陆上风电单机容量变化与中标均价动因分析：风电机组大型化助推陆风整机价格下降

投资建议：目前风电机组价格的驱动因素主要是风机容量大型化，而非单纯的“价格战”的延续。风电机组大型化不仅是整机降本增效的重要途径，更体现了整机厂商的技术竞争力，也将对风电塔筒/管桩、主轴等核心零部件提出更高要求，风电整机及核心零部件龙头的竞争优势较为显著。此外，随着未来海上风电的发展，大兆瓦机组的需求将会进一步提升，这些企业也将重点受益。1）整机环节，推荐明阳智能、三一重能、运达股份，受益标的：金风科技、电气风电；2）关键零部件环节，推荐金雷股份、东方电缆，受益标的：泰胜风能、天顺风能、大金重工、海力风电、日月股份。 大兆瓦风机占比不断提升，大型化节奏较快。根据公开招投标信息统计，2022年1月至今，国内陆风市场中标风机的平均单机容量稳步提升，2022年下半年以来，国内陆风市场单机容量5MW以上的风机成为主力机型，6MW以上风机占比逐步提升；2023年Q3以后，8MW以上超大机型也开始批量出货。截止2023年11月底，月度平均单机容量为6.09MW，较2022年初提升33.54%。 陆风机组单价创新低，10MW风机批量出货。近日，内蒙古能源集团阿鲁科尔沁100万千瓦风储基地项目风力发电机组（含塔筒）及附属设备招标采购开标，单机容量10MW，共计100台，最低投标报价为6.54亿元，扣除塔筒后单价约908元/kW，首次跌破1000元/kW，创陆风机组投标单价历史新低。 陆风机组容量创新高，15MW风机正式发布。三一重能在2023北京国际风能大会暨展览会（CWP2023）期间发布了其最新15MW陆上风电机组，该产品是目前全球单机容量最大的陆上风电机组，配备的发电机和叶片由三一重能自主设计，延用了双箱变上置机舱技术，在减少发电损耗的同时，节约安装成本。 风险提示：下游需求释放不及预期、行业内部竞争加剧风险、风电机组质量风险、上游原材料涨价风险、量化统计模型失效风险 1.风机大型化趋势显著，整机价格稳步下降 1.1.陆风单机容量增大，伴随中标均价下跌 风电机组大型化持续推进。近年来，风电机组的平均容量一直保持稳定增长态势，具体表现为：新增风机叶轮直径不断增大、轮毂和塔架不断升高，因而捕风能力不断增强，进而单机功率不断增长。风电行业发展至今，传统的小兆瓦风机产品已经不能满足市场需求，整机行业内卷日趋激烈，风机产品同质化和产能过剩现象较严重。因此，推出更大的叶轮直径、更高的轮毂高度的大兆瓦风电机组，成为整机企业降本增效的主要应对方式。根据公开招投标信息统计，自2021年以来，大兆瓦风电机组的发展进程显著加速，市场上大功率机组中标项目数量显著增多，2021年中标项目平均单机容量超过3MW，此后两年的年均复合增速都在30%以上。截止2023年11月底，风电机组平均单机容量为5.6MW，同比增长31%。风机单机容量的增大，可有效提升风能利用率，同时降低度电成本，提升整个风电项目的投资回报率，具体表现为：一方面，当风机单机功率增大时，机组重量的增加并不是等幅同步的线性增长，机组重量增速低于功率增长，因此单位功率的重量呈现下滑趋势，而风机零部件的原材料定价方式多为按重量计价，因此单位功率的零部件采购成本降低，进而推动风机降本；另一方面，风机大型化还可摊薄除机组以外的其他成本，如塔筒设备与吊装施工费用，在相同的风场总容量下，大兆瓦风机可减少装机点位数，降低建设成本和运维成本。 图1：风电机组年均单机容量逐年增长/MW 图2：风电机组年均中标价格逐步下行（元/kW） 风机容量大型化与风机价格下降呈强相关性。回顾历史数据，陆上风机每千瓦平均价格从2008年的6500元降至2023年的1520元，年均复合降速为-9.23%；风机单机容量从2008年的1.2MW升至2023年的5.6MW，年均复合增速为10.79%。可见，风机单机容量的增长与风机单机的下降同步，而且平均变化率绝对值相近。根据2008年~2023年的统计数据，我们发现风机容量大型化与风机价格下降呈强相关性，具体表现为风机价格与单机容量的年均数值变化具有显著的负相关关系，其数据散点图行为近似表现为乘幂函数，根据计算：相关系数为-0.88，双尾检验结果P值为8.56×10≪0.05，因此二者确实具有统计学显著的负相关关系。 -10 图3：风机价格与单机容量具有负相关关系 1.2.平均容量超6MW，单机功率加速增长 风机大型化呈现加速态势。2019~2020年的陆上风电“抢装潮”结束，标志着国家补贴时代落幕，此后市场需求增速阶段性放缓，导致整机行业市场竞争加剧。在此背景下，部分新进厂商为争取市场份额，以低价抢夺项目，而头部老牌厂商也被动降价，由此引发了陆风机组“价格战”，风机价格在2021年突然大幅下降，而这种趋势在2022年进一步加剧。 由于低价竞争的压力，整机厂商主动推进降本增效，因此风机大型化在2021年以后显著提速，且增速在2022年进一步提高。根据2022年1月至今的月度统计数据，我们发现自2022年下半年以来，国内陆风市场单机容量5MW以上的风机成为主力机型，6MW以上风机占比逐步提升； 2023年Q3以后，8MW以上机型也开始批量出货。截止2023年11月底，月度平均单机容量为6.09MW，较2022年初提升33.54%，而2008~2020年期间的单机容量增长仅14.88%，可见目前风机大型化很快。 图4：2022年至今的月度中标风机单机容量结构 图5：2022年至今的月均风机单机容量变化 1.3.价格战趋于缓和，大型化是降价主因 风机均价跌幅已收窄，但现阶段振幅较大。自2021年以来，陆上风电项目风机低价竞标现象频发，风机中标均价大幅下降，随后的2022年和2023年，风机均价继续下跌，整机行业“价格战”的持续可能导致企业盈利空间压缩，因而引发了市场对于风电行业后续发展的担忧。根据公开招投标信息统计，我们注意到两个关键信息：（1）2023年以来的风机平均价格跌幅已经收窄，这说明纯粹的“价格战”可能已经趋于缓和；（2）当前风机中标均价的振幅较大，这说明不同项目之间的差异性较大。回顾风电的历史发展，根据公开招标项目数据，我们认为引起风机价格下降的主要解释变量有3个：时间、单机容量、项目规模。从数据散点图的分布行为来看，这3个变量与风机均价都呈现负相关关系。 图6：2022年1月以来的月均风机价格和单机容量对比 图7：风机均价随时间的变化 图8：风机均价随项目规模的变化 图9：风机均价随平均单机容量的变化 风电机组单机容量增大是当前推动风机价格下降的主要原因。为了阐明当前风电机组价格下降的驱动因素，我们利用上述3个解释变量：时间、单机容量、项目规模，尝试建立多元线性回归模型。其中，时间变量用于分析在同等机组产品配置和项目规模的条件下，风机均价随时间变化的演化，可反映“价格战”对风机均价的影响；单机容量用于分析在相同时点和项目规模的条件下，风机平均功率变化一单位时风机均价的变化量，可衡量“机组大型化”对风机均价的影响；项目规模用于分析在相同时点和同等机组产品配置的条件下，项目规模变化一单位时风机均价的变化量，可衡量项目大小对风机均价的影响，本质上是议价力的反映。通过表1的相关性分析，上述3个解释变量之间不存在严重的多重共线性，因此可进行三元线性回归，结果如表2所示，其中X Variable1~3分别对应时间、单机容量、项目规模。可见，回归方程的拟合优度在0.75以上，F统计值为24.38，相应的P值为6.92×10≪0.05，因此在5%的显著性水平下自变量整体对因变量的影响是显著的；3个解释变量各自的t检验P值均小于0.05，因此在5%的显著性水平下每个自变量对因变量的影响都是显著的。综上所述，时间、单机容量、项目规模确实能在一定程度上较好地解释风机均价变化。根据3个解释变量的回归系数，可计算此三者对于风机均价的弧弹性分别为：-0.085、-0.359、-0.022，其中单机容量对于风机均价的弹性最大，即平均单机容量每增长1%，风机均价下跌0.359%。相比之下，时间对风机均价的弹性不足0.1，比单机容量对风机均价的弹性绝对值小一个数量级，这表明：当前驱动风机价格下降的主要原因是风机大型化，而不再是单纯的“价格战”驱动。 -7 表1：自变量相关性分析 表2：回归统计及方差分析 2.陆风投标单价创新低，10MW风机批量出货 陆风10MW机组已经开始批量投向市场。根据公开招投标信息，近日内蒙古能源集团阿鲁科尔沁100万千瓦风储基地项目风力发电机组（含塔筒）及附属设备招标采购开标。该项目位于内蒙古赤峰市阿鲁科尔沁旗天山镇、天山口镇、巴拉奇如德苏木，两个标段均拟采用50台单机容量10MW风力发电机组，共计100台，具体要求：风机叶轮直径在230米及以上，240米及以下；轮毂高度为140米。该项目计划2023年12月05日开工建设，2024年12月31日全容量并网；要求风机主机2024年6月10日开始交货至2024年10月20日交完，塔筒2024年5月10日开始交货至9月30日交完。这是继2023年11月中旬开标的黑龙江华电宁安风水山风电项目之后，又一个单机容量10MW的陆上风电项目。 图10：内蒙古能源集团阿鲁科尔沁100万千瓦风储基地项目采用10MW风电机组 陆风机组投标价格创新低，单千瓦价格已低于1000元。根据风芒能源微信公众号在2023年12月6日发布的信息，本次开标的内蒙古能源集团阿鲁科尔沁100万千瓦风储基地项目的两个标段，均有7家整机商参与竞标，每个标段均有5家整机商的报价单价在1400元/kW以下，其中最低投标报价为6.54亿元，折合单价为1308元/kW。如果按照400元/kW左右估算塔筒平均价格，则此次10MW机组的最低报价约908元/kW，首次跌破了1000元/kW，创历史新低。相比之下，根据中国招投标公共服务平台在2023年11月中旬公告信息，黑龙江华电宁安风水山风电项目（项目容量200MW，所选机型为三一重能10MW风电机组）的10MW风机中标单价为1450元/kW，扣除塔筒后均价约为1050元/kW。 可见，陆风10MW机组的价格降幅大约为15.63%，我们认为这主要是由于项目规模增大所导致的风机均价下降，根据1.3节的三元线性回归模型，项目规模对于风机均价的弧弹性为-0.022，即项目规模每增长1%，风机均价下跌0.022%，本次内蒙古能源项目规模为1000MW，相比黑龙江华电200MW项目增长了400%，理论上会引起风机均价下降8.8%，与实际降幅15.63%相近。 图11：陆风10MW机组单千瓦投标价格已低于1000元 电气风电及明阳智能预中标，海风整机商积极参与大兆瓦陆风机组招标。 根据中国招投标公共服务平台在2023年12月8日发布的信息，内蒙古能源集团阿鲁科尔沁100万千瓦风储基地项目的两个标段的中标候选人正式公布，其中标段一(500MW)的第1候选人为电气风电，报价65750万元；标段二(500MW)的第1候选人为明阳智能，报价65400万元。值得注意的是，本次预中标候选人排名第一的电气风电和明阳智能均为海上风机龙头，由于目前海风机组的单机容量普遍高于陆风机组，在海上风机的技术研发和经营积累，将有助于在陆上大兆瓦机型的竞争。 表3：内蒙古能源集团阿鲁科尔沁100万千瓦风储基地项目中标候选人 3.陆风机组容量创新高，15MW风机正式发布 全球最大15MW陆风机组正式发布。根据三一重能官方微信公众号在10月17日发布的信息，三一重能在2023北京国际风能大会暨展览会（CWP2023）期间发布了其最新的15MW陆上风电机组，该产品也是目前全球单机容量最大的陆上风电机组。该款15MW陆上风电机组配备的发电机和叶片由三一重能自主设计，与整机设计高度协同，性能更优。 此外，该款风机延用了与919平台机组一致的国内首创双箱变上置机舱技术，在减少发电损耗的同时，节约安装成本。我们认为，三一重能15MW陆风风机的发布，标志着陆风机组单机容量已经在向15MW以上甚至20MW进军，