风电行业报告：大型化驱动降本提速

复盘：补贴助力风电行业成长，周期波动明显 我国风电行业发展规模逐步壮大 风电装机量及装机量占比高速增长。截至2014年底，风电累计并网装机仅96.4GW；到2021年底，风电累计并网装机已达328.5GW，7年复合增长率达19.1%。风电占总装机容量的比例也在持续增长，从2014年底的7.1%提升至2021年底的13.8%，年均提升0.96pct。未来随着风电装机规模的持续增长，这一比例将继续提升，风电将成为实现能源转型目标的重要方式之一。 风电发电量及发电量占比持续提升。风电发电量方面，从2008年的131亿千瓦时增长至2021年的6526亿千瓦时，2008-2021年复合增速高达35.0%；风电发电量占比方面，2008年这一数据仅为0.4%，到2021年已达7.9%。预计未来风电占比仍将持续增长，风电将成为我国电力供应的重要方式之一。 补贴政策驱动下，风电行业快速成长 陆上风电装机规模持续增长。陆上风电资源丰富，技术相对成熟、成本较低，在国家补贴政策推动下，国内陆上风电装机量在过去实现快速增长。2019年5月，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，其中明确：“自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴”，因此2020年陆上风电项目积极抢装并网，全年实现新增并网装机68.6GW，同比增长188.8%； 2021年进入陆上风电平价上网时代，全年实现新增并网装机30.7GW，截至2021年末，陆上风电装机规模已达302GW。 海上风电装机规模跃居世界第一。2019年5月发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》中明确：“对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价，2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价”。在国家补贴政策的驱动下，2021年全年实现新增海上风电并网装机16.9GW，同比增长452.3%，累计装机规模达26.4GW，海上风电装机规模跃居世界第一。 成长中呈现周期性波动 复盘历史，根据政策支持情况我们将风电行业归纳划分为三个阶段：①行业萌芽期；②产业引导期；③补贴发展期 行业萌芽期（2002年以前）：初期我国风电技术尚不成熟，装机规模增长有限。截至2002年，我国风电累计装机量仅0.47GW。 产业引导期（2003-2008年）：2003年9月，国家发改委发布《风电特许权项目前期工作管理办法》，实行“风电特许权”模式，相关项目需通过公开招标选择投资者。为获得项目资源，风电场业主不断压低项目成本，间接推动风电行业实现装备国产化，促进我国风电装机规模快速增长。根据CWEA数据，我国风电新增装机量从2003年98.3MW增长至2008年的6.2GW，年复合增速高达128.9%。 补贴发展期（2009-2021年）：2009年7月，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，通知将全国分为四类风能资源区，并制定了相应的标杆上网电价，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类资源区上网电价每千瓦时分别为0.51元、0.54元、0.58元以及0.61元，我国风电行业正式开启补贴时代。 成长中呈现周期性波动 我国风电装机规模在过去实现快速发展，但新增装机在成长中也呈现出明显的周期性波动，新增装机量经历三次峰值以及两轮下跌：2010年：根据CWEA统计，新增装机量达到18.9GW，同比增长37.1%，为第一阶段性峰值。 2011-2012年：2011年国内风电新增装机量首次出现下滑，直至2013年行业开始恢复正增长。 2015年：风电行业逐渐复苏，根据CWEA统计，2015年我国风电新增装机量达到30.75GW，同比增长32.5%，为第二阶段性峰值。 2016-2017年：2016年国内新增装机量再次回落，经历两年调整后2018年行业恢复正增长。 2020年：2020年受抢装影响，新增装机量再次创出历史新高，为第三阶段性峰值。 我们发现行业周期的演绎与补贴和消纳两个重要因素有关：补贴刺激装机爆发—消纳能力不足—政策限制装机—消纳好转—新增装机恢复—补贴退坡—抢装爆发。 补贴政策调整及消纳矛盾是造成行业周期的核心因素 新增装机呈现阶段性峰值的原因？补贴退坡下的抢装促成行业阶段性高点 标杆电价政策出台，2010年新增装机实现明显增长。2009年《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》发布，其中明确风电电价按照全国四类风能资源区制定相应的风电标杆上网电价，开启我国风电国家补贴的序幕。 2015年补贴退坡，推动风电抢装。随着风电技术的发展，度电成本逐步下降，2014年国家发改委发布的《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格[2014]3008号)提出，2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区标杆上网电价每千瓦时下调0.02元。我国风电行业进入补贴退坡期，并于2016年、2018年、2019年再次分批下调上网电价。2015年爆发我国风电行业第一轮抢装潮，根据CWEA数据，2015年我国风电新增装机量达到30.75GW，同比增长32.5% 陆上国补彻底退出，2020年成为抢装窗口期。2019年国家发改委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》提出，2018年底之前核准且2020年底前仍未完成并网的陆上风电项目，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准、2021年底前仍未完成并网的陆上风电项目，国家不再补贴；同时，自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴，因此在最后的补贴窗口期爆发了第二次风电抢装潮。根据国家统计局数据，2020年国内风电新增装机量71.7GW，同比增长178.4%。 补贴政策调整及消纳矛盾是造成行业周期的核心因素两次新增装机量下降的原因？消纳矛盾下政策收紧 2011-2012年：地方能源局审批的风电项目审批流程相对简单，但其审批项目不由国家电网保障接收，因此补贴政策刺激新增装机量高速增长的同时，弃风率快速上行至16.2%，2012年则攀升至17.1%。2012年国家能源局下发《关于规范风电开发建设管理有关要求的通知》，要求“对风电弃风率超过20%的地区，原则上不得安排新的风电项目建设”。随后在多项消纳引导政策出台下，弃风率得到明显改善，2013年弃风率回落至10.7%，同比下降6.4pcts,我国风电新增装机量逐步回暖。 2016-2017年：经历2015年抢装潮后，弃风率再次攀升至17.0%的高位，2016年国家能源局开始发布全国风电投资监测预警体系，各地区红色和橙色的预警结果直接影响当年下达的风电开发建设规模。首批预警结果为红色的地区有：吉林、黑龙江、甘肃、宁夏和新疆（含兵团）等五省（区），我国新增风电装机规模开始出现下滑，2016年我国风电新增装机量23.4GW，同比降低24%；后续伴随电网外送通道建设等方面的不断完善，投资监测结果逐步转好，我国风电新增装机重回增长。 告别补贴时代，风电进入市场化增长阶段 海风国补退出，地补接棒。2020年1月发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》中明确:“新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。”国补退坡地补接棒，对于新的海上风电项目，广东、山东出台地方补贴政策以支持海上风电行业发展。据国家能源局数据，2021年全国风电新增并网规模47.6GW，其中海上风电新增并网装机16.9GW，同比增长452.3%，增速亮眼。 风电进入平价上网时代，新增装机有望进入市场化增长阶段。22年陆海风国补全面取消，叠加我国特高压外送通道逐渐完善，国补退坡及消纳矛盾两个核心影响因素消除，风电周期传导逻辑被打破。我们认为，风电投资逐步进入市场化发展阶段，随着大型化逐步推进、成本的不断降低，风电装机有望实现逐年稳步增长。 变革：大型化推动降本，高收益打开空间 招标规模提升显著，行业需求具备支撑 风电行业需求由补贴政策驱动向收益率驱动转变 近期风机新增招标规模和风机招标价格关系发生变化： 2019年招标规模较大，下游需求旺盛，风机价格持续提升，风机价格和招标规模呈现正相关； 2021年初以来，风机招标价格持续下降，但风电招标量规模有所提升，风机价格和招标规模呈现负相关； 我们认为，除零部件价格回落因素外，风机招标价格下滑主要受益于风机大型化带来的降本影响。 我们认为，风电行业需求逻辑已经发生较大变化：补贴时代行业需求主要受到补贴政策及抢装驱动；进入平价时代后，风机大型化进程加速，促使风电场建设成本降低、下游投资收益水平提升，进而将驱动行业需求增长。 机组大型化是降本的核心原因 风机大型化趋势明确，驱动成本持续下降 大型化风机具备多重优势。1）通过容量提升，可使风机单位千瓦的物料用量下降，从而降低风机单位千瓦物料成本；2）可降低风电场道路、线路、基础、塔架等建设成本，进而加速风电度电成本下降；3）在风能资源及土地资源紧缺的情况下，采用大容量机组可解决风电机组点位不足的问题，提升有限空间内风电场开发容量和空间利用率。 风机大型化应用对降本有显著影响 风机在项目投资中的成本占比最大，根据《陆上风电平价上网经济性研究》显示，此前风机成本在项目投资中占比超40%，因此风机价格下降可显著降低风电项目单位投资成本。 大型化机组投标均价下降速度较快。据金风科技统计，4S机组风机价格从2020Q3的3,000元/kw以上降到2021Q4的2,300元/kw左右。 机组大型化是降本的核心原因 风机大型化应用可显著降低项目投资成本和度电成本，提升项目收益率 大型化风机应用将从整机成本、塔架、基础安装等多维度带来建设成本和度电成本下降。据《平价时代风电项目投资特点与趋势》测算，以一个约100MW的项目为例，当机组单机容量由2MW增加至4.5MW时： 塔架、基础、安装、道路、线路、土地等投资成本显著降低； 静态投资可降低932元/千瓦，降幅14.5%；LOCE可降低0.0468元/千瓦时，降幅13.6%；全投资IRR可提升2.4pct至11.68%；资本金IRR可提升9.3pct至27.49%。 大型化产品的应用可显著降低初始投资和度电成本，未来随着大型化进展加速，风电投资收益率有望持续提升，从而驱动装机需求的显著增长。 机组大型化是降本的核心原因 业主对大兆瓦机型愈加青睐， 4.0M 及以上大型风机正成为主流需求 从装机情况看：风电机组平均功率持续提升。据CWEA统计，2010年中国新增装机的风电机组平均功率仅不到1.5MW，2019年提升至将近2.5MW；随着陆上风电和海上风电陆续进入平价时代，下游对于降本的意愿更加强烈，预计大型化趋势将持续加速。 从招标要求看：近期多数招标项目均要求4.0MW及以上的风电机型。据风电财经披露，5月23日开标的中广核5个风电项目招标单机容量要求均为4MW及以上或5MW及以上的大容量机组，并且供货期要求均为2022年下半年。根据此前风芒能源统计，深能苏尼特左旗500MW特高压风电项目招标设备为单台6.0MW及以上风机及其附属设备；国投瓜州北大桥第七风电场A区200MW项目招标要求单机容量5.0MW-6.25MW，包含6.25MW。进入2022年后，风电项目招标中对于大型化机组应用速度正在加快。 机组大型化是降本的核心原因 主机厂加速大机型研发，大兆瓦销售占比快速提升 金风科技：3S/4S平台、6S/8S平台销售容量大幅提升。2021年，公司实现对外销售容量10.68GW，3/4S平台机组销售容量增加明显，达4.45GW，同比增长210.3%，占比41.6%，同比提升30.5pct；6/8S平台机组实现销售容量1.95GW，同比增长305.0%，占比18