——但风电这个行业到底怎么样呢？

挖掘基认为，关于风电，市场可能存在以下三大预期差。

今年上半年，全国风电新增并网装机10.84GW，其中陆上风电新增装机 8.69GW、海上风电新增装机2.15GW。而市场担心的需求断崖式下跌也并没有出现，招标情况好于预期。截止今年7月，国内公开市场招标和中标规模分别约为31GW和27GW，表现强劲。

根据中电联发布的《2021年上半年全国电力供需形势分析预测报告》：预计到2021年底，并网风电可达330GW；而截至2020年底，我国风电累计并网装机281GW，按此推算，本年度风电将实现接近50GW的新增装机，而下半年将有近40GW的新增市场空间。

风电需要的上游原材料包括玻纤、碳纤维以及大量钢材等等。所以市场认为其属于传统机械制造业，降本的空间和速度有限。而成本对新能源行业十分关键，要知道今年以来光伏的持续爆发，也是建立在发电成本已下降90%的基础之上。

今年以来，在全球通胀预期以及供需错配等因素的综合影响下，钢材价格大幅上涨。由于钢材占风机成本的比重较大，市场对于风电行业的盈利能力较为悲观。

事实上，风机目前大型化发展的趋势日渐清晰，市场主流风机从陆上2-3MW提升至3-4MW，海上风机更是从之前的3-5MW快速进入8MW乃至10MW时代。风机大型化后，零部件的单位耗量将被大幅摊薄。一个明显的标志就是之前提到的，风机的每千瓦报价已经快速下行，从4000多元/kW降至2500元/kW只用了一年半时间。万联证券认为，随着进一步大型化和核心零部件国产化，2025年可能降至1800元/kW。

这也是为什么尽管面临钢材大幅上涨，今年上半年风电板块盈利水平还能保持尚可增速、整机商毛利率仍然上行的重要原因，背后体现的是风电行业的技术进步和较为强大的降本能力。长期来看，风电也有望复制光伏大幅降本后带来的需求高增的路径。

目前我国光伏处于全球领先地位，在光伏制造、光伏发电装机量、光伏发电量三大方面均位居世界第一。相比之下，市场认为我国风电技术水平与海外存在一定差距，风电的国际市场难以打开，发展空间较为有限。但事实上，近年来我国风电制造商奋起直追，与海外技术的差距已经明显缩小。举个例子，国内风机整机制造商明阳智能于8月宣布推出了16MW海上风机，成为全球单机容量最大的海上风电机组。此外，明阳近期向意大利交付的10台3MW海上风机，也印证了国内整机厂具备走出国门、进军海外的实力。

陆上风电主要分布在华北、西北、东北，虽然“三北”地区已经实现全面平价，但我国的用电负荷中心主要在东南沿海地带，不仅运输距离远，对设备要求也较高，运输损耗也较大。同时，风力发电时大时小，这种不稳定性，让风电入网难度加大，产生的弃风现象也时常为人诟病。

先说弃风现象，在风电投资监测预警机制的干预和各级政府、风电开发商等各方面的共同努力下，近年来我国风电消纳问题已经得到了很大程度的缓解，弃风率从从2011年的16.23%下降到今年上半年的3.6%。

再说运输和并网的问题。随着特高压建设工程的不断推进，“西电东输”的壁垒有望被打破，跨省份跨地区的高效率电力输送有望逐步达成。作为特高压外送通道最重要的投资主体，国家电网表示，“十四五”期间新增的跨区输电通道将以输送清洁能源为主，并规划建成7回特高压直流线路，新增输电能力5600万千瓦。同时，在国家政策的大力支持下，储能技术将不断发展，风储项目的可持续化商业模式有望逐步构建和成熟，风电供电不稳定的问题或将逐步得到解决。

（来源：国际能源网，风电头条，上海证券报）

就市场空间而言，风电近期也迎来重大利好催化。第四届风能开发企业领导人座谈会于近日召开，能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏表示，下一步将在“三北”地区着力提升外送和就地消纳能力，优化风电基地化、规范化开发；在西南地区统筹推进水、风、光综合基地开发；在中东南地区重点推进风电就地就近开发，特别在广大农村实施“千乡万村驭风计划”；在东部沿海地区积极推动海上风电集群化开发，实现近海规模化开发，远海示范化开发。同时，在风能资源优质地区有序实施老旧风电场升级改造，提升风能资源的利用效率，推动风电提质增效，实现高质量发展。

在“风电下乡”和老旧风电场“以大代小”的驱动之下，风电的市场需求有望超预期。招商证券认为，大基地、分散式与新老替换进一步奠定十四五风电装机基础，预计将贡献200-230GW装机，考虑到海上风电与其他项目，保守预计十四五期间风电年均新增装机中枢为50-65GW，预计2021年国内新增风电装机40GW，2025年新增80-90GW，年均复合增速超过20%。