一直以来，风机大型化被认为是降低海上风电成本最有效的途径。这意味着更大的风速和轮毂高度，能在获取更多风能的同时摊薄成本。同时，大型风机也能减少风机点位，在减少风电机组安装和施工的同时，还能降低后期运维费用。行业供应链从近海向远海转变，随之也要去要向效率优先向兼顾效率与安全转变，自主可控、安全可靠的重要性凸显。

在各市场主体与政府的共同推动下，风机大型化势不可挡，只是利弊共存，身处其中的企业冷暖自知。市场扩容、技术迭代促使行业洗牌，也为企业创造了新的发展空间；但竞争压力增强导致整机价格持续下跌、企业盈利能力减弱及质量安全风险提升等问题也如影随形，如何快速且实现良性、可持续发展或将成为全行业不可忽视的问题。

超220款新机型推出，大型化进展飞速

“2022年，风电企业推出了超过220款新机型，平均每家企业推出新机型超过10个，机型迭代速度甚至超过手机厂商。”中国可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩曾表示。

2023年上半年风机迭代速度不遑多让，大型化直接体现在了各企业财报和业绩中，在产品销售结构上，各企业5、6MW及以上机型销量增速明显。

与机组大型化销量上升相对应的，是风机价格的持续下跌。从年初至今，陆上风电机组平均价格从1700-1800元/千瓦下降到1500元/千万左右（不含塔筒），有个别项目甚至出现了1400元/千万的历史最低价。

近日，国电投16GW海上风电机组集中采购结果公示，四大区域各个标段海上风电机组价格平均投标报价维持在2800-2900元/kW区间水平（不含塔筒），略低于市场开标其他海上风电价格，其中三一重能报价最低，金风科技报价最高。

不断下探的价格极大的影响了企业盈利能力，金风科技财报数据显示，今年上半年风机及零部件销售毛利率仅为3.64%，较去年同期减少8.95%；明阳智能上半年风电机组及销售相关配件销售毛利率 14.25%，同比下降 3.52 个百分点；运达股份毛利率为15.86%，同比下降2.58%。也有个别企业在行业交付均价普遍下降的情况下保持了较好的毛利率水平，如三一重能毛利率为24.03%。

输出功率大型化是控制成本、满足平价市场的重要手段之一，由此，推动风机大型化是整机厂商必须投入的战斗。头部企业通过推动风机大型化和轻量化降低单位材料消耗量，以降低风机产品材料成本和制造成本，同时加强供应链控制力度提升企业竞争力。

在各大整机商的推动下，陆上风电“10MW+时代”来临，同时海上风电机型也跃升至16MW、18MW，甚至更高。如今年6月，中国海装陆上风电8-10.X兆瓦平台，及H230-10兆瓦陆上风电机组同步下线，成为全球首个海陆风电机组均有10兆瓦+机型的风电整机商。中国海装表示，后续会按照技术发展趋势，沿着既定技术路线，研制25MW以及更大级别功率的机型，将根据市场需要适时推出。

大型化发展趋势下，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。

风电供应链的新机遇与挑战

在大量新机型推出后，我国风机在项目的定制化上不断提升，以满足不同项目需求，同时我国叶片长度已升级至126米，塔架高度上升至170米，对全产业链的技术提出了更高、更新的要求。在技术方面，据央视报道，我国超大型风机整机国产化率达到95%以上，发电机、齿轮箱等关键核心国产化率接近100%。

风机核心部件多为定制件，上游供应商对于核心零部件的定制化升级能力是制约风机容量升级的重要因素。上下游为了维持企业盈利，必须紧跟大型化发展步伐，如时代新材建成最大海上大功率风电叶片试验平台，可测试160米、20MW级叶片，为未来更大型叶片研发奠定基础。上半年，塔架及叶片厂商营收多数同比上升。

但在紧跟产业链发展的同时，企业承受了更大的压力，时代新材财报中指出产品和售价波动性对产业盈利影响较大，同时风电叶片产品大型化、轻量化发展趋势对公司技术、质量、成本管控、运营交付等提出了更高的要求。

风机迭代也促使零部件制造商业绩承压，如轴承生产企业新强联财报数据显示，今年上半年公司风电类产品营收同比减少18.31%，毛利率25.11%同比减少7.97%，而公司研发投入同比增长17.79%，经营活动现金流净额为负，同比减少223.85%，原因为公司扩大生产规模和新产线投入，产能增加原材料采购规模增加。新强联表示主轴技术壁垒在风机轴承中最高，试错成本较高，客户相对谨慎，验证周期长，放量速度相对缓慢。公司齿轮箱轴承研发技术已完成，目前在做设备安装调试。

作为整机商的一员，运达股份的相关负责人曾对媒体表示，通过合理控制大型风机迭代速度，给予供应链上下游企业足够的时间与动力深耕核心技术，更有利于打造高质量、高可靠的产品与服务。

但在如此快的发展节奏中，部分风机供应链已被迫淘汰，更新供应链需要大量投入，非企业可以独自承受。可以看到，重点布局风电的省份已启动风电装备产业园建设项目以适配风电发展，如东营海上风电装备产业园、汕头海上风电产业园该产业园等，将更有利于大型海上风电机组从研发到生产、检测认证、交付的全流程精细化管理，节约研发成本降低制造成本，以快速推出适应市场需求的大型风电机组。

迭代过快埋下质量与安全隐患

面对如此激烈的大型化的竞争，风电整机商各有各的隐痛。从行业整体看，风电机组交付周期一般在6-12个月，海上风电机组交付时间长于陆上风电机组。另外，从目前主流机型销售周期看，2MW—3MW机型机组的周期约为7～8年，4MW～5MW机型机组的周期缩短至4～5年，6MW机型销售周期仅有2～3年。过快的技术迭代为企业投入成本带来新的挑战。

但往好处看，不断加码的技术投入换来的是中国在海上风电装机容量上遥遥领先，同时中国对海上风电项目一些关键零部件已拥有约70%的市场控制权。在此基础上，受成本以及供应链影响，即便欧美整机商抢先布局了大兆瓦风机，欧洲风电也已失去其原有地位，同时质量问题显现带来维修等售后成本，给制造商造成负担。

不可否认，风电发展不能盲目追求规模和机型的扩张，注重技术创新和产品质量的方向和策略值得肯定。

毕竟大兆瓦风机从研发、制造、物流到运维各个环节的复杂性和风险都有非线性上升，对企业技术能力和管理能力提出新的要求。过于追求速度，忽视产品安全性、可靠性测试和检验时间必然会埋下质量与安全隐患。

8月中国电力技术市场协会运维检修分会公布全国无故障风电场评定结果，评选出448家2022年全国无故障风电场管理成果，数据显示，单机容量1.5MW-4MW的风机制造质量较为可靠，无故障风电场管理成果超过99%。1.5MW以下风机运行年限长，4MW及以上风机投运时间短，故障率都偏高，成果少。

在海上风电方面，近期有明阳智能12MW机组在广东省风电临海试验基地完成3个多月的并网测试，通过认证检测，即将商运应用。另有如电气风电海神平台16+MW全海域平台机组下线，为了充分验证样机性能和可靠性，电气风电已布局多个样机试验场地，将测试验证理念与先进测试验证技术融入风电全生命周期。

如今陆上风电发展已进入到较为平缓的发展阶段，年均复合增长率在23%，海上风电年均复合增长率为32%，较陆上风电发展更快。今年上半年，我国海上风电开发建设趋缓，当前各个企业侧重于项目规划，“十四五”最后两年将迎来招标建设高峰期，市场的确未给企业留下过多喘息的时间，来自实战的考验将全面拉开。

文章来源： 风电观察，证券市场周刊，金融界