2022年风电行业发展现状及未来前景分析.docx

2022年风电行业发展现状及未来前景分析1、风电行业需求展望：潜在需求提前释放，国内装机有望快速增长陆上风电项目在当前风机价格与利用小时数下具备充分的经济性：在2020年，陆上风电已经初步具备平价上网的条件能力，其中单位综合建设成本约为7.0-8.0元/W。而进入2021年，风机成本从先前的4.0元/W跌落至2.0-2.5元/W的区间，助推风电项目的每W综合成本降低1.5-2.0元，使得当前的风电项目投资具备了充分的经济性。我们假设目前风电项目的单位综合成本为5.50元/W，保守估计年有效利用小时数为2,050小时，在0.36元/kWh的上网电价下，我们测算得到项目IRR为9.25%，高于一般风电项目8%的投资回报率要求。同样条件下，我们测算得到项目的LCOE为0.29元/kWh，已经进入火力发电的0.25-0.30元/kWh的成本区间。同时，考虑到双碳背景下越来越多的国企央企进入风电运营领域，而相比民营企业，央国企对投资回报率的要求较低，目前下游运营部分企业对运营期IRR的期望已降低至6%-7%甚至更低，风电项目的经济性则更为突出。地方接力国补支持海上风电：2020年初《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确提出，2022年起中央不再对新建海上风电项目进行补贴，但鼓励地方继续补贴建设海上风电。广东首先出台政策支持，计划在2022年、2023年继续补贴海上风电合计4.5GW；而浙江省也于近期提出大力推进“风光倍增工程”，计划通过逐步退坡的方式制定当地2022-2025年的海上风电上网电价。地方政府的补贴接力有望帮助海上风电温和过渡至平价时期。以广东为例，我们测算海上风电项目在省补条件下有望达到7%以上的IRR：目前海上风电的单位综合成本约为18元/W，其中设备购臵成本约10元/W，建筑安装成本约6.5元/W，其他费用约1.5元/W。在2021年海上风电退补之后，若能重现2021年陆上风电退补后的宽松降价趋势，综合成本下降至13元/W左右，叠加广东省的地区补贴，海上风电项目可以实现约11.5-12元/W的单位综合成本。在此情境下，我们按照广东0.4530元/kWh的上网电价、2800小时的年均利用小时数测算，海上风电项目的内部收益率有望超过7%，初步具备经济性；如风电场风资源更为优越，则经济性更为突出。海上风机跌价苗头已现，部分区域有望逐步具备无补贴经济性：2021年下半年，华润苍南、中广核象山等海上风电项目开始招标，超出此前产业认为年内海上风电新增招标概率较小的预期，而从中标情况来看，新中标的海上风机（含塔筒）成本已从先前的7.5-8.5元/W降至4元/W的价格区间。我们认为，2021年海上风电抢装结束后，如安装资源价格与风机价格重现陆上风电退补后的宽松降价趋势，海上风电有望在部分风资源优质的区域达到平价经济性，进而拉动装机需求的增长。装机需求拐点提前，国内装机有望快速增长：整体而言，在风机价格超预期下降、陆上风电经济性充分显现的情况下，当前国内季度风电场新增招标量连续保持高位，指引国内陆上风电装机提前回暖，若季度招标量持续高景气，则有望指引后续装机需求增速提升，海上风电经济性加速体现则有望进一步增厚“十四五”中后期需求；我们预计2022-2023年国内新增风电装机分别约53GW、72GW，同比增速分别约33%、36%。而在需求向好的预期下，风机价格竞争也有望出现一定程度的缓和。图：国内风电年新增装机量预测2、风电产业链：零部件成本压力有望释放，整机价格竞争或引格局变动轴承环节：领衔国产替代的企业有望快速提升市占率：风电轴承主要分为两大类，即变桨偏航轴承和传动系统轴承（主轴、增速器及电机轴承）。其中变桨偏航轴承主要用于调整风机朝向及叶片桨距角，保证风机垂直迎风、输出功率稳定在安全高效的范围内。通常来说，变桨偏航轴承仅在风力风向变化时进行间歇性的转动调整，因此其强度、硬度的要求相对主轴而言也较低，目前这一类风机轴承已经实现了相对较高的国产化率。而风机的主轴轴承主要用于支撑风机主轴，需要同时承担三重载荷，即：①轮毂、叶片、主轴自身的重量；②叶片转动带来的惯性载荷；③不稳定的风速风向条件下产生的气动载荷。伴随着风电机组的大型化，上述三种载荷也随着风力装机容量的增加而增大，加工难度亦成倍增加。国产轴承商必须要攻克软带区（未淬火或二次淬火导致的硬度低于正常区的区域）较长、钢材硬度与抗冲击性不达标等技术难关才能进入风机主轴生产商行列。目前国内生产主要集中在2MW及以下风电轴承，3MW及以上大机型轴承仅有少量国内企业具备批量生产能力，我们预计后续领衔国产替代的企业有望在风机降本需求较强的背景下依靠性价比优势快速提升市占率，业绩增速有望显著超过行业需求增速。铸件环节：格局基本稳定：风电铸件市场格局近年基本稳定，根据日月股份公告，目