风电装机量及降本驱动因素分析

多重因素制约 2022 年全国风电装机。

1.2023 年国内外风电装机迎来拐点，海风规划确保远期成长性

2021 年随着“双碳”目标的确立、两批“风光大基地”的逐步实施，我国风电发展全面进入平价高速发展时代。受抢装后新项目前期手续耗时较长、多点散发疫情、大兆瓦风机定型、供应链整等因素影响，2022 年全国陆上和海上风电新增装机容量分别为45GW 和5GW，低于年初市场预期。

2023 年全国风机招标需求旺盛。据不完全统计，2022 年全国风电公开招标容量达92.3GW，其中陆风招标 76.4GW，海风招标 15.9GW。考虑到部分陆上风电项目采用非公开招标形式，2022 年全年风电招标容量实际超过100GW。2022 年全国风电招标容量刷新历史纪录，为 2023 年装机放量奠定坚实基础。2023 年以来全国风电公开招标维持高景气，截至 3 月底全国风机公开招标容量28.2GW，同比增长30%。

2023 年我国风电装机持续增长。我们预计 2023-2025 年全国陆上风电新增装机容量分别为 65GW/75GW/85GW；随着老旧机组改造需求和分散式风电的发展，陆上风电将保持平稳发展态势。海上风电方面，各省已经发布的“十四五”规划，我们预计 2023-2025 年全国新增装机容量分别为 11/15/18GW。2022-2025 年全国陆风、海风新增装机 CAGR 分别为 34%和 53%，风电迎来海陆景气共振周期，其中2023年陆风、海风新增装机增速分别为 44%和 120%。

海外海上风电即将进入快速发展期。2022 年受俄乌战争、原材料价格大幅上涨、疫情等多重因素影响，海外风电新增装机容量低迷，陆上和海上风电新增装机容量分别为 36GW 和 4GW。根据全球风能理事会预测，随着上述不利因素消除，2023年起海外风电装机逐渐迎来复苏。2022-2025 年海外陆风、海风新增装机容量CAGR分别为 11%和 52%。全球海上风电开发中远期规划已经超过450GW。

“十五五”我国海风新增装机有望超过 100GW，深远海规划有望陆续出台。国内方面，根据各省已发布的海上风电相关规划，“十四五”期间启动前期工作容量已达 100GW，考虑到后续针对“十五五”装机的增量规划的出台，我们预计“十五五”期间全国海风新增装机容量大概率将超过 100GW，年均新增装机容量超过20GW，较“十四五”年均水平增长 54%，海上风电开启景气十年。此外，国家鼓励海上风电向深远海发展，我们预计全国各省面向2035 年的深远海海上风电规划有望陆续出台。

2023 年是漂浮式海上风电商业化拐点。随着海上风电开发水深的不断增加，漂浮式海上风电成为远期发展的主力方向。根据全球风能理事会预测，2025 年全球漂浮式海上风电新增装机有望突破 1GW，2026-2031 年全球新增装机CAGR 高达53%，未来欧洲、美国、中国、韩国将成为漂浮式海上风电发展的重要区域。2022年，由中国电建投资建设的我国首个商业化漂浮式海上风电项目在海南万宁开工，2023 年包括葡萄牙、丹麦等国陆续启动漂浮式海上风电规划，漂浮式海风发展迎来拐点。

我国有望率先实现漂浮式海上风电平价上网。根据伍德麦肯兹测算，2030年全球漂浮式海上风电造价将下降至 2.6-4.0 美元/W（折合17.9-27.5 元/W）。根据美国能源部，美国漂浮式海上风电度电成本有望从 2021 年的0.2 美元/kWh下降至0.06-0.08 美元/kWh（约合 0.41-0.55 元/kWh）。根据ORE Catapult 预测，2029年英国浮式风电项目 CFD 中标电价将低于电力市场批发价。

我国有望率先实现漂浮式海上风电平价上网。中国电建公开表示，目前国外漂浮式海上风电造价约为 50 元/W，国内示范项目造价约为38-40 元/W，海南万宁漂浮式海上风电一期工程造价将降至 25 元/W，二期工程降至20 元/W 以下。考虑到我国漂浮式海上风电项目造价低于欧美等国家水平，我们预计我国有望在全球率先实现漂浮式海上风电平价上网。

2.机组大型化助力降本，大宗材料价格显著回落

机组大型化是风机降本的核心驱动因素。根据国际能源署，2021 年全球陆上和海上风电度电成本已分别下降至 0.033 美元/kWh 和 0.075 美元/kWh，自2013年以来分别累计下降 58.2%和 54.0%。风电度电成本的下降主要归功于设计优化、规模效应、非技术成本下降和机组大型化，其中机组大型化是2020 年以来度电成本下降的主要驱动因素。根据 CWEA 数据，2022 年我国陆上和海上风电平均新增装机容量分别达到 4.3MW 和 7.4MW，较 2016 年分别增长126%和95%。我们预计，2027年我国陆上和海上风机平均新增装机容量将分别达到7.2MW 和13.6MW。

机组大型化仍有较大空间，风电项目经济性有望持续提升。2022 年以来，我国机组大型化进程持续推进，目前陆上和海上已推出的最大机型单机容量分别达到10MW 和 18MW。根据不完全统计，2022 年以来我国招标机组容量持续上升，陆上风电招标中 5MW 及以上机型占比已达 59%，海上风电招标中10MW 及以上机型占比已达 43%。随着单机容量的快速攀升风机中标价格快速下降，目前陆上风机平均中标价格约为 1500-1600 元/kW（含税不含塔筒）。

大宗价格回调助力产业链盈利修复。2021 年大宗商品价格大幅上涨，风电产业链盈利能力承压，2022 年 5 月以来大宗商品价格出现明显回调，2022 年底至今呈现振荡走势。风电设备原材料价格占比较高，主要原材料包括黑色类（生铁、废钢、合金等）、有色类（铜、铝等）和化工类（玻纤、树脂等），随着大宗商品回落，我们预计风电设备企业盈利能力有望自 2022 年底开始逐步修复。

风机关键零部件供应高度依赖中国。目前我国在叶片、发电机、齿轮箱全球产能中占比分别为 60%/65%/75%。根据 GWEC 预测，2023-2024 年海外叶片和发电机等关键零部件不会出现供应瓶颈，但仍需要进一步扩大产能以适应2024 年之后的增长。根据当前全球产能规划，齿轮箱产能可以支撑2027 年以前的应用需求，但新增产能基本集中在中国。此外，我国在铸件、锻件、回转轴承、塔筒和法兰等关键环节的产能占全球的比例均在 70%左右。

立足主轴拓展铸件，公司远期空间逐步打开。根据整机企业数据，主轴在风机原材料成本中占比约为 2.5%-3.5%，铸件（不含主轴）的成本占比约为5.5%-6.5%。主轴是风机传动系统的核心，而铸件是承受机舱载荷的核心，两者在风机整体价值量中的占比不高但对于风机的安全稳定运行发挥至关重要的作用。