（报告出品方/作者：广发证券，孙柏阳、代川、曹瑞元）一、风电行业：从周期向成长的转变前言：2022年是风电全面实现平价的元年，正式开启由政策驱动转向内生驱动的全 新阶段。
回首2020-2021，陆上、海上风电接连退补，陆上风电基本平价无虞，而 海上风电在大型化与持续降低的建设成本推动下也在快速完成平价转型，广东、福 建、山东等省市将先行平价。
2022年，疫情加剧了行业不确定性，但重重压力之下 仍有曙光，在当下的转型关键期，需要关注到市场上最重要的几个变化：陆上风电 风机价格战趋势有望放缓，行业进入理性竞争状态；海上风电招标和平价速度有望 超预期；预计十四五期间年均装机量将超60GW。
（一）陆风：率先平价上网，价格战趋势有望放缓陆上风机正式进入5MW大机型时代。
根据风芒能源、每日风电、北极星风力发电网 等公开的中标项目信息，我们统计了2021到2022H1的陆上招标项目，并梳理了有明 确风机型号要求的项目数。
2021年，陆上3.X机型仍是主流，同时4.X、5.X MW的 机型占比在不断提升，而2022年开始，每月招标的机型中4.X、5.X已成为主流，平 均机组容量从2021M1的不到3MW提升到了2022M6的4.5MW左右，意味着陆上风电 正式进入了大兆瓦时代。
从招标时间分布来看，全年的招标多集中在上半年，行业 通常从Q2开始放量。
2021年是近十年风机价格下跌速度最快的一年。
根据金风科技官网的数据，从 2010-2021年的风电季度公开投标均价来看，2010-2019年风机中标价基本在 3000-4000元/kw的价格区间波动，下降速度较为缓慢。
直到2020年，“平价”+“大 型化”拉开了风机价格战的序幕，风机价格从2020Q1的4037元/kw下降至2020Q4 的3271元/kw，全年跌幅为18.97%；2021Q1的2860元/kw下降至2021Q4的2267元 /kw，全年跌幅为20.73%，为近十年跌幅最大的一年。
从最新月中标单价趋势来看，至暗时刻已过，风机价格预计将迎来理性修复阶段。
陆上风机价格在2022Q1延续了下降趋势，带塔筒平均单价从2022M1的2267元/kw 下探至2022M3的2108元/kw，不带塔筒平均单价从2198元/kw下降至1951元/kw。
最低中标价甚至已经下降至1500元/kw以下。
然而从Q2开始，风机价格已经开始走 止跌企稳行情。
从平均中标价格来看，2022M6的带塔筒单价环比+24.96%，不带塔 筒单价环比-0.65%；最低中标单价则基本徘徊在1400元kw出头。
以上信号均表明风 机价格已经基本到达底部，后市回暖的可能性较高。
风机价格下降主要有两种路径：一是大型化，即增大风机容量带来的单价摊薄；二是针对同一机型进行技术优化带来的降本增效。
从我们统计的陆上风电中标项目数 据来看，不同机型的中标单价存在较大差异，2.X机型的2021-2022H1平均单价为 2953元/kw，6.X机型的平均单价为1787元/kw；对于同一机型而言，随着时间变化 中标单价也在呈现明显的下降趋势，以3.X-4.X机型为例，2021M1的中标单价为3464元/kw，2022M6的中标单价为2371元/kw。
大型化和技术优化两种路径分别占到风机价格总降幅的42%和58%。
从2021到 2022H1风机价格下降了1691元/kw，而平均机组容量从约2.5MW上升到了4.5MW。
根据我们所测算出的不同机型对应单价，平均机组容量上升使得2021M1-2022M6 的风机价格降低了708元/kw，技术优化带来的风机价格降幅为983元/kw，分别占比 42%和58%。
陆风价格止跌企稳，最重要的因素有三：1.当前陆风价格所对应的IRR已完全能满足平价上网。
根据我们所搭建的陆上风电 IRR测算模型，假设发电小时数2000小时、上网电价0.3765元/kwh，自有资金占比 20%、贷款利率4.9%、还款周期15年，建设周期1年、运营周期20年。
测算结果显 示，使用4MW风机建造50MW风场，当风机价格降至2000元kw以下时全投资IRR可达到6%以上，资本金IRR超过18%；使用5MW风机建造100MW风场，当风机价格 降至2000元kw以下时全投资IRR可达到10%以上，资本金IRR超过30%。
当前陆风 价格对应的IRR水平较高，已经能完全满足运营商要求，后续风机价格继续大幅下降 的动力不强。
2.陆上风机方面，国产厂商与国外厂商的代差已经急剧缩小。
从各家厂商推出新机 型的情况来看，2020年之前，国产厂商与海外厂商的代差基本维持在1MW左右， Vestas于2019年才推出6MW机型，西门子-歌美飒2022年才推出6.6MW机型，GE 是2020年推出6MW机型，国内主要厂商诸如金风科技、远景能源、明阳智能均在 2020年左右推出6.X机型，在大型化方面已经与国外巨头相当接近。
3.除价格外，风机质量也开始成为中标有力竞争因素之一。
同质化市场中，价格依 然是主机企业中标的核心竞争力，但2022年的招标项目中，出现了个别非最低价中 标的情况，例如华能3111.5MW风机（含塔筒）采购中标项目中，标段一、标段三、 标段五都并非最低价中标。
风机事故率上升的主机厂商中标情况明显有所减少，证 明除了低价之外业主也开始重视风机质量，有利于风机市场恢复理性竞争。
（二）海风：扬帆起航正当时，大型化降本仍将持续地方补贴政策接连发力，加速海上风电发展。
截至目前，已出台省补政策的包括广 东、浙江、山东三个海风重点建设地区，为海上风电平价再添助力。
此前广东、浙 江、山东接连出台未来四到五年新建项目的补贴方案，浙江舟山市也在日前发布文 件，在明确了2022年海上风电发展目标的同时，还宣布2022、2023年并网的前 600MW、1.5GW海上风电项目分别度电补贴3分、1.5分，补贴期限为10年。
海上风电平价元年开启，招投标进度平稳。
2022是海上风电正式退补的第一年，一 季度接连开启招标项目。
根据风芒能源和CWEA官微，截至2022年6月中标公示的 平价海上风电项目合计4.578GW，中标整机商含明阳智能（1505MW）、中国海装 （1484MW）、金风科技（840MW）、电气风电（594MW）、东方电气（360MW）。
其中，1月份的浙能台州项目中标价格为3548元/kw（含塔筒），创下历史新低；此 后的国华投资山东500MW海风项目的含塔筒中标价也达到了3828元/kw，驱动海风 平价进程加速。
海上风机降价速度超预期。
在2020年及之前，海上风机价格一直处于5000-7000元 /kw的较高区间水平，在经历过2021年几乎一整年的招标空窗期之后，22年下降到 3500-4500元/kw的区间水平，相比20年的招标价格降幅达到30%左右。
当下海上风 电平价刚刚开始，未来或将重新演绎陆风平价历史。
当前风机价格实现的项目内部收益率并不高，海上风机大型化仍有较大空间。
从全 国平均建设条件来看，根据我们所搭建的海上风电IRR测算模型，假设发电小时数 3000小时、上网电价0.4元/kwh，自有资金占比20%、贷款利率4.9%、还款周期15 年，建设周期2年、运营周期25年。
测算结果显示，使用8MW风机建造风场，当风机价格下降至4000元/kw以下时，资本金IRR能够提升至6%~7%；使用10MW风机 建造500MW风场，当风机价格下降至4000元/kw以下时，资本金IRR能够提升至8% 以上，基本能够满足运营商对海风回报率的要求。
进一步分省份来看，几个海风主要省份由于风资源、海床条件等自然条件差异较大， 因此实现平价所要求的建设成本也不同。
我们根据前文所建立的IRR模型，倒推算 出各省的平价建设成本，并按照风机价格在建设成本中占比30%来计算出平价对应 的风机价格。
江苏、上海、浙江、福建、广东实现平价对风机价格的要求相对较低， 分别为3775元/kw、4031元/kw、4029元/kw、4571元/kw、4515元/kw；山东、广 西、海南实现平价则需风机进一步降价，达到3431元/kw、3188元/kw、3405元/kw。
（三）增量装机+存量改造，预计风电年均增长超 60GW上半年招标创历史新高。
根据金风科技以及北极星风力发电网的数据，2022上半年 行业总招标容量为47.8GW，同比增长52.2%，达到2011年以来的历史新高。
分月度和季度的新增装机量来看，2022年Q1装机情况较好，Q2预计受疫情影响。
2022年1-2月、3月、4月、5月的风电新增装机并网容量分别为5.73GW、2.17GW、 1.68GW、1.24GW，同比增速分别为61%、28%、25%、4%，Q1整体的新增装机 量同比增长50%。
1. 已招标未并网的存量项目达50GW以上。
我们梳理了2021年的陆风中标项目，以 及2019-2021年的海风中标项目，并分省市统计出在2021年底前尚未完成并网的存 量项目。
广东省的存量项目达到了7.35GW，其中海上风电项目6.77GW；云南省存 量项目5.48GW，内蒙古4.25GW。
全国所有的陆上风电和海上风电存量项目合计 51.8GW，其中多数项目计划在2022年或2023年完成吊装并网。
2.各省的十四五规划达276GW，年均装机55.3GW。
根据智慧能源产业联盟的统计， 全国共31个省市公布了“十四五”规划，其中26个省市明确了风电光伏装机目标； 内蒙古（51.15GW）、新疆（23GW）、甘肃（24.8GW）、河北（20.26GW）等 西北和华北地区仍是新增装机的重点区域。
海上风电方面，据风芒能源的不完全统 计，目前已有超150GW海上风电规划出炉，其中“十四五”规划将新增海上风电约 54GW（不含福建等）。
在沿海省份中，明确省补、开发商积极性最高的广东是今 年重点关注区域。
3.预计未来两年风光大基地规划的风电容量超40GW。
第一批风光大基地项目涉及内 蒙古、青海、甘肃、湖南、安徽等19个省份，总规模为97.05GW，其中风电规划13.6GW， 风光装机61.55GW，按照38%的比例估算含23.6GW风电。
截至2021年12月底，我 国第一批风光大基地项目已开工约75GW，其余项目在今年一季度陆续开建。
第二 批风光大基地则集中在三北地区，新能源装机总规模455GW，其中库布齐、乌兰布 和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机284GW，采煤沉陷区规划装机37GW，其 他沙漠和戈壁地区规划装机134GW；十四五、十五五时期分别规划建设风光总装机 约200/255GW。
4.“以大代小”、“以新换旧”，存量老旧风机改造规模年均10GW以上。
2021年 12月，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过15 年的风电场开展改造升级和退役。
2022年1月20日，国家能源局综合司发布《2022 年能源行业标准计划立项指南》，将风电场改造升级，风电设备退役循环利用列入 能源行业标准计划立项重点方向。
截至2010年底，我国风电累计装机容量44.73GW （其中44.58GW都为陆上风电），累计安装风电机组34485台，单机容量1.29MW。
若假设需要更换的老旧风机占50%，更换后单机容量为2.5MW，则对应的老旧风机 改造规模为43GW；若假设更换后单机容量为3MW，则对应的老旧风机改造规模为 52GW。
因此，估计十四五期间平均每年改造老旧风机带来的需求大约为10GW。
总结来看，考虑各省的十四五规划目标、风光大基地的规划，以及老旧风机改造的需求，预计十四五期间年均风电装机将超过65GW。
未来陆上风电依然是装机主力， 而海上风电处在快速崛起阶段，大型化进程叠加地补政策，预计年均新增10GW以 上。
（四）全年装机有望维持高增长，核心看下半年的抢装（1）疫情扰动对行业装机的影响几何？根据Our World in Data 统计的我国大陆新冠肺炎每日新增病例数据，2022年疫情主 要集中在3-5月份，其中4月份为高峰期，到6月份已有明显好转。
2010-2021每年的 M4装机环比增长率平均值为-12.72%，2019-2021每年的M4装机环比增长率平均值 为-37.53%；而2022M4的装机环比为-22.58%，总体上疫情对于4月的装机影响在正 常范围内。
根据历史的月度装机数据可知，每年上半年都为装机淡季，行业通常在下半年放量， 因此在常态化防控的前提下，下半年行业发力仍有望完成今年指标。
我们按照 2010-2021各月度装机同比剔除最大值和最小值取平均数，根据去年同期的装机数 据对接下来的月度装机进行了大致估计，预测出2022全年新增装机量约为61.8GW。
（2）上游原材料价格变动对行业利润的影响几何？根据wind的数据，中厚板价格（元/吨）从21年初迈入上涨通道，最高曾经达到6590 元/吨，比21年初的约4500元上涨约46%，迈入22年后进入下降通道，截止7月1日， 约4687元/吨；轴承钢价格曾经最高达到约6900元/吨，截止7月6日，约6063元/吨， 同样进入缓慢下降通道。
随着原材料价格的稳定，整个风电产业链的盈利有望环比 改善。
钢材价格对毛利率变化的敏感性分析。
产业链中各个零部件的钢价成本占比不同， 根据公司年报的披露，轴承成本中的钢材占比为21%，主轴41%，塔筒51%，法兰 42%，锻件70%；钢价下行将带来明显的盈利改善空间。
我们假设钢材价格变化后， 成本中的除钢材以外部分的绝对值保持不变，收入也保持不变，测算出以上风电零 部件毛利率变动对钢价变动的反应程度。
可以看到，锻件的钢材占比较高，因此毛 利率对钢价较为敏感，轴承的毛利率变动幅度则相对稳定。
二、大型化趋势下，聚焦产业链的价值变化（一）价值：大型化通缩趋势下，轴承、海缆单瓦价值上升风机上游零部件众多，内部构成的零部件主要包括叶片、齿轮箱、发电机、轴承、 铸件、变流器、减速机等，外部环节还包括塔筒、法兰、海缆。
根据三一重能招股 说明书的数据，在双馈的技术路线中，齿轮箱、叶片、发电机、轴承是风机成本中 占比较高的环节，占比分别为24%、17%、6%、6%。
（报告
