风电：风机质量问题会掀起冲击波吗？

吴新竹

成本的持续降低是使风电具备经济性的重要基础，近十年来，陆上风电和海上风电的安装成本及度电成本降幅达60%以上。风机大型化能够有效带动整机市场的规模效应，而走在风机大型化前列的西门子歌美飒近日暴露出新一代陆上风机的质量问题，引发市场担忧。亚太地区的机组规模扩充紧随欧洲之后，国内整机厂凭借原材料及性价比优势不断开拓海外市场。

在成本下降的过程中，风机企业不能忽视质量问题，如果出现故障导致风机后期维修支出提升，或者生命周期不足25年的设计寿命，会影响下游运营商的实际收入，对于后续的可持续合作产生负面影响，未来风机投标价格的走势会否受到质量压力的影响有待观察。

质量问题引发风波

风电机组大型化是降低风电成本有效的途径之一，大型风电机组使用更大的叶片，进而获取更高的扫风面积，切入的风速更低，在同样的地理位置上，能够捕获更多风能，提升单机容量，从而提升全寿命周期内发电机组的发电量；机组大型化还可有效摊低单位容量的原材料、基础、吊装、线路、土地等投资成本，并降低后续的运营、维修等成本和难度，降低度电成本，提升风电场收益率。近日，西门子能源撤回2023财年业绩指引，因西门子歌美飒已安装的130GW风电机组中，约有15%-30%会发生组件故障，造成的损失可能超过10亿欧元，受到影响的主要是4.X和5.X代陆上风机，叶片和轴承是造成涡轮机问题的部分原因，设计问题尚未排除，该事件为快速迭代的风机产品敲响了质量警钟。

国外风电整机厂商的技术路线多由双馈过渡到直驱、半直驱永磁机组，维斯塔斯、GE、运达股份、远景能源、电气风电等企业涉及双馈机组，技术发展情况均已较为成熟，其中运达股份和远景能源主要采用了异步双馈技术路线，西门子歌美飒和金风科技主要采取永磁直驱技术发展陆上和海上风电机组，明阳智能则主要采取永磁半直驱技术发展风电机组。

欧洲走在风机大型化趋势的前列，5MW以上机组规模最大，占比超过17%，主流机型为4-5MW；亚太地区3-4MW机型占比超过40%，系主流机型；北美洲67%以上的机型为2-3MW，大型化进程慢于欧亚。中银证券认为，在风机平价时代，产品的成本控制与质量保障成为核心竞争抓手，在持续时间较长的价格竞争过程中，部分降本能力较弱的厂商后继乏力，在成本下降的过程中，风机企业也不能忽视质量问题，如果出现故障导致风机后期维修支出提升，或者生命周期不足25年的设计寿命，会影响下游运营商的实际收入，对于后续的可持续合作有负面影响。

国产化率全面提升

截至2022年年底，中国风电发电装机容量达到36544万千瓦，2023年1-5月全国风电新增装机容量1636万千瓦，同比增长554万千瓦。其中，5月份风电新增装机216万千瓦，同比增长74.2%，1-5月全国风力发电设备累计平均利用1081小时，较上年同期增加了105小时。按照以往的建设节奏，风电装机集中在下半年，2018-2022年，下半年新增风电装机占全年装机的比例在64%-91%，且装机主要集中在第四季度，第四季度装机占全年装机的比例在40%-82%，中信证券预计2023年国内风电并网量在65GW-70GW。

在经历了两轮补贴退坡引发的抢装热潮、电网完善降低弃风率以及消纳政策逐步实施后，中国陆上风电已实现平价上网，每年新增出口容量从2017年的641MW提升至2022年的2288MW，出口的装机规模达到11930MW。海外陆上风电年度新增装机容量将从2022年的45.6GW增长到2026年的52.4GW，海外海上风电年度新增装机容量将从2022年的2.8GW增长到2026年的15.9GW。

中国风电塔筒已基本实现100%国产，发电机、机舱、齿轮箱、变流器和叶片等其他环节的国产化率在73%-93%，主轴轴承、齿轮箱轴承仍处在国产替代过程当中，国产轴承多为小兆瓦机型配套的主轴轴承，基本依赖进口。拥有大兆瓦主轴轴承、齿轮箱轴承量产技术的头部国内企业若能够绑定下游客户，将有望受益于风机轴承的国产替代，具备性价比优势的企业或有望获取更多市场份额。目前国内陆上风机处于激烈的价格竞争，质量问题的重要性将得到重視，在海外巨头业绩承压的背景下，国产风机零部件是否能赢得更多的出海机遇有待观察。

整机制造厂商向上连接众多零部件供应商，向下直接参与风电场上的招标工作，中标后将风电机组出售给下游风电运营商。中国风电整机企业集中度不断提升，前十大整机厂商的市占率由2019年的91.5%提升至2022年的98.59%，而头部企业的整体市占率有所下降。中银证券指出，随着国内大型化技术的进步，风机单瓦成本显著降低，后续国内整机厂有望凭借性价比优势跻身海外市场。

需要注意的是，个别整机厂商对于质量保证准备的计提比例不高，例如三一重能计提比例为3.68%。相比之下，明阳智能以合同价款的10%作为质量保证金，质保期一般为5年；运达股份的质保金一般为合同金额的5%-10%；金风科技对大容量机组的计提比例略高于其他机组，该公司2022年新增的产品质量保证金占风机销售收入的8.21%。

降本空间几何？

风电的经济性有赖于度电成本的有效降低，陆上风电的安装成本和度电成本分别从2010年的每千瓦2042美元和0.102美元降低到2021年的1325美元和0.033美元，海上风电的安装成本和度电成本分别从2010年的每千瓦4876美元和0.188美元降低到2021年的2858美元和0.075美元，10年来降幅均超过60%。

2022年，中国新增陆上和海上机组平均容量分别从2021年的3.1MW、5.6MW提升到了 4.3MW、7.4MW，持续摊薄风机制造的单瓦成本，部分整机厂商逐步改用初始安装成本更低的技术路线，以中速永磁路线逐步取代其直驱技术路线，使其单位成本显著降低。陆上风电方面，截至2021年年底占比最大的已装机的机组容量为2.0MW-2.9MW，比例为50.76%，2022年新建项目平均单机容量4.3MW，同比增长39%，2022年招标的陆风项目平均单机容量达到5.5MW。海上风电的运输、安装和维护成本相比于陆上风电更高，因此海上风电对于更大的叶片机组的需求更大，2022年国内新增海风项目平均单机容量为7.4MW，海上风机订单的平均单机容量为9.3MW。

大型化发展趋势有效地带动了风电整机市场的规模效应，中国陆上风电和海上风电的机组价格在过去10年间不断下探，2023年1月陆上风电机组的中标价格基本稳定在每千瓦1500-1800元，海上风电机组的采购价格则下探至2400元左右。早期建设的风电场可能面临设备老化引发的运行安全风险大、运行效率低、运维成本高等问题，在陆上风电平价上网的背景下，部分老旧风电场面临经营压力。截至2022年年底，中国风机累计装机达395.57GW，其中单机容量2.0MW以下占比25.5%；若这些风机全部实施“以大换小”，并以1比2进行扩容，将产生至少200GW市场。继2021年12月发布《风电场改造升级和退役管理办法（征求意见稿）》之后，国家能源局于2023年6月印发《风电场改造升级和退役管理办法》，川财证券预计“十四五”期间中国将退役1.26GW并改造20GW的老旧风电机组，“十五·五”退役或改造40GW的老旧风电机组。

2022年下半年至2023年上半年，陆上风机中标均价稳定在每瓦1.6-2.0元，海风中标均价稳定在每瓦3.2-3.8元，中银证券预期平均风机交付价格或在每瓦1.9元上下浮动，相比2022年行业交付均价下降25%左右。中信证券指出，由于行业装机较低、原材料价格较高，2022年风电企业业绩表现低迷；由于2021-2022年风机投标价格连续两年每年下降20%，主机企业2022年毛利率下滑比较明显，金风、三一、明阳、电气风电2022年毛利率分别同比下降9.12个、2.93个、1.39个、2.42个百分点，2023一季度依然承压，主机企业2023年盈利有一定下行压力。

川财证券认为，在同样规模的海上风电场中，采用单机容量更大的机组所需的风机数量大大减少，意味着所需的基座、海缆将同样减少，同时对优质风机点位的需求也将大大减少，降低整体风电场的设计与施工难度，因此海上风电对大容量机组的需求远远超过陆上风电。海上风电已进入10MW时代，在单机容量上与国际领先企业的水平相当，基本能够满足市场对机组大型化的需求。