风电行业2023年度策略：景气高度看海风，主线聚焦抗通缩

（报告出品方/作者：广发证券，陈子坤，纪成炜，曹瑞元）

（一）招标装机：招标高企叠加结构升级，迎接明年风电装机热潮

受各方因素影响，2022年装机略不及预期。受疫情和供应链因素影响，全国 风电装机量放缓，据国家能源局统计，1-10月风电新增装机容量21.14GW，同比增 加1.94GW。这是由于2022年上半年疫情疫情造成齿轮箱、轴承等关键零部件缺货 比较严重，对风机的排产和交付产生了比较严重的影响。而且2022年作为补贴结束 后的第一年，还不能完整展示风电行业景气，还需重点关注2023年风电行业整体变 化，预计2023年行业景气周期开启。风电行业作为政策明确引导规划的行业，今 年装机量虽然略不及预期，但许多项目将结转明年并网，预计明年风电高光回归。

风电招标量超预期，未来海风增长是亮点。据金风科技统计，2022年Q1-Q3 季度公开招标量达76.5GW，相比去年全年招标量增加41.39%。截止2022年10 月，国内风机招标量已达到91.72GW，同比增长90.09%，全年预计能突破 100GW。而且招标量通常会年内与下年 3:7的装机比例，再叠加上明年的增量， 实际装机新增可能超过70GW，迎来装机热潮。

海上风电未来的高增长也会进一步支撑招标量的提升。从国内来看，十省份出 台海风“十四五”装机规划，总量超过200GW。国际上同样也有清晰规划，今年5 月，丹麦、德国、比利时与荷兰四国共同签署文件，四国共同承诺，到2050年将四 国的海上风电装机增加10倍，从16GW提高至150GW，其中在2030年，海上风电 装机总量将达到65GW。同时，美国预计在2030年前新增至少30GW海上风电，英 国也将2030年海上风电装机目标从40GW调增到50GW。“十四五”风电总装机量新增278.79GW，风电确定性强。各省市“十四五”风光 装机相关规划均已发布，风电总装机量新增278.79GW，其中大部分省市风电新增装 机量占风光总装机量达50%以上。

“十四五”十省规划超200GW，海风需求可持续性强。2022年是海风去补贴的第 一年，辽宁、山东、广东、广西、江苏、浙江、海南等沿海省份均明确了海上风电装 机规划，总规划量高达202.67GW。同时部分省份相继出台新的省级补贴政策进行接 力，为海风需求提供强力的支撑。此外，据国家发改委、能源局《关于促进新时代新 能源高质量发展的实施方案》，风电项目由核准制调整为备案制，风电项目落地速 度将加快。

（二）陆风：陆风平价项目经济性凸显，整机价格有望筑底企稳

风电行业从周期性走向高成长性， IRR持续保持较高水平。过去风电行业受 政策补贴影响呈现周期性特性。随着风机大型化、轻量化的快速推进，当前陆风海 风均已退补的情况下，部分地区如广西、福建、云南等IRR仍保持在较高水平，目 前全国共计18个省份的风电IRR超过7%。受益于政策段规划支持及大型化高速发 展，海上风机报价已经从2020年的7000元/kw降至2022年11月的3830元/kw左右， 降幅接近50%。部分省市的IRR超过7%，其中福建因为有效利用小时数较高，IRR 达到了14.5%。综合发电收入端和成本端，未来风电IRR将保持较高水平。

陆风平价项目经济性凸显。据西勘院规划研究中心，绝大多数内陆省份陆风项 目的实际造价均低于甚至远低于实现7%IRR的理论造价，其中内蒙古、河北、吉林 等省份价差达2000元/kW以上，可行性强，盈利能力良好。而搭配储能10%2h后， 虽然可行性有所下降，但大多数内陆省份风电投资的实际造价仍低于实现7%IRR的 理论造价，仍满足运营商的投资收益率要求。

陆风大型化进入瓶颈期，陆风整机价格有望筑底企稳。据金风科技统计，风机 价格自2020年初开始不断走低，2022年9月，风机公开投标均价已下探到1808元 /kW，相比去年同期的2368元/kW下降了23.65%。目前陆风招标主力机型集中在 6MW左右，受制于陆风风速及运输半径限制，陆风大型化已经进入阶段性瓶颈 期。且目前陆风风机月度招标均价降速放缓，陆风竞争格局逐步改善，价格有望筑 底企稳。

（三）海风：大型化降本显著，海风项目平价在即

全球海上风电景气度高，中国装机量稳居第一。2021年是国家补贴海风项目 并网的最后一年，当年海风装机量高达16.9GW，同比增长322.5%，占2021年全 球海风装机量的75%。随着海风大型化进程不断推进和各家主机厂纷纷推出低价主 机产品，多个海风项目已经成功实现了平价。所以我们预计未来海风大量增长，占 风电总增量逐年提高。

全球海风装机亦保持高景气度发展，2021年全球海风装机量 达22.5GW，同比增长240.9%。据IRENA预计，2030年全球海风将实现装机 213GW，当前距离目标还有157GW装机余量，预计平均每年实现约22GW海风装 机。丹麦、德国、比利时与荷兰签署文件并承诺在2030年海上风电装机总量将达到 65GW。同时，美国预计在2030年前新增至少30GW海上风电，英国也将2030年海 上风电装机目标从40GW调增到50GW。所以海上风电在国内国外均有巨大需求， 整体上装机量将会呈上升趋势。

大型化降本增效推动风机成本下探。以国内风机龙头金风科技为例，在2018 年公司销售产品中2S系列销售容量占比87.1%，至2022年该比例下降至14.07%， 截止2022年9月份，公司销售的3S/4S机组占比从5.84%增至41.48%。大容量风机 引领出货，大型化降本增效推动风机价格不断下探，据各公司披露，当前主流 3.XMW、4.XMW、5.XMW风机成本已分别降至2300元/kW、2000元/kW、1600元 /kW左右，金风科技5MW以上成本显著高于运达股份及三一重能，主要系金风科技5MW以上产品GW 6S/8S均为海上风机。

量升价稳，风电产值有望突破新阶段。一方面受益于风机招标价格快速下降， 政策方面确定性高，全球需求量高企，风机招标量可预见的增长。因为风机交付周 期约为一年，所以上年的招标规模可作为先行指标预测下年的新增装机规模，再加 上今年很多项目将结转到明年装机并网。我们预计明年装机量上将会有显著提升。另一方面陆风已实现平价，海风平价在即，大功率风机成为行业趋势，风电项目经 济性进一步提高，进而支撑需求成长，风电产值空间将进一步打开。

（一）风机三大技术路线：双馈、半直驱和直驱

风机技术路线主要包括双馈型、直驱型和半直驱，三种技术路线各有所长。双 馈型、直驱型和半直驱是市场上目前主要应用的风机技术路线。三种技术路线在发 电机、齿轮箱、变流器等部件上存在差别，适用于不同应用场景。从技术发展的早晚来看，双馈型发展最早（1970年代），直驱型较晚（1990年代初），半直驱型 最晚（1990年代末）。双馈型价格最低，但故障率高、可靠性低。由于自然风速较低，需要齿轮箱可 增速传动来提高发电机的转速。双馈型具备发电机体积小，成本低的优势。但由于 齿轮箱的存在，齿轮箱易过载，故障率高，可靠性低。

直驱型可靠性最高，但造价高且维修难度较大。直驱不用齿轮箱增速，可靠性 最高；采用永磁发电机，一方面永磁高原材料价格推高整机造价，另一方面磁极 多，重量大，在海中易生锈。永磁发电机存在永久的强磁性，在现场条件下检修较 困难，一旦出现故障需整机拆卸返厂。半直驱型综合了直驱和双馈优点，兼具经济性和可靠性。半直驱机械传动部分 类似双馈，电气传动部分类似直驱。半直驱型仅采用二级中速齿轮箱，相对双馈型 结构更简化，故障率更低；相对直驱型，磁极运用少，体积小，重量轻，成本经济 性高。

陆风平价背景下，机型多以双馈、半直驱为主。根据北京风能大会官方公众 号，2020年和2021年国内各大整机厂纷纷推出大兆瓦机型，在技术路线上，直 驱、双馈、半直驱皆有应用，金风科技推出了中速直驱永磁的新机型，明阳智能以 半直驱为主，三一重能、中国海装、运达股份以双馈为主，而远景在2021年CWP 上推出半直驱机型。由于陆上风电工作环境较稳定，同时直驱型初始投资成本太 高，直驱型在国内陆风市场基本退出了招标。目前，陆上机型以双馈、半直驱为 主。

大兆瓦海上风电机型以直驱和半直驱为主。相比陆上风机，海上风电机组通常 功率更大，工作环境更恶劣，吊装与维护成本更高，因此对于机组运行的稳定性提 出了更高要求。由于多级齿轮箱的应用，高速双馈式风电机组后期发生故障概率远高于直驱式和半直驱式机组，从而限制了其在海上风电领域的应用。根据《大容量 海上风电机组发展现状及关键技术》，国内外主要厂商推出的5MW以上海上风电 机组，我们发现除华锐风电、联合动力等国内三线厂商曾在2011-2012年间推出过 双馈式的6MW机组外，其余风机均采用直驱或半直驱技术路线。

（二）大型化：大型化降本效果显著

风电市场从政策驱动转变为由市场驱动，上游运营商主导产业链话语权，降本 将成为产业链可持续发展的要求。从补贴政策来看，陆风和海风分别已经在2020年和2021年进入补贴退坡，风电市场为由政策驱动转变为由市场驱动，进入平价时 代。从风电产业链特点来看，下游运营商多为国有企业，且玩家数目少，对风场/ 电站资源的分配制使其在产业链中占据主动话语权地位；下游运营商会将风电平价 下的成本压力逐步向产业链中游和上游传递，降本将成为产业链可持续发展的新要 求。

大型化是风电项目降本的有效途径。从资本支出方面，风机大型化可以摊薄风 机制造开支及配套设备的单位功率开支，从运营费用方面，可以减少风场运行和风机维护费用。根据《平价时代风电项目投资特点与趋势》，当机组单机容量由 2MW增加到4.5MW时，静态投资由6449元/kw降低到5517元/kw，全投资IRR由 9.28%上升到11.68%，LCOE由0.3451元/kWh下降到0.2983元/kWh。

全球陆风、海风项目成本过去十年均不断下降。根据IRENA统计，陆风LCOE 近十年一直保持下降趋势，从2010年0.089美元/kWh下降到2021年0.029美元 /kWh，降幅达到68%，陆风总安装成本自2014年起也连续下降；海风LCOE也呈现 明显下降趋势，从2010年0.162美元/kWh下降到2021年0.065美元/kWh，降幅达到 60%。全球陆风、海风项目成本均实现较大幅度下降，近十年成本降低十分显著。

国内新增风电机组平价单机容量持续上升，大功率风机在新增风电中的比例持 续扩大。CWEA统计的市场装机数据显示，2021年我国新增装机的风电机组平均单 机容量为3.51MW，同比增长31.7%；陆上新增风电机组平均单机容量为3.11MW， 同比增长20.7%；同年我国海上新增风电机组平均单机容量达5.56MW，同比增长 13.9%。在2021年新增装机中，5.0MW以上单机容量的机组占比达到23.41%。