2023风电投资方向

　　但是受疫情影响，同比下降8.83%；其中，11月份新增装机1.38GW，同比降幅达到75%。

　　随着风机价格持续下探，陆上风电已经颇具经济效益， 风光大基地+分散式项目将驱动陆上风电装机规模提升，叠加各地方政策大力支持海 上风电，国内风电行业已经处于新一轮成长周期的起点。

　　通常陆上风电建设周期为半年至 1 年，海上 风电建设周期约为 2年，由此推算当年的风电招标量可以反应次年大部分的装机需求。

　　我国海上风电发展势头迅猛，国家能源局发布的最新数据显示，2021年我国风电和光伏发电新增装机容量达到1.01亿kW，其中风电新增装机容量达到4757万kW。海上风电异军突起，全年新增装机容量为1690万kW，是此前累计建成总规模的1.8倍，目前累计装机容量达到2638万kW，超过英国，跃居世界第一，接近全球海上风电累计装机容量的一半。预计至2030年年底，中国海上风电累计并网装机容量将达到97GW，平准化度电成本将比2021年水平下降46%。

　　叶片是风电部件中确定性较高、市场容量较大、盈利模式清晰的行业。叶片是风机中成本最高的部件，占风机成本的20%甚至以上。2021年风电叶片市场规模约为294亿元，预计2025年将增长至562亿元。

　　随着风电市场的不断发展，风电叶片数量将不断增长。2021年中国风电叶片数量达45254个，预计到2025年将达70286个。

　　比如桩基、塔筒、叶片、齿轮箱、轮毂这些占成本最高的领域，以及以及变流器、发电机这些集中度较高的领域。

　　因为大型化意味着更高单价，以及更高的单位利润。在A股里中小型机组风电股的业绩和估值一直普遍跑不过以大型机组为主的就是证明。

　　首先单位重量下降，意味着造价更低；其次大叶片扫风面积更大，生命周期内能够提供的电量就愈多；并且，风电站需要安装的机组数量更少，安装及运营阶段的成本也有望降低。

　　2022年上半年我国新签订单中，海上风电机组的平均单机容量已经上升至8.9MW，8MW及以上海上风电机组的占比已经超过了75%。

　　海工产品用量是陆上塔筒的 3倍，孕育千亿市场空间。陆上风电塔筒通过基础环直接固定于地面，而海上风电额外需要桩基、导管架等海工产品将塔筒和风电主机固 定在海床地基中。陆风塔筒基础支持重量约为 9 万吨/GW，海 上风电基础重量约为 27 万吨/GW，是陆上重量的 3 倍。按照“十四五”期间海风电 装机量实现 55GW 测算，对应的风电塔筒、桩基市场需求将超千亿元。后续随着海上 风电成本持续下降以及风电项目经济性的提升，实际风电项目装机需求有望不断增长， 持续看好塔筒+桩基环节未来发展空间。

　　海缆的抗通缩特征体现在两个方面：①深远海化趋势下，送出海缆用量增加；②送出海缆电压由220kV 提升至 330kV 或 500kV，甚至使用直流海缆，海缆单位价值 量提升。近岸资源逐渐减少，风电深远海化发展大势所趋。

　　500kV 送出海缆占比有望提升。220kV 交流海缆的输电容量通常在 150MW-250MW 之间，500kV 交流海缆的数量容量约为 800-1000MW 之间。海上风电场连 片化开发将会带来风场单体规模变大，超高电压海缆的输送容量更具优势，如三峡 青洲六海上风电项目（1GW）采用 330kV 送出海缆，粤电青洲一二项目（合计 1GW） 采用 500kV 送出海缆。

　　未来柔性直流海缆更适用于大规模、远距离电力输送。交流电缆输电过程中产 生的较大电容充电电流导致线损增加，通常配置高抗补偿海缆的容性电流来保障有功 功率的传输，而柔性直流输电过程中不存在电容充电电流，当海上风电场单体规模变大、离岸距离较远时，采用直流海缆方案相比交流海缆+高压并联电抗器方案更具经 济性。但是国内海上风电场中直流海缆方案应用较少，目前仅江苏如东H6、H8 和 H10 风 电场采用 400kV 直流海缆送出方案。

　　海上风电制氢是未来绿氢生产的主力军之一。全球范围内已经公布的电解水制氢项目储备总规模达到3200万kW，约有一半来自于海上风电制氢。其中，德国、荷兰、丹麦等欧洲国家均已有百万千瓦级以上的海上风电制氢规划。

　　广东省海域面积41.93万平方公里，海域辽阔，海水资源丰富。海岸线千米，居全国第一，长海岸线为降低海水制氢的陆海运输成本提供了良好条件。根据908专项调查，广东海洋能的总蕴藏量全国第三，波浪能全国第一，盐差能全国第二，海洋清洁能源发展潜力巨大，将为海水制氢环节提供清洁低碳的能源供给，实现海能海用，绿色制氢。

　　目前广东省内有超过500家涉及氢能业务的企业，加氢站总数列全国第一。下游应用市场氢能需求进一步放大，将带动上游氢能的多元化供给发展。

　　数据显示，我国海上风电年平均利用小时数约2500小时。根据电价0.57元每千瓦时测算，年收益约373.6亿元。而将未并网的用作制氢，仅从风电转换制氢收入单维度考虑，按约5千瓦时电能产生1立方米氢气计算，广东海上风电利用每年可生产131亿立方米氢气，约合117万吨，按照当前市场氢气价格60-70元/千克计算，可创造约702-819亿元产值。

　　2022年5月，欧盟公布了“REPowerEU”行动计划，将可再生能源比例目标上调至45%，同时计划2030 年风电累计装机480GW。

　　而风电光伏行业作为中国的主场，无论产能还是度电成本，一直都站在全球第一梯队。2021年中国风电机组出口容量3268MW,同比增长175%。随着海外地区不断增加的规划，对我国的风光电产品需求量肯定也是更加巨大。

　　接下来，面对碳达峰、碳中和目标的落地，风电产业发展前景依然广阔。《“十四五”可再生能源发展规划》，通过与双碳目标进行起步衔接以及开放兼容的系统性设计，为“十四五”期间可再生能源发展指明了方向。《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，围绕新能源发展的难点、堵点问题，提出了7方面21项具体政策举措。《“十四五”能源领域科技创新规划》，对“十四五”时期能源科技创新工作作出了具体安排部署。有了它们的指引，风电产业必将继续稳步前行。

　　随着智能技术的发展和风力发电产业化的加快，我国风力发电发展已经具备了大规模开发应用的产业基础。

　　国家电网投资运营菲律宾、巴西、葡萄牙、澳大利亚、意大利、希腊、阿曼、智利和中国香港等9个国家和地区的骨干能源网，连续17年获得国务院国资委业绩考核A级，连续9年获得标准普尔、穆迪、惠誉三大国际评级机构国家主权级信用评级。

　　近年来，国家电网发挥大电网的资源配置优势，不断扩大西部省份风电、水电、光伏发电等清洁能源外送规模，创新扶贫电力交易模式。

　　数据显示，2016~2020年国家电网风电并网容量逐年提升，从2016年的11654万千瓦增长至2020年的23217万千瓦。

　　南方电网积极落实国家可再生能源电力消纳保障机制，完善新能源调度运行标准体系，推进新能源重点项目有序发展，动态优化电网运行方式和发电运行安排，加强新能源并网服务，实现风电、光伏基本全额消纳，以及核电保障性消纳。风电、光伏发电利用率均超过99.7%，基本实现全额消纳。

　　南方电网负责投资、建设和经营管理南方区域电网，参与投资、建设和经营相关的跨区域输变电和联网工程，为广东、广西、云南、贵州、海南五省区和港澳地区提供电力供应服务保障。

　　从事电力购销业务，负责电力交易与调度；从事国内外投融资业务。自主开展外贸流通经营、国际合作、对外工程承包和对外劳务合作等业务。

　　1）经验和技术优势突出。自设立以来，南方电网搭建开放平台，与众多领先的节能产品与技术服务商建立合作关系，并在工业节能、建筑节能、城市照明节能等领域完成多项示范性节能项目，使得公司在节能服务领域具有较强的业务基础和实力，积累了丰富的节能服务经验。

　　2）项目管理体系完备。在工业节能、建筑节能、城市节能等领域建立了完善的开发以及运维管理体系；在项目积累的过程中，逐步建立了节能服务项目技术标准体系、完善了技术管理办法，形成了具有自身特色的系统集成解决方案及项目建设与管理体系。

　　3）品牌影响力较强。南方电网是国家发改委备案和国家工信部推荐的节能服务公司，获得了公共设施领域、工业领域、建筑领域5A评级（最高评级）。成功实施了多领域的节能改造项目，赢得了各级政府有关部门给予的认可推荐和荣誉，在行业内树立了良好的品牌形象。

　　4）“资本+信用”效果显著。2021年，南方电网顺利完成首次公开发行及上市，募集资金净额10.44亿元，资本实力进一步提升。

　　基于公司良好的社会信誉，南方电网当前合作各领域的优质客户众多，为项目获得稳定的回报提供保障。