首页1、 风电行业：降本变革，适时展飞
1.1、 风电回首：周期循环，贯穿历史
(资料图片仅供参考)
通过复盘我国风电装机三次周期变迁，综合不同阶段影响装机的主要因素，我们 得出结论：国家政策性补贴及并网消纳水平是影响风电装机的两大核心因素。
（1）1986 年-2002 年：初期示范及产业化建立阶段。我国风电场建设始于 1986 年——马兰风电场在山东荣成并网发电，标志着中国风电的开端。在其后的十余 年中，我国风电建设经历了初期示范和产业化建立阶段，装机容量缓慢增长。 初期阶段我国主要利用国外赠款及西班牙等欧洲国家贷款建设小型示范风电场， 政策方面的相关扶持主要是通过“七五”、“八五”建设资金设立国产风机攻关项 目、支持风电机组研制等。初期阶段我国在风电场设计、选址及设备维护方面有 初步的经验积淀。后期通过引进、吸收、再改造国外技术进行风电装备产业升级， 并首次探索建立了强制性收购、还本付息电价和成本分摊制度，合理保障投资者 利益，贷款建设风电场开始盛行，并实现风电设备商业化销售。
（2）2003-2010 年：政策驱动行业快速上行，机型跨越升级。在此阶段，我国 风电新增装机激增，年均复合增速达 112.1%。自 2003 年起，随着国家发改委 出台《风电特许权项目前期工作管理办法》，推出“风电特许权项目”，风电场建 设进入规模化及国产化阶段，装机容量增长迅速。在此阶段，国家出台并实施一 系列鼓励风电开发政策及法律法规和电价体系改革：①可再生能源法的颁布和可 再生能源中长期规划的发布；②并网、资金、税收和国产化率等支持政策的实施； ③在风电特许权招标的基础上，颁布了陆地风电上网标杆电价政策。这些措施在一定程度上解决风电产业发展的前期投入资金门槛较高、产业竞争激烈、上网难 等障碍，推动国内风电行业装机快速增长。2003 年国内新增风电装机仅 10 万 kW，累计装机 56.3 万 kW，到 2010 年新增装机 1893 万 kW，累计装机已达到 44.7GW，新增装机年均复合增速达 112.1%。 政策托底支撑并带动风电产业快速启航，同时带动风电机组实现了从千瓦级到兆 瓦级的跨越升级。2010 年 1.5-2.0MW 机型已成为我国风电新增装机主要机型， 同年国家发改委发布的《关于印发促进风电装备产业健康有序发展若干意见的通 知》，鼓励发展电机容量 3MW 以上风电机组研制，加速我国风电机组大型化进 程，提升风电整机制造能力。
（3）2011 年-2012 年：行业调整洗牌——“适者生存”。此前风电行业发展过 快，使得存在的问题逐渐凸显： 1）电网建设滞后于风电建设，电网接纳能力不足，风电并网难和消纳难，弃风 限电现象严重，制约风电行业发展； 2）国产风电机组质量安全问题频发。风电机组性能差，风电场设计安装存在隐 患、运行维护和调度管理经验薄弱，使得风电机组脱网事故发生。仅 2011 年， 我国 100 MW 以上风电机组发生脱网事故 193 次, 其中 500 MW 以上风电机组 脱网故障有 12 次。我国在 2011 年出台《风电场接入电力系统技术规定》，并网 运行的风电场需完成低电压穿越 LVRT（Low Voltage Ride Through）能力改造 成为风电开发商及机组制造商的首要任务，在一定程度上拖累装机增速。 3）风电设备产能严重过剩，恶性竞争加剧，众多企业亏损。在此阶段，行业整 体风电机组价格持续下跌，众多机组制造商、叶片厂商等退出风电行业。
（4）2013-2015 年：走出寒冬，复苏回暖。调整洗牌后，中国风电产业过热势 头已基本遏制，2013-2015 年风电新增装机复合增速为 38.3%，发展模式基本 实现了从重规模、重速度、重装机到重效益、重质量、重电量的转变。2012 年 财政部可再生能源电价附加补助资金于 2013 年下发到风电开发企业，企业现金 流改善。2014 年底，发改委下发《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》， 决定自 2015 年调整风电标杆电价，引发一轮抢装潮。弃风现象好转+现金流改 善+电价下调的预期，风电行业迎来装机复苏，2013-2015 年实现连续三年增长。 2015 年风电新增装机 3075 万 kW，累计装机达 145.4GW。
（5）2016 年-2017 年：政策频出改善弃风限电难题。受 2015 年抢装透支影响， 2016-2017 年行业新增装机规模放缓，弃风限电现象再次加剧。为促进行业健康 发展，国家能源局建立风电预警监测制度，红色预警（风电平均利用小时数低于 地区设定的最低保障性收购小时数）省份新增装机受到严格限制。与此同时国内 政策端对风电产业的支持力度在不断加码，弃风限电在 2017 年开始缓解，电力 市场改革为新能源成长打开新的空间。
（6）2018-2020 年：风电赛道再度冲高。在弃风改善、风电收益水平提升、平价上网时间窗口临近的背景下，2018 年国家能源局出台竞价配置资源方案，“抢 核准、抢开工”是当年风电行业的首要任务；2019 年，国家积极推进风电无补 贴平价上网项目建设，全面推行风电项目竞争配置工作机制，建立健全可再生能 源电力消纳新机制，结合电力改革推动分布式可再生能源电力市场化交易等，全 面促进可再生能源高质量发展。风电行业由此又引发新一轮抢装热潮，2020 年 我国风能行业高速增长，风电新增并网装机容量达 7167 万 kW，风电累计装机 容量达 281.53GW。
（7）2021-2022 年：陆风补贴落下帷幕。自 2021 年起，新核准的陆上风电全 面实现平价上网，国家陆风补贴政策落下历史帷幕。根据国家能源局统计，2021 年全国风电装机 47.57GW，同比回落 33.6%。其中 2021 年陆上风电新增装机 容量为 30.67GW，海上风电新增装机容量为 16.90GW，同比扩大 4.5 倍，海 风新增装机接力高速领跑。2022 年在原材料涨价、疫情冲击、物流受阻、行业 竞争等众多因素，风电装机进一步回落，全年装机 37.63GW，同比降低 21.0%。
1.2、 风电看今朝：告别周期性，内外生增长动力强劲
1.2.1、 政策＋规划＋海风补贴，三马并架齐驱风电建设
在“双碳”目标引领下，随着碳达峰碳中和“1+N”政策体系在 2022 年陆续发 布，能源、工业、交通、建筑等行业低碳转型路径愈发清晰。根据我们统计，2022 年涉及能源电力尤其是风电的国家级政策约 37 项，从顶层规划、技术创新、开 发模式、市场交易、安全管理、金融投资等各方面形成了有益风电行业发展的一 整套政策支撑体系。2023 年 1-5 月，由国家能源局等部门发布的风电、能源领 域的政策已有 15 项，涉及电力安全管理、电力业务许可、农村试点建设等方面， 持续深化电力市场的建设与管理。
2022 年，国家发改委、国家能源局以及工信部发布了至少 4 个涉及能源装备创 新发展的政策，驱动风电行业技术创新持续向上；其中《“十四五”能源领域科技 创新规划》以及 2022 年 12 月海南万宁漂浮式项目开工，将带动和培育漂浮式 风电装备和国产化产业链能力的发展，开启漂浮式新市场。 政策推动分散式与大基地开发并举。2021 年底国家发改委、能源局发布《关于 印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的 通知》，提到 2030 年规划建设风光基地总装机约 455GW，其中“十四五”和“十五 五”时期规划建设风光基地总装机约 200GW 和 255GW。在此后发布的多个可再 生能源发展顶层规划中，多次提到推动加快“沙戈荒”大基地模式的开发建设。当 前国内第一批大型风光基地已悉数完成，第二、三批项目也正持续推进。与此同 时，2022 年 1 月《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》以及 5 月 《乡村建设行动方案》中，均提出了实施乡村清洁能源建设工程，在适宜的地区 推进分布式风电和光伏建设。在乡村振兴成为“十四五”乃至“十五五”主旋律之一 的背景下，分散式风电获得重大发展机遇。
“十四五”期间风电装机量可期。2022 年 6 月，国家发展改革委等 9 部门联合印 发的《“十四五”可再生能源发展规划》提出“十四五期间，可再生能源发电量增量 在全社会用电量增量中的占比超过 50%，风电和太阳能发电量实现翻倍”。经我 们测算，若按《“十四五”可再生能源发展规划》实现装机，预计我国“十四五” 年风电需累计新增装机 353.9GW，2021-2025 年分别需新增装机 47.6/37.6/ 73.1/93.9/101.8 GW。（假设①2023-2025 年全社会用电量以 2017-2022 年的复 合增速（6.5%）增长，我们预计到 2025 年全社会用电量为 10.43 万亿 kWh。 ②2023-2025 年风电平均利用小时数为 2200 小时、2023-2025 年风电占可再生 能源发电量的占比以 2-2.5%的幅度提升。）
为推动“十四五”可再生能源高质量跃升发展，截至 2022 年 12 月，共有 23 个省 市发布“十四五”能源发展规划。经统计，31 省规划风电新增装机量达 305GW。 其中，内蒙古、甘肃、河北、广东是规划风电新增装机量较大的省份，分别为 51.2/24.8/20.3/20.0GW。
沿海地区海风规划接连出台，超预期规划展信心。2022 年 6 月国家发展改革委 等 9 部门联合印发的《“十四五”可再生能源发展规划》提出“有序推进海上风电基 地建设”、“加快推动海上风电集群化开发，重点建设山东半岛、长三角、闽南、 粤东和北部湾五大海上风电基地”。根据我们不完全统计，截至 2022 年 12 月沿 海省市海上风电规划接近 203GW。其中 3 个海上风电大市规划超预期，包括广 东省潮州市“十四五”规划海上风电 43.3GW；福建漳州海上风电近远景规划 50GW；江苏盐城“十四五”规划海上风电 33GW。
各地海风补贴政策落地。截至 2022 年 12 月，广东、山东、浙江、上海等地区 已经出台海上风电补贴政策助力海上风电发展，补贴金额为 300-1000 元/kW 不 等。
1.2.2、 平价政策倒逼风电产业降本增效
随着技术进步、政策完善及规模化发展，风电行业日臻成熟。为发挥市场在资源 配置中的决定性作用，进一步通过市场化手段促进技术进步和成本下降，2019 年发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，规定从 2021 年起，新核 准的陆上风电项目全面实现平价上网。2021 年新建项目可自愿通过参与市场化 交易形成上网电价，以更好体现其绿色电力价值。风电全面平价对新建平价项目 的发电效率提升、度电成本下降提出了更高的要求。
平价时代驱动项目规模化、机组大型化发展，倒逼风电产业实现降本增效。① 项目规模化可实现投资优化，降低前期、设计及升压站等公共成本，可有效降低 总体投资，从而提升整体收益。根据《平价时代风电项目投资特点与趋势》（徐 燕鹏，2021）研究测算，当项目容量由 50MW 扩容至 400MW，项目全投资 IRR 将由 9.33%提升至 10.60%，平准化度电成本（LCOE）则由 0.3277 元/千瓦时 降低至 0.3085 元/千瓦时，项目效益提升显著。②单机大型化可显著减少风电机 组台数，进而优化风电场道路、线路、塔架投资及安装成本。在同等项目容量下， 当单机容量由 2.0MW 增加到 4.5MW 时，项目投资成本显著降低，资本金 IRR 可提升 9%，LCOE 可降低 0.0468 元/千瓦时。
平价时代下风机整体价格震荡走低，打开风电成长空间。整机市场竞争愈烈， 在大型化降本压力下，风机整体招标价格出现下滑。根据统计，2022 年陆上风 机中标均价震荡走低，12 月陆上风机“不含塔筒/含塔筒”中标均价为 1871.7/ 2256.6 元/kW，比年初均价低 16.5%/11.8%；12 月海上风机（含塔筒）中标均 价为 3649.0 元/kW，比年初均价低 18.5%。风电运营商受益“平价时代”下风机价 格下滑，利润空间相对充足，推高运营商投资热情。2022 年以来风机整体招标 价格趋势向下，自 Q4 起风机市场投标价格有所企稳，2023 年 4 月陆上风机“不 含塔筒/含塔筒”中标均价为 1705.4/2084.2 元/kW，同比降低 12.1%/7.5%。我们 预计 2023 年风电整机机组中标价格有望维持低位。
1.2.3、 风招中期高景气延续
2022 年风电招标春风依旧。根据金风科技 2022 年年报，2022 年风电公开招标 市场新增招标量为 98.5GW，同比增长 81.9%，近三年风电新增招标量总体呈上 升趋势。其中，陆风新增招标量为 83.8GW，同比增长 63.1%；海风新增招标量 为 14.7GW，同比扩大 4.3 倍。2022 年风电招标量的快速增长为未来 2-3 年风 电装机夯实基础。
风电招标规模中短期有望维持高位，原因有二：1）平价时代下，风电机组价格 持续下探，使得初始投资成本大幅降低，可提高风电项目 IRR，刺激风电运营商 招标需求，预计 2023 年风电招标规模维持高位仍有保障。2）我国中短期内陆 风可开发资源容量充足。根据国家发展和改革委员会能源研究所《中国风电发展 路线图 2050》，全国陆上（3 级以上风功率密度条件的地区）可供风能资源技术 开发量为 20-34 亿千瓦。我们预计 2025 年陆风累计并网规模达 5.2 亿千瓦，仅 占可开发容量的 15.4%-26.2%。
1.2.4、弃风改善，风电配储发展可期
我国新能源利用率总体保持较高水平，但消纳基础尚不牢固，局部地区、时段 弃风弃光问题依然突出。我国风电弃风率自 2019 年起开始企稳，维持在【3%， 4%】的区间范围内，总体上仍呈现区域不平衡的特点。根据全国新能源消纳监 测预警中心发布的数据，2022 年全国风电利用率分别为 96.8%，消纳低于 95% 的地区为蒙东、青海、蒙西和甘肃，风电利用率分别只有 90%、92.7%、92.9%和 93.8%，蒙东的弃风率最高。2023 年 1-3 月，多地弃风率仍远高全国平均水 平，尤其是河北、蒙东、蒙西、青海、吉林、甘肃等。
通过之前对风电发展历史的复盘，可以看到风电的地区不均衡发展将会直接导致 弃风问题，弃风消纳问题是制约风电装机、风电行业进一步发展的主要因素之 一。一般来说，造成风电弃风的原因有二： 1）配套电网规划建设滞后，省区间和网间外送消纳受限。我国新能源资源与负 荷中心呈逆向分布（我国西部、北部地区拥有 80%以上的陆地风能、60%以上 的太阳能，而全国 70%的负荷集中在中、东部地区），以及在新能源电站建设初 期，缺乏与实际电网建设相适应的统筹规划，导致网络传输能力受限、灵活性资 源不足，严重制约了新能源的消纳能力。 2）风电出力特性所致。风能强弱与天气状况密切相关，风电出力呈现间歇性与 波动性的特点，并且具有反调峰特性。风、光等新能源随机性强、波动性大导致 电力电量平衡难度增加。电力系统是一个超大规模的非线性时变能量平衡系统， 新能源大规模接入后，“源随荷动”的平衡模式发生根本改变。新能源随机波动 的内在特点导致电网平衡能力严重下降，传统的技术手段和生产组织模式已不能 满足新能源占比高的电网运行需要。风电功率的大幅波动将大大增加电网运行的 风险，威胁电力系统的安全稳定运行。
国际能源署（IEA）发布报告“Getting Wind and Sun onto the Grid”，将电网吸 纳间歇性风、光等可再生能源的比例划分为四个阶段，并提供相应的指导意见。 阶段Ⅰ：VRE 份额占比低于 3%，VRE 的可变性相对于整体电力需求的波动是 微不足道的。阶段Ⅱ：VRE 份额占比介于 3%-15%之间：VRE 的可变性对电网 有明显的影响，但可通过加强对电网的管理及建立可再生能源生产预测系统来解 决。阶段Ⅲ：VRE 份额占比介于 15%-25%之间，电力供应的不确定性和可变性 明显更高，必要引入需求侧管理及储能技术的应用（中期维度）。阶段Ⅳ：VRE 份额占比介于 25%-50%之间，某些情况下（如周末、某些温带国家的春季）VRE 输出可能覆盖大部分甚至 100%电力需求。为保障电网运行安全，所有电站必须 配有储能设施。
配置储能是解决风电出力反调峰性和随机波动性的有效方式。储能凭借其灵活 布局和与电网双向互动的特性，可提高电力系统可靠性与可再生能源接纳能力。 高效发挥储能对功率和能量的时间迁移能力已成为高风电比例的电力系统提升 其灵活性的重要手段。 然而储能设施的成本相对较高，与风电项目中的其他设备相比，储能设备的使用 寿命普遍较短。在风电项目的生命周期中，储能设备需要多次更新，这使得各项 成本均有不同程度的上升。受限于现阶段储能经济性，储能在促进新能源消纳、 提升电网灵活调节能力等方面的应用仍处在商业化初期。各国都在积极探索适 合本国国情的储能发展模式。
在双碳背景下，我国的能源结构正在向以新能源为主的新型电力系统转型，风、 光等清洁能源在能源结构中的占比逐渐提升，储能发展方兴未艾。锚定碳达峰、 碳中和与 2035 年远景目标，《“十四五”可再生能源发展规划》提出至 2025 年， 非水电可再生能源电力发电占比提升至 18%（2021 年为 13.7%）；《2030 年前 碳达峰行动方案》指出到 2030 年非化石能源在一次能源消费结构中占比要达到 25%以上。目前我国风、光发展空间大，随着可变可再生能源在新型电力系统中 的地位日益凸显，储能作为重要的解决系统灵活性的途径之一，有望迎来高速成 长期。 全国多省配储要求密集出台，供电侧储能增加，弃风率有望进一步下移。自 2021 年下半年起，多省市陆续出台 10-20%、时长 2h 及以上的新能源配储要求，尤 其是西部、北部的配储比例要求较高。2023 年 1 月国家能源局发布《新型电力 系统发展蓝皮书(征求意见稿)》，明确将储能与“源网荷”并列为电力系统第四 要素，构建“源网荷储”电力系统形态。政策高要求支撑储能装机持续提升，短 期波动及季节性弃风问题有望得到进一步改善。
1.3、 风电展望一：2023 年国内陆风建设大年，海风建 设开启新纪元
根据国家能源局统计，2022 年国内风电新增并网装机量为 37.63 GW（机械安 装 45GW），同比降低 21.0%。2022 年在原材料涨价、疫情冲击、物流受阻、 行业竞争等众多因素影响下，风电产品零部件的齐套率不足，风电行业开工安装 不及预期，但仍展现了中国风电行业发展的韧性。
2023 年风电并网消纳能力承压。受疫情及缺电两大因素的影响，2022 年电网投 资力度不足（2022 年计划投资 6262 亿元），电网工程建设投资完成 5012 亿元，同比增长 2.0%。而 2022 年风电消纳能力没有明显恶化的原因是夏季普遍缺电 及新增装机不及预期。2023-2024 年电网建设承压，2023 年 1 月国网公布 2023 年电网计划投资超 5200 亿元，同比增 3.7%；南网尚未公布 2023 年投资计划， 但其表示将加快推进电网建设、抽水蓄能电站等在粤项目建设。2023 年风机价 格预期维持低价，我们预计海上风电将触底反弹，风电装机有望重回高位，并网 消纳情况不容乐观。 根据各省市“十四五”能源相关规划预测，全国“十四五”期间共规划风电装机容量 约 305GW。而 2021-2022 两年，我国风电新增装机尚不足 86GW，这也意味着 2023-2025 年，风电年均装机需要超 70GW 千瓦才能完成规划目标。
2021-2022 年风电新增并网低谷+2022 年高招标量，为 2023 年风电装机和并网 高增奠定了基础，开启风电建设新纪元。风电新增装机容量往往滞后风电招标量 一年，2022 年风电招标达 98.5GW 左右，考虑①风电新增装机容量往往滞后风 电招标量一年、②部分 2021 年招标项目受疫情影响延期到 2023 年并网、③2023 年风电并网消纳能力，我们中性预计 2023 年我国风电新增装机 73.5GW。目前 我国风电装机情况良好，2023 年 1-4 月风电新增装机 14.2GW，同比增长 48.2%。 海风方面，基于各省“十四五”海风规划，我们预计 2023-2026 年我国海风新增 装机分别为 11/17/20/24GW，2022-2026 年复合增速达 47.6%。 综上，我们预计 2023-2026 年我国风电新增装机 73.5/80.6/83.3/89.4GW， 2022-2026 年复合增速为 24.2%；其中陆风新增装机 62.5/63.6/63.3/65.4GW， 2022-2026 年复合增速为 19.0%。
1.4、 风电展望二：海外装机高景气格局延续，海风接 力高速跑道
1.4.1 欧洲：俄乌冲突＋能源危机延续背景下，海风先行者中长期前景可期
根据欧洲风能报告《2022 Statistics and the outlook for 2023-2027》披露，欧 洲 2022 年风电新增装机 19.1GW，其中陆风新增装机 16.7GW，海风新增装机 2.5GW；2022 年风电累计装机量为 254.8GW，其中陆上风电累计装机量 224.5GW，海上风电累计装机容量为 30.3GW。欧洲海上风电建设经过三十余 年的发展，已成为欧洲最具成本竞争力的能源之一。
海上规划持续超预期。2022 年，为应对能源危机问题，实现碳中和战略目标， 欧洲各国不断提高海风规划容量。2022 年 4 月，英国再次提出增加海上风电目 标规划，将英国 2030 年的海上风电目标从 40GW 提高到 50GW，其中 5GW 用 于浮动风电。北欧四国（德国、丹麦、比利时和荷兰）于 2022 年 5 月签署《埃 斯比约宣言》，承诺2030年海风累计装机达65GW，到2050年累计装机150GW， 共同建设“欧洲绿色发电站”，为海上风电加速重添里程碑。同年 8 月 30 日，欧 洲 8 国在能源峰会上签署“马林堡宣言”，同意加强能源安全和海上风电合作，计 划在 2030 年将波罗的海地区海上风电装机容量提升至 19.6GW，为目前容量的 7 倍。
根据 GWEC《Global Offshore Wind Report 2022》，未来 10 年欧洲新增装机合 计 140.8GW，其中英国、德国、丹麦、荷兰、法国将会成为欧洲海上风电建设 主力，海风新增装机占比分别为26.7%/14.6%/10.2%/13.1%/7.3%。根据报告显 示，由于德国、丹麦和比利时等成熟市场的活动水平较低，2022-2024 年欧洲海 风市场增长较为缓慢，预期在 2025 年之后欧洲市场开始发力，2025-2030 年复 合增速达 29.1%。
1.4.2、美国：风电行业佼佼者，蓄力发展海上风电
作为全球陆风建设的领先者之一，截至 2021 年，美国陆风累计装机容量为 134GW，而海风装机容量仅为 42MW。美国于 2021 年 11 月公布了美国实现 2050 碳中和终极目标的时间节点与技术路径，计划 2035 年实现 100%清洁电力 目标。GWEC 预计 2022-2026 年美国新增陆上风电装机容量为 42GW，新增装 机量表现平稳。
政策叠层驱动，海上风电有望后来居上。根据 GWEC《Global Wind Workforce Outlook》，目前美国累计海风装机 42MW（罗德岛 30MW Block Island 项目和 12MW Dominion Virginia 示范项目），但美国在海风方面的建设正蓄势以发。 2021 年美国海上风电采购创新记录，共有四州授予批准 8.4GW 项目。2022 年 2 月，美国能源部发布《海上风能战略》，规划到 2030、2050 年海上风电累计 装机规模将达 30GW、110GW。同年 8 月，美国政府通过《2022 年通胀削减法 案》，法案恢复此前对海风的 30%税收减免，减免旨在帮助项目开发商降低成本。 9 月，拜登政府计划到 2035 年建设 15GW 漂浮式海上风电，旨在将美国漂浮式 海上风电的成本降低 70%以上（达 4.5 美分/度）。根据 GWEC《Global Offshore Wind Report 2022》，截至 2022 年 6 月，共有 10 个州公布海上风电规划情况， 到 2040 年州级海上风电开发目标达 49.5GW；并且 GWEC 预计 2023-2031 年 美国海上风电累计新增装机容量为 31.5GW，年均新增超 3.5GW；
1.4.3、亚洲：陆风建设稳步推进，持续加码海风布局
根据 GWEC《Global Wind Report 2022》、《Global Wind Workforce Outlook》， 2021-2026 年亚洲主要国家（除中国大陆）陆风新增装机合计 29.5GW，年均新 增 4.9GW，增量稳健。其中日本、韩国、越南、印度新增装机各占比 11.4%/3.3%/17.2%/68.2%。2022 年前三季度印度陆风装机 1.6GW 风机安装率 有所恢复，但第四季度由于高通胀导致项目被取消、电网闲置、调试日期延长等 原因，陆风安装不及预期，2022 年全年风电新增装机 1.8GW。虽然 2022 年装 机总量不尽人意，但印度未来仍是亚洲风电市场第二主力。在 COP26 大会上， 印度政府提出 2030 年非化石燃料能源容量达到 500GW 的目标，可再生能源占 能源结构的 50%。越南风能资源丰富，近年来愈加重视可再生能源发展，截至 2022 年 11 月，越南风电累计装机 4.1GW。根据越南《电力发展规划 VIII》（PDP8） 草案披露，到 2030 年陆上风力发电目标将达 21.5GW。 海风建设成各国新规划亮点。根据 GWEC 预测，2022-2031 年亚洲地区（不含 中国大陆）新增海风装机量达 37.7GW，未来增长空间广阔。
（1）印度新能源和可再生能源部（MNRE）制定到 2030 年风电装机容量达到 140GW 的目标，其中 30GW 为海上风电。但配电公司的土地分配和电网接入支 付问题以及大宗商品价格上涨在一定程度上会削弱 2022-2026 年印度风电建设 进度。 （2）根据越南 PDP8 草案，到 2030 年越南海风建设可实现 7GW，到 2050 年 可实现 87GW，为 2021 年容量的 99 倍。GWEC 预计 2023-2026 年越南将有 1.9GW 的海上风电项目安装。 （3）日本海风建设成发展重点，2020 年 9 月日本政府通过《海上风电产业愿 景》，规划到 2030 年实现累计装机 10GW、2040 年实现累计装机 30-45GW。 （4）韩国 2020 年宣布的绿色新政规定到 2050 年实现净零排放的目标，并提供 520 亿美元绿色经济投资资金，规划到 2030 年实现 12GW 海上风能目标（截至 2023 年 3 月韩国仅拥有 142MW 海风发电项目），风能前景广阔。
1.4.4、 2022-2026 年全球风电新增装机复合增速达 20.9%
根据我们的先前对中国风电新增装机预计及 GWEC 对海外国家及地区风电新增 装 机 的 预 测 ， 我 们 预 计 2022-2026 年 全 球 风 电 新 增 装 机 分 别 为 123/137/148/168GW，复合增速达 20.9%。其中全球陆风新增装机分别为 99/109/112/122GW；海风新增装机分别为 23/28/36/46GW，2022-2026 年复合 增速达 46.9%，全球海风正式开启新的增长周期。
2、 大宗商品的机遇：风电产业蓬勃发展
风电行业产业链主要可分为上游材料及零部件制造商、中游风机整机配套及制造 商、下游风电场开发、建设运营等三个环节。其中风电零部件主要包括主轴、轴 承、齿轮箱、法兰盘、轮毂、叶片、塔架、发电机等。从材料上看，风电产业链 主要用到钢材、铜、环氧树脂等大宗商品，据我们不完全统计，2022 年 A 股相 关上市公司的材料成本占据上游零部件生产成本的 44%-80%。因此随着全球风 电装机迎来新一轮高速发展，有望进一步带动大宗商品需求增长。
2.1、 钢材：风机设备主基材，中厚板引领需求增长
风电行业是我国钢材需求的重点产业之一，所用的钢材品种、规格繁多。风力发电的主要设备包括塔筒、塔架、机舱、转子叶片、轴承、低速轴、齿轮箱、发电 机、偏航装置、电子控制器。而钢材是风电发电装备主基材，以天顺风能为例， 2022 年塔筒成本中钢板等原材料的占比达 80%；风机铸锻件中钢材的成本占比 通常为 44%-66%。 风电用钢主要品种分为中厚板、电工钢和特殊钢。其中，电工钢具有铁芯损耗 低、磁感应强度高、冲片性良好等特性，主要用于风力发电机的定子和转子零部 件，约占总耗钢量的 5%；特殊钢具有更高的强度和韧性及性能，主要用于风轮 主轴、变桨系统轴承、偏航系统轴承、传动系统齿轮、轴和轴承以及发电机轴等 零部件，约占总耗钢量的 26%；风电设备主材是风电发电机组的塔筒和机舱底 座等零部件，主要钢材品种是中厚板（中厚板具有焊接性能好、力学结构良好、 低温冲击韧性强（D、E 级）等特点），占到总耗钢量的 69%左右。
根据澳大利亚钢铁协会（ASI）2022 年数据，每 GW 陆上风电装机量对应钢材 需求量 12.4 万吨，按照用量比例来看，需中厚板 8.6 万吨、电工钢 0.6 万吨、 特殊钢 3.2 万吨；每 GW 海上风电装机量对应钢材需求量 19.0 万吨，其中中厚 板 13.1 万吨、电工钢 1.0 万吨、特殊钢 4.9 万吨。考虑风电机组大型化趋势， 会降低每 GW 塔筒用钢量，因此我们假设陆风用钢量以 1%的年均增速降低，海 风用钢量以 2%的年均增速降低（海上风电大型化趋势更为显著）。 我们预计在 2022-2026 年全球风电累计新增装机 655GW，需消耗 8781 万吨的 钢材，2022-2026 年钢材需求增量 CAGR 达 21.4%，年均钢材需求增量为 1756 万吨；其中全球风电中厚板/电工钢/特殊钢的年均需求量为 1212/88/457 万吨。 我们预计中国 2022-2026 年期间累计装机 364GW，需消耗 4874 万吨的钢材， 2022-2026 年钢材需求增量 CAGR 达 24.5%，年均钢材需求增量为 975 万吨； 其中，中国风电行业中厚板/电工钢/特殊钢的年均需求增量为 673/49/253 万吨。
综合来看，中国 2020-2022 年的钢材消费量级在 10 亿吨左右，风电发展对整体 钢材拉动有限。另一方面，我国中厚板的消费量级于 2022 年攀升至 6000 万吨 左右，后期风电装机的增量或对中厚板带来 7 个百分点的需求拉动，因此中厚板市场行情或好于其他钢材品种。
2.2、 铜：海风高景气拉动铜需求
铜因其坚韧，耐磨损，优良延展性、较好导热性、导电性和耐腐蚀能力，成为电 缆和电气、电子元件最常用的材料，也可用作建筑材料，或合成各类合金。在风 电场建设中，铜主要用于中游及下游的输电控制组件，如电力电缆、控制系统及 变压器，少量用于上游风电机组中的齿轮箱和发电机，应用范围较广。 风电场使用的电力电缆包括塔内电缆、集电电缆和配电电缆。由于风电场设计方 案不同，不同风电场使用的电力电缆型号及数量均有一定差异。但海上风电场电 力电缆的使用量远高于陆上风电场：1）在考虑装机成本及海风资源利用率等因 素后，海上风机单机容量更大，因此海上风电场的风轮直径、塔架高度均高于陆 上风电场，塔内电缆用量更多。2）海上风电场风机分布较为分散，集电电缆需 埋至较深海底，因此集电电缆用量增多。3）配电电缆主要是将变电站电力送入 电力主干网，往往取决于海上到岸上的距离。
海风的耗铜量远高于陆风。海缆的大量使用导致相同单位装机量下，海风的耗铜 量远高于陆风。根据 Wood Mackenzie 2018 年数据，在海上风电中，电缆、发 电机、变压器和变电站用铜量分别约 9639/3213/1377/1071 吨/GW，合计每 GW 耗铜 1.53 万吨。而在陆上风电中，电缆、发电机、变压器和变电站用铜量分别 约 3456/378/1026/486 吨，合计每 GW 耗铜 0.54 万吨。
我们预计在 2022-2026 年期间全球风电累计装机 655GW，累计耗铜 495 万吨， 年均新增铜需求量为 99 万吨，2022-2026 年复合增速为 27.1%；其中 2022-2026 年海风累计耗铜 218 万吨，复合增速达 46.9%，年均耗铜量为 44 万吨。我们预 计中国 2022-2026 年期间风电累计装机 364GW，需消耗 273 万吨的铜，年均 新增铜需求量为 55 万吨，复合增速达 29.9%。
综合来看，由于单位海风装机的耗铜量是陆风的 3 倍左右，后期海风占比的提 升有望对铜带来更多新增需求。2021 年中国精炼铜需求约为 1400 万吨，2023 年新增风电有望拉动 1.8 个百分点的铜需求，至 2025 年，我们预计风电用铜需 求约占国内铜总需求的 4.6%左右，量级不可忽视。
2.3、 锌：防腐基材，搭上风电“快车”
风电发电设备所处的风场自然条件恶劣，风力常年在 4 级以上，伴有风沙、强光 照，终年有风雨冰雪、寒流高温交替发生，因此风电设备极易受到腐蚀，降低发 电效率，增加风电场运营成本。此外，地处沿海的风电场，还会受盐雾侵蚀，腐 蚀情况更为严重。采用有效的防腐蚀措施来保护风力电机和塔筒，可提高风电设 备防腐质量，延长使用寿命，减少频繁的维修工作，可降低风力发电的运营成本。 锌在风电行业中主要功能在于以镀锌或富锌底漆的形式附着在钢材外表面以防 腐蚀，风电塔筒、法兰、塔架平台及直爬梯、吊梁支架及入口梯子等都需要镀锌 或刷漆防腐。不同部件的防腐方式及防腐蚀层厚度有所不同，风电设备耗锌部位 主要集中在塔筒、叶片表层、螺栓等。
塔筒一般采用 Q345F/Q345E/Q345D/Q345C 的热轧低合金强度钢板，以某特定 2.5MW 风电机组为例，塔筒表面积约为 1139m2，假设镀锌层重量按 275g/m2 计算，每台2.5MW风电机组的塔筒用钢板会消耗锌626.3kg（即250.5 吨/GW）。 此外，作为主要的防腐蚀部位，塔筒的内外表面还分别采用不同的含锌涂料系统 进行保护。塔筒外壁的防锈底漆主要使用环氧富锌底漆/冷喷锌漆等，可以形成 坚硬耐磨的涂层，锌粉对局部因机械损伤而产生的锈蚀有阴极保护作用，使得锈蚀不会蔓延。中间漆通常是环氧云铁漆，可形成很好的屏蔽保护层。面漆采用聚 氨酯面漆或保光保色更强的聚硅氧烷面漆，耐紫外线照射。塔筒内壁的防锈底漆 主要使用环氧富锌底漆/冷喷锌漆等，面漆采用聚氨酯面漆等。外壁涂料总厚度 220μm（海风塔筒 280μm），内壁涂料总厚度 180μm（海风塔筒 220μm）。
风机叶片与风力发电设备的发电效率及使用寿命紧密相关，对于安装于陆上及沙 漠地区的风机叶片容易遭受沙尘磨蚀；对于海上风机叶片需要承受海洋气候环境 下的高盐雾、高温热、风雨的侵蚀。叶片防护涂层技术具有防磨蚀和防老化作用， 可提高使用风电叶片使用寿命，延长维护周期。风电叶片的表面通常用聚氨酯面 漆或聚硅氧烷面漆进行保护，涂层厚度约为 60μm。 螺栓表面镀锌层可起到较好防腐作用，主要用于各行业的金属结构设施上。高强 度螺栓连接作为风电设备中应用最广泛的连接方式之一，具有施工简便、可拆换、 受力好和耐疲劳等优点。由于风机大小不同，所消耗的螺栓型号及数量也不相同， 难以定量统计耗锌量。
根据 Joint Research Centre，每 GW 风电装机需消耗锌 5500 吨。因此我们预 计 2022-2026 年全球风电行业累计消耗 360 万吨锌，年均需求量 72 万吨， 2022-2026 年复合增速为 20.9%；2022-2026 年中国风电行业累计消耗锌 200 万吨，年均耗锌量达 40 万吨，2022-2026 年年化增速达 24.2%。 中国 2022 年锌表观消费约为 650 万吨，展望 2023 年，风电发展对锌的拉动约 为 3 个百分点，量级不低；至 2025 年时，风电用锌占比可能会提升至总需求量 的 7.0%。同时，我们也须考虑房地产的疲软对锌消费的抑制，风电发展对锌的 拉动未必能带动锌价格的上涨。
2.4、 环氧树脂：风电领域新需求、新挑战
环氧树脂是一种高分子聚合的热固性树脂，具有优良的物理机械性能（振动阻尼 性好、耐久性好、易于灌浆）和电绝缘性能，与各种材料的粘接性能好，其使用 工艺的灵活性是其他热固性塑料所不具备的。因此它能制成涂料、复合材料、浇 铸料、胶粘剂、模压材料和注射成型材料，在国民经济的各个领域中得到广泛的 应用。 环氧树脂：风电叶片核心材料。根据用途不同，在风电叶片专用环氧树脂分为真 空灌注树脂、手糊树脂、叶片模具树脂及环氧树脂结构胶。①真空灌注树脂系列 特别适用于兆瓦级风电叶片的灌注生产，通过把增强材料玻璃纤维/碳纤维浸渍 环氧树脂实现材料的增强，满足叶片机械性能，同时可提高树脂材料与芯材表面 粘合强度。②手糊树脂系列的固化物具有高硬度及耐热性的优异特性，适用于进 行复合材料零部件的生产与修补，如兆瓦级风电叶片的包边与修补。③模具树脂 系列的固化物具有固化收缩率低、力学性能优异等特性，则适用于生产耐热要求 高、尺寸稳定性要求高的复合材料模具制作。④环氧树脂结构胶用于风电叶片上 壳体和下壳体的粘接。目前环氧树脂材料仍是风机叶片的主要使用材料，但随着 轻量化大型化发展趋势，聚氨酯树脂则开始成为风电树脂材料应用的焦点。
根据智研咨询，1GW 风电叶片消耗约 6000 吨配方料（环氧基体树脂）和 700 吨结构胶，1 吨配方料中含 65%的纯环氧树脂，1 吨结构胶按照消耗 50%纯环 氧树脂计算，则 1GW 风电叶片需要消耗 4250 吨环氧树脂。 在碳达峰、碳中和背景下，全球风电行业迎来快速发展期。我们预计在 2022-2026 年，全球风电累计装机 655GW，累计消耗 278 万吨环氧树脂，年均新增环氧树 脂需求量为 56 万吨；我们预计中国 2022-2026 年期间风电累计装机 364GW， 在此期间共耗环氧树脂 155 万吨，年均新增环氧树脂需求量为 31 万吨，年均复 合增速达 24.2%。
2021 年环氧树脂的消费量约为 155 万吨，2023 年风电对环氧树脂的需求拉动 约为 9.8 个百分点，占比较高；但是我们注意到，截至 2021 年，环氧树脂的产 能约为 290 万吨，即使风电带动需求有所上行，但产能依旧过剩，在资产价格 上则表现为 2021 年年底以来，环氧树脂价格持续下行，目前尚未转势。
2.5、 纯碱：风电领域需求体量小，影响甚微
纯碱（碳酸钠）是重要的有机化工原料，主要用于平板玻璃、玻璃制品和陶瓷釉 的生产。玻璃工业是纯碱的最大消费领域，每吨玻璃消耗纯碱 0.2 吨。根据密度 的不同，纯碱主要分为轻质纯碱和重质纯碱，与轻碱相比，重碱具有密度高、吸 湿低、不易结块、不易飞扬、流动性好等特点，主要应用于光伏玻璃、平板玻璃 等。 在风电领域中，纯碱是玻璃纤维的生产原辅料之一，而玻璃纤维是风电叶片行业 中的重要材料，根据国际风力发电网（2022/01），玻璃纤维占风电叶片总成本 的 28%。风电叶片由蒙皮和腹板组成，蒙皮采用夹芯结构，中间层是硬质泡沫 塑料或轻木，上下面层为玻璃纤维增强材料。单向层和±45°层铺设玻璃纤维，以 承受离心力和气动弯矩产生的轴向应力。腹板的结构形式也是夹芯结构，但由于 腹板与蒙皮结合的梁帽处需要承受较大应力，需使用实心玻璃纤维增强结构。
玻璃纤维是由天然无机非金属矿物如坡缕石、叶蜡石、石英砂、石灰石、纯碱等 制成的无机纤维。按照一定的配方，经高温熔融、拉丝、干燥和后处理加工而成。 玻璃纤维可分为无碱、中碱、高碱、高强、无硼等。风电叶片的增强纤维一般采 用无碱玻璃纤维（简称 E 玻纤）和高强度纤维（简称 S 玻纤）。目前风电叶片多 选用性价比较高的 E 玻纤作为叶片的增强材料，S 玻纤的模量达 83GPa，比 E 玻纤高出 10.7%，且强度高出 18.2%，密度为 2.54g·cm-3，但因价格昂贵未能 成为叶片的主流增强材料。
根据中国巨石 2020 年年报披露，每 GW 新增风电叶片采用 1 万吨玻纤。存量风 电叶片更换方面，根据 Wind Energy 的调查报告显示，350 台 2-4MW 的风机运 行 3-10 年时叶片故障率为 6.2%，其中每台风电机组叶片每年更换 0.001 次，维 修 0.466 次。此外根据 CWEA，风电叶片必须约 20 年更换一次，20 世纪初装 机的风电叶片开始步入回收退役阶段。我们粗略预计每 GW 存量风机平均每年 需因故障需 10 吨的玻纤，更新每 GW 退役叶片所需单耗 1 万吨玻纤。
由于目前风电叶片主流采用 E 玻纤，而 E 玻纤仅含 0.1%-2%的 Na2O，我们假 设平均 E 玻纤含 1%的 Na2O，对应 1GW 风电装机需要 100 吨 Na2O，需在生 产加入纯度 98%的纯碱 174 吨。 综上，我们预测 2022-2026 年全球风电行业累计消耗 12.4 万吨纯碱，年均需求 量仅 2.5 万吨；2022-2026 年中国风电行业累计消耗 6.4 万吨纯碱，年均纯碱消 耗量不到 1.3 万吨。2022 年中国的纯碱消费量约为 2800 万吨。风电对纯碱的 拉动不足 1‰，因此难以成为支撑纯碱需求的主逻辑。
3、 平价时代大宗对风电的影响
3.1、 大宗商品对风电装机影响仍存
2020 年以来由于全球需求修复回暖、流动性宽松，叠加国内“双控双限”等环保 政策持续加力，市场供需失衡，驱动大宗商品持续冲高上涨。2021 年四季度， 需求端疲软致使大宗商品价格回落。2022 年整体大宗商品价格呈现“冲高回落， 触底反弹”的趋势，疫情反复叠加俄乌冲突导致的大宗商品价格高位也对风电上 半年装机形成了影响。 我们通过对 2021 年至今（截至 2023 年 5 月 26 日）大宗与风电指数进行相关 性分析，结果是螺纹钢、阴极铜期货价与风电指数显著负向相关，相关系数为 -0.3570、-0.1255，大宗商品对风电行业的影响依旧显著。在原材料成本高企的 冲击下，2021 年下半年起风电产业链整体盈利持续承压，风电产业链板块盈利 分化，利润向整机环节集中，例如风电零部件板块毛利率逐季下降，直到 2022Q3 才触底企稳；而风电整机板块毛利率在 2022Q3 才转头向下。
以风电行业的核心原材料中厚板价格为例，从 2021 年 2 月开始步入上涨通道， 当年最高达到 6475 元/吨，较年初上涨 40.6%，持续涨价压制了行业利润的释 放。2022 年随着各国货币政策开始掉头，全球流动性收紧，以及海外市场复苏 乏力，供需矛盾有所缓解，5 月大宗商品开始高位回落。截至 2022 年 12 月底， 中厚板价格为 4391 元/吨，较年初下降 15.5%。钢材等原材料价格的回落，一 方面使得风电产业链的盈利情况改善；另一方面，叠加平价时代下市场竞争加剧， 裸机中标价大幅，刺激下游运营商装机需求的释放，风电装机步伐加快。
3.2、 大宗商品影响几何：风电 LCOE 及 IRR 测算分析
风电运营商装机需求往往受项目盈利性的驱动，而影响风电运营商盈利水平的因 素有多方面。影响收入端的主要是装机容量、利用小时数和上网电价三个因素， 其中，装机规模代表电力生产能力，利用小时数代表发电设备利用率；而上网电 价主要依靠政策调控，属于外生影响因素。影响运营商的成本端的主要是运维费 用、利息支出及折旧费用，其中运营及维修成本相对固定，故成本主要受折旧（即 初始的投资成本）影响。根据《陆上风电平价上网经济性研究》（张原等，2020 年），平价上网后风电机组成本占比为 44.6%，随着风机中标价的大幅降价，可 显著降低风电项目单位投资的成本，提高内部收益率。
大宗商品与风机零部件息息相关。风机零部件成本占比较大的分别为：塔筒（架）、 叶片、齿轮箱、变桨距系统，变频器、发电机、轴承等，这些零部件对应的原材 料为钢材、铜、锌、碳纤维/玻璃纤维等。在众多原材料之中，钢材是风电塔筒、 发电机铸锻件等部件的重要原材料，如中厚板在风电设备的总耗钢量中占比约为 69%、钢材占风电上游塔筒、铸锻件环节成本的 44%-80%，钢价一旦大幅波动，将致使上游风电企业销售价格升高，或在一定程度上压缩风电运营商的利润空间。 为检验大宗商品对风电装机的影响程度，我们针对大宗商品价格变化对风电项目 的平准化度电成本（LCOE）和项目资金 IRR 进行弹性测算。LCOE 和 IRR 是 运营商判断装机项目性价比的重要因素。具体模型假设包括：
1. 风电项目情况：以陆风为例，初始投资额 6 亿元，项目建设周期 1 年，运营 周期 20 年；项目装机容量 100MW，安装 20 台单机容量 5MW 的风力发电机组， 风场等效满负荷小时数按 2300 小时计算，年上网电量为 23000 万 kW·h。（此 处考虑 5MW 机组的原因是未来风机大型化趋势明显。近年来风场机组资源利用 率要求显著提高，陆上风电风机功率已经从“2.0MW”迈入“5.0MW”时代。 而海上风电领域大兆瓦机型发展更加迅速。2021 年我国陆风平均新增单机容量 达到 3.1MW，海上风电平均新增单机容量已经达到 5.6MW。随着国内海风进入 快速发展期，4.0 MW 以上的风机占比从 2020 年的 11%快速提升至 40%，而 3MW 以下的风机占比从 2020 年的 62%快速下降至 2021 年的 20%。）
2. 融资成本：自有资金占比 30%，贷款利率 4.5%，折现率 7%，还款周期 15 年； 3. 装机成本：风机成本按照 2022 年平均招标价格 1906.1 元/kW，其余零部件 成本及安装建设费用参考九洲集团 2022 年公告作出经验假设； 4. 运维成本：包括修理费、职工工资及福利费、保险费、材料费、其他费用等， 参考九洲集团 2022 年公告披露数据； 5. 相关税率：①增值税率 13%，即征即退 50%；②销售税金附加（税率合计 10%），以增值税税额为基础计征；所得税率 25%，三免三减半。 6. 毛利率：风电整机毛利率假设按照行业平均计算，取值 20%；此外本模型假 定原材料价格变化均 100%传导至下游运营商。7. 上网电价：按照全国平均上网电价 0.3742 元/kWh 计算，并额外假设 1500 万元的配储调峰费用，加权平均后的上网电价为 0.3090 元/kWh（含税）。
参考 JRC（2020）的报告和中国巨石 2020 年报，我们对模型假设的风力发电 机组设备（含塔筒）的成本进行拆分。我们假设该项目需耗钢约 13000 吨，玻 纤 1100 吨、铜 350 吨、锌 550 吨，价格以 2022 年各原材料年均价为准，可以 得到各原材料的成本构成，风电设备成本中钢材、铜、锌、玻纤成本占比分别为 54%/11%/6%/3%。由于钢材、铜、锌、玻纤等大宗商品在整体风电设备成本中 所占的比重相对较大，我们对其进行价格敏感性分析。
大宗对风电的成本传导将主要通过钢材和铜进行。测算结果显示钢材价格每上 涨 10%，LCOE 上涨 2.1%；因铜在风电总成本中占比较小，铜价波动对 LCOE 的影响较小，即铜价每上涨 10%，风电 LCOE 上涨 0.23%。根据我们的测算结 果，当其它大宗商品价格保持不变时，若整体钢材价格相对 2022 年钢材均价上 涨超 80.6%时，此时度电成本低于含税上网电价，即运营风电场将面临收入亏 损。而由于铜整体成本所占权重较小，当其它原材料价格保持一定的情况下铜价 上涨超 4.0 倍时（较极端情况，商品价格波动幅度超出市场合理波动范围）才会 导致风电场运营亏损。此外，当其它条件不变的情况下，铜价下跌 50%时的LCOE （此时 LCOE 等于 0.2599）等于钢价指数下跌 10%的 LCOE，说明钢材价格变 动对风电成本的影响是铜的 5 倍。 锌和玻纤在风机成本中分别仅占 3%、6%，占比较小，其价格波动对平准化度 电成本的影响较小，风电产业下游对锌/玻纤价格波动风险具有较高的承受力。当锌/玻纤价格上涨 10%，LCOE 分别上涨 0.25%/0.11%。此时当其它原材料价 格不变，玻纤价格翻 16.9 倍或者锌翻 7.8 倍时（极端情况, 商品价格波动幅度 超出市场合理波动范围），风电场才会出现运营亏损的情况。
风电场收入为正并不意味着风电项目本身具有投资价值，当大宗商品涨价超过某 种程度时将会抑制风电运营商投资热情，进而降低装机需求。为进一步研究大宗 商品价格波动对风电项目经济效益的影响，我们对本项目模型 IRR 进行敏感性 分析。由于玻纤和锌价格波动对风电场运营的影响较小，本文仅对钢材和铜价波 动进行分析。根据本模型的假设，我们测算出总投资为 6 亿元的 100MW 风电项 目的内部收益率为 7.27%，假设若以 6%的全投资 IRR 作为判断项目投资可行性 的临界点，项目投资具备可行性。 根据我们的测算结果，当项目条件设定、其它原材料价格不变时，当整体钢材相 对 22 年均价涨价 36.9%以上时，风电项目并不具备有投资价值。而铜价变动对 于风电项目收益的影响较小。截至 2023 年 5 月 26 日，风电钢材指数为 7687.2 元/吨，铜价为 64210.0 元/吨，对应本模型中的项目财务 IRR 区间为【7.65%， 8.10%】，具有良好的项目收益率。
综上，随着大型化的持续推进以及大宗商品价格（主要是钢价、铜价）的回落， 目前风电项目建设经济性已较为突出。钢材作为风电机组设备中用量最大的基础 耗材，其价格波动对风电装机存有一定的影响。随着海上风电迎来快速发展时期， 铜在风电领域的重要性也将逐步体现。 本文通过构建（陆上）风电项目模型，在建设装机容量 100MW、平均利用小时 数为 2300 小时的风电场时，若上网电价为 0.3742 元/kWh（并考虑调峰费用）， 当钢材价格整体上涨超 36.9%时，此时项目 IRR 低于 6%，不再具有投资价值。 而其它大宗商品价格波动对风电装机的影响弱于钢材，但仍会在一定程度上影响 风电项目的投资收益，影响下游运营商的装机热情。
3.3、 大宗商品向上影响是否弱化？
平价时代整机厂竞争剧烈，大宗商品涨价并不会百分百传导至下游运营商。例 如 2022 年 1-3 月螺纹钢、阴极铜大宗商品均价分别上涨 6.8%/8.8%，风机中标 均价反而下降 12.9%。此外，风电机组价格还与整机商对下游的议价能力相关。
全国平均煤电基准价有望调整至 0.4335 元/kWh。2022 年 11 月 8 日，中 国电力企业联合会专职副理事长安洪光在中电联 2022 年年会上发布的《适应新 型电力系统的电价机制研究报告》（以下简称《报告》）提出建立完善煤电基准价 联动机制，将秦皇岛港 5500 大卡下水煤基准价 535 元/吨对应全国平均煤电基 准价 0.3742 元/kWh 设置为基点，标煤价格浮动 100 元/吨对应煤电基准价浮动 0.03 元/kWh 的标准进行联动。按当前政府指定的 5500 大卡电煤中长期交易均 价675元/吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/kWh的水平， 涨幅可达 15.8%。 若是全国平均煤电基准价提价至 0.4335 元/kWh，风电项目收益率预期将进一步 提升。本文设定的模型 IRR 也将提升至 10.25%，此时钢价需较 2022 年均价涨 127.7%才能使项目财务内部收益率低于 6%，即钢材等大宗商品涨价对风电装 机的影响程度将减弱。 此外《报告》还提出建立新能源“绿证交易+强制配额”制度，通过落实对售电公 司、电力用户等市场主体的绿色责任，扩大绿证、绿电交易规模；实行政府授权 合约等手段，保障新能源入市能够获得合理收益；建立全国统一的绿证制度，构 建与国际接轨的绿证交易体系。未来风电等绿色电力的环境价值，将通过“绿证” 来实现：强制配额将保证绿电的消纳。绿证交易，将给新能源电力带来额外收益， 提高项目收益率。
综上我们认为在平价时代下大宗商品对风电装机需求的影响可能会有所弱化。 一方面主机厂竞争激烈，即便是在大宗商品涨价时，风电招标价格或低位维持， 由此利好风电场单兆瓦成本的下降，推升运营商建设热情。另一方面，若全国平 均煤电基准价调整至 0.4335 元/kWh，上网电价上涨可提高风电场运营收入，拉 高风电场内部收益率。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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