机组大型化是海上风电降本的核心且对行业发展来说是质变，在大型化发展潮流下，行业格局有望迎来重塑，技术和产能布局前瞻的企业有望成为未来十年引领行业发展的领航人。
该篇文章从行业自身的发展逻辑上阐述风电目前处于怎样一个发展阶段，又能否抓住碳中和的历史性机遇？
同属清洁能源，对比光伏，为何风能发展缓慢？
光伏行业爆发源于内生质变，主要概括为：
高效替代，单晶替代多晶；
Perc、金刚线切割等技术拉开单晶与多晶差距；
成本降幅快于补贴降幅，内生的经济性变化驱动行业需求放量(2017年尤为显著)；
国内积累的学习经验快速提升相关企业竞争力；
领导全球市场，扩大制造经验获取范围，带动成本进一步下降，形成降本->放量->降本的良性循环；
促进分子端组件价格下降，带动分母端发电量提升，行业爆发。
对比来看，风电行业的内生变化不够强烈，尚未积累达到质变。
主要原因在于相较于半导体属性更强的光伏风电，机械属性的风电降本速度有本质区别，此前风电的降本较慢导致需求增长不强烈，部分环节无法出口，不能在全球获取制造经验，十三五期间基本间基本没有增长，导致无法形成良性循环。
碳中和强力推动下，风电否抓住机遇？
当下时点来看，风电正在积累质变能量，像爆发前夕的光伏，即将进入“降本-放量-降本”的良性循环。
机组大型化转变，行业分子端开始发力，带动成本快速下降
机组大型化是海上风电降本的核心。收入端，大容量机组意味着更大的扫风面积和更高的轮毂高度，机组切入风速更低，单位容量在同一位置的利用小时数更高；成本端，使用大容量机组可以大幅减少风电场的机组台数，从而有效降低分摊到单位容量的原材料、基础、吊装、线路和土地等投资成本，并降低后期运维和管理成本。
例如金风科技2020年上半年1.5MW单位千瓦成本2196元，保守预计大兆瓦机组单位千瓦成本将降至1800元以下，EPC价格5000元以下。
以一个100MW陆地风场为例，单机功率从2MW上升到4.5MW，静态投资从6449元/kW下降到5517元/Kw，项目IRR上升2.4个百分点，LCOE下降13.6%。如塔筒设备与吊装，假如单机功率由2MW升为4MW，单位千瓦可节省吊装与塔架成本约500元，而其他非整机单位千瓦成本也会降低。
2021年大多数平价项目最低投标要求为3MW机型，较多中标机型在4MW以上。大型化风机势不可挡，行业装机已有反应，头部企业如金风、明阳的订单结构变化更为前瞻。
大型化对于风电机组降本来说是质变，当单机容量翻倍时，对应使用的零部件成本往往仅有小幅上涨，这将极大程度提高平价时代风力发电的综合竞争力。
分母端也在发力提升发电量
由于去年风电抢装，今年一季度风电发电量大幅增加，根据国家能源局数据，2021年一季度全国风电发电量达到1727亿千瓦时，同比增加50.3%，在全部发电量中的占比超过9%。
技术进步后，单机功率大型化有助于风机利用小时数整体提高。
基本面得到支撑：招标量历史新高
降本对需求的影响已经非常清晰的体现于招标量，2021年一季度招标量创出历史新高。
今年上半年以来市场对于风电行业的担忧普遍集中在三个方面：原材料涨价、中标价格持续下行、抢装后终端需求低迷。
然而从实际情况来看存在显著预期差。
其一，原材料价格目前已登高回落。零部件分为向业主销售(桩基、塔筒)和向整机厂销售两类，前者原材料成本可充分传导到下游，后者盈利能力压力确实较大，但部分零部件环节与上游签订了开口合同，此外大兆瓦配套产品价格较高毛利率将维持去年水平。
其二，中标价格下探系大型化所致。今年以来中标价格下探主要系机组大型化所致，陆上招标容量从此前5-10年的2MW快速提升至4MW以上，目前招标价格已经企稳，且大容量机组单kW毛利率普遍高于小容量机组。需要明确的一点是，此轮中标价格下探与2018年的价格战性质完全不同。
其三，下游装机需求超预期。根据媒体统计，2020年四季度公开招标容量17GW，今年上半年招标突破30GW，远超此前预期。预计2021年陆上新增30-40GW，海上新增7-9GW，2022年陆上新增40-50GW，海上新增4-6GW，今年下半年至明年将迎来交付高峰。
综上，从行业自身的发展轨迹来看，我们认为，风电行业正在发生质变，很像爆发前夕的光伏，行业质变的驱动力是风机大型化带动成本下降，同时从分子、分母端降本提效，单机功率大型化会提升行业各环节门槛，带动产业链各环节加速集中。目前，降本对需求的影响已经非常清晰的体现于招标量，业绩也进一步佐证行业需求的已经开始好转。
