行业报告|风电平价需求起航-市场化竞争加速成本下降

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【引言】

近年来，世界各国对能源安全、生态环境、气候变化等问题的日益重视，加快发展风电产业已成为国际社会推动能源转型发展、应对全球气候变化的普遍共识和一致行动。

风电作为新能源主力军之一，风电在2020年持续维持高景气度。根据国家能源局正式公布数据，截至2020年底，我国电源新增装机容量为19087，其中风电并网装机容量达7167千瓦，占比高达37.5％，风电累计装机突破2.8亿千瓦，这是继2010年以来，我国风电年新增装机连续11年世界第一。

报告内容

1. 征程万里，风电平价需求起航
1.1. 碳中和引领能源革命，风电需求侧迎来新生机
《巴黎协定》签署之后，全球主要国家陆续宣布碳中和目标。根据联合国环境规划署《2020 排放差距报告》，截至 2020 年 12 月初，占全球温室气体排放量达 51％的 126 个国家已通过、宣布或正在考虑实现“净零目标”。欧洲大幅提高减排力度、美国重返《巴黎协定》，我国则提出 3060目标，碳中和需求全球共振，风电市场有望迎来高景气度。
碳中和引领风电需求上升新台阶。从 3060 目标来看，十四五期间，非化石能源占一次能源消费比重有望提升到 20%。假设风电在风光增量发电量占比达50%，我们测算风电年均新增装机约 50GW。预测 21-25 年国内风电新增装机分别为 35、41、49、58、68GW，未来四年 CAGR 为 18%。

电力集团装机规划奠定需求基础。从下游电站业主——“五大六小”电力集团需求来看，十四五风光装机规划达 559GW，年均新增 112GW。保守假设风电占比达四成，仅五大六小业主风电新增装机就达到 45GW 每年。

1.2. 平价项目储备充足，风电景气度有望持续提升
平价项目储备充足，21 年风电装机有望达 35GW。据统计，2020 年底前已核准陆风平价大基地、19 和 20 年平价风电项目、19 年核准竞价及分散式等存量待建平价项目合计约 57GW；这其中 19 年的项目须于 21 年底前完成并网，其余项目集中在 21~22 年内并网。考虑到产业链价格下行带来的风电项目收益率提升，预计存量项目装机速度有望加快。叠加 21 年海上风电抢装 6~8GW，预计风电 21 年新增总装机约 35GW。 

招标容量超预期，平价时代风电景气上行。抢装结束后，风电产业链成本迅速下降，陆上风机价格和建安费用持续回落。据金风科技披露，风机投标价格从20Q1 的 4000 元/kW 下降到 21Q1 的 2940元/kW；据公开市场中标公告，21Q2主流风机价格约在 2200~2500 元/kW。成本的下降刺激需求的超预期增长。2020Q4~2021Q1 分别新增招标 16.54、15.82GW，预计 2021 全年招标有望达 到 45GW，同比增长 29%。根据存量待建项目和 21 年新增招标预期，我们判断22 年风电装机需求不低于 41GW。

1.3. 海上风电平价在望，各省装机规划高增
海上风电迈入快速成长阶段，各省规划装机高增。我国海上风电开发主要集中在东南沿海省份，2016-2020 年年均新增装机仅约 2GW。根据目前各省已出台规划，保守预计十四五国内海上风电新增装机规模将达到 43GW，其中 21 年海上风电抢装预计 6~8GW，则 22~25 年海风新增装机约 35~37GW，年均新增9GW。



广东海上风电省补落地，三年逐步退坡推动向平价平稳过渡。6 月 11 日，广东省政府办公厅正式印发《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展实施方案》。方案明确省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴，项目并网价格执行我省燃煤发电基准价，推动项目开发由补贴向平价平稳过渡。与征求意见稿相比，正式方案对每年补贴的装机规模量不设上限，总量上要求是18 年底前已完成核准的项目，据统计这部分项目达 18.7GW，远高于意见稿设定的 4.5GW 上限。
广东“十四五”海风预计新增不少于 17GW。根据南方电网，截至 2020 年底广东省海上风电累计并网达 101 万千瓦，完成规划广东省“十四五”需新增17GW。21 年海风国补取消，结合产业链抢装情况，预计今年广东海上风电新增2.5GW。2022~2025 年广东新增装机空间达 14.5GW，年均新增 3.6GW。


2. 质变加速，产业链成本下降超预期
2.1. 市场化竞争来临，产业链成本快速下降
平价元年，风机降价主导单位造价的下降。风场建设成本中主要包含设备和建安成本。以陆上风机为例，风机、塔筒、升压站、集电线路、建筑工程分别占45%、13%、5%、6%、18%。20 年抢装结束后，设备成本快速下降，建安成本回落。以大基地为例，7 月，中国电建安北第一风电场公布的单位造价已达5230 元/kw，风机降价贡献卓著。

风机成本由规模效应和竞争定价共同影响。如果我们分析过去主机厂商的机型成本会发现：1）非抢装行情体现规模效益。机型通常都经历一轮出货量增长、产业链供应配套成熟带来的单位材料、人工、制造费用的下降；2）抢装导致产业链供需错配，加剧成本波动。2015 年经历完第一次抢装后，成本下降十分显著。

平价倒逼零部件竞争加剧，给风机带来降价空间。2020 年，由于供需关系的失衡，风电零部件环节毛利率十分丰厚。经历完抢装，零部件产能供给扩大到58GW（20 年装机量，BNEF），而 21 年需求仅为 35GW，21 年核心零部件如铸件、电机、齿轮、叶片等步入降价潮，风机成本快速下降。

海风抢装结束后，造价成本下降空间较大。海风建设成本受水文环境（水深、风、浪、流等）和工程地质条件等因素影响，各沿海省份呈现一定的差异。以广东为例，风机及塔筒设备占建设成本 47%，输电设备占 18%，制造施工成本占35%。我国海上风电仍处于起步阶段，虽然近两年实现了跨越式的增长，但风机成本亦存在较大的下降空间。21 年海上风电抢装，海上施工费用大幅增长。预计 22 年抢装结束后，建安成本有望大幅回落。

2.2. 陆风平价节点已达，海风 24 年平价有望
抢装后产业链成本快速下降，陆风平价收益率可观。据风能委员会，2019年我国陆上风电平均安装成本为 7906 元/kW，陆上风电平准化度电成本为 0.3元/kWh，比 2015 年下降了 30%。2020 年抢装结束后，风电正式迈入平价时代。据我们测算，三北、平价大基地、中东南部地区度电成本分别为 0.28、0.19、0.36 元/kWh，对应 IRR为 6.02%、8.78%、6.01%。

海风平价在望，广东海风预计 24 年实现平价。沿海具备可开发资源的省份中，广东造价最高。受益于省补接力，广东海上风电开发将呈现更有序的开发。结合省补 22-24 年分别为 1500、1000、500 元/kW，测算出广东十四五海上风电项目的 IRR，预计广东平价节奏与地补退出节奏一致，即广东 2024 年海风有望实现平价，而其余沿海风电省份平价进度预计不会比广东慢。

2.3. 大兆瓦趋势加速，单机功率持续提升
对业主而言，机组大型化带来通量成本的下降。随着风机功率增长，同一风场所需风机台数减少，有助于降低均摊建设成本以及后期运维成本。以一个100MW 陆地风场为例，单机功率从 2MW 上升到 4.5MW，静态投资从 6449 元 /kW 下降到 5517 元/Kw，项目 IRR 上升 2.4 个百分点，LCOE下降 13.6%。

对主机厂而言，平台化设计是大兆瓦降低生产成本的核心。平台化设计意味着风机功率从小到大，规格尺寸重量变化不大，但发电机、齿轮箱、叶片等核心零部件的输出功率或载荷存在差异。平台化设计的优势在于标准化采购，均摊成本大幅下降，结果导致 5MW 陆上比 3MW 陆上单位生产成本要低。

大型化竞争下，国内追赶海外步伐加快。目前国内陆地已吊装最大容量机型为 5.5MW，海外陆地机型集中在 6-8MW 之间。国内海上目前主力交付机型为5MW，20 年招标机型以 6MW 为主。从产品线来看，全球前三的整机厂商推出的机组已达 15MW，集中于 24 年交付，也符合海外近两年集中做基础建设的规划；国内领先量产进度为 10MW，领先研发进度为 12MW，与海外产品研发进度差距大幅缩短。国内大兆瓦已实现跨越式发展，未来单机功率有望持续提升。

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