■风电新增装机空间广阔，未来全球风电市场增量主要看中国。2021年全球风电发电量占比为6.6%，预计2030年该比重或将达到21%左右。国内风电新增装机占电源装机结构比重在27%，随着风电度电成本持续降低，未来风电新增装机规模提升空间广阔。预计未来国内风电新增装机占全球比重会在40%以上，未来增量市场主要看中国。
　　■国内风电新增装机迈入平稳增长阶段，后市场增速快。国内陆上风电基本实现平价上网，在经济性驱动下陆风装机有望稳步增长，保守预计“十四五”期间国内陆风年均装机容量在50GW左右，未来3年CAGR在14%以上。国内海风国补取消地补接力，未来海风仍有较大降本空间助力实现全面平价上网。2022年海风经过去年抢装潮之后短期面临回调压力，根据国内主要地区海风规划情况，保守预计“十四五”期间国内海风年均新增装机规模在14GW左右，未来3年CAGR在30%以上。中长期来看，分散式和深远海的风电建设是重要看点，存量风电场逐步累积未来将激发上千亿元的技改、更新换代和运维等后市场潜力。
　　■半直驱、大型化是风机降本的必经之路，主机厂头部集中趋势明显。目前国内陆上风机中双馈机型仍然占据主流，半直驱技术路线有望在海风领域加速渗透。国内风电主机厂的产能基本能够满足未来新增装机需求，各大主机厂也形成了多种大兆瓦机型平台化生产能力，未来风机价格仍存在下行压力。未来陆风整体竞争格局趋于白热化，海风格局或将开启变数。头部风电主机厂或将继续致力于产业投资换资源和成本控制，行业集中度或将继续提升。
　　■风电产业链中海缆、主轴承、塔筒受大型化单位零部件用量摊薄的影响较小，值得关注。海缆在深远海趋势下未来三年市场规模能够保持CAGR在40%以上，并且竞争格局稳定；主轴轴承往大兆瓦升级趋势明确，目前30%的国产化率水平下未来国产替代空间广阔；国内塔筒厂商的成本优势助力其出海打造新的增长极，头部厂商规模效应强化下集中度或迎来提升。
　　■业务布局建议及风险分析。建议与优质的风电主机厂及海缆、主轴承、塔筒领域的头部零部件供应商建立综合授信、项目贷、供应链金融等业务合作，关注风电消纳困难、主机厂非理性价格战和上游原材料价格上涨等风险。
　　

研究报告全文：TableYemei0行业研究深度报告2022年12月15日TableTitle1碳达峰碳中和系列研究之风电制造篇风电市场向好深耕产业链经营Tablesummary1风电新增装机空间广阔未来全球风电市场增量主要看中国2021年全球风TableAuthor1杨荣成电发电量占比为66预计2030年该比重或将达到21左右国内风电新行业研究员增装机占电源装机结构比重在27随着风电度电成本持续降低未来风电新增装机规模提升空间广阔预计未来国内风电新增装机占全球比重会在0755-8290127340以上未来增量市场主要看中国yangrongchengcmbchinacom国内风电新增装机迈入平稳增长阶段后市场增速快国内陆上风电基本实现平价上网在经济性驱动下陆风装机有望稳步增长保守预计十四五期间国内陆风年均装机容量在50GW左右未来3年CAGR在14以上国内海风国补取消地补接力未来海风仍有较大降本空间助力实现全面平价相关研究报告上网2022年海风经过去年抢装潮之后短期面临回调压力根据国内主要地碳中和碳达峰系列研究之电力区海风规划情况保守预计十四五期间国内海风年均新增装机规模在行业篇构建新型电力系统寻找确定性高成长赛道14GW左右未来3年CAGR在30以上中长期来看分散式和深远海的风电建设是重要看点存量风电场逐步累积未来将激发上千亿元的技改更新换代和运维等后市场潜力半直驱大型化是风机降本的必经之路主机厂头部集中趋势明显目前国内陆上风机中双馈机型仍然占据主流半直驱技术路线有望在海风领域加速渗透国内风电主机厂的产能基本能够满足未来新增装机需求各大主机厂也形成了多种大兆瓦机型平台化生产能力未来风机价格仍存在下行压力未来陆风整体竞争格局趋于白热化海风格局或将开启变数头部风电主机厂或将继续致力于产业投资换资源和成本控制行业集中度或将继续提升风电产业链中海缆主轴承塔筒受大型化单位零部件用量摊薄的影响较小值得关注海缆在深远海趋势下未来三年市场规模能够保持CAGR在40以上并且竞争格局稳定主轴轴承往大兆瓦升级趋势明确目前30的国产化率水平下未来国产替代空间广阔国内塔筒厂商的成本优势助力其出海打造新的增长极头部厂商规模效应强化下集中度或迎来提升业务布局建议及风险分析建议与优质的风电主机厂及海缆主轴承塔筒领域的头部零部件供应商建立综合授信项目贷供应链金融等业务合作关注风电消纳困难主机厂非理性价格战和上游原材料价格上涨等风险TableYemei1行业研究深度报告目录1风电装机空间广阔未来增量市场主要看中国111风电渗透率提升空间大度电成本降低驱动装机持续提升112全球风电市场蓬勃发展中国已经成为全球风电主要市场22国内风电新增装机迈入平稳增长后市场增速快321陆风投资成本持续下降经济性保障装机增长322海风全面平价尚需时日抢装回调后有望继续稳步上行623分散式深远海是中长期看点后市场增速快103半直驱大型化是降本必经之路头部集中趋势明显1131半直驱和大型化是风电主机降本的必经之路1232风机往大型平台化生产转型升级价格仍存下行压力1633头部效应明显未来海风竞争格局或存变数184产业链中海缆主轴承和塔筒受大型化影响最小2141海缆市场规模在深远海趋势下保持高速增长竞争格局稳定2342主轴轴承结构性升级趋势明显国产替代空间广阔2543塔筒出海打造新增长极行业集中度或迎来提升285业务布局建议及风险分析31敬请参阅尾页之免责声明13TableYemei1行业研究深度报告图目录图1中国和全球风力发电占总发电量比重图2中国风电新增装机占电源装机比重图32030和2050年全球总发电量分结构预测1图42030和2050年全球电源总装机结构预测1图5全球风电建设成本和平准化度电成本持续下降1图6全球风电新增装机容量及预测情况1图7中国风电新增装机容量及占全球比重2图82021年全球风电新增装机容量区域分布3图9中国陆上风电新增装机容量历史变化情况3图10中国陆上风电投资建设成本结构情况3图11我国陆上风电投资建设成本有望持续下降4图12国内分散式风电历史装机情况5图13国内十四五陆风装机规模预测情况5图14中国海上风电新增装机规模及增速6图15国内海风装机占风电总体比重变化6图16国内海风建设成本结构占比7图17国内海风资源分布图7图18海上风电项目投资成本变化趋势8图192025年主要沿海省份海上风电平价预测8图20海风主要省市十四五期间规划情况9图21海风十四五期间装机规模预测9图22每年寿命达20年的风电机组数量预测10图23我国风电运维后市场规模预测情况10图24风电整机成本拆分情况11图25风电主机结构示意图11图26风电产业链全景图包括产业链上下游以及主要玩家12图27不同技术路线风电机组示意图12图28不同技术路线陆风新增装机占比12图29风机大型化迭代趋势演进图13图30国内海上风机大型化趋势MW13图31陆上风电新增机组平均单机容量变化15图322021年陆风新增装机以30-39MW为主15图33海上风电新增机组平均单机容量变化16图342021年海风新增装机以60-69MW为主16图35运达股份历史产能产量及利用率情况16图36电气风电历史产能产量及利用率情况16图37各容量机组月度公开招标均价情况17图38全市场整机投标均价持续下行17图392022年陆风整机招标价格月度情况18图40海上风电整机招标价格月度变化情况18图41中国风电整机企业集中度变化情况18图422021年中国风电整机企业新增装机占比18图432021年中国整机企业陆上新增装机占比19图442021年中国整机企业海上新增装机占比19图45风机各零部件环节在大型化过程中单位价值量的变化情况20图46海缆分类示意图20图47国内海缆行业市场竞争格局情况22图48风电轴承分布图示23图49大功率主轴轴承示意图25图50三一重能主轴轴承采购单位价值量变化26图51我国陆风主轴轴承国产化率变化趋势262628敬请参阅尾页之免责声明23TableYemei1行业研究深度报告图522019年全球风电轴承市场格局情况图53风机大型化带来相应塔筒高度增加图54塔筒成本结构28图55国内和欧盟塔筒成本对比29图562020年塔筒行业市场竞争格局30图57国内主要塔筒厂商海外业务收入变化情况30图58国内四大龙头塔筒厂商国内产能分布情况313131表目录表1我国陆上风电补贴政策元千瓦时表2陆上风电全投资IRR敏感性分析情况表3国内海风补贴政策含国补和地补4表4海上风电0193元千瓦时上网电价对应的项目收益率元KW小时4表5国内不同地区海风资源发电量水平平价造价范围及十四五平价上网的难度评估7表6国内分散式风电项目开发流程与集中式对比7表72025年近海与远海风电LCOE对比情况8表8三种海上风电机组技术路线对比10表9采用不同单机容量机组的项目经济指标10表10主要主机厂目前建立的平台化生产信息汇总13表112017-2021年我国风电整机企业市占率情况14表122019-2021年我国海上风电整机企业市占率情况17表13不同风电主机厂商在全国范围内的资源布局情况和成本控制策略19表14风电整机各零部件环节市场基本情况20表15海缆占海上风电投资总额的成本占比21表16不同电压等级海缆输送容量情况22表17柔性直流输电海缆示意图23表18国内海缆市场规模预测24表19国内主要海缆企业制造基地布局情况24表20风电轴承的成本占比情况24表21风电主轴轴承市场规模预测情况25表22风电轴承主要供应商以及客户产品梳理情况26表23全球及国内塔筒市场规模预测272830附录附录1十四五第一批风光大基地项目名单全国各省分类附录2十四五第二批风光大基地项目基本情况3235敬请参阅尾页之免责声明33TableYemei2行业研究深度报告1风电装机空间广阔未来增量市场主要看中国11风电渗透率提升空间大度电成本降低驱动装机持续提升未来风力发电渗透率提升空间大风电凭借其清洁环境效益好等特点成为新能源发电中渗透率提升相对较快的一种能源它本质上利用风资源驱动风机叶片转动进而将机械能转换为电能截至2021年底全球风力发电占总发电量比重在66我国这一比重在78左右根据IRENA的预测预计2030年左右全球风力发电占总发电量比重或将达到21左右风力发电占总发电量比重提升依赖于风电装机在电源结构中占比的增加2021年我国风电新增装机容量占总电源装机规模的比例为2662未来随着30-60碳达峰碳中和的目标规划推进风电装机占比还会持续提升未来风电渗透率仍有较大提升空间图1中国和全球风力发电占总发电量比重图2中国风电新增装机占电源装机比重资料来源能源环境独立智库Wind招商银行研究院资料来源Wind招商银行研究院图32030和2050年全球总发电量分结构预测图42030和2050年全球电源总装机结构预测资料来源IRENA招商银行研究院资料来源IRENA招商银行研究院敬请参阅尾页之免责声明135TableYemei2行业研究深度报告未来在风电技术进步成本持续降低的驱动下其渗透率提升确定性强风电经过10多年的发展全球风电的建设成本和平准化度电成本已经下降明显根据IRENA的数据2021年全球海上风电和陆上风电的建设成本较2010年分别下降41和35至2858美元千瓦和1325美元千瓦2021年全球海风和陆风的LCOE分别达到0075美元千瓦时和0033美元千瓦时较2010年分别下降60和68未来在风电技术内生进步持续降本的推动下风电的度电成本有望继续下降风电渗透率必将保持增加趋势图5全球风电建设成本和平准化度电成本持续下降资料来源IRNEA招商银行研究院12全球风电市场蓬勃发展中国已经成为全球风电主要市场过去全球风电新增装机容量波动上行未来或将呈现平稳增长的趋势根据全球风能协会的数据2021年全球风电新增装机容量达到9360GW同比略微下滑177主要系2020年中国风电抢装带来的高基数影响过去10年全球风电新增装机容量年均复合增速为862全球风电历史装机主要受技术进步降本不及预期主要国家风电补贴退坡风电等新能源消纳困难等因素冲击呈现周期性波动上行的特点未来在风电技术进步日趋成熟风电补贴全面退出新能源消纳配套政策逐步完善的情况下预计全球风电新增装机或呈现平稳增长趋势根据GWEC的预测2026年全球风电新增装机容量或达到1288GW未来5年年均复合增速在66左右敬请参阅尾页之免责声明235TableYemei2行业研究深度报告图6全球风电新增装机容量及预测情况资料来源GWEC招商银行研究院中国已成为全球风电市场的主导力量未来全球风电看中国2021年中国风电新增并网装机容量为4757GW受2020年陆风抢装的高基数影响同比下滑1260占全球风电新增装机容量的5082中国已经成为全球风电市场的主导力量而新增装机容量前五名中美国巴西越南和英国风电新增装机合计占比仅为25根据GWEC的预测未来5年中国风电新增装机容量占全球比重将继续保持在40以上未来全球风电市场的发展主要看中国图7中国风电新增装机容量及占全球比重图82021年全球风电新增装机容量区域分布资料来源GWEC招商银行研究院资料来源GWEC招商银行研究院2国内风电新增装机迈入平稳增长后市场增速快21陆风投资成本持续下降经济性保障装机增长敬请参阅尾页之免责声明335TableYemei2行业研究深度报告国内陆上风电已实现平价上网未来装机规模主要依赖风电建设成本的降低我国陆上风电经历了漫长的补贴退坡过程以及风电抢装带来弃风率高企等粗放式发展逐步通过消纳政策实施规模化降本实现了平价上网由此开启了内生技术进步降本驱动的高质量发展之路2020年为陆上风电补贴的最后一年当年新增并网装机规模达到了683GW同比大幅增长1937创造历史最高水平随着陆风补贴完全退出陆上风电项目投资回报IRR内部收益率情况根据不同的初始建设成本和风资源的利用小时数测算表现较为乐观国内陆风投资的积极性较强2021年国内陆风完成了307GW的装机容量尽管相对抢装影响的2020年明显下降但全年仍然相较2019年增长了32未来国内陆上风电的新增装机需求主要依赖于初始建设成本的降低以收益率为导向驱动图9中国陆上风电新增装机容量历史变化情况资料来源GWEC国家能源局招商银行研究院表1我国陆上风电补贴政策元千瓦时2018年前核准2018年核准且2019年核准且2009-2015年2016-2017年2019年前开工且2020年底前并2021年底前并2020年底前并网网网类资源区051049047040034类资源区054052050045039类资源区058056054049043类资源区061061060057052资料来源国家能源局招商银行研究院表2陆上风电全投资IRR敏感性分析情况上网电价元kWh项目全投资IRR029031033035037039041敬请参阅尾页之免责声明435TableYemei2行业研究深度报告32001470160017201840196020702190300013601480159017101820193020402800124013601470157016801790189026001120123013401440154016401740利用小时数2400100011001200130014001490158022008809701070116012501340142020007508409201010109011801260180061069078086094010101090资料来源安信证券招商银行研究院国内陆上风电的初始投资建设成本持续下降依然是趋势陆上风电项目投资建设成本主要包括设备及安装工程建筑工程施工辅助工程其他费用预备费和建设期利息其中设备及安装工程投资占成本比重高达78是陆风降本的核心所在陆上风电项目的投资成本在2020年受抢装带来设备及施工资源紧张迎来了短暂的回升当年陆上集中式风电的平均造价达到了6500元千瓦左右随着抢装效应退潮相关的设备及施工资源存在一定过剩压力陆风的投资成本再次步入下行通道往后看随着设备全产业链推动降本以及安装施工等费用继续压缩根据彭博新能源财经的预测到2025年国内的陆上风电平均建设成本还将下降30左右图10中国陆上风电投资建设成本结构情况图11我国陆上风电投资建设成本有望持续下降资料来源水电水利规划设计总院招商银行研究院资料来源Wind招商银行研究院陆上风电在国内大基地项目规划下未来有望逐年增长根据国家十四五可再生能源发展规划明确要求坚持集中式与分布式并举在大力推进以沙漠戈壁荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设的同时在东中南部地区积极推进分布式风电的开发考虑到国内分散式风电目前主要由国家政策推动在东中南部因地制宜就地就近开发总体规模绝对量和占比都相对较小短期难以成为陆风新增装机增长的主要驱动力因此陆风装机未来主要看大型集中式项目未来国内陆上集中式风电装机规模主要由国内西北华北东北地区的两批风光大基地项目见报告附录1和2规划保证同时根据全国主敬请参阅尾页之免责声明535TableYemei2行业研究深度报告要省市公布的十四五期间的可再生能源发展规划我们保守预计整个十四五期间全国陆上风电年均装机容量在50GW左右未来3年年均复合增速在14以上图12国内分散式风电历史装机情况图13国内十四五陆风装机规模预测情况资料来源CWEA招商银行研究院资料来源政府官网国家能源局招商银行研究院22海风全面平价尚需时日抢装回调后有望继续稳步上行国内海上风电国补取消地补接力距离全面平价上网尚需时间我国海上风电起步相对较晚过去整体发展速度较为缓慢2014年海上风电开始施行固定电价上网叠加海上风电靠近用电负荷侧基本不存在弃风问题行业发展开始提速2021年为海上风电国补的最后一年海上风电抢装效应显著去年海风装机规模达到了169GW同比增长3倍多国补全面取消的同时行业内也都认识到目前的海风建设成本总体还处于较高水平在失去补贴等政策支持下想要依靠自身努力降低成本实现平价上网短期还难以实现因此国内部分省份相继出台了地方性补贴接力从广东山东浙江三省的地方补贴政策来看补贴期限基本都在十四五末期尽管今年福建省的个别项目通过竞价方式出现项目申报电价低至02元千瓦时相比此前享受国家补贴时08元千瓦时的电价下降了75左右这种通过竞争性配置中标的低电价结果对于海风的长期健康发展是不利的海风的全面平价上网是需要根据不同地区海风降本节奏因地制宜推进敬请参阅尾页之免责声明635TableYemei2行业研究深度报告图14中国海上风电新增装机规模及增速图15国内海风装机占风电总体比重变化资料来源风能协会招商银行研究院资料来源风能协会招商银行研究院表3国内海风补贴政策含国补和地补省市发布时间具体内容补贴范围2018年底前已完成核准在2022年至2024年全容量并网的省管海域项目对2025年起并网的项目不再补贴广东2021年6月补贴标准2022年2023年2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500元1000元500元对20222024年建成并网的十四五海上风电项目省财政分别按照每千瓦800元500元300元的标准给予补贴补贴规模分别不超山东2022年4月过200万千瓦340万千瓦160万千瓦2023年底前建成并网的海上风电项目免于配建或租赁储能设施2022年和2023年全省享受海上风电省级补贴规模分别按60万千瓦和150万千瓦控制补贴标准分别为003元千瓦时和0015元千瓦时浙江舟山2022年7月项目补贴期限为10年从项目全容量并网的第二年开始按等效年利用小时数2600小时进行补贴资料来源政府官网招商银行研究院表4海上风电0193元千瓦时上网电价对应的项目收益率元KW小时项目造价13000120001100010000900080007000发电小时数4200030100180260370490640440007014022031042054070046001201902703604706007604800160230310410520650810500020027035045057070087052002303104005006107509305400270350440540660800980560031039048058071085010405800350430520630750900109060003804605606708009501140620042050060071084010001200640045054064075088010501250敬请参阅尾页之免责声明735TableYemei2行业研究深度报告660049057067079093011001300680052061071083097011401360资料来源CWEA招商银行研究院国内海风不同区域建设成本差异较大未来仍有较大下降空间助力平价上网海风的建设成本主要包括设备及安装工程费和建筑工程费二者占总建设成本的比重分别为61和28海风的施工作业难度比陆风高出很多使得其建筑工程费用占比较高海风项目建设成本经过国内多年在技术研发工程建设以及运营方面的不断进步整体呈现下降趋势但不同海域地质条件和风能资源的差异导致建设成本有所分化我国海上风电建设主要集中在东部沿海地区以江苏广东浙江山东和福建等地为主其中江苏省苏北地区广东省粤东地区福建省的风资源条件相对优质并且地质条件较好海风建设成本在全国范围内处于相对较低水平大约在12000-14000元千瓦而浙江山东广东省粤西地区风资源相对一般地质条件略差海风建设成本分布在12000-15500元千瓦左右未来在设备研发配套供应链完善海风施工技术以及运营维护等多方面协同下预计海风建设成本仍有较大下降空间根据CWEA的预测2025年海上风电近海区域平准化度电成本或将达到04元千瓦时深远海区域将达到05元千瓦时图16国内海风建设成本结构占比图17国内海风资源分布图本部分有删减招商银行各部如需报告原文请参照文末方式联系研究院资料来源水电水利规划设计总院招商银行研究院资料来源中国风电发展路线图2050招商银行研究院表5国内不同地区海风资源发电量水平平价造价范围及十四五平价上网的难度评估实现平价上区风资源发电量水平网造价范围十四五平价难度域条件小时元千瓦山7-76ms2900-320010675-11745风资源条件较差需要产业链尽快匹配平价难度较高东无台风江72-8ms3000-340010560-12040产业链配套完善风资源条件一般平价有一定难度苏无台风72-浙风资源条件一般地质条件较差产业链配套尚未完78ms3000-330011345-12530北善平价难度较高弱台风敬请参阅尾页之免责声明835TableYemei2行业研究深度报告72-浙风资源条件较差施工难度大受到超强台风影响平76ms2900-310010300-11100南价较困难超强台风福9-11ms风资源禀赋最佳突破施工能力是关键平价难度相对3800-420013050-14545建强台风较低85-粤具有不错的风资源条件和最高的脱硫燃煤电价平价难95ms3600-400014340-16060东度相对较低强台风73-粤风资源条件和地质条件均较差受台风影响施工难度81ms3000-340011790-13490西大平价较困难超强台风71-海风资源条件较好风电起步晚产业链匹配不够成熟78ms3000-340011278-12353南平价难度大弱台风资料来源海上风电发展大会招商银行研究院图18海上风电项目投资成本变化趋势图192025年主要沿海省份海上风电平价预测资料来源海上风电发展大会招商银行研究院资料来源基于LCOE模型的海上风电平价上网分析招商银行研究院海风装机在国补取消后面临短暂的下滑压力地补接力叠加海风基地项目规划保障后续装机平稳增长海上风电在2021年抢装的高基数效应以及国补全面取消的情况下2022年全年装机容量存在短暂的下行压力尽管部分省市出台了地补政策接力但总体补贴力度较国补下降明显值得注意的是地补也明确了退坡的时间节点预计地补也会带来当地海风小规模的抢装因此全国海风装机在2022年大概率短暂下滑后会再度回到稳步增长的通道根据国家发改委公布的五大海上风电基地装机规划结合海上风电投资主要省份十四五可再生能源发展规划我们保守预计十四五期间全国海上风电年均新增装机规模在14GW左右未来3年年均复合增速在30以上敬请参阅尾页之免责声明935TableYemei2行业研究深度报告图20海风主要省市十四五期间规划情况图21海风十四五期间装机规模预测资料来源各省发改委招商银行研究院资料来源CWEA各省发改委招商银行研究院23分散式深远海是中长期看点后市场增速快长期来看随着陆上土地资源和海上近海资源趋于饱和陆风装机看分散式风场建设海风装机看深远海建设目前陆上风电的装机规模增加主要依靠国家在沙漠荒漠和戈壁地区建设的风光大基地项目实现未来陆上集中式风电建设的土地资源可能会面临瓶颈因此坚持集中式与分布式并举至关重要而分散式风场的建设目前受制于经济性较差噪音污染等因素难以形成规模效应长期看随着风电建设成本不断下探国家对于分散式项目开发经验成熟分散式风电未来可能会通过风电等模式成为陆风装机中的重要力量海风近海可利用资源也是相对有限叠加生态约束趋紧其他经济活动新增用海需求大目前已规划的近海资源已经日趋饱和未来海上风电由近海往深远海拓展是大势所趋远海的海风资源更加充沛但同时也面临开发难度更大建设运维成本更高海面环境不确定等众多挑战远海资源的获取对于风电投资厂商来说要求会更高表6国内分散式风电项目开发流程与集中式对比类型分散式风电集中式风电中尺度数据周边测风塔校核激光立塔测风多测风塔校核激光雷达评估雷达验证验证冰冻期开发找网荷圈地办理审批手续找资源办理审批手续建设运行零星采购零星建设委托运维集中采购集中建设集中运维资料来源国内分散式风电项目创新模式探索招商银行研究院表72025年近海与远海风电LCOE对比情况海域单位投资元kW理想利用小时数h度电成本元kWh近海12550-135003200-33000412-0454远海15000-165003400-35000461-0518资料来源基于LCOE模型的海上风电平价上网分析招商银行研究院敬请参阅尾页之免责声明1035TableYemei2行业研究深度报告存量风电逐步累积未来将催生上千亿元的技改更新换代和运维后市场规模我国风电机组设备的使用寿命一般在20年左右随着新增装机规模不断增加风电机组的保有量也处于上升趋势未来达到使用寿命年限的机组将会陆续进入淘汰更新期因此风电设备的技术改造和以大换小替代市场前景广阔根据CWEA的数据预计在十五五期间每年寿命达到20年的风电机组数量增速呈现爆发式增长十五五末期之后每年的技改和更新替代市场或将稳步增长随着风电场建设规模不断攀升其运维后市场的潜力巨大风电运维后市场主要包括了日常运行维护大部件检修更换以及备件油品耗材等支出根据中国风电后市场发展报告2020-2021的数据2021年我国风电后市场规模在362亿元左右预计2023年规模达到519亿元远期看后市场规模将达上千亿元级别未来或将保持较快增速图22每年寿命达20年的风电机组数量预测图23我国风电运维后市场规模预测情况资料来源2020年中国风电市场招商银行研究院资料来源中国风电后市场发展报告2020-2021招商银行研究院3半直驱大型化是降本必经之路头部集中趋势明显风电的需求趋势向好有望带动整个风电产业链的发展风电产业链主要包括上游原材料和零部件中游主要是风电整机制造桩基以及其他工程施工类企业下游包括风电运营商和后市场运维其中风电整机设备在整个风电场建设成本中占比较高是风电投资成本降低的核心所在而风机的降本又依赖于上游众多零部件如塔筒叶片齿轮箱发电机主轴轴承海缆其他铸锻件等环节协同推进敬请参阅尾页之免责声明1135TableYemei2行业研究深度报告图24风电整机成本拆分情况图25风电主机结构示意图资料来源中电联招商银行研究院资料来源SKF官网招商银行研究院图26风电产业链全景图包括产业链上下游以及主要玩家资料来源招商银行研究院31半直驱和大型化是风电主机降本的必经之路目前风电整机中双馈机型占据主流未来半直驱有望在海风领域大规模应用风电整机可以根据传动链结构的不同分为双馈和直驱双馈机型采用多级增速齿轮箱驱动发电机而直驱机型则无需齿轮箱直接由风机叶轮驱动发电机由于双馈机型经过多级齿轮箱增速后转子的转速较高在同样的发电功率下发电机的体积可以做得较小因此成本较低早期欧美大多数风电企业选择了双馈技术路线并由此传入我国但双馈机型的多级齿轮箱易过载故障率敬请参阅尾页之免责声明1235TableYemei2行业研究深度报告高可靠性差运维成本高这些限制了其发展空间直驱型机组没有齿轮箱转子转速很低需要发电机的体积较双馈机型大出很多倍使得其吊装拆卸的成本偏高随着发电机吊装成本的降低直驱机型在某些场景较双馈具备一定经济性其占比有提升趋势但未来进一步降本空间有限半直驱技术介于直驱和双馈之间采用中低速齿轮箱同时也减少了发电机的体积整体结构更加紧凑从而很好地降低了风电整机的成本在未来海上风电实现全面平价上网降低度电成本的诉求下半直驱技术路线或将成为海上风机的主流选择表8三种海上风电机组技术路线对比半直驱型双馈型类别直驱型高速永磁中速永磁高速双馈中速双馈无齿轮箱机械可有齿轮箱故障低速齿轮箱故障有齿轮箱有滑有滑环低速齿轮结构靠性好率较高率略低环故障率高箱故障率较高控制回路少控制控制控制回路较多控制相对复杂控制回路多控制复杂简单永磁电机体积永磁发电机体永磁发电机体积电机种类碳刷滑环的故障率高大吊装困难积较小较大变流器全功率全功率的13电机造价尺寸最高最大最重较高较大较重高大重低小轻较低较小较轻重量可靠性最高较高高低较低齿轮箱维护频繁且易发生故障发电维护工作量小维齿轮箱维护频繁且易发生故障电机等大部件拆卸相对容易可维护性可维护性护费用低海上发机等大部件拆卸相对容易可维护较好有碳刷滑环增加维护工作电机拆卸困难性较好量传动系统总成本机型千431333320欧元资料3M来W源海上风电机组大型化技术路线分析招商银行研究院图27不同技术路线风电机组示意图图28不同技术路线陆风新增装机占比资料来源海上风电机组机型发展的技术路线对比招资料来源CWEA招商银行研究院商银行研究院敬请参阅尾页之免责声明1335TableYemei2行业研究深度报告风机大型化能够有效改善项目收益率和降低度电成本是未来最重要的降本趋势风电机组的大型化是通过增加单台风机的装机容量减少风机使用台数单瓦其他零部件的用量以及摊薄吊装施工等其它成本最终实现风电投资度电成本的降低风机在往大型化趋势发展过程中对于上游原材料和零部件环节都会带来不同程度的新要求如通过增加塔筒的高度提升发电量增加叶片长度提高扫风面积叶片使用满足轻量化要求的碳纤维材料等我们以100MW容量的陆上风电项目为例单机容量由20MW增加到45MW时静态投资可降低932元千瓦全投资IRR可提升24pct资本金IRR可提升9pctLCOE可降低00468元千瓦时表9采用不同单机容量机组的项目经济指标单机容量项目容量静态投资LCOE元千瓦台数全投资IRR资本金IRRMWMW元千瓦时2050100644992818240345122459963759451885034142343996279967196603366254010062219822019033663033996073101821540326240251005767109724630310845229955171168274902983资料来源平价时代风电项目投资特点与趋势招商银行研究院未来海上风电风机大型化进程或快于陆风近十年以来我国陆上风机新增平均单机容量从2011年的15兆瓦提升至2021年的31兆瓦海上风电新增风机平均单机容量从27兆瓦提升至56兆瓦风机大型化趋势明显截至2021年陆风新增装机机型以30-39兆瓦为主海风新增装机机型以60-69兆瓦为主考虑到陆风补贴已经全面取消实现平价上网海风仍处于国补取消地补接力努力实现平价的阶段预计未来海风的大型化进程会明显快于陆风敬请参阅尾页之免责声明1435TableYemei2行业研究深度报告图29风机大型化迭代趋势演进图资料来源IRENA招商银行研究院图30国内海上风机大型化趋势MW资料来源GWEC招商银行研究院敬请参阅尾页之免责声明1535TableYemei2行业研究深度报告图31陆上风电新增机组平均单机容量变化图322021年陆风新增装机以30-39MW为主资料来源CWEA招商银行研究院资料来源CWEA招商银行研究院图33海上风电新增机组平均单机容量变化图342021年海风新增装机以60-69MW为主资料来源CWEA招商银行研究院资料来源CWEA招商银行研究院32风机往大型平台化生产转型升级价格仍存下行压力风电主机产能基本能够满足未来的需求增长并存在结构性升级的趋势根据国内主要风电主机厂的历史产能产量及产能利用率的数据在风电补贴取消前2019年及以前整体产能出现了一定的过剩压力但随着2020和2021年这两年陆风和海风的抢装使得部分主机厂产能出现不足大部分主机厂产能利用率都超过了100这期间部分主机厂开始了其产能扩充计划随着过去两年的抢装潮结束目前国内主机厂风机产能完全能够满足未来的新增装机需求考虑到未来陆风和海风新增装机需求均有往大兆瓦机型升级的趋势供给端风电主机厂的产能也会相应调整升级建立适应更大兆瓦风机的生产平台敬请参阅尾页之免责声明1635