2021年风电行业深度报告

导语

目前我国已提出非化石能源一次消费占比在2030年达到25%。为实现这一目标，我国发电结构重心必须从燃煤发电转向清洁能源发电。

来源：中银证券 作者：沈成，李可伦

一、“碳中和”支撑装机预期上调

“碳中和”目标支撑中长期需求

我国规划2030年实现碳达峰、2060年实现碳中和：2020年9月22日，在第75届联合国大会上指出我国将于2030年实现碳达峰，即二氧化碳排放量在2030年达到峰值，之后逐步回落；努力争取2060年之前实现碳中和，即2060年我国直接或间接产生的二氧化碳或温室气体排放总量通过各种形式被抵消实现相对“零排放”。在2020年12月12日，在气候雄心峰会上进一步指出，2030年我国国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

碳中和相关政策逐步出台：“922”讲话之后，碳中和相关政策逐步出台。国家能源局提出到2025年非化石能源消费占一次能源消费的比重达到20%左右，并推进开展碳排放权交易；地方政府陆续发布风电、光伏装机计划，推进新能源发电比例提升；企业层面，电力央企公布“十四五”期间清洁能源装机计划及企业内部的碳中和实现时间，国家电网与南方电网则相继发布了碳达峰、碳中和的工作方案，国家电网行动方案在供给侧构建清洁能源供应体系，在需求侧推动能源消费的电气化和节能提效，推动电网向能源互联网转型；而南方电网分别从清洁能源、能源互联网、电力电网、新能源开发、科技创新、政企联动、农网改造等方面提出了多项重点举措。

双碳目标支撑我国新能源发电长期增长空间：根据清华大学气候变化与可持续发展研究院测算，为实现2060年的碳中和目标，能源相关二氧化碳排放量需要在2050年降低至14亿吨。为实现这一目的，我国以燃煤发电为主的电力生产结构亟需调整，到2050年，应实现非化石能源占能源消费总量约85%。在此条件下，2050年我国光伏、风电合计发电量应达到约11.6万亿kWh，存量装机约8,300GW，未来30年年均装机量约为260GW。若总能耗控制不达预期，为实现减排目标，光伏、风电装机需求将进一步提升。

全球“脱碳”支撑风电装机需求：当前，尽快实现碳中和已成为全球共识，在拜登就任以后，美国已重新加入巴黎协定，计划投入2万亿美元在交通、建筑和清洁能源等领域，在政治上把气候变化纳入美国外交政策和国家安全战略，继续推动美国“3550”碳中和进程，即2035年电力部门实现碳中和，2050年实现100%清洁能源，实现净零排放。欧盟委员会提出到2050年欧洲在全球范围内率先实现碳中和，同时为2030年设定了减排中期目标，其温室气体排放量至少要比1990年的排放水平减少55%。日本首相菅义伟则于2020年10月宣布日本将于2050年前实现碳中和。随着全球主要经济体进入“脱碳”周期，预计全球风电新增装机量有望维持稳定增长。

“十四五”国内需求预期上调

风能、光伏发电是非化石能源替代主力：目前我国已提出非化石能源一次消费占比在2030年达到25%。为实现这一目标，我国发电结构重心必须从燃煤发电转向清洁能源发电。而在诸多新能源发电品种中，水电、核电、生物质能等出于资源局限、技术成熟度等因素，预计中短期增量有限，预计十四五期间风电、光伏将是支撑非化石能源消费占比提升的主力电力品种。

“十四五”清洁能源占能源消费增量的比重将达到80%：2021年3月31日，在国务院新闻办公室举行的新闻发布会上，国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军表示，在“十三五”基础上，“十四五”期间可再生能源年均装机规模将有大幅度的提升，装机规模将进一步扩大，到“十四五”末可再生能源的发电装机占我国电力总装机的比例将超过50%。国家能源局发展规划司司长、新闻发言人李福龙表示，初步测算“十四五”时期清洁能源占能源消费增量的比重将达到80%，比“十三五”要提高20个百分点，非化石能源将成为能源消费增量的主体，为实现2030年非化石能源消费比重25%左右的目标奠定坚实的基础。

预计“十四五”期间我国风电年均装机有望达到45-60GW：根据国家能源局数据，2020年我国非化石能源占一次能源消费比重达15.9%，超额完成《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》中设定的15%目标。考虑到我国2030年非化石能源占一次能源消费的目标为25%，预计我国2025年非化石能源占一次能源消费的比例有望超过20%，据此可推算十四五期间我国光伏+风电年均装机量预计应达到130-160GW，其中风电年均装机有望达到45-60GW，相对于碳中和目标提出前的产业预期有明显上调。

“十四五”新能源装机规划密集发布：国家能源集团、国家电投、中国华能等央企在可再生能源新增装机量、清洁能源占比等方面做出了规划，2025年各电力央企清洁能源占比普遍目标为50%及以上。此外，各省市区政府也高度重视新能源发展，根据不完全统计，已有11个省份出台了“十四五”期间新能源装机的具体目标要求。

二、风电经济性提升促需求释放

抢装后整机招标价格快速下降

2021年新核准项目再无补贴，陆上风电2020年现抢装潮：2019年5月国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》，提出自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴；先前已核准但未在2021年底前完成并网的项目，国家不再补贴。补贴退坡的政策带动2020年的抢装潮，新增风电并网装机量达到历史级的71.67GW，即使考虑到部分项目有统计口径不同等原因，预计2020年实际安装的风机容量依然达到50GW左右。

装机需求潮起潮落，带动风机招标价格先涨后跌：需求的大幅波动直接反映在风机中标价格上，2019-2020年，退补政策拉动装机需求，风机价格也实现快速攀升，从3,000元/kW一路上涨到最高突破4,300元/kW。随着对补贴退出后新增需求预期的下调，风机招标价格从2020年中开始进入下降通道。进入2021年后，风机招标报价频创新低，国家能源集团5月公示的11个风电项目中标均价达到2,667元/kW，其中联合动力中标的兴安盟楚古拉项目、浪沙布拉项目、辽宁建平罗福沟项目价格最低达到了2,576元/kW；6月以来，大唐宾阳马王三期项目风机招标开标结果再创记录：明阳智能报出最低价格2,192.26元/kW，再次刷新大唐上一轮文山招标项目最低价2,254元/kW的记录。至此，大型风电场招标项目的主流风机投标价格降至2,200-2,500元/kW。

整机价格下降刺激需求释放

陆上风电项目在当前风机价格与利用小时数下具备充分的经济性：在2020年，陆上风电已经初步具备平价上网的条件能力，其中单位综合建设成本约为7.0-8.0元/W。而进入2021年，风机成本从先前的4.0元/W跌落至2.0-2.5元/W的区间，助推风电项目的每W综合成本降低1.5-2.0元，使得当前的风电项目投资具备了充分的经济性。

我们假设目前风电项目的单位综合成本为5.50元/W，保守估计年有效利用小时数为2,050小时，在0.36元/kWh的上网电价下，我们测算得到项目IRR为9.25%，高于一般风电项目8%的投资回报率要求。同样条件下，我们测算得到项目的LCOE为0.29元/kWh，已经进入火力发电的0.25-0.30元/kWh的成本区间。同时，考虑到双碳背景下越来越多的国企央企进入风电运营领域，而相比民营企业，央国企对投资回报率的要求较低，目前下游运营部分企业对运营期IRR的期望已降低至6%-7%甚至更低，风电项目的经济性则更为突出。

季度招标规模增长，装机回暖有望提前：风机招标价格下降带来的风电场建设成本下降，正在显著提升风力发电的竞争力，招标规模在补贴退出后不降反增。2021年上半年，国内风电设备公开招标容量为28.5GW，同比增长159.09%；其中一季度招标14.2GW、二季度招标14.3GW，数据规模接近2019年的历史最高水平。整体而言，在风机价格超预期下降、陆上风电经济性充分显现的情况下，国内陆上风电装机有望提前回暖；而在需求向好的预期下，风机价格竞争也有望出现一定程度的缓和。

地方接力国补支持海上风电，抢装结束后初始投资下降或带来一定经济性：2020年初《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确提出，2022年起中央不再对新建海上风电项目进行补贴，但鼓励地方继续补贴建设海上风电。广东首先出台政策支持，计划在2022年、2023年继续补贴海上风电合计4.5GW。地方政府的补贴接力可帮助海上风电温和过渡至平价时期。此外，我们认为，2021年海上风电抢装结束后，安装资源价格与风机价格可能重现2021年陆上风电退补后的宽松降价趋势，海上项目有机会在初始投资下降的背景下显现出一定的经济性，进而拉动装机需求的增长。

以广东为例，我们测算海上风电项目在省补与初始投资降低的假设下有望达到7%以上的IRR：目前海上风电的单位综合成本约为18元/W，其中设备购置成本约10元/W，建筑安装成本约6.5元/W，其他费用约1.5元/W。在2021年海上风电退补之后，若能重现2021年陆上风电退补后的宽松降价趋势，综合成本下降至13元/W左右，叠加广东省的地区补贴，海上风电项目可以实现约11.5-12元/W的单位综合成本。在此情境下，我们按照广东0.4530元/kWh的上网电价、2800小时的年均利用小时数测算，海上风电项目的内部收益率有望超过7%，初步具备经济性；如风电场风资源更为优越，则经济性更为突出。

三、大型化趋势推动格局演变

大型化机组降本优势明显

风机厂商大功率机型占比提升：从全球范围来看，GWEC数据显示2019年全球新增装机的平均单机容量超过2.75MW，相比2009年增长了1.16MW，主流单机容量正在从先前1.5-2.5MW转向3.0MW以上的型号。国内风电装机也显现出大型化趋势，2017年，我国新增风机平均功率首次突破2MW，2018年达到2.2MW。根据国际能源网统计，2021年上半年，中标规模前三的远景能源、中车风电、金风科技的中标单机规模均超过3GW，机组大型化趋势加速。此外，金风科技、明阳智能的出货结构均显示，风电整机企业正致力于研发大型机组，大容量风机的销售占比也呈现出逐年提升的趋势。

大型化机组有望从两大方面降低风电度电成本：一方面，大型化机组可以有效提升风力发电机的利用小时数，从而增加有效发电量；另一方面，大型化机组可摊薄风力发电机的制造成本与风电场的系统成本。

大型化机组提升风机利用小时数：大型化机组可以通过更大的叶轮直径增加扫风面积、降低对最低风速的要求，同时可以通过更高的塔架高度以捕获更优质的风资源，这两个因素均可实质性提升风力发电机的利用小时数，增加有效发电量。

大型化机组摊薄风机制造成本：整体而言，在风力发电机单机功率提升的过程中，零部件的材料使用量不随功率增长而线性放大，整机制造的单W成本可以随单机功率提升而下降。目前，国内整机厂在大型化的过程中普遍应用了平台化设计的概念，即从规格尺寸上来看，风机外形、大部件不发生明显变化，仅在关键部件的输出功率或载荷上进行差异化设计。因此，单机功率大型化需要增容的主要是一部分关键零件，进而可以实现单W制造成本的降低。从Vestas不同单机容量机型所用原材料的数据来看，伴随单机容量的提升，风机所需的主要原材料增长较慢，分摊至单W重量上，呈现递减趋势。

大型化机组降低风电场系统成本：土地成本、安装费用等也是风电场建设成本中的重要组成部分。当风电机组单机容量提升时，同等装机规模所需的风机数量下降，进而可以缩小风电场的占地面积，降低线路、塔架、安装等成本。根据《平价时代风电项目投资特点与趋势》，在项目规模等同的情况下，机组单机容量由2MW增加至4.5MW时，塔架、安装、土地等要素的每kW投资成本有明显下降趋势，项目的静态投资成本显著降低，进而带动LCOE下降。采用2.0MW机组的风电场LCOE约为0.35元/kWh，而采用4.5MW机组的风电场LCOE可降低至0.30元/kWh，降幅达到13.6%。

大型化趋势确立，助力风电度电成本持续下降：当前风电机组大型化趋势已基本确立，我们预计在大型化趋势下，未来风电整机价格和度电成本有望持续下降，进一步打开风电的需求空间。

整机环节格局生变

抢装行情下，整机格局有所分散：2020年抢装行情带来的需求快速攀升为风机企业带来历史性行情，行业二三线企业收获颇丰，一线企业市占率有所下降，行业CR3从2018-2019年的61%下滑12个百分点至2020年的49%。

风机报价持续走低，价格战下风机格局或进一步分散：2021年风机价格进入下跌通道，进入二季度后风机投标报价跌破2,500元/kW，对比2020年抢装时期4,200元/kW的价格高点，当前整机的中标价格大幅降低。部分报价激进的整机企业在招标份额中取得了一定的积极收获。以2021年5月国家能源集团公示的11个风电项目中标情况为例，联合动力、电气风电分别以2,670元/kW、2,590元/kW的低价中标了4个和1个项目。从中国风电新闻网对2021年1-7月的部分风电项目风机中标结果的统计来看，风电整机竞争格局仍有进一步分散的可能性。

大型化趋势或对整机格局产生影响：机组大型化对于风机制造成本的摊薄程度或因风机技术路线不同而有所区别。其中直驱机组主机重量较大、但发电效率较高、维护成本较低；双馈机组主机重量较小，但发电效率、维护成本方面居于劣势地位；半直驱机组则相对居中。在大型化趋势下，我们认为风电场业主对于初始安装成本与全生命周期LCOE的选择偏好可能对整机竞争格局产生一定程度的影响。

零部件龙头份额有望提升

轴承环节：尚未完成国产替代：风电轴承主要分为两大类，即变桨偏航轴承和传动系统轴承（主轴、增速器及电机轴承）。其中变桨偏航轴承主要用于调整风机朝向及叶片桨距角，保证风机垂直迎风、输出功率稳定在安全高效的范围内。通常来说，变桨偏航轴承仅在风力风向变化时进行间歇性的转动调整，因此其强度、硬度的要求相对主轴而言也较低，目前这一类风机轴承已经实现了相对较高的国产化率。

而风机的主轴轴承主要用于支撑风机主轴，需要同时承担三重载荷，即：①轮毂、叶片、主轴自身的重量；②叶片转动带来的惯性载荷；③不稳定的风速风向条件下产生的气动载荷。伴随着风电机组的大型化，上述三种载荷也随着风力装机容量的增加而增大，加工难度亦成倍增加。国产轴承商必须要攻克软带区（未淬火或二次淬火导致的硬度低于正常区的区域）较长、钢材硬度与抗冲击性不达标等技术难关才能进入风机主轴生产商行列。目前国内生产主要集中在2MW及以下风电轴承，3MW及以上大机型轴承仅有少量国内企业具备批量生产能力。

领衔国产替代的头部国内企业有望受益于大型化趋势：2016年以来，本土企业逐渐突破大功率风机主轴轴承技术，2016年洛轴为国家863重大科研项目配套研制的国内首套6MW风电主轴轴承通过项目组人员初步验收；而瓦轴集团承担的辽宁省科技创新重大专项“5MW及以上大功率风力发电机组配套轴承”顺利通过专家组验收，成功研发6MW主轴轴承。2019年，大冶轴实现了4.0MW级主轴轴承的批量交付。2020年，新强联风电轴承产品已主要集中在3.0MW及以上型号，且5.5MW风电轴承产品已批量供应。头部国内企业有望受益于机组大型化的趋势。

铸件环节：格局基本稳定：风电铸件市场格局近年基本稳定，根据日月股份公告，目前全球风电铸件80%以上产能集中在中国。截至2019年末，全球风电铸件CR5达到64%，其中日月股份产能达到40万吨，位列全球第一。在日月股份之后，还有永冠集团、吉鑫科技、山东龙马三家企业产能较大，分别达到21万吨、16万吨、14万吨的产能，其余各家产能均在10万吨以下。目前日月股份年产18万吨海装关键铸件项目（二期8万吨）预计将在2021年三季度建设完成并试生产，建设完成后公司将形成年产48万吨的铸造产能规模，2020年日月股份还募资投建年产22万吨大型铸件精加工生产线，后续两年产能有望持续释放，进一步巩固龙头地位。

塔筒、叶片环节：头部企业产能布局具备优势：风电塔筒与叶片的市场可达范围受限于运输半径，大型化趋势对企业的产能布局提出了更高的要求。“十四五”期间陆上风电开发重点预计将回归三北地区，天顺风能、中材科技等头部企业在周边产能布局成熟，有望率先受益于需求回暖。

原材料价格松动有望增厚中游利润：风机产业链中的零部件基本都属于钢铁铸锻件，其生产过程中钢铁等原材料成本的占比一般较大，因此企业整体盈利能力与钢铁价格关系十分密切；近期钢铁原材料价格走高，或对风电制造企业盈利能力产生一定的负面影响。展望后续年份，如原材料价格出现松动，风电中游零部件企业的成本压力有望减轻，部分格局较好的零部件环节利润有望增厚，而在格局较差、话语权较弱的零部件环节，原材料降价红利有望传导至风机环节。

四、综述

“碳中和”支撑中长期风电需求向好，“十四五”期间国内风电年均装机有望达到45-60GW，相对于“碳中和”目标提出前的产业预期明显上调。在风机价格超预期下降、陆上风电经济性充分显现的情况下，国内陆上风电装机有望提前见底回暖；而在需求向好的预期下，风机价格竞争也有望出现一定程度的缓和。大宗原材料价格如出现松动则有望增厚风电中游制造环节的整体利润。风电制造业量、价、成本三重底有望确立。风电机组大型化趋势基本确立，未来风电整机价格和度电成本有望持续下降，进一步打开需求空间；在大型化趋势影响下，整机与零部件环节的竞争格局亦有望出现变化，部分企业有望受益。

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