风能市场有多大？

一、风电划分：陆风和海风

根据工作环境可分为陆上风电和海上风电，通常情况下一套完整的风电设备包括风电机组、风电支撑基础以及输电控制系统三大部分。

1）风电机组包括机舱罩、齿轮箱、发电机、叶片、轴承等组件，

2）风电支撑基础包括风电塔筒、基础环等，

3）输电控件包括输电电缆、控制系统、升压站等。

其中，海上风电支撑基础还包括桩基、导管架等零部件。

图表1 中广核海上风电升压站

资料来源：风电之家，海通国际

二、风力开发的潜在空间

首先，指出两个概念：

1）有效风速：3－25米/秒，每年出现有效风速的时数总和是年有效风速时数。

按照蒲福风级定义：3级风速属于微风，时速3.4－5.4米/秒，而超过25米/秒时速叫做暴风（Storm），属于10级风。再之后有11级的狂风和12级的飓风（最高等级）。

2）专属经济区（Exclusive Economic Zone，简称EEZ）：领海宽度的基线量起，不超过200海里（对应约370公里），除去离另一个国家更近的点。

根据中国有效风功率密度分布图显示，我国的风能集中在东南沿海及附近岛屿、内蒙古和甘肃走廊、东北、西北、华北和青藏高原等部分地区。按照风能密度看，风能区域的平均风能密度在200W/平方米。

图表2 我国风能资源区域划分

资料来源：中国有效风功率密度分布图，海通国际

关于市场空间，目前市场上普遍的预期是：陆上3级及以上风能技术开发量在26亿千瓦以上，即2600GW以上。关于这个数字的理解：类比内蒙古，全区面积118万平方公里，如果按照全区平均200W/平米的风能密度计算，假设0.5%的面积用来风电装机，则风能潜力在118*10^4*10^6*200*5/1000W=1200GW。

截止2020年，我国累计风电装机约280GW，我国陆上风机的装机潜在空间大。

图表3 中国有效风功率密度分布图

资料来源：中国气象科学研究院，海通国际

至于海上风电，我国海岸线长达1.8万公里，合计可利用海域面积400多万平方千米，海上风能资源丰富。细化来看，近海是海岸线以外20海里的海域，深海则是剩余的管辖海域。按照专属经济区200海里计算，近海：深海的海域面积大约为1：9。

根据国家气候中心的研究，我国东南沿海及附近岛屿的有效风能密度为200或300W/平米以上，水深5-50米海域,100米高度的海上风能资源开放量为5亿千瓦，总面积为39.4万平方千米，这个面积基本等同于近海海域；而深海的海风资源约10亿千瓦。

从空间潜力上看，我国陆风和海风的累计装机仅占潜力空间约10%和5%。

三、目标：全球每年新增装机180GW

GWEC的预测，2021-23年全球风机新增装机预计为87.5、81.1和90.5GW。但如果要达到2030年全球气候要求，根据IRENA的模型计算，如果2030年全球气候较前工业化水平升温2摄氏度，2030年累计装机必须达到2526GW，即年均新增装机达到180GW。

这个目标和目前装机水平相差很大：越是滞后新增装机，其后需要更多新增装机弥补。

图表5 全球风机的新增装机预测

资料来源：GWEC，海通国际

四、平价上网是装机发展的一个关键点

根据海力风电招股说明书显示，目前主流发电形式度电成本分别为：煤电0.23-0.45元，水电0.33元，陆风0.39元，海风0.64元和太阳能0.39元。陆风和太阳能已经平价。而海风距离平价仍有距离。

图表6主要新能源的发电成本

资料来源：海力风电招股说明书，海通国际

从降本的趋势看，可以从四个纬度进行降本：

1）风机大型化：风电叶片长度及轻量化升级，可增大风能获取能力，提升单机风机发电效率，据金风科技披露的数据，在 6.5 米/秒的平均风速下，其 GW130/2.5MW 机型（叶轮直径130m）相比GW121/2.5MW 机型（叶轮直径121m），发电量可提高7%~8%。

2）电缆优化：根据华东勘测设计研究院测算，通过优化集电线路布置、海缆截面和长度的方式，可以降低 2%~5%的造价；采用绝缘及相关辅材国产化，亦可降低电缆造价成本约 2%~4%；采用铝芯替代铜芯技术，对于海缆成品造价成本有约 10%~15%的影响。整体而言，随着海上风电电缆造价的下降，以未来主流 3x1000或1200典型截面海缆（单位是平方毫米）为例，海上风电投资将下降400~500元/kW。

3）叶片大型化：逻辑参考风机大型化。

4）增发消纳：当风机大型化后，可以建在深海区域，因此增加运转时长，从而增加发电利用小时数。

最终，根据海力风电的招股说明书显示，未来海风度电成本可以降至0.366元。

图表7 未来风电发电成本下降的空间计算

资料来源：海力风电招股说明书，海通国际

五、资本开支是市场聚焦点

海上风电项目在硬件方面主要包括风电机组、海上风电支撑基础、海底电缆等。目前海上风电平均开发投资造价1.4万/KW。

1）风电机组方面，海上风电机组大多是在陆上风电机组的基础上，通过升容、加强防腐等手段升级设计而来，其关键设备的组成与陆上机组总体一致。在目前技术水平下，单机容量 4MW以上的风电机组整机造价与单机容量呈正相关，单位造价区间多在 5051-7300元/kW范围。6MW以上的风电机组由于没有大批量应用，研发成本较高，相对来讲单位造价较高。

2）风电支撑基础方面，海上风电支撑基础包括风电塔筒、桩基等，受风电场地质情况、水深、离岸距离等因素影响，单台套海上风电支撑基础的造价（含施工）约为1000-3000万元，占海上风电投资成本的24%-33%。以4MW风电设备为例，其单桩基础造价（含施工）约为950-1350万元，导管架基础造价（含施工）约为1000-1400万元，高桩承台基础造价（含施工）约为1200-1500万元。此外，由于广东和福建由于地质条件复杂，单台基础的造价（含施工）在 2000万元左右。

1GW对应的是250个4MW，意味着1GW的支撑基础的资本开支约250*0.2=50亿元。

3）海底电缆及升压站方面，35kV 的海底电缆造价在60万元每公里到150万元每公里范围内，220kV海缆造价在每公里450万元到600万元范围内；海上升压站的造价成本主要与建设规模大小呈正相关修改性，施工安装、电气设备等成本在 20000-30000万元之间；当然，单位造价随着规模提升显著下降。

图表8 海风和陆风的资本开支大致测算