1. 三大驱动因素共筑风电赛道高景气
1.1 驱动因素一：双碳政策推动能源转型，风电装机持续性强
全球能源转型趋势明显，可再生能源规模实现十年翻倍。根据 IRENA 数据 显示，全球气候变暖大背景下，各国加快新能源开发利用，全球可再生能 源累计装机规模从 2010 年的 1222GW 提升至 2020 年的 2733GW，实现 十年规模翻倍。风力发电作为可再生新能源发电重要手段，行业发展确定 性强。
风力度电成本下降显著，陆上风电已成为全球成本较低的能源形式。根据 IDENA 数据，全球陆风、海风成本十年来下降明显，2021 年陆上风电成 本仅为 0.033USD/KWh，低于其他所有能源形式的度电成本，为其持续发 展奠定基础。
风电行业高速发展背景下，全球风电装机量持续提升。根据 GWEC 数据显 示，2021 年全球风电累计装机量达 837GW，同比增长 12.4%。新增装机 量近两年持续保持较高水平，2021 年新增装机共 93.6GW，其中海上风电 新增装机 21.1GW。
各国对对能源安全和净零排放需求迫切，全球风电产业的未来发展预期日 趋积极。根据 GWEC 预测，2022-2026 年全球风电装机容量将累计新增 556.93GW，年复合增长率 6.37%。
聚焦我国，政策层面上，在“碳达峰，碳中和”背景下，我国持续加大可 再生能源开发力度。近年来，我国出台一系列政策鼓励支持风电产业持续 发展。以 2021 年《“十四五”规划》为例，定下大力提升风电规模，加快 发展东中部分布式能源，有序发展海上风电。
我国风电装机需求增长，风力发电占总发电量比重持续提升。根据国家能 源局数据显示，2021 年我国风电累计装机 328.5GW，占比国内发电装机 总量的 13.8%。风电装机量持续上升的背景下，风电发电量占全国发电总 量比例持续上升，2021 年我国风力发电量占全国发电总量的 8.04%。
当下我国贡献风电装机市场主要份额。根据 GWEC 数据显示，2021 年我 国风电新增装机占比全球总新增量的 50.91%。目前我国已成为全球***大陆 上风电装机国家，累计装机容量占比全球 40%。
各省陆续出台“十四五”期间风电装机规划，十四五期间我国 29 个省份风 电新增装机规划容量合计达 310GW。根据《电力增长零碳化（2020– 2030）：中国实现碳中和的必经之路》报告预计，2030 年风电总装机容量 达 8.7 亿千瓦（对应 870GW），年均复合增速达 11.43%。
1.2 驱动因素二：风机大型化协同降本，推动风电行业周期转成长
复盘风电装机历史，受政策补贴等影响，风电行业具备周期性。2004 年开 始国家出台相关鼓励政策，风电行业开始快速发展，2008-2010 年经历跑 马圈地，我国风电新增装机量开始快速增长；2011-2013 年电网建设滞后， 国产风电机组质量不稳定，期间装机量增速放缓。2013 年弃风率明显下降， 风电装机量开始回升。2014 年国家首次下调风电上网**电价后，2015 年引发抢装潮。2019 年“双碳”目标提出，国家再次下调风电上网电价， 补贴政策逐渐退坡使得陆风和海风在 2020、2021 年分别迎来抢装热潮。
政策补贴退坡后，大型化协同风机降价等因素有望推动风电行业周期转成 长。风电项目 IRR 提升是风电装机的直接驱动因素，IRR 与发电收入与投 入成本有关。收入端，风电平价，单瓦电价稳定，同时风机大型化带动发 电效率、发电小时数提升，电网测智能化等使得弃风率下降，发电收入端有望上升；成本端，风机大型化摊销成本，同时风机招标价格持续下降， 带动风电初始投资成本下降。因此未来风电项目 IRR 有望持续上升，从而 带动装机量持续提升。
催化一：风电平价推动发电收入端维持稳定。风电平价后上网电价稳定， 2021 年陆风进入平价时代，新建陆上风电项目上网电价按各省燃煤发电基 准价执行。同时自 2022 年起，我国取消对新增并网海上风电的补贴， 2022 年或为海上风电平价元年。风电平价后，上网电价稳定，发电收入端 有望维持稳定。
催化二：风机大型化是风电降本重要手段。设备成本方面，规模化效应增 强，有望摊薄风机制造成本；非设备成本方面，相同装机容量下风机台数 减少，对应的建设、运维成本费用减少；此外，大型化风机对应高塔筒和 大叶片，风机容量增大提升扫风面积，有效提高发电小时数及发电量，间 接起到降本增效的作用。
当前风电机组持续大型化，单机容量功率明显提升。根据 CWEA 数据统计， 截至 21 年国内陆风平均单机容量达到 3.1MW，海风平均单机容量达 5.6MW，目前陆上风电主流装机机型为单机容量 3MW 以上的风电机组， 单机容量 4-5MW 的风电机组开始小批量应用于部分陆上风电场。海上风 电方面，主流新增机型单机容量为 5MW 以上。
风电装机结构方面，高功率风机占比提升。根据 CWEA 数据统计，我国风 机机组累计装机容量的功率主要集中在 2-2.9MW。截至 2021 年，2.0MW 以下（不含 2.0MW）累计装机容量同比下降 6pcts；2.0-2.9MW 累计装机 容量同比下降 5pcts；3.0MW 及以上风电机组累计装机容量占比达 23%， 同比增长 1pct 左右。
根据《平价时代风电项目投资特点与趋势》可以看出，在仅考虑风电机组 点位影响的同一项目为例，当单机容量由 2MW 提升到 4.5MW 时，项目投 资成本降低，LCOE 可降低至 0.0468 元/kwh。随着风电机组单机容量提升， 项目度电成本明显下降。
催化三：风机投标均价持续下降，单瓦投资成本降低。近年来风机投标价 格呈现明显下降趋势，根据金风科技公开数据表示，2021 年年初陆风风机 中标均价为 3030 元/kw 左右，2022 年 9 月中标均价为 1808 元/kw，降幅 高达 40%，风机价格的持续下降将带动风电初始成本的下降。
催化四：弃风限电缓解，下游运营商对风电消纳能力提升。2016 年我国平 均弃风率为 17%，部分“三北”地区由于配套电网规划建设滞后、部分地 区弃风限电现象严重，2016 年开始我国出台一系列针对可再生能源消纳的 政策推动，弃风限电情况持续好转，2020 年我国平均弃风率为 3%。同时 伴随电网智能化，风电消纳比例近年持续提升，装机可持续性明显增强。
1.3 驱动因素三：海上风电需求高增，推动行业成长
相较陆风，海上风电优势明显，整体风机利用率更高，单机容量更大，年 运行小时数***高可达 4000h 以上，海上风电效率相较陆上风电年发电量多 出 20%-40%。同时，我国海风资源丰富、海上风力供给更充足、气流均匀 等使得风电机组运行更加平稳，海上风电是风电未来发展的重要方向。
海风平价已至，成长属性凸显。2022 年前三季度，风电项目招标规模 73.6GW，已超过去年全年招标量，预计全年招标量有望达到 90-100GW 左右。考虑到风机从中标到确认收入的周期需要半年到一年的时间，上一 年风机招标量基本决定当年新增装机规模，2023 年风机交付与并网有望大 幅增长。根据国金电新组统计，2022 年海风招标 15.87GW。
我国海上风电发展迅速，2021 年新增装机创历史新高。根据国家能源局数 据，2021 年我国海上风电新增装机量达 1690 万千瓦，同比 2020 年增长 452.29%，是此前累计建成总规模 1.8 倍。截至 2021 年底，我国风电累计 装机规模达到 26.39GW，渗透率（即海上风电累计装机容量占比）从 2016 年的 1%提升至 2021 年的 8%左右。随着陆风政策补贴转向海上补贴， 加之海上风电大叶片等趋势推进，预计我国海上风电渗透率将持续提升。
本文摘自：网络 日期：2023-01-29
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