中國儲能網(wǎng)訊：國內(nèi)風電行業(yè)在經(jīng)過2020、2021年兩次“搶裝”后，在國內(nèi)經(jīng)濟穩(wěn)增長、雙碳戰(zhàn)略驅(qū)動、鋼材等原材料價格趨穩(wěn)的背景下，陸上風電、海上風電產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)出新的發(fā)展格局和新特點。
大型風電基地是陸上風電的主戰(zhàn)場，在風電設備大型化、成本下降、市場競爭加劇等多因素共同作用下，陸上風電進入裝機增長、投資收益擴張的新階段。海上風電在投資成本下降、地方財政支持、項目規(guī)?；_發(fā)、風機大型化等支撐下，正加快向平價時代過渡。
“沙戈荒”大基地
是陸上風電主戰(zhàn)場
2021年中國風電新增裝機占據(jù)全球半壁江山。根據(jù)全球風能理事會（GWEC）《2022年全球風電行業(yè)報告》，2021年全球風電新增裝機93.6GW，累計裝機規(guī)模837GW，同比增長12%。中國2021年風電新增并網(wǎng)裝機容量47.57GW，占全球新增裝機50.91%。其中，陸上風電新增裝機3067萬千瓦、海上風電新增裝機1690萬千瓦。
根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，截至2022年3月底，全國風電累計裝機337GW，其中陸上風電累計裝機310GW、海上風電累計裝機26.65GW。
2022年1-5月我國風電新增裝機10.8GW，新增裝機規(guī)模低于預期，主要受疫情影響國內(nèi)物流中斷，項目施工、設備交付受阻。下半年，在國家穩(wěn)經(jīng)濟增長的宏觀調(diào)控策略下，加快能源項目開工建設，預計全年陸上風電新增并網(wǎng)裝機50GW左右。
大基地是風電、光伏基地的重要支撐，通過規(guī)?；_發(fā)可以降低土地、基建、運維等成本?？稍偕茉础笆奈濉币?guī)劃提出，加快推進以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電太陽能發(fā)電基地。以風光資源為依托、以區(qū)域電網(wǎng)為支撐、以輸電通道為牽引、以高效消納為目標，統(tǒng)籌優(yōu)化風電光伏布局和支撐調(diào)節(jié)電源，在內(nèi)蒙古、青海、甘肅等西部北部沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)，加快建設一批生態(tài)友好、經(jīng)濟優(yōu)越、體現(xiàn)國家戰(zhàn)略和國家意志的大型風電光伏基地項目。
根據(jù)國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地規(guī)劃布局方案》，到2030年規(guī)劃建設風光基地總裝機約4.55億千瓦，“十四五”規(guī)劃建設風光基地總裝機約2億千瓦。截至2022年第一季度，第一批約100GW的大型風電光伏基地項目已開工約84GW，第二批風光大基地項目已啟動競配。
2022年5月24日，國務院印發(fā)《關于印發(fā)扎實穩(wěn)住經(jīng)濟一攬子政策措施的通知》，提出抓緊推動實施一批能源項目。推動能源領域基本具備條件今年可開工的重大項目盡快實施；加快推動以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地建設，近期抓緊啟動第二批項目，統(tǒng)籌安排大型風光電基地建設項目用地用林用草用水，按程序核準和開工建設基地項目、煤電項目和特高壓輸電通道，第二批大基地建設項目有望提速。
風機大型化是風電降本增效的重要路徑，也是行業(yè)發(fā)展的既定趨勢。在2021年新增并網(wǎng)的風電項目中，3-4MW的風機占比超過50%，比2020年增加24%；4-5MW機型占比快速提升。從主要風機設備企業(yè)的出貨結(jié)構(gòu)看，風機大型化的趨勢確立。以金風科技為例，2021年金風科2MW機型銷售容量同比下降61.60%，3S/4S、6S/8S機型銷量同比分別增長210.27%、305.01%。預計2022年4-5MW機組占比將進一步提高。
明陽智能2022年一季度交付機型全部為3MW及以上，6.XMW及以上占比超36%，8.XMW機型進入規(guī)模交付周期、占比約5%。2021年，明陽智能率先推出了陸上 MySE7.0-200和海上MySE16.0-242大容量機組。
在政策體系上，我國不斷完善風電市場機制和投資管理體制。2022年5月，國家發(fā)改委、國家能源局下發(fā)《關于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案的通知》，明確將穩(wěn)妥推進新能源參與電力市場交易，推動風電項目由核準制調(diào)整為備案制。以新能源為主體的多能互補、源網(wǎng)荷儲、微電網(wǎng)等綜合能源項目，可作為整體統(tǒng)一辦理核準(備案)手續(xù)。
海上風電接棒
正向平價時代過渡
2021年全球海上風電新增裝機21.1GW，全球海上風電累計裝機57GW。在搶裝潮影響下，2021年我國海上風電爆發(fā)式增長，新增并網(wǎng)裝機16.9GW，是2020年新增裝機的5.5倍。截至2021年底，中國海上風電累計裝機量已達27.7GW，位列全球第一。
海上風電經(jīng)過2021年搶裝潮后，2022年進入平價過渡期，預計全年新增裝機 6-7GW。
2022年海上風電新增裝機主要來自三個方面：
（1）廣東、浙江等地受施工資源、施工窗口期影響2021年未能并網(wǎng)，結(jié)轉(zhuǎn)到2022年并網(wǎng)項目，項目規(guī)模預計3-4GW；
（2）華潤電力蒼南1#海上風電、中廣核象山涂茨海上風電、三峽能源山東昌邑萊州灣一期（300MW）海上風電等2021年招標，2022年計劃并網(wǎng)項目，項目規(guī)模為1.73GW；
（3）2022年啟動招標，年內(nèi)并網(wǎng)項目，如山東能源 500MW海上風電、國華投資山東500MW海上風電項目、國家電投山東半島南海上風電基地V場址500MW項目等，項目規(guī)模1.55GW。
按照政策要求，2021 年起，新核準（備案）的海上風電項目，中央政府不再補貼。“十四五”可再生能源規(guī)劃提出，鼓勵地方政府出臺支持政策，積極推動近海海上風電規(guī)?；l(fā)展。目前，廣東、上海、山東等省市已出臺補貼政策。
其中，廣東對2018年底前已完成核準，2022年、2023年、2024年全容量并網(wǎng)項目每千瓦分別補貼1500元、1000元、500元，補貼資金由省財政設立海上風電補貼專項資金解決，對2025年起并網(wǎng)的項目不再補貼。山東省對2022-2024年建成并網(wǎng)的海上風電項目，分別按照每千瓦800元、500元、300元的標準給予補貼，補貼規(guī)模分別不超過200萬千瓦、340萬千瓦、160萬千瓦；2023年底前建成并網(wǎng)的海上風電項目，免于配建或租賃儲能設施。
風機大型化、風場規(guī)?；峭苿雍Ｉ巷L電裝機增長、成本下降的重要驅(qū)動力。歐洲風能協(xié)會（WindEurope）發(fā)布的《2020年歐洲風電統(tǒng)計數(shù)據(jù)》顯示，歐洲新增海上風電裝機平均容量從2019年的7.2MW提高到2020年的8.2MW，荷蘭與比利時均達到8.7MW。
中國風能協(xié)會數(shù)據(jù)顯示，2021年，在我國新增并網(wǎng)的海上風電中，6MW至7MW（不含7MW）機組占比為45.9%，6.45MW裝機容量最多，新增容量占比達27.2%，6MW以下新增機組占比約42%，同比下降近37%。
在2022年公開招標的海上風電項目中，單機規(guī)?；境^7MW，部分項目要求單機容量為11-12MW。如，龍源電力射陽100萬千瓦海上風電項目擬采用7MW、8.5MW兩種機型，華能蒼南2號30萬千瓦海上風電項目主流機型為8MW以上，中核匯能CZ5-1海上風電項目（605MW。）擬招采55臺11MW風機。
在“雙碳”戰(zhàn)略推動、清潔轉(zhuǎn)型指引下，國內(nèi)沿海各省均積極制定海上風電發(fā)展規(guī)劃。“十四五”期間，廣東、山東、江蘇、浙江、遼寧、 廣西、福建、上海等省市分別規(guī)劃新增海上風電并網(wǎng)裝機17、5、11.74、4.55、7.75、3、4.1、1.8GW，合計約 51GW。據(jù)此測算，若規(guī)劃目標達成，“十四五”期間海上風電年均新增裝機10GW左右，海上風電成為新的增長點。
在海上風電項目布局上，可再生能源“十四五”規(guī)劃明確，推動山東半島、長三角、閩南、粵東、北部灣等千萬千瓦級海上風電基地開發(fā)建設，推進一批百萬千瓦級的重點項目集中連片開發(fā)，結(jié)合基地開發(fā)建設推進深遠海海上風電平價示范和海上能源島示范工程。
風電工程造價持續(xù)下行
風電項目建設進度加快
在風電設備制造企業(yè)提質(zhì)增效、市場競爭加劇、鋼材等原材料價格下行等因素的共同推動下，國內(nèi)主流風機投標價格持續(xù)下行。根據(jù)金風科技公開信息顯示，2022年初主流風機中標價格2267元/千瓦，3月份跌至1876元/千瓦，6月份主機中標價格維持在1700-1800元/千瓦。
近期，國家電投公布24個共計3.9GW風電項目中標候選人，金風科技、遠景能源、明陽智能、三一重能、中國海裝預中標，項目投標最高價為1992元/kW，最低價為1427元/kW，投標風機單機容量以4-5MW為主。
鋼鐵等原材料價格下行，為風電產(chǎn)業(yè)鏈價格穩(wěn)定創(chuàng)造了條件。2022年二季度以來，塔筒主要原料板材的中厚板全國平均價格從年初的5160元/噸左右，下降至6月底4740元/噸左右，降幅達到8.1%。
在陸上風電投資成本結(jié)構(gòu)中，風電機組占比約70%。由此，風電設備價格下行帶動風電項目投資不斷下降。水電水利規(guī)劃設計總院在《中國可再生能源發(fā)展報告2021》中統(tǒng)計，2021年陸上風電單位千瓦造價平穩(wěn)下降，集中式平原、山區(qū)地形風電項目單位千瓦造價分別為5800元和7200元。
今年以來，在鋼材等原材料價格下降的驅(qū)動下，塔筒、葉片、軸承、變流器等零部件成本下降。當前主流風機設備（4-6MW機型）造價下降至2000-2500元/kW，基地項目風電項目單位千瓦造價在5000元以內(nèi)。以近期EPC中標公示的內(nèi)蒙古達茂旗200MW風電項目為例，該項目工程投資總額10.28億元，項目單位千瓦造價5140元。
在風電項目單位千瓦造價不斷下降的支撐下，平價風電投資收益率重新達到可開發(fā)基本收益率，原本不滿足條件的項目，有了開發(fā)的動力。按照基地風電項目單位千瓦投資5000元測算，參照2021年風電平均利用小時2246小時，在全國平均0.3元/kWh的上網(wǎng)電價下，測算項目內(nèi)部收益率在8%以上，高于主要風電投資企業(yè)6%的投資回報要求。但需要注意的是，隨著可再生能源配置儲能成為標配，在儲能商業(yè)模式尚未明晰的情境下，加之可再生能源市場交易規(guī)模增加，可再生能源的投資收益仍面臨新的挑戰(zhàn)。
從海上風電的工程造價看，2020年我國海上風機平均招標價格約7003元/kW，2022年至今，伴隨著海上風機快速大型化，海上平均招標價格已下行至約3680元/kW。基于此，海上風電單位千瓦工程造價也從17000-18000元降至10000-12000元。測算顯示，當海上風電工程造價降至10000元/千瓦時，按照3000小時平均可利用小時數(shù)測算，電價項目全投資收益率在8%左右?？梢?，海上風電平價之路正在加快推進。
