大功率风力发电机|2021年风电行业深度报告（附下载）

一、“碳中和”支撑装机预期增长

“碳中和”目标支撑中长期需求

我国计划在2030年实现碳达峰，2060年实现碳中和：2020年9月22日，在第75届联合国大会上指出，我国将在2030年实现碳达峰，即二氧化碳排放将在 2030 年达到顶峰，然后逐渐下降；力争在2060年前实现碳中和，即2060年我国直接或间接产生的二氧化碳或温室气体排放总量将通过多种形式抵消，实现相对“零排放”。2020年12月12日，气候雄心峰会进一步指出，2030年我国国内生产总值二氧化碳排放量比2005年下降65%以上，非化石能源在一次能源消费中的比重下降将达到 25% 左右。

碳中和相关政策逐步出台：“922”讲话后，碳中和相关政策逐步出台。国家能源局提出，到2025年非化石能源消费占一次能源消费比重达到20%左右，推进碳排放交易；各地相继出台风电、光伏装机规划，推动新能源发电比重提升；在企业层面，电力央企公布了“十四五”期间清洁能源装机计划和企业内部实现碳中和的时间。国家电网、南方电网相继发布碳峰值和碳中和工作方案。国家电网行动计划在供给侧。构建清洁能源供应体系，推动需求侧能源消费电气化和能效提升，推动电网向能源互联网转型；南方电网从清洁能源、能源互联网、电网、新能源发展、科技创新、政企联动等方面发展起来。、农村电网改造等方面提出了多项重点措施。新能源发展、技术创新、政企联动。、农村电网改造等方面提出了多项重点措施。新能源发展、技术创新、政企联动。、农村电网改造等方面提出了多项重点措施。

双碳目标支撑我国新能源发电长期增长空间：据清华大学气候变化与可持续发展研究所测算，为实现2060碳中和目标，能源相关到2050年二氧化碳排放量需要减少到14亿吨。为实现这一目标，我国以燃煤发电为主的电力生产结构急需调整。到2050年，非化石能源应占能源消费总量的85%左右。在此条件下，2050年我国光伏与风电联合发电量应达到11.6万亿千瓦时左右，装机容量约8300GW，未来30年年均装机容量约260GW。如果能源消费总量控制未能达到预期，为实现减排目标，光伏和风电装机需求将进一步增加。

全球“脱碳”支撑风电装机需求：目前，尽快实现碳中和已成为全球共识。拜登上台后，美国重新加入《巴黎协定》，并计划在交通、建筑和清洁能源领域投资2万亿美元。，在政治上将气候变化纳入美国外交政策和国家安全战略，继续推进美国“3550”碳中和进程，即电力部门到2035年实现碳中和，到2050年实现100%清洁能源，净零排放。欧盟委员会提出到2050年欧洲将在全球率先实现碳中和，同时制定了2030年中期减排目标，其温室气体排放量应比 1990 年的水平至少减少 55%。日本首相菅义伟在2020年10月宣布，日本将在2050年实现碳中和。随着世界主要经济体进入“脱碳”周期，预计全球风电新增装机容量有望保持稳定增长。

“十四五”内需有望回升

风能和光伏发电是非化石能源的主要替代能源：我国提出2030年非化石能源一次消费比重达到25%。为实现这一目标，我国发电重点结构必须从燃煤发电向清洁能源发电转变。在众多新能源发电类型中，水电、核电、生物质能等由于资源限制和技术成熟，预计中短期增长有限。“十四五”期间，风电、光伏有望支撑非化石能源消费。占比上升的主要动力品种。

“十四五”清洁能源将占能源消费增量的80%：2021年3月31日，在国务院新闻办公室召开的新闻发布会上，新能源与可再生能源司司长李创军国家能源局能源司表示，在“十三五”的基础上，“十四五”期间可再生能源年均装机容量将大幅增加，装机容量将大幅提升。进一步扩大到“十四五”末期。它将占中国发电总装机容量的50%以上。国家能源局发展规划司司长、新闻发言人李富龙 表示，初步预计“十四五”期间清洁能源将占能源消费增量的80%，比“十三五”期间提高20个百分点。化石能源将成为能源消费增长的主体，为实现2030年非化石能源消费占25%左右的目标奠定坚实基础。

预计“十四五”期间，我国风电年均装机容量有望达到45-60GW：据国家能源局统计，我国非化石能源将占15.2020年一次能源消费的9%吊车，超过《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》设定的15%目标。考虑到我国2030年非化石能源占一次能源消费比重为25%，预计2025年我国非化石能源占一次能源消费比重将超过20%。我国“十四五”期间光伏+风电的年均值可以计算出来。预计装机容量将达到130-160GW，

“十四五”新能源装机规划密集发布：国家能源集团公司、国电投、中国华能等央企在可再生能源装机量和清洁能源占比等方面作出规划。2025年，所有央企清洁能源占比总目标为50%及以上。此外，省、市政府也高度重视新能源的发展。据不完全统计，“十四五”期间，已有11个省份出台了新能源装机的具体目标要求。

二、风电经济好转促进需求释放

抢装后整机招标价格急速下降

2021年新批项目不补贴，2020年陆上风电抢装：2019年5月，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，并提出新批项目自2021年1月1日起开工，陆上风电项目已全面实现平价上网，国家不再给予补贴；此前已获批但在2021年底前尚未并网的项目，将不再享受国家补贴。补贴退坡政策将带动2020年装机热潮，风电新增并网容量将达到71.67GW的历史水平。

装机需求的大起大落，带动了风电机组招标价格先升后降：需求的大幅波动直接体现在风电机组的中标价格上。2019-2020年，退税政策带动装机需求，风机价格也实现了快速上涨，从3000元/kW一路上涨到最高4300元/kW。随着补贴取消后新增需求预期下调，2020年年中起风机招标价格将进入下行通道。进入2021年之后，风电机组招标价格再创新低。国能集团5月份公布的11个风电项目均价达到2667元/千瓦。其中，联合动力中标兴安盟楚古拉项目，浪莎布拉项目，辽宁建平洛府沟项目最低电价2576元/千瓦；6月以来，大唐滨阳马王项目三期风电机组招标开标结果再创历史新高：明阳智能报最低价2.192. 26元/千瓦，再次破创大唐上一轮文山招标项目最低电价2254元/kW。至此，大型风电场招标项目主流风机招标价格已降至2200-2500元/千瓦。明阳智能报26元/千瓦最低价2,192.，再次打破大唐上一轮文山招标项目最低价2,254元/千瓦的纪录。至此，大型风电场招标项目主流风机招标价格已降至2200-2500元/千瓦。明阳智能报26元/千瓦最低价2,192.，再次打破大唐上一轮文山招标项目最低价2,254元/千瓦的纪录。至此，大型风电场招标项目主流风机招标价格已降至2200-2500元/千瓦。

整机降价刺激需求释放

陆上风电项目在当前风机价格和利用小时数下足够经济：2020年陆上风电初步具备公平上网的条件和能力，其中单位综合建设成本约7.0-8.0元/W。2021年风电机组造价将从之前的4.0元/W下降到2.0-2.5元/W区间，有利于降低综合成本每瓦风电项目。1.5-2.0元，使目前的风电项目投资完全经济。

我们假设风电项目当前单位综合成本5.50元/W，保守估计年有效利用小时数为2050小时。在0.36元/kWh的上网电价下，我们计算出该项目的IRR为9.25%，高于一般风电项目所需的8%的投资回报率。在同等条件下，我们测算出该项目的LCOE为0.29元/kWh，进入了0.25-0.30元/kWh的热电成本区间。发电。同时，考虑到越来越多的国有企业在双碳背景下进入风电运营领域，与民营企业相比，央企对投资回报的要求较低。目前，部分下游企业已下调运营期内部收益率预期。6%-7%甚至更低，风电项目的经济效益就更加突出。

季度招标规模加大，装机回升有望提前：风电机组招标价格下降带来的风电场建设成本下降，正在显着提升风电竞争力。取消补贴后，招标规模不减反增。2021年上半年，国内风电设备公开招标容量28.5GW，同比增长159.09%；其中，一季度招标14.2GW，二季度招标14.3GW，数据规模接近2019年历史最高水平。出乎意料的是，陆上风电经济全面兴起，国内陆上风电装机有望提前回暖；且随着需求向好预期，风机价格竞争也有望得到一定程度的缓解。

地方接力国家补贴支持海上风电，抢装完成后初期投资下降或带来一定经济效益：《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》2020年初明确中央不再对海上风电项目给予补贴，但鼓励地方政府继续对海上风电建设给予补贴。广东率先出台政策支持，计划2022年和2023年继续补贴海上风电总量4.5GW。地方政府的补贴接力可以帮助海上风电以温和的方式过渡到平价期。此外，我们认为大功率风力发电机，2021年海上风电抢装完成后，2021年陆上风电退还后，装机资源价格和风电价格可能再现宽松降价的趋势。海上项目有机会在初期投资下降的背景下表现出一定程度。反过来，这种经济效率又推动了装机容量的增长。

以广东为例，我们测算在省级补贴和首期投资减少的假设下，海上风电项目的内部收益率有望达到7%以上：目前海上风电单位综合成本约为18元/ W，其中设备采购费用约10元/W，施工安装费用约6.5元/W，其他费用约1.5元/W。2021年海上风电补贴后，若能重现2021年陆上风电补贴后宽松降价的趋势，综合成本将降至13元/W左右，广东省区域补贴叠加，海上风电项目可实现约11.综合单价5-12元/W。在这个场景中，我们按照广东上网电价0.4530元/kWh，年平均利用小时2800小时计算。海上风电项目内部收益率有望超过7%，初步经济；比如风电 风资源更加优越，经济性更加突出。

三、大趋势推动格局演变

大型机组降本优势明显

风电机组大功率机型占比增加：从全球来看，GWEC数据显示大功率风力发电机，2019年全球新装机平均单机容量超过2.75MW，同比增长1.16MW 相比2009年。主流单机容量正在从之前的1.5-2.5MW转向3.0MW及以上机型。国内风电装机容量也呈现规模化趋势。2017年我国新风机平均功率首次突破2MW，2018年达到2MW。 据国际能源网统计，2021年上半年远景能源前三名中标企业、中车风电、金风科技均中标3GW以上，大型机组化趋势加快。此外，从金风科技、铭阳智能的出货结构来看，风电整机企业致力于大机组的研发，大容量风机的销售占比也呈现逐年上升的趋势。按年。

大型机组有望从两个方面降低风电成本：一方面，大型机组可以有效提高风机的利用小时数，从而提高有效发电量；另一方面，大型机组可以稀释风力涡轮机的成本。风电场的制造成本和系统成本。

大型机组增加风机利用小时：大型机组可以通过更大的叶轮直径增加清扫面积，降低最小风速要求，同时通过更高的塔高可以捕获更好的风资源. 这两个因素都可以大大增加风力涡轮机的利用小时数并增加有效发电量。

摊薄大型机组风机制造成本：总体而言，在单台风机功率提升过程中，零部件的材料用量并不会随着功率的增加而线性增加，单台W的成本为随着单机功率的增加，可以减少整机的制造。. 目前国内整机厂在大型化过程中普遍应用平台化设计理念，即从规格尺寸上看，风机的外观和大型部件变化不大，只有关键部件的输出功率或负载不同。设计。因此，大规模的单机功率需要增加关键部件的主体部分，然后才能降低单W制造成本。

大型发电机组降低风电场系统成本：土地成本、安装成本等也是风电场建设成本的重要组成部分。当风电机组的单机容量增加时，相同装机容量所需的风电机组数量减少，进而可以减少风电场的占地面积，降低线路、塔架和装置的成本。根据《平价时代风电项目投资特点及趋势》，在同等项目规模下，单机容量从2MW提高到4.5MW时，塔筒等元件每千瓦的投资成本，设施和土地将是显而易见的。随着下降趋势，项目静态投资成本显着降低，这反过来又推动了 LCOE 的下降。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可降至0.30元/千瓦时。下降幅度达到了 13.6%。

大型化趋势确立，助力风电成本持续下降：目前风电大型化趋势基本确立。我们预计，在规模化趋势下，未来风电价格和风电成本有望继续下降，进一步打开风电需求。.

整机链接格局发生了变化

抢装市场下，整机整体格局分散：2020年抢装市场带来的需求快速增长，给风电企业带来了历史性的市场。CR3 从 2018-2019 年的 61% 下降到 2020 年的 49%，下降了 12 个百分点。

风电机组报价持续走低，价格战下风电机组格局或进一步分散：2021年风电机组价格进入下行通道，进入二季度后风电机组招标价格跌破2500元/kW，相比2020年抢装期4200元/kW的高价吊车出租，目前整机中标价格大幅降低。一些报价激进的整机企业在竞价份额中取得了一定的正收益。以国能集团2021年5月公布的11个风电项目中标为例，联合电力和风电风电分别以2670元/kW和2590元/kW的低价中标4个和1个项目.

大型化趋势可能对整体结构产生影响：大型机组对风机制造成本的稀释程度可能因风机技术路线不同而不同。其中，直驱机组主机较重，但发电效率高，维护成本低；双馈机组主机重量小，但发电效率和维护成本处于不利地位；半直接驱动单元相对居中。在规模化趋势下，我们认为风电场业主对初始安装成本和全生命周期LCOE的偏好可能会对整体竞争格局产生一定程度的影响。

龙头零部件占比有望提升

轴承环节：国内更换尚未完成：风电轴承主要分为变桨偏航轴承和传动系统轴承（主轴、增速器和电机轴承）两大类。变桨偏航轴承主要用于调整风力发电机的方向和叶片的桨距角，以保证风力发电机垂直于风向，输出功率稳定在安全高效的范围内。一般来说，变桨偏航轴承只在风向变化时进行间歇性的旋转调整，因此其强度和硬度要求也低于主轴。目前，该类风电机组轴承国产化率较高。

风扇主轴轴承主要用于支撑风扇主轴，需要同时承受三个载荷，即：轮毂、叶片和主轴的重量；叶片旋转引起的惯性载荷；风速和风向不稳定条件下产生的气动载荷。随着风力发电机组的大型化，上述三类负荷也随着风电装机容量的增加而增加，处理难度也成倍增加。国内轴承制造商必须克服软区（未淬火或二次淬火导致硬度低于正常区的区域）的技术难点，钢材硬度和抗冲击性等技术难点才能进入风机主轴厂家行列。目前，国内生产主要集中在2MW及以下风电机组轴承，国内仅有少数企业具备3MW及以上大型轴承的量产能力。

引领国内替代机头的国内企业有望受益于规模化趋势：2016年以来，本土企业在大功率风电机组主轴轴承技术方面逐步取得突破。2016年，LUCC研制出国内首个配套国家863重大科研项目的6MW风电主轴轴承。通过项目组初步验收；以及瓦州集团承担的辽宁省重大科技创新项目“5MW及以上大功率风力发电机组配套轴承”顺利通过专家组验收，研制成功6MW主轴轴承。2019年大冶轴实现4.0MW主轴轴承批量交付。2020 年，新强联风电轴承产品主要集中在3.0MW及以上机型，5.5MW风电轴承产品已批量供货。国内龙头企业有望受益于大机组化趋势。

铸件环节：格局基本稳定：风电铸件市场格局近年来基本稳定。根据日月公告，全球80%以上的风电铸件产能集中在中国。截至2019年底，全球风电铸件CR5占比达到64%，其中日月产能达到40万吨，位居全球第一。日月入股后，产能较大的有永冠集团、吉信科技、山东龙马等3家公司，分别达到21万吨、16万吨、14万吨，剩余产能在10万吨以下。. 目前，日月年产18万吨海器关键铸件（二期80、000吨）预计2021年第三季度建成试产，建成后公司将形成年产48万吨的铸造能力。2020年，日月股份还将募集资金建设年产22万吨的大型铸件精加工生产线。未来两年产能有望继续释放，进一步巩固领先地位。

塔筒及叶片：龙头企业产能布局具有优势：风电机组塔筒及叶片的市场范围受运输半径限制，规模化生产趋势对企业产能布局提出更高要求。“十四五”期间，陆上风电发展重心有望回归三北地区。天顺风能等龙头企业在周边地区拥有成熟产能，有望率先受益于需求回暖。

原材料价格的松动有望增加中游利润：风机产业链中的零部件基本为铸钢件和锻件，生产过程中钢材等原材料成本普遍占比较大。因此，公司整体盈利能力与钢材价格密切相关；近期钢材原材料价格上涨可能对风电制造企业的盈利能力产生一定的负面影响。展望未来几年，如果原材料价格松动，风电中游零部件企业的成本压力有望减轻，部分格局较好的零部件利润有望增加，而零部件企业的成本压力有望减轻。用一个糟糕的模式和虚弱的声音，

四、概述

“碳中和”支持中长期风电需求改善。“十四五”期间，预计国内风电年均装机容量将达到45-60GW，明显高于“碳中和”目标提出前的行业预期。随着风机价格意外下跌，陆上风电经济全面显现，国内陆上风电装机有望提前触底反弹；而随着需求向好预期，风机价格竞争也有望得到一定程度的缓解。如果大宗原材料价格出现松动，预计将增加中游风电制造板块的整体利润。风电制造量、价格、成本三重底有望建立。大型风力发电机的趋势基本确立。未来，风电机组价格和每千瓦时用电成本有望继续下降，进一步打开需求空间；在规模化趋势的影响下，整机及零部件的竞争格局也有望发生变化，部分企业有望受益。

- 结尾 -

【星艳君

专题报道

】

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