风电大型化专题报告：大型化降本良性循环，海风成长无惧“产值通缩”

——风电大型化专题报告 研究背景：2015年以来风机大型化加速演进，新增装机平均单机容量从1.8MW提升至3.5MW，同时进入平价时代，风电新增装机由此前的政策引导转变为以市场化竞争为导向。在能源革命的大背景下，市场开始关注是什么原因致使大型化趋势加速演进，未来风机功率升级节奏将会如何，大型化又是怎样影响风电设备产值的，本文将一一对上述核心问题做出解答。 大型化节奏加速，满足风电产业日益增强的降本诉求：陆风方面：2010-2021年，年新增吊装规模从18.8GW增长至41.4GW，2022年招标主力机型均为4MW以上；从新增装机平均单机容量来看，2010-2015年、2015-2020年以及2021年陆风平价后，陆风新增装机平均单机容量CAGR分别为3.7%、7.6%、19.2%，具有明显加速趋势；海风方面：2010-2021年，年新增吊装规模从0.14GW增长至14.5GW（受2021年抢装影响，预计2022年新增装机约6GW，此后逐年增长），当前招标主力机型均为7-8MW以上；从新增装机平均单机容量来看，海风平价前的两个时段2010-2015年、2015-2021年，海风新增装机平均单机容量CAGR分别为6.7%、7.6%，若只看2018-2021年，海风平价降本压力增加，平均单机容量CAGR达到13.8%。我们认为，我国风机大型化趋势加速主要原因有三：①补贴退坡倒逼下产业降本诉求提升；②整机厂价格竞争压力下通过降本提升盈利能力的诉求提升； ③追求风能资源高利用率，扩大具备开发价值的区域。 未来风电LCOE进一步下降，大型化贡献显著：风机大型化是产业核心降本手段。根据NREL对美国市场风电LCOE的测算，至2030年，陆风、海风（固定式）LCOE分别有约60%、40%的下降空间，大型化贡献显著。陆风方面，预计到2030年LCOE可相比2016年有60%降低，主要由初始投资和发电收益贡献，二者贡献降幅分别为14.3%、35.7%，主要得益于大型化风机和风电场的规模化经济；海风方面，假设2030年海风应用15MW机型，固定式海风LCOE相比2018年将有40%的降幅，初始投资、发电收益提升、运维成本将分别贡献约13.5%、10.1%、19.1%，其中①初始投资降低主要得益于风机大型化、海缆材料节约和基础设计的优化；②发电收益提升同样受益于大型化风机的应用；③运维成本降低主要系风电场管理策略优化以及专业船只数量增加。 国产整机厂竞争力逐步增强 ， 加速大型化追平海外代差：根据GWEC《全球风电供应侧报告》，2021年，前十强中中国企业占6家，前十五强中中国企业占10家，在市场整合阶段，前6强总市场份额同比下滑3pct，但其中中国企业金风、远景、明阳合计份额仍同比提升0.2pct。相比海外，国产陆风大机型基本完成跟进，海风代差正加速消失。从陆风大型化进度来看，海外头部企业基本在2019-2021年推出自己的6.XMW机型，国产品牌基本于2021年完成跟进，从2022年国内实际招标来看，中国陆风已进入5.X\6.XMW时代；从海风大型化进度来看，海外10MW机组基本处于批量应用阶段，国内10MW级尚处于初步投产阶段，单从在研机型来看，国内海外13-15MW级机型目前都处于样机验证阶段，而明阳、中国海装在研最大机型达到16MW。中国新一代大型化海风机型有望在2024年同海外机型同步实现批量化。 大型化未来在海上，无惧“产值通缩”：整机环节的价格竞争和大型化降本的影响带来全产业链产值通缩，根据我们测算，2022-2025年，陆上风机产值由950亿降至834亿，复合增速-4%；海上风机产值由270亿增至425亿，复合增速16%，抗通缩能力强，一方面得益于新增装机规模的高增长，2022-2025年复合增速预计超过40%，中长期来看，十五五期间海风有望实现完全平价，经济性限制解除，新增装机规模有望维持增长 ；另一方面海上风机价格具备一定韧性，根据NREL数据，2020年陆、海风风机设备（不含塔筒）分别占初始投资的56%、35%，海上风机设备投资占比较低，相比陆风，海风降本途径相对多样化，海缆材料、安装船只、基础结构优化、运维管理同样是降低海风成本的重要途径。因此海风整机降价压力相对较小，也降低了因一味地压缩成本而忽视了质量可靠性的风险。 投资建议：中国风电产业在整机制造环节加速缩小与海外大MW机型代际差距，供应链积极布局产品研发，同时扩张大型化部件产能，建议关注大型化趋势下供应链格局优化、海风装机放量受益标的①新强联（核心客户明阳智能海风市场份额高，未来海风大MW轴承有望快速实现批量，进一步优化业务结构）、②中际联合（多元化布局趁海风放量进入收获期，海风配套产品价值量更高）、③天顺风能（海工基地有望于2022年底投产，伴随海风装机放量注入收入增长弹性）、④大金重工（蓬莱基地产能充足，拥有码头稀缺资源，海风供给优势明显）、⑤海力风电（专注于海风塔筒、桩基生产）、⑥日月股份（具备大MW海风逐渐产品产能优势，配套精加工一站式交付能力强）、⑦恒润股份（大MW海风法兰供给能力强，风电轴承产品2023年有望实现批量出货）、⑧明阳智能（率先推出全球最大海风16MW级样机，有望引领国内市场海风大型化降本）、⑨金风科技（风电整机制造龙头，海风技术储备充足）、⑩电气风电（2021年海风新增市场份额第一）等。 风险提示：外送通道建设进度滞后影响风光大基地落地；海风降本不及预期影响实际吊装规模；新机型样机验证不及预期，拖累大型化发展节奏；招标项目样本有限或导致平均单机容量、平均招标价格误差；整机厂竞争加剧价格快速下滑；风机产值测算不及预期。 1.风机大型化加速推进，核心目的降本 1.1.为什么要大型化？大型化是风电产业降本核心手段 电站端降本平价的最终落脚点在于LCOE（平准化度电成本），其有三个核心变量：初始投资、运维成本、发电量。根据《大型风电项目平准化成本模型研究》，风电LCOE是指项目总成本的最小现值与总净发电量年值之比，其中项目总成本包括初始投资、运维成本、融资成本以及税费，贴现率r根据加权资本成本计算，为全投资IRR。从LCOE计算公式来看，要降低LCOE（平准化度电成本），要么降低分子（初始投资+运维成本+融资成本+税），要么增大分母（即提高净发电量）。 图1：度电成本计算公式 过去十年，全球陆风、海风项目成本均实现较大幅度下降，对应单机功率明显增长。根据IRENA从全球范围统计的加权平均数据来看： ①陆风方面：2010-2020年，LCOE由89美元/MWh降至39美元 /M Wh（约0.25元/度），降幅达56%，对应初始投资由1971美元/kW降至1355美元/kW（约8800元/kW），降幅31%，技术升级驱动下，对应风机单机容量由2.22MW增长到4.13MW，增长32%，风轮直径、轮毂高度分别增长43%、27%。 ②海风方面：2010-2020年，LCOE由162美元/MWh降至84美元/MWh（约0.55元/度），降幅达48%，对应初始投资由4706美元/kW降至3185美元/kW（约20700元/kW），降幅32%，对应风机单机容量由3.1MW增长到7.5MW，增幅达143%，风轮直径、轮毂高度分别增长44%、18%。 图2：2010-2020年全球陆风加权平均成本变化 图3：2010-2020年全球海风加权平均成本变化 从LCOE拆分来看，相比陆风，海风项目BOS成本（非设备初始投资）占比明显较高，大型化发展趋势下，预计该部分降本弹性相对较大。根据NREL2020年版风能成本报告，陆风参考项目是一个美国内陆200MW风场，包括73台2.8MW风机，运行寿命25年，其风机机组（含塔筒）、BOS成本、软成本、运维成本占比分别为46.8%、14.6%、5%、33.6%；海风参考项目是一个600MW固定底风场，包括75台8MW风机，运行寿命25年，其风机机组（不含塔筒和基础）、BOS成本、软成本、运维成本分别占比23%、31.5%、11.9%、33.6%，根据下图可知，海风项目BOS成本包括塔筒和桩基、开发权、电力基础设施、组装和安装、租赁成本、工厂调试。 图4：2020年典型陆风项目运行25年LCOE拆分 图5：2020年典型固定底海风项目运行25年LCOE 综合来看，风机大型化满足发电侧降本要求，是产业降本核心手段：①针对设备成本：大型化风机单位功率设备重量降低，摊薄风机制造成本，规模化效应增强；②非设备成本：在相同装机规模下，大型化风机台数减少，对应的土地、建设、运维成本减少；③发电量：大型化风机对应高塔筒和长叶片，增加风能捕获能力，提高年均等效利用小时数。 图6：通过风力发电站LCOE拆分，风机大型化是风电降本核心手段 从定量角度分析，根据NREL对美国市场风电LCOE的测算，至2030年，陆风、海风（固定式）LCOE分别有约60%、40%的下降空间，大型化贡献显著。 陆风方面：NREL以2016年数据为基础，预计到2030年LCOE降低主要由初始投资和发电收益贡献，二者贡献降幅分别为14.3%、35.7%，主要得益于大型化风机和风电场的规模化经济。 海风方面：NREL以2018年数据为基础，假设2030年海风应用15MW机型，则预计初始投资、发电收益提升、运维成本将分别贡献约13.5%、10.1%、19.1%的LCOE降幅，其中①初始投资降低主要得益于风机大型化、海缆材料节约和基础设计的优化；②发电收益提升同样受益于大型化风机的应用；③运维成本降低主要系风电场管理策略优化以及专业船只数量增加。 图7：未来提高发电量对降低陆风LCOE贡献最高 图8：未来促进固定式海风LCOE降低的因素相对较多 1.2.大型化进展到什么阶段？国内市场大型化加速演进 从国内市场来看，陆风在2021年平价首年，新增装机平均单机容量实现跨越式提升；海风自2019年起，面对2022年平价降本压力，也迈入加速大型化阶段。2010-2021年，我国陆上风电新增装机平均单机容量由1.5MW提升至3.1MW，海风由2.6MW提升至5.6MW，分别增长107%、115%。分阶段来看，①陆风方面：2010-2015年固定电价阶段、2015-2020年补贴退坡阶段以及2021年陆风平价后，陆上风电新增装机平均单机容量CAGR分别为3.7%、7.6%、19.2%，具有明显加速趋势；②海风方面：海风平价前的两个时段，2010-2015年、2015-2021年海上风电新增装机平均单机容量CAGR分别为6.7%、7.6%，若只看2018-2021年，海风平价降本压力增加，平均单机容量CAGR达到13.8%。 表1：2010-2021年我国海/陆风新增装机平均单机容量及变化同比增速 大兆瓦机型加速迭代，有望形成“大型化—降本—放量—大型化”的良性循环。以金风科技为例，2005年，金风750kW机型成为出货主力；2007年，1.5MW机型正式开售，并于2009年占据78%销售容量，成为主力机型；2010年，覆盖2-3MW的2S平台机型开售，开始了对1.5MW机型的逐渐替代；2015年，覆盖3.6-4.8MW的3S/4S平台机型开始销售。 从750kW占据主流到3MW级机型成为主力，市场用了近10年时间。2021年，原本销量增速缓慢的3S/4S平台（陆上）以及6S/8S平台（海上）大兆瓦机型销售迅速增长，同比增速分别达到210%、305%，分别占据了销售容量的41.6%、18.3%，成为主力机型。目前，金风已基于3S/4S平台成熟技术推出涵盖陆上5.2-6.0MW的5S平台，有望迅速对目前的3S/4S平台进行替代。 图9：2004-2021年金风科技机型销售容量占比 2.三重因素驱动下，大型化降本诉求不断增强 2.1.驱动力一：风电电价政策市场化程度逐步提高，补贴退坡倒逼产业降本 从风电上网电价发展变化的角度进行复盘，我国风电电价政策从无到有，逐步规范，市场化程度提高，进而确定了“风电上网标杆电价=