中国十四五风电新增需求展望：年均 45GW 以上

2020 年中国陆上风电抢装带来装机大幅增长，2021 年新增装机仍有望维持较高水平

2020 年陆上有补贴项目抢装带来装机大幅增长。根据彭博新能源财经统计，2020 年国内风机出货量达到 57.8GW，同时国家能源局公布 2020 年风电新增并网容量达 71.7GW，均大幅超过上一轮抢装时 2015 年创下的 33GW 的并网量高点。

2020 年抢装带来一定的新增装机数据“失真”。我们认为 2020 年的并网和风机出货数据均由于抢装存在了偏离产业链实际供应量的情况：（1）并网数据偏大可能是由于以往年份个别未纳入并网统计项目的集中确认和一些在 2020 年末仅仅完成了部分容量并网项目被全容量统计而造成的；（2）风机出货数据偏大则可能是由于整机环节提前生产而出货集中在 2020 年统计的情况。实际我们估计产业链在 2020 年当年完成的供应量在 40-45GW 左右，这也高于过往任何年份完成的供应量。

2021 年新增装机仍有望维持较高水平。最近的行业招标量已经较 2020 年抢装时期开始回暖，4Q20-1Q21 合计行业招标量达到 28GW 以上（基本为陆上项目），加上此前招标的超过 10GW 海上风电的项目和更早的陆上项目，已经能够保证 2021 年大部分新增规模。

我们预计 2021 年国内新增并网容量有望达到 40GW 以上，虽然较 2020 年的高位有所下滑，但与 2020 年产业链实际供应量相近，且仍然高出除 2020 年外的过往年份的水平。

十四五期间中国风电年均新增需求有望实现 45GW 以上

非化石能源长期增长趋势明确，风电在能源结构转型中不可或缺。我们认为随着国内整体非化石能源发展长期目标的提高，将推动未来十年的中期规划全面加速，而风电作为已经在许多地区达到平价上网的电源将起重要作用。此外，风电、光伏作为间歇性电源，出力的波动对于电网的调节会造成一定困难。但风、光出力具有互补性，按照一定比例联合出力时，能够有效降低波动性，叠加储能系统，减小电网调度压力。

电力企业规划了饱满的十四五新能源装机，支撑饱满的风电装机规模。过去几年电力企业资本开支中投资新能源的比例均已经实现大幅提升，展望十四五期间，各电力企业也都将新能源电站作为投资重点、盈利增长的驱动力。以国家能源集团为例，集团计划 2025年碳达峰，十四五新增装机 120GW；华能集团、华电集团和三峡集团也计划了十四五期间分别新增 75GW 以上的新能源装机；其他电力集团也均表示将在“平价时代”保持相当规模的风电和光伏项目建设。我们目前统计的以央企为主的电力企业合计已经规划了接近 530GW 的新能源装机，而地方国企层面也有相当规模的新能源投资规划。从主要企业的规划来看，风电在其各自新增装机的比例中大致可以占到 40%左右，即仅我们统计的主要企业的规划就已经能够支撑十四五期间年均新增 40GW 以上的风电装机规模。

陆上风电：我们将十四五期间陆上风电项目分为以下六类，我们预计将有 195GW 以上的陆上风电项目新增（对应年均 39GW 以上）

►1）根据彭博新能源财经的统计，截至 2018 年末已核准的有补贴但未并网项目规模超过 88GW，扣除在 2019-2020 年并网和转为 2）中的平价项目的项目，大约还有约12GW 的项目有望在后续通过平价方式并网；

►2）2019-2020 年核准的两批平价风电项目规模合计约 16GW；

►3）附录图表 36 中列出已规划的将在 2021 年开始并网的风电大基地项目超过 80GW；

►4）目前在建或已有规划的特高压线路至少 8 条，其中剔除不配套风电的线路，剩余线路合计配套约 9GW；

►5）保守统计至少 3 条已投运的特高压线路利用率较低，通过提升利用率可以额外支持约 27GW 的新增风电项目；

6）每年常规平价或大基地项目新增约 10GW，合计能有约 50GW 的新增风电项目。

海上风电：我们预计十四五期间有望达到 30GW 以上的新增量。2021 年末是国内海上风电国补项目并网的截至时间，我们在附录图表 37 中列出了截至 2020 年底约 16GW 未完全并网的海上风电项目，我们预计将为 2021 年贡献 10GW 的并网容量。展望 2022-2025年，我们认为部分沿海省份有望出台支持海上风电发展的政策，支撑海风产业平稳过渡至 2025 年附近实现平价。我们预计十四五期间海上风电有望达到 30GW 以上的新增量。

综上，我们认为中国十四五陆上与海上合计新增风电需求有望达到 225GW 以上，年均45GW 以上。

中国风电行业发展趋势：机组大型化加速成本下降，海上风电发展给产业链提出更高要求

机组大型化趋势加速，整机成本和项目度电成本迎来快速下降。平价时代机组大型化趋势加速。根据中国风能协会数据，中国风电历年新增项目平均单机功率分别在 2011 和 2017 年突破 1.5MW 和 2.0MW，历时 6 年平均功率提升仅 0.5MW。而随着陆上、海上风电有国家补贴项目分别于 2020、2021 年末并网截止，风电逐步迈入平价时代，行业多年的机组研发积累也得以显现。根据国际能源网统计，2020 年央企风电机组招标的约 23GW 项目中，平均单机功率已经达到 3.2MW，其中 3.0MW 及以上功率机型占比已经超过 70%，大型化趋势明显加速。

机组大型化将推动风机降本。虽然新机型在产能爬坡时期将会有一段时间出现较高的生产成本，但随着产能规模化投放和零部件供应跟上后，成本将出现明显下降。更关键的是，根据我们选取的部分厂商的代表机型的参数，可以看出当单机功率增大的同时，机组重量增加的幅度并不是成同比例，单位功率的重量值呈现下滑趋势。以金风 1.5MW 到3.0MW、明阳 2.5MW-5.0MW 的风机为例，两家厂商的风机功率提升一倍的同时单位功率重量分别下滑 17%和 26%。由于风机零部件中原材料为主要成本，原材料的定价方式多数是以重量计价，因此在机组大型化的同时，单位功率重量的减小将给零部件采购成本带来节约，持续推动风机降本。我们以 2.0MW 风机 3,400 含税招标价、15%毛利率为基准测算，随着单机功率变大带来的成本节约，我们预计 3.0MW/4.0MW/5.0MW 风机在规模化生产后有望分别在 2,990/2,660/2,400 元/千瓦的招标价下实现 15%毛利率，如果考虑当前产地更接近安装地区的情况，成本还可以进一步降低。

机组大型化持续推动风电度电成本下降。更大的风轮直径和更高的轮毂高度能够使机组在风速较低的地区获得更多动力，在机组功率提升的同时提升利用小时数。同时风机成本只占风电场总成本的不到 60%，单个机组功率的增加能够摊薄单位机组的其他各项成本（机位点、土地、线路、运维等），综合使度电成本降低。以陆上大基地项目为例，我们测算随着机型从 2.0MW 提升至 5.0MW，在上述风机理论招标价和上网电价为 0.24 元/ 度（除税）的情形下，项目收益率有望从 4.0%提升至 8.6%，考虑更多规模效应和运费节省等因素，项目收益率有望继续提升至 11.4%。

海上风电具有长期发展空间，给产业链配套提出更高要求

沿海省份是中国电力消费重心，但非水可再生能源消纳占比普遍较低。2019 年中国沿海11 省（直辖市）用电量合计占全中国用电量比例高达 52%，但非水电可再生能源电力消纳占比层面，仅有河北、辽宁、天津和山东四省高于全国平均，其余沿海各省均低于 8%。在非水可再生能源消纳占比的考核下，由于陆地风光受制于土地资源等因素，我们认为这些省份更倾向于通过自身新能源项目的建设，如海上风电项目来提升可再生能源占比。

海上风电较三北陆上风电节约电力输送成本，且海风较陆地风电出力更为平稳。尽管目前中国海上风电的度电成本（0.5 元/度左右）较陆上风电高出不少，但长期我们预计仍然有较大下降空间，而三北地区的陆上风电通过特高压送往东部地区时，大约有 0.1 元/度的输送成本较为刚性。另外，由于海面风速相对于陆地更加平稳，海上风电场的衰减系数明显小于陆上风电场，因此海上风电的接入对于系统调频能力的要求低于陆上风电。

海上风电发展对产业链配套提出更高要求。较陆上风电而言，海上风电对产业链制造、整机设计和海工环节都提出了更高要求。具体来看，（1）海上风电机组的零部件制造环节：大型轻量化叶片的研发量产，轴承的国产化，变流器、齿轮箱和铸件等产品的研发和批量化生产亟待加强；（2）海上风电整机设计上，截止1Q21，国内虽然已经有单机10MW海上机组实现了并网，但海外三大主要整机厂商已经推出了更大的 15MW 机型，整机研发上国内厂商还和海外有一定差距；（3）海上风电的施工装备仍存在缺口，海上风电安装船、起重工程船和风机维护船等海工装备均需要更完善配套。

海上风电仍需补贴接力。陆上风电已经在 2021 年在国内多地满足平价要求，即便考虑2022 年开始海上风电抢装后整机和海工成本下降，也很难有众多项目能够在沿海省份标杆电价下实现合理收益率，因此仍然需要补贴接力。以广东省此前公布的海上风电补贴征求意见稿为例，广东计划 2022、2023 年给海上项目分别每千瓦补贴 1,500、1,000 元， 累计补贴项目容量不超过 4.5GW（其中 2022 年补贴不超过 2.1GW），我们测算该种情况下以大功率风机和较好风资源条件下 4,000 的利用小时，项目收益率可以达到 6.2%，基本满足运营商投资回报标准。

海上风电平价需要在 2021 年基础上实现 30%以上的成本下降。我们以两个代表性省份江苏和广东的情况测算，为实现 7%的项目收益率江苏、广东的海上风电项目度电成本需要较 2021 年为基准下降 45%和 36%，意味着从单位建造成本上分别需要下降 41%和 27%。不过，2021 年由于海上风电项目抢装本身造成了一定的成本上涨，我们认为 2022 年江苏、广东的建造成本就有望较 2021 年下降 18%、15%，因而在 2022 年成本基础上实现7%的项目收益率需要成本继续下降 29%、14%，我们认为有望在未来 3-4 年的时间实现。

中国风电制造：产业链布局完善，但全球竞争力和市占率仍有待提高

中国已经形成了完善的风电零部件产业链。中国风电产业链的零部件环节，除了个别的零部件如主轴轴承外，大部分已经完成了国产替代，并在一些领域如：塔筒、主轴、齿轮箱和铸件等拥有了较强的出口能力。但在机组大型化的趋势下，一些配套大型化机组的零部件也亟需通过先进产品的研发和产能投产以满足行业需求。

中国风电部分制造环节较海外领先企业还有一定差距。中国风电制造业在一些关键零部件如主轴轴承的生产上目前与海外企业还有相当差距，其他一些环节当下也存在先进产能不足的情况。另外，风电整机的研发和生产是整个风电技术创新的核心，中国的风机技术基本来自于海外，经过十多年的引进、消化和再创新，已经能够满足国内市场的需求，但在海外市场的竞争力上和领先企业还有一定差距，特别是在大兆瓦海上机组领域。在最近几年，我们也已经看到国内诸多整机厂商均推出了各种型号的陆上/海上大兆瓦机型，并在国内市场快速提升出货量。

多维度细节对比

►行业集中度：大部分环节已有领先企业，但行业竞争格局有所不同

在中国风电产业链的大部分环节已经有了领先企业，其中叶片、齿轮箱、主轴、铸件、变流器和整机环节的第一大厂商的市占率超过了20%，但市占率能超过30%的公司较少。长远来看，机组大型化趋势下将对产业链研发和供应能力提出更高要求，领先企业有望持续获得更高份额，除个别运输较为困难的环节外，我们认为国内零部件厂商在全球的市占率长期将保持提升趋势。具体来看，我们认为：

（1）铸件/ 主轴/齿轮箱/变流器环节的龙头公司领先优势已经确立，市占率有望保持提升趋势；

（2）塔筒、叶片和整机环节仍然存在相对激烈的竞争，我们认为这些环节的头部企业合计市占率有望保持提升趋势，但同环节之间存在相当的竞争压力；

（3）海缆环节由于有较高的认证门槛，目前行业集中度已经很高，我们认为该环节行业格局较难被打破，仅企业之间存在一定的竞争压力；

（4）轴承市场目前主要被海外企业所占据，特别是大功率机组的主轴轴承还在国产替代的过程中。

►出口能力：一些零部件环节有较强的出口能力，部分环节有较大提升空间从历史上看，风电零部件厂商中风塔、主轴和铸件是出口能力较强的环节，这些环节均有 10 年左右的出口历史，并且出口占比在历史上基本保持提升趋势（除 2020 年国内抢装时期外）。我们认为，未来全球风电零部件产能将更多向中国企业集中，国内企业将有望持续通过产能扩张提升出口份额。具体来看，我们认为塔筒、铸件环节长期来看出口份额有较大提升空间。

►国产化程度：大型化机组的主轴轴承等环节国产化仍在进程中

部分配套大型化机组的零部件如主轴轴承仍在国产化进程中。从整个中国风电产业链来看，大部分环节已经在过去十多年的发展中实现了国产化，但配套大兆瓦机型的主轴轴承和变流器的核心部件等环节尚较高程度依赖进口。其中主轴轴承作为连接轮毂和主轴的核心部件，对于风机的长期稳定运行起关键作用，占风机成本通常在 5%以上，属于关键而又成本占比较高的零部件。根据 Wood Mackenzie 的统计，2019 年全球范围风电主轴轴承仍然主要由德国、瑞典、日本、美国的厂商供应，国内的洛轴、瓦轴、新强联等企业合计市占率不到 10%，这几家国内企业均已经成功研制了配套大兆瓦机型的主轴轴承产品，但在客户导入和批量化出货上仍需时日。

►利润率水平：整体行业利润率水平不高，高利润率更多源于较好的行业格局风电行业各环节利润率水平普遍不高，我们认为行业利润率主要呈现以下一些特点：

（1）高利润率的环节更多源于较好的行业格局，也部分来自于龙头企业自身的领先优势，如变流器、主轴、海缆等环节。

（2）一些通过招标进行定价的环节如塔筒、整机、海缆等环节，价格的变化能够较快反 映供需和成本的变化。其他零部件环节存在按年锁定订单量价的情况，一定程度上会出现由于当年成本无法及时向价格传导而导致利润率波动。

机组大型化趋势有望重塑行业格局，关注先进产能研发投放能力和行业格局变化

零部件：关注通过先进产能扩张实现市占率提升的环节头部的零部件厂商在抢装开始后在持续扩充先进产能，主要侧重于大兆瓦和海上风电的配套，有望持续提升领先优势。例如，1）铸件：日月股份新增海装铸造和精加工产能； 2）风塔：天顺风能新增三北大基地和海上塔筒产能，泰胜风能计划新增 2 个海上风塔产能，大金重工新增蓬莱海上风塔产能和三北大基地的陆上风塔产能；3）叶片：中材科技、天顺风能等公司积极扩产配套大功率风机的叶片产能；4）主轴：金雷股份扩产海上风电铸造主轴产能；5）轴承：新强联计划扩产 3MW 及以上功率风电轴承产线。

风电铸件环节，日月股份持续保持先进铸件产能扩张，有望实现市占率提升。日月股份自 2015 年实现全球第一的 20 万吨/年的铸件产能以来，虽然遇到国内上一轮风电抢装结束后需求回落的情况，但公司仍然持续保持先进产能扩张，公司计划到 2022 年末公司规划实现 63 万吨/年的铸件产能，其中有超过 33 万吨/年为专门生产大兆瓦风机铸件配套， 以先进产能扩大领先优势。单看风电铸件，我们预计公司在风电铸件行业的全球市占率从 2019-2020 年的 20%左右提升至 2022 年的 34%。短期，公司遇到上游原材料价格上涨的压力，但是长期来看材料价格涨跌给公司利润率造成的影响偏中性，且短期由于其成本的领先优势和出色的融资能力也有望比同行在先进产能扩张上更具竞争力。

风电轴承环节，关注大型化轴承国产配套的趋势。目前我国配套大功率机型的高端轴承主要依赖进口，高端轴承的溢价较为明显，以主要生产海上风电机型的电气风电为例， 1H20 轴承占公司零部件采购成本比例高达约 9%，而同期普通小功率陆上机型轴承成本占比一般在 5%。根据 Wood Mackenzie 的统计，2019 年全球范围风电轴承仍然主要由德国、瑞典、日本、美国的厂商供应，国内的洛轴、瓦轴、新强联等企业合计市占率不到10%，这几家国内企业均已经成功研制了配套大兆瓦机型的轴承产品，但在客户导入和批量化出货上仍需时日，建议持续关注相关公司配套大型化轴承的能力。

风电齿轮箱环节，受益于风机大型化带来的需求提升，把握机组大型化趋势的供应商有望加速市占率提升。半直驱和双馈机型均已分别在风机大型化路线上证明各自的优势， 我们预计将拉动风电齿轮箱的需求提升。以中国高速传动（南高齿）为代表的国内先进风电齿轮箱供应商基本能够满足国内风机生产需求，而根据全球风能协会统计，2019 年全球风电齿轮箱前三大供应商（中国高速传动、采埃孚、威能极）合计市占率达 68%， 海外企业在海外市场仍有较高份额。伴随大兆瓦风机和海上风电的发展，配套风电齿轮箱的研发和批量化生产难度进一步提高，头部供应商抢先积极布局大兆瓦产品开发，目前中国高速传动能够提供涵盖 1.5 MW - 11.X MW 的全系列风电齿轮箱产品。同时，我们也观测到国内有其他优秀的风电齿轮箱公司正在加快配套大型化风机的齿轮箱产能，我们认为在风机大型化发展趋势下，国内具备批量供应高质量齿轮箱的公司有望加速全球市占率提升。

整机：先进机型产能投放带来行业招标价下行，行业格局仍在整合中

抢装后招标价下行趋势明显，主要源于大功率机型产能投放、零部件成本同比下降等。从 2020 年中开始，随着行业抢装基本到尾声，陆上风电招标价持续下行，到 2020 年底已经接近 3000 元/kW。1Q21 行业招标价继续下行，多数项目中标区间在 2700-3000 元/kW附近，到 3 月全部项目招标价已经低于 3000 元/kW，4 月招标价继续小幅下行。我们分析近期招标价下行的主要原因为：1）风机大型化趋势下，风机单位功率的重量减小给零部件采购成本带来节约，持续推动风机降本；2）各家整机厂商在临近优质资源的地区均投产了新机型的产能，运输成本能够有所节约；3）陆上风电抢装后零部件采购成本一定程度回落。

国内整机环节金风、远景和明阳稳居前三，平价时代行业格局仍在整合中。2019-2020 年陆上风电抢装周期中，2020 年行业出货量同比增长 114%，此过程中行业集中度出现了一定回落，2020 年行业排名 4-10 名的整机厂商基本实现了同比+200%的出货量增长，而前三名的出货量增速均低于 100%，CR3 从 2019 年的 62.6%下降至 2020 年的 48.5%， 一定程度上由于前三大企业产能不足的限制。随着抢装结束，各家厂商先进机型研发和产能布局也逐步完善，导致 2021 年开始竞争加剧，行业格局仍在整合中。我们认为，未来几年整机环节仍要关注厂商的新机型研发水平、与上游零部件供应商的合作能力与持续降成本的趋势，无法实现这三点的厂商将失去市场份额。

风机零部件制造环节，头部的零部件厂商在抢装开始后在持续扩充先进产能，主要侧重于大兆瓦和海上风电的配套，我们建议关注通过先进产能扩张实现市占率提升的公司， 如日月股份（603218.SH）和天顺风能（002531.SZ）。风机整机制造环节，抢装后招标价下行趋势明显，主要源于大功率机型产能投放、零部件成本同比下降等，但行业格局仍在整合中，未来几年整机环节仍要关注厂商的新机型研发水平、与上游零部件供应商的合作能力与持续降成本的趋势，建议关注整机环节的领先企业明阳智能（601615.SH）和金风科技（002202.SZ/2208.HK）。

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