经历了突飞猛进的2020年和2021年之后,风电行业在2022年遇到一个小低潮。海上风电退补、大型化零部件供应紧张、装机不及预期等因素,导致整个风电产业业绩承压。但进入2023年二季度,中国风电再度“御风前行”,朝向更远、更大的方向发展。
【资料图】
国内的“双碳”政策为新能源产业的发展打开了广阔的空间,从招标量和各地政府已经公布的风电产业规划来看,风电产业将迎来又一个“爆发”的大年。从长期来看,近海乃至深远海风电已经成为未来风电行业竞争的绝对重点。但海上风电退补让海上风电的受关注度略有回落,陆上风电大基地建设、分布式风电的热度却逐渐走高。
与此同时,风电行业的困扰还在持续,招标“低价内卷”和原材料价格双重挤压着产业链各方,风机成本还能降到什么程度?而面对风电行业向深远海逐渐拓展,产业链利益的再平衡、深远海风电配套产业的再升级、新能源并网的消纳问题等,都是亟待创新突破的难题。
产业回暖
去年,受到大宗商品价格走高、产业链供应扰动、补贴退坡后装机节奏放缓等因素影响,风电行业整体业绩承压。
东海证券统计数据显示,2022年风电板块营收2404.89亿元,同比下降3.25%;归母净利润为172.68亿元,同比下降21.62%。
不过,2023年以来,风电产业出现明显回暖势头,需求向好、招标量持续增长,风电招标价格逐渐稳定下来,并带动资本市场表现触底回升。
国家能源局统计数据显示,2023年一季度,全国风电新增并网容量1040万千瓦,其中陆上风电989万千瓦,海上风电51万千瓦;从新增装机分布来看,“三北”地区占全国新增装机的67.7%。截至一季度末,全国风电累计装机达到3.76亿千瓦,同比增长11.8%,其中陆上风电3.45亿千瓦,海上风电3089万千瓦。一季度全国风电投资完成约249亿元,同比增长15%。
2022年8月,一家能源央企与地方投资开发集团组成的中标联合体,放弃了此前低价中标的海上风电项目,再度引发业内关于风电低价内卷的关注。持续的价格战抢夺市场,已经令不少企业叫苦不迭。但在激烈的市场竞争当中,为了抢占更多的未来市场空间,行业竞争者谁都不肯主动喊停。
好消息是,一季度风电招标大幅增长,但价格战在一季度没有进一步加剧的迹象。据中银证券不完全统计,截至2023年4月23日,年内新增公开市场风机预招标规模已经达到54.52GW,超越了2022年上半年51.1GW的新增招标量。在招标价格方面,价格战暂时没有进一步加剧的迹象。
中银证券不完全统计数据显示,截至2023年4月23日,年内新增公开市场风机预招标项目中,陆上风电含塔筒项目均价为2080元/kW,不含塔筒项目均价为1697元/kW,相比金风科技统计的2022年12月全市场风电整机商风电机组1814元/kW的投标均价并未出现明显波动,具体对应的风电整机招标价格仍基本企稳。
资本市场上,风电上市公司“春江水暖鸭先知”。
截至5月18日,风电指数(866044.WI)收于1922.03点,较4月26日1802.49的近一年来最低点上涨6.6%。风电行业的东方电缆、天顺风能、金风科技、电气风电等公司的股价也结束了4月下旬的连续走低,开始企稳回升,其中东方电缆、天顺风能自低点反弹已超过20%。
风电“大年”
海上风电抢装潮使得2021年的风电装机节奏加快,但2022年招标价格屡创新低使得装机节奏显著放缓,这成为2022年风电产业发展最显著的特点之一。从一季度披露的数据和相关地区的政策规划来看,不少机构都认为,2023年将是风电产业发展的又一个“大年”。
全球风能理事会(GWEC)今年4月发布的2023年全球风能报告显示,2022年,全球风电新增装机量77.6GW,同比下降17%。GWEC表示,2022年的风电新增装机是过去三年里表现最差的一年,但仍是历史上第三高的年份。
GWEC预计,2023年全球风电新增装机将突破1亿千瓦,刷新历史最高纪录;到2024年,全球陆上风电装机将超过1亿千瓦,海上风电装机将在2025年首度超过2500万千瓦,进一步创历史新高。未来五年,全球风电新增装机将从2023年的1.15亿千瓦逐渐增长至2027年的1.57亿千瓦。
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在2023年中国风能茶话会上预测,未来3年,中国风电新增装机容量每年预计不低于7000万千瓦。
随着近年来陆上风电资源开发接近饱和,海上风电已经成为全球风电产业发展的绝对重点;而随着近海风电资源变得越来越少,海上风电的离岸距离正越来越远。国内海上风电资源丰富,具有发电利用小时数高,距离东部沿海用电需求负荷中心更近等特点。此外,海上风电投资规模大,经济带动效益明显,未来有望成为地区经济发展的重要推动力和增长极。
此前发布的《“十四五”可再生能源发展规划》就明确提出加快推动海上风电集群化开发,重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾五大千万千瓦级海上风电基地。
尽管中央层面对海上风电产业的补贴已经退坡,但沿海省份仍陆续出台支持海上风电产业发展的政策,不同地区仍对海风有补贴政策。据华泰证券统计,目前沿海省份已经明确的“十四五”海上风电规划装机目标已经超过76 GW。在政策规划下,叠加建设周期和补贴政策的影响,今明两年海上风电装机还将迎来快速增长。
在规模上,海上风电的大型化趋势十分明显。华泰期货统计,近期海风招标项目中山东、浙江以8MW以上机型为主,广东、福建以10MW以上机型为主,均高于国补时期的4-6MW主流机型。从近十几年的数据来看,国内新增海上风电的平均单机容量也已经从不足3兆瓦提升至超过5兆瓦,2022年下线的新型海上风电机组的平均单机容量已经超过11兆瓦。
尽管目前海上风电尚未实现平价,但随着海上风电机组大型化加速以及海风装机规模的扩大,零部件成本和运营成本的摊薄效应将进一步显现,推动海风成本的下行。迈向深远海的过程中,风电产业与其他产业的融合发展成为一个新的趋势,不少风电企业都在探索风电产业与储能、制氢、海水淡化、海洋牧场等产业结合的路径。
亟待破局
对于风电行业来说,低价竞争仍是产业面临的一个主要问题之一。而想要实现向深远海的进军,一系列的技术难题和产业革新也有待攻克。
在补贴退坡的时代,更低的成本就意味着更高的竞争力。但逼近成本线的低价竞争,侵蚀了风电企业的利润,还可能扰乱产业链的正常发展。风电机组价格下降固然是技术进步的体现,但部分为低价而低价、没有技术沉淀和可靠平台支撑的机组,希望用“未来研发时间”换“目前市场空间”,其中隐藏的风险不容小觑。
远景能源高级副总裁田庆军在接受21世纪经济报道记者采访时指出,通过技术创新持续降低度电成本是行业共同努力的方向,风机降价有利于这一目标的达成,也为风电做大做强打下基础。在他看来,风电是一场“马拉松”,相比短期收益,更要关注风电的可持续发展。
风机这两年成本的下降主要依赖容量增加和轻量化设计,但塔筒、叶片、齿轮箱所用的材料、钢材成本本身就构成了很高的地板价。据田庆军计算,两兆瓦时代,陆上风机单位兆瓦的价格是4000余元;七兆瓦时代,机组单位价格是1300余元。
田庆军指出,风电机组边际成本看似陡降,但一台整机的价格仍维持在800万-1000万元,海上风机组亦是如此,大型化趋势无法削减风机固定的制造成本。若不断挤压制造企业利润空间,必然会降低研发投入,给风电全产业链形成破坏性冲击。他建议均衡分配产业链利益,维持主机价格在合理区间,更有利于产业健康可持续发展。
供应链的风险也值得关注。GWEC首席执行官本·巴克维尔指出,全球风能市场将出现显著变化,上至铜、稀土金属等关键原材料,下至风电整机、电网设备、海上风电安装船等,管理越高效、越具吸引力的市场环境将吸引更多相关投资。但随着风电需求增长,供应侧可能出现短缺,风能市场也可能从当前的买方市场进入卖方市场。
深远海风电具有更大的资源储量,但受其建设和运行成本制约还未大量应用,另外能源高输送成本和低效率也是制约其发展的重要原因。
中信证券表示,海上风电在发展过程中逐渐向中远海发展,目前已装机项目平均离岸距离在30kM左右,而现有招标待装项目平均离岸距离增至约40kM,预计2023年的主要招标项目平均离岸距离将继续升至50km以上。长远看,估计“十五五”期间国内海上风电项目有望向超过100km的离岸深远海发展。随着海上风电项目离岸越来越远,项目的单体开发规模将逐渐增大,为产业链的发展带来机遇和挑战。
(文章来源:21世纪经济报道)
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