（报告出品方/作者：华创证券，彭广春）一、风电产业链介绍（一）风机概述风力发电机是将风能转换为机械功的动力机械，又称风车。
以双馈式风机为例，风推动 叶片旋转，再通过传动系统增速，达到发电机的转速后驱动发电机发电，实现风能到电 能的转化。
依据目前的风车技术，大约 3m/s 的微风速度，就可以开始发电。
风力发电机 由基座、塔筒、风机、叶片组成，其中：塔筒提升风机高度，并可以作为传输线路的通 道；机仓内有各种发电机组和其他控制设备；而叶片是风力发电机组的关键部件之一， 其设计、材料和工艺决定风力发电装置的性能和功率。
（二）风电产业链梳理风电产业链由三部分组成：上游原材料及零部件制造、中游风机总装、下游风电场投资 运营。
原材料和零部件厂商处于产业链的上游。
风机的核心零部件包括齿轮箱、发电机、 轴承、叶片、轮毂等，这些零部件的生产专业性较强，国内企业技术较为成熟，一般由 风机制造企业向零部件企业定制采购。
除个别关键轴承需要进口之外，风电设备的零部 件国内供应充足。
风机制造企业处于行业中游，市场集中度较高，对于上游溢价能力总 体较强。
风机制造企业的下游客户是以大型国有发电集团为代表的投资商，这些发电集 团在进行电力投资时，必须配比一定比例的风电等清洁能源，除受个别年份投资进度波 动影响以外，总体需求稳定增长。
产业链利润分配情况（毛利率）：下游投资运营商>上游零部件制造商>中游整机商。
风 电产业链的制造端，零部件中的主轴、轴承、法兰、电缆、变流器毛利率较高，塔筒、 叶片其次，整机环节处于制造端最低，约为 16%左右。
（三）系统成本和整机成本拆分海上风电的平均投资成本高。
海上风电的平均投资成本约为陆上风电的 2 倍左右，当下 海风建设成本在 15000-17000 元/KW，陆风建设成本在 5000-7000 元/KW。
分别拆分陆上 和海上建设成本发现：陆风的风电机组与塔筒占比高，风电机组占比 60%，塔筒及其他 设备占比 15%，其他方面的费用占比相对较少；海风的施工成本相对较高，以广东省海 上风电成本构成为例，风电机组与塔筒成本占比合计不超过 50%，而风机基础及安装成 本占比为 25%，在海上吊装船比较紧张的时候，该项成本还会进一步上升。
风力发电的成本：包括风电项目前期建设时的投资成本，和生命周期内的运行维护成本 和财务费用。
风力发电的投资成本：投资成本是指风电项目开发和建设期间的资本投入所形成的成本， 主要包括：设备购置费用、建筑工程费用、安装工程费用、前期开发与土地征用等费用， 以及项目建设期利息、在项目运行寿命期内固定资产的折旧。
风力发电站的建造成本非 常高，海上风电由于施工条件复杂，因而比陆上风电的建造成本更高。
据国网能源研究 院统计，海上风电的平均投资成本约为陆上风电的 2 倍。
陆风建造成本：当下陆上风电系统成本在 5100 元-6500 元/kw，根据施工条件（地形复 杂程度）的不同，施工条件较好（地形平坦）的西北部地区，建设成本在 5100 元/kw 以 上，东部的山东、河北、山西等地，成本在 5600 元/kw 左右，南部的湖南、云贵川等地 由于丘陵地形较多，风电系统成本在 6500 元/kw 左右。
陆风的风机价格在 2000-3000 元 /kw 左右，占风电建设总成本的 50%以下。
海风成本：海上风电建设成本在 15000 元-17000 元/kw 左右，其中海上风机价格在 6000-7000 元/kw 左右，风机成本占风电建设总成本的 40%左右。
以广东为例，2020 年底 海上风电典型造价约为 17600 元/千瓦，其中，机本体及塔筒、桩基础、海缆环节占初始 投资的 45%、27%和 19%；运维成本、贷款利息成本、税收成本占运营成本的 48%、30%和 22%。
叶片、齿轮箱、发电机是风电整机中价值量最大的零部件，成本占比最高。
以双馈式风 电机组为例，成本占比结构中叶片占比最高为 23.58%，其次为齿轮箱和发电机分别占比 12.66%与 8.65%。
直驱式发电机组与双馈式发电机组的差异在于没有齿轮箱，不过其发 电机成本占比会更高。
半直驱兼具两者的特点，从结构上看同样含有齿轮箱。
（四）风电行业发展情况历史上风电装机量根据政策呈现周期波动，截至 2020 年累计装机规模已达 282GW。
风 电新增装机在 2015 年和 2020 年分别达到了两次高峰，主要是由于补贴政策的调整所致。
从历史装机看，在补贴政策的变动下，风电装机量呈现出比较明显的周期性。
在 2020 年陆上风电补贴退出后，风电行业进入了全新的发展阶段。
补贴额度变化带来风电行业周期，2021 年过后风电将有望平价上网。
从 2009 年风电行 业开始大规模产业化以来，国家就对陆上风电进行了相关的补贴。
并且于 2014 年开始 对海上风电进行补贴。
2020 年是陆上风电补贴的最后一年，导致陆风抢装，2021 年也 可能会是海上风电补贴的最后一年，将迎来海风抢装。
此后，风电行业将有望全面进入 按照燃煤标准价上网的时代。
“十四五”期间风电行业装机有望保持高成长，预计 2021 年风电新增装机 30GW+，其 中海风抢装带来 7.5GW 装机预期。
风电有望进入“退补-行业争相降本-刺激需求-行业竞 争加剧-降本”的正向循环，进入高速成长期，叠加碳中和的国家战略目标，陆上风电以 及消纳问题更容易得到解决的海上风电有望在“十四五”期间实现高速增长。
（五）风电度电成本：风电低于光伏全球范围内，在海风、陆风、光伏中，陆上风电的 LCOE 最低，达到 0.25 元/KWh。
根 据国际可再生能源署（IRENA）公布的全球平准化度电成本数据，海上风电、陆上风电、 光伏在 2010-2020 年间分别下降了 48%、56%、85%，截至 2020 年，海上风电、陆上 风电、光伏的度电成本约在 0.54 元/KWh、0.25 元/KWh、0.37 元/KWh。
相较于光伏的 下降空间来看，陆上风电仍有较大进步空间。
全球范围内，风电的 LCOE 越来越接近 0.04 美元/KWh（0.26 元/KWh），甚至有低于 0.03 美元/KWh（0.19 元/KWh）的项目出现。
具有竞争力的低于 0.05 美元/KWh（0.32 元/KWh）LCOE 的国家越来越多：亚洲（中国、印度）、欧洲（芬兰、瑞典）、非洲（埃 及）、北美（美国）、南美（阿根廷、巴西）。
全球平均水平来看，陆上风电的 LCOE 低于光伏；中国陆上风电平均 LCOE 位于世界前 列，2020 年为 0.24 元/KWh。
运维成本的下降比风机成本的下降对于 LCOE 的下降更重要。
度电成本简单来说就是发 电项目每千瓦时上网电量所发生的成本。
陆上风电的度电成本是由总的建设成本、运营 成本、项目的发电周期、财务成本决定的。
尽管所有的因素在决定过一个项目的度电成 本时都是重要的，但是某些因素有更大的影响。
比如，风机在一个陆上风电项目的建设 成本中是占比最大的构成要素。
在大多数 2020 年的陆上风电项目中，运维成本占度电 成本的比重在 10%-30%不等。
由于风机成本的绝对值下降空间变小，运维成本的下降已 经比风机成本的下降对于 LCOE 的下降有更明显的影响。
因此，运维成本的下降排在更 首要的位置。
降本因素包括：（1）风机技术提升：随着风机功率提升、叶片加长、叶片扫风面积的提 升，风机出力提升。
因此带来发电量提升，单位千瓦的运营成本下降，因此降低了度电 成本。
（2）规模效应：规模效应带来制造成本、建造成本（随着机组功率提升，一个项 目需要的风机数量下降）、运维成本下降。
（3）运维成本：随着数据分析和自动监测能 力的提升，风机运行稳定性的提升，运维人员经验的积累，运维成本不断下降，因而带 来了 LCOE 的下降。
（4）竞争力提升：从补贴支撑到竞争竞价的转变，无论在本国还 是全球，都导致了更长久的成本下降。
制造商不断提高在供应链中的竞争力，运维成本 也不断在下降过程中。
对于风机制造企业，为了提高竞争力，也会不断地减少人工成本、 运输成本。
（六）风电行业未来发展趋势：大功率，高塔筒，长叶片风机大型化降低通量成本。
对于一个项目容量为 100MW 的陆风项目，使用大功率机组 能够显著降低静态投资额和度电成本，提高 IRR。
风电大型化能够显著提升风电项目的 经济性，刺激风电装机需求。
风电大型化主要体现在三个方向：（1）风电机组发电功率增大：土地资源的短缺使风力发电朝着大容量的方向发展。
（2）高塔筒：随着低风速地区的开发，以及土地资源短缺的影响，高塔筒成了未来风电 机组的发展方向。
（3）叶片大型化：随着低风速地区的开发，对于发电量提高了要求，叶片大型化是未来 风机的发展方向。
二、风电整机（一）风电整机竞争格局龙头地位稳固，市场集中度稳步上升。
国内风电整机环节头部企业的地位比较稳定，近 两年的国内新增吊装装机量前三名地位稳固，依次为金风科技、远景能源和明阳智能。
同时在 2016-2019 年间 CR5 与 CR10 的市占率稳步上升，2020 年因为抢装市场需求量 出现极大的扩张，导致 CR5 与 CR10 的市占率有所下滑。
风电整机行业的集中度整体上 升。
海上风电新起，电气风电市占率最高。
在海上风电累计装机量方面，电气风电在 2019 年累计装机量为 2.9GW，市占率为 41%，为国内第一。
与陆上风电不同，海上风电因为 其对技术要求更高，所以有如 GE 和 Simens Gamesa 等海外竞争对手的挑战，电气风 电市占率高原因也在于他的技术多
