陆上风电：已实现平价，未来将平稳增长

陆风资源禀赋约束，未来几年稳定增长

资源端：我国陆上风能资源主要集中在三北地区，陆风资源有限且风电存在供需错配。相比海风资源，我国陆风资源受土地等因素限制可开发空间较小，且由于地理环境不同，我国风能储量主要集中于三北地区，而用电量需求最大的区域却集中于华东、华南等地。由于抢装潮和供需错配，弃风现象在风能资源富集的三北地区最为严重。国内主力风电开发市场分别于 2011-2012年、2016-2017年两度出现向中东南部地区迁移的特征，直至 2019-2020 年三北地区主要省份陆续解除红色预警，叠加“碳达峰、碳中和”政策，风电重点开发区域才逐步重回三北。

技术端：陆上风电项目大型化趋势下已实现平价，平准化度电成本已低于化石燃料度电成本下限0.05美元/kwh。根据CWEA数据，2021年3-5MW风电机组新增装机容量占比达到56.4%，主流风机大型化成为发展趋势。随着大型化摊薄单千瓦零部件用量及采购成本，不同机型的公开投标市场均价持续下降，带来陆风项目的平准化度电成本逐步降至0.05美元/kwh以下，低于化石燃料度电成本。目前，我们认为陆上风电已实现平价。

图表5：大型化趋势下陆风项目已实现平价

资料来源：CWEA，华经产业研究院，金风科技公告，IRENA，中金公司研究部

政策端：十四五期间风光大基地建设政策出台，推动陆上风电资源空间释放及项目建设节奏。2021年以来多项风电产业政策陆续落地，主要内容包括十四五期间风电装机量规划、全国发电量占社会用电量比重以及风光大基地建设等。以风光大基地建设设规划为例，项目建设主要覆盖沙漠、戈壁、荒漠等陆上风光资源丰富的地区，首批风光大基地项目总规模100GW，其中风电规划43GW，整体并网节点设置为2023年末。第二批风光大基地规划布局方案于2022年2月下发，总规模455GW，方案规划十四五/十五五分别新增风光总装机200GW/255GW，进一步支撑风电装机需求。

我们预期十四五期间全球和我国陆上风电新增累计装机量分别为488GW和274GW，2022-2025年每年装机量复合增速分别为9.0%和17.5%。往前看，我们认为在“十四五”期间，双碳目标下清洁能源占比提升的要求为陆上风电发展提供推动力。伴随平价陆风项目经济性凸显，运营商经济效益提升，叠加风光大基地建设、风电下乡、老旧机组改造等政策推进，我们认为陆上风电有望平稳增长。根据中金风光公用环保组预测，“十四五”期间我国陆上风电新增累计装机量约达274GW，2022-2025年每年装机量复合增速为17.5%;全球陆上风电新增累计装机量约达488GW，2022-2025年每年装机量复合增速为9.0%。

图表6：2022-2025年全球陆上风电新增装机量预测

资料来源：GWEC，中金公司研究部。注：预测年份为中金公司预测值

图表7：2022-2025年我国陆上风电新增装机量预测

资料来源：CWEA，中金公司研究部。注：预测年份为中金公司预测值

海上风电：政策驱动+平价驱动，十四五期间有望快速增长

#资源端：国内外海风资源丰富，潜力逐步释放

► 国内：我国海风资源丰富，潜力有望逐步得到释放。根据国家气候中心研究团队评估统计，截至2020年底我国100m高度海上风电资源潜在可开发量达2253GW，其中近海/远海资源可开发量分别为1195GW/1058GW。根据国家气象中心研究，我国深海风资源约为近海风资源的两倍且风速更高、发电时间更长，具备较大的发展潜力。随着离岸距离增大、发电小时数提升，海风投资项目仍有较大投资空间，海上风电装机量有望快速增长。

► 全球：全球海上风能资源空间广阔。世界风能资源多集中在沿海和开阔大陆的收缩地带，南半球高纬度洋面和北半球的北大西洋、北太平洋以及北冰洋的中高纬度部分洋面为风能高值区，可开发风能资源丰富，随着海上风电技术的进步，可开发的海上风电区域不断增加，全球海上风电远期空间较大。

# 技术端：大型化趋势下海风或将在2024-2025年实现平价

国补取消后，部分海上风电项目已接近平价：

► 建造成本角度：根据北极星发电网的数据，海上风电单位造价成本在过去十年间持续下降，平均每年降幅4%，海风累计装机量受降本驱动逐年攀升。2021年海上风电装机量超预期，抢装背景下吊装及运输成本上浮，单位建造成本有所回升。目前，部分海上风电已接近平价，例如三峡能源2021年并网的四个项目投资已降至9500-13000元/千瓦左右。

► IRR和平准化度电成本角度：根据华东勘测研究院2021年的测算，按照资本金IRR6%来计算，福建广东等资源较好的地区以及煤电标杆电价较高的地区已经实现平价建设条件，江苏距离平价尚存1分钱左右的差距。根据IRENA的数据，2020年国内海风平准化度电成本为0.08美元/kwh左右，已较2010年的0.17美元/kwh下降53%左右。

图表8：国内海风单位建造成本和平准化度电成本均呈下降趋势

资料来源：未来智库，观研报告网，IRENA，华东勘测研究院，中金公司研究部

► 风电设备厂商角度：风电整机和零部件企业在海上风电平价后盈利能力有所下降，但仍具有溢价。自 2021 年海上风电抢装后，产品的盈利能力为适应平价的造价均呈现了一定下降，例如：海上风机售价自抢装时期的6000 元/千瓦下滑至不到4000元/千瓦;海上风机零部件相较陆风零部件的溢价率从抢装时期的30-40%下滑至20%附近。不过，上述海上风电的产品盈利能力相较陆风产品仍具有溢价，我们认为有望逐步给产业链带来盈利增量。

图表9：海上风电产品平价前后盈利水平与陆上风电产品对比

资料来源：公司公告(东方电缆、海力风电、金风科技、日月股份)，中金公司研究部。注：平价前指 2021 年，平价后指 2022 年

大型化趋势和海风高景气度下，海风平价有望加速，我们预计在2024-2025年可以实现平价(具体论证过程见大型化降本部分)。

政策端：十四五海域开发规划出台，海外上调可再生能源目标接棒高成长

► 国内：各省海域开发规划相继出台，海上风电建设有望迎来快速发展。2021年以来多省市相继出台十四五期间海上风电开发目标，例如福建省在文件中明确指出十四五期间新增开发省管海域风电规模约1030万千瓦。目前我国已完成290GW深远海风电规划，十四五开年新增上报省管海域约50GW。我们认为随着各省领域风能资源开发，海上风电潜力将得到释放，实现快速发展。

我国海上风电十四五期间迎来加速期，在2022-2025年每年装机量复合增速将达到50%。我们认为考虑到技术进步驱动风机大型化，海上施工条件不断完善，国内叠加地补政策支持海上风电平稳过渡，海上风电有望迎来景气向上周期。根据中金风光公用环保组预计，十四五期间我国海上风机装机量合计约64GW，在2022-2025年每年装机量复合增速达到50%，对比“十三五”海上风电装机量仅为9GW。

图表10：2022-2025年我国十四五海上风电每年装机量复合增速达到50%

资料来源：CWEA，中金公司研究部。注：预测年份为中金公司预测值

► 欧洲2022年再次上调2030可再生能源目标至45%，我们预计2022-2025年全球和海外(除中国)海上风电每年装机量复合增速分别为48%和45%。欧盟2022年将 2030 年可再生能源比例目标由40%上调至45%，为完成规划所需年均新增风电装机量超过30GW，大幅高于欧洲过去几年实际年均装机量(16GW左右)和GWEC预测新增量(23GW)。且本次上调主要强调可再生能源的战略意义，为欧洲可再生能源保质保量完成奠定基础，因此我们预计未来十年欧洲实际风电装机有望加速。GWEC预计2025年全球和海外海上风电装机量分别为32GW和15GW，2022-2025年每年装机量复合增速分别为48%和45%，主要为欧洲和亚太地区的增量贡献。

图表11：2022-2025年全球海上风电装机量(含中国)

资料来源：GWEC，中金公司研究部。注：预测年份为中金公司预测值

图表12：2022-2025年海外海上风电装机量(除中国)

资料来源：GWEC，中金公司研究部。注：预测年份为中金公司预测值

价的维度：量化测算风电大型化国产化降本空间

风电外生变量较多，大型化和国产化是主要抓手

主要研究目的：通过大型化、国产化预测风机降价空间与节奏。

内生与外生变量：我们从产业链利润公式抽离六大核心要素，分别为发电量、电价、装机量、原材料、附加值成本以及运营管理成本。其中发电量与附加值成本分别对应大型化与国产化，我们将其定义为主要考虑的内生变量。

► 风电运营商角度：通过国产化与大型化优化运营成本，提升利润空间。

► 风电主机厂角度：受上游零部件企业和下游运营商议价影响，利润空间受到一定挤压，主要通过国产化提升利润空间。

► 风电零部件企业角度：通过国产化、大型化提高市场份额。

站在整个风电产业链发展的角度：提升发电效率和降低附加值成本为风电运营商推广应用风电设备、应对利润压缩的主要方案，需在国产化和大型化上发力。在影响产业链利润的六大要素中，电价、装机量、原材料以及运维成本受到政策补贴、大宗波动、招标竞价等运营商不可控因素影响。而针对发电效率，大型化能够有效提高发电功率;针对附加值成本，国产化有望打破技术壁垒。为争取产业链利润，大型化和国产化是厂商降本的必然选择。

图表13：风电产业链利润拆分逻辑图

资料来源：Wind，CWEA，公司公告，国家能源局，中金公司研究部。核心变量中标红的为我们主要研究的内生变量。

大型化对风电项目建造成本降幅测算

大型化摊薄重量，设备端面临单GW价值量下降压力

表现形式：大型化下设备厂商单GW价值量总体呈下降趋势。以三一重能整机及采购各设备零部件的价格为例，随着整机功率由3MW提升至4MW，整机、减速机、齿轮箱单兆瓦价格下降28%、25%、4%。其中轴承、回转支承由于存在技术壁垒、进口附加值较高等原因，风机大型化反而使其价值量逆势上扬，值得关注。

图表14：整机和各零部件面临大型化下的产值单GW价值量下降压力，轴承、回转支承为通胀环节

资料来源：IRENA，三一重能公司公告，中金公司研究部 注：表中价格为单兆瓦采购价格

具体原理：整机功率提升将摊薄部件重量，进而摊薄原材料成本。整机大型化带来发电功率和设备型号的整体提升，但设备的重量、尺寸等不随功率等比例增长。以金风1.5MW到3.0MW、明阳2.5MW-5.0MW的风机为例，两家厂商的风机功率提升一倍的同时单位功率重量分别下滑17%和26%。由于风机零部件中原材料为主要成本，原材料的定价方式多数以重量计价，因此大功率机组能够摊薄设备和非设备成本。在装机量固定的情况下，能够有效降低零部件采购量和原材料、施工以及线路搭建等成本。

图表15：风机大型化摊薄单位功率的重量变化

资料来源：金风科技官网，明阳智能官网，中金公司研究部。注：同一型号风机可能有多个细分机型类别，上述参数仅为其中一种

我们预计大型化下，2022-2030年陆风降本22%，海风降本44%

► 主要思路：我们以风机单位功率重量为切入点预测2030年陆上和海上风电项目建设成本。由于大型化过程中，设备的重量、尺寸等不随功率等比例增长，从而摊薄单位功率重量和成本。我们以风机单位功率重量为切入点，根据大型化的历史数据拟合预测海上和陆上风机达到上限功率时的单位功率重量，再以当前的单位重量价格计算整机建造成本并进行敏感性测试。

► 核心假设：1)剔除价格影响：单位重量价格保持不变(假设原材料成本不变+原材料占整机价格比重不变);2)假设2030年陆风与海风项目中的各零部件已经实现突破技术壁垒、产能充足、达到规模经济这三个条件。我们需要注意到以海风为例，当前由于大型化趋势下风机型号更新迭代较快，部分零部件尚未规模化生产仍有较高溢价、大兆瓦技术尚未完全突破，会出现单MW重量下降价值量反而提升较快的情况;但我们剔除这些因素短期波动的影响，规模化生产后，重量是影响价格的长期主要因素。

► 主要结论：我们计算得到陆上风电2030年项目建设成本较2022年降幅达22%，年均降幅3%;海上风电2030年项目建设成本较2022年降幅达44%，年均降幅7%，我们预计最快2024-2025年实现平价。

# 陆上风电：我们预计2030年项目建设成本较2022年降幅达22%

► 第一步：我们利用历史数据拟合风机功率与单位功率重量的公式，假设2030年陆风主流功率从当前5MW提升至8MW，带入公式可得2030年陆风整机单位功率重量相比2022年降幅为22%。我们采用单机功率分别为2.5MW、3.0MW、5.0MW等部分陆上风机参数为样本，拟合得到单MW整机重量随功率变化的公式为y=-24ln(x)+89，其中y为单位功率重量(吨/MW)，x为功率(MW)。我们预计2030年陆上风机功率可至8 MW，单位功率重量约为39吨/MW，相比当前5 MW主流机型重量50吨/MW，降幅为22%。

图表16：陆上风机功率与重量分布

资料来源：金风科技官网，明阳智能官网，中金公司研究部。注：同一型号风机可能有多个细分机型类别，上述参数仅为其中一种

► 第二步：我们计算得到当前价格重量系数，与我们预测得到2030年陆风机组单位功率重量相乘，得到单位功率价格为1495元/kW。由于钢材等大宗原材料价格预测难度较大，我们假设原材料价格及整机成本构成不变，即2030年整机单吨成本与当前保持一致。根据中国招标投标公共服务平台数据，2022年Q1我国陆上风机(不含塔筒)中标均价约为1927元/kW，除以5MW风机的重量50吨/MW 得到2022年整机单吨成本为38254元/吨(即价格重量系数=单GW价格/单GW吨数)。我们用2030年8MW陆上风机单位功率重量乘以机组价格重量系数，得到2030年陆风机组单位功率价格为1495元/kW。

► 第三步：我们利用第二步计算得到的陆风风机单位功率价格，除以风机机组占比得到2030年陆风项目建设成本为2719元/kW，相比2022年下降22%。风电机组占陆上项目建设总成本比重约为55%，根据2030年陆风机组成本1495元/kW倒推得到2030年陆风项目建设成本约为2719元/KW，较2022年降幅22%。

图表17：陆上风电项目建设降本空间测算

资料来源：明阳智能官网，金风科技官网，国际能源网，《2021年风电光伏成本经济性分析》，中金公司研究部