1、十四五全國及各省風電規劃情況?

整個十四五期間，全國各省風電規劃情況如下：內蒙古風電裝機最多，在51GW左右;浙江大概有4.5GW;黑龍江大概有10GW左右;甘肅有25GW左右;山東大概有7-8GW;天津大概有1GW多一點;寧夏大概有4-5GW;江蘇大概有11GW左右;云南大概有15-20GW;河北大概有21-22GW;河南大概有10GW多一點;吉林大概有16GW左右;四川大概有10GW左右;湖北大概有6-7GW;西藏可能暫時沒有多少;海南大概有5GW左右;江西大概有2-3GW;廣東大概有20GW左右;青海大概8-10GW;重慶大概有1GW多一點;貴州大概有5GW左右;北京大概有0.2GW左右;湖南大概有6-7GW。

2、22年預計國內新增陸風海風裝機規模多少?

整體來說，海風在十四五期間規劃總裝機大概55GW左右，陸風大概年平均裝機45-50GW左右。22年預計國內新增陸風裝機量大概在45-50GW左右，海風相對比較少，大概有5-6GW左右裝機量。

3、從更長的時間維度看，陸風和海風的增長空間和態勢如何?

陸風可開發容量大概在500-600GW左右，包括新開發陸風、舊風改造、風葉下鄉以及戈壁灘陸風等，而海風可開發容量將超過1000GW，陸風可開發總容量要比海風可開發總容量少很多。十三五底，海風裝機在整個風電裝機中占比大概為13%-15%的水平，預計往后海風裝機會越來越多，每年新增裝機可能會達到15-20GW。在2030年之前，陸風依然是主力，預計年均新增裝機45-50GW。

4、目前風電的消納情況如何?各地區的棄風率如何?呈現什么樣的趨勢?

目前風電消納情況相比前幾年整體有所好轉，風電消納主要與兩方面有關：一是電網側改革，二是供電側改革。電網基本上往智能化圍網改變，供電側將增加風電儲能，避免需要電的時候無電可用，不需要電的時候棄風現象。因為風光發電不如火力發電那樣穩定，會受季節和天氣影響。增加存儲設備后，既可調節上網時間，又可調節火電發電周期。

以前甘肅棄風限電最為嚴重，近幾年甘肅棄風限電降到了10%以內。沿海發達地區棄風限電情況相對較好，棄風率基本都很低。棄風限電最明顯地區還是三北地區，這些地區經濟發展慢，以前特高壓電沒有足量上網，棄風率相對較高。近幾年，特高壓電遠程調節輸出明顯好轉，棄風率每年降低大概2%-3%，最高降低20%以上。

5、今年上半年風電裝機情況如何?

今年1-5月份風電裝機量非常少，主要有兩方面影響：一是受季節因素影響，二是受疫情影響。季節影響方面，我國北方地區1-5月仍處于天寒地凍狀態，凍土導致風電裝機寸步難行，每年1-5月風電裝機都非常少。往年南方風電施工基本上占全國風電總施工20%左右。今年受疫情影響，南方風電施工占比會有所降低。上海地區和華東地區疫情影響較為明顯，風電裝機量有一定負面影響。西安、河南和吉林等地年初也受到疫情影響，影響量大概在10%-15%。今年上半年風電裝機整體偏弱，但下半年整體裝機量會增加許多，全年陸風電裝機量依然朝著至少55GW發展。整個市場需求沒有太大問題，去年招標量基本上都有60GW往上，今年截止目前招標量大概有43-44GW左右。

6、關于新能源欠補問題，今年已經發放的兩批補貼主要是給哪些企業?補貼款是否已收到?行業剩余的未發補貼預計什么時候能發放?

今年已發放的兩批新能源補貼主要給了央企。陸風補貼之前欠一部分，這兩批補貼更多給了陸風，海風補貼和陸風補貼目前都欠一部分。預計在之后的2-3年時間里，補貼會發放到位，補貼填補最遲完成時間在十四五末期。今年補貼填補會減緩，主要是疫情對整體國家財政經濟帶來一定負面影響，國家財政政策會更加偏向于刺激消費和購置稅等恢復經濟活力方面，新能源補貼填補因此會有所放緩。

7、目前風電行業招標情況如何?今年及分季度陸風海風招標規模多少?有什么趨勢?

目前，陸風招標大概在37GW左右，海風招標大概在7GW左右。預計今年海風總招標量大概在20GW左右，陸風招標量大概在60GW左右。

8、風電產業鏈上中下游分別的競爭格局和競爭態勢如何?各企業如何構建自己的行業壁壘?(上游零部件、中游整機、下游電廠運營商)

上游零部件，目前國產化零部件處于充分競爭的紅海狀態。國產化率不高的零部件(如：主軸、軸承等)，競爭相對不算激烈，相應生產廠家利潤會好一些，但慢慢競爭態勢也會加劇。其他小品類零部(如：提升機)，這類企業也會相對比較有競爭優勢，因為企業基本處于領跑地位。但鑄件、葉片以及低端結構件自動器等部件競爭比較充分，相應廠家毛利率在不斷下降。

中游整機，競爭也比較激烈，目前有十幾家企業競爭。中標過程中，價格依然是大比例考量因素。整個行業中，目前有幾家相對運營健康的大企業，如：金風科技、明陽智能。遠景能源未上市，財務狀況尚不明確，其他一些企業目前盈利能力并不是很好。除非企業有知識、風場開發、材料以及跨業務比較全，包括投資運營或者像發電廠一樣進行投資，這樣企業盈利才會相對較好。

下游電廠運營商，平價之后，盈利能力最好的企業，如：三峽能源，它的毛利率超過40%。國家電投盈利也算比較好，但往往集中于火電業務的運營商虧損嚴重。總之，新能源業務占比較高的電廠運營商，盈利能力會更強。

9、怎么看待風電下鄉?以及開發中可能遇到的瓶頸?

長期來看，風電下鄉的年裝機量會比較有限。風電下鄉至少得有100GW以上的裝機量，但并非每個農村或每個縣都能達到這個地步。未來電改政策可能會促進風光能源在農村、鄉鎮、碳中和工業園及碳中和農村加速建設。但這并非單個設備的影響，而是整個電力體系的改變。

風電下鄉瓶頸主要體現在兩個方面，一是，風電下鄉主要集中的三北地區用電量上不去。二是，南方風電裝機占地面積較大、占地費用貴，并且風資源并不是很好。

10、目前陸風和海風的單GW總成本在多少億?

在陜北平原地區大一些的項目，陸風開發成本大概在4000-5000元/kw，即40-50億/GW。海風項目開發成本相對會翻倍，在山東以北地區，海風開發成本大概在1.1-1.2萬/kw。福建和廣東風電開發成本要高一些，大概在1.3-1.4萬/kw。

11、目前陸風和海風項目分別的詳細成本拆分?比如風機、塔筒、海纜、安裝成本占比等。

北方地區陸風風機成本大概占45%-50%，南方偏山區陸風風機成本大概占40%-45%，因為運輸成本和施工變壓站等成本要高，整體相對成本更高，風機成本占比相對較低。塔筒成本占建設成本大概5%-6%水平，如果每千瓦建設成本是4000-5000元，塔筒成本大概在400-500元左右。海纜成本和風機到海岸線的距離有關，大部分海纜按照30-40公里計算，海纜成本大概占開發成本5%左右，距離遠一些的占6%-7%左右。陸上安裝成本大概占總成本11%-12%左右，海上安裝成本大概能占20%左右，相對較高。

12、近年來，陸風和海風的成本變化情況?未來趨勢如何?(設備成本、施工成本等)

近些年陸風成本變化相對較大。平價之前，風機成本可能在2500-2600元左右。平價之后，一個機組大型化成本大概在1500元左右。施工成本中，吊裝費等成本降了30%-40%左右，吊裝打樁成本基本腰斬。

13、近期大宗商品價格有所回落，原材料價格對項目成本及收益率的影響?

近期原材料價格確實稍有回落，但相比于前年，原材料成本依然處于高位。今年所施工項目基本上都是去年招標完成的項目，新招標項目并不多。企業在購買原材料產品時，與上游廠家談判可能會稍降成本，但降幅不會很明顯。因為上游零部件企業大部分盈利能力并不是很好。如果原材料成本上漲時，中下游企業使勁壓價，上游企業會很難經營下去。

14、陸風風機和海風風機有哪些區別?價格差異這么大的原因是什么?

陸上風機和海上風機區別主要體現在四個方面：一是使用壽命;二是建設可靠性;三是設備防腐等級;四是防雷預警裝置和阻尼器要求。首先，陸上風機壽命大概20年，海上風機壽命大概25年，海上風機壽命相對更長。其次，海上風機建設可靠性要求比陸上風機更高，因為海上風機一旦發生故障，維護成本會很高，所以它的建設可靠性要求會更高，以最大程度降低故障可能性。此外，海上風機設備防腐等級要求要更高，噴涂和防腐材料要求比較高。海上風機的塔筒機艙部分除濕要求也比較高，否則內部腐蝕影響會比較大。最后，海上風機遭遇雷暴天氣比較多，相應的防雷預警裝置設備會比陸上風機裝配要多。海上風機的阻尼器也會相對比較大，以起到減震和抗擊載荷沖擊作用。

15、目前國內能生產的最大的風機有多大?大型化發展的極限是多少?

目前國內開發的最大風機在16MW左右。東方電氣、遠景能源、金風科技和上海電氣等企業可能開發了14MW的風機，海上風機大概在15-16MW左右。大型化的極限基本上。目前陸上風機大型化極限大概是8MW以上，主要是運輸方面受限比較大，分段葉片目前也不算成功。海上風機大型化極限大概在20MW以上，海上風機只有做大，整個收益率才會比較理想。

16、除了大型化以外，風電設備未來還有哪些發展趨勢?

往半直驅發展，成本相對較低，可靠性向直驅方面發展，海上風電逐漸降低雙饋比例。風機越大，軸承傾向于半直驅，不用直驅那么大。風機大型化之后，葉片可能會使用大量輕質高強的碳纖維。為成本控制，風電葉片可能會推出不飽和聚酯以及聚氨酯等新材料，以代替環氧樹脂類材料。此外，海上風電并網可能由交流漸漸變成直流。大型化帶來的技術發展還包括很多方面，例如：海纜技術需要更加進步，海纜逐漸變細，內高壓性能加強，電流功率逐步增大，有效減少功率模塊的使用量，降低設計成本，在測風雷達設備方面更加敏感，立體性應用更大型化，海上應用更廣泛。智能網絡中的存儲設備不僅僅使用電池儲能設備，在海上可實現自清，向海洋牧場發展。

17、通常海風和陸風設備的使用壽命分別有多長?

陸上風機壽命大概20年，海上風機壽命大概25年，海上風機壽命相對更長。

18、目前風電運營的行業普遍內部收益率IRR是多少?單GW利潤能到幾個億?分陸風和海風。

風電運營商普遍業內收益率在8%以上，發展較好的企業甚至可達到12%。風電平價后，典型業主(即：運營商)相比平價之前利潤更高。海上風電平價收益率普遍在6%以上，因為其整機壽命更長，達到25年。

19、今年是海風平價第一年，平價前后海風項目收益率的變化情況?

最低收益率在6%以上。今年是海上平價第一年，平價前國家補貼較多，并網電價大概在0.85元;平價后，上網電價不按經費算，普遍在0.39-0.42元，典型代表為山東、江蘇、廣東。業主的收益率由于補貼減少過多，其收益相比平價前有所下降。

20、沿海各省海風利用小時數有多少，目前哪些地區的海風項目能達到平價標準?

山東、江蘇約為3200小時，年平均風速為7.5米，福建、廣東約為4000小時，年平均風速為8米，其中，福建省來風較為平穩，發電效率較好。目前，江蘇省海風裝機量最多，累計裝機量占全國近50%。

21、風電項目配套儲能對于收益率的影響有多少?

配儲能后，發電量可提高6%左右。

22、大基地的風電項目收益率是多少?

正常情況下，并網收益率基本在6%-8%以上。

23、風光大基地項目，各企業分別能拿多少指標?什么樣的企業拿項目有優勢?

企優勢較大。例如國家電投、國家能源、大唐發電、華電國際、華潤電力、三峽能源、中廣核等企業指標較多，三北地區占比較多，其次還有南方個別省，例如云南，南方各省主要以光伏為主。

24、目前海風競價項目的情況如何?怎么看待今年3月上海金山海風競價項目出現0.302元/kwh這么低的中標價格。

項目競配以聯合體競配為主，開發商、業主、運營商、電廠、重點部件廠家進行聯合競配。

25、現在風電參與市場化交易的規模如何?溢價水平有多少?

目前風電參與交易市場交易規模約為20%左右。溢價水平比正常電價略低幾分錢。

26、關于風電成本，風機領域還有哪些方面有降本空間?

小品類還存在某些空間，大部分品類降價空間不大。部件方面進行降本，偏向于國產化的推進速度，主軸承、齒輪箱、海纜等部件，如果國產化競爭態勢加劇，有利于海纜降價，其他方面的降價空間不大。

27、分散式風電的空間如何看待?

分散式風電只是作為風電或者新風電發展的重要補充，但不會成為主力。分散式風電每年基本上占比20%以內，風電下鄉、碳中和工業園、智能化改造、風電用電結構改造后，這部分量主要為補充作用，無法形成太大規模，每年不超過10GW。

28、陸風、海風從招標到交付的時間周期大概為多長?

陸風從招標到交付普遍在12-14個月。海風近幾年比較另類，今年普遍為1年以內，但正常情況下，從招標到全容量并網，大概為1.5-2年。

29、陸上風電的綜合成本，以及廣東、山東、江蘇的海上風電綜合建設成本為多少?

目前陸上風電，北方山區綜合建設成本普遍在4500元差不多，1GW的綜合建設成本需要40-50億元。南方的建設成本基本上每GW在60-70億左右，上網電價約為0.4元。海上風電電價在平價后，各省電價如下：山東0.39元，江蘇0.41元，上海、廣東、福建均為0.42元。海風平價的話，山東省綜合性成本每千瓦約為1.1-1.2萬元，其風機風速較低，扇葉較長，直徑約為220-230米，有效利用風速相對較弱，平價后，收益率在6%以上。江蘇的情況與山東類似，推進低風速、大扇葉的機型。江蘇建設成本在12000-13000元之間，12500元差不多可實現平價。廣東的機型容量、兆瓦數較大，普遍在12-13兆瓦，扇葉直徑在250-240米之間，每GW大概130-140億元便算實現平價。

30、風機從開始招標到海上風電打樁吊樁環節，一般情況下需要多長時間?

從單個項目來看，較難確定。首先需要參考業主的決心，如果決心較大，例如去年搶電價平價補貼的情況，江蘇某些項目，招標時間為2020年九月份，年底完成全容量并網。但正常情況下從招標到完成，至少需要1.5年。

31、海風發展有哪些制約因素?

海風發展制約因素包括幾個重要的方面。第一，裝機成本。機組漂浮裝機最大的制約因素就是造價成本、施工成本太高，船和海纜成本較高。第二，大型化發展后，部件方面的重要資源因素。風機中主要工作的部件為葉片、軸承、齒輪箱等傳動件，越往大型化、大兆瓦方向發展，可靠性方面越需要驗證，此外，在設備制造完成后，施工難度也較高。第三，并網。深遠海發展的問題在于運輸，目前提倡直流并網，轉到升壓站后，再轉到電網，此方式會降低損耗，但該技術實際上沒有大批量運用，僅有部分示范重點項目有所運用。第四，制氫方面的技術儲能。制氫方面，儲能需要同步進步，配合深海發展的風場建設，發電量若無法轉換成生活中的應用，需要轉化成氫能或者其他能源進行轉化和吸收。