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【专题报告有色金属】碳中和系列专题: 大宗商

 

  【专题报告有色金属】碳中和系列专题: 大宗商品需求侧影响风电

  摘要:碳中和背景下政策加码,叠加商业模式日趋成熟,成本继续下移,风电发展在接下来将不断提速。

  碳中和背景下政策加码,叠加商业模式日趋成熟,成本继续下移,风电发展在接下来将不断提速。预计2021-2025年,全球新增风电装机累计或超过475GW(陆上416GW、海上59GW),2025年风电建设将步入更快的阶段,尤其是海上风电。此外,风电配套基础设施建设发展,传统能源发电的比重调降等对于风电消纳至关重要,瓶颈问题解决的节奏有待观察。

  风电发展对原料需求驱动取决于两个主要变量:一是风电建设规模的变化,二是组件中材料使用的变化。节奏上看,2021年需要警惕需求的边际收缩,2022-2025年需求驱动将逐步增强,2025年之后预计步入更快的增长阶段。

  风电发展对玻纤、铜需求驱动强于其他材料,中期而言,参考现阶段全球总需求,静态模型(总需求)下,玻纤、铜边际增量带来的边际年增长分别在1.75%、0.51%以上。长期需要关注材料替代,铝合金替代铜,玻纤与其他功能材料的替代等。

  通胀预期抬升背景下,大宗商品走势正“牛”,叠加碳中和对商品供需两侧的影响深化,市场在过热阶段容易产生的认知误区,在于长期问题的短期化。我们认为短期风电对核心原材料,产生的需求增长相对有限。

  中长期而言,风电对原材料需求的驱动力较强,且2025年之后会步入更强的驱动周期。交易层面,短期需要警惕风电需求增长被过度交易,从择时角度,选择宏观弱周期,商品更多回归供需基本面的阶段,布局原材料长周期的增长驱动是的交易选择。

  风电作为当今主流的可再生能源之一,在过去20年里,全球总装机规模增长迅速,从2001年的24GW增至2020年的742GW,年均复合增速近20%。从历年新增装机规模来看,2010年之前,全球年均新增装机量不足20GW;2010年以来,年新增装机量稳定在50GW左右,而去年尽管全球都受到了新冠疫情的冲击,但在国内陆上风电抢装潮的影响下,全球新增总装机量高达93GW,创下历年新高。

  根据所处环境的不同,可将风电分为陆上风电和海上风电两大类。与陆上风电相比,海上风电具有风能平稳、风机利用率高、不占用土地资源等优势,但由于其所处环境的差异,海上风电技术远比陆上风电复杂,建设费用以及运维支出也相对更高。据统计,海上风电场总投资规模接近同等规模陆上风电场的两倍。尽管近年来海上风电装机占比逐步提升,但陆上风电仍是当前全球风电产业的主流。截至2020年末,全球海上风电总装机达35GW,约占风电总装机的5%。

  地区分布方面,近十年中国风电总装机规模年均增速20.5%,远超美国的10.7%和德国的8.8%。从年新增装机来看,2020年中国新增装机量占全球新增总装机的56%。截至2020年末,中国风电总装机已达288GW,为全球风电装机规模大的国家,占比38.8%;美国以122GW次之,占比16.5%,而德国、西班牙、英国等欧洲国家的总占比也超过20%。

  风电在过去20年能实现如此高的增速,离不开各国相继推出的支持政策。这里以中国、欧洲、美国的相关产业政策为例,简要说明全球主要市场对风电产业的政策支持。

  当前,不论从新增装机量还是总装机规模来看,中国都已成为全球大的风电市场。据国家能源局统计,2020年我国风电发电量为4665亿千瓦时,全社会用电量为75110亿千瓦时,风电发电量占全社会用电量的6.21%。

  我国主要通过设定风电上网标杆电价的方式补贴风电运营商,具体而言,风电上网电价依据“发电成本+还本付息+合理利润”的原则确立,高于所在地区的电网平均电价。该政策于2009年《国家发展改革委关于风力发电上网电价政策的通知》中提出,将全国分为四类风能资源区并分别设定风电上网电价。后续随着风电产业的逐步成熟,发改委多次调降风电上网标杆电价,降低补贴力度,并分别于2019年、2020年发文明确,2021年、2022年陆上风电和海上风电将分别实现平价上网,政府不再补贴。因此,为了赶上政策红利的末班车,去年我国陆上风电装机量激增,而考虑到海上风电平价上网的时间节点,预计今年海上风电同样也会出现抢装潮。

  而随着政府补贴的退坡,我国风电行业的驱动力逐步由补贴转为电网消纳。与传统火电不同,风电的发电输出具有随机性、不受控的特点,这就对当地电网的消纳能力提出了很高的要求。在风电发展初期,多地风电项目容量远超出当地电网消纳能力,造成弃风率高企,部分风电场风机被迫暂停,这一现象在风电资源丰富、电力需求较低的西北地区尤为明显。各部委多次发文强调要有效解决电网消纳问题,并于2016年建立风电投资监测预警机制,将各省风电年度开发建设规模与弃风率等运行类指标挂钩,优先在消纳保障度高的地区新建风电项目。此外,新疆、甘肃等地采取了一系列新能源“内扩外送”措施,有效降低了弃风率。全国弃风率由2017年Q1的20%降至2020年Q4的3%,全国电网的整体消纳能力增强,为后续风电装机量的持续增长提供了必要条件。

  截至2020年末,欧洲风电总装机规模达到220GW,近十年的年化增速为9.4%。从各国装机量占比来看,德国是欧洲风电装机量高的国家,甚至在2007年以前,德国曾一度是全球风电装机量高的国家。德国风电行业的蓬勃发展得益于其上网电价补贴政策(Feed-In Tariff, FIT)。2000年,德国通过了可再生能源法(EEG),确定以FIT为主的可再生能源激励政策,该政策旨在通过向可再生能源生产商提供高于标准电价的收益来促进其投资。德国推行FIT取得成效后,西班牙、法国、英国等也先后引入FIT政策,促进本国可清洁能源的发展。

  自1991年上个海上风电场丹麦Vineby海上风场正式投运以来,海上风电已有30年的发展史。目前欧洲海上风电总装机规模25GW,占全球海上风电总装机规模的70%以上,是全球大的海上风电市场,这得益于欧洲各国持续的政策推动以及资金投入。目前欧洲海上风电已迈入平价时代,度电成本已低于0.5元,英国海上风电的招标价已降至0.35元/千瓦时,德国也实现了零补贴,荷兰则计划于2022年投入运营个没有补贴的海上风场。

  截至2020年末,美国风电总装机规模为112GW,近十年的年化增速为10.7%。但回溯每年的新增装机量,可以发现这一数值波动幅度巨大,这主要是产业政策的影响。美国主要通过联邦层面的可再生能源生产税抵免(PTC)和商业能源投资税收抵免(ITC)促进包括风电在内的清洁能源发展。具体而言,PTC政策使得风电运营商可以在项目运营的前十年获得每度电2.3美分的补贴,而ITC政策为风电运营商提供投资成本30%的企业所得税抵免,运营商可以选择任意一项优惠政策。通常而言,ITC更适用于需要大量前期投资的项目如地热能、生物质能等,而风能项目往往更适合选用PTC。这两项优惠政策早于1992年的《能源政策法》中提出,在后续的数十年中多次通过不同的法案予以延期。在新的法案予以延期之前,各风电运营商为了享受优惠政策,都会加快项目进度,而政策取消后的年份通常新增装机量都会明显萎缩,这就使得美国年风电新增装机量波动明显。为抵消新冠疫情对项目建设进度的影响,美国已将PTC政策再度延期一年,同时为2025年之前建设的海上风电项目提供ITC。

  此外,美国29个州及哥伦比亚特区的可再生能源配额政策(RPS)也是美国风电政策的重要一环。尽管各州具体要求的完成期限、比例、指定装机容量等不尽相同,但该政策都是要求电力公司销售的电力中,有比例来自可再生能源,各州也都建立了配套的可再生能源证书(REC)交易市场,可再生能源运营商可通过销售REC的方式来获得补贴。

  历史上看,新兴行业的发展,一方面取决于政策支持,另一方面取决于市场竞争。从预测角度,政策性因素与市场性因素的变化将很大程度决定未来5-10年行业的发展节奏。据GWEC(全球风能理事会)数据,2020年全球风电新增装机达到93GW,同比增长53%,在全球新冠疫情扰动的大背景下,实现“逆势”创纪录的增长,本身也说明了行业发展正在步入“快车道”。

  政策因素方面,应对全球气候变暖,提高可再生能源使用比例,是风电获得政策支持的底层逻辑。近年来,越来越多的国家提出碳中和行动目标,截至2021年一季度,全球已经有128个国家提出碳中和目标,尤其值得关注的是,中国明确提出了2030年前达到碳达峰,2060年前实现碳中和。在国家层面之外,更多的城市,更多的企业也开始行动起来,提出了相应的碳中和目标。下一步这些目标将细化为具体的行动措施,绿色低碳的可再生能源发展预计将获得前所未有的、更大的政策性支持。

  规模效益日渐凸显,叠加供应链管理与技术革新,风电与光伏等可再生能源发电成本在过去10年大幅下降,现在已经拥有与低成本化石燃料发电进行竞争的能力。全球分布式、集中式光伏发电平准发电成本(均值)较10年前下降超过-82%、-47%,而全球陆上、海上发电平准发电成本(均值)则较10年前下降超过-38%、-29%。

  截至2020年,横向对比可再生能源与化石能源,分布式光伏发电与陆上风电平准发电成本均值已非常接近化石能源发电成本的下限,预计2021年之后成本将突破化石能源发电成本的下限。据IRENA研究模型显示,未来全球光伏与风电发电成本仍有较大的下行空间,参考2030年模型预估,陆上风电平准发电成本均值或降低至0.03美元/kWh,海上风电或降低至0.05美元/kWh,光伏发电降本空间更大或达到0.02美元/kWh。

  商业模式更加成熟,规模经济与技术革新将进一步降低风电成本,从市场性因素角度,风电行业将步入更快的发展时期,其中,陆上风电成本竞争优势更大,对传统化石能源发电的替代将进一步增强,海外风电则作为补充,未来市场竞争力也会不断提升。

  IEA、GWEC、IRENA、以及各地区风能协会,对未来风电发展均有各自的预估,我们更关注的是全球风电新增装机的变化,各大机构的预测有所区别,主要在于预测模型的差异。因此,从统计角度,我们需要整理出预估值的上、下限,并对其进行分析与提炼。

  据IEA在《Renewables 2020》中展望,未来5年全球风电新增装机将步入高速增长阶段。中性预估下,2021-2025年累计新增装机或达到323.5GW,其中,2021年新增装机或达到68.3GW,2022-2025年呈递增式增长。乐观预估下,2021-2025年累计新增装机或达到426.7GW,其中,2021年约80.7GW,2021-2025年呈更快速的递增式增长。

  分区域来看,中国、欧洲、美国、亚太区域(除中国)是未来5年新增装机增长快的地区。其中,中国与欧洲增长趋势尤为明显。中性预估下,中国2021-2025年累计新增装机或达到115.7GW,欧洲、美国则分别为90.2GW、38.3GW。乐观预估下,中国2021-2025年累计新增装机或达到142.1GW,欧洲、美国则分别为111.9GW、48.8GW。

  分类型来看,2021-2025年,相比于海上风电,陆上风电新增装机的量级更大,增长约为海上风电的4-8倍,时间窗口上看,2025年开始,海上风电新增装机增加或到达更快的阶段。换句话说,IEA认为海上风电的高速增长,还需要更多的时间等待,核心问题仍在于市场竞争性因素,包括竞争性成本等。

  据GWEC新预估,未来五年全球陆上风电新增装机或达到近400GW,而海上风电新增装机或达到70GW,两者合计近470GW。陆上风电角度,分区域看,未来亚洲(主要是中国)、欧洲、北美将成为全球增长的引擎,其中,亚太地区在2022年之后或将加速,而欧洲增长相对均衡,北美2021年或迎来增长高峰。海上风电角度,分区域看,主要增长集中在亚太、欧洲、美洲,其中2025年增长或加速。

  对比陆上风电与海上风电,2021-2025年预计陆上风电仍是新增装机的主流,其年装机量约为海上风电的3.6-9.5倍,2024年开始,海上风电发展将提速,预计2025年之后海上风电新增装机将步入快速增长阶段。其中,亚太与欧洲地区将发挥关键增长作用。

  GWEC在报告里面提出,如果要达到《巴黎协定》主要目标,即全球气温上升上限控制在较工业化前水平2℃以内,全球风能新增装机需要达到180GW/年,如果要满足2050年达到碳中和要求,则全球风能新增装机需要达到280GW/年,因此,GWEC认为现在的风电发展步伐偏缓,需要更进一步提速。从这份预估侧面推断,2025-2030年,全球风电新增装机年均或较前5年增长一倍以上。

  Wind Europe对全欧风电新增装机进行了预估,相比于GWEC,其预估的范围更大。陆上风电角度,乐观预估的状态下,2021-2025年新增装机年规模在14-16GW区间,其中2021年与2025年相对较高。但在悲观预估之下,2021-2025年新增装机年规模则在9-13GW区间,且增幅呈递减状态。

  海上风电角度,无论是乐观预估,还是悲观预估,Wind Europe对新增装机的变化为趋势性看增,其中,2025年增长将加快。乐观与悲观预估主要差异体现在2024-2025年增长幅度上面,乐观预估状态下,2025年增长可超过9GW,而悲观预估增长则不足7GW。

  分国家来看,陆上风电角度,未来5年德国、法国、瑞典、西班牙等将贡献主要增量,海上风电角度,未来5年英国、北爱尔兰、德国、法国等将贡献主要增量。总体上看,德国、英国、法国风电装机的建设问题将更受市场关注。

  中国对风电发展的讨论主要集中在相关行业协会或机构,之前大家曾探讨过中国风电发展线,其中提出了三大发展目标:2020年容量达到2亿千瓦,2030年达到4亿千瓦,2050年达到10亿千瓦。按照这种目标,2020年-2030年,年均新增装机需要达到2000万千瓦以上。

  在中国提出了更明确的碳达峰,碳中和目标之后,行业内对风电发展的节奏提出了更高的要求,参考2020年提出的《风能北京宣言》,“十四五”规划中需要保证风电新增装机超过5000万千瓦/年,2025年之后,年均新增装机不低于6000万千瓦/年,2030年累计风电装机容量要达到8亿千瓦以上,2060年至少达到30亿千瓦。显然,行业期许较前期已经翻倍,这也侧面反映了碳中和框架下,风能发展的要求明显提高。

  通过对以上机构预估的分拆与整理,我们得到了2021-2025年预测的上限、下限以及中性的预估。保守的预估,未来5年全球风电新增装机将达到322GW,而较为乐观的预估,未来5年全球风电新增装机则可达到565GW,是前者的约1.75倍。分类型而言,陆上风电上限约489GW,下限约274GW,海上风电上限约76GW,下限约48GW。总体上看,机构对于近期的预估相对接近,中期预估相差较大。

  对于预估的差异性,底层逻辑在于以下几点:是对政策的理解与效果,包括财政支持,项目审批与许可简化等等,针对这一点,我们认为在碳中和大背景之下,中国、美国、欧洲等地区,政策对可再生能源发电的支持将步入一个前所未有的强力的阶段。

  第二是风电的消纳问题,核心在于电网、港口岸电等基础设施建设,以及能源结构性调整的步伐,即传统化石能源的退出问题。针对这一点,我们对亚洲与欧洲区域更乐观,北美需要观察政府与企业的深度参与及决策执行。

  第三是风电的竞争优势问题,以平准发电成本均值计,陆上风电现阶段已经接近化石能源发电成本下限,预计很快将低于此下限,而海上风电则需要到2024年之后。此外,风电与光伏发电,两者可再生能源发电之间的竞争也是需要考虑的问题。

  1. 碳中和成为潮流,绿色低碳的风电发展将获得前所未有的、更大的政策性支持。更成熟的商业模式,更大的规模效应,的技术革新,风电成本仍有较大的下降空间,风电相较传统化石能源发电的竞争优势将更加。政策与市场驱动共振,风电发展在下一个十年将不断提速。

  2. 结合主流机构预估,2021-2025年,全球新增风电装机或在322-565GW,其中,陆上风电在274-489GW,海上风电在48-76GW。中性预估,全球新增风电装机或达到475GW(陆上416GW、海上59GW),2021-2025年分别为83、85、92.4、101.3、114.2GW,即2023年开始加速。分地区看,中国将贡献大增量,其次为欧洲、北美。

  3. 预估差异的底层逻辑在于,对政策与商业竞争的认知差,海外机构对国内风电发展节奏的预估低于国内同行。在我们看来,国内补贴逐步退出影响偏短期,相反,行业竞争激烈或更快的推动产业升级,降本增效,从而令风电更具竞争性。此外,碳中和政策的系统性下,风电仍会在其他方面受益于政策支持。

  未来5-10年,我们更关注储能、电网、岸电等基础设施建设,同时,也关注传统化石能源发电的退出问题,这些对于风电的消纳而言至关重要,这些同样也是制约风电装机的瓶颈。海外除这些问题之外,短期需要观察疫情对风电项目建设与装机的影响,中期需要看政策支持力度,以及商业竞争的变化。

  风电场建设中,铜的使用主要在于发电机、电动机与电气设备。发电机涉及定子或转子的铜线,电气设备包括变压器、电力电缆等。其中,铜耗相对较大的是电力电缆、变压器、发电机。

  风电场使用的电力电缆主要包括三大类:一是塔内电缆,主要负责将发电平台产生的电力传输到机组升压变压器;二是集电电缆,主要负责将风电发电机组群产生的电力收集起来并传输到风电场升压变电站;三是配电电缆,主要负责将变电站的电力送入电力主干网。

  由于设计方案不同,不同的风电场使用的电力电缆数量、型号均有差别,但可以肯定的是海上风电场电力电缆的使用量较陆上风电场有成倍的增加。首先,海上风电场一般风轮直径更大,塔架高度高于陆上风电场,塔内传输距离更长,电缆使用更多。然后,关键的差别在于集电电缆,海上风电场风机分布更加分散,一般埋藏在较深的海底,风电机组之间的电缆长度通常小于1500米,但相互连接的机组与海上变电站的距离则较长,一般可达到或超过3000米。

  配电电缆角度,陆上与海上的使用差别较大,简单而言,海上风电场需要将电力从海上传送到陆上设施,电缆使用的长度更多取决于海上到岸上的距离。这里我们参考某海上风电场工程(576MW),该工程使用到4根平均长度21.3千米的高压交流电出口(配电)电缆(铜导体、交联聚乙烯绝缘体、132KV额定电压),以及161个总长148千米(单根约0.92千米)集电电缆(铜导体、交联聚乙烯绝缘体、33KV额定电压)。

  风电场变压器主要分为发电机组变压器,变电站主变压器、场用变压器等。以普通陆上风电场为例,发电机组变压器将690V电压提升至10kV或35kV后,送至升压变电站,而升压变电站中变压器则会将电压等级升至110kV或220kV,甚至更高,以便送入电力主干网。场用变压器则负责满足风电场内部各用电负荷的需求。

  发电机角度,海上风电机组的功率通常大于标准陆上发电机组,由于发电机功率与铜需求呈正比关系,因此,更大功率的发电机组会使用到更多的铜。但是,单体发电机功率高了,使用到的发电机数量可能会减少,因此,实际在测算铜需求的时候,发电机组铜耗可直接参考风电场总发电规模。

  ICU(国际铜协)对风电组件进行测算后,认为海上风电的铜耗约15吨/MW,陆上风电项目铜耗费约2.5-6吨/MW。而IRENA之前也做过测算,针对典型项目建模,50MW陆上风电与500MW海上风电,测算下来,海上风电铜耗达到11吨/MW,陆上风电铜耗费约2.7吨/MW。可见,陆上风电项目铜耗主流机构预期差不大,但海上风电项目差异很大,这也与海上项目的特殊性有关系。

  以某海上风电场工程(576MW)为参考,该工程使用到的高压交流电出口(配电)电缆约85.2千米(4条合计),导体面积以3000mm2计算,铜密度为8.9g/cm3。出口线缆铜耗=导体体积*铜密度=导体截面积*导体长度*铜密度,出口线计算,集电电缆铜耗大约1053.7吨。因此,算到这两块线t/MW,参考这两部分电缆在风电站铜耗中占比,总铜耗或在9.8t/MW。如果内部平台电缆参考导体截面300mm2、出口电缆参考导体截面300mm2计算,则这两部分电缆铜耗约1.1 t/MW,总铜耗或在5.1t/MW。

  实际上,随着近海风电资源的利用逐步充分,远海风电资源的利用比例将逐步上升,对于铜需求而言,直接的影响是出口电缆的使用量会放大,同样参考上例,假设离岸距离为80千米,4条出口线吨算,电缆铜耗将增加至16.7t/MW,总铜耗或接近20.7 t/MW。

  以上测算案例可以看出,海上风电场项目每MW铜耗费的差别较大,主要取决于海上项目离岸的距离、海上风电机组的排列分布,以及所选用的电缆型号。因此,我们对ICU的参考数据进行拓宽处理,范围选取5-20t/MW,陆上风电我们参考ICU数据,范围在2.5-6t/MW。

  结合全球风电新增装机预估模型与风电铜耗测算,可以得到全球风电铜需求增长预估的模型。由于模型的主变量有两个:一个是风电增长规模,一个是单位增长铜耗,因此,模型得到的预估值中,悲观与乐观预估的差异较大。从现阶段政策性因素与竞争性因素看,中性与乐观预估实现的概率更大。这两种模型下,我们分短、中、长期来分析。

  短周期看,中性模型显示,2021年全球风电铜需求在43.1万吨,边际上较2020年减少约7.4万吨,主要逻辑在于中国陆上风电补贴退坡,抢装潮结束,新增装机或有阶段性回落,此外,海外疫情的尾部冲击,程度将限制欧美等地区装机增长的节奏。乐观模型显示,2021年全球风电铜需求在68.2万吨,较2020年增长约18万吨,主要逻辑是中国政策刺激的加码,以及商业运用的推广,陆上风电装机回落的幅度相对不大。海外政策的逐步落地,也将程度对冲疫情的不利影响。

  中周期看,2021年之后,全球风电新增装机将逐步回归阶梯式增长,2022-2024年增长相对平缓,2025年开始,全球风电增长预计将步入更快速的阶段。中性模型之下,2022-2024年,边际年铜需求增长在4-6万吨左右,2025年边际增长或达到11万吨。乐观模型之下,2022-2024年,边际年铜需求增长在4-12万吨左右,2025年边际增长或达到21万吨。之所以2025年增长将翻倍,核心逻辑是降本增效使得陆上与海上风电更具商业价值,尤其是海上风电,同时,能源结构性调整的驱动也会更强。

  长周期看,2025年之后,风电增长将步入更快速的阶段,按照碳中和的迫切需求,以及商业模式更加成熟,风电年新增装机将超过180GW,2030年之后,风电新增装机将超过280GW,在不考虑材料替代等因素情况下,2025年之后,风电年铜需求将较2020年翻倍,即超过100万吨铜,2030年之后,年铜需求将超过155万吨铜。

  现阶段铝合金线缆在风电场中运用并不算高,但由于铝合金线缆较铜线缆成本优势非常明显,尤其是铜与铝价差扩大的情况下,因此,为了降低风电场建设成本,研究机构已经开始试验铝合金线缆对铜缆的替代。

  参考铜、铝合金(AA8030)价格约69000元/吨、19500元/吨,铜密度为8.9g/cm3,铝合金密度为2.7 g/cm3,电阻率铜、铝合金分别为0.0172、0.0279 mm/m,参考电阻的计算公式,同样的电阻(导电能力)下,铝合金线(对应铝合金线):

  对比而言,现阶段铜、铝价格之下,铜缆导体成本是铝合金的7.2倍,差距非常之大,因此,理论上铜、铝价差走扩阶段,铝合金线缆的经济性将非常。铝合金线缆与铜缆还有一个较大的差异在于材料的力学性能,铜的抗拉强度是铝合金的2倍左右,因此,海上风电场水下安装时可能会考虑铝合金不耐弯曲的问题。

  对应到铜需求,电缆在风电场组件中铜耗占比约64%,假设50%替代的情况下,陆上与海上铜耗评估将变为1.7-4t/MW、3.4-13.6t/MW,即可以理解为风电铜耗原有测算基础上调降约-32%。

  风电与光伏均作为可再生能源的重要组成,两者未来存在的竞争关系。现阶段而言,光的资源属性更强,且成本现阶段看更具备优势,因此,可再生能源中,预计光伏的发展节奏相对风电会更快。如果我们在考虑更长期的维度去预估增长时,光伏对风电的替代关系也需要给予的关注。

  对于铜这种原材料而言,光伏铜耗甚至略高于陆上风电铜耗,因此,对铜需求驱动而言,光伏对风电的替代对铜需求而言,并不会造成较大的增长威胁。

  短周期看,中国、美国激励政策退坡,可能给新增装机带来阶段性影响,这种影响或更多体现在2021-2022年。此外,在碳中和框架逐步清晰的背景下,行业规则也将逐步出台,或许不久之后我们将得到风电行业更清晰的政策规划,尤其是中国市场。

  中周期看,风电发展离不开其他基础设施建设的配合,比如储能、电网工程、岸电工程等等的发展,否则风电发展会遇到较强的瓶颈。同时,海外市场还涉及到社会接受度、许可证简化的问题,这些都需要在未来一段时间去解决。

  在风电场各组件之中,玻璃纤维主要应用于风电叶片,当然,近年来由于材料的发展,碳纤维也被更多运用到风电叶片的生产中。未来叶片的主要功能材料或分为:玻璃纤维、碳纤维、以及玻纤碳纤混合。玻纤主要优势在于成本低,材料容易获得,且注入性相对,而碳纤维的优势则是更适合的力学性能(如强度、刚度等)。

  根据IRENA测算,陆上发电机场玻纤需求约5-9t/MW,海上风电场玻纤需求约12-15t/MW,海上风电场叶片普遍更长,需要用到更多的功能材料。同样结合风电新增装机的预估模型,得到以下玻纤在风电中需求的预估:

  短周期看,中性预估下,2021年全球风电玻纤需求在67.4万吨,边际上较2020年减少约13.2万吨,乐观预估下,2021年全球风电玻纤需求在85.5万吨,边际上较2020年减少约9.6万吨。中周期看,风电玻纤需求呈递增趋势,2025年增长将加速,中性预估下,2022年全球风电玻纤需求在68.9万吨,而2025年预计将增长至96万吨,乐观预估下,2022年全球风电玻纤需求在100.7万吨,而2025年预计将增长至141.9万吨。

  中性与乐观模型下,未来5年风电玻纤需求增长或达到391万吨、554万吨。长周期看,2025年之后,风电新增装机如果超过180GW/年,则全球风电玻纤需求或超过150万吨/年,2030年之后,风电新增装机如果超过280GW/年,则全球风电玻纤需求或超过290万吨/年。

  增长隐忧除了风电本身增长的外部政策与市场因素之外,长期担忧在于材料替代的问题,一是碳纤维对玻纤的替代威胁,二是新材料出现对玻纤的替代等等。不过,从现阶段产业链发展情况看,玻纤的成本优势,以及材料获取的容易度上,仍然有非常明显的比较优势。

  普碳钢主要运用在两个方面,一是风电场的基础建设,二是风电场的装备,由于普碳钢应用较为广泛,根据IRENA测算,陆上发电机场普碳钢需求约100-140t/MW,海上风电场普碳钢需求约110-170t/MW。

  短周期看,中性预估与乐观预期下,2021年全球风电钢铁(普碳)需求在993、1258万吨,边际上较2020年减少100、142万吨。中周期看,需求呈递增态势,2021-2025年需求总增长或达到8138万吨(乐观预估)。长周期看,2025年之后,年均需求或突破2400万吨,2030年之后,年均需求或突破4000万吨。

  值得关注的是特钢与合金钢领域,海上风电场对这一块驱动较为充分,主要是海洋环境复杂,对材料的强度与耐腐蚀性提出更高的要求,同时电工钢用量有明显增加。根据IRENA测算,不锈钢及镍基合金钢需求约4-6t/MW。按照海上风电的增长模型标准,得到的需求增长如下:

  锌在风电行业中主要以镀锌或富锌底漆的形式附着在钢材外表面以防腐蚀。风电塔筒、法兰、塔架平台及直爬梯、吊梁支架及入口梯子等都需要镀锌或刷漆防腐,不同部件的防腐方式及防腐蚀层厚度有所不同。参照某风电塔筒防腐项目的施工方案,内陆干燥地区的外表面锌层厚度约在100-150m,而近海及海上风场等重度腐蚀环境下,锌层厚度约为150-250m。该项目的单台塔筒高77米,塔筒立柱及基础环表面积共890m2,总重量200吨,其中塔筒内附件总计6.2吨。若按照气候干燥地区的防腐蚀标准,单台塔筒总耗锌1600-2400kg;若按照重度腐蚀环境下的防腐蚀标准,单台塔筒总耗锌24000kg。即气候干燥地区及重度腐蚀环境下钢材单位耗锌量分别为8-12kg/吨及12-18kg/吨。

  考虑到陆上风电场中有相当一部分也位于沿海地区,陆上风电的钢材单位耗锌量约为10-15kg/吨,海上风电的钢材单位耗锌量约为12-18kg/吨。参照上文中对风电行业钢铁需求量的测算,可得到未来五年全球风电对锌的需求量。

  短期来看,2021年风电场锌锭需求量约12.7万吨,中期来看,未来五年间该需求量逐年增加,年均增速8.9%。从量来看,由于该部分需求占全球精炼锌总需求的比重尚不及1%,需求边际增长对锌基本面带来的改善有限。

  铅在风电行业中主要用于海上风电中的海底电缆护套。目前,由于铅护套重量大、电阻率高、易造成污染等缺点,铝已经基本取代了铅作为电缆中的金属护套材料。但由于海底电缆对耐湿性和抗腐蚀性要求,目前大多海底电缆标准中都规定使用铅合金护套。据欧洲海底电缆协会(ESCA),不论是80公里以内的短距离交流海底电缆,还是长距离直流海底电缆,其中均要用到铅合金护套。

  以800m2的海底电缆为例,其铅护套的部分参数为:铅护套平均厚度3.5mm,铅护套外径75mm,铅金属密度11.35g/cm3。海上风电场中的海底电缆主要包括阵列间电缆以及外送电缆,其中,阵列间电缆主要用于连接风力发电机组,其总长度与风电场机组规模相关;外送电缆用于连接海上变电站与陆上变电站,其总长度主要由海上风场离岸距离决定。

  以2013年投入运营的伦敦阵列(London Array)海上风场为例,该风场离岸20千米,包括175台总装机量630MW的风电机组,机组与海上变电设施由210千米总长的阵列间电缆连接,两座海上变电站通过4条总计220千米的海底输出电缆与岸基变电站相连。经测算,该项目的海上电缆耗铅量约为3835吨,即6.1吨/MW。由于不同海上风场的离岸距离与机组规模差异巨大,每MW耗铅量也会有所不同,考虑到新建的海上风场离岸距离逐渐增大,平均来看未来五年海上风电场配套海底电缆需求约为5-10吨/MW。

  短期来看,2021年海上风场对铅的需求约6.75万吨,中期来看,2021-2025年间该需求量逐年增加,年均增速19%。但从量来看,该部分需求仅占全球精炼铅总需求的0.5%,对整体需求的提振有限。

  1. 风电发展对原材料的需求取决于两个核心变量,一是风电建设规模的变化,二是组件中原材料使用量的变化。前者可参考风电装机规模的变化,按照现阶段行业发展的趋势,我们认为中性与乐观假设实现的概率更高。后者涉及到风电组件技术的发展,底层逻辑是降本增效。参考风电建设规模看,2021年风电建设对原材料的需求或有边际减弱,2022-2025年边际增长将逐步抬升,2025年可能是下一轮快速增长的起点,2025年之后风电对原材料需求驱动将步入更快的增长周期。

  2. 风电发展对铜、玻纤、钢铁、水泥、锌、铅等原料均会产生持续的需求驱动。至于影响大小而言,还需要参考原材料需求占比,边际需求增长占比来进一步考量。短期而言,乐观假设条件下,铜、玻纤、钢铁(不锈钢)、锌、铅等风电需求占全球总需求的比例分别为2.9%、10.5%、0.7%(0.3%)、1.5%、0.9%。中期而言,静态模型下,边际增量带来的年边际增长分别为0.51%、1.75%、0.11%(0.07%)、0.24%、0.26%。因此,我们认为风电对玻纤、铜需求驱动相对更强。

  3. 中长期需要关注材料的替代问题,底层逻辑是降本增效。尤其是要关注铝对铜在风电领域的替代,以及碳纤维与玻纤的竞争。以铜为例,如果电力电缆中更多使用铝合金线缆,则铜在风电组件中的需求预估将降低,参考现阶段铜、铝的价格,对于导体截面较大的部分海缆,铜导体的成本是铝合金的7倍多,这势必会推动更多的机构去研究开发这种替代。玻纤现阶段较碳纤成本更低,可获得更易,因此,被替代的风险并不大。

  值得注意的是,以上原材料需求测算仅仅是风电场本体,没有考虑风电发展带来的储能、电网、岸电等基础设施建设的增长,这部分的发展与风电发展息息相关,也会带来原材料需求的增长。

  通胀预期抬升背景下,大宗商品走势正“牛”,叠加碳中和对商品供需两侧的影响深化,市场在过热阶段容易产生的认知误区,在于长期问题的短期化。通过对风电行业发展、原材料需求的深度研究,我们认为短期风电对核心原材料,铜、钢铁、铅、锌等产生的需求增长相对有限,且在2021年全球风电装机面临阶段下滑、商品价格过高过快上涨而抑制下游采购等背景下,风电对这些原料的需求甚至会出现阶段性收缩。

  中长期而言,风电对原材料需求的驱动力较强,且2025年之后会步入更强的驱动周期,分原材料看,玻纤、铜等原料需求增长可期。不过,降本增效的底层驱动下,材料的替代,技术的发展同样需要高度关注,铜面临的替代威胁较玻纤相对更大。此外,风电配套的基建工程建设,例如储能、电网改扩建、岸电等等,也会引来快速发展,这部分工程也势必会对原材料需求产生新的驱动。交易层面,短期需要警惕风电需求增长被过度交易,从择时角度而言,选择宏观弱周期,商品更多回归供需基本面的阶段,布局原材料长周期的增长驱动,可能是的交易选择。

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