（报告出品方/作者：中信建投证券，杨光）一、风电需求端：行业发展恰逢其时，十四五年均新增装机或超52GW1.1 全球风电大力发展已逾 40 年，国内起步晚、增速快、空间大风能储量大、易获取，风电开发前景广阔。
风能指空气流动所产生的动能，是零成本的广泛清洁资源，它 因极低的生命周期污染物排放，逐渐成为全球日益增长的重要清洁能源。
风力发电原理：风能带动风机叶轮旋 转，将风能转换为机械功，进而带动发电机转子旋转切割磁感线，最终输出交流电。
产出的电能通过集电线路 输送至风电场升压站，经升压后进入电网，供给千家万户。
相较于水电和火电，风电设施的后期维护和管理费 用极低，且对生态环境的影响较小，极具规模开发和商业化发展的条件。
全球风电大力发展已逾 40 年，国内起步晚、增速快、空间大。
风力发电起源于 19 世纪末的丹麦，但直到 1973 年第一次世界石油危机爆发后才受到重视。
面对石油短缺以及用矿物燃料发电所带来的环境污染的担忧， 西方发达国家在风力发电的研究和应用方面投入了大量的人力和资金，全球风电装机容量迅速扩张。
2015 年， 全球可再生资源发电的新增装机量首次超过常规能源发电的新增装机量，全球电力系统建设正发生着结构性的 变化。
1995 年到 2020 年间，全球风电累计装机容量实现 25 年复合增长率 18.34%，达到 707.4GW 的总量。
我 国风力发电起步较晚，但总体增速较快。
2020 年是陆上风电抢装年，我国新增装机容量 71.67GW，占全球新增 装机容量的 82.44%；累计装机容量达 281.73GW，占全球总量的 39.82%。
中国气象局 2014 年数据显示，我国 陆地 70 米高度风功率密度达到 150 瓦/平方米以上的风能资源技术可开发量为 72 亿千瓦，未来开发空间巨大。
我国风电发展与政策联系紧密，经历了探索起步、战略强化、政策调整、市场化改革、市场化完善等历史 阶段。
我国风电产业发展起步于 1994 年，经历了风电电场建设、装备国产化探索期。
2005 年我国颁布可再生 能源法，随后各类利好政策密集出台，风电产业步入高速战略发展期，但电厂建设超前于电网建设且远离负荷 中心导致弃风率高居不下。
2009 年开始以发挥市场化机制为目标逐步调整产业政策，重点关注风电并网消纳问 题和海上风电建设规划。
2014 年首次规定风电上网标杆价格，政策一方面提出集中消纳与就地消纳结合的方针 以解决弃风限电问题，随后几年弃风率和弃风电量显著下降；另一方面注重市场化导向，逐步实现陆风发电平 价上网目标，加速企业优胜劣汰、优化产业结构。
现阶段降本压力倒逼风电产业技术突破，技术变革将提速风 电产业发展。
2021 年以来，风电补贴政策由国家下移至省份，逐步推动项目开发向平价过渡。
1.2 我国风电累计并网装机 10 年 CAGR 达 25%，占发电总量比例仍较低平价风电时代到来，2020 年陆风新增装机达到高位。
早期陆上风电抢装潮及部分风场高弃风率引起的监管 政策变化，导致 2015 年装机增速出现拐点；在近年风电资源配置优化和 2021 年价格补贴退出的背景下，新一 轮陆风抢装浪潮在 2020 年爆发，近 10 年累计并网装机复合增长率达 24.67%。
2020 年新增风电并网装机 71.67GW， 其中陆风新增并网装机同比大幅增长 189%至 68.61GW，海风同比增长 55%至 3.06GW。
截至 2021 年前三季度， 我国风电累计并网装机 297.3GW，同比增长 32.8%，其中陆、海风累计并网装机分别约为 284.11GW、13.19GW。
同时风电配套设施条件改善，弃风率下降，有助于提高整体利用效率。
政策推动下风电建设与电网建设规 划协同性有所改善，包括行业监测预警和电力市场改革调控等措施成效显著，特高压输电项目建设为异地消纳 降本，三北地区调峰能力提升，近 5 年全国弃风电量、弃风率实现双降。
截至 2020 年，在建的陕北-武汉直流 等特高压项目累计配套 33.2GW 风电输送，随着电力资源配置优化，我们预计未来风电利用率将维持在 96%以 上的水平。
风能发电量 10 年复合增长率 25%，2020 年风电占发电总量比例仅 6.29%。
2019 年我国风能发电量首次突 破 4000 亿千瓦时，2020 年风能发电量达到 4665 亿千瓦时，同比增长 15%，占全国总发电量比例为 6.29%。
近 10 年风能发电保持较高增长趋势，复合增长率达 25%，风电增长率与风电新增装机量变化密切相关并受益于弃 风率的改善。
我国风电占全部发电量比例由 2010 年 1.18%稳定增至 2020 年 6.29%，能源结构绿色低碳转型加速 风电行业发展。
1.3 “双碳”政策推动风电长期发展，十四五期间年均新增装机或超 52GW碳达峰、碳中和政策助推新时代能源革命，低碳绿色转型利好风电发展。
而此前 2017 年 4 月，国务院印发《能源生产和 消费革命战略（2016-2030 年）》的通知，文件指出 2021-2030 年我国能源消费总量控制在 60 亿吨标准煤以内， 非化石能源消费总量比重达到 20%左右，此次最新提出的目标较之前提高 5 个百分点。
到 2030 年，风电、太阳 能发电总装机容量目标将达到 12 亿千瓦以上，目前两者装机总量仅 4 亿千瓦，存在着 2 倍以上的发展空间。
根据能源政策信息及以下假设，我们对 2021-2025 年风电新增并网装机进行测算：1）能源消费角度：①假设十四五期间，中国一次能源消费量按照最近五年复合增速增长；②平均发电煤耗 逐年递减，且为相邻 2 年的平均；③非化石能源消费占一次能源比例逐年线性增加，2030 年实现 25%的目标， 即每年增加 0.88%；④非化石能源消费量等于发电量；⑤风能发电占非化石能源比例近年来稳定增长，2015-2019 年平均增速为 1.3 个百分点，据此假设 2023-2025 年逐年增加 1.3-1.5 个百分点。
2）新增装机角度：①假定新增装机与新增并网装机趋于一致，不做具体区分；②2023-2025 年期间装机容 量根据非化石能源消费占比来预测，2021-2022 年依据已有信息单独预测；③假设 2021 年陆风装机节奏与 2019 年相近，基于前三季度的增速，假设 2021 年新增陆风装机同比 2019 年增长 20%；④2021 年作为海风抢装年， 假设接近 2/3 的新增装机量（约 8GW）在四季度完成；⑤保守估计，2021 年前三季度约 41GW 的陆风招标量能 够转化成 2022 年全年的新增陆风装机；⑥由于抢装潮对于风电装机需求的透支，2022 年海风新增装机量在 2022 年回落至 2021 年前三季度水平。
据以上测算，十四五期间年均新增风电并网装机 52.88GW，2025 年风电新增并网装机有望达 67.26GW，风 电累计并网装机达 546GW，较 2020 年增长 93.84%。
预计到 2025 年，非化石能源占比一次能源消费量将提高 到 20.59%，达到 39,316 亿千瓦时，其中风能发电量为 10,762 亿千瓦时，较 2020 年实现翻倍。
集中式和分散式风电齐头并进，预计陆上风电未来 5 年平均新增装机 44.84GW。
2020 年抢装潮将透支 202 1年陆上风电发展势头，预计未来陆风发展趋势将由政策驱动的抢装模式向集中式+分散式风电的稳健模式切换。
2019 年以来大基地项目和常规平价项目核准数量高速增长，陆风项目储备量充足。
分散式风电作为陆上的蓝海 市场，其优势在于单体项目投资规模小、建设周期短，更多应用于土地资源紧缺的中东部，随着政策鼓励推进 已逐渐踏入正轨。
2020 年全国风电招标容量 31.1GW，其中陆风 24.9GW，海风 6.3GW；2021 年前三季度风电 招标 41.9GW，超过此前市场预期。
整体项目储备充足，有望支撑 2022 年新增风电并网装机同比实现增长。
随着大基地项目的顺利开发和分散式风电的推广，我们预测 2022 年之后陆上风电新增装机将逐年持续增长，到 2 024-2025 年有望突破每年 50GW 的新增并网装机。
海上风电资源优势明显，整机制造商升级系统应对施工运维挑战。
相较于陆风，海风更加稳定且风速高 15% ~40%，海风具备发电效率高、土地资源占用少、临近负荷中心利于就地消纳等优势。
但同时海风也面临着成本 及技术难题：基础及工程成本高、海上施工难度大、施工装备市场不成熟、设备运行环境恶劣、运维经验不足、 标准体系不完善等。
目前海上风电整机制造商利用大数据平台及智慧运维系统来应对此类挑战，降本增效趋势 明显。
2020 年我国海风新增装机 3.06GW，近五年复合增长率达 50.5%；海风累计装机占风电累计装机容量份 额日益增加，由 0.3%显著提升至 3.2%。
2021 年为海风抢装年，2022 年以后新增装机逐步提升。
截至 2021 年 4 月底，我国海上风电累计并网容量 首次突破 10GW（达到 10.42GW）。
为稳妥推进海上风电项目建设，国家能源局《2020 年风电项目建设方案》 规定，2020 年将暂停超出规划目标省份的海上风电核准工作。
截止 2019 年底，海上风电已核准 31.4GW 项目容 量，2020 年基本不再新增海上风电核准项目；但 2019 年的项目容量为未来几年海风装机提供充分的增长前提。
2021 年前三季度海风新增并网装机 4.2GW，远超去年同期水平；但作为抢装之年，我们预计大部分并网装机将在四季度完成，全年新增并网装机有望超过 12GW。
2022-2025 年，预计海风新增并网装机容量仍将从高于 2019 年的基数逐年提升，但难以超越 2021 年的高点。
整个十四五期间，海风年均新增并网装机有望超过 8GW。
二、风电供给端：产业链参与者云集，平价时代利润空间分化2.1 风电产业链国产化率高，各环节上市公司积极布局风电产业链主要包括上游的原材料和零部件生产制造、中游的整机制造和电缆铺设、下游的风电运营商三 个主要环节。
风力发电整机可以分为风轮、机舱、塔筒三部分，大约占整机成本的 30%、60%、10%。
经过近 十年的风电产业政策支持及科研技术攻关后，我国风电装备制造产业实现从 0 到 1 的迅速崛起。
目前除高端主 轴轴承、变流器和变桨系统的核心部件等仍依赖进口外，其他零部件基本实现国产化且国内市占率极高；其中 达国际先进水平的叶片、齿轮箱、铸件、发电机等部件出口形势向好。
风电上下游产业链参与者众多，上市公司云集。
1）上游：最前端上市公司主要集中在玻纤及碳纤维等增强 纤维材料领域。
其中玻璃纤维领域主要有中国巨石、中材科技、国际复材（申报中）三大家，以及第二梯队受 益于风电的山东玻纤等；碳纤维领域有光威复材和中复神鹰（申报中），以及北交所上市的碳纤维原丝企业吉林 碳谷等。
叶片领域以中材科技（旗下中材叶片）为首，铸件和主轴环节包括通裕重工等参与者。
2）中游：风机 整机环节关注度更高，主要包括金风科技、明阳智能等龙头企业。
电缆和塔筒环节分别以东方电缆、天顺风能 等公司为主。
3）下游：包括中国电建、三峡能源、节能风电、福能股份等电力运营环节上市公司。
2.2 风电招标价走低倒逼产业链降成本，各环节利润空间分化风电上网市场化改革稳步推进，度电成本持续走低。
根据 IRENA 机构统计，中国陆风和海风平准化度电成 本近 10 年分别下降 33%、37%，2019 年达到 0.047USD/kWh 和 0.112USD/kWh，均低于世界平均成本 0.053USD/kWh 和 0.115USD/kWh；2020 年国内及全球陆、海风度电成本延续下降趋势。
2020 年陆风区域平均 指导价格为 0.37 元/千瓦时，趋于平价；主要省区市燃煤发电上网平均价格为 0.386 元/千瓦时，陆上风电价格已 具备与之同台竞技的优势。
海上风电仍无法实现平价上网，根据金风科技此前测算，未来海上风电全产业链成 本下降至少 30%，其中整机部分下降 35%，才能满足平价竞争上网标准。
平价时代风机招标价格持续走低，产业链成本压力加大。
通过拆分 2019 年广东省海上风电建设成本，可以 看到风机占比高达 43%，是降本空间最为关键的一环；考虑到陆风基础建设成本低于海风，风机成本占比更大。
在平价时代，产业链降本幅度非常明显：据金风科技整理，风电机组公开投标均价从 2020 年 3 月的高点开始持 续下降；截至 2021 年 9 月，3S 和 4S 机型均价分别降至每千瓦 2410 元和 2326 元，较年初降幅均超过 20%，较 2020 年一季度累计降幅接近 40%。
风机整体价格下降趋势明确，更加考验产业链上游供应商成本控制能力，增 强材料、叶片及机舱制造企业毛利率受到一定制约。
对于上游企业而言，如何在产业链降本趋势下实现降本增 效以巩固毛利率，是在竞争中制胜的关键。
（报告
