报告出品/作者：广发证券、纪成炜、陈子坤、曹瑞元
以下为报告原文节选
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一、风电从周期走向成长，招标高企景气回暖可期
（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。
二、风电技术革新及发展：迎接平价时代，大型化显著降本
（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。
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