北极星风电学院风电行业研究报告：新能源“双子星”之崛起的风电

一、绪论——新能源“双子星”之风电

自“碳达峰、碳中和”目标提出以来，“能源革命”浪潮势不可挡，能源结构转型也是大 势所趋。其中，风电与光伏作为新能源的“双子星”，在可再生能源的结构中均占据重要 地位。不过与光伏相比，今年上半年风电板块的整体关注度相对较低。我们认为当前风 电板块整体或面临“量”、“利”两方面影响：

1） 从“量”上看：在 2020 年陆上风电抢装的背景下全年装机规模超 70GW，使得市 场对今明两年风电装机规模的判断较为谨慎；

2） 从“利”上看：2020 年初以来风电招标价格进入下行通道，目前主流招标价格已降 至 2500 元/KW 以下，对后续风机盈利能力存在分歧；同时，叠加上游原材料价格 上涨，行业表观的盈利水平受到一定挤压。不过，在基本面向好的趋势下，2021 年 7 月以来板块企稳回升趋势明显。

当前时点，风电板块在“量”、“利”两方面均有一定的边际改善空间：1）从“量”上看， 2021 年海风抢装，海上风电有望贡献可观的装机增量，预计今年装机规模有望超 40GW。与此同时，2021H1 招标规模已近 30GW，全年有望超 50GW，充沛的招标规模有望为 明后年行业的装机提供支撑；2）从“利”上看，虽然当前整机及零部件环节的表观盈利 承压，但风机大型化摊薄成本、零部件企业降本增效的改进下，行业整体盈利能力仍有 边际改善空间，实际盈利水平有望高于预期。

二、“碳中和”重要版图，收益率性价比持续向上

国内外政策加持，“双碳目标”大潮来临

在全球气候变暖及化石能源资源受限的背景下，大力发展可再生能源已成共识。全球各 国对光伏的支持政策方向明确，欧洲发布《2030 年气候目标计划》，碳减排目标由 40% 提高至 60%，可再生能源占总能源比例上调至 40%；日本和韩国也在 2020 年 10月陆续表态将在 2050 前实现碳中和，政策环境给新能源发展提供了肥沃的土壤。

2021 年 2 月国家能源局下发《关于征求 2021 年可再生能源电力消纳责任权重和 2022— 2030 年预期目标建议的函》，进一步明确了 2030 年非化石能源占一次能源消费比重达 25%的目标。文件中提出的发展边界条件包括：1）2030 年非化石能源占一次能源消费 比重达 25.9%（其中 2021 年达 16.6%）；2）一次能源消费总量 60 亿吨标煤（2021 年 51.2 亿吨）；3）2030 年社会用电量达 11 万亿度（2021 年约为 8 万亿度）。

据此，我们对国内“十四五”及“十五五”期间能源结构及风电发展规模做了测算： 1）“十四五”期间：预计截至 2025 年国内非化石能源占一次能源消费占比提升至 20% 左右。在此条件下，我们考虑风电贡献可再生能源新增发电量的比例在 40%左右，则 2021-2025 年国内风电年均装机规模在 40-50GW 左右。

2）“十五五”期间：预计 2030 年国内非化石能源占一次能源消费占比提升至 25.9%。若考虑风电贡献可再生能源新增发电量的比例保持在 35%—40%左右，则 2026-2030 年国内风电年均装机规模在 50-60GW 左右。值得一提的是，根据非化石能源消费占比 计算的装机规模是基本目标，随着成本的持续下降以及行业需求的稳步增长，装机规模 在基准目标的基础上仍有进一步增长的空间。

在双碳总目标指引下，2020 年 10 月北京国际风能大会通过并联合发布了《风能北京宣 言》，旨在顺应应对气候变化国家战略的最新要求，通过推动制定更加积极的产业政策， 促使风电产业保持高质量发展。宣言提出为达到与碳中和目标实现起步衔接的目的，在 “十四五”规划中为风电设定与碳中和国家战略相适应的发展空间：2025 年后中国风 电年均新增装机容量应不低于 60GW，2030 年/2060 年分别有望达 800GW/3000GW， 一定程度上打开了风电板块的长期成长空间。

2021 年——装机高点过后行业的“恒”与“变”

历经 2020 年陆上风电抢装之后，2021 年对于风电行业而言在“恒”与“变”之间悄然 切换。一方面，2021 年是国内海风抢装之年，全年海风装机创新高的确定性较高；另一 方面，去年陆风抢装过后今年新增规模或有阶段性调整可能。整体看，2021 年是陆上 风电补贴退坡的第一年，不过在结转项目、平价大基地项目、海风装机放量下装机规模 有望得到一定支撑：

1、从 2021 上半年的装机规模看，陆风抢装过后风电装机依旧维持强势。根据中电联最 新公布的数据，2021 年 1-6 月国内风电新增装机 10.84GW，同比增长 71.5%，较 2019 年 1-6 月同比增长 19.3%，印证了 2021 年风电新增装机规模维持强势的趋势。整体看， 当前陆风项目储备充裕，在弃风率持续改善、特高压网络持续完善将有效缓解风资源和 电力需求区域错配的问题，促进“三北”等风电资源区弃风问题的解决，推进大规模风电 的消纳，印证平价实现的同时拓宽未来装机空间。

2、海上风电抢装进行时，进一步支撑全年装机高景气。2019 年 5 月，国家发改委发布 《关于完善风电上网电价政策的通知》，2019 年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理 的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时 0.8 元，2020 年调整为每千瓦时 0.75 元，新 核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价不得高于上述指导价。在政策引导下 2021 年是海风抢装之年，全年海风有望贡献可观的装机增量。

综上，我们预计 2021 年国内风电装机规模有望超 40GW，其中海风装机规模有望达 8- 10GW。今年 7 月中电联发布预测报告，预计截至 2021 年末全国风电累计装机规模有 望达 3.3 亿千瓦（330GW），据此测算 2021 年风电装机规模有望接近 50GW，一定程 度上印证了对 2021 年风电装机规模的向上预期。

2022-2023 年——“量利双行”支撑后续发展

1）充沛的招标规模有望成为支撑 2022-2023 年行业装机规模的有效增量。根据统计， 2020Q4 以来风电招标规模已连续 3个季度维持在 15GW 左右（年化招标规模近 60GW）， 这一招标规模已接近 2019 年招标高峰水平。根据目前招标节奏计算，我们预计 2021 年 全年风电的招标规模有望超 50GW。考虑到从招标到装机并网大约 1-2 年的时间周期， 2021 年的招标项目将于 2022-2023 年并网，因此当前充沛的招标规模对今后 2 年风电 的装机规模给予较大的支撑力度。

2）招标价格步入下行通道，可观的风电项目收益率为刺激下游需求保驾护航。从招标 价格情况看，2020 年年初以来风电招标价格步入下行通道，主流投标价格由此前最高 的 4000 元/KW 左右快速下降，累计降幅已超过 30％。

根据政策要求，2021 年将陆上风电标杆上网电价改为指导价，其中新核准的集中式陆 上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。据此， 我们通过对 I～Ⅳ类资源的项目收益率进行测算，结果如下：

1）收益率绝对值方面：我们按当前的风机招标价格 2500 元/KW 左右、I～Ⅳ类资源利 用小时数分别为 2400h、2200h、2000h、1800h，完全建设成本分别为 5500 元/W、 6000 元/W、6300 元/W、6600 元/W 进行估算，则 I～Ⅳ类资源风电项目的收益率分别 为 8.67%、9.62%、7.34%、7.51%；

2）收益率敏感性测算方面：测算表明当风机招标价格由 3500 元/KW 降至 2500 元/KW （下降 1000 元/KW），I～Ⅳ类资源风电项目的收益率由 6.17%、6.21%、5.24%、4.69% 分别提升 2.5%、3.4%、2.7%、2.8%。整体看，风机价格的下降显著提升了风电项目收 益率水平，有望大幅刺激装机需求。

随着风机招标价格大幅降价，在当前可再生能源结构转型明确的背景下风电项目收益率 性价比向上趋势明确，有望带动风电装机的稳步增长。我们预计 2021-2023 年国内陆上 风电装机规模分别为 33GW/40GW/46GW，实现稳步增长。而海上风电在 2021 年补贴 退坡之后，自 2023 年起有望逐步进入平价阶段，装机规模亦有望进一步增长。

长期展望：海风发展前景广阔，有望成行业未来增量

与陆上风电相比，海上风电可有效减少对陆地资源的占用，对风机运行环境要求较低， 且具备更好的风能资源。根据最新的海上风能资源普查成果，中国 5 到 25 米水深，海 上风电开发潜力约 2 亿千瓦；50 米 70 米高度海上风电开发潜力约 5 亿千瓦；另外有部 分地区深海风能资源亦较为丰富。同时，我国沿海地区接近用电负荷中心，风电接网条 件好且易于消纳，具有广阔的开发前景。

技术进步叠加规模提升，海风降本空间广阔

随着技术的进步与规模化发展，我国海风建设成本持续下降。在政策指引和前期补贴的 促进下，我国海上风电行业已进入高速发展期。根据明阳智能官网显示，国内海上风电 的平均单位千瓦投资由 2007 年的 2.7 万元/KW 左右降至 1.5 万元/KW 以下，近 10 年 国内海风平价降幅超过 40%。由于各省的建设条件不同，海风项目的造价也存在一定差 异，其中福建省相对高于其他地区、江苏省相对低于其他地区。

从国内海上风电的成本拆分情况看，其成本构成主要包括风机、塔筒、海缆、风机基础、 海上升压站等部分。其中海上风机的成本占比最高，一般可达 40%以上；此外塔筒、海 缆、升压站等环节均占据一定的成本占比。随着大兆瓦风机的逐步推广以及深远海漂浮 式风机的推广应用，海上风机与风机基础的单瓦投资均有一定的降本空间。

利用小时电价双高，海风补贴项目效益优异

海上风电相比陆上风电的一项重要优势在于更好的风能资源和利用小时。根据《"十四五 "中国海上风电发展关键问题》中对于各省份海上风电利用小时的指引，处于最低水平的 江苏海上风电利用小时超 2500 小时，风能资源较好的福建省可以超过 4000 小时。较 高的利用小时数使得海上风电的度电成本得到一定程度的摊薄。

电价方面，2019 年 5 月国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，2019 年 符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时 0.8 元， 2020 年调整为每千瓦时 0.75 元。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价且 不得高于上述指导价。2018 年底前已核准的海上风电项目，如在 2021 年底前全部机组 完成并网，则执行核准时的上网电价，即每千瓦时 0.85 元；2022 年及以后全部机组完 成并网的，执行指导价。从发改委发布的政策情况看，2021 年是国内海上风电项目抢 装之年。同时，随着风机价格逐步下调，长期维度上有望进一步刺激平价项目加快推进。

考虑 2018 年底前核准且今年年末之前并网的海风项目，即执行 0.85 元/千瓦时海上风 电标杆上网电价的机组。根据海上风电的造价、利用小时等核心假设对全投资 IRR 进行 测算，同时考虑生命周期利用小时后补贴电价由绿证收益部分替代，3500 利用小时和 18000 元/千瓦时造价下的全投资 IRR 约为 8.53%，若利用小时达到更高水平 IRR 还将 进一步提升。

从各个省份“十四五”期间国内各个省份海上风电新增装机目标较为积极，其中广东、 江苏、浙江、山东等省份均发布了积极的“十四五”海上风电规划，具体来看：

1）2021 年 6 月广东省发布《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》，提出截至 2021 年末全省海风累计装机量达 4GW，2025 年末力争达 18GW，于全 国率先实现平价并网。补贴方面，2022 年起省财政对省管海域未能享受国家补贴的项 目进行投资补，对 2018 年底前已完成核准、在 2022/2023/2024 年全容量并网项目每 千瓦分别补贴 1500/1000/500 元，对 2025 年起并网项目不再补贴。广东省政策补贴力 度虽较为有限，但对国内海风的地方性补贴出台具有示范性作用，对于十四五期间国内 海风的降本与规模化拓展具有积极而深远的意义，为海风的平价打开了大门。

2）2021 年 1 月江苏省发布《江苏省“十四五”海上风电规划环境影响评价第一次公示》。 根据文件，“十四五”期间江苏省规划海上风电场址约42个，新增装机规模达12.12GW。

3）2021 年 2 月 19 日，浙江省发布《浙江省能源发展“十四五”规划（征求意见稿）》，指 出要积极打造海上风电基地，打造近海及深远海海上风电应用基地+海洋能+陆上产业基 地发展新模式。6 月的《浙江省电力发展“十四五”规划》意见稿进一步确认，“十四五” 期间将打造 3 个以上百万千瓦级海上风电基地，新增海上风电装机 4.55GW 以上。

4）2021 年 6 月，山东省发布《关于促进全省可再生能源高质量发展的意见》，提出加 快开发建设海上风电基地，编制实施《山东海上风电发展规划（2021-2030 年）》，研究 出台支持海上风电发展的配套政策，2021 年建成投运两个海上风电试点项目，实现海 上风电“零突破”。“十四五”期间海上风电争取启动 10GW。

5）2020 年 9 月广西印发《广西加快发展向海经济推动海洋强区建设三年行动计划 （2020—2022 年）》，提出以海上风电产业集群和海上风电产业园为核心，带动风电装 备制造业及海上风电服务业集群发展。截至 2022 年末，力争年产风电装备装机容量 1GW 以上，初步建成海上风电装机容量 0.5GW 以上。

三、风机集中度持续提升，零部件格局进一步优化

风电产业链可分为上游原材料环节、中游制造环节（零部件和整机）、下游风电运营环 节。其中，主要原材料包括用于发动机制造的永磁材料、用于叶片制造的玻璃纤维及碳 纤维等材料；零部件环节包括叶片、铸件、主轴、定子转子、轴承等；风电整机供应商 将以上零部件整合制造成风电机组，并出售给下游风电运营商。

风机环节：行业集中度稳步提升，风机大型化趋势明确

从风机环节的发展历程看，近年来国内风电整机制造企业历年新增装机 TOP10 市占率 稳步向上。2016-2019 年，CR5 由 60.08%提升至 76.42%，CR10 由 84.17%提升至 95.93%，2020 年源于行业装机规模大幅增长，龙头企业集中度表观数据有所下降。不 过从整体趋势看，近年来金风科技、远景能源、明阳智能等风机龙头企业装机规模大幅 向上，风机集中度呈上升趋势。

从风机招标价格情况看，2019Q1 以来龙头主机厂带动风机招标价格触底回升，2020 年 以来招标价格有所下降。对于风机行业，当前行业的主要变化趋势包括：1）国内风机集 中度持续提升，风机龙头装机规模持续向上；2）风机订单大型化趋势愈发明确；3）招 标价格自 2020 年年初以来进入下行通道，对企业的成本控制能力要求更高。

对风机环节，我们认为在集中度持续提升且行业装机规模长期向上的背景下龙头企业长 期业绩的增长确定性依旧较强。同时，随着国内陆上风电平价逐步深化以及海上风电逐 步进入平价阶段，预计 2023-2025 年国内风电装机规模有望进一步扩张，龙头风机企业 的长期发展空间较为广阔。

铸件：格局最优零部件环节，龙头日月优势突出

风电铸件产能集中在中国，全球风电铸件 80%以上的产能集中于中国。目前产能前五名 的分别是日月股份、永冠集团（中国台湾）、吉鑫科技、山东龙马及歌博铸造（德国）。在环保收紧背景下部分中小企业产品被迫退出，铸件环节集中度有望进一步提升。

在铸件赛道中，日月股份作为国内风电铸件龙头企业，近年来实现“量价齐升”：1）公 司近年来风电铸件产销规模持续增长。随着年产 18 万吨（一期 10 万吨）海装工程项目 自 2019 年四季度投产以来，2020 年已形成年产 40 万吨风电铸件产能。2020 年公司 风电铸件产品销量达 37.88 万吨，同比增长 48.4%；2）风电铸件销售均价持续向上。在风电装机规模向上的背景下近年来铸件环节供给偏紧，支撑了铸件的销售均价。随着 公司“两海战略”持续推进，价格相对较高的海风铸件和海外铸件销售占比持续提升， 进一步支撑销售均价。2020 年公司风电铸件产品不含税均价达到 1.18 万元/吨，相较 2019 年同期的 1.1 万元/吨进一步上涨。

通过横向比较，日月股份与其他铸件企业相比盈利能力占优：

1）从毛利率水平看，日月股份毛利率水平维持高位稳定，即便在盈利压力较大的 2018 年毛利率水平依旧维持在 20%以上，高于吉鑫科技、佳力科技等企业。

2）从净利率水平看，日月股份净利率相较同行的领先优势更为明显。2018 年公司净利 率为 11.94%，而同期的吉鑫科技、佳力科技等企业已处于盈亏平衡点之下。这点亦可 以从期间费用率上看出：公司凭借较强的费用管控能力，期间费用率显著低于同行，2020 年前三季度期间费用率仅 6.93%，低于业内其他铸件企业。

风塔：行业格局逐步优化，龙头天顺优势显现

风塔环节格局相对分散，主要源于风塔环节具备较强的运输半径。目前，国内风塔龙头 企业的全球市占率均在 10%以下。不过从趋势上看，风塔环节龙头企业的优势有望逐步 突出，行业集中度有望进一步提升：1）运营商对质量重视度提升；2）高塔、重型塔比 重增加；3）国内风电项目交付周期延长，导致风塔企业存货与资金垫付压力较大。

目前，国内风塔龙头企业主要包括天顺风能、大金重工、天能重工、泰盛风能等，其中 天顺风能近年来风塔销量均位居国内首位。公司规划有两个海上海工塔筒生产基地，德 国 30 万吨和射阳 30 万吨，全部预计 2022 年年底投产。根据规划，到 2023 年公司有 望形成陆上 120 万吨和海上 60 万吨的产能，合计产能有望达 180 万吨。

主轴：龙头企业地位稳固，盈利优势愈发凸显

风电主轴以风电锻件产品为主。主轴在风电整机中用于联接风叶轮毂与齿轮箱，将叶片 转动产生的动能传递给齿轮箱，是风电整机的重要部分。成本方面，主轴成本中直接材 料占比约 70-75%左右。国内主轴企业以民企为主，龙头企业包括金雷和通裕重工。其 中，金雷股份作为全球领先的风电主轴制造商，2020 年实现锻造销量 12.49 万吨，位 居国内首位。与此同时，公司与海外龙头风机企业维斯塔斯、西门子歌美飒、GE、远景 等国内外风机企业形成战略合作关系，产品范围覆盖 1.5MW—6MW，以及 8MW 以上 海风产品。2021 年起公司在原有优势项目大型锻件的基础上进一步向铸造产能延伸， 实现锻造主轴和铸造主轴的双重布局：

1）锻件方面，2020 年末锻造产能约 13 万吨，2021 年产能有望达 16-17 万吨，2022 年产能有望进一步增至 20 万吨以上；

2）铸造方面，随着 8000 支铸锻件二期项目于今年上半年投产，公司已具备年产 5.1 万 吨应用于海上风电的球墨铸铁风电主轴铸造生产能力，进一步贡献业绩增量。

海缆：充沛订单助力高增态势延续

海缆是海风电力传输过程中必备产品，海缆生产工艺复杂、技术要求高、认证周期长以 及区位要求严格等构筑了海缆环节的高壁垒：

1）海缆生产工艺流程多。由于海底环境复杂且海水具有强腐蚀性，海缆相较于陆上电 缆技术更复杂，其工艺流程相较陆风电缆更多；

2）海缆的接头技术、敷设设计施工要求更高，需要专门的技术和设备；

3）海缆长度更长。海上风电项目距离陆地较远，通常采取一次性运输大长度海缆的方 式节约运输成本。大长度海缆也对制造的稳定性、一致性要求非常高。

目前国内海缆格局稳定，主要包括东方电缆、中天科技、亨通光电等企业。2021 年作为 海风抢装之年，在地方政府支持及成本优化下海缆业务有望贡献装机增量，而具备大兆 瓦产品、海外供货能力以及自身成本优化的龙头有望充分受益。

原材料涨价对零部件板块影响有限

从原材料情况看，虽然 2020 年下半年以来金属原材料价格有所上涨，最近 1 年原材料 价格上涨幅度达 40%左右。不过，近期原材料价格有所回调。

在原材料价格上行的背景下，各个零部件环节企业亦有相应的降本措施。在此过程中龙 头企业有望凭借规模效应与行业溢价能力使得成本压力或有望得到一定传导。在持续的 降本增效下，风电零部件企业亦维持了较高的业绩增速。从当前已发布业绩预增公告的 情况看：1）2021H1 主轴龙头金雷股份上半年实现归母净利润 2.6-2.8 亿元，同比增长 45.19%—56.36%；2）2021H1 风塔龙头天顺风能实现归母净利润 7.60-8.69 亿元，同 比增长 40-60%；3）2021H1 海缆龙头东方电缆实现归母净利润 6.35 亿元，同比增长 73.90%；4）2021H1 轴承龙头新强联实现归母净利润 1.62-1.91 亿元，同比增长 61.49%—90.40%，印证零部件龙头降本增效效果显著，业绩高增持续兑现。

来源：未来智库官网（报告出品方/作者：长江证券，马军、邬博华、杨骕）