2021新能源风电行业研究报告

导语

碳达峰碳中和线路图明确，设定非化石能源中长期发展目标。“双碳”目标对能源结构转型和电力供给侧改革提出新要求，低碳甚至零碳排放的非化石能源（水能、核能、光伏、风电、生物质）应用 占比尚需大幅提升。

来源：中信证券 作者：华鹏伟、林劼

1 双碳政策体系持续完善，托底风光长期成长预期

碳达峰碳中和线路图明确，设定非化石能源中长期发展目标。“双碳”目标对能源结构转型和电力供给侧改革提出新要求，低碳甚至零碳排放的非化石能源（水能、核能、光伏、风电、生物质）应用 占比尚需大幅提升。2021 年 10 月 24 日，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面观测新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，在双碳“1+N”政策体系中明确了“1”的顶层设计指导意见。该政策提出构建绿色低碳循环发展经济体系、提升能源利用效率、提高非化石能源消费比重、降低二氧化碳排放水平、提升生态系统碳汇能力的五方面目标， 并针对非化石能源发展，进一步明确了：

1）2025 年：绿色低碳循环发展的经济体系初步形成，非化石能源消费比重达到 20% 左右；2）2030 年：经济社会发展全面绿色转型取得显著成效，非化石能源消费比重达到 25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿 kW 以上；3）2060 年：绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立，非化石能源消费比重达到 80% 以上。

预计国内“十四五”、“十五五”风电年均装机需求或达 43/55GW，在配套政策推动下 有望进一步超预期。2020 年中国非化石能源消费占一次能源消费比重达 15.9%，超额达 成“十三五”规划设定的 2020 年 15%目标值。在风电光伏竞争力持续强化的情况下，我 们认为碳中和路线图中的阶段性目标有望超额实现，预计国内非化石能源消费占比有望于 2025 年达 21%左右，于 2030 年达 26%左右。据此反推预期，若按光伏/风电平均年发电利用小时数 1200/2100h，且光伏、风电发电量约 1:1 测算，我们预计中国“十四五”期间 风电年均装机需求或达 43GW，“十五五”期间年均装机需求或达 55GW 左右（2021-2030 年均约 49GW）。

“十四五”期间规划九大风光（水火）储基地和五大海上风电基地。2021 年 3 月 30 日，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》提出，未来我国将持续开发包括水电、风电、光伏等电源在内的多个清洁能源基地，形成九大集风光（水火）储于一体的大型清洁能源基地以及五大海上风电基地。其中，九大清洁能源基地主要包括雅鲁藏布江下游、金沙江下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西 走廊、新疆、冀北、松辽等地；五大海上风电基地包括广东、福建、浙江、江苏、山东等 地。大基地项目有望成为未来国内新能源装机发展的主要形式之一。

大基地项目有望成为风电装机的主要形式。据智汇光伏统计，目前国内已公布风光大基地项目规模达 51.68GW。我们预计在首期约 100GW 大基地项目中风光占比各一 半左右，此后还将有第二期规模约 100GW 的大基地项目将在合适时间公布，共同构成“十 四五”期间大型集中式电站的装机主力。

2 风机大型化降本趋势明确，经济性竞争力大幅提升

风机大型化是风电长期降本的根本路径

降低风电成本的关键在于降低风机等设备和安装成本。风电设备及安装工程是风电项 最主要的成本构成，2020 年在陆上和海上风电成本中占比分别约 80%和 60%，其中主 要包括风机叶轮、塔筒、齿轮箱等零部和装配运输环节。对于海上风电而言，除此之外， 由于海上吊装和基建的复杂性，其建筑工程成本也相对较高，占总成本比例近 30%。

风机大型化是风电降本最根本有效的路径。风机大型化一方面可减少风机制造过程中 单位功率原材料用量，另一方面推动风电场配套建设和运维成本的下降

1）整机制造环节：风机大型化下，单机零部件用量的增加明显小于功率的增大。以 运达股份 4.5MW 和 3MW 两款陆上风机为例，4.5MW 机型在输出功率上较 3.5MW 提升 了 50%，但在零部件上基本保持通用设计，极大降低了单功率零部件用量，实现成本的有 效下降。

2）风场项目建设运营：单机功率提升不仅可以摊薄 BOP 成本（基础、电缆及其他电 力设施 Capex），还可在相同风场容量下减少点位数，降低建设成本和运维成本（Opex）。根据罗兰贝格此前测算，6MW 风机替代 3MW 风机可以使风机以外的 Capex/Opex 下降 6%/14%，使得 LCOE 进一步下降 17%。

陆上风机功率大幅跃升，降本增效经济性凸显

陆上风电单机功率迎来跃升，4MW 以上机型有望成为未来 1-2 年主流，大型化进程 有望持续超预期。2014 年以来，国内陆上风电主流机型功率多为 2-2.9MW 机组，每年单 机功率平均提升幅度仅 0.15MW 左右，大型化推广进度相对较慢。这与补贴阶段终端项目 收益率较高，产业链对大兆瓦技术研发推广的紧迫性和积极性相对较弱有关，也受到国内 厂商风机技术研发周期的客观制约。

但随着风电进入平价上网阶段，终端收益率回落和向 上游压价压力加大，技术和成本竞争力的重要性凸显，倒逼行业加快大兆瓦风机的推广进 度。2021 年以来，国内面向平价陆上风电项目的新招投标主流风机单机功率基本已直接 迈过 3-4MW 的平台，多跳跃式地提升至 4MW 以上，预计单机功率大型化的显著提速也 将带来成本端的加速下降。此外，目前整机厂也在进一步储备面向中长期的大型风机技术， 甚至提出“海陆同款”的型号设计，我们预计到 2025 年国内西北地区陆上机组单机容量 有望达 8-10MW，中东部地区单机容量有望达 5-6MW（考虑低风速和施工复杂程度限制）。

风机大型化+零部件降价+国产替代，推动风机加速降本降价，头部厂商盈利能力有望 相对稳定。国内风电机组价格从 2010H2 开始首次低于 4000 元/kW，此后 10 年风机均价 长期在 3400-4200 元/kW 之间波动。然而，得益于 1）在风机大型化加速的趋势下，整机 厂自身降本能力明显强化，2）2020 年抢装潮后，零部件供应链部分过高的价格迎来合理 回落，整体降幅近 20%，3）更大范围零部件的国产替代等，从 2021 年起，国内陆上风 机公开招标价格迎来加速下降，目前 4MW 以上机型均价中枢已降至 2300-2400 元/kW， 同比降幅约 30%。本轮风机价格下降的主要原因是成本的加速下降，大幅抵消了对整机厂 盈利能力的影响，尤其是供应链成本管控能力优秀的头部厂商盈利能力有望保持稳定。

风电项目开发成本快速下降，平价项目收益率有望达 7%-10%，竞争力凸显。风机成 本大幅下降，叠加 EPC 及施工设备租金下降等因素，国内多数陆上风电项目单位投资成 本将从此前的 7000-8000 元/kW 降至 6000 元/W 左右，部分三北地区项目甚至可降至约 5000 元/W。结合国内典型风电场发电运行情况测算，我们预计多数平价项目 IRR 有望达 7%-10%，具备较强投资吸引力和经济性竞争力。

海风降本路径明确，降本潜力巨大

海上大兆瓦机型有望显著摊低零部件和 BOP 成本，助力度电成本下降。海上风电方 面，以同为明阳 6MW 平台的 MySE7.25 和 MySE5.5 两款机型作对比，在额定功率提升 32%的情况下，对应主要零部件重量和尺寸提升幅度多在 10%左右，部分零部件用量和尺 寸甚至基本不变，综合来看，由 5.XMW 风机提升至 7.XMW 风机，从单位功率的角度看， 或带来近 20%的零部件用量减少，且随着大型化持续提升，降本效应有望进一步放大。

此外，以远景能源新型海上风机平台 Model Y 为例，其机型功率覆盖 6-12MW，叶轮 直径覆盖 182-236 米。其中，7MW 机型在山东、广西、江苏等中低风速海域，相比 5.XMW 级别，单位千瓦扫风面积提升 15%，综合电量可提升 15%，判断度电成本可降低 20%-30%；8MW 机型在广东、浙江等中风速海域，相比 5.XMW 级别，相近电量水平下单机容量提升 54%，400MW 风场减少 23 台，综合 BOP 可降低 40%，判断度电成本可降低 30%-40%。

海风主流机型有望从 4-5MW 向 8-10MW 升级，加速降本并有利于提升吊装能力。截 至 2020 年，国内海上风电主要吊装机型仍是 4-5MW 机型，且 2021 年国内海上风电交付 机组或主要以 4-7MW 机型为主。相较于欧洲海上风电已逐步迈入 10MW 海风时代，整体 大型化提升进度偏缓。但随着国家补贴退出、项目收益率回落，将倒逼整机厂商加速通过 研发大兆瓦机型以快速降本，2022 年主流机型有望由 4-5MW 加速向 8-10MW 升级。风 机大型化加速一方面加快了海上风电降本步伐，另一方面单机功率的显著抬升也有利于突破海上吊装能力瓶颈限制，实现海上风电装机效率的提升。

海上风电有望于 2025 年开启单机功率 20MW 时代。目前头部整机厂基本完成 8-11MW 海上机组平台的优化升级，处于市场相对领先地位，并积极布局 13MW 以上机组技术。我们预计，随着整机厂加快推进技术研发和产品升级，2025 年国内海上风电有望 逐步开启单机功率 20MW 时代。

2021 年海上风电抢装推升短期成本，2022 年有望重回快速降本通道。2009 年，国 内首个近海项目上海东海大桥风电场一期 102MW 单位超 2.3 万元/kW；此后江苏省加快 海上风电开发建设步伐，项目成本也呈持续下降趋势，从 2011 年平均约 2.1 万元/kW 降 至 2015 年的 1.6 万元/kW 左右，到 2020 年下探至 1.5 万元/kW 左右，较 2011 年降幅约 28%，也低于全国 1.78 万元/kW 的平均造价。2021 年是海上风电国补的最后一年，抢装 之下市场安装施工和装备供应紧张，导致海上风电投资成本不降反增，江苏以北地区海上 风电建设成本回升至 1.7 万元/kW 左右，而福建及粤东地区建设成本涨至 1.9 万元/kW 左右。但抢装潮下海风产业链的短期高价不具备可持续性，随着抢装需求回归平稳，以及装 备及施工等环节产能扩张，预计海上风电成本将重回加速下降通道。

不惧退补压力，海上风电进入降本路径清晰。在国家补贴即将退出的背景下，海上风 电项目收益率将面临下降压力，倒逼供应链降本降价，助力海上风电平价上网实现相对平 稳的过渡。沿着机型升级、配套完善、方案优化等路径，产业链各环节共同出力，我们预 计未来两年海上风电降本空间或在 30%以上。具体来看，根据上海电气预测：

风机：降本空间 35%以上，通过整机厂大兆瓦机型升级、供应链控制等途径实现。

基础：降本空间 20%以上，通过设计院和整机厂优化基础设计和塔筒减重实现。

吊装：降本空间 30%以上，通过施工方增加安装船供给+吊装方案、施工窗口、 利用率优化实现，同时风机大型化也将进一步摊低单位吊装成本。

电气设备：降本空间 30%以上，通过开放商和设计院合作进行升压站、送出线缆 等设施共用、场内线缆布置优化、新型输电技术应用实现。

运维：降本空间 20%，通过整机厂提高机组可靠性和空中可更换部件占比、运维 公司开发高空吊装维护平台实现。

海风平价项目整机报价大幅下降，海风降本进度有望超预期。在国家补贴时代，国内 海上风电机组价格长期处于 6000 元/kW 以上的较高水平。2021 年 10 月，中广核象山涂 茨海上风电场项目和华润电力苍南 1＃海上风电项目两个海上风电平价项目开标，合计规 模 680MW。其中，中广核象山涂茨海上风电场项目 6 家竞标整机商中，最低报价下探至 3830 元/kW，创下国内海上风电机组价格新低；华润电力苍南 1＃海上风电项目 5 家竞标 整机商中，最低报价探至4061元/kW，且相较于2020年该项目曾经开标价格7264元/kW， 降幅高达 31%-44%。海上机组报价的大幅下降，一方面是终端投资收益率预期降低倒逼 和市场化竞争的结果，另一方面也反映了整机厂商在机型升级和供应链逐步宽松之下相对乐观的降本预期，有利于提升海上风电成本竞争力。

海上风电降本加速，平价项目逐步推广。考虑到风机大型化推广进程加速，抢装潮后 吊装和配套设施环节供应压力缓解后定价回落，以及地方支持政策落地（补贴及非补贴）， 预计海上风电逐步具备项目收益率 6%-7.5%的平价上网基础，并有望在 2024 年开启海上 风电的普遍平价，海上风电成长性有望持续增强。

风电装机复苏或超预期，中长期成长性显著强化

风电招标规模超预期，行业高景气有望延续

2021H1 国内风电招标规模超预期，全年有望达 55GW。风电成本加速下降，支撑平 价项目经济性提升和行业新增装机需求快速释放。据金风科技和明阳智能分别统计（口径 或有差异），2021Q1-3 国内风机公开市场招标规模约 42-48GW，达到历史高位，我们预 计全年招标规模将达 55GW 左右。

风机招标规模高增长，预示行业装机高景气，2022 年陆上风电装机有望超预期。陆 上风机交付期一般将近 1 年，当年风电招标规模与次年的风电装机量具有很强的相关性， 往往可作为预测次年风电装机量的先行指标。基于 2021 年风机招标规模超预期，我们预 计 2021/2022 年国内风电新增装机规模将分别达 40/50GW 左右。

预计“十四五”期间国内陆上风电年均装机规模有望超 45GW。得益于技术进步和风机 成本加速下降，我们预计国内陆上风电平价项目在较为可观的收益率（7%-10%）支撑下， 同时在大基地项目的推动下，预计“十四五”期间年均装机规模有望提升至 45GW 以上， 2025 年有望达近 60GW，复合增速约 15%。

海风进入从 1 到 10 阶段，成长性突显

东南沿海省份海风资源优越，海上风电成长空间巨大。我国海上风资源丰富，地质条 件较好，且毗邻广东、江苏、浙江等国内最重要的用电负荷地区，资源禀赋与发展诉求相 契合，适宜建造风电场，且随着漂浮式风机技术的逐步成熟和推广，长期增长空间巨大。

2021 年海上风电进入抢装高峰，预计全年装机规模将达 7-8GW。2021 年将是新建 成海上风电项目享有国家补贴的最后一年，行业进入抢装高峰期，建设迎来加速。仅 2021 年 1-4 月，国内海上风电新并网和在建项目共计 32 个，规模超 10.69GW。2021H1，国 内海上风电新增装机 2.15GW，累计装机达 12.24GW，超越英国位居全球海上风电累计装 机容量首位。结合主要海上风机企业交付计划、供应链订单反馈和海工船吊装能力，我们 预计大部分在建项目有望于年内完成抢装，2021 年海上风电装机规模有望大幅增至7-8GW。

沿海省份加大海风规划支持力度，有望支撑海风实现较快增长。围绕我国“2030 碳 达峰、2060 碳中和”目标，各地方政府亦积极加快制定相关政策，明确各类可再生能源 发展目标和发展方式。其中，海上风电作为最能匹配东南沿海地区资源禀赋的新能源技术， 获得江浙闽粤等省重点支持。

1）广东：2021 年 6 月 1 日下发《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实 施方案》，明确“到 2021 年底，全省海上风电累计建成投产装机容量达到 400 万千瓦；到 2025 年底，力争达到 1800 万千瓦，在全国率先实现平价并网”。截至 2020 年底，广东海 上风电累计并网容量超 1GW，在政策指引下，我们预计 2021 年新增并网规模将达 2-3GW， “十四五”期间新增装机规模将达16GW 以上，且2022-2025年均装机目标有望达3.5GW。

2）江苏：江苏发改委对外公示《江苏省“十四五”海上风电规划》，规划海上风电项 目场址共 28 个，规模 9.09GW，规划总面积为 1444 平方千米，对应年均装机约 1.8GW。

3）浙江：2021 年 6 月 23 日正式印发《浙江省能源发展“十四五”规划》，提出重点 推进海上风电发展，集约化打造海上风电+海洋能+储能+制氢+海洋牧场+陆上产业基地的 示范项目，“十四五”期间，海上风电力争新增装机容量 4.5GW 以上，累计装机容量达到 5GW 以上，对应年均装机 0.9GW 以上。

4）山东：2021 年 6 月 7 日发布《关于促进全省可再生能源高质量发展的意见》，提 出将在 2021 年实现省内海上风电“零突破”，并初步规划“十四五”期间争取启动海上风 电项目 10GW。结合项目正常建设进度，我们预计山东“十四五”期间投运海上风电项目规 划有望达 5GW，对应年均装机规模约 1GW。

5）福建：目前尚无明确的“十四五”期间海上风电整体规划，但福建作为国内海上风电 资源储备最为丰富和已并网规模 Top3 的装机大省，目前已储备了福清兴化湾、长乐外海、 漳浦六鳌、莆田平海湾、平潭外海等多个海上风电产业园项目，我们预计“十四五”期间福 建海上风电并网规模有望达 5GW，年均装机约 1GW。此外，近日漳州市提出 50GW 海上风电大基地开发方案，用海面积 8000 多平方公里，年发电利用小时数有望达 4000h，按 计划 2025 年后每年有望陆续投产 5-10GW；如若顺利，我们预计最快有望于 2022 年底前 获国家能源局批复。

6）广西：广西能源局明确将加快海上风电发展，规划海上风电项目容量 22.5GW， 力争“十四五”期间核准 8GW 以上，装机 3GW，对应年均装机约 0.6GW。

7）海南：南方电网海南电网公司近日发布海南“碳达峰、碳中和”工作方案，明确 “十四五”期间将重启海上风电，实现光伏、海上风电等新增装机 5.2GW。

8）辽宁、河北等：尚无明确规划，我们初步预计“十四五”期间落地项目规模有望 达 1GW。

2022 年海风装机或存在明显预期差，且预计“十四五”国内海上风电年均装机有望达 9-10GW，复合增速约 15%。2022 年海上风电降本有望超预期，部分平价项目 IRR 已接 近收益率要求机组，同时在地方政府政策支持推动下，装机有望维持相对稳定。综合各沿 海省份“十四五”海上风电规划来看，目前已明确规划+储备项目装机规模达 45GW，且 还有部分省份存在其他规划外的项目储备。考虑到海风成本快速下降背景下，部分海上风 电项目已初步具备平价上网可行性（项目收益率 6%-7.5%），并结合“十三五”期间各省总 规划装机 6.6GW、实际装机 9GW 的超预期表现，我们预计“十四五”期间国内海上风电年 均新增装机中枢有望达 10GW 左右，对应复合增速约 15%，成长空间值得期待。

预计“十四五”国内年均风电装机将达约 55GW，复合增速约 15%，增长保持稳健。我 们认为“十四五”期间国内风电装机需求将迎来加速发展，预计年均新增装机规模将达 55GW 左右，较“十三五”期间的年均 29GW 将有显著提升，至 2025 年新增装机规模或达 70GW 以上，复合增速约 15%。

3 技术优化+产品升级，供应链龙头迎成长机遇

风机大型化+供应链优势，助力新龙头成长机会

目前风电行业处于加速产品升级和降本关键阶段，机型技术研发实力和供应链成本管 控能力成为风机企业核心竞争力。

产品研发升级快、技术成熟度高的优质整机厂商有望收获份额提升，迎来新龙头成长 机遇。2020 年国内陆上风电处于抢装高峰，在前期中小风机企业大规模积压项目集中执 行、行业供应链面临阶段性瓶颈的情况下，头部厂商集中度出现短期回落。随着风电平价 倒逼行业降本增效，近年来以运达股份、中车风电等为代表的国内二线风机厂商加快 4MW 以上大兆瓦风机技术研发和产品系列完善，降本增效能力和市场竞争力显著增强，在国内 陆上风电 2021 年以来的招投标中，中标份额迎来快速提升。同时，金风科技、明阳智能 等整机厂也加快推进 10MW+机型和漂浮式海上风电技术商业化，有望进一步强化长期海 上风电竞争力，引领技术和市场方向。随着风机技术和产品持续升级，具备研发效率和迭 代优势的优质整机厂将迎来加速成长机会。

零部件供应链管控能力或将决定风机质量和盈利能力，头部企业具备相对优势。头部 整机厂通过对部分关键零部件的技术储备和持续投入，具备较强的技术穿透和垂直整合能 力，不仅可以更好地梳理供应链降本路径，有效实现降本增效，而且可以实现对供应商输 出技术，达成更好的协作，提高部件的质量和可靠性。

零部件门槛提升或推动格局优化，原材料有望降价改善企业盈利能力

大型化趋势提高零部件竞争壁垒，龙头厂商竞争优势有望强化。风电大型化趋势对整 个产业链提出更高要求，抬高了零部件环节壁垒，加速落后产能出清，而头部厂商凭借技 术、成本、客户等优势，强化大型化产品盈利能力，进一步拉开差距。

塔筒：塔筒高度增加，载荷强度要求提升；部分大型化塔筒需要采取模块化的分 瓣分段设计，建设工艺更为复杂。

叶片：尺寸大型化后重量加重，需要轻型化设计；国内叶片主流技术是真空灌注， 大叶片制造对模具、成型工艺、占模时间、生产场地均提高了要求；我国大叶片 迭代速度快，研发能力、模具开发能力强的企业才能满足下游客户迭代需求。

铸件：人力密集型生产，大尺寸铸件对工艺要求提升，产能与产品质量与工厂的 生产管理经验密切相关；另外受模具、熟练工、环保等因素制约，铸件扩产周期 一般需 2 年，具有技术代际壁垒。

海缆：未来海上风电离岸距离增加，对海缆大长度、软接头技术要求提高；同时 为减少输电损耗，送出电缆从交流转向高压柔直输电，强化技术壁垒。

供应链积极扩产，加速产能结构优化。在行业增长确定性增强趋势下，零部件环节优 质厂商也积极推进产能扩张，一方面有望推动市场份额进一步提升，另一方面或通过大兆 瓦产能结构优化而实现盈利能力整体回稳。受益于产品和市场结构升级，优质零部件龙头 厂商有望提升长期竞争力和增长空间。

风电零部件企业盈利能力易受原材料价格波动影响，建议积极关注原材料价格回落后 盈利修复机会。风电零部件制造中原材料成本占比基本在 60%以上，部分环节达到 90% 以上，且原材料多以钢材、生铁、铜等大宗商品为主，因此风电零部件企业盈利能力受原 材料价格波动影响较大。2021 年生铁、钢材等上游原材料价格明显上涨，Q2 价格高峰较 年初涨幅近 40%，同时考虑通常 1-2 个月的原材料备货周期，在 Q2、Q3 对风电零部件企 业毛利率造成了较大冲击。尤其是在陆上风电国家补贴退出，零部件供需格局同比明显宽 松的情况下，由于下游企业的压价，进一步放大了零部件厂商的盈利压力。目前钢材等原 材料价格在触顶回落之下保持相对高位震荡，预计 2022 年有望整体保持稳中有降，且零部件企业承受的下游压价压力有望相对缓解，零部件企业能力盈利有望迎来阶段性修复。

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