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2025-03-31 16 新材料及矿产报告
风机厂商大功率机型占比明显提升。CWEA 数据显示,国内风电新增装机平均单机功率 从 2010 年 1.45MW 上升到 2019 年 2.45MW,主流机型单机容量不断上升。观察整机厂金风科 技、明阳智能的在手外部订单及产量结构,同样可以看出大功率机型是大势所趋,3MW 及以 上机型占比从 2018 年较低份额提升到当前主力机型。风机大型化能有效降低度电成本。(1)摊薄风机制造成本:国内整机厂提高关键部件输 出功率,而在普通零部件端保持通用设计,因此零部件材料使用量与风机功率非固定值。参考 Vestas 不同单机容量机型耗用原材料数据,风机大型化能够降低单 W 原材料制造成本;(2) 摊薄风机非制造成本:同等装机规模下,风电单机功率提升则所需风机数量下降,对应塔架、 土地、道路等建设费用将随之摊薄;(3)提升发电效率:同等风速情况下风电机组发电量与 扫风面积成正比,因此增加叶片长度能够有效提升发电量。以 3MW 机组为例,叶片加长 5m 单年可提升 208 利用小时,等同于投资节约 600 元/千 瓦(数据来源:《平价时代风电项目投资特点与趋势》,下同)。
此外,同等风速情况下风电 机组切变越大、塔架越高,发电量也越高,因此高切变地区高塔架经济性较好。以 3MW 机组 0.13 切变为例,塔筒增高 5m 单年可提升 26 利用小时。叶片长度不断突破。一般风机功率越大、叶片长度越长,风机厂商大功率机型占比明显 提升,带动主流新增装机叶轮直径从 2014 年 90-110 米提升到 2018 年 110-130 米(数据来源: CWEA)。 我国风电发展初期,风机多装于陆上富风区域,随着富风区域市场逐渐饱和,以及低风速 和海上风电技术发展,在低风速区域和海上建风电厂已具备经济效益。而在低风速区和海上风 电场,风机叶轮直径是重要竞争力指标,因为叶轮直径越长,扫风面积越大,发电量越大,以 弥补风速不足的缺陷,小叶片已不能充分匹配海上风电需求。海风未来发展前景较为乐观, 近年来无论是全球还是我国,海上风电累积装机量增速持续高于整体,欧洲多国已制订计划, 预备大规模开发利用海上风力资源。
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