2024年风机出海行业专题：国内风机成本优势突出，打开新兴市场出口空间

国内风电行业发展现状

中国是世界风电第一大国。我国风电分为集中式和分散式两类发展模式，当前以集中式为主，截至 2023 年底我国风电累计装机达到441GW，其中2023 年当年新增风电装机 75.9GW。截至 2023 年底我国风电累计装机容量已占全球风电装机容量得 43%。而从新增的角度，我国 2023 年风电新增装机已经占据全球新增容量的65%。 目前全球陆上风电开发主要分部在亚太地区，占比超过50%；欧洲地区占比超过25%，美洲地区占比超过 23%。而非洲及中东地区则只有1.13%，是主要大区当中开发规模最少的地区。而全球海上风电方面，亚太地区占比同样高达54%，欧洲地区则几乎包揽了剩余部分，占比高达 45.3%，美国占比0.1%，其他区域则暂无海上风电开发。 在亚太地区内部来看，无论陆上风电还是海上风电，都是以中国为主，在亚太陆上风电当中，中国占比 84%；在亚太地区海上风电方面，中国占比高达97%。尽管当前中东、非洲、东南亚和南美的风电开发依然占比极低，但是从资源禀赋和电力需求的角度，亚非拉美等新兴经济体区域，具有积极的发展潜力。

技术进步推动度电成本持续优化

风电项目造价显著降低主要受益于机组大型化，及核心零部件自研带来的机组单KW 成本降低，其中机组大型化是 2020 年以来度电成本下降的主要驱动因素。回顾历史，即便在补贴时代国内每年风电开发规模低于30GW 的时期，技术降本的效果也非常显著。 例如 2009-2019 年我国风电产业不断以提高发电效率、降低建设和运维成本为核心进行多维度技术创新，以降低度电成本。并依托数字化技术应用、叶片新材料、传感器技术、激光雷达技术、卫星遥感技术和无人机技术的发展应用来最终得以实现，在 2019 年全球风电新增度电成本已经以年复合降速13%的速度降至0.16元/Kwh。

机组大型化：根据 CWEA 数据，2023 年我国陆上和海上风电平均新增装机容量分别达到 5.4MW 和 9.6MW，较 2016 年分别增长 184%和153%。我们预计，2027年我国陆上和海上风机平均新增装机容量将分别达到 7.2MW 和13.6MW。风电机组单机容量不断增大，机组大型化带动单位功率的设备重量得以降低，减少了单机零部件用量，大幅摊薄了风电机组单 KW 制造成本。据不完全统计，2024年 5 月陆风风机（不含附属设备）中标含税均价已经低于1300 元/KW。根据三一重能测算，2023 年风机含税公斤单价降至 25 元/kg，较2022 年的31 元/kg下降约 19%。 在大型化的极致降本驱动下，风机企业转向平台化、轻量化、集约化生产，核心零部件实现部分自研及自供，规模效应逐步体现，有效摊薄原材料的采购成本并降低零部件的用量。风机大型化有效减少了相同装机容量所需的机位点，节省了塔筒数量、集电线路及相应工程成本，推动风电场配套建设和运维成本的下降。

软硬件多维度优化，发电效率显著提高

根据《风能杂志》介绍，在初始投资额一定的前提下，提升风电项目的发电量，是降低度电成本的关键途径。伴随着风机向大型化转变，叶片加长、塔筒加高及智慧运维等方式能够有效提升项目发电量，降低度电成本。叶片：在单机容量相同的机型上应用更长的叶片，扫风面积更大，捕风效率会相应更高，能够有效提升风电机组在中低风速区域的发电能力。塔筒：我国部分地区风速低，但风切变相对较大，塔筒高度的提升，能显著提高发电量，增加风电场效益。 软件：通过综合运用数字孪生、VR 等技术构建“数字风电场”，对大气环境、设备运行、电力输送等建立虚拟模型，有利于依托大数据分析开展集群运行参数优化，助力实现风电产能精准预测，为管理者直观反映风电场运行情况，优化运行控制策略执行，提高风电场发电效率。

实现运维过程智能化管理，降低项目运维费用

风电场的运营，涉及设备监控、运维管理、生产调度、维修和保养，以及数据分析和优化等多项环节。 运维费用的与风电机组的质量和可靠性息息相关。通过智能化监测和控制系统，对风电设备的运行状态进行实时监控和数据分析，可以及时发现和解决潜在的问题，避免设备损坏和停机事故发生。 同时，结合 5G 无人机、巡检机器人等智能产品远程巡检设备运行情况，有利于在云端对设备运行与环境进行大数据分析，开展预测性维护与备品备件管理，减少设备停机维护带来的损失。

随着我国陆上风电在 2021 年进入平价发展阶段，加上三北市场在2020 年重新进入规模化发展阶段，带动我国风机从单机功率和技术路线上快速迭代，风电平均度电成本大幅下降。根据中国风能协会（CWEA）的数据，我国陆上和海上风电成本均取得了较大的技术降本成果。

陆上风电：2023 年我国陆上风电平均度电成本约0.15 元/KWh，较2002年的1.5 元/KWh 下降了 88%；预计到 2025 年，“三北”一、二类风能资源区的度电成本有望降至 0.1-0.15 元/KWh，中东南部三、四类风能资源区的度电成本有望降至 0.2 元/KWh。

海上风电：2023 年我国海上风电平均度电成本约0.33 元/KWh，较2009年的1.3 元/KWh 下降了 74%；预计到 2025 年，我国近海风电度电成本有望降至0.3元/KWh。

风机中标价格不断走低的背景下，头部企业成本优势显著，整机行业集中度稳步提升。2023 年，中国风电市场有新增装机的整机制造企业共15 家，新增装机容量 79.4GW，前 5 家市场份额合计为 73.8%，同比增长1.5pcts.，前10 家市场份额合计为 98.6%，同比持平。

风机市场发展趋势展望

大型化带来通缩压力，企业多元化经营破局

由于风电产业上游为开放供应链，风机厂商难以形成产能壁垒，同时下游以电力央企为主，采购模式主要为公开招标。因此风机大型化和技术创新带来的制造成本难以在设备端保留，技术红利第一时间通过设备价格下降沉淀到下游。风电产业不断围绕提高发电效率、降低建设和运维成本进行多维度技术创新，取得显著成果。但由于我国电力市场的特殊竞争格局，风机厂商每年巨额的研发投入，绝大多数直接转化为运营商的度电利润增长。

随着大型化技术发展和材料进步，风电机组成本大幅下降，叠加各大风机企业较下游业主议价能力较弱，在份额优先的战略下行业风机中标价格持续走低。受到行业竞争加剧影响，各大风机企业整机业务利润承压。

我们测算十四五期间平价风机的制造利润大约在 0.15 元/W，而持有发电的税前利润为每年 0.34 元/W，开发转让模式的税前利润为 1.6 元/W。项目开发转让模式的盈利能力是制造业务的 10 倍。 我国电力市场的竞争格局，风电项目资源与核准流程的特殊性导致风电场开发的单位价值远超过设备制造，并且依托庞大的供应链协同能力，我国风电设备制造龙头企业对开发资源获取和收益率有极高的主动权。以金风科技、明阳智能和运达股份为代表的风机制造企业最终将走向制造与开发双轮驱动的发展模式。在国内风电平价时代，持有风电场运营和投资转让模式的单 W 盈利能力显著强于风机制造销售。之所以形成这样的对比差，主要是由于风电场开发和整体项目的交钥匙工程，更加考验企业前期资源勘探，核准开发、工程管理、资金管理、制造、运营等一系列综合能力，竞争要素更全面，门槛更高。从开发历史上来说，风机企业有更好的业务经验和融资能力，因此最早涉足下游开发的主要是以金风科技、明阳智能、运达股份、远景能源等风机企业为主。最近 5-6 年以来越来越多的风塔企业也涉足到风电项目开发。最早以天顺风能为代表，随后天能重工、大金重工的企业也纷纷参与领域。

相较整机业务，风电零部件与材料、风电项目运营等环节的毛利率水平更高，因此各企业均不同程度进行了从上游风机零部件到下游风电项目运营的垂直一体化产业链布局，以产业链协同、多元化经营破局。 风电电站运营及转让业务是风机整机业务向下游的延伸，毛利率显著高于上游制造环节。通过开发投资风电场，待项目建成后，企业可自持运营获取发电收益，或通过项目转让获取资源溢价。

风机出口前景广阔

挑战与机遇并存，新兴经济体对风电需求强劲

世界各国电力发展现状存在较大的差距。发达国家的人均用量平均超过7000KWh，其中美国超过 1.1 万 KWh。而发展中国家的巴西仅为2500KWh，印度仅为1300KWh，我国全球第二大经济体，人均用电量仍不及日本的人均水平。因此全球发展中国家在人均用电量提升方面存在巨大的空间。 发展中国家的用电量增速更快，2017 年-2022 年中国、印度、巴西等发展中国家发电量增速处于较高水平，中国高达 8.8%，印度达到4.8%，而发达国家普遍较低，美国为 1.1%，欧盟和日本甚至为小幅的负增长。 发展中国家的人均 GDP 仍处于较低水平，而单位 GDP 电力弹性系数更高，因此这意味着未来新兴经济体对电力建设的需求更为强劲和持续。

日本：日本将大力发展深海漂浮式风电项目。根据GWEC 预测，日本浅海固定式基础风电项目的装机规模可达 128GW，深海漂浮式风电项目的装机规模可达 424GW。日本的海岸线绵延近 3 万公里，但是复杂的多山地形、深海岸水域、地震和台风因素，是其充分利用风电资源需要面对的挑战。

巴西：目前巴西已经将能源转型置于经济增长和外交战略的中心，2023年风电新增装机容量达到 4.8GW，已连续第三年打破风电新增装机记录。然而巴西的风电本土产业链发展在过去三年中恶化，制造商因顾虑当地不稳定的经济周期而逐步减产或迁出。

东南亚及南亚：该地区对可再生能源的需求强劲，但由于缺乏存量规模，供应链不发达，新能源造价相对国内偏高。以印度为例，根据GWEC 的介绍印度政府推行 2023-2027 年均 10GW 陆风招标额度、邦间输电免费等措施，及风电特定可再生能源购买义务、可再生能源消费最低份额等政策来推动风电发展。尽管有积极的政策和监管推动，但现实的发展进度也存在一些制约瓶颈，包括购电协议的违约及延迟付款、土地所有权审核、风机价格上涨、融资成本上升等问题都对陆上风电的发展造成了制约。印度距离2030 年风电140GW装机目标仍有不小的缺口。海上风电方面，印度则需要解决港口和电网基础设施配套建设不足、缺少船舶及熟练劳动力、许可和清关手续繁复等障碍。

中东及非洲地区：根据 GWEC 统计预测，得益于北非、沙特阿拉伯地区的新增风电项目，以及南非的可再生能源独立电力生产商框架机制下的第5次拍卖结果，中东及非洲地区 2023-2027 年风电新增装机容量有望达到17GW（其中南非 5.3 GW，埃及 3.6 GW，摩洛哥 2.2 GW，沙特阿拉伯2.4 GW）。从建设节奏上来看，新增装机呈现前低后高的趋势，2026-2027 年中东及非洲地区每年有望新增风电装机 5GW 以上。 目前新兴市场和发展中国家可再生能源的发展呈现分布不均匀的局面。近年来俄乌战争导致可再生能源和储能基础设施所需的前期资本开支相对较高，同时融资成本提升，导致可再生能源投资的资本成本上升。2023 年全球风电项目WACC达到 6.4%，其中对监管风险、土地使用、购电方的信誉和财务能力、货币稳定性等风险因素，导致发展中国家的资金成本提高。 根据 IEA 统计，不包括中国在内，其他新兴市场和发展中国家（EMDEs）年均清洁能源投资额需要从目前的约 2700 亿美元扩大到未来10 年的1.6 万亿美元以上，才能实现净零排放，其中大约一半的投资将用于清洁能源、电网和储能建设。

国内风机成本优势突出，海外空间有望逐步打开

2021 年以来受通胀、疫情等多重因素影响，海外风电供应链短缺、原材料涨价、人工成本上涨，包括维斯塔斯、西门子歌美飒、恩德等在内的海外主要风机企业经营持续承压。与此同时，2023 年中国风电整机出口增长显著，年度出口容量3.7GW，同比增长 60%。截至 2023 年底，中国风电机组累计出口容量15.6GW，较2020 年底增长 145%。

为应对经营压力，海外风机企业提高产品售价。2023 年，海外风机企业陆上风机销售均价在 860 欧元/kW 左右（约合 6680 元/kW），海上风电销售均价在1134欧元/kW 左右（约合 8800 元/kW）。相比之下，国内风机价格自抢装结束以来在大型化和技术降本推动下价格快速下行，2023 年下半年陆上风机报价为1400-1700元/kW，海上风机报价为 2200-3000 元/kW。中国风机企业凭借突出的成本优势，正在逐步打开海外市场。

目前我国在叶片、发电机、齿轮箱全球产能中占比分别为60%/65%/75%。根据GWEC预测，2023-2024 年海外叶片和发电机等关键零部件不会出现供应瓶颈，但仍需要进一步扩大产能以适应 2024 年之后的增长。根据当前全球产能规划，齿轮箱产能可以支撑 2027 年以前的应用需求，但新增产能基本集中在中国。此外，我国在铸件、锻件、回转轴承、塔筒和法兰等关键环节的产能占全球比例均在70%左右。

中东投资机构大举投资全球新能源，国内装备企业有望受益

2023 年 3 月，沙特国际电力和水务公司（ACWA Power）与乌兹别克斯坦国家电网公司签署了 3 个购电协议，与乌投资、工业和贸易部签署了3 个投资协议，包含1.4GW 光伏项目和 1.5GWh 电池储能项目，总投资额25 亿美元。2023 年 11 月，ACWA Power 和乌兹别克斯坦政府签署协议，预计将投资11亿美元建设两座风力发电厂，并承诺将生产的电力出售给乌兹别克斯坦国家电网，为期25 年。 2023 年 12 月，ACWA Power 与埃及主权基金(TSFE)、苏伊士运河经济区(SCZone)、埃及电力传输公司(EETC)以及新能源和可再生能源管理局(NREA)签署绿氢项目框架协议，将在埃及开发年产能 60 万吨的绿氢项目第一期，项目将由风电及光伏电站供电，投资额超过 40 亿美元。 2024 年 3 月，阿联酋国有可再生能源公司马斯达尔（Masdar）从德国可再生能源公司莱茵集团（RWE）手中收购了位于英国的 Dogger Bank South（DBS）项目49%的股权，预计将建成总容量为 3GW 的海上风电场。2024 年 6 月，马斯达尔签署了收购雅典上市公司特尔纳能源（Terna Energy）多数股权的协议，这是欧盟可再生能源行业最大的交易之一。特尔纳能源成立于1997 年，聚焦可再生能源的开发、建设和运营，计划到2030 年可再生能源在运容量达到 6GW。 中东财团通过投资并购加码可再生能源布局，反映了全球碳中和背景下，可再生能源投资趋向全球化。未来全球风机设备选型将聚焦经济性、技术优势及售后服务，具有技术及成本优势的国内风机企业出海有望受益，海外订单促进整机利润率提升。

国内国外风电景气共振

我们预计 2024 年以后国内在风电下乡、海风开发的带动下需求进一步提高，结合海外新兴市场的发展，实现风电需求的景气共振。国内：风电新增装机稳步增长，预计 2023-2027 年国内风电新增装机年均新增装机 75-80GW，CAGR 约为 6%；其中海风已招标、核准容量储备处于高位，2024年下游交付和招标有望迎来拐点。预计 2024-2026 年国内海上风电新增装机将分别达到 10/16/16GW，2023-2027 年国内海风新增装机 CAGR 为26%。海外：受益于产业链价格下滑，风电项目投资收益率上行，陆、海风装机均有望得到快速提升，预计 2023-2027 年新增装机 CAGR 约为18%；其中2024-2026年海外陆上风电新增装机将分别达到 43/54/60GW，2023-2027 年海外陆风新增装机CAGR 为 15%；2024-2026 年海外海上风电新增装机将分别达到6/10/14GW，2023-2027 年海外海风新增装机 CAGR 为 37%。

编辑：火腿肠