（报告出品方/作者：广发证券，代川、孙柏阳）一、风机大型化驱动降本，风电天花板打开（一）全球减碳大趋势，风电行业快速发展“碳中和”大势所趋，各国纷纷推出时间表。
减排承诺引发世界瞩目与国际社会的热烈反响，与此同时，各国纷纷提出减排 目标与相应的鼓励政策。
风力发电是实现“双碳”目标的重要手段，全球减碳大趋势 下，风电行业发展确定性强。
随着风电相关技术的不断进步，同时风电装机量迅速增长后带来的规模经济效应日 益显现、风电运营经验逐步积累和风电项目建设投资环境改善，风电成本较行业发 展初期明显下降。
根据IRENA（国际可再生能源机构）的统计，全球来看，陆上风 电平准化度电成本从2010年的0.089美元/千瓦时下降到2020年的0.039美元/千瓦时， 下降了59.18%，LCOE已经低于同期光伏发电成本（0.057美元/千瓦时）；同期海上 风电平均度电成本下降了48.15%，从2010年的0.162美元/千瓦时下降到2020年的 0.084美元/千瓦时。
2020年全球陆上风电、海上风电、光伏发电平均度电成本分别 为0.039/0.084/0.057美元/千瓦时，陆上风电较光伏发电具备成本优势。
全球风力发电行业高速发展。
根据GWEC（全球风能协会，下同），2020年全球风 电累计装机量为743GW，相比2001年的24GW，增长了近30倍，2001-2020年均复 合增长率为19.80%；2020年全球风电新增装机量为93GW，相比2001年的6.5GW增 长超13倍，2001-2020年均复合增长率为15.03%；其中，随着技术的不断进步以及 海上安装成本的不断下降，海上风电发展迅速，全球的海上新增装机从2010年的 0.9GW增长至2020年的6.1GW，而我国由于抢装的因素，今年海风装机有望创新高。
我国已成为全球最大的陆上风电国家。
根据GWEC，2020年我国陆上风电累计装机 量与新增装机量都为全球第一。
2020年，我国陆上风电累计装机量占全球总计的39%， 新增装机量占全球总计的56%；美国成为中国以外重要的市场。
2020年美国新增装 机占比19%，巴西占3%，挪威、德国、西班牙、法国等各占约2%；累计装机方面， 我国占39%，美国占17%，德国占8%，印度占5%。
近年来受到国内风电政策的影响，我国风电新增装机量虽有波动，但总体仍呈现波 动上升的趋势。
2020年我国风电新增装机量为71.67GW，相较于2011年的17.63GW 增长了3倍多；2020年我国风电累计装机量为281GW，相较于2011年的63.26GW增 长了近3.5倍。
海上风电方兴未艾，巨大蓝海仍待挖掘。
相比陆上风电，海上风电风速更快，风垂 直切变更小，湍流强度小，有稳定的主导方向，年利用小时长。
此外，海上风电不占 用土地资源，且接近沿海用电负荷中心，就地消纳避免了远距离输电造成的资源浪 费。
不管是从全球角度还是我国角度，海上风电均为重要的发展方向，根据GWEC， 2011-2020年全球海上风电累计装机量平均复合增长率为23.69%，显著高于全球风 电同期整体装机量的平均复合增长率9.65%；与此同时，2020年我国海上风电累计 装机量为9GW，新增装机量为3.06GW，2011-2020累计装机量平均复合增长率为63.13%，高于全球增长水平。
（二）多重因素共振，风电发展天花板打开风机大型化是风力发电度电成本下降的主要驱动力。
以国内风机龙头金风科技为例， 2013年公司销售产品中2S系列销售容量占比只有22.23%，至2019年该比例上升为 86.72%，2020年公司对外销售产品中3/4S、6/8S等更大容量产品占比已经达到了 14.82%。
大型化趋势不改，成本下降将继续。
根据风电头条公众号，2021年上半年我国获签 订单量排名前十的陆上风机型号仍以3GW以上的大功率为主，其中排名第一的远景 能源的EN-171/5.0风机额定功率达到了5.0MW，排名第三的金风科技的GW165-4.0 风机额定功率为4.0MW。
风机大型化远未停止，降本驱动招标持续增长。
我国月度投标均价总体呈下降趋势。
国内风机招标价格从16年年初的约4500元/KW降至21年6月的2473元/KW（4S机型）。
根据风电之音公众号，在9月广核云南曲靖市文兴480MW风电场风机项目招标中， 上海电气风电历史性的报出了行业最低价——1880元/kW，宣告风机价格正式跌破 2000元/KW，风电成本有望进入新纪元。
21年风能大会发布的新机型来看，大型化远远没有结束。
根据中国风电新闻网，在 21年北京国际风能大会上，共有17家大型风电整机商参展，其中15家整机商发布了 新产品，其中大多以双馈为主，明阳仍然为半直驱机型，中国海装和电气风电也有 半直驱机型推出，金风基于直驱行业的理解，推出了中速永磁机型；大型化方面，陆 上最大功率机型为7.XMW，叶轮直径195米，三一重能推出了SI-202/6.7MW机型， 叶轮直径达到202米，海上的机型基本都在7MW以上，海上最大功率机型为16MW， 叶轮直径256米，明阳和海装均选择了半直驱机型。
各大厂商推出了针对低风速的机型，大大拓展了风电的可建设区域。
从北京国际风 能大会来看，各家针对低风速都推出了各种各样的机型；而我国中东部区域是典型的低风速地区，可利用的低风速资源面积约占全国风能资源区的68%。
并且，低风 速和超低风速资源地区都接近用电需求大的地区，更容易被直接消纳。
弃风限电现象明显缓解，风电装机可持续性明显增强，风机建设重点有望重回“三 北”。
由于风电建设区域以较为偏远“三北”地区为主，本地用电量较为有限，叠加 配套电网规划建设滞后，弃风限电现象一度较为严重。
根据国家能源局，2016年我 国平均弃风率达到17%，其中甘肃、新疆、吉林、内蒙古和黑龙江弃风率分别为43%、 38%、30%、21%和19%，大量风电资源无法并网发送到电力需求量较大的地区。
为 减少弃风现象，我国2016年建立了风电投资检测预警机制，对弃风严重的地区限制 风电建设规模、暂缓核准新的风电项目、电网企业不再办理新的接网手续。
在一系 列针对可再生能源消纳的政策推动以及特高压输电线路的逐步建成，我国弃风限电 情况逐步好转，平均弃风率持续下降，2020年我国平均弃风率为3%，相较于2016年 下降了14pct，运营商对风电消纳的担忧下降，装机可持续性明显增强。
通过各省的“十四五”初期规划来看，九大清洁能源基地“十四五”风光规划已经超 过200GW，主要以大基地、多能互补的形式展开建设。
我国早期建设风机进入改造期，存量旧改空间不断释放。
陆上风机的寿命平均在20 年左右，在风电开发相对较早的“三北”地区，目前已有大量风电机组进入“暮年”。
根据北极星风电网，2025年我国预计将有超过1000万千瓦风机达到寿命终点。
目前 老旧风机主要有两种解决方案，一是拆掉重建，二是以大换小，即以更大的风机替 换退役的小容量风机。
相比第一种方式，第二种方式在经济、效率上都更佳。
目前我 国多个省份已经发布老旧风机退役相关政策指导。
根据宁夏《自治区发展改革委关 于开展宁夏老旧风电场“以大代小”更新试点的通知》，主要针对宁夏并网运行时间 较长、单机容量1.5MW及以下、连续多年利用小时数低下、存在安全隐患的项目， 更新为单机容量3MW及以上、年等效利用小时数2000小时以上，目标到2025年实现 更新规模2GW以上、增容规模2GW以上。
存量市场以2MW及以下的机型为主，改造升级空间广阔。
根据中国可再生能源学会 风能专业委员会发布的《中国风电产业地图2018》，2018年全国新增的风电机组平 均单机容量为218kW，同比增长3.4%；截至2018年底，累计装机的风电机组平均单 机容量为1691kW，同比增长2.5%。
千乡万村驭风计划确定，广阔农村市场进一步打开。
9月10日举办的第四届风能开发 企业领导人座谈会上，国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏提出，将在 中东南地区重点推进风电就地就近开发、特别在广大农村地区实施“千乡万村驭风 计划”。
根据行业预计该计划可以带动1000GW负荷侧分散式风电潜力，如果每个村 庄安装两台5MW风机，预计“十四五”期间将新增分散式风电装机量200GW左右。
风机大型化导致风机招标价格持续下降，而组件价格不降反升，风电建设性价比提 高。
电之音公众号，以近期“8+3”风光项目集中启动的云南为例，华能云南文山项目 风机含塔筒招标的最低价已经低于2700元/KW，大唐云南文山项目风机招标风机最 低价格已经低至2252元/W。
根据「风电之声」获取的某项目财务概算，云南风电项 目综合造价低至6729元/KW，按照年等效利用小时数2574h计算，其静态单位度电投 资2.61元/KWh。
海上风电成本中建安费用较高，为降本重点。
根据中国电建西北勘测设计院的数据， 平坦地形中，由于施工难度较小，风电机组占整个成本的54.9%，在山地环境中，由 于施工难度较大，风电机组占整个成本的49.5%；对于海上项目，根据明阳智能官网 的披露，在海上项目中，风电机组成本占比一般在45~50%，基础占20%，安装成本 占7%，输变电占18%，除去风电机组以外，其余50%的成本为海上风电的降本重点。
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