本文来自微信公众号：放大灯（ID：guokr233），作者：陈闷雷，原文标题：《【万字长文】如何从零造一台风力发电机》，头图来自：视觉中国
2020年可谓是新能源“风光”无限的一年，而且是字面意思的风光。
根据国家能源局统计数据显示，2020年全年，国内风电新增容量达7161万千瓦，同比增长178.7%；光伏新增容量4820万千瓦，同比增长81.7%，均是历史新高，大幅超越往年数据[1]。
这甚至仅仅是个开始。
在“碳中和”的指导下，直到2030年，乃至2060年清洁能源都是有着清晰增长轨道和明确增量空间的好行业。这自然也带动了清洁能源概念在资本市场的大热——在A股随便找个龙头，那股价都是大牛股走势，一倍刚刚好，两倍不嫌多的那种。
此前，放大灯已经在《光伏也不难，一篇全看完》一文中详细介绍过光伏产业。本文将聚焦风电的基产业链概况、技术路线以及未来发展趋势，为读者解读新能源领域中的另一位明星选手。
所以，太阳都晒了，不来吹吹风吗？
一、产业链：聚焦整机
总体来看，风电行业不算特别复杂，它依照上下游关系可分为三个环节：
上游零部件制造：主要包括叶片、铸件、轴承、齿轮箱等产品，负责为中游的整机环节制造各类零部件。由于不同零部件之间的差异比较大，行业分化程度高；
中游整机制造：该环节主要负责将上游零部件组装为风电机组，是风电产业最重要的一环，也是本文的核心关注点；
下游运营商：即风电场的管理与经营者，也包括投资方与电厂施工方，本文不会过多涉及这一环节。
整机是风电产业最核心的一环。从成本构成看，即使是海上风电项目，风机投入在电场总成本中的占比也要达到40%以上，而陆风项目则在60%左右，在施工成本较低的年份甚至可达70%水平（下文对此有详述）。从产出端看，风机性能直接决定了风电场最终的发电能力，是影响经济效益的核心因素。
整体上，风机制造是一个受上游原材料价格支配的行业，原材料在总成本中占据绝对主导地位，例如三一重能风机的原材料支出可达80%以上。这导致整个行业受大宗价格波动影响非常明显，观察行业整体盈利能力的难度不大，例如近两年受上游材料价格普涨影响，整个风电中上游的盈利均有明显承压。
不同技术路线的风机结构差异比较大，导致各企业的风机成本构成存在较大差异，例如齿轮箱是一个在部分技术路线中成本占比较高，但有些技术路线完全没有的零部件。总体上，风电机组的主要零部件包含叶片、轴承、齿轮箱、发电机等，还包括整机装配环节的风机塔筒、电缆等。
叶片
叶片是风力发电机组的关键部件，风电基本原理决定了叶片的设计、材料和工艺直接影响发电装置的性能和功率。一般来说，叶片是风电整机成本中占比最高的零部件，通常在20%以上。
从风电叶片结构来看，主要由增强材料（梁）、夹芯材料、基体材料、表面涂料及不同部分之间的结构胶组成[2]。
叶片的80%成本来自于原材料，而60%的原材料成本来自于纤维材料：增强纤维（玻璃纤维）与基体树脂。同时由于近年的叶片大型化趋势明显，为了生产更大叶片，纤维材料的选择有向碳纤维这类新型强度材料转型的趋势。
大型叶片技术难度较高，存在技术门槛，龙头企业的技术优势起到了重要作用，国内叶片行业在向头部加速集中。2020年，风电叶片行业CR5市占率已达68%以上[3]，且伴随着大型化趋势的深入，行业落后产能将面临加速出清，行业集中度还可能会进一步提升。
CR：Concentration Ratio，行业集中度，CR5即是指某行业排名前5家企业的市占率之和。
轴承
轴承作为风电整机的核心零部件之一，有着比较高的技术壁垒，是国产化程度最低的风机结构件。当前国产高端轴承的精度保持性、性能稳定性、尤其是寿命和可靠性与国际先进水平存在一定差距。
风电轴承主要分为两大类，即变桨偏航轴承和传动系统轴承（主轴、增速器及电机轴承）。其中变桨偏航轴承主要用于调整风机朝向及叶片桨距角，保证风机垂直迎风、输出功率稳定在安全高效的范围内，目前该类轴承的国产化率比较高。
风机的主轴轴承主要用于支撑风机主轴，用于连接轮毂和齿轮箱，将叶片产生的动能传递给齿轮箱。这一部件直接承受整台风机的震动，对产品性能要求十分严格，加工难度大，技术壁垒很高，整个市场基本被海外企业垄断，本土企业市占率很低。
铸件
铸件主要用于风机轮毂制造，是比较典型的劳动与能源密集型产业，生产自动化程度较低，产能受工具模组、人员熟练度、环评等因素影响较大，扩产周期长。铸件行业的整体格局比较稳定，全球80%以上产能集中在中国，且头部企业市占率很高，CR5在2019年达到了64%水平 [8]。随着近年国内制造业对能耗与环评的持续收紧，以及原材料价格飞涨等原因，中小企业的产能被逐渐淘汰，未来行业集中度有望进一步上升。
塔筒
风机塔筒是风力发电机的支撑结构，同时吸收机组震动，负责机组和基础环（或桩基、导管架）间的连接构建，支撑上部数百吨重的风电机组重量，也是实现风电机组维护、输变电等功能所需重要部件。其内部有爬梯、电缆梯、平台等内部结构，以供风电机组的运营及维护使用。
塔筒的生产工艺简单，准入门槛很低，产能充分，行业集中度不高。塔筒的体积极为巨大，运输成本非常高，为了降低运输成本，在电场建设过程中往往选择地理位置上更近的制造商，这还为塔筒带来了地域属性，进一步分散了市场。
二、整机业态：加速、集中
需要注意，本段存在一定的数据不一致现象，这主要与不同机构的统计口径差异有关，并非数据错误。
根据彭博社公布的市场数据，2020年，在中美两国爆发式增长的装机需求的推动下，全球风电新增装机容量为96.3GW，相较于2019年增长59%。通用电气与金风科技凭借本土市场强劲需求超过了位居第三的维斯塔斯，三家制造商的装机容量均超过12GW，第四位远景能源以超过10GW的装机容量紧随其后。在前十大整机制造商中，中国企业占有其中的七个名额，分别是金风科技（第二）、远景能源（第四）、明阳智能（第六）、上海电气（第七）、运达股份（第八）、中车风电（第九）、三一重能（第十） [4]。
风电市场一个比较有趣的现象是，国内与海外形成了一定隔离。
根据中国可再生能源学会风能专业委员会正式发布《2020年中国风电吊装容量统计简报》，2020年我国新增装机20401台，容量5443万千瓦，同比增长105.1% [5]。
注：该处装机量是指吊装容量，指统计期内风电机组制造企业发货到风电场现场，施工单位完成风电机组所有部件吊装完毕，且完成安装验收或静态调试后的装机容量，和国家能源局的统计口径有所区别。
然而一个如此繁荣的市场，却和海外企业关系很小：排名最高的Vestas在国内风机市场的装机容量占比也仅有2.1%，位列第十一，这还是在一定程度上受益于需求过于旺盛导致了缺口，分散了市场集中度[5]。
相应的，海外市场也并未对国内企业打开。2020年，国内出口风机容量合计1188兆瓦，仅占海外装机总量的约2~3%左右，同样没有展示出特别强的竞争力。
国内的风电整机行业集中度很高，头部企业资金、技术积累、产业链完整度都更为领先，在市场竞争中有着明显优势，龙头地位十分稳固。金风科技、远景能源以及明阳智能三家风机制造商自2016年起就一直把持着行业前三的位置。
从发展趋势看，国内风电整机制造企业历年新增装机市占率持续向头部集中。2016~2019年期间，CR5从60%提升至73%，CR10由84%提升至92%。在2020年受抢装现象影响，下游需求巨量增加导致产能大量释放，非龙头企业获得了更多订单在一定程度上稀释了行业集中度，但其影响在2021年已经逐渐消退，行业集中度在年内重新回升 [6]。
风电行业在2020年的抢装潮与巨量需求释放，基本是国家补贴取消引起的。2019年5月21日，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知（发改价格〔2019〕882 号）》，明确规定2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。受此影响，大量获批风电项目加速建设，为在2021年前并网而掀起了前文所说的“抢装潮”。不过在进入“无补贴”时代后，再有此种规模的抢装潮可能性已经不大，整机需求将会趋于平稳。
目前风电最大的优点，是整个行业在双碳目标的支撑下，有着极强的确定性。
根据国家能源局发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》中明确指出，至2030年风电光伏装机总容量将达到12亿千瓦以上（约合 1200GW）。截至2020年底，全口径风光发电设备容量则为6.3亿千瓦 [1]，在风光装机量基本平齐的情况下，这一目标意味着2022~2030年期间，需要至少新增约3亿千瓦风电，年均装机量至少要超过30吉瓦。对风电而言，在政策变化不大的情况下，至少到2030年，行业增量都是有保障的。
同时，2020年10月北京风能大会中，400余家风能企业联合发布《北京风能宣言》，保证“十四五”期间年均保证风电新增装机50GW以上，2025年后年均新增风电装机60GW以上，至 2030年装机总量达到800GW。这是风电行业未来增量的又一重保障——至少账面的需求有了。
三、四大技术路线：转向在即
相较于光伏，风电的发电原理比较简单，不同技术路线的差异主要集中在核心传动链的设计上，但除此之外的其他部分差异并不大，也不存在光伏的硅-非硅路线这种根本性差异。
从结构上看，风电机组可分为高速传动、中速传动（或称半直驱）和直驱三大类，其中高速传动路线又可分为双馈异步和鼠笼异步两种主要形态。从结构复杂程度上看，可大致认为直驱永磁＜半直驱永磁＜高速鼠笼异步＜双馈异步。
双馈机组
双馈机组的叶轮通过增速齿轮箱与双馈异步发电机转子相连，转子的励磁绕组通过变流器连接电网，定子绕组直接联网。
机组可以在不同的转速下实现恒频发电，调速范围较宽、有功和无功功率可独立调节，具有转速高、转矩小，尺寸较小、重量小，成本低等优点，通常适用于小型电机；但由于其结构十分复杂，故障率偏高，且高转速（1500转/分钟）导致维护成本也比较高。
励磁：即向发电机或者同步电动机定子（电动机静止不动的部分，主要作用是产生旋转磁场）提供定子电源，为发电机提供工作磁场的机器。
同步电动机（synchronous motor）：由直流供电的励磁磁场与电枢的旋转磁场相互作用而产生转矩，以同步转速旋转的交流电动机。
转子：通俗的说就是电机中旋转的部分，主要作用是在旋转磁场中被磁力线切割进而产生（输出）电流。
直驱永磁机组
永磁直驱机组的叶轮与发电机直接相连，省去了增速齿轮箱，转子为永磁体励磁，无需外部提供励磁电源，同时也减少了励磁损耗。永磁直驱机组的发电机通过全功率变流器并网，具有效率高、噪音低、低电压穿越能力强等优点；不过此类机组的最显著问题是体积及重量较大，生产耗费原材料多，吊装难度高。
半直驱机组
半直驱机组的叶轮通过中速齿轮箱与永磁同步发电机转子连接，发电机的定子绕组通过全功率变流器连网。与直驱相比，半直驱增加了中速齿轮箱，发电机转子转速比直驱高，有利于减小发电机的体积和质量，同时保留了直驱式容量大、低电压穿越能力较强等优点。与双馈和直驱相比，半直驱是折中方案，齿轮箱制造难度较双馈低，发电机制造难度比直驱低，是目前综合经济性最优的技术路线。
高速鼠笼异步：
鼠笼异步是一种不太常见的技术路线。与双馈异步相比，鼠笼异步的主要区别在于发电机转子为封闭式笼型结构，结构比较简单。笼型异步发电机没有专门的励磁结构，通过定子侧变换器为其提供励磁，实现变速恒频控制。笼型异步风力发电系统具有可靠性较高、调速范围宽等优点。
市占率方面，从往年数据看，2018年，全球采用半直驱传动的风机占比3.7%，传统的高速齿轮箱传动占比69.7%，直驱占比26.6%[7]。但近年在风机大型化与海风崛起的双重推动下，针对技术路线的选择正在发生一些变化。
尽管双馈是最多企业采用的一条技术路线，但其单机容量小的设计并不契合当下风机大型化的主流趋势，且故障率以及维护成本也比较高，不符合海上风电的需求，该路线在未来的发展前景一般。
直驱式的问题则在于，尽管其发电能力强，但机组成本偏高且降本难度很大。同时机组的大体积也给运输和吊装带来了一定影响，这一缺陷在单机容量越来越大的当下还会被放大。
此前相对罕见的半直驱则是当下趋势最大的受益者。由于半直驱兼具了直驱与双馈两方的优点，在成本优化与容量大型化上都有着不错表现，且其故障率低、维护少的特点，也比较适合海上风场。目前许多国内企业，如运达股份、金风科技等都开始采用半直驱设计，而出货排名第三的明阳智能更是全面转型半直驱，可以说该路线前景十分乐观。
四、不可阻挡的趋势：大型化
我们在上文曾多次提及一个概念：风机大型化。这是现阶段风电最重要的行业趋势，即单机发电功率的持续提升。
全球范围内，全球风能理事会（Global Wind Energy Council，GWEC）给出数据显示，2019年风电全球新增装机的平均单机容量超过2.75MW，较2009年增长1.16MW，主流单机容量从早先的1.5~2.5MW向3.0MW以上型号过渡[8]。
这种趋势在国内风电领域也极为明显。根据风能专委会（CWEA）数据显示，2017年，过呢新增风机的平均功率首次超过2.0MW，而2020年的新增风机平均单机容量，增长显著[5]。
从具体机型看，2020年，国内新增风电机组汇总，2.0MW（不含）以下的小功率机组的市场容量占比仅剩1%；2.0MW（含）至2.9MW的新增机组占比则为61.1%，仍是绝对主流，但相较于2019年有11%的大幅下滑；3.0至5.0MW的机组新增占比则达到了34%，其中值得一提的是，5.0MW以上的大功率机组占比，从2019年的3.0%，增长至了3.9% [5] 。
从采购数据看，十四五期间的机组大型化趋势不会放缓，反而在“双碳目标”的启动之下，将呈现更为跳跃式的进步。2020年，央企风电机组招标的约23GW项目中，平均单机功率已经达到3.2MW，其中3.0MW及以上功率机型占比已经超过70% [7]。2021年的部分招标数据显示，国家电投2021年度第十二批集中招标采购的风电机组约2.4GW，其中单机容量4MW以上的容量占比达 63% [9]。
大型化趋势同样存在于全球范围。从2015年到2020年，美国陆上风机单机容量提升37%，德国提升25%。可以看到相较于发达国家，国内风电的增大甚至是相对较慢的。
特别值得一提的是，目前平均单机容量的提升，并不能十分全面的反映持续加速的大型化趋势。这主要是由于，2020年大批抢装上马的陆风项目主要是2018年及以前核准的，所选择的风机是较为老旧的型号，近三年加速推出的具备量产能力的大功率产品并未大规模吊装。这意味着在未来几年，随着采购新型产品的项目陆续上马，新增平均容量很可能将加速增长。
大型化风电机组，究竟带来了怎样的改变？最核心的仍是降本增效。
首先最为显著的，大型机组可以摊薄风机的制造成本。受发电的基本原理影响，风机部件的材料用量不随功率增长而线性放大。以运达股份的两款风机为例，大风机的额定功率较小风机有80%的增长，但零部件的质量增长并没有如此之高[9]。这意味着单机容量的提升，单W零部件的材料用量有所下降，进而摊薄了单W成本。
更进一步，大型化机组还可降低电场的其他成本。除了风机，包括土地成本、安装费用以及建设费用等，也是电厂成本的重要组成部分。在同等装机规模下，显然大容量机组所需的风机总量更少，对应的运维费用、占地面积、输电线路、施工费用、设计费用以及电厂基础设施建设费用等静态投资成本可显著降低，进而带动度电成本（LCOE，Levelized Cost Of Energy）下降。一些往期统计数据显示，2.0MW机组的风电场LCOE约为0.35元/kWh，而4.5MW机组的风电场LCOE可达到0.30元/kWh水平，降幅可达13.6%，对平价上网有很大帮助[8]。
除了制造与建设环节外，大型风机相较于小型设备，利用小时数也比较高。由于更大的叶轮直径有着更大的扫风面积，对最低风速的需求比较低，且塔架高度也比较高，更易获取较为优质的风能资源，使得大型风电机组的运行小时数较小型机组有着明显优势，有效发电量也更高。这亦是摊薄整机发电成本的一种路径。
风电大型化得以实现的基础之一，是行业零部件制造能力的提升。
从基本原理看，叶轮接受风能的多少，与叶轮的扫风面积成正比，与风速的立方成正比，这意味着在相同的风速条件下，更大的叶片意味着更大直径的叶轮，更大直径的叶轮即可获得更多的风能，更多的风能既代表着更大的单机容量。
换言之，风机大型化的核心就是叶片的大型化。
在2008年时，国内风电机组的叶轮直径平均值仅有65米，而在2021年的风电项目中，160米及以上尺寸的叶轮直径已成主流，更有项目已采用170米以上直径的设计（华润广东清远佛冈高山49.9MW风电项目，华润广西贺州平桂大平80MW风电项目 ）[9]。
不过大尺寸叶片对制造商也提出了更高的要求：需要轻型化设计抵消大型化后的重量增加；大叶片对模具、成型工艺与生产场地的要求也比较复杂；目前风电行业正处于快速迭代时期，需要企业具有更强的研发能力才能满足不断变化的下游需求。
同时，更大的叶轮也意味着传统装置，包括轴承、齿轮箱以及发电机等在内的核心零部件需要同步升级，对应的制造难度也有所上升，其他一些原本对技术要求不高，相对劳动密集型的零部件也开始需求更先进的生产工艺。
以塔筒为例，大容量机组需求更高的塔筒高度，对载荷强度要求也同步提升，部分塔筒已经需要使用模块化的分瓣、分段式设计，安装工艺也更为复杂。即使是铸件这样典型的劳动密集型行业，也对产能与产品质量有了更高的要求，企业是否具有先进的生产管理经验，以及现有生产线的改进能力变得至关重要。
在机组大型化驱动供应链升级，提高零部件技术壁垒的大背景之下，中小企业相对落后的产能被淘汰，头部企业凭借自身的技术优势、产能优势以及客户积累，在风电产业的升级过程中启动更快，扩产进度同样领先，整个风电行业有进一步向头部集中的趋势。可以说，头部企业是风电大型化趋势下最大的受益者。
另一方面，行业去补贴也推动了技术加速迭代。在如今明确双碳目标后，国内企业对清洁能源的需求快速上升，但与此同时，发改委还明确了风电去补贴的最终时间。在此消彼长之下，设备制造商被迫加快技术革新的速度，以单机容量的大型化应对去补贴带来的压力，以此避免因电价过高导致风电竞争力不足。同时，近年光伏产业的发展同样极为迅速，光电价格下降明显，也给风电带来了技术革新压力。
从全球范围看，目前国内的风机大型化较海外还有一定差距，但伴随着本土整机厂的自主研发与生产能力逐步提升，产业正在加速追赶。国内风电的单机容量长期以来均低于欧美发达国家，目前已吊装的最大容量机型为5.5兆瓦（东方风电的DEW-D5.5S-172型永磁直驱陆上风电机组），而发达国家风电机型则已主要集中在6兆瓦到8兆瓦之间。国内海上目前主力交付机型为5MW，2020年招标机型则以6MW为主[10]。
海外进度最快的公司，在大兆瓦领域已实现14MW容量且量产在即，Vestas的15MW型号预计将在2022年安装样机，并于2024年实现量产；国内领先量产进度为10MW，领先研发进度则已经步入12MW以上领域。特别值得一体的是，明阳智能在2021年8月宣布其研发的一款16MW的的海上风机已获设计认证，并计划于2023年上半年样机安装，2024年上半年实现商业化量产。若该机型能够顺利落地，意味着国产风机将实现对海外企业的反超[11][12]。
五、下一站：海上风电？
随着碳中和目标而爆发的不只有大多数人熟悉，或者至少见过的陆上风电，同样也有不那么出名的海上风电。
相较于陆风，海上可利用的风能资源更为丰富。海风机组的利用小时数很高，即使是较差的资源区也可实现2500小时以上的小时数，优质地区甚至可以达到4000小时，远超陆风平均水平。同时，海上风电场天然更为靠近沿海的电力负荷区，消纳条件好。
从整体业态上看，海上风电领域由于较高的技术门槛，掌握更先进技术的龙头企业优势会被放大，整个行业呈现“一超多强”的高度集中态势。
2020年，海风的新增装机量CR7直逼97%，西门子歌美飒一家企业占据43.7%的份额，远超其他一切竞争对手；Vestas以13.8%的装机量位居第二梯队首位，紧随其后的则是四家国内海风整机厂商：上海电气、远景能源、金风科技、明阳智能，占全球新增装机容量的比例分别为9.7%、9.0%、7.9%和7.4%[12]。
不过尽管口号喊得很响，但海上风电的发展也只是刚刚起步。
据统计，2020年的全球海风新增装机仅有6.1GW，恰好只是96.3GW的总新增装机量的零头儿[4]。虽说在2010~2020年期间的CARG有21.1%，远超行业整体5%的增速，可这也仅仅是因为基础很低而已。
国内方面也基本保持着同样的态势。根据国家能源局数据，2020年的海上风电新增装机达到3.06GW——占全球新增海上装机的一半以上，可相较于陆风68.61GW的数据仍然不高[12]。
为什么呢？因为贵。
根据国际可再生能源际署（International Renewable Energy Agency，IRENA）发布的报告显示，在2020年，海上风电（Offshore）的度电成本高达0.084美元/千瓦时，比光伏的0.057美元/千瓦时的电价高得多，和陆上风电（Onshore）的0.039美元/千瓦时的全领域最低价格更是无法相提并论[13]。
从下降趋势看，过去十年间，光伏/光热/陆风/海风的度电成本降幅分别为82%/47%/39%/29%，海上风电降本之路的表现还是垫底[13]。
昂贵电价的背后，是海上风电场长期存在的如施工难度大，技术门槛高，前期投资巨大的特点。
现阶段，一个标准的海风电厂建设成本在15000~17000元/KW，陆风电厂建设成本在5000~7000元/KW，差距可达2-3倍。一个海风电厂的投资回收周期可能长达十年，对开发商的资金、债务融资能力和融资成本均有不低的要求。这导致海风电价长期维持在相当高的水平，在补贴退坡的情况下竞争力不强。
从成本构成，由于涉及海洋工程，导致海风的成本构成与陆风存在显著差异，且受水文环境（水深、风、浪、流等）和工程地质条件等因素影响，不同沿海地区也存在区别。以广东为例，风机成本为43%，塔筒及输电设备占22%，制造施工成本（包括桩基在内）占35%[10]。
反观陆风电厂，以一个典型的50MW项目为例，风电机组占比60%，塔筒及其他电力设备占比15%，其他包括土地成本、施工等一系列其他费用的合计占比也并不高[14]。
除了桩基这一海洋工程特有的成本，以及施工难度带来的昂贵工程开销外，海上风电与陆风最明显的差距，是在负责电力传输的线缆上。
海缆是海风电力传输的必备产品，但相较于普通的陆上线缆，海缆市场的准入门槛非常之高，其他企业想要进入非常困难。首先是由于海底复杂的环境以及海水的腐蚀性，导致海缆的生产工艺比较复杂，对企业的生产技术有着相当高的要求。同时出于产业链一体化考虑，海缆企业通常要求具有施工能力，需要配备相应的铺缆船，这进一步加大了本就不低的资金投入。又由于海缆通常生产后直接绕于铺缆船上，使得工厂选址也十分严格，必须紧邻江河大海。
不过较高的行业门槛，也为海缆带来了十分丰厚的利润空间。相较于普通的陆缆，海缆毛利率可以实现30%以上水平，行业龙头中天科技的海洋系列产品毛利率甚至突破了40%水平，是路上同类产品的2至3倍。
目前，国内从事海缆生产的企业并不多。中天科技、东方电缆、亨通光电为三家龙头企业。根据2017~2019年的中标情况，三家企业基本实现了对国内海缆的垄断，市占率达到98%水平，其中中天科技自2009年以来长期位居国内海缆市场第一 [12]。
海上风电的降本之路比较清晰，首当其冲就是机组的大型化——根据CWEA给出数据，历年的新增海风机组的平均单机容量皆显著高于陆风数据，我们甚至可以说，海上风电产业链的快速发展，在一定程度上反过来促进了陆风机组的大型化进程[5]。
我们已在上文详述了为何大型化是风电降本最为行之有效的路线，这一点在海上风电领域并不会有任何改变。且由于海风更加高昂的建设费用，大型机组对风机以外支出的降本能力还可以被放大。
除了机组大型化之外，针对海风建设的其他环节，也有多维度的举措可以实现综合降本。不过这些举措往往需要横跨多个领域，是从设计到最终安装的综合性举措，本文不再赘述，仅列出以供参考 [15]。
宏观方面，2020 年初《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确提出，2022年起中央不再对新建海上风电项目进行补贴，但鼓励地方继续补贴建设海上风电。受此影响，风电在2021年同样迎来了一波抢装潮：2021年1-9月，国内的海风新增装机3.8吉瓦，已经大幅超越2020年全年数据，仅在Q3单季就实现了1.67吉瓦的新增，且在四季度的并网进度大概率会进一步加速[16][17]。
不过问题在于，目前海风的价格确实不具备特别强的竞争力，在失去国补后这一缺陷将会更加凸显。而指望地方将财政从更为成熟的陆风、光伏转移至海风项目也不太现实，至少目前推出相关补贴政策的省份力度并不强。只能说海风的平价上网路，还需要时间。
六、永远的难题：不稳定
遗憾的是，近年风电在诸多方面有了长足进步，但其根本性的发电能力不可控却丝毫没有改善，看天吃饭仍是风电以及它的好朋友光伏永远绕不开的困境。
尽管近年风电设备的弃风问题已经大幅改善，弃风率下降明显，然而此前9月底的全国性能源危机，特别是东北地区的大规模限电，将对新能源发电系统稳定性的质疑重新带回了大众视野。
当然，本次东北地区的能源危机其背后的因素比较复杂，但基本确定的是，诱因之一正是风电输出骤降。
公开信息显示，东北三省风电总装机达到约3500万千瓦，但在限电期间，风电出力远不足装机容量的10%。尽管这只是一次地理性因素引起的偶发事件，但之所以会对电力系统造成巨大影响在于，东北地区风力发电占比高，达到了18%，显著高于全国平均水平[18]。这导致在风电出力下降的情况下，电网受到冲击被放大。
而这种因气象因素导致的能源危机，也不是我国独有。
在2021年年初，美国得州也遭受了一轮极为严重的电荒，极寒天气导致其能源结构中极为重要的风光发电量从42%骤降到8%，约4000万千瓦机组停摆，停电与电价飞涨同样异常突出[19]。
除此之外，根据国家能源局统计数据，截至2020年底，全国并网风电装机2.81亿千瓦，在全国全口径发电装机容量中的占比分别为12.79%；并网风电发电量为4665亿千瓦时，占全国全口径发电量的6.12%，不足装机量的一半。
我们能够明显看到，风力发电的装机量不匹配其发电量，当然，这与大量风电项目为享受政策补贴而在下半年集中上马，真正投产时长有限有关，但也反映出了设备利用率不高的问题。
这种现象背后，正是新能源内在的不可控性，且这种缺陷直接来自环境本身。风光资源本身是极不稳定的，其天然的波动幅度就很大，现有的技术手段也不能人为干预，从根源上解决这些问题的可能性很小。
这种内生性的缺陷反应在发电能力上，除了输出的波动性外，也直接体现在设备的利用小时数。
统计数据显示，尽管近年的风力发电设备利用小时数较此前有一定提升，基本站稳了2000小时以上（光伏数据更差），但总体的提升幅度并不大且与传统的火电、水电相去甚远，更无法与核电超过7000小时的利用数相提并论[20]。
可以预见，伴随着新能源系统在全球电力占比的持续上升，气候异常导致的发电能力下降很可能成为全球性的长期挑战。
目前针对这一问题，行业内有着诸多解决方案，但落地可能性比较高，规模化前景好的路线可大致分为三类（这同样牵扯数个较为复杂且广泛的话题，本文仅做简述，不再进一步展开）。
一是在电厂的建设阶段，就采取复合型设计，将传统火电或是光热等新型发电系统与风光发电系统集成。这种更加多元化的电站设计提供更为稳定的发电能力，在单一系统发电能力不足时，可借由其他设备补足缺口，即使罕见的风光资源全部不足，也可提高火力发电输出，避免大量设备同时陷入停摆的状况。
其次，为新能源电站配备储能系统是关键方向。目前我国的储能系统仍以抽水储能为主，受环境因素制约严重，引入其他路线的储能技术——如氢储能、大型锂电池储能、压缩空气储能等——并实现规模化，可大幅提高发电系统削峰填谷的能力，降低发电能力波动性等问题对电网的压力。
最后，引入更为智能的电力管理系统也是目前受到重视的方向。通过更为先进科学的整体管理，可更加有效的平衡上游发电端与下游消纳端，使得整个电力系统更加灵活，更好的适应持续提高的新能源绿电占比。
（本文观点仅供参考，不构成投资建议。）
References：
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[17] 全国新能源消纳监测预警中心：权威数据 | 2021年前三季度各省新能源装机、发电量、消纳情况一览，北极星风力发电网 2021.11.01
https://news.bjx.com.cn/html/20211101/1185047.shtml
[18] 财经十一人：三重因素导致东北居民停电，各级政府表态全力保民生 2021.09.27
https://mp.weixin.qq.com/s/l20vu89goMY67MPVxQCDxg
[19] 木头观察：世界多起电力危机，都由新能源引发，腾讯新闻 2021.02.25
https://new.qq.com/rain/a/20210225a0291000
[20] 能源研究俱乐部：年度重磅 | 中国能源大数据报告（2021）——电力篇 2021.06.16
https://mp.weixin.qq.com/s/WtI29qxR86iCiCkn5baATg
本文来自微信公众号：放大灯（ID：guokr233），作者：陈闷雷