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不可阻挡的趋势：大型化

我们在上文曾多次提及一个概念：风机大型化。这是现阶段风电最重要的行业趋势，即单机发电功率的持续提升。

全球范围内，全球风能理事会（Global Wind Energy Council，GWEC）给出数据显示，2019年风电全球新增装机的平均单机容量超过2．75MW，较2009年增长1．16MW，主流单机容量从早先的1．5～2．5MW向3．0MW以上型号过渡［8］。

这种趋势在国内风电领域也极为明显。根据风能专委会（CWEA）数据显示，2017年，过呢新增风机的平均功率首次超过2．0MW，而2020年的新增风机平均单机容量，增长显著［5］。

图片来源：CWEA

从具体机型看，2020年，国内新增风电机组汇总，2．0MW（不含）以下的小功率机组的市场容量占比仅剩1％；2．0MW（含）至2．9MW的新增机组占比则为61．1％，仍是绝对主流，但相较于2019年有11％的大幅下滑；3．0至5．0MW的机组新增占比则达到了34％，其中值得一提的是，5．0MW以上的大功率机组占比，从2019年的3．0％，增长至了3．9％ ［5］。

数据来源：CWEA，放大灯制图

从采购数据看，十四五期间的机组大型化趋势不会放缓，反而在“双碳目标”的启动之下，将呈现更为跳跃式的进步。2020年，央企风电机组招标的约23GW项目中，平均单机功率已经达到3．2MW，其中3．0MW及以上功率机型占比已经超过70％ ［7］。2021年的部分招标数据显示，国家电投2021年度第十二批集中招标采购的风电机组约2．4GW，其中单机容量4MW以上的容量占比达 63％ ［9］。

图片来源：中泰证券

大型化趋势同样存在于全球范围。从2015年到2020年，美国陆上风机单机容量提升37％，德国提升25％。可以看到相较于发达国家，国内风电的增大甚至是相对较慢的。

特别值得一提的是，目前平均单机容量的提升，并不能十分全面的反映持续加速的大型化趋势。这主要是由于，2020年大批抢装上马的陆风项目主要是2018年及以前核准的，所选择的风机是较为老旧的型号，近三年加速推出的具备量产能力的大功率产品并未大规模吊装。这意味着在未来几年，随着采购新型产品的项目陆续上马，新增平均容量很可能将加速增长。

大型化风电机组，究竟带来了怎样的改变？最核心的仍是降本增效。

首先最为显著的，大型机组可以摊薄风机的制造成本。受发电的基本原理影响，风机部件的材料用量不随功率增长而线性放大。以运达股份的两款风机为例，大风机的额定功率较小风机有80％的增长，但零部件的质量增长并没有如此之高［9］。这意味着单机容量的提升，单W零部件的材料用量有所下降，进而摊薄了单W成本。

更进一步，大型化机组还可降低电场的其他成本。除了风机，包括土地成本、安装费用以及建设费用等，也是电厂成本的重要组成部分。在同等装机规模下，显然大容量机组所需的风机总量更少，对应的运维费用、占地面积、输电线路、施工费用、设计费用以及电厂基础设施建设费用等静态投资成本可显著降低，进而带动度电成本（LCOE，Levelized Cost Of Energy）下降。一些往期统计数据显示，2．0MW机组的风电场LCOE约为0．35元／kWh，而4．5MW机组的风电场LCOE可达到0．30元／kWh水平，降幅可达13．6％，对平价上网有很大帮助［8］。

除了制造与建设环节外，大型风机相较于小型设备，利用小时数也比较高。由于更大的叶轮直径有着更大的扫风面积，对最低风速的需求比较低，且塔架高度也比较高，更易获取较为优质的风能资源，使得大型风电机组的运行小时数较小型机组有着明显优势，有效发电量也更高。这亦是摊薄整机发电成本的一种路径。

风电大型化得以实现的基础之一，是行业零部件制造能力的提升。

从基本原理看，叶轮接受风能的多少，与叶轮的扫风面积成正比，与风速的立方成正比，这意味着在相同的风速条件下，更大的叶片意味着更大直径的叶轮，更大直径的叶轮即可获得更多的风能，更多的风能既代表着更大的单机容量。

换言之，风机大型化的核心就是叶片的大型化。

在2008年时，国内风电机组的叶轮直径平均值仅有65米，而在2021年的风电项目中，160米及以上尺寸的叶轮直径已成主流，更有项目已采用170米以上直径的设计（华润广东清远佛冈高山49．9MW风电项目，华润广西贺州平桂大平80MW风电项目 ）［9］。

不过大尺寸叶片对制造商也提出了更高的要求：需要轻型化设计抵消大型化后的重量增加；大叶片对模具、成型工艺与生产场地的要求也比较复杂；目前风电行业正处于快速迭代时期，需要企业具有更强的研发能力才能满足不断变化的下游需求。

同时，更大的叶轮也意味着传统装置，包括轴承、齿轮箱以及发电机等在内的核心零部件需要同步升级，对应的制造难度也有所上升，其他一些原本对技术要求不高，相对劳动密集型的零部件也开始需求更先进的生产工艺。

以塔筒为例，大容量机组需求更高的塔筒高度，对载荷强度要求也同步提升，部分塔筒已经需要使用模块化的分瓣、分段式设计，安装工艺也更为复杂。即使是铸件这样典型的劳动密集型行业，也对产能与产品质量有了更高的要求，企业是否具有先进的生产管理经验，以及现有生产线的改进能力变得至关重要。

在机组大型化驱动供应链升级，提高零部件技术壁垒的大背景之下，中小企业相对落后的产能被淘汰，头部企业凭借自身的技术优势、产能优势以及客户积累，在风电产业的升级过程中启动更快，扩产进度同样领先，整个风电行业有进一步向头部集中的趋势。可以说，头部企业是风电大型化趋势下最大的受益者。

另一方面，行业去补贴也推动了技术加速迭代。在如今明确双碳目标后，国内企业对清洁能源的需求快速上升，但与此同时，发改委还明确了风电去补贴的最终时间。在此消彼长之下，设备制造商被迫加快技术革新的速度，以单机容量的大型化应对去补贴带来的压力，以此避免因电价过高导致风电竞争力不足。同时，近年光伏产业的发展同样极为迅速，光电价格下降明显，也给风电带来了技术革新压力。

从全球范围看，目前国内的风机大型化较海外还有一定差距，但伴随着本土整机厂的自主研发与生产能力逐步提升，产业正在加速追赶。国内风电的单机容量长期以来均低于欧美发达国家，目前已吊装的最大容量机型为5．5兆瓦（东方风电的DEW－D5．5S－172型永磁直驱陆上风电机组），而发达国家风电机型则已主要集中在6兆瓦到8兆瓦之间。国内海上目前主力交付机型为5MW，2020年招标机型则以6MW为主［10］。

海外进度最快的公司，在大兆瓦领域已实现14MW容量且量产在即，Vestas的15MW型号预计将在2022年安装样机，并于2024年实现量产；国内领先量产进度为10MW，领先研发进度则已经步入12MW以上领域。特别值得一体的是，明阳智能在2021年8月宣布其研发的一款16MW的的海上风机已获设计认证，并计划于2023年上半年样机安装，2024年上半年实现商业化量产。若该机型能够顺利落地，意味着国产风机将实现对海外企业的反超 ［10］［11］。

5

下一站：海上风电？

随着碳中和目标而爆发的不只有大多数人熟悉，或者至少见过的陆上风电，同样也有不那么出名的海上风电。

相较于陆风，海上可利用的风能资源更为丰富。海风机组的利用小时数很高，即使是较差的资源区也可实现2500小时以上的小时数，优质地区甚至可以达到4000小时，远超陆风平均水平。同时，海上风电场天然更为靠近沿海的电力负荷区，消纳条件好。

从整体业态上看，海上风电领域由于较高的技术门槛，掌握更先进技术的龙头企业优势会被放大，整个行业呈现“一超多强”的高度集中态势。

2020年，海风的新增装机量CR7直逼97％，西门子歌美飒一家企业占据43．7％的份额，远超其他一切竞争对手；Vestas以13．8％的装机量位居第二梯队首位，紧随其后的则是四家国内海风整机厂商：上海电气、远景能源、金风科技、明阳智能，占全球新增装机容量的比例分别为9．7％、9．0％、7．9％和7．4％［12］。

数据来源：行行查，放大灯制图

不过尽管口号喊得很响，但海上风电的发展也只是刚刚起步。

据统计，2020年的全球海风新增装机仅有6．1GW，恰好只是96．3GW的总新增装机量的零头儿［4］。虽说在2010～2020年期间的CARG有21．1％，远超行业整体5％的增速，可这也仅仅是因为基础很低而已。

国内方面也基本保持着同样的态势。根据国家能源局数据，2020年的海上风电新增装机达到3．06GW——占全球新增海上装机的一半以上，可相较于陆风68．61GW的数据仍然不高［12］。

为什么呢？因为贵。

根据国际可再生能源际署（International Renewable Energy Agency，IRENA）发布的报告显示，在2020年，海上风电（Offshore）的度电成本高达0．084美元／千瓦时，比光伏的0．057美元／千瓦时的电价高得多，和陆上风电（Onshore）的0．039美元／千瓦时的全领域最低价格更是无法相提并论［13］。

从下降趋势看，过去十年间，光伏／光热／陆风／海风的度电成本降幅分别为82％／47％／39％／29％，海上风电降本之路的表现还是垫底［13］。

昂贵电价的背后，是海上风电场长期存在的如施工难度大，技术门槛高，前期投资巨大的特点。

现阶段，一个标准的海风电厂建设成本在15000～17000元／KW，陆风电厂建设成本在5000～7000元／KW，差距可达2－3倍。一个海风电厂的投资回收周期可能长达十年，对开发商的资金、债务融资能力和融资成本均有不低的要求。这导致海风电价长期维持在相当高的水平，在补贴退坡的情况下竞争力不强。

从成本构成，由于涉及海洋工程，导致海风的成本构成与陆风存在显著差异，且受水文环境（水深、风、浪、流等）和工程地质条件等因素影响，不同沿海地区也存在区别。以广东为例，风机成本为43％，塔筒及输电设备占22％，制造施工成本（包括桩基在内）占35％［10］。

反观陆风电厂，以一个典型的50MW项目为例，风电机组占比60％，塔筒及其他电力设备占比15％，其他包括土地成本、施工等一系列其他费用的合计占比也并不高［14］。

除了桩基这一海洋工程特有的成本，以及施工难度带来的昂贵工程开销外，海上风电与陆风最明显的差距，是在负责电力传输的线缆上。

海缆是海风电力传输的必备产品，但相较于普通的陆上线缆，海缆市场的准入门槛非常之高，其他企业想要进入非常困难。首先是由于海底复杂的环境以及海水的腐蚀性，导致海缆的生产工艺比较复杂，对企业的生产技术有着相当高的要求。同时出于产业链一体化考虑，海缆企业通常要求具有施工能力，需要配备相应的铺缆船，这进一步加大了本就不低的资金投入。又由于海缆通常生产后直接绕于铺缆船上，使得工厂选址也十分严格，必须紧邻江河大海。

不过较高的行业门槛，也为海缆带来了十分丰厚的利润空间。相较于普通的陆缆，海缆毛利率可以实现30％以上水平，行业龙头中天科技的海洋系列产品毛利率甚至突破了40％水平，是路上同类产品的2至3倍。

目前，国内从事海缆生产的企业并不多。中天科技、东方电缆、亨通光电为三家龙头企业。根据2017～2019年的中标情况，三家企业基本实现了对国内海缆的垄断，市占率达到98％水平，其中中天科技自2009年以来长期位居国内海缆市场第一 ［12］。

海上风电的降本之路比较清晰，首当其冲就是机组的大型化——根据CWEA给出数据，历年的新增海风机组的平均单机容量皆显著高于陆风数据，我们甚至可以说，海上风电产业链的快速发展，在一定程度上反过来促进了陆风机组的大型化进程［5］。

图片来源：CWEA

我们已在上文详述了为何大型化是风电降本最为行之有效的路线，这一点在海上风电领域并不会有任何改变。且由于海风更加高昂的建设费用，大型机组对风机以外支出的降本能力还可以被放大。

除了机组大型化之外，针对海风建设的其他环节，也有多维度的举措可以实现综合降本。不过这些举措往往需要横跨多个领域，是从设计到最终安装的综合性举措，本文不再赘述，仅列出以供参考 ［15］。

图片来源：中信证券

宏观方面，2020 年初《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确提出，2022年起中央不再对新建海上风电项目进行补贴，但鼓励地方继续补贴建设海上风电。受此影响，风电在2021年同样迎来了一波抢装潮：2021年1－9月，国内的海风新增装机3．8吉瓦，已经大幅超越2020年全年数据，仅在Q3单季就实现了1．67吉瓦的新增，且在四季度的并网进度大概率会进一步加速［16］［17］。

不过问题在于，目前海风的价格确实不具备特别强的竞争力，在失去国补后这一缺陷将会更加凸显。而指望地方将财政从更为成熟的陆风、光伏转移至海风项目也不太现实，至少目前推出相关补贴政策的省份力度并不强。只能说海风的平价上网路，还需要时间。

6

永远的难题：不稳定

遗憾的是，近年风电在诸多方面有了长足进步，但其根本性的发电能力不可控却丝毫没有改善，看天吃饭仍是风电以及它的好朋友光伏永远绕不开的困境。

尽管近年风电设备的弃风问题已经大幅改善，弃风率下降明显，然而此前9月底的全国性能源危机，特别是东北地区的大规模限电，将对新能源发电系统稳定性的质疑重新带回了大众视野。

当然，本次东北地区的能源危机其背后的因素比较复杂，但基本确定的是，诱因之一正是风电输出骤降。

公开信息显示，东北三省风电总装机达到约3500万千瓦，但在限电期间，风电出力远不足装机容量的10％。尽管这只是一次地理性因素引起的偶发事件，但之所以会对电力系统造成巨大影响在于，东北地区风力发电占比高，达到了18％，显著高于全国平均水平［18］。这导致在风电出力下降的情况下，电网受到冲击被放大。

而这种因气象因素导致的能源危机，也不是我国独有。

在2021年年初，美国得州也遭受了一轮极为严重的电荒，极寒天气导致其能源结构中极为重要的风光发电量从42％骤降到8％，约4000万千瓦机组停摆，停电与电价飞涨同样异常突出［19］。

除此之外，根据国家能源局统计数据，截至2020年底，全国并网风电装机2．81亿千瓦，在全国全口径发电装机容量中的占比分别为12．79％；并网风电发电量为4665亿千瓦时，占全国全口径发电量的6．12％，不足装机量的一半。

我们能够明显看到，风力发电的装机量不匹配其发电量，当然，这与大量风电项目为享受政策补贴而在下半年集中上马，真正投产时长有限有关，但也反映出了设备利用率不高的问题。

这种现象背后，正是新能源内在的不可控性，且这种缺陷直接来自环境本身。风光资源本身是极不稳定的，其天然的波动幅度就很大，现有的技术手段也不能人为干预，从根源上解决这些问题的可能性很小。

这种内生性的缺陷反应在发电能力上，除了输出的波动性外，也直接体现在设备的利用小时数。

统计数据显示，尽管近年的风力发电设备利用小时数较此前有一定提升，基本站稳了2000小时以上（光伏数据更差），但总体的提升幅度并不大且与传统的火电、水电相去甚远，更无法与核电超过7000小时的利用数相提并论［20］。

数据来源：能源研究俱乐部

可以预见，伴随着新能源系统在全球电力占比的持续上升，气候异常导致的发电能力下降很可能成为全球性的长期挑战。

目前针对这一问题，行业内有着诸多解决方案，但落地可能性比较高，规模化前景好的路线可大致分为三类（这同样牵扯数个较为复杂且广泛的话题，本文仅做简述，不再进一步展开）。

一是在电厂的建设阶段，就采取复合型设计，将传统火电或是光热等新型发电系统与风光发电系统集成。这种更加多元化的电站设计提供更为稳定的发电能力，在单一系统发电能力不足时，可借由其他设备补足缺口，即使罕见的风光资源全部不足，也可提高火力发电输出，避免大量设备同时陷入停摆的状况。

其次，为新能源电站配备储能系统是关键方向。目前我国的储能系统仍以抽水储能为主，受环境因素制约严重，引入其他路线的储能技术——如氢储能、大型锂电池储能、压缩空气储能等——并实现规模化，可大幅提高发电系统削峰填谷的能力，降低发电能力波动性等问题对电网的压力。

最后，引入更为智能的电力管理系统也是目前受到重视的方向。通过更为先进科学的整体管理，可更加有效的平衡上游发电端与下游消纳端，使得整个电力系统更加灵活，更好的适应持续提高的新能源绿电占比。

（本文观点仅供参考，不构成投资建议。）

References：

［1］国家能源局：国家能源局发布2020年全国电力工业统计数据 2021．01．20

［2］ 深度行业研究：风电叶片：风电上游核心材料，乐晴智库精选 2021．10．19

［3］ 深度行业研究：风电产业链全景解析，乐晴智库精选 2021．09．03

［4］ 每日风电：重磅！2020年全球风电整机商新增装机排名公布！7家中国整机商强势入榜！GE夺得榜首！2021．03．11

［5］ 风能专委会：2020年中国风电吊装容量统计简报发布，风能专委会CWEA 2021．10．25

［6］ 兴业证券：风电行业深度：兴论碳中和系列7，淡化周期，迈向成长 2021．08．31

［7］ 中泰证券：风电行业专题：经济性驱动高景气，零部件再迎高增长 2021．07．27

［8］ 中银国际：风电行业深度报告：三重底有望确立，大型化或塑格局 2021．08．20

［9］ 平安证券：电力设备行业深度报告：风电供给端变革，驱动行业内生成长 2021．08．23

［10］ 德邦证券：电气设备行业风电系列深度一：风电平价需求起航，市场化竞争加速成本下降 2021． 07．27

［11］ 席菁华：除了大型化迭代提速，中国风机的技术路线选择有了大变化，界面新闻 2021．10．20

［12］ 深度行业研究：海上风电产业链深度解析，乐晴智库精选 2021．09．06

［13］ IRENA， RENEWABLE POWER GENERATION COSTS IN 2020

［14］ 华创证券：乘风系列报告一：风电平价到来，助推内生发展 2021．10．13

［15］ 中信证券：电力设备及新能源行业风电行业专题报告：大型化加速降本，成长性持续强化 2021．08．02

［16］ 国家能源局：上半年风电成绩单！陆上869．4万千瓦＋海上214．6万千瓦，北极星风力发电网 2021．07． 29

［17］ 全国新能源消纳监测预警中心：权威数据 ｜ 2021年前三季度各省新能源装机、发电量、消纳情况一览，北极星风力发电网 2021．11．01

［18］ 财经十一人：三重因素导致东北居民停电，各级政府表态全力保民生 2021．09．27

［19］ 木头观察：世界多起电力危机，都由新能源引发，腾讯新闻 2021．02．25

［20］ 能源研究俱乐部：年度重磅 ｜ 中国能源大数据报告（2021）——电力篇 2021．06．16