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1、风电行业深度报告：全产业链降本赛跑孕育结构性投资机会1. 核心观点首先，风电、光伏行业符合“能源转型”大的时代背景。不同时代背景下孕育不同的投资机 会，从行业大方向来看，我们看好以风电、光伏为代表的清洁能源，在双碳目标为指引的背 景下，向主流能源地位转变的趋势。2021 年，风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到 11%左右，该指标未来将逐年提高，意味着未来全社会用电来源里，风、光占比仍有很大提 升空间。目前社会运行中消耗的能源分为两大类：一是以煤炭、石油天然气为代表的的石化能源；二 是以风能、光能、核能和生物质能源为代表的非化石能源。根据国家能源局和金风科技年报 中对政策的梳理，2020
2、年，非化石能源在我国一次能源消费中的占比预计为 15.4%，2025 年， 非化石能源消费占比目标是 20%，国务院关于印发2030 年前碳达峰行动方案的通知，提 出 2030 年非化石能源消费比重达到 25%左右。在政策目标导向下，我国将大力发展新能源， 全面推进风电、太阳能发电大规模开发，加快建设风电和光伏发电基地。在这样的能源转型 大浪潮下，会涌现出一批抓住时代机遇的，优秀的制造业龙头企业。其次，对比风电、光伏行业，我们认为：风机通过大型化方式降本，相较于光伏产业其创新 速度不算极快，但制造端技术诀窍（know-how）的延续性更强，业态及格局相对稳定。风机 依靠大型化增加捕风效率同时摊
3、低单 MW 生产成本，相比于光伏众多颠覆性技术更替带来格 局重塑，风机大型化的创新过程则更多是“渐进式”的改良。以光伏电池片厂商为例看竞争 格局，2011-2020 年行业龙头几经易主，格局颠覆性强。而从风电主机厂份额排名来看，金风 科技自 2011-2020 连续 10 年蝉联龙头，前三大主机厂金风科技、远景能源、明阳智能格局 2016-2020 亦连续 5 年维持相对稳定，产业链相关部分标的或能看长。最后，大型化趋势与主机厂价格竞争双重因素影响下带来全产业链产值通缩，投资机会在全 产业链降本赛跑中孕育而生。本篇聚焦风电行业，通过梳理我国风电产业发展历程，我们认 为，行业经过十多年的发展，从
4、发展驱动力来看，目前阶段已经由政策驱动转变为以市场需 求驱动。在全新发展阶段，降本作为能源装备核心关注点，决定了新能源产业发展节奏。对 风电来说，风机大型化有利于形成“大型化降本放量大型化”的良性循环。 从装机量数据看， 2021 年陆风新增吊装 41.6GW，预计 2025 年新增 60GW（“十四五”年均 新增 65GW，处于 60-70GW 区间，我们假设 2025 年位于区间上限，并减去海风 10GW 装机）， 对应 4MW 机型 2021 年招标均价 2500 元/kw，预计 8MW 机型 2025 年招标均价1400 元/kw（不 高于 1500 元/kw），主机环节产值从 202
5、1 年 1040 亿降低到 2025 年 840 亿，CAGR 为-5.2%。 单 MW 主机厂与零部件产值均出现“通缩”，背后的实质是电站运营方、主机厂、零部件厂 商之间向下倒逼进行降本赛跑，不同降本阶段受益环节或将不同。当前市场对于风电行业主要关心两点：一、对装机量的判断；二、成本上行后，对产业链各 环节盈利能力的影响。我们认为：（1）“碳达峰”目标有望提前完成，我们预计“十四五”平价时代年均新增装机有望达到约 65GW（并网口径下推算）。2021 年 10 月，国务院2030 年前碳达峰行动方案提出 2030 年 风光累计并网 1200GW 目标，根据当前公开的各省规划，该目标大概率提前
6、完成。2020 年末， 全国累计风光并网规模 535.2GW，距目标缺口约 664.8GW；根据已明确的 16 省“十四五” 新能源规划累计并网将达到 701.7GW，按 2020 年末 16 省风光合计并网装机规模占全国比重 59.3%计算，预估 2025 年全国风光累计并网规模将达到 1183.1GW，其中新增约 648GW。按 新能源新增装机中风电占比 50%进行粗略估计，十四五期间风电新增并网约 324GW，年均新 增约 65GW。对比 2010-2015 年和 2016-2020 年两个时间段，年均新增装机分别为 20、29GW， 平价时代年均新增装机显著提升。（2）原材料成本上行对
7、产业链盈利能力的影响出现分化。通过对比 2020-2021 年分季度钢材 价格指数和风电产业链毛利率表现，我们认为，塔筒、铸锻件与钢价变动相关性较高，且毛 利率变化有一定延后性。整机厂方面：影响整机厂毛利率的因素较多：价格端受市场竞争 影响，整机厂战略选择分化，价格战发起者压低毛利抢占份额，同样有厂商放弃低价订单； 成本端由品类繁多的零部件决定，2021 年抢装潮后，零部件溢价降低，整机厂供应链成本 压力释放；出货结构优化：陆风、海风交付高峰错期，2021 年高毛利海风设备出货占比提 升；大型化技术升级推动设计优化降本。因此，其毛利率同钢材价格反向变动的季度虽然 较多，但相关性有限。零部件方面
8、：轴承、齿轮箱、塔筒、铸锻件钢材占比极高（以新强联 为例，其主要原材料为钢锭，原材料在轴承和锻件业务成本占比分别为 64%、82%），但塔筒、 铸锻件这类以成本定价的环节同钢价变动相关性更高，主要系产品价格一年一议，往往在年 初确定，不能较好的锚定钢材价格；延后性则是考虑到原材料库存，塔筒、铸锻件不同企业 库存周转天数存在一定差异，基本处于 60-150 天区间（2-5 个月）。2. 政策导向转为市场导向，新增装机有望迈入稳增长阶段过去 20 年，我国风电产业相关政策发生了由支持到限制，到电价补贴调控，再到市场化导 向下引导鼓励为主的明显变化。结合我国风电新增吊装规模的周期性波动，复盘我国风电
9、产 业发展历史，可大致分为以下四个阶段：（1）快速发展期（2004-2010 年）：该阶段我国风电产业凭借探索期的技术积累完成了从 1 到 10 的高速发展。国家不断出台一系列鼓励风电开发的政策和法律法规，包括 2005 年颁布的 可再生能源法和 2007 年实施的电网企业全额收购可再生能源电量监管办法，以解决 风电产业发展中存在的障碍，迅速提升风电的开发规模。2004-2010 年，国内风电年新增吊装 由 0.2GW 增长到 18.9GW，累计装机规模由 0.7GW 增长到 44.7GW，复合增速分别达到 114%、 98%。（2）行业调整期（2011 年-2013 年）：由于风电“波动性”
10、、“间歇性”的特征及风电场与 电网建设不同步，我国出现明显的弃风限电现象，根据国家能源局信息，2011-2013 年，全国 弃风率分别达到 16%、17%、11%，限电量分别为 100、208、162 亿 Kw/h，同时监管端对项 目的审批也在逐步收紧，综合导致装机量进入低谷期。（3）标杆电价引导期（2014-2020 年）：受政策和标杆电价影响，风电新增装机规模波动明显。2014 年：在大气污染防治工作要求下，风电消纳得到更多支持，当年弃风率 8%，达近年 来最低值，新增装机规模达 23.2GW，创历史新高；2015 年：自实行固定电价政策后，国 家发改委首次下调风电标杆上网电价（标杆上网电
11、价=标杆电价+绿电补贴），已核准的风电 项目为实现次年投运，在当年进行抢装，新增吊装、并网同比增速分别达到 33%、66%； 2016 年：能源局建立“风电预警监测制度”，将风能平均利用小时数低于地区设定的最低保 障性收购小时数的新疆、甘肃、宁夏、吉林、黑龙江、内蒙古共 6 个省份列入红色预警，严 格限制新增装机量；2018 年：弃风率连续三年下降回归至 10%以下，风电收益率回升，新 核准的风电推行竞价，各地方及风电开发企业加快了核准与开工进度，进一步刺激行业需求； 2020 年：陆上风机（2018 年底前核准）补贴进入最后窗口期，引发抢装，新增吊装、并网 同比增速分别达到 103%、178
12、%。（4）平价上网期（2021 年至今）：2021 年，我国陆上风电正式进入平价时代，海上风电为国 家补贴最后一年，根据彭博新能源数据，我国新增吊装 55.8GW，同比增长 2.5%，其中陆风、 海风分别为 41.6、14.2GW，抢装潮后仍实现正增长，维持较高装机水平。未来，“双碳”目 标指引行业发展的大方向，风电产业迈入以降本为手段，需求为导向的市场化发展阶段，预 计新增装机规模将保持稳定。总结来看：2021 年，我国陆上风电实现平价上网，海上风电也在 2022 年正式进入平价时代， 而在此之前，我国风电新增装机量伴随政策调整呈现一定周期性特征，2015、2020 年行业高 点是由于退补引
13、起的两次“抢装潮”，2012、2017 年行业谷底则是由于严峻的弃风限电现象 导致政策限制新增项目上马。我们判断：在平价时代，我国风电产业发展核心驱动力由政策 导向转为市场竞争导向，预计未来风电年新增装机量有望保持稳定增长。平价时代，新能源发电行业以市场化竞争为导向，其发展节奏取决于三个因素：经济性、可 控性、外部性。（1）经济性（即电站友好）：平价时代，无论是风电、光伏、水电、核电还是火电，其供电 侧（上网端）和用电侧（用户端）价格都是平等的。因而对于电站投资方来说，投资回报水 平是其首要考量的目标，即降低电站投资的 LCOE（平准化度电成本），或者说提高电站投资 的 IRR，因此投资光伏、
14、风电等新能源产业链通常需要关注其各产业环节的降本进程，各产业环节乃至更细微的不同技术路径的投资机会，往往在“降本赛跑”中孕育而生。以风电为 例，其降本路径有大型化技术降本、规模效应、供应链降本。（2）可控性（即电网友好）：新能源电力发展面临较为严重的电网消纳问题（如“弃风率”、 “弃光率”提升），电网消纳问题的产生的主要原因：新能源发电多具有“随机性”、“波 动性”、“间歇性”等特征，对电力的稳定供应产生冲击；发电高峰时段与用电高峰时段 可能不同步；电站建设与输变电系统等电网配套设施建设节奏往往不同步，且新能源电力 行业前期受政策影响常常出现“抢装潮”，进一步加剧了电网消纳的矛盾。未来随着新能
15、源 大规模、高比例并网的持续推进，势必要强化配套、加配储能等手段削峰填谷进行调节，孕 育新能板块性投资机会。（3）外部性（即环境友好）：相比于火电高污染带来明显的负外部性，光伏、风电等新能源 发展更多地带来积极的正外部性，或成为各地方持续推动能源转型的重要考量。我国部分地 区打造的特色的“风电小镇”成为当地特色的旅游风景线，光伏“板上发电、板下种植”模 式下治沙改土，均是电站运营带来直接经济效益以外额外性收益的体现。我们认为未来新能 源电力行业将朝“新能源发电+生态农业+生态旅游+产业扶贫”及更多“新能源+”领域跨 界融合，未来或产生全新的业态与投资机会。3. 双碳目标确定风电行业高天花板，风
16、机大型化带来降本良性循环有望加快产业步伐3.1. 需求驱动力分析：新增与更新需求叠加，四重催化有望推动风电新增装机超 预期市场化竞争驱动新增装机稳增长背景下，我们判断“十四五”期间风电新增装机有望超预期。 风能北京宣言提出在十四五期间需保证风电年均新增装机 50GW，我们认为该预期偏保 守，主要考虑了以下四方面催化：新增需求方面：大型化加速演进，降本与大型化的良性 循环支持新增装机规模稳定增长；地方补贴支持下海风的快速发展；消纳体系逐步完善 背景下，风光大基地的有序推进以及风电下乡行动带来的规划外增量；更新需求方面：老旧 风场进入更新替换期，“十四五”期间更新需求超过 20GW，“扩容更新”下
17、有望带动装机规 模进一步提高。从当前政策角度来看，主要以鼓励支持为主，发电侧主流开发商积极响应中央新能源发展目 标。3 月 29 日，国家能源局最新发布的2022 年能源工作指导意见系统性地提出：加大 力度规划建设以大型风光基地为基础的新能源供给消纳体系，健全可再生能源电力消纳保障 机制；稳妥推动海上风电基地建设；因地制宜组织开展“千乡万村驭风行动”。同时各 大能源集团积极响应中央“十四五末期可再生能源发电装机占比将超过 50%”要求，“十四 五”期间将加速补齐新能源装机占比缺口。3.2. 催化剂一：大型化趋势加速，有望形成全产业链降本良性循环3.2.1. 大型化是风电产业降本核心手段电站端降
18、本平价的最终落脚点在于 LCOE（平准化度电成本），其有三个核心变量：初始投 资、运维成本、发电量。根据大型风电项目平准化成本模型研究，风电 LCOE 是指项目 总成本的最小现值与总净发电量年值之比，其中项目总成本包括初始投资、运维成本、融资 成本以及税费，贴现率 r 根据加权资本成本计算，为全投资 IRR。初始投资：风机机组成本在其中的占比最高。主要包括风机、电气、通讯等设备的采购安 装、工程施工、土地占用、其他管理、利息等费用。初始投资在风电项目全生命周期总成本 中占比较高，根据大型风电项目平准化成本模型研究，某陆上风电场的初始投资在总成 本中的比重约为 70%。其中，又以风机机组价格为核
19、心影响因素，综合远景、金风等头部主 机厂近年招投标项目推算，风机机组占陆上风场初始投资比重约 50%。运维成本：主要包括运行成本、维护成本、报废成本三部分。根据中国可再生能源发展 路线图 2050，运维成本在总成本中的比重约为 15%-25%。发电量：在额定功率一定的条件下，衡量发电量的直观指标为风电利用小时数。根据国家 能源局，2020 年，全国风电平均利用小时数为 2097 小时，相较 2014 年提升 204 小时。2020 年 10 月，能源局等三部委联合印发关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见， 确定风电全生命周期（20 年）利用小时数，其中陆风类和海风年均合理利用小时数分别
20、为 2400，2600 小时。结合政策要求，未来新增风电等效利用小时数将持续提高，除受到消纳影 响外，其他客观影响因素包括地理位臵（风资源条件）、气候变化（大、小风年）、开发设计 （点位布局、减小尾流）、技术进步（利用效率）等。从 LCOE 计算公式来看，要降低 LCOE（平准化度电成本），要么降低分子（初始投资+运维 成本+融资成本+税），要么增大分母（即提高净发电量），而风机大型化满足发电侧降本要求， 是产业降本核心手段：针对设备成本、非设备成本、发电量三方面。（1）降低设备成本：风机招标单价持续降低，系大型化摊薄风机单位容量成本，其背后离 不开产业链联合降本。根据金风科技官网，横向比较来
21、看：2020 年，2.5、3、4MW 风机平均 招标价格分别为 3604、3460、3360 元/kw，随着单机容量提升，单位价格降低，大型化有利 于摊薄成本；纵向比较来看：2021 年，3、4MW 风机平均招标价格进一步降至 2671、2525 元 /kw，分别同比下降 23%、25%，同机型招标单价降低的核心在于整机造价降低，一方面得益 于供应链降本和整机厂的规模化效应；另一方面，也应考虑到供需关系影响，例如：抢装行 情、整机厂价格战等。根据 2022 年一季度公开招标信息，部分陆风项目 5MW 及以上机型报 价基本处于 2000 元/kw 水平以下，最低已达 1500 元/kw； （2）
22、降低非设备成本：大型风机可摊薄非设备成本，具体体现在：在相同装机规模下，大 型化风机台数减少，对应的土地、建设、运维成本减少，从风场建设角度看，根据平价时 代风电项目投资特点与趋势一文中得测算，4MW 风机的土地、基础、安装所需单位成本 较 3MW 级别，分别下降 15.2%、14.7%、13.8%。（3）提高年发电量：大型化风机对应高塔筒和长叶片，有利于提高资源利用率，根据平 价时代风电项目投资特点与趋势一文，以 3MW 机组为例，若叶片加长 5m，扫风面积可增 加 0.81m/kW，年利用小时数可提升 208 小时，在切变为 0.13 的情况下，3MW 机组的塔筒每 增高 5m，年利用小时
23、数可提升 26 小时。3.2.2. 风机大型化势不可挡大兆瓦机型替代势头强劲，陆上新增装机逐步向 3MW 以上切换。根据 CWEA 数据， 2011-2020 年，容量小于 2.5MW 机型占比从 95%下降至 11%，2.5MW 机型从 1%上升到 51%， 3MW+机型从 4%上升到 38%，小兆瓦机型被逐渐替代。2017 年以来，2.5MW 机型从 26% 上升至 51%，CAGR 为 25.18%；3MW+机型从 8%上升至 38%，CAGR 为 67.95%，显示出目 前容量更大的 3MW+机型相对 2.5MW 机型增长性更好、替代势头更强。 新增吊装风机平均容量稳步增长，风机大型化
24、趋势明显。2020 年，国内新增吊装风机平均容 量已达 2.67MW；自 1991 年 0.19MW 起算，新增吊装平均容量 CAGR 为 9.54%、累计吊装平 均容量 CAGR 为 9.63%；预计 2021 年新增吊装风机平均容量约 2.92MW、累计平均容量约 2.05MW，大型化趋势明显。大兆瓦机型加速迭代。以金风科技为例，2005 年，金风 750kW 机型开始销售；2007 年，1.5MW 机型正式开售，并于 2009 年占据 78%销售容量，成为主力机型；2010 年，覆盖 2-3MW 的 2S 平台机型开售，开始了对 1.5MW 机型的逐渐替代；2015 年，覆盖 3.6-4
25、.8MW 的 3S/4S 平台机 型开始销售。从 750kW 占据主流到 1.5MW、3MW 级机型成为主力，市场用了近 8 年时间。 2021 年，原本销量增速缓慢的 3S/4S 平台（陆上）以及 6S/8S 平台（海上）大兆瓦机型销售 迅速增长，同比增速分别达到 210%、305%，分别占据了销售容量的 41.6%、18.3%，成为主 力机型。目前，金风已基于 3S/4S 平台成熟技术推出涵盖陆上 5.2-6.0MW 的 5S 平台，有望迅 速对目前的 3S/4S 平台进行替代。大兆瓦机型加速迭代，有望形成“大型化降本放量大型化”的良性循环。3.3. 催化剂二：地补有望接力国补，海风设备市
26、场规模有望持续扩大2021 年，抢装行情推动海风装机规模高增。根据 CWEA 数据，截至 2020 年底，我国海风累 计装机规模达 10.87GW，10 年 CAGR 达 53%。2021 年，我国海上风电呈现锁定政策电价情 境下的“抢装”行情，根据国家能源局，全国海风新增并网规模达 16.9GW；根据彭博新能 源，我国新增吊装规模约 14.2GW，占全球比重 84%，同比增长 273%，由于受装备数量有限 （吊装船数量少）、施工窗口期集中等因素限制，我们认为海风吊装规模并未完全释放。受 2021 年抢装影响，预计 2022 年海风新增吊装规模将有所下滑，但“十四五”期间海风风 机市场规模仍有
27、望保持快速增长。2021 年海上风电“抢装潮”主要消化了 2019-2020 年已核 准、招标的未开工项目，电站开发商在抢装期专注于完成吊装、并网任务，因此 2021 年海风 新增招标仅 2.8GW，是导致 2022 年新增装机受限的主要因素。但由于大部分沿海省份“十 四五”规划均对海风有积极布局，我们预计在海风降本和地方补贴的共同驱动下，2022 年开 始，海风招标规模将逐步回升。根据运达 2021 年年报，预计 2022 年-2025 年我国平价海风阶 段风机市场规模将从 192 亿元增长到 432 亿元，复合增速为 31%，未来 4 年海风风机设备市 场规模增速侧面验证海风招标、吊装规模
28、具备一定增长弹性。我们对于海风装机保持乐观预期，一方面系地方政府陆续出台支持性政策，另一方面，海上 风机招标价格显著降低，带动产业链降本。（1）地方补贴仍将继续维持海风发电经济效益。由于建设条件不同，海上风场造价存在差 异，但根据资产信息网数据，海风单位造价正从 1.4-1.8 万元/kw 区间趋近于 1-1.4 万元/kw。 根据中电建，在当前成本条件和技术水平下，仅有福建、广东、海南符合平价标准，山东、 江苏、浙江等地 LCOE 和电价间仍有小于 5 分钱的差距。沿海省份陆风资源有限，土地资源 紧张，发展海风是新能源装机扩张的重要途径。因此海风平价初期，地方性补贴是支撑产业 可持续发展的必
29、要手段。广东已出台相关政策补贴至 2025 年，山东则对 20222024 年建成 并网的海风项目予以补贴，目前海风招标仍在持续，2021 年下半年中国海装连续中标浙江省 海风项目，我们预计未来浙江省等地补贴跟进的确定性较强。（2）海风已核准存量项目多，地方政策倒逼开工并网。2018 年以来，为应对政策补贴退坡， 业主倾向提前进行项目核准，2020 年底海风累计装机仅 10.87GW，估计业主大量在手项目仍 未开工，主要系对平价预期下风场经济性的担忧。在能源双控政策红线下，各省均需大力发展新能源产业，江苏已出台海风竞争性配臵相关政策敦促开工，要求项目申报需要明确开工、 建成、并网时间，已核准项
30、目在 12 个月内必须开工建设，2 年内完成并网，否则降低收购电 价。（3）风机招标价格持续下降，但海风降本仍需产业链配合。近期，中广核 280MW、华润 400MW 海风项目投标均价在 4500 元/kW 左右，中标的中海海装报价分别为 3830、4061 元/kW，较 2020 年海上风机招标均价 7095 元/kW，下降幅度超过 30%，根据中国海装测算，项目整体造 价约在 1 万/kW 以上。从降本角度看：大型化切换推动单价快速下降。根据远景能源，风 机设备成本占海风项目总投资比重约 40%，海风机组的大型化切换推动单价快速下降， 2018-2019 主流交付机型 4MW，2020-2
31、021 主流交付机型 5MW，招标机型已经达到 7-8MW， 未来将逐步形成 7、9、12MW 平台梯次序列；降本仍需产业链配套协同。除整机制造商外， 产业链各环节需共同努力，包括设计优化、建设施工效率提升、增加吊装设备供应、海缆制 造降本、实时监理、智能运维等，最终实现项目造价整体降低。远海风电发展潜力大，全球首台漂浮式海风机组已成功在广东海域吊装。深海（水深50m） 风电可开发区域远大于近海（水深50m），且应用大 MW 级漂浮式技术趋势明显，根据世界 银行集团发布的数据显示，我国 200 公里以内，水深 1000m 以内水域的海上风电技术性开发 潜力为 2982GW，其中固定式 1400
32、GW、漂浮式 1582GW。漂浮式机组主要通过锚索或缆绳将 塔筒与海底相连，使机组可在相对固定的区域内自由移动, 包括驳船式、半潜式、单柱式和 张力腿式 4 种类型，主要优势在于：离海岸远,风能更丰富；漂浮式风机便于运输,出现故 障便于回厂维修；采用锚链固定的漂浮体,可反复利用；为近海海水较深的地区风电开发 提供解决方案。根据美国国家可再生能源实验室（NREL）的成本估算表明，漂浮式项目成 本可能会比固定式成本下降的速度更快，一方面，漂浮式技术预计可节约 15%塔筒基础建设 成本，对冲海缆成本的提升，另一方面，目前主流主机厂均有 14MW 级以上的技术储备加速 大型化应用，预计漂浮式海风商业化
33、将加速到来。3.4. 催化剂三：消纳体系持续完善，大基地建设与风电下乡贡献规划外增量十四五期间，预计风电消纳问题将得到妥善解决，为装机规模超预期打好基础。从政策端来 看，2021 年 5 月，国家能源局发布“保障性并网”政策；10 月再发文推动新能源发电项目“能 并尽并、多发满发”；12 月，第二批大基地申报通知明确，并网利用率低于 95%的项目由省 级能源主管部门按承诺利用率保障消纳，展现对消纳问题的重视。 陆上风电核心矛盾在 于风资源优质区域与用电地域的空间关系。十四五期间规划新增 15 条特高压线路，仅国家 电网就被核准开工 10 交 10 直线路，特高压总投资 3002 亿元；2025
34、 年前，8 大输电通道建设 完工，解决大基地电力输送问题。 海上风电可直接消纳，主要系沿海经济发达省份均为 用电大省，部分省份外购电力占全省用电量比重超过30%，沿海各省积极参与海风建设规划， 优化本省电力结构，力争实现自给自足。十四五规划提出建设九大集风光（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，一、二批合计申报规模超过 550GW。2021 年 11 月，首批大基地项目清单下发，涉及 19 个省份，总规模 97.05GW，2021 年底已经开工约 75GW，其余项目将在 2022 年一季度开工； 2021 年 12 月，第二期大基地项目开始申报，目前规划已经基本完成，总规模超
35、过 450GW， 将在十四五、十五五期间落地。本着坚持集约整装开发的原则，规定项目单体规模不低于 1GW， 同时要求已核准（备案）且能够在 2022 年开工建设，原则上能在 2023 年内建成并网。 “千乡万村驭风计划”定调风电下乡，蓝海空间大有可为。2021 年 10 月，由 118 个城市与 600 多家风电企业共同发起的风电伙伴行动方案落地，该方案提出：力争 2021 年底前启动首 批 10 个县市 5GW 示范项目；十四五期间在全国 100 县优选 5000 个村安装 1 万台风机，惠及 300 万以上农村人口，总规模将达 50GW。3.5. 催化剂四：老旧风场改造政策激活存量市场，预
36、计“十四五”改造需求约 20GW国家政策鼓励，地方试点响应。目前我国大量风电场运行时间已达 10-15 年，老旧机组普遍 存在发电能力差、故障率高、安全隐患多等问题。2021 年 2 月 26 日，国家能源局发布文件， 启动老旧风电项目技改升级，重点针对 1.5MW 及以下风机机组；8 月 30 日，宁夏发布试点 政策，提出“等容更新”和“扩容更新”两种模式。以往限制老旧风场改造的因素：第一， 改造更新项目的补贴标准不明确；第二，项目审批流程不明确。从宁夏政策来看，痛点均得 到解决：“等容更新”项目补贴延续：严格按照财政部 发展改革委 国家能源局关于 关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意
37、见有关事项的补充通知有关要求，延续 原项目电价补贴政策执行到期。保障措施到位：简化“等容更新”项目流程、规范增容风 电项目管理、项目其他要素办理、延续电价补贴、推动多元创新、加大配套支持、建立循环 机制等。宁夏老旧风机改造试点目标在“十四五”期间实现容量翻倍，有望对其他省市起到带头作用。 宁夏试点通知提到，到 2025 年，力争实现老旧风电场更新规模 200 万千瓦以上、增容规模 200 万千瓦以上，充分释放存量项目资源潜力，要求更新及增容风电场单机容量达到 3.0 兆瓦 及以上，年等效利用小时数达到 2000 小时以上，总投资达到 260 亿元以上。2021 年 10 月， 第一个“等容更新
38、”项目（宁夏华电宁东一、二期）已经落地，68 台 1.5MW 设备改为 25 台 4- 4.5MW 设备，规模保持 102MW。截至 2020 年底，宁夏累计风电装机规模约 13.8GW，占 全国风电装机比重约 5%，在全国各省排名第 8 位。预计三北及华中区域是老旧风场改造重 点区域，如内蒙、新疆、河北、山西、山东等。综合考虑累计装机、机型占比和运行时间，我国老旧风场潜在替换空间接近 100GW，改造需 求较为迫切的存量空间约 60GW。根据 CWEA，2020 年底，全国风电累计装机 291GW；其中 潜在具有改造升级需求的存量风场包括 1.5MW 及以下风机机组，二者分别装机占比约为 3
39、0.0%、3.9%，累计装机量分别约为 87.3、11.3GW，合计约为 98.6GW（1.5-1.9MW 区间，绝 大部分为 1.5MW 机组，估计 1.5MW 占总装机比重 30%）。我们认为，运行超过 10 年的风机 都具备等容/扩容的更新需求，根据 CWEA，2011 年，我国新增装机平均单机容量 1.53MW（超 过 1.5MW），意味着大部分 1.5MW 及以下风机机组于 2010 年以前装机，运行时间超过 10 年。 从历史累计装机数据来看，运行超过 15 年（截至 2006 年）的装机规模约 2.5GW，运行超过 10 年（截至 2011 年）的装机规模约 62.4GW。“扩容
40、更新”有望推动存量改造市场超预期。根据国家发改委能源研究中心（ERI）统计， 预计“十四五”期间累计退役装机容量超过 1.2GW，1.5MW 及以下老旧风机改造需求超过 20GW，“十五五”期间风电机组退役、改造需求将达到 40GW。若将 1.5MW 及以下风机（平 均单机容量为 1MW）全部臵换成 4MW 以上大功率机型，则等容更新需求 60GW，扩容更新 需求最大将达到 240GW，意味着最大可增加 4 倍风电场装机容量。 备注：2006-2011 年，累计装机平均单机容量由 0.77MW 提升到 1.31MW，推断运行 10-15 年 的风场平均单机容量约 1MW；3.6. 未来装机量判
41、断：预计 2022 是吊装大年，“碳达峰”目标大概率提前完成从招标规模来看，我们判断 2022 年是国内风电吊装大年。2021 年陆风招标创历年新高： 根据金风科技官网，2021 年，全国风电公开招标规模 54.2GW，在海风招标仅 2.8GW 背景下， 陆风招标达到 51.4GW，超过此前历史招标规模最大的 2019 年（2020 年要抢装并网，因此 2019 年集中招标，招标规模 49.6GW）。考虑到交付、建设周期（从招标到吊装完成大概经历 7-10 个月，交付 6-8 个月，施工 1-2 个月，金风、明阳、运达营业周期基本处于 200-250 天区间）， 2021 年Q2-Q3 全国风
42、电公开招标规模为39.9GW，则预计在2022 年进行吊装的规模接近40GW。 2022 年招标量有望进一步提升：一方面社会总用电量不断增加、新能源占比不断提升的背 景下，五大四小等主力电力企业积极布局新能源，公开市场招标规模有望保持正增长；另一 方面，平价时代风电 LCOE 稳步下降，发电侧投资回报水平稳定，我们预计将吸引越来越多 的民营资本投资（非公开市场招标）。设备招标意味着项目前期准备工作完成，在施工建设 阶段，招标完成后即进入边交付边吊装阶段，因此综合考虑公开市场与非公开市场招标，2022 年新增吊装规模有望保持正增长。“碳达峰”目标有望提前完成，我们预计“十四五”平价时代年均新增装
43、机有望达到 65GW （并网口径下推算）。2021 年 10 月，国务院2030 年前碳达峰行动方案提出 2030 年风光 累计并网 1200GW 目标，根据当前公开的各省规划，该目标大概率提前完成。2020 年末，全 国累计风光并网规模 535.2GW，距目标缺口约 664.8GW；根据已明确的 16 省“十四五”新 能源规划累计并网将达到 701.7GW，按 2020 年末16 省风光合计并网装机规模占全国比重59.3% 计算，预估 2025 年全国风光累计并网规模将达到 1183.1GW，其中新增约 648GW。按新能源 新增装机中风电占比 50%进行粗略估计，十四五期间风电新增并网约
44、324GW，年均新增约 65GW。 对比 2010-2015 年和 2016-2020 年两个时间段，年均新增装机分别为 20、29GW，平 价时代年均新增装机显著提升。4. 零部件：大型化未必降低零部件需求量，把握结构性投资机会大型化降本导致风电设备产值通缩，而零部件端进行有侧重的降本，具备一定抗通缩属性。 以陆风为例，2021 年，陆风新增吊装装机量 41.6GW，预计 2025 年新增 60GW（“十四五”年 均新增 65GW，处于 60-70GW 区间，我们假设 2025 年处于区间上限，并减去海风 10GW 装 机），对应 4MW 机型 2021 年招标均价 2500 元/kw，预计
45、 8MW 机型 2025 年招标均价 1400 元 /kw（不高于 1500 元/kw），则 2021 年、2025 年对应陆上风机产值分别为 1040 亿、840 亿元， 复合增速为-5.2%。在产值通缩背景下，零部件不一定会等比例通缩，而是有侧重的降本，我 们认为其抗通缩属性来自：技术升级：价值量占比相对提升；：持续成长能力 相对较强；价格刚性：由格局稳定、产能瓶颈、单独议价等特征带来；专精特新：产业 新增的配套型产品。4.1. 风机零部件种类众多，技术难度、商业属性、市场格局各不相同风力发电机组是一个由大量关键零部件紧密结合而成的大型机械系统，按照各部分作用可被 分为三大子系统：风轮系统
46、、传动及发电系统、支撑系统。以常见的变桨距双馈风电机组为 例，风轮系统包括了叶片、变桨系统及轮毂；传动及发电系统包括了主轴系统、增速系统、 制动系统及发电系统；支撑系统包括了偏航系统以及塔架；此外，还有机舱罩、升降机、监 控传感器、海缆等配套部件。从价值量占比来看，风电机组中各零部件成本占比最高的是叶片（23.5%），其次是塔筒（18.8%）、齿轮箱（16.0%）、发电机（6.3%）、轮毂（含变桨系统， 6.3%）、主轴（3.5%）等；从竞争要素来讲，主要有两大维度，分别为技术水平和产能布局， 叶片、齿轮箱、轴承等部件更看重供应商技术水平，塔筒、铸锻件等部件更考验供应商产能 布局。4.1.1.
47、 以技术水平为核心竞争力的环节：叶片、齿轮箱、轴承叶片：材料和设计是关键，在风电机组中价值量占比最高，碳纤维技术的应用有望进一步提 升其价值占比。叶片是风电机组中捕获自然界风能以供转换为发电机组电能的核心部件，是 衡量风电机组设计和技术水平的主要依据之一。风电叶片在运行周期内不断受到周期载荷及 随机载荷的冲击，需要在减轻重量的同时保证强度与刚度，对叶片材料和整体设计提出极高 要求。目前，以玻纤为主材的叶片技术正面临大型化趋势下材料创新的需求。随着功率需求 增加，叶轮直径不断提升，但由于整机重量、轮毂尺寸等因素限制，叶根直径无法与长度成 比例增加，叶尖摆幅会超过安全边际，因此玻纤叶片存在理论长度
48、极限（百米以上长度为减 少摆幅需增加叶体强度，导致重量显著增加）。碳纤维刚度可达到玻纤 3 倍以上，其比强度 和比模量大大优于玻纤，是百米级叶片主梁理想材料，达到同等强度的材料重量仅为玻纤的1/3 或 1/4。虽然碳纤维叶片成本较高，但由于较好的材料性能以及轻量化效果，降低整机载 荷，有利于实现整机减重降本。齿轮箱：技术难度、成本占比、故障率三高，产品可靠性最关键，新型半直驱机型有望简化 齿轮箱结构。风电齿轮箱主要功用是将风轮在风力作用下所产生的动力传递给发电机并使其 得到相应的转速，占整机价值量高达 16%。通常风轮的转速很低，远达不到发电机发电所要 求的转速，必须通过齿轮箱齿轮副的增速作用
49、来实现。高转速持续工作，齿轮箱故障高发且 维修停机时间长，更换成本极高，因此产品的高可靠性最为关键。直驱风力发电机的传动结 构并不需要齿轮箱介入，齿轮箱主要应用于双馈与半直驱机型上；根据转速比的大小，齿轮 箱又分为高速齿轮箱（一般在 100:1 左右）与中速齿轮箱（一般 k40，多应用于半直驱机型）， 而低转速比的齿轮箱传动级数较少，顺应大型化趋势下高可靠性和轻量化要求。轴承：类似齿轮箱，设计能力、设备能力、工艺稳定性要求偏高，是所有风电产业环节中国 产化率最低的。风电机组中使用了大量不同种类的轴承，包括变桨轴承、偏航轴承和传动系 统轴承（主轴、齿轮箱及电机轴承），精度、性能和寿命被称为轴承的三大特征质量指标。 目前我国风电轴承生产制造设备相对落后，轴承钢的热处理工艺不成熟，产品质量不稳定， 精密轴承对进口产品依赖度较高。轴承的难点主要在于轴承的材料、锻造以及热处理，其中 热处理是核心难点。锻造和热处理