风电产业链通常包括风机零部件制造、风机制造及风电场的运营三大环节。风电价值链、企业链、供需链和空间链这四个维度在相互对接的均衡过程中形成了产业链。这种“接机制”像一只“无形之手”调控着风电产业链的形成。风电产业链涉及从空气动力学、结构动力学、气象、环境、材料、工艺制造、电气控制、电子工程，到运输、应用、服务的方方面面。

　　为实现碳中和的宏伟战略目标，未来我国电力系统新增装机以新能源发电为主，预计2030、3050、2060年我国清洁能源装机分别增加至2570GW、6870GW和7680GW，2060实现超过96%电源为清洁能源。

　　国内的风机原来以低单机容量风机为主, 相关零部件制造技术的突破相对比较容易。随着单机容量的提高，作为风机核心部件的轴承、齿轮箱和控制系统等因为具有相对高的技术壁垒, 国内市场的供应仍然存在瓶颈。而叶片、塔筒等部件出现了产能过剩的现象，如叶片制造有10 家企业就可以满足市场需求，而现在已多达50 余家。

　　2007 年全国风电整机制造企业只有30 多家，在风电龙头金风科技上市后的一年多时间里，有40 多家企业进入风机整机制造领域。这种盲目跟风，导致了风电产业的产能过剩。我国风电整机行业前10 名的企业已占整个市场份额的90% 左右，剩余的60 来家企业将瓜分其余10%左右的市场份额。很大一部分企业可能拿不到订单，行业洗牌在所难免。

　　我国许多企业的整机制造技术是从国外引进的，引进的技术与国内风电场的气候环境能否适应，往往未经科学论证。加之由于前几年风电设备供不应求，许多整机未经试运行就直接批量生产，这些设备并网发电后，势必存在质量和安全隐患。

　　由于核心技术缺失，大批兆瓦级新型风电机组匆忙投入规模化生产，产品质量问题也正在显现。风电场开发及风电并网存在瓶颈。在风电场开发环节存在设备交货不及时、调试时间长，各种设备故障不断发生，风机运行小时数偏低，电网卡脖子，致使“有电上不了网”、“风机晒太阳”等现象。

　　未来10年在欧洲、中国、美国和日本的带动下，全球海上风电渗透率快速提升的阶段。预计到2025年，海外市场新增海上风电的渗透率高达29%，国内渗透率12%，全球综合渗透率达到17%。

　　从增速来看，无论是国内还是海外市场，海上风电市场从2022年将正式进入平价时代，吊装需求快速提升；2022-2025年海外和国内新增装机复合增速将分别达到35%和44%，全球复合增速为38%，全球实现景气度共振。

　　根据国际可再生能源署（IRENA）的预测，全球要想达到本世纪下半叶将全球温升较工业化之前控制在1.5摄氏度以内，需要更为激进的海上风电发展目标，全球2050年海上风电累计装机需要达到2002GW，也就是在2030/2040/2050每个10年期间，全球海上风电年新增装机容量平均值分别为35/75/87GW，而2020年全球海上风电新增装机仅为不到7GW。

　　因此，未来的发展方向集中在加强产学研合作，加大自主创新力度，努力从“中国制造”走向“中国创造”。虽然我们已经掌握了风电机组的基本制造技术，但是核心技术仍然有所欠缺。我们必须加大研发投入，进一步提高自主创新能力，走出适合中国国情的风电机组制造的道路。

　　只有坚持自主创新，才能占领全球风电的技术制高点，在新一轮产业革命中占据有利地位。科技将决定风电产业的未来，我们要在风电设备制造方面由引进、消化、吸收逐渐发展为自主创新，努力由中国制造发展为中国创造。

　　从能源体系来看，我国能源供应和能源需求呈逆向分布，在资源上（包括新能源资源）“西富东贫、北多南少”，在需求上恰恰相反。我国海上风电资源丰富，同时具有运行效率高、输电距离短、就地消纳方便、不占用土地、适宜大规模开发等特点，海上风电将成为我国大力发展可再生能源的必然选择。

　　从资源上分析，我国海岸线年国家气象中心所编制的风能资源普查成果，我国近海水深5-25米和25-50米海域内，100米高风能资源技术可开发量分别为210GW和190GW，年运行小时数最高可达 4000小时以上；中国风能协会评估中远期我国海上风资源技术开发潜力超过3500GW。

　　从需求上分析，我国海上风能资源主要处于东部沿海地区，以福建、浙江、山东、江苏和广东五个省份为主，当前上述省份电力供应紧张，用电增速较快，海上风电可作为绿色能源的重要补充，为大规模发展海上风电提供了足够的市场空间。

　　从季节性上分析，中国工程院咨询研究团队预测，2030年中东部地区最大用电负荷将达到970GW，必须采取“集中开发、远距离输送”与“分布式开发、就地消纳”并举模式。紧邻东部负荷中心的海上风电大规模开发，能够减轻“西电东送”通道建设压力；海上风电与“西电东送”的水电还能在出力上形成季节互补。

　　国内方面，随着煤炭价格的飞涨以及能耗双控等措施的落实，东北地区及中部、东部地区，先后有广东、江苏、浙江、福建、山东等多个省份发布了限电政策，有地区甚至无奈对居民用电进行了部分拉闸限制。

　　纵观全球五次能源危机，传统能源价格的易操控性及其带来的广泛影响，都警示中国要重视能源安全问题。在碳达峰、碳中和的“3060”目标下，新能源产业正在经历发展的黄金期。截至2020年底，我国光伏发电装机容量25343万千瓦，风电装机达到28153万千瓦，风电合计占我国总装机容量的约24%，发电量占比约为9.5%左右。

　　由于我国陆上风电资源多集中于西部、北部等地区，加之其资源禀赋的特点，很难真正意义上解决东部沿海地区的用电问题。随着欧洲地区海上风电技术的日趋成熟，以及海上风电优越性的逐步显现，我国也开始逐步加码海上风电建设，着力解决东部用电难问题。

　　中国海上风电产业的起步和发展离不开各项政策的引导和推动。从2009年国家能源局印发《海上风电场工程规划工作大纲》，并筹建上海东海大桥海上风电场起步，经过十余年的努力，中国已成为全球最重要的海上风电市场之一，2020年新增规模已升至全球第一，有力地证明了政策的推动作用和行业的发展潜力。

　　我国2014年出台海上风电标杆电价以来产业政策不断完善，在0.85元/千瓦时的高水平补贴电价支持下，海上风电正式启动商业化发展之路，技术不断创新升级，新增吊装容量逐年增长。

　　2019年起新增核准海上风电项目全面通过竞争方式配置和确定上网电价，标志着中国海上风电开始迈入竞争配置模式的新阶段，这也是自2014 年海上风电实行固定上网电价政策后， 首次对该产业的电价确定方式进行调整。

　　2020年国家明确2022年起新增并网海上风电项目不再享受国家补贴，明年开始全国海上风电正式进入全面平价/地方补贴的时代，平价发展阶段正式拉开帷幕。

　　在国家“双碳”战略的指引下，2020年以来东部省份相继出台十四五期间海上风电发展的总体规划和相关配套政策，其中广东明确将推出地方补贴政策，浙江省也在酝酿地方补贴方式，其他各省通过大规模的平价开发规划，积极支持本地区海上风电的降本增效和平价开发。

　　由于2019年和2020年一季度，国家补贴范围内的海上抢装项目进行了密集的设备招标，招标总量达到21.9GW，远超2020-2021年11.5GW的实际吊装需求，因此2020年2季度开始，海上风电主设备招标大幅减少，2020年下半年招标需求同比下滑88%至1.4GW，2021年上半年则为完全空白。

　　2021年9月8日华润电力重新开始就浙江苍南400MW项目组织重新招标，随后中广核也在浙江招标象山涂茨280MW平价海上风电项目主机设备。预计2021年4季度广东、福建也将启动平价时代的海上项目招标，总容量或达到2GW以上，我国海上风电招标将进入新一轮平价增长期。

　　九月份以来，能耗双控政策持续发酵，显示了政府坚决抑制新增“两高”产能的决心。虽然措施节奏会因为短期经济结构调整而有所变化，但是整体大方向不变，尤其是对落后产能的限制。

　　随着平价阶段海上供应链各个环节共同挤出抢装期间过高的利润水平，同时通过技术创新整体降本，2022年开始我国海上风电单位造价进入快速下降阶段，单位造价从目前的1.4-1.8万元区间趋近于1-1.4万元/千瓦，加上东部地区绿电交易可获得3-5分钱的减碳溢价，进一步提高项目投资收益率。2022-2025年我国将迎来海上风电平价大发展的黄金时代。

　　预计2025年我国海上风电年新增装机将达到12GW，行业年均复合增速达到44%，三年累计增长200%，成为发展最快的新能源细分赛道。 2025年底预计我国 海上风电累计吊装容量达到48GW。

　　海上风电投资大致分为主体工程投资（90%）和其他费用（10%）；未来主要依靠关键技术突破以及产业规模培育带动全产业链各环节降本。

　　主要包括：风电机组（含塔筒）、风电机组基础、场内集电线路（阵列电缆）、送出海缆、海上升压站、陆上集控中心组成。

　　主要包括：征海征地费、前期工作费、工程建设管理费、科研勘察设计费、基本预备费、建设期利息等。

　　由于运行维护可达性差，同时考虑抗台风、防腐蚀等技术要求，海上风电机组需要具备很高的可靠性，因而其制造、运输、安装、运维环节的成本均较高。受复杂的海洋环境影响，风电机组基础需要应对复杂的地质条件、海冰、海流、腐蚀等因素的长期作用，成本也较高。

　　其他部分占工程投资的比例均小于10%，但合计占工程投资的30%，对海上降本同样意义重大。

　　目前海上风电机组向着“大容量、轻量化、高可靠”趋势发展，国外最大单机容量达到15MW，国内最大单机容量为16MW（明阳智能）；单机容量的增加可以显著的降低单位容量的风机物料成本，从而降低单位容量的风机造价。虽然大型以后单台风机造价成本更高，但由于整场所需要安装的风机数量减少，在风机基础、海底电缆、施工安装及运营上的投入都会降低。同时分摊到单位容量的风机造价和其他环节的成本都会大幅下降。

　　通过放大叶轮直径可以直接提高风机的发电量和利用小时数，但需要通过新材料、新结构来有效控制叶片的重量增加，同时保持良好的气动性能。

　　以明阳智能海上风机系列产品参数为例，可以看到当风机从5.5MW升级到8.3MW，尽管配套的叶轮直径也从155米放大到180米，但整体物料成本依然有明显的下降，单位容量的成本得到有效降低。

　　由于风机和基础合计占项目投资成本的60%左右，因此是最主要的降本环节。随着2022年平价海上风电启动招标，我们预计8-9MW产品平台会快速取代当前抢装阶段的5-7MW平台，同时2024年起10MW以上机组开始进批量进入商业化阶段。

　　随着单机功率的不断增加，我们测算未来15-16MW的风机销售价格有望最多较抢装时期的7000元/千瓦下降超过3000元/千瓦，同时风机基础环节（单桩+风塔）也可以下降超过1600元/千瓦。

　　未来海上风机能达到尺寸上限与多个因素有关，包括风机技术的创新、传动链的优化、新材料、监管以及运输和安装的限制。

　　随着风电场规模扩大，海上风电场关键部分投资总体上呈下降趋势。当开发规模由30万千瓦增加到100万千瓦时，关键部分投资由14097元/千瓦降到12568元/千瓦，降至1529元/千瓦，降幅达到10.8%。

　　海上风电的规模效益，一方面体现在开发规模扩大后，采购设备、施工、服务等环节有一定的议价空间；另一方面是通过规模化开发能够统一设计、统筹安排建织施工，提升建设效率，降低单位千瓦投资水平。

　　劳伦斯伯克利实验室的一项研究表明，除了降低度电成本之外， 风机规格的增大可以提高风电对电力系统的价值，并提供其他“隐形”效益，包括输电利用率提高带来输电费用的降低，风电输出的稳定性提高可以降低电力系统的平衡成本，风电长期输出的不确定性减少也将降低投资成本。

　　随着项目规模扩大，一方面，能够增加开发商与海缆厂商及海缆敷设单位的议价空间；另一方面，由于规模扩大后，远端风电机组与海上升压站的距离增加，海缆投资上升。

　　送出海缆：当采用规模化方式开发海上风电场时，随着开发规模增大，一方面，能够增加开发商与海缆厂商及海缆敷设单位的议价空间；另一方面，由于规模扩大后，送出海缆所能承受的容量达到极限，需视规模增加送出海缆的回路数，因而增大了海缆投资。

　　“十四五”期间风电行业有望保持年均40-50GW新增装机需求。风电有望进入“退补-行业争相降本-刺激需求-行业竞争加剧-降本”的正向循环，进入高速成长期，叠加碳中和的国家战略目标，陆上风电以及消纳问题更容易得到解决的海上风电有望在“十四五”期间实现高速增长。

　　根据国家发改委能源研究所发布的《中国风电发展路线米海域的海上风能资源可开发量为5亿千瓦，50-100米的近海固定式风电储量2.5亿千瓦，50-100米的近海浮动式风电储量12.8亿千瓦，远海风能储量9.2亿千瓦。

　　我国海上风电资源主要集中于东南沿海地区，邻近电力负荷中心，便于就近消纳，可谓是消纳路径与资源禀赋兼备。同时，结合过往各沿海省份能源发展规划对于海上风电发展的重视，部分沿海省份海上风电装机量呈现快速增长。截至2020年底，国内海上风电装机量达到约900万千瓦。2015-2020年，海上风电装机规模的复合增速为55.2%，远高于同期陆上风电的16%。

　　与其他可再生能源类型相比，风电，尤其是海上风电，项目的投资额及周期相对较长，因此设计合理的扶持政策能够降低投资风险并提高收益的稳定性。在欧洲和亚洲市场，如德国、荷兰、中国、日本、越南等，海上风电政策正在从固定上网电价(FiT)向竞争性机制转型。

　　在美国，税收刺激政策则应用于海上风电领域，包括投资税抵扣(ITC)和生产税抵扣(PTC)。在新兴市场中，海上风电项目的投资往往要依靠国际资本，所以政策的透明度和稳定性至关重要。

　　2020年，从累计装机量来看，德国的风能装机份额排名欧洲第一，达29%，其次是西班牙、英国，累计装机量份额分别为12%、11%；从新增装机量来看，2020年，荷兰新增装机量最大，份额占比达14%；其次是德国、挪威和西班牙，份额占比均达10%以上。

　　从风电需求情况来看，2020年，在欧盟的电力消费结构中，风电占比约15%；从欧洲各国的风电消费量占比来看，丹麦、爱尔兰的风电消费量占比较大，分别为48%、38%；其次是德国、英国、葡萄牙、西班牙和瑞典，这些国家的风电消费占比在20%-30%左右，此外，这些国家在欧洲风电装机量排名中靠前，同时叶片的变化也可以凸显这一情况。

　　根据国际可再生能源署的统计，自2010年以来全球海上风电的度电成本以每年6.35%的将本速度累计下降了48%至8.4美分/千瓦时，约合人民币0.54元/千瓦时。

　　根据欧洲当前在建项目的上网电价， 以及国内2022年以后平价项目的上网电价估算未来5年海上风电的度电成本还将进一步下降50%至最低4.2美分/千瓦时，约合人民币0.27元，年化降本速度提升至13%。

　　风机台数下降减少了风电机组基础和施工安装的工作量，并降低了后期运维费用；

　　风机排布距离提高，海底电缆电压等级提升增强了电力输送能力，并降低了损耗；

　　产业链各个环节如风电机组制造和安装、风电机组基础施工、海上升压站、海底电缆等技术及产业不断成熟并实现规模化发展；成熟的港口基础设施为海上风电安装船提供了更好的靠泊条件，并为设备预装配提供更大的堆场，推动了海上风电制造、安装和维护成本的降低。

　　规模化形成协同效应，欧洲大型能源集团已初步在北海区域形成项目集群，新建项目与相邻的投产项目之间能够形成协同效应，共享人员、运维基地、办公场所、仓库、运维船只、直升机以及第三方服务费用等，运营成本随之降低。

　　行业集中度提高行业领先者利用自身市场、技术和资金优势，在工程建设、设备采购、运行维护等招投标中拥有强大的谈判能力，进而在电价竞标中取得优势。

　　我国当前关于海上风电的规划包括十四五各地方建设规划（40GW以上），以及全国中长期海上风电资源修编（100GW）；我们假设2025年我国海上风电吊装 容量可达到12GW，对应海底电缆市场需求从今年的128亿元增长到288亿元；十四五期间我国继续保持规模化、深远海的开发模式，海底电缆的需求在2030年 可达到540亿元风电行业，对应年新增吊装容量18GW。

　　欧盟委员会在2020年11月提出到2030年欧洲海上风电累计装机从目前的24.2GW增加到105GW以上，到2050年增加到400GW的宏伟目标（包括英国和挪威）。

　　随着欧洲海上风电装机容量的逐年增长，欧洲海底电缆市场需求也逐年递增。在2030年之前单位GW对应的海底电缆投资额还将随着深远海的发展趋势而小幅增加。预测欧洲海底电缆市场年产值将从2021年大约114亿元增加到2035年前后的650亿元以上，并持续到2045年前后。

　　根据国际能源署的测算，远海深水区蕴藏巨大潜在资源：欧洲60米或以上水深的潜在风资源量为4000GW，几乎是浅水区潜力的两倍，在美国深水区的海上风电 潜力估计为2450GW，日本为500GW，分别占这些国家海上潜在风能资源总量的60%和80%。

　　未来随着风机大型化发展，海上风机的单位kW成本和售价将快速下降，因此参考价格和销量的综合因素，我们预测2022年-2025年我国平价海风阶段风机市场规模将从192亿元增长到432亿元，复合增速为31%；同期海外市场产值从690亿元增长到1368亿元，复合增速为26%。

　　考虑到我国大量企业为海外海上风机提供零部件，我国海上风电零部件出口市场规模将从126亿元增长到292亿元。我国在全球海上风机市场的国产化空间将从2022年的378亿元提升至924亿元，年均复合增速35%，因此成本变化需要监管原则辅助。

　　行业估值方法可以选择市盈率估值法、PEG估值法、市净率估值法、市现率、EV/EBITDA估值法、DDM估值法、DCF现金流折现估值法、NAV净资产价值估值法等，这里着重呈现市净率估值法。

　　我国风电产业发展经过了盲目定价、区域定价、招标定价和标杆电价四个阶段。在盲目定价阶段，为了扩大风电市场，我国开始尝试实施各种价格政策，但此阶段制定的风电价格欠缺公平合理性。在区域定价阶段。各地审批的风电价格差异很大，各不相同。

　　在招标电价阶段，风电生产商为了抢得中标资格，过度降低风电价格，进行恶性竞争。严重阻碍了我国风电产业的健康发展。在分区域标杆定价阶段。补充和完善了原有的风电价格政策，进一步规范了风电电价的管理。增加风电投资商开发风能责源的积极性，从而激励其降低风电成本，提高了管理水平，标志着我国风电产业进入了新的发展阶段。

　　风机台数下降减少了风电机组基础和施工安装的工作量，并降低了后期运维费用；

　　风机排布距离提高，海底电缆电压等级提升增强了电力输送能力，并降低了损耗；

　　产业链各个环节如风电机组制造和安装、风电机组基础施工、海上升压站、海底电缆等技术及产业不断成熟并实现规模化发展；

　　成熟的港口基础设施为海上风电安装船提供了更好的靠泊条件，并为设备预装配提供更大的堆场，推动了海上风电制造、安装和维护成本的降低。

　　规模化形成协同效应，欧洲大型能源集团已初步在北海区域形成项目集群，新建项目与相邻的投产项目之间能够形成协同效应，共享人员、运维基地、办公场所、仓库、运维船只、直升机以及第三方服务费用等，运营成本随之降低。；

　　行业集中度提高行业领先者利用自身市场、技术和资金优势，在工程建设、设备采购、运行维护等招投标中拥有强大的谈判能力，进而在电价竞标中取得优势；

　　7000多万千瓦风电加上光伏，相当于过去3年电网对新能源消纳的并网量。我们非常担心“限电”会卷土重来，这需要引起行业关注。

　　由于抢装需要，企业所有产能开足马力，导致产品质量鱼目混珠。今年1月份，某些抢装风机就开始暴露出质量问题，未来行业高质量发展面临巨大挑战。

　　抢装加快零部件国产化替代步伐，产业链上下游快速繁荣，这本是利好消息，但未来几年能否继续保持较大需求和产量仍未知，需引起警惕。

　　“碳中和”目标对新能源行业的利好史无前例。据不完全统计，近期主要电力央企“十四五”新能源投资计划已超过5亿千瓦，平均每年超过1亿千瓦，这还不包含一些地方国企和电力投资企业的投资规划，巨大市场确实令人振奋。

　　但不容忽视的是，风机低质、低价情况可能蔓延。在过去两个月投标中，有些项目的风机价格已下探到2700元/千瓦左右。对开发商来讲，低价短期内虽然可降低度电成本，但如果把全生命周期系统及质量风险算进去，却得不偿失。价格战对行业长期发展非常不利。

　　风电在短期内仍面临土地和消纳的挑战。中国虽土地资源丰富，但事实上，在具体项目开发中，由于需要考虑众多因素，找到合适机位并不容易。

　　目前，风电回归“三北”势头猛烈，内蒙古、甘肃、新疆、东北三省成为央企等大开发商争夺的热点，但速度过快会导致后期消纳问题爆发。为此，我们呼吁加快中东南部分散式风电发展，让它成为中国风电规模化发展重要补充。还要降低中东南分散式风电开发门槛，理顺关键环节，引入备案制，提高建设效率。

　　其次建议加码海上风电省补。只有海上风电规模化发展，才能从根本上解决我国经济发达地区、电力负荷大省清洁能源转型需求。广东省补出台后，静态收益来看，一度电相当于补贴2~3分钱；动态收益来看，可能有4~5分钱。但这离海上风电平价还有很大差距，希望各省份加大对海上风电补贴，在国补取消后，扶上马再送一程。

　　呼吁尽快明确储能身份。新能源在电源侧配备电化学储能是未来发展趋势，但如果只作为简单配套，则无法充分发挥价值，只有让储能参与到电力交易中，才符合长期市场导向，否则现有源网荷储一体化模式很难盈利。另外，特别提醒行业高度关注储能安全，目前电化学储能行业刚刚起步，产品质量良莠不齐，技术差异非常大，为未来埋下安全隐患。

　　一是劳动力价格上涨。对于风电发电企业，由于掌握高科技技术的人力资源匮乏，近几年人力资源价格持续上涨。因此，这是增加风电企业发电成本的一个重要因素。

　　二是企业固定资产投入增加。拿江苏新电来说，由于国家“上大压小”的政策指导，使得公司330MW机组在江苏省节能调度排序中的位置后移，结果可能成为电网的备用调峰机组，实际发电时间无法保证。2011 年江苏新电新增建设2 台1000MW 发电机组，加大了企业的运营成本。

　　四是风电机组的发电效率较低。大数风电企业风电能机组的发电效率较低，造成风电机组损耗的浪费，成本上升。

　　电力产品的购买者一般可以分为一级购买者如电网公司、二级购买者如工业企业与居民。电力产品购买者的议价能力很低，原因有：第一，作为工农业生产、居民生活的电力产品是一种必需品，充足的电能是保障国民经济发展的重要条件，因此电力价格弹性幅度较小；第二，电价市场化程度不高，受市场因素波动影响小，电价统一由国家发改委制定，购买者一般没有与供电商直接议价的权利。

　　与其他行业相比，风电行业的资金密集型与技术密集型的特征，对于进入风电行业的企业而言具有较高的门槛。

　　第一个是来自政府方面的门槛。电能作为生产生活中必不可少的能源，与国家能源的长期发展战略密切相关。风电行业的发展受到国家能源局的严格控制，具有行业从业资格和许可证的企业才能从事风电生产。

　　风电产业的规模经济所带来的门槛。新进入的风电企业需要面临的一个巨大考验，那就是要投入巨额的资金与现有风电企业展开激烈的市场占有率争夺，或者由于资金的有限，仅能在规模以下生产，加上成本无法降低，必然在竞争中处于不利地位。这些都会给风电企业产生很大的压力。

　　由于资本需求产生的门槛。近年来，国家不断提高了风电行业的进入标准，随之而来的是，进入风电行业启动资金上的水涨船高。建设一系列符合要求的厂房和购买生产线，使得资金的需求量越来越高。然而，虽然进入风电行业存在重重壁垒，但由于我国人口众多，能源消费市场潜力巨大，且能源产业回报利润丰厚，近年来，一些实力雄厚的大集团公司，例如华瑞集团、国电联合动力、金风科技股份有限公司等纷纷控股收购风电企业；国外更多的风电巨头如Vestas、GE等公司也试图通过独资或合资的方式进入我国风电能源领域。新的进入者使整个风电行业的竞争变得更为激烈。

　　作为新能源产业的风电行业，不仅会受新能源行业的竞争，并且整个电力行业也会受其他能源供应者的挑战。其他能源供应者，如煤气、天然气、石油、氢能等具有与电能相似或类似能源的商品的提供可直接或间接地替代电力能源，导致整个风电行业的购买力，对电力行业同时也构成了一定的挑战。

　　行业中现有企业的竞争包括国内风电企业与国外风电企业之间的竞争。我国风电装机容量以近90%的年均增速急速扩张，并在2012年跃升成为全球第一大风电大国。同时风机设备制造企业也一拥而上，在2009年形成了超过80家整机企业。

　　如全球最大的风电设备制造商丹麦维斯塔斯公司，拥有世界领先的风机研发、制造、销售技术。自2005年以来，已累计增资五次，投资额高达3.63亿美元。国外风电巨头凭借在资金和技术等方面的优势，正逐步扩大在我国风电领域的影响力，成为了我国风电企业的强有力的竞争对手。

　　明阳智慧能源集团股份公司（股票简称：明阳智能，股票代码：601615）成立于2006年，总部位于中国广东中山，前身为广东明阳风电产业集团有限公司。作为全球化清洁能源整体解决方案提供商，明阳致力于能源的绿色、普惠和智慧化，业务涵盖风能、太阳能产业，位居全球新能源企业500强前列，全球海上风电创新排名第一位，正奋力打造全球知名的千亿级新能源产业集团。

　　上海电气集团股份有限公司（Shanghai Electric Group Company Limited），简称上海电气，是中国机械工业销售排名第一位的装备制造集团。公司前身为上海电气集团有限公司。经有限公司2004年9月8日召开的第五次股东会决议同意，并经上海市人民政府（沪府发改审[2004]第008）《关于同意设立上海电气集团股份有限公司的批复》批准，由有限公司全体股东作为发起人，按《公司法》有关规定将有限公司整体变更为上海电气集团股份有限公司。

　　远景能源有限公司于2008年03月19日成立。2020年9月10日，2020中国民营企业500强榜单发布，远景能源有限公司位列第434位，营业收入2318532万元。2021年9月，入选“2021年中国民营企业500强”榜单，排名第216位。

　　2020年底开始，风电行业价格战趋势越发明显。其中最具标志性的事件是，2020年12月15日，在华能集团北方上都600MW的风电项目中，三一重能5MW机组报出3101/KW含塔筒锚栓的历史低价。此举引发行业热议。对此前的两轮价格战，行业依然心有余悸，部分厂商表示，低价竞争属于扰乱市场的恶意竞争。最终会损害行业，没有赢家。但也有专业人士表示，今年行业告别补贴，降价是必然趋势。

　　“碳中和”目标提出，新能源产业迎来倍增的黄金时代，对此，没有人提出异议。“新能源产业要从小池塘走向太平洋。”远景能源高级副总裁田庆军表示。然而，在到达太平洋之前，风电产业依然要跨过各种漩涡和暗礁。价格战只是其中之一。抓住历史的机遇，不仅在于市场厮杀的勇气，还考验一个行业的智慧。

　　2021年开始，新能源产业告别十多年的补贴。产业的发展只能依靠技术创新和商业力量。目前，如何实现平价落地，是风电行业面临的大考之一。特别是海上风电，短期内挑战巨大。田庆军表示，以沿海主要省份火电标杆电价为平价标准，海上风电短期内整体实现平价的难度非常大。以江苏和山东近海为例，假如初始投资降到12000元/千瓦，发电小时数达到3500小时，度电成本可降至0.37元/千瓦时左右，才可以勉强满足开发商平价收益率要求。目前离这一目标还有不小差距。

　　对于后平价时代，行业认为，投资收益保障需要充分开放的电力市场。而在国内，电力及能源的商品属性之上笼罩着浓重的政治色彩；同时，风光储氢等新的模式正在愈演愈烈地上演，但商业的逻辑尚未跑通。在2020年北京风能展上提出《风能北京宣言》，《宣言》指出在“十四五”规划中保证年均新增装机5000万千瓦以上，2025年后，中国风电年均新增装机容量应不低于6000万千瓦。到2030年，中国风电累计装机容量至少达到8亿千瓦，到2060年至少达到30亿千瓦。而且在去年的抢装中，行业所有产能开足马力，产品质量鱼目混珠。2021年1月份开始，已经由去年抢装的风机开始暴露产品质量问题，未来行业高质量发展面临巨大的挑战。

　　供应链企业深度参与整机的研发与制造，能够更高效地压缩样品开发、样机试验、市场批量化整个过程的周期。同时，供应链厂商提出零部件标准化设计需求，有利于产能提升和降低成本。随着2021年陆上风电补贴的取消，以及2022年海上风电补贴的取消。未来几年内国内风机市场的需求量无疑会有一个明显的下跌趋势。那么产业链的快速繁荣遇到需求的裹足不前，很可能会从好事变成坏事，产能过剩的风险需要引起行业重视。