风电行业已进入高速发展期，风机技术与施工技术都取得了突破性进展。2021 年底我国海上风电累计装机规模已超越英国跃居世界第一。根据全球风能理事会（GWEC）《GLOBAL WINDREPORT 2024》，2023 年我国海上新增装机容量 6.3GW，同比增长 25%。

同时，海上风电正在逐步从近海向深远海发展，离岸距离和水深也在向外突破。随着漂浮式等技术的成熟，远海风电也将成为我国巨大的海上风电可开发空间。根据世界银行集团发布的数据显示，我国 200 公里以内，水深 1,000m以内水域的海上风电技术性开发潜力为 2,982GW，其中固定式 1,400GW、漂浮式 1,582GW。产业链的成熟和规模化应用、风机大型化的普及和技术进步持续推动着海上风电项目降本增效，海上风电市场具有广阔的发展前景。

G、海外市场带来增量

当前，我国已是风电大国。2023 年我国新增装机容量占全球比重为 65%，累计陆上装机容量占全球比重为 43%，全球前十大风电整机商中，我国风电整机商占六席。面对全球风电广阔的市场，我国风电整机商具有如下优势。

首先，我国风电技术在全球范围内已处于领跑位置，在大容量机组上持续推陈出新，长叶片、高塔架应用等方面处于国际领先水平，新技术应用不断涌现；其次，经过多年的技术创新，我国形成了丰富的风电机组产品谱系，能够满足全球各种环境气候区域的开发需求；再次，我国是全球最大的风电装备制造基地，生产的风电机组（包括国际品牌在我国的产量）占全球市场的三分之二以上，铸锻件及关键零部件的产量占到全球市场的 70%以上。

再加上国内风电机组成本的大幅下降以及优质的服务水平，我国风电企业可以为全球提供极具技术、质量、价格竞争力和服务的产品组合。因此，海外市场将给我国风电整机企业带来业务增量。

根据我国风能协会统计，2023 年我国风电整机出口国内品牌量为 4.7GW。而 2020 年至 2022 年，这一数据分别为 1.19GW、3.27GW 和 2.29GW，2023 年增幅明显。