碳達(dá)峰碳中和線路圖明確，設(shè)定非化石能源中長期發(fā)展目標(biāo)。“雙碳”目標(biāo)對能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和電力供給側(cè)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、風(fēng)電、生物質(zhì)）應(yīng)用 占比尚需大幅提升。2021 年 10 月 24 日，中共中央、國務(wù)院印發(fā)《關(guān)于完整準(zhǔn)確全面觀 測新發(fā)展理念做好碳達(dá)峰碳中和工作的意見》，在雙碳“1+N”政策體系中明確了“1”的 頂層設(shè)計指導(dǎo)意見。該政策提出構(gòu)建綠色低碳循環(huán)發(fā)展經(jīng)濟體系、提升能源利用效率、提 高非化石能源消費比重、降低二氧化碳排放水平、提升生態(tài)系統(tǒng)碳匯能力的五方面目標(biāo)， 并針對非化石能源發(fā)展，進一步明確了：

1）2025 年：綠色低碳循環(huán)發(fā)展的經(jīng)濟體系初步形成，非化石能源消費比重達(dá)到 20% 左右；2）2030 年：經(jīng)濟社會發(fā)展全面綠色轉(zhuǎn)型取得顯著成效，非化石能源消費比重達(dá)到 25%左右，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量達(dá)到 12 億 kW 以上；3）2060 年：綠色低碳循 環(huán)發(fā)展的經(jīng)濟體系和清潔低碳安全高效的能源體系全面建立，非化石能源消費比重達(dá)到 80% 以上。

預(yù)計國內(nèi)“十四五”、“十五五”風(fēng)電年均裝機需求或達(dá) 43/55GW，在配套政策推動下 有望進一步超預(yù)期。2020 年中國非化石能源消費占一次能源消費比重達(dá) 15.9%，超額達(dá) 成“十三五”規(guī)劃設(shè)定的 2020 年 15%目標(biāo)值。在風(fēng)電光伏競爭力持續(xù)強化的情況下，我 們認(rèn)為碳中和路線圖中的階段性目標(biāo)有望超額實現(xiàn)，預(yù)計國內(nèi)非化石能源消費占比有望于 2025 年達(dá) 21%左右，于 2030 年達(dá) 26%左右。據(jù)此反推預(yù)期，若按光伏/風(fēng)電平均年發(fā)電 利用小時數(shù) 1200/2100h，且光伏、風(fēng)電發(fā)電量約 1:1 測算，我們預(yù)計中國“十四五”期間 風(fēng)電年均裝機需求或達(dá) 43GW，“十五五”期間年均裝機需求或達(dá) 55GW 左右（2021-2030 年均約 49GW）。

 “十四五”期間規(guī)劃九大風(fēng)光（水火）儲基地和五大海上風(fēng)電基地。2021 年 3 月 30 日，《中華人民共和國國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和 2035 年遠(yuǎn)景目標(biāo)綱要》提 出，未來我國將持續(xù)開發(fā)包括水電、風(fēng)電、光伏等電源在內(nèi)的多個清潔能源基地，形成九 大集風(fēng)光（水火）儲于一體的大型清潔能源基地以及五大海上風(fēng)電基地。其中，九大清潔 能源基地主要包括雅魯藏布江下游、金沙江下游、雅礱江流域、黃河上游和幾字灣、河西 走廊、新疆、冀北、松遼等地；五大海上風(fēng)電基地包括廣東、福建、浙江、江蘇、山東等 地。大基地項目有望成為未來國內(nèi)新能源裝機發(fā)展的主要形式之一。

大基地項目有望成為風(fēng)電裝機的主要形式。據(jù)智匯光伏統(tǒng)計，目前國內(nèi)已公布 風(fēng)光大基地項目規(guī)模達(dá) 51.68GW。我們預(yù)計在首期約 100GW 大基地項目中風(fēng)光占比各一 半左右，此后還將有第二期規(guī)模約 100GW 的大基地項目將在合適時間公布，共同構(gòu)成“十 四五”期間大型集中式電站的裝機主力。

 2 風(fēng)機大型化降本趨勢明確，經(jīng)濟性競爭力大幅提升

風(fēng)機大型化是風(fēng)電長期降本的根本路徑

降低風(fēng)電成本的關(guān)鍵在于降低風(fēng)機等設(shè)備和安裝成本。風(fēng)電設(shè)備及安裝工程是風(fēng)電項 目最主要的成本構(gòu)成，2020 年在陸上和海上風(fēng)電成本中占比分別約 80%和 60%，其中主 要包括風(fēng)機葉輪、塔筒、齒輪箱等零部和裝配運輸環(huán)節(jié)。對于海上風(fēng)電而言，除此之外， 由于海上吊裝和基建的復(fù)雜性，其建筑工程成本也相對較高，占總成本比例近 30%。

 風(fēng)機大型化是風(fēng)電降本最根本有效的路徑。風(fēng)機大型化一方面可減少風(fēng)機制造過程中 單位功率原材料用量，另一方面推動風(fēng)電場配套建設(shè)和運維成本的下降

1）整機制造環(huán)節(jié)：風(fēng)機大型化下，單機零部件用量的增加明顯小于功率的增大。以 運達(dá)股份 4.5MW 和 3MW 兩款陸上風(fēng)機為例，4.5MW 機型在輸出功率上較 3.5MW 提升 了 50%，但在零部件上基本保持通用設(shè)計，極大降低了單功率零部件用量，實現(xiàn)成本的有 效下降。

2）風(fēng)場項目建設(shè)運營：單機功率提升不僅可以攤薄 BOP 成本（基礎(chǔ)、電纜及其他電 力設(shè)施 Capex），還可在相同風(fēng)場容量下減少點位數(shù)，降低建設(shè)成本和運維成本（Opex）。 根據(jù)羅蘭貝格此前測算，6MW 風(fēng)機替代 3MW 風(fēng)機可以使風(fēng)機以外的 Capex/Opex 下降 6%/14%，使得 LCOE 進一步下降 17%。

 陸上風(fēng)機功率大幅躍升，降本增效經(jīng)濟性凸顯

陸上風(fēng)電單機功率迎來躍升，4MW 以上機型有望成為未來 1-2 主流，大型化進程 有望持續(xù)超預(yù)期。2014 以來，國內(nèi)陸上風(fēng)電主流機型功率多為 2-2.9MW 機組，每年單 機功率平均提升幅度僅 0.15MW 左右，大型化推廣進度相對較慢。這與補貼階段終端項目 收益率較高，產(chǎn)業(yè)鏈對大兆瓦技術(shù)研發(fā)推廣的緊迫性和積極性相對較弱有關(guān)，也受到國內(nèi) 廠商風(fēng)機技術(shù)研發(fā)周期的客觀制約。

但隨著風(fēng)電進入平價上網(wǎng)階段，終端收益率回落和向 上游壓價壓力加大，技術(shù)和成本競爭力的重要性凸顯，倒逼行業(yè)加快大兆瓦風(fēng)機的推廣 度。2021 年以來，國內(nèi)面向平價陸上風(fēng)電項目的新招投標(biāo)主流風(fēng)機單機功率基本已直接 邁過 3-4MW 的平臺，地提升至 4MW 以上，預(yù)計單機功率大型化的顯著提速也 將帶來成本端的加速下降。此外，目前整機廠也在進一步儲備面向中長期的大型風(fēng)機技術(shù)， 甚至提出“海陸同款”的型號設(shè)計，我們預(yù)計到 2025 西北地區(qū)陸上機組單機容量 有望達(dá) 8-10MW，中東部地區(qū)單機容量有望達(dá) 5-6MW（考慮低風(fēng)速和施工復(fù)雜程度限制）。

 風(fēng)機大型化+零部件降價+國產(chǎn)替代，推動風(fēng)機加速降本降價，頭部廠商盈利能力有望 相對穩(wěn)定。國內(nèi)風(fēng)電機組價格從 2010H2 開始首次低于 4000 元/kW，此后 10 年風(fēng)機均價 長期在 3400-4200 元/kW 之間波動。然而，得益于 1）在風(fēng)機大型化加速的趨勢下，整機 廠自身降本能力明顯強化，2）2020 年搶裝潮后，零部件供應(yīng)鏈部分過高的價格迎來合理 回落，整體降幅近 20%，3）更大范圍零部件的國產(chǎn)替代等，從 2021 年起，國內(nèi)陸上風(fēng) 機公開招標(biāo)價格迎來加速下降，目前 4MW 以上機型均價中樞已降至 2300-2400 元/kW， 同比降幅約 30%。本輪風(fēng)機價格下降的主要原因是成本的加速下降，大幅抵消了對整機廠 盈利能力的影響，尤其是供應(yīng)鏈成本管控能力優(yōu)秀的頭部廠商盈利能力有望保持穩(wěn)定。

 風(fēng)電項目開發(fā)成本快速下降，平價項目收益率有望達(dá) 7%-10%，競爭力凸顯。風(fēng)機成 本大幅下降，疊加 EPC 及施工設(shè)備租金下降等因素，國內(nèi)多數(shù)陸上風(fēng)電項目單位投資成 本將從此前的 7000-8000 元/kW 降至 6000 元/W 左右，部分三北地區(qū)項目甚至可降至約 5000 元/W。結(jié)合國內(nèi)典型風(fēng)電場發(fā)電運行情況測算，我們預(yù)計多數(shù)平價項目 IRR 有望達(dá) 7%-10%，具備較強投資吸引力和經(jīng)濟性競爭力。

 海風(fēng)降本路徑明確，降本潛力巨大

海上大兆瓦機型有望顯著攤低零部件和 BOP 成本，助力度電成本下降。海上風(fēng)電方 面，以同為明陽 6MW 平臺的 MySE7.25 和 MySE5.5 兩款機型作對比，在額定功率提升 32%的情況下，對應(yīng)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 寸甚至基本不變，綜合來看，由 5.XMW 風(fēng)機提升至 7.XMW 風(fēng)機，從單位功率的角度看， 或帶來近 20%的零部件用量減少，且隨著大型化持續(xù)提升，降本效應(yīng)有望進一步放大。

此外，以遠(yuǎn)景能源新型海上風(fēng)機平臺 Model Y 為例，其機型功率覆蓋 6-12MW，葉輪 直徑覆蓋 182-236 米。其中，7MW 機型在山東、廣西、江蘇等中低風(fēng)速海域，相比 5.XMW 級別，單位千瓦掃風(fēng)面積提升 15%，綜合電量可提升 15%，判斷度電成本可降低 20%-30%； 8MW 機型在廣東、浙江等中風(fēng)速海域，相比 5.XMW 級別，相近電量水平下單機容量提升 54%，400MW 風(fēng)場減少 23 臺，綜合 BOP 可降低 40%，判斷度電成本可降低 30%-40%。

海風(fēng)主流機型有望從 4-5MW 向 8-10MW 升級，加速降本并有利于提升吊裝能力。截 至 2020 年，國內(nèi)海上風(fēng)電主要吊裝機型仍是 4-5MW 機型，且 2021 年國內(nèi)海上風(fēng)電交付 機組或主要以 4-7MW 機型為主。相較于歐洲海上風(fēng)電已逐步邁入 10MW 海風(fēng)時代，整體 大型化提升進度偏緩。但隨著國家補貼退出、項目收益率回落，將倒逼整機廠商加速通過 研發(fā)大兆瓦機型以快速降本，2022 年主流機型有望由 4-5MW 加速向 8-10MW 升級。風(fēng) 機大型化加速一方面加快了海上風(fēng)電降本步伐，另一方面單機功率的顯著抬升也有利于突 破海上吊裝能力瓶頸限制，實現(xiàn)海上風(fēng)電裝機效率的提升。（報告來源：未來智庫）

 海上風(fēng)電有望于 2025 年開啟單機功率 20MW 時代。目前頭部整機廠基本完成 8-11MW 海上機組平臺的優(yōu)化升級，處于市場相對領(lǐng)先地位，并積極布局 13MW 以上機組 技術(shù)。我們預(yù)計，隨著整機廠加快推進技術(shù)研發(fā)和產(chǎn)品升級，2025 年國內(nèi)海上風(fēng)電有望 逐步開啟單機功率 20MW 時代。

2021 年海上風(fēng)電搶裝推升短期成本，2022 年有望重回快速降本通道。2009 年，國 內(nèi)首個近海項目上海東海大橋風(fēng)電場一期 102MW 單位超 2.3 萬元/kW；此后江蘇省加快 海上風(fēng)電開發(fā)建設(shè)步伐，項目成本也呈持續(xù)下降趨勢，從 2011 年平均約 2.1 萬元/kW 降 至 2015 年的 1.6 萬元/kW 左右，到 2020 年下探至 1.5 萬元/kW 左右，較 2011 年降幅約 28%，也低于全國 1.78 萬元/kW 的平均造價。

 2021 年是海上風(fēng)電國補的最后一年，搶裝 之下市場安裝施工和裝備供應(yīng)緊張，導(dǎo)致海上風(fēng)電投資成本不降反增，江蘇以北地區(qū)海上 風(fēng)電建設(shè)成本回升至 1.7 萬元/kW 左右，而福建及粵東地區(qū)建設(shè)成本漲至 1.9 萬元/kW 左右。但搶裝潮下海風(fēng)產(chǎn)業(yè)鏈的短期高價不具備可持續(xù)性，隨著搶裝需求回歸平穩(wěn)，以及裝 備及施工等環(huán)節(jié)產(chǎn)能擴張，預(yù)計海上風(fēng)電成本將重回加速下降通道。

不懼退補壓力，海上風(fēng)電進入降本路徑清晰。在國家補貼即將退出的背景下，海上風(fēng) 電項目收益率將面臨下降壓力，倒逼供應(yīng)鏈降本降價，助力海上風(fēng)電平價上網(wǎng)實現(xiàn)相對平 穩(wěn)的過渡。沿著機型升級、配套完善、方案優(yōu)化等路徑，產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)共同出力，我們預(yù) 計未來兩年海上風(fēng)電降本空間或在 30%以上。具體來看，根據(jù)上海電氣預(yù)測：

 風(fēng)機：降本空間 35%以上，通過整機廠大兆瓦機型升級、供應(yīng)鏈控制等途徑實現(xiàn)。

基礎(chǔ)：降本空間 20%以上，通過設(shè)計院和整機廠優(yōu)化基礎(chǔ)設(shè)計和塔筒減重實現(xiàn)。

吊裝：降本空間 30%以上，通過施工方增加安裝船供給+吊裝方案、施工窗口、 利用率優(yōu)化實現(xiàn)，同時風(fēng)機大型化也將進一步攤低單位吊裝成本。

電氣設(shè)備：降本空間 30%以上，通過開放商和設(shè)計院合作進行升壓站、送出線纜 等設(shè)施共用、場內(nèi)線纜布置優(yōu)化、新型輸電技術(shù)應(yīng)用實現(xiàn)。

運維：降本空間 20%，通過整機廠提高機組可靠性和空中可更換部件占比、運維 公司開發(fā)高空吊裝維護平臺實現(xiàn)。

 海風(fēng)平價項目整機報價大幅下降，海風(fēng)降本進度有望超預(yù)期。在國家補貼時代，國內(nèi) 海上風(fēng)電機組價格長期處于 6000 元/kW 以上的較高水平。2021 年 10 月，中廣核象山涂 茨海上風(fēng)電場項目和華潤電力蒼南 1＃海上風(fēng)電項目兩個海上風(fēng)電平價項目開標(biāo)，合計規(guī) 模 680MW。其中，中廣核象山涂茨海上風(fēng)電場項目 6 家競標(biāo)整機商中，最低報價下探至 3830 元/kW，創(chuàng)下國內(nèi)海上風(fēng)電機組價格新低；華潤電力蒼南 1＃海上風(fēng)電項目 5 家競標(biāo) 整機商中，最低報價探至4061元/kW，且相較于2020年該項目曾經(jīng)開標(biāo)價格7264元/kW， 降幅高達(dá) 31%-44%。海上機組報價的大幅下降，一方面是終端投資收益率預(yù)期降低倒逼 和市場化競爭的結(jié)果，另一方面也反映了整機廠商在機型升級和供應(yīng)鏈逐步寬松之下相對樂觀的降本預(yù)期，有利于提升海上風(fēng)電成本競爭力。

海上風(fēng)電降本加速，平價項目逐步推廣。考慮到風(fēng)機大型化推廣進程加速，搶裝潮后 吊裝和配套設(shè)施環(huán)節(jié)供應(yīng)壓力緩解后定價回落，以及地方支持政策落地（補貼及非補貼）， 預(yù)計海上風(fēng)電逐步具備項目收益率 6%-7.5%的平價上網(wǎng)基礎(chǔ)，并有望在 2024 年開啟海上 風(fēng)電的普遍平價，海上風(fēng)電成長性有望持續(xù)增強。

 風(fēng)電裝機復(fù)蘇或超預(yù)期，中長期成長性顯著強化

風(fēng)電招標(biāo)規(guī)模超預(yù)期，行業(yè)高景氣有望延續(xù)

2021H1 國內(nèi)風(fēng)電招標(biāo)規(guī)模超預(yù)期，全年有望達(dá) 55GW。風(fēng)電成本加速下降，支撐平 價項目經(jīng)濟性提升和行業(yè)新增裝機需求快速釋放。據(jù)金風(fēng)科技和明陽智能分別統(tǒng)計（口徑 或有差異），2021Q1-3 國內(nèi)風(fēng)機公開市場招標(biāo)規(guī)模約 42-48GW，達(dá)到歷史高位，我們預(yù) 計全年招標(biāo)規(guī)模將達(dá) 55GW 左右。

風(fēng)機招標(biāo)規(guī)模高增長，預(yù)示行業(yè)裝機高景氣，2022 年陸上風(fēng)電裝機有望超預(yù)期。陸 上風(fēng)機交付期一般將近 1 年，當(dāng)年風(fēng)電招標(biāo)規(guī)模與次年的風(fēng)電裝機量具有很強的相關(guān)性， 往往可作為預(yù)測次年風(fēng)電裝機量的先行指標(biāo)。基于 2021 年風(fēng)機招標(biāo)規(guī)模超預(yù)期，我們預(yù) 計 2021/2022 年國內(nèi)風(fēng)電新增裝機規(guī)模將分別達(dá) 40/50GW 左右。

 預(yù)計“十四五”期間國內(nèi)陸上風(fēng)電年均裝機規(guī)模有望超 45GW。得益于技術(shù)進步和風(fēng)機 成本加速下降，我們預(yù)計國內(nèi)陸上風(fēng)電平價項目在較為可觀的收益率（7%-10%）支撐下， 同時在大基地項目的推動下，預(yù)計“十四五”期間年均裝機規(guī)模有望提升至 45GW 以上， 2025 年有望達(dá)近 60GW，復(fù)合增速約 15%。

海風(fēng)進入從 1 到 10 階段，成長性突顯

東南沿海省份海風(fēng)資源優(yōu)越，海上風(fēng)電成長空間巨大。我國海上風(fēng)資源豐富，地質(zhì)條 件較好，且毗鄰廣東、江蘇、浙江等國內(nèi)最重要的用電負(fù)荷地區(qū)，資源稟賦與發(fā)展訴求相 契合，適宜建造風(fēng)電場，且隨著漂浮式風(fēng)機技術(shù)的逐步成熟和推廣，長期增長空間巨大。

 2021 年海上風(fēng)電進入搶裝高峰，預(yù)計全年裝機規(guī)模將達(dá) 7-8GW。2021 年將是新建 成海上風(fēng)電項目享有國家補貼的最后一年，行業(yè)進入搶裝高峰期，建設(shè)迎來加速。僅 2021 年 1-4 月，國內(nèi)海上風(fēng)電新并網(wǎng)和在建項目共計 32 個，規(guī)模超 10.69GW。2021H1，國 內(nèi)海上風(fēng)電新增裝機 2.15GW，累計裝機達(dá) 12.24GW，超越英國位居全球海上風(fēng)電累計裝 機容量首位。結(jié)合主要海上風(fēng)機企業(yè)交付計劃、供應(yīng)鏈訂單反饋和海工船吊裝能力，我們 預(yù)計大部分在建項目有望于年內(nèi)完成搶裝，2021 年海上風(fēng)電裝機規(guī)模有望大幅增至7-8GW。

 沿海省份加大海風(fēng)規(guī)劃支持力度，有望支撐海風(fēng)實現(xiàn)較快增長。圍繞我國“2030 碳 達(dá)峰、2060 碳中和”目標(biāo)，各地方政府亦積極加快制定相關(guān)政策，明確各類可再生能源 發(fā)展目標(biāo)和發(fā)展方式。其中，海上風(fēng)電作為最能匹配東南沿海地區(qū)資源稟賦的新能源技術(shù)， 獲得江浙閩粵等省重點支持。

1）廣東：2021 年 6 月 1 日下發(fā)《促進海上風(fēng)電有序開發(fā)和相關(guān)產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展的實 施方案》，明確“到 2021 年底，全省海上風(fēng)電累計建成投產(chǎn)裝機容量達(dá)到 400 萬千瓦；到 2025 年底，力爭達(dá)到 1800 萬千瓦，在全國率先實現(xiàn)平價并網(wǎng)”。截至 2020 年底，廣東海 上風(fēng)電累計并網(wǎng)容量超 1GW，在政策指引下，我們預(yù)計 2021 年新增并網(wǎng)規(guī)模將達(dá) 2-3GW， “十四五”期間新增裝機規(guī)模將達(dá)16GW 以上，且2022-2025年均裝機目標(biāo)有望達(dá)3.5GW。

2）江蘇：江蘇發(fā)改委對外公示《江蘇省“十四五”海上風(fēng)電規(guī)劃》，規(guī)劃海上風(fēng)電項 目場址共 28 個，規(guī)模 9.09GW，規(guī)劃總面積為 1444 平方千米，對應(yīng)年均裝機約 1.8GW。

3）浙江：2021 年 6 月 23 日正式印發(fā)《浙江省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》，提出重點 推進海上風(fēng)電發(fā)展，集約化打造海上風(fēng)電+海洋能+儲能+制氫+海洋牧場+陸上產(chǎn)業(yè)基地的 示范項目，“十四五”期間，海上風(fēng)電力爭新增裝機容量 4.5GW 以上，累計裝機容量達(dá)到 5GW 以上，對應(yīng)年均裝機 0.9GW 以上。

4）山東：2021 年 6 月 7 日發(fā)布《關(guān)于促進全省可再生能源高質(zhì)量發(fā)展的意見》，提 出將在 2021 年實現(xiàn)省內(nèi)海上風(fēng)電“零突破”，并初步規(guī)劃“十四五”期間爭取啟動海上風(fēng) 電項目 10GW。結(jié)合項目正常建設(shè)進度，我們預(yù)計山東“十四五”期間投運海上風(fēng)電項目規(guī) 劃有望達(dá) 5GW，對應(yīng)年均裝機規(guī)模約 1GW。

5）福建：目前尚無明確的“十四五”期間海上風(fēng)電整體規(guī)劃，但福建作為國內(nèi)海上風(fēng)電 資源儲備最為豐富和已并網(wǎng)規(guī)模 Top3 的裝機大省，目前已儲備了福清興化灣、長樂外海、 漳浦六鰲、莆田平海灣、平潭外海等多個海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)園項目，我們預(yù)計“十四五”期間福 建海上風(fēng)電并網(wǎng)規(guī)模有望達(dá) 5GW，年均裝機約 1GW。此外，近日漳州市提出 50GW 海上風(fēng)電大基地開發(fā)方案，用海面積 8000 多平方公里，年發(fā)電利用小時數(shù)有望達(dá) 4000h，按 計劃 2025 年后每年有望陸續(xù)投產(chǎn) 5-10GW；如若順利，我們預(yù)計最快有望于 2022 年底前 獲國家能源局批復(fù)。

6）廣西：廣西能源局明確將加快海上風(fēng)電發(fā)展，規(guī)劃海上風(fēng)電項目容量 22.5GW， 力爭“十四五”期間核準(zhǔn) 8GW 以上，裝機 3GW，對應(yīng)年均裝機約 0.6GW。

7）海南：南方電網(wǎng)海南電網(wǎng)公司近日發(fā)布海南“碳達(dá)峰、碳中和”工作方案，明確 “十四五”期間將重啟海上風(fēng)電，實現(xiàn)光伏、海上風(fēng)電等新增裝機 5.2GW。

8）遼寧、河北等：尚無明確規(guī)劃，我們初步預(yù)計“十四五”期間落地項目規(guī)模有望 達(dá) 1GW。

 2022 年海風(fēng)裝機或存在明顯預(yù)期差，且預(yù)計“十四五”國內(nèi)海上風(fēng)電年均裝機有望達(dá) 9-10GW，復(fù)合增速約 15%。2022 年海上風(fēng)電降本有望超預(yù)期，部分平價項目 IRR 已接 近收益率要求機組，同時在地方政府政策支持推動下，裝機有望維持相對穩(wěn)定。綜合各沿 海省份“十四五”海上風(fēng)電規(guī)劃來看，目前已明確規(guī)劃+儲備項目裝機規(guī)模達(dá) 45GW，且 還有部分省份存在其他規(guī)劃外的項目儲備。考慮到海風(fēng)成本快速下降背景下，部分海上風(fēng) 電項目已初步具備平價上網(wǎng)可行性（項目收益率 6%-7.5%），并結(jié)合“十三五”期間各省總 規(guī)劃裝機 6.6GW、實際裝機 9GW 的超預(yù)期表現(xiàn)，我們預(yù)計“十四五”期間國內(nèi)海上風(fēng)電年 均新增裝機中樞有望達(dá) 10GW 左右，對應(yīng)復(fù)合增速約 15%，成長空間值得期待。

預(yù)計“十四五”國內(nèi)年均風(fēng)電裝機將達(dá)約 55GW，復(fù)合增速約 15%，增長保持穩(wěn)健。我 們認(rèn)為“十四五”期間國內(nèi)風(fēng)電裝機需求將迎來加速發(fā)展，預(yù)計年均新增裝機規(guī)模將達(dá) 55GW 左右，較“十三五”期間的年均 29GW 將有顯著提升，至 2025 年新增裝機規(guī)模或達(dá) 70GW 以上，復(fù)合增速約 15%。（報告來源：未來智庫）

 3 技術(shù)優(yōu)化+產(chǎn)品升級，供應(yīng)鏈龍頭迎成長機遇

風(fēng)機大型化+供應(yīng)鏈優(yōu)勢，助力新龍頭成長機會

目前風(fēng)電行業(yè)處于加速產(chǎn)品升級和降本關(guān)鍵階段，機型技術(shù)研發(fā)實力和供應(yīng)鏈成本管 控能力成為風(fēng)機企業(yè)核心競爭力。

產(chǎn)品研發(fā)升級快、技術(shù)成熟度高的優(yōu)質(zhì)整機廠商有望收獲份額提升，迎來新龍頭成長 機遇。2020 年國內(nèi)陸上風(fēng)電處于搶裝高峰，在前期中小風(fēng)機企業(yè)大規(guī)模積壓項目集中執(zhí) 行、行業(yè)供應(yīng)鏈面臨階段性瓶頸的情況下，頭部廠商集中度出現(xiàn)短期回落。隨著風(fēng)電平價 倒逼行業(yè)降本增效，近年來以運達(dá)股份、中車風(fēng)電等為代表的國內(nèi)二線風(fēng)機廠商加快 4MW 以上大兆瓦風(fēng)機技術(shù)研發(fā)和產(chǎn)品系列完善，降本增效能力和市場競爭力顯著增強，在國內(nèi) 陸上風(fēng)電 2021 年以來的招投標(biāo)中，中標(biāo)份額迎來快速提升。同時，金風(fēng)科技、明陽智能 等整機廠也加快推進 10MW+機型和漂浮式海上風(fēng)電技術(shù)商業(yè)化，有望進一步強化長期海 上風(fēng)電競爭力，引領(lǐng)技術(shù)和市場方向。隨著風(fēng)機技術(shù)和產(chǎn)品持續(xù)升級，具備研發(fā)效率和迭 代優(yōu)勢的優(yōu)質(zhì)整機廠將迎來加速成長機會。

 零部件供應(yīng)鏈管控能力或?qū)Q定風(fēng)機質(zhì)量和盈利能力，頭部企業(yè)具備相對優(yōu)勢。頭部 整機廠通過對部分關(guān)鍵零部件的技術(shù)儲備和持續(xù)投入，具備較強的技術(shù)穿透和垂直整合能 力，不僅可以更好地梳理供應(yīng)鏈降本路徑，有效實現(xiàn)降本增效，而且可以實現(xiàn)對供應(yīng)商輸 出技術(shù)，達(dá)成更好的協(xié)作，提高部件的質(zhì)量和可靠性。

零部件門檻提升或推動格局優(yōu)化，原材料有望降價改善企業(yè)盈利能力

大型化趨勢提高零部件競爭壁壘，龍頭廠商競爭優(yōu)勢有望強化。風(fēng)電大型化趨勢對整 個產(chǎn)業(yè)鏈提出更高要求，抬高了零部件環(huán)節(jié)壁壘，加速落后產(chǎn)能出清，而頭部廠商憑借技 術(shù)、成本、客戶等優(yōu)勢，強化大型化產(chǎn)品盈利能力，進一步拉開差距。

塔筒：塔筒高度增加，載荷強度要求提升；部分大型化塔筒需要采取模塊化的分 瓣分段設(shè)計，建設(shè)工藝更為復(fù)雜。

葉片：尺寸大型化后重量加重，需要輕型化設(shè)計；國內(nèi)葉片主流技術(shù)是真空灌注， 大葉片制造對模具、成型工藝、占模時間、生產(chǎn)場地均提高了要求；我國大葉片 迭代速度快，研發(fā)能力、模具開發(fā)能力強的企業(yè)才能滿足下游客戶迭代需求。

鑄件：人力密集型生產(chǎn)，大尺寸鑄件對工藝要求提升，產(chǎn)能與產(chǎn)品質(zhì)量與工廠的 生產(chǎn)管理經(jīng)驗密切相關(guān)；另外受模具、熟練工、環(huán)保等因素制約，鑄件擴產(chǎn)周期 一般需 2 年，具有技術(shù)代際壁壘。

 海纜：未來海上風(fēng)電離岸距離增加，對海纜大長度、軟接頭技術(shù)要求提高；同時 為減少輸電損耗，送出電纜從交流轉(zhuǎn)向高壓柔直輸電，強化技術(shù)壁壘。

供應(yīng)鏈積極擴產(chǎn)，加速產(chǎn)能結(jié)構(gòu)優(yōu)化。在行業(yè)增長確定性增強趨勢下，零部件環(huán)節(jié)優(yōu) 質(zhì)廠商也積極推進產(chǎn)能擴張，一方面有望推動市場份額進一步提升，另一方面或通過大兆 瓦產(chǎn)能結(jié)構(gòu)優(yōu)化而實現(xiàn)盈利能力整體回穩(wěn)。受益于產(chǎn)品和市場結(jié)構(gòu)升級，優(yōu)質(zhì)零部件龍頭 廠商有望提升長期競爭力和增長空間。

風(fēng)電零部件企業(yè)盈利能力易受原材料價格波動影響，建議積極關(guān)注原材料價格回落后 盈利修復(fù)機會。風(fēng)電零部件制造中原材料成本占比基本在 60%以上，部分環(huán)節(jié)達(dá)到 90% 以上，且原材料多以鋼材、生鐵、銅等大宗商品為主，因此風(fēng)電零部件企業(yè)盈利能力受原 材料價格波動影響較大。2021 年生鐵、鋼材等上游原材料價格明顯上漲，Q2 價格高峰較 年初漲幅近 40%，同時考慮通常 1-2 個月的原材料備貨周期，在 Q2、Q3 對風(fēng)電零部件企 業(yè)毛利率造成了較大沖擊。尤其是在陸上風(fēng)電國家補貼退出，零部件供需格局同比明顯寬 松的情況下，由于下游企業(yè)的壓價，進一步放大了零部件廠商的盈利壓力。目前鋼材等原 材料價格在觸頂回落之下保持相對高位震蕩，預(yù)計 2022 年有望整體保持穩(wěn)中有降，且零 部件企業(yè)承受的下游壓價壓力有望相對緩解，零部件企業(yè)能力盈利有望迎來階段性修復(fù)。