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    風電產業的新格局

    能源新媒發布時間:2022-07-25 10:28:51  作者:甄妮

      風機大型化、風場規?;峭苿雍I巷L電裝機增長、成本下降的重要驅動力。

      國內風電行業在經過2020、2021年兩次“搶裝”后,在國內經濟穩增長、雙碳戰略驅動、鋼材等原材料價格趨穩的背景下,陸上風電、海上風電產業呈現出新的發展格局和新特點。

      大型風電基地是陸上風電的主戰場,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?;_發、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

      是陸上風電主戰場

      2021年中國風電新增裝機占據全球半壁江山。根據全球風能理事會(GWEC)《2022年全球風電行業報告》,2021年全球風電新增裝機93.6GW,累計裝機規模837GW,同比增長12%。中國2021年風電新增并網裝機容量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。

      根據國家能源局數據,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,新增裝機規模低于預期,主要受疫情影響國內物流中斷,項目施工、設備交付受阻。下半年,在國家穩經濟增長的宏觀調控策略下,加快能源項目開工建設,預計全年陸上風電新增并網裝機50GW左右。

      大基地是風電、光伏基地的重要支撐,通過規?;_發可以降低土地、基建、運維等成本??稍偕茉?ldquo;十四五”規劃提出,加快推進以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電太陽能發電基地。以風光資源為依托、以區域電網為支撐、以輸電通道為牽引、以高效消納為目標,統籌優化風電光伏布局和支撐調節電源,在內蒙古、青海、甘肅等西部北部沙漠、戈壁、荒漠地區,加快建設一批生態友好、經濟優越、體現國家戰略和國家意志的大型風電光伏基地項目。

      根據國家發改委、國家能源局發布的《以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地規劃布局方案》,到2030年規劃建設風光基地總裝機約4.55億千瓦,“十四五”規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《關于印發扎實穩住經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,也是行業發展的既定趨勢。在2021年新增并網的風電項目中,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的出貨結構看,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,國家發改委、國家能源局下發《關于促進新時代新能源高質量發展實施方案的通知》,明確將穩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整為備案制。以新能源為主體的多能互補、源網荷儲、微電網等綜合能源項目,可作為整體統一辦理核準(備案)手續。

      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式增長,新增并網裝機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,結轉到2022年并網項目,項目規模預計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年計劃并網項目,項目規模為1.73GW;

      (3)2022年啟動招標,年內并網項目,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?;l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年起并網的項目不再補貼。山東省對2022-2024年建成并網的海上風電項目,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?;峭苿雍I巷L電裝機增長、成本下降的重要驅動力。歐洲風能協會(WindEurope)發布的《2020年歐洲風電統計數據》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。

      中國風能協會數據顯示,2021年,在我國新增并網的海上風電中,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?;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”戰略推動、清潔轉型指引下,國內沿海各省均積極制定海上風電發展規劃。“十四五”期間,廣東、山東、江蘇、浙江、遼寧、 廣西、福建、上海等省市分別規劃新增海上風電并網裝機17、5、11.74、4.55、7.75、3、4.1、1.8GW,合計約 51GW。據此測算,若規劃目標達成,“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建設,推進一批百萬千瓦級的重點項目集中連片開發,結合基地開發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。

      風電工程造價持續下行

      風電項目建設進度加快

      在風電設備制造企業提質增效、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,國內主流風機投標價格持續下行。根據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,為風電產業鏈價格穩定創造了條件。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構中,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。水電水利規劃設計總院在《中國可再生能源發展報告2021》中統計,2021年陸上風電單位千瓦造價平穩下降,集中式平原、山區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。以近期EPC中標公示的內蒙古達茂旗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基本收益率,原本不滿足條件的項目,有了開發的動力。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的上網電價下,測算項目內部收益率在8%以上,高于主要風電投資企業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,在儲能商業模式尚未明晰的情境下,加之可再生能源市場交易規模增加,可再生能源的投資收益仍面臨新的挑戰。

      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?;诖?,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。(甄妮)

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