杏彩体育官网入口网址:海上风电的救世主：风机大型化

　　在2006年后，中国成为世界CO2第一排放大国。2020年中国二氧化碳排放量为9894百万吨，全球排名第一，占全球二氧化碳总排放量的31%。中国的碳排放总量已经超过美国和欧盟的总和，即将达到美国、欧盟和日本的总和，但还未到达峰值。

　　这也和中国占世界制造工业GDP总值的比例相近，接近为30%。而我国总人口占世界比例为18%，简单来看，中国其实是承接了世界上许多其他国家的工业需求，才会有如此高的碳排放水平。

　　在现在的世界发展格局下，由于全球主要国家都开始高举碳中和的绿色大旗，为了保住未来制造业的订单，中国也要付出相应的努力，达成世界共识。

　　这也是为什么我国提出“二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和”的一个原因。

　　根据国信证券的测算，过去十年风电度电成本降了50%，仅次于光伏；且过去五年新能源电站业主赚了2400亿其中2000亿靠风电站赚的。

　　横向对比光伏，光伏因为物料限制，在三类资源区的项目投资上，IRR只有5个多点，但风电IRR可以有8个点左右，纯回报角度看，风电优于光伏。

　　另一方面，在国家能源局一季度的报告数据中，也可以看到，2021年，全国风电新增并网装机47.57GW，是“十四五”的开端之年，其中陆上风电新增装机30.67GW、海上风电新增装机16.90GW。

　　观望全年的风电招标量，其实是突破了60GW，逼近历史最高水平，公开开标突破45GW，其中，有50多GW的量为陆上风电，海上风电大概在6-8GW的装机量，预计将在2022年实现装机量完成。

　　2021年作为规划第一年，承接了最初的产能，后续将会持续扩大，未来十四五规划的五年，预计每年也相对应装机量在50-60GW；

　　但里面的结构却会改变，因为随着陆上风电的平价上网和补贴退出，许多较好的位置已经承接了大量陆风风电，拆掉重建并不妥当；

　　除了受惠政策之外，招标量超预期释放，另一方面则是使单机容量上升，效率提高，也就是风机大型化，这是一种自下而上的驱动。

　　我们先从陆风发电的表现来看，从中国风能协会的统计来看，国内风电新增装机平均单机功率在2011年和2017年分别突破了1.5MW和2.0MW，历时6年平均功率提升仅0.5MW；

　　时隔两年，在2019年，主流机型的单机容量从2MW级升至3MW级，且新增装机的风电机组平均单机容量为2.454MW，同比增长12.4%。

　　再从今年风电项目的招标情况来看，陆上机组单机容量基本都在3MW以上，低风速区域还有4.65MW-182、5.0MW-191级别的大容量风电机组参与，中高风速区投标中也出现5.0MW、5.2MW机型，北方大基地风电项目招标单机容量已可达6MW以上。

　　由于海上风电短期还没达到平价，预计后面会随成本下降，在2023、2024年左右或出现更大规模的装机潮，这已在陆风发展上实现可能。

　　从风机价格来看，2021年初至今国内风机价格进入快速下行通道：2020 年 Q1 风电招标均价约为 3507元/KW，而 2021Q1 招标均价降至 2860 元/KW，同比下降 18%；到 2021年年中风机主流报价区间大致在 2200-2400 元/kW。

　　从结果来看，这些都是风机大型化带来的风电机组成本下降，传递到的招标价格反馈，也是平价上网和装机量需求提升的必经之路。

　　从规格尺寸上来看，风机外形、大部件没有显著变化，仅在关键部分的输出功率或载荷上存在差异，例如发电机、增速机、叶片等，因此能够摊薄单位零部件的用量和采购成本。大型化后，机量数下降，件数体积变大。

　　目前单GW风机的铸件耗量已经从2.5万吨下降至2万吨（20%），塔筒配套量已经从12万吨下降至8万吨（33%）。大型化和轻量化带来的成本下降为风机价格下降让出了足够的空间，也成为风机价格持续下降的主要原因。

　　可以看到，随着塔筒、桩基大型化后，单价虽然有所提升，但是，对应的单MW价格，则是显著下降的，降本增效的效应十分明显。

　　且塔筒和桩基作为风机大型化的顶梁柱，将会十分受益于大型化发展，成本和量的下降，并不阻挡单售价的升高，对于厂商和电站是两利的生意（吃亏的是减少的零部件厂商）。

　　数据来看，带来的单位收入提升，也是十分明显的。2021年1-6月，塔筒、桩基单位收入同比增长在24%、23%。

　　另一方面，轻量化带来的原材料成本也是有明显变化，特别是钢材上的使用，V112-3MW的机型，钢材使用量相比前两款下降15%、22%。

　　整体看，排除去年抢装涨价因素的话，从行业数据来看，零部件会有十分明显的下降幅度（件数变少），因此，风机⼤型化对于零部件是有负⾯影响的。

　　而在塔筒、桩基、免爬器和叶片上，并没有太大的受损；由于大型化，特别是塔筒和桩基，支撑重量会有更多的硬性要求；可以看到，塔筒的单兆瓦成本也是有所上升的，从2018年的65万左右，上升到了2021年的73.1万左右，这是厂商收入的提高。

　　一般来说，在同等风速情况下，叶片更长，扫风面积更大，发电量也相应增大；塔筒越高、切变值越大，风能利用价值也就越大。

　　尤其随着近年来国内风电的大规模开发，风电场选址逐渐转向低风速资源分布区，大叶片和高塔筒的应用可有效降低对最低风速的要求，提升风机利用小时数，增加有效发电量。

　　据金风科技测算，以3MW机组为例，若叶片加长5m，扫风面积可增加0.81m2/kW，年利用小时数可提升208小时；在切变为0.13的情况下，3MW机组的塔筒每增高5m，年利用小时数可提升26小时。

　　海上电价含税大概在0.85元/kWh，综合成本在4000-8000元/kW（5-200km）；国内海上风电机组的单位造价约为8000/kW（8元/W），陆上约为4000 元/kW，基本是2 倍的关系；国外进口海上机组单位造价超过12000 元/kW。

　　随着，近端海域的局部布局，远端海域的市场将会有越来越多的需求，海缆生产的相关企业也将会受益于越来越远的输电要求；

　　并且，海缆是由运营商单独采购的，所以降本的压力没那么大，加上海风运营距离越来越远，海缆行业有望迎来业绩和估值的双提升。

　　目前，我国海风度电成本略高，距离平价上网仍有一定距离，叠加消纳权重和双碳目标的双重倒逼，地方政府将会持续接补海上风电补贴，加速海风平价进程。

　　由于风机对于运输成本也十分敏感，选择有扩厂动力和向地方政府合作的厂商，将会十分受益于风能爆发，特别是海上风电沿岸的各市政府，招商引资的文件也是不错的观察指标。

　　塔筒、叶片、法兰，将会受益于大型化的发展，在降本增量上，有显著的空间提升，毛利率也在传导原材料的成本上涨。

　　整机方面，主要看中标类型，相对来说，由于被上下游挤压，毛利率可能承压，也需要注意；海缆则可以充分受益海上风电的发展，不失为较好的跟踪标的。