获取本报告PDF版请见文末一、十四五风电发展驱动因素明显变化1.1 风电历史需求归因分析：弃风和抢装导致需求波动回顾我国风电发展历程，可以整体把国内风电发展分为两个大的发展阶段：第一个阶段是2010年及以前，属于典型的成长期。
这一阶段，国内风电风电行业呈现快速发展，背后则是行业发展初期的政策驱动。
2003年9月，国家发改委出台《风电特许权项目前期工作管理办法》，实行风电特许权招标政策，特许权项目通过上网电价的招标竞争选择开发商，在风电特许权协议框架下，电网公司与项目投资者签订长期购售电合同，保证全部收购项目的可供电量。
2005年，国家出台了《中华人民共和国可再生能源法》，促进国内新能源的大力发展。
第二个阶段是2011-2020年，需求呈现明显的周期波动。
从2011到2020年，政策主导了我国风电行业的发展，其中有利和不利的政策交织，导致行业需求呈现明显的周期波动特征，这从历年风电新增并网装机规模可以看出。
从新增吊装规模的角度，2011-2020年新增装机周期波动的规律可能更为清晰，2011-2012、2016-2017均为新增装机的衰退期，2013-2015、2018-2020为新增 装机的增长期。
总结国内风电行业过去十年增长与衰退背后的原因，有两点因素至关重要：第一，过去十年的大部分时间，国内的弃风率处于较高水平，并呈现一定的波动，直到2019年以来，国内弃风率才回落到5%以内。
弃风率的高企一方面抑制了开发商的风电投资积极性，另一方面促使监管层加强监管以解决弃风问题，主要手段之一是控制新增风电项目供给，从而对新增装机产生负面影响。
例如，2015-2016年国内弃风率出现明显提升，绝对值达到15%以上，在此背景下，2016年7月，国家能源局发布《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》（国能新能[2016]196号），风电投资监测预警机制正式启动。
按照该机制，风电平均利用小时数低于地区设定的最低保障性收购小时数的，风险预警结果将直接定为红色预警；发布年前一年度弃风率超20%的地区，风险预警结果将为橙色或橙色以上。
对于红色预警省份，要求不得核准建设新的风电项目，电网企业不得受理红色预警的省份风电项目的新增并网申请（含在建、已核准和纳入规划的项目），派出机构不再对红色预警的省份新建风电项目发放新的发电业务许可。
2016年，新疆、甘肃、宁夏、吉林、黑龙江等5省被核定为红色预警省份；2017年，新疆、甘肃、宁夏、吉林、黑龙江、内蒙等6省被核定红色预警省份。
第二，补贴对新增装机形成了重要影响，具体表现在补贴退坡推动风电行业抢装。
例如，2014年12月31日，国家发改委发布《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知（发改价格[2014]3008号）》，开启风电标杆电价的退坡机制，将第 I 类、II 类和 III 类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元；第 IV 类资源区风电标杆上网电价维持每千瓦时0.61元不变。
这一政策适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。
因此，为了避免上网电价下调，开发商力争2015年1月1日以前核准的陆上风电项目在2015年底前实现并网，从而导致了2015年的抢装。
又如，2019年5月21日，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知（发改价格〔2019〕882号）》，该政策明确，2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。
在此背景下，开发商加快存量项目的推进，影响2019-2020年的新增装机规模，2020年国内新增装机创出历史新高。
综上，可以看出，过去若干年，尤其是在十三五期间，风电的新增装机受政策的影响非常明显，或者说，政策主导了国内风电新增装机的变化趋势，而政策的出发点主要包括两点，一是弃风问题要解决，二是补贴问题要解决，具体表现是红色预警机制的出台和补贴退坡（包括明确享受补贴的截至并网时点）。
1.2 十四五迎风电发展新阶段，技术降本是重要驱动因素十四五期间，曾经影响风电需求的政策因素明显削弱。
首先，我国已经建立起解决弃风问题的长效机制，落实消纳已经成为风电场核准的前置条件，尽管2020年新增风电并网规模创历史新高，2021年上半年国内弃风率约3.6%，同比下降0.3个百分点，并未出现弃风率大幅反弹的现象；结合当前旺盛的用电需求，我们判断国内弃风率不会再大幅攀升。
第二，十四五期间国内风电进入平价时代，2021年仍有前期核准的分散式风电项目、海上风电项目、部分集中式风电项目具有抢并网以锁定补贴的需求，后续新上风电项目将基本不再享受中央财政补贴，补贴退坡将成为历史。
“碳中和”背景下的能源结构转型成为十四五风电发展的底层驱动因素。
应对气候变化成为全球关注的焦点，能源低碳转型成为全球性共识；2020年9月，在联合国大会提出，中国将力争于2030年前实现二氧化碳排放达峰，努力争取2060年前实现碳中和。
根据相关政策，我国2025年非化石能源占一次能源消费比重将达到20%左右，为实现该目标，国家能源局每年制定各省可再生能源电力消纳责任权重。
根据《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（国能发新能〔2021〕25 号）》，我国将建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制，2021年非水可再生能源保障性并网规模不低于9000万千瓦；对于保障性并网范围以外的风电、光伏项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。
经济性将成为碳中和以外影响十四五风电发展的核心因素。
在碳中和的大背景下，十四五风电加快发展是较为确定的，最终的发展程度有赖于应用场景的拓展情况。
从应用场景看，中东南部地区分散式风电的消纳条件较好、发展空间广阔，而分散式风电发展的核心问题是经济性；海上风电也是风电的重要组成，目前仍需要一定的补贴，地方政府明确支持，其规模化发展主要受经济性影响；三北地区是我国风电基地化开发的重点区域，无论采用电力外送还是本地消纳的模式，上网电价都是核心关切点；当前政策层面优先支持配置一定比例储能的新能源项目发展，风电+储能模式的推广情况一定程度取决于风电成本下降速度。
综合来看，风电度电成本的下降和经济性的提升将激活新的商业模式和应用场景，从而驱动风电加快发展。
技术进步是主要降本手段。
降低风电度电成本的主要途径包括降低单位千瓦的初始投资和运维成本，以及提升利用小时数等，大容量、长叶片、高塔架是被认为是降低度电成本的主要手段。
以内蒙古某50万千瓦项目为例，对比明阳智能5.0MW和4.0MW机组，通过对机位点、风场整体造价、运维成本等方面的分析，可以看出大兆瓦机组的降本效应。
大兆瓦机组可充分利用高风速机位点。
在风电场容量不变，且机位点风速差别较大的情况下，如采用5.0MW机组可以舍弃 25个低风速机位点，经测算使得整场平均风速可以提升0.2m/s；可以有效降低整场尾流损失，增加约2.8%发电量收益。
大功率机组降低风电场整体造价。
采用5.0MW平台机组，可节省25台机组的包括塔筒、风机基础、箱变、输电线路、基础施工费用、设计费用、场内道路建设费等费用约1.4亿，相当于单位千瓦节省约 280元。
此外，还可以缩短建设周期，降低征地难度，节省施工时间20%以上，提前并网。
大兆瓦机组具有全生命周期成本优势。
风电场运维费用与机组台数密切相关，采用5.0MW平台机组，整场台数减少25台，结合智慧风电场运维管理平台，可实现风电场基于状态的运维和少人值守，降低运维费用约20%。
综上，在碳中和政策较为明朗的情况下，风电行业已经步入供给创造需求的阶段，当技术进步导致性能更强大的新机型出现时，风电新的商业模式、应用场景、市场需求就有可能涌现。
二、风机大型化推动风电供给端变革 2.1 厚积薄发，陆上风机大型化速度加快风机大型化对应的是零部件制造能力的升级。
风力发电机组发电是利用叶轮接受风能，将风能转化为机械能，再将机械能转化为电能的过程。
整体来看，叶轮吸收的风能与叶轮扫风面积成正比，与风速的立方成正比，因此，在相同的风速条件下，提升叶轮吸收的风能需要增大叶轮直径，即对叶片的长度提出更高的需求；在风切变较高的区域，通过增加塔筒高度可以提升轮毂处的风速，从而在相同的叶片长度下可以提升叶轮吸收的风能。
叶轮吸收的风能增加之后，通过传动结构的匹配设计，可以提升风电机组的额定功率，从而实现风机的大型化。
因此，在同样的风资源条件下，风机的大型化往往对应的是更长的叶片以及传动装置（轴承、齿轮箱、发电机等）的功率大型化，也就对应核心零部件更高的制造难度。
风机大型化是风电产业长期以来的发展趋势。
根据中国风能协会的统计：2018年我国新增装机的风电机组平均单机容量为2.18MW，2.0-2.5MW机型是主流机型；2010-2018年，国内单机容量整体处于2-2.5MW机组替代1.5-2MW机组的进程，单机功率逐渐提升；海外也呈现了类似的单机功率逐渐提升的情况。
但是，过去十年，国内风机大型化的速度并不快，参考国内风机龙头金风科技2020 年的风机出货情况，2S机组仍然是主力机型。
十四五期间，国内陆上风机单机容量增长曲线将快速陡峭。
一方面，从以金风科技为代表的风机企业在手订单结构可以看出，大兆瓦的产品订单明显提升，截至2020年底金风3MW以上产品订单占比达54%，较2020年交付的大兆瓦产品比例明显提升。
另一方面，从2021年招标情况看，单机容量4MW及以上机组逐步成为三北及西南地区主力机型；国家电投2021年度第十二批集中招标采购的风电机组约2.4GW，其中单机容量4MW以上的容量占比达63%。
可以预期，自2021年起，国内陆上风机的单机容量增长速度将明显加快。
风机招标机型快速大型化是多年技术积累的结果，并非技术的突变。
虽然从应用端看，风机的大型化趋势明显加速，但其中主要原因是2020年抢装的陆上风电项目主要为2018年及以前核准的项目，风机选型往往采用的老机型，2018-2020 年风机企业推出的新机型并未在2020年抢装中得到大规模应用。
实际上，近三年风机加快迭代，风机企业加快推出新产品，新的陆上风机单机容量逐年提升，在2020年的北京国际风能展上，明阳等风机企业已经推出单机容量超过 6MW的新品，但整体看，风机企业推出大兆瓦机型是一个渐进的过程。
近年风机技术的快速迭代是风电行业去补贴倒逼的结果。
从近年的北京国际风能展上主流风机企业推出的新机型可以看出，风机技术进步的速度在加快，叶轮直径和单机容量快速增长，其中原因包含风电行业去补贴倒逼的影响。
从2010-2014年，风电标杆上网电价保持稳定，2015年小幅降低一至三类地区标杆电价，2017年以来，风电标杆电价快速下降，2019年国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知（发改价格〔2019〕882号）》，明确2021年新核准陆上风电项目不予补贴；在此背景下，风机企业不得不加快技术创新的步伐，单机容量的大型化则是风机企业应对行业快速去补贴的结果。
此外，近年光伏行业迅猛发展，也一定程度倒逼风机加快技术进步步伐。
海上风电的快速发展助推陆上风机的大型化。
风机大型化的核心是零部件制造能力的提升，近年，国内海上风电在政策支持下快速发展，海上风电产业链逐步成熟。
海上风电采用相对陆上风电单机容量更大的机组，例如，明阳批量交付的海上风机单机容量超过5.5MW、叶轮直径超过155米，因此，海上风电的发展一定程度助推了陆上风电机组的快速大型化。
2.2 风机大型化具有降本和扩容的效果风机大型化带来的风机降价效应已经体现。
随着招标机型的大型化，2021年以来，风机招标价格呈现较明显的下降。
根据近期中标情况，三北、西南地区大型风电项目的风机中标价格已低至2300-2500元/kW，较2020年初的价格高点呈现大幅下降。
当然，2019-2020年国内风电抢装导致的风机供需偏紧推升了风机价格，如果以 2018年三季度作为时间起来，风机价格从2018Q3的3200元/kW左右（当时招标的风机以2S、2.5S机型为主）下滑至目前的2300-2500元/kW左右，风机的大型化推动风机单位千瓦价格下探。
大风机对零部件的重量摊薄效应明显。
从具体的零部件参数来对比大容量机组相对小容量机组的优势，以运达股份的WD107-2500和WD156-4500为例，两款机型的额定风速相同，从而具备相对较好的可比性。
根据相关参数，WD156-4500相对WD107-2500的额定功率提升幅度达到80%，但叶片重量仅增加65%，轮毂重量增加68%，机舱重量仅增加17%，意味着单位千瓦零部件的材料用量下降，这也是大容量机组价格下降的重要原因。
与此同时，WD156-4500相对WD107-2500的单位千瓦扫风面积增加18%，因而在相同的风资源条件下发电利用小时更高。
大风机同时摊薄塔筒等风机以外的成本。
除了风机自身的成本下降以外，大风机还对其他风电场投资成本具有摊薄的效果。
根据近期招标情况，塔筒高度90-100米的情况下，三北地区采用4MW级别单机容量的风电项目塔筒采购价格可下探至50万元/MW左右。
根据明阳智能测算，北方大型风电项目采用5.0MW机组，相对采用4.0MW机组可节省塔筒、风机基础、箱变、输电线路、基础施工费用、设计费用、场内道路建设费等，相当于单位千瓦节省约280元。
大风机助力大型风电项目投资成本下探至6000元/kW以下。
根据云南省发改委下发的曲靖市通泉风电场项目核准批复文件，该项目总装机容量 350MW，安装70台单机容量为4.5MW、7台单机容量为5MW的风电机组，静态总投资概算21.6亿元，折算每千瓦的造价约6170元；一般风电项目实际造价低于可研预算。
风机及塔筒的采购是风电场投资的主要组成部分（其他投资成本包括机组变压器、线缆、升压站、控制保护设备、建筑工程、施工辅助工程、建设用地费、建设管理费、勘察设计费等），按照当前价格水平，三北、西南高风速地区大型风电项目的风机+塔筒（高度90-100米）采购成本可以控制在3000元/kW以内，整体投资成本可以控制在6000元/kW以内，部分项目投资成本接近5000元/kW。
大风机不仅实现降本，还能大幅提升优质风资源的可开发规模。
例如，4MW机组相对 2MW 机组，开发相同规模的风电场，所需的机位点可以减少一半；对于中东南部风资源相对较差且土地相对较为紧张的区域，单机容量提升一倍，也意味着在相同的风资源标准下，可开发的风电场容量大幅提升。
结合高塔筒技术对风切变较高地区的风资源重塑效果，在几乎不增加土地供应的情况下，风电可开发空间随着技术进步大幅扩展。
2.3 风机单机容量仍具进一步提升的空间技术迭代具有惯性，主要驱动因素切换为风机产业竞争。
如前所述，2017年以来，风机技术迭代呈现加快的趋势，大风机新品加快推出，背后包含了行业去补贴倒逼的因素。
风机的技术进步属于渐进式的技术进步，具有较强的惯性，当前快速的技术迭代步伐不会戛然而止。
2020年以来，风机产业呈现竞争加剧和头部企业份额下降的态势，中车风电、三一重能等新势力快速崛起；从2021年的风机招标情况看，中车风电、三一重能等获取大量订单，其强劲发展势头并未因抢装结束而削弱，对传统的风机巨头带来较明显的冲击和竞争压力。
在当前大风机展现出突出降本效应的情况下，开发单机容量更大、成本更低的风机产品大概率将是风机企业应对竞争的重要抓手。
6-7MW机组已形成技术储备，商业化、规模化应用可期。
当前，三北和西南地区大型风电项目以4-5MW机组为主，根据风机企业的技术储备，未来升级至6-7MW机型的可见度较高。
2020年北京国际风能展上，明阳智能率先发布其6MW陆上机组MySE6.25-173。
2021年上半年，运达股份推出陆上大容量机组平台-鲲鹏平台，该平台首款机型为 WD175-6000/6250，风轮直径175米，机组功率6000/6250kW，已取得国内权威认证机构设计认证；该平台机组采用模块化设计方式，可以根据客户需求快速组合出系列产品，通过柔性功率控制可覆盖6MW-7MW功率范围，风轮直径可扩展至180 米及以上。
预计后续其他风机企业也将跟进推出6MW级别的陆上机组，国内6-7MW陆上大功率机组的商业化、规模化应用可期。
风机大型化的核心是叶片的大型化，160米以上叶轮直径即将成为行业主流。
单机容量的提升意味着风机捕捉风能的能力提升，叶片的大型化是关键，未来风机进一步大型化有赖于大叶片技术的升级。
根据中国风能协会的统计，2008-2018年，国内风机叶轮直径平均值持续增长，2018 年全国新增装机平均的叶轮直径约120米，其中121米叶轮直径是主流。
据统计，2021年以来招标的风电项目中，160米及以上叶轮直径已经成为主流。
如上所述，运达新推出的鲲鹏平台，叶轮直径的最小值达175米（对应的叶片长度85.6 米）。
新型材料的应用推动风机叶片长度达百米级。
玻璃纤维在风电叶片中被广泛作为增强材料使用，与玻璃纤维相比，碳纤维复合材料具有高强度、高模量、低密度等优点，近年，碳纤维在风电叶片领域加快应用，推动叶片的大型化。
采用碳纤维与玻璃纤维混杂增强，在叶片的一些关键部位，如横梁、叶片的前后边缘或者叶片的表面上用碳纤维复合材料加强，可以大大减轻叶片的质量，提高叶片的力学性能，同时避免制造成本过高。
2021年7月，明阳智能MySE11-99A1叶片在广东汕尾海上叶片生产基地成功下线，长度99米，风轮直径203米；该叶型主梁采用新型碳玻混材料，结合了碳纤维高强高模低密度与玻璃纤维高延伸率低成本的特点，突破了传统玻璃纤维大叶片设计所面临的低模量、重量大的技术难题，极大降低叶轮系统重量和整机系统载荷。
西门子-歌美飒推出的采用碳玻混材料的叶片最大长度达108米。
国产碳纤维快速发展，有望提升风电用碳纤维的性价比，助力叶片进一步大型化。
2020年，全球碳纤维需求量最大的领域为风电叶片，需求量达3.06万吨，较2019年增长20%，风电领域碳纤维需求量占比达29%。
2020年我国碳纤维需求量达4.88万吨，较2019年增长29%，其中，进口碳纤维供应量3.04万吨，占需求量的62%，国产碳纤维供应量1.84万吨，同比增长53%，占需求量的38%，国产占比较2019年的32%增长6个百分点。
随着碳纤维国产化的推进，未来更高性价比的用于风电领域的碳纤维供给有望涌现，结合材料技术的进步，叶片的进一步大型化可期。
三、供给创造需求，风机产业竞争力提升3.1 供给端变革有望刺激国内风电需求碳中和背景下，发电央企具有较强的新能源装机规模诉求。
碳达峰、碳中和是党中央经过深思熟虑作出的重大战略决策，事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体，在此背景下，发电央企积极响应，提出了较为宏伟的十四五新能源装机规划。
其中，华能集团明确提出在十四五期间新增新能源装机8000万千瓦以上，国家能源投资集团计划新增7000-8000万千瓦，华电集团力争在十四五期间新增新能源装机 7500万千瓦，国家电投计划到2025年电力装机将达到2.2亿千瓦且清洁能源装机比重达到60％；估计其他发电央企将积极跟进。
激烈竞争之下，开发商适当放宽新能源项目投资收益率要求。
随着发电企业积极拥抱新能源，新能源资产获取的竞争加剧，项目投资收益率整体呈现下滑，部分央企将平价项目的资本金财务内部收益率最低要求下调至7%甚至更低；高收益率的新能源项目属于稀缺资产。
供给端的变革极大拓展了可实现风电平价的区域版图。
风机的技术迭代带来风电度电成本的下降，从而使得原本实现平价较难的地区在平价条件下具备合理投资收益率，从而具备项目开发价值。
例如，2020年金风科技推出 GP21 平台，其 GW165-4.0MW 机型能够将平原地区平价可开发风速进一步下探至 5m/s 左右。
整体来看，我国中东部地区风资源较差、风电建设成本较高，实现平价相对困难。
以贵州为例，当地燃煤标杆基准电价 0.3515 元/千瓦时，在中东部地区相对偏低；与此同时风资源条件一般，2019年平均利用小时1861小时，也处于较低水平；由于山地较多建设成本较高；随着风机技术的进步，贵州平价风电资源被激活，具备开发价值。
2021年3月，贵州省能源局发布《关于下达贵州省2021年第一批风电项目开展前期工作计划的通知》，计划装机规模为577万千瓦；根据贵州能源局估算，当地十四五期间分散式风电项目平均静态投资成本约6800元/kW，发电利用小时2000以上的项目财务指标可行。
风机大型化以及成本下降驱动存量风电项目投资收益率高企。
对于2020年底前尚未进行风机招标选型的存量风电项目，随着风机价格的大幅下降以及发电性能的提升，项目的投资收益率可能提升至较高水平。
根据运达股份近期公告，公司拟建设禹城市运达二期苇河36MW分散式风电场项目，计划安装 10 台3.6MW风机，总投资约3.1亿元，资本金6200万元；据公司测算，在无补贴情况下，项目的资本金财务内部收益率14.35%，在有补贴情况下，项目的资本金财务内部收益率19.57%。
根据中广核新能源近期公告，公司拟建设200MW瓜州北大桥风电项目，项目投资金额约10.31亿元，上网电价0.285元/kWh；根据我们测算，该项目资本金财务内部收益率有望超过20%。
在高收益率的驱动下，企业投资积极性提升，据统计，2021上半年国内陆上风机招标超过30GW，与2020年全年招标规模相当。
风机大型化以及成本下降有望激活多类应用场景，增量风电项目规模可期。
随着风机大型化推动成本下降以及发电性能的提升，三北地区“风电+储能”或“源网荷储一体化”等模式有望兴起；2020年10月，乌兰察布“源网荷储”示范项目开工，该项目总装机容量310万千瓦，其中风电280万千瓦、光伏30万千瓦，配套储能设施88万千瓦×2小时；2021年4月，国家能源局发布《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》，可以预期，随着风电技术的进步，未来该类项目有望批量涌现。
中东部地区，随着风机大型化，风电平价的范围快速拓宽，分散式风电呈现星火燎原之势。
这些新的应用场景的涌现有望推升未来风电新增装机规模。
风电产业的规模化推动降本，形成正反馈。
预计十四五期间国内风电年均新增装机有望达到50GW及以上，风电的规模化发展有望摊薄各环节的生产成本和费用，规模效应进一步推动行业降本。
3.2 供给端变革推升国内风机企业的全球竞争力国内风机企业参与海外市场竞争的力度较小。
海外长期以来，海外风机市场由海外的以维斯塔斯、GE、西门子-歌美飒为代表的风机巨头把持，国内风机企业较少参与海外市场的竞争，金风科技十三五期间风机出口规模约2.9GW，同比增长约204%，约占公司十三五对外销售总量的8%左右。
2020年，全球风电主要的海外市场是美国和欧洲，合计约占海外市场总量的75%，这两个大的海外市场主要由海外风机企业主导。
全球化布局成就海外风机巨头。
海外主要的风机企业包括维斯塔斯、GE、西门子-歌美飒等，其中丹麦企业维斯塔斯是全球最大的风机企业，2020年风机出货达到17.2GW，根据Wood Mackenzie的统计，2020年维斯塔斯在海外陆上风机市场的份额达33.7%。
整体看，维斯塔斯在全球的布局较为均衡，2020年风机销往全球40个国家和地区。
长期以来国内风机单机功率低于海外主要国家，不利于国内风机企业参与海外竞争。
长期以来，受技术、风资源条件等因素影响，国内风机单机容量偏小，2018年，国内平均单机容量2.18MW，约德国平均单机容量的67%。
2017年，维斯塔斯新增风机订单中，4MW平台产品（单机容量3.45-4.2MW）订单的占比约三分之二，2MW平台产品订单占比约三分之一，说明当时海外的陆上风机需求已经以3-4MW机组为主，而如上所述，2020年金风交付的风机产品中，2S产品（单机容量2-3MW）容量占比超过80%。
因此，由于国内主流风机产品单机容量相对较小，国内风机企业参与海外市场竞争面临一定劣势。
国内风机企业在风机单机容量方面已经呈现赶超海外之势。
随着近年国内风机技术迭代的加快，国内风机企业面向市场的产品已经全面升级，从单机容量角度来看，2MW级别的产品已经基本退出，单机容量3.6MW以上的产品成为主流产品，单机容量6MW以上的产品开始涌现并获得订单。
而海外市场竞争格局相对稳定，以美国为代表的主要海外风机市场基本处于由GE、维斯塔斯、西门子歌美飒三家寡头垄断的格局，近年风机产品迭代速度相对较慢。
目前，海外风机巨头在单机容量方面相对国内企业不占优势，而从叶轮直径来看，国内陆上主流风机产品的叶轮直径即将迈入以160米及以上为主流的时代，大概率将在未来一两年超过海外。
单机容量赶超的同时，价格优势将会更明显。
如上所述，国内风机大型化带来较明显的招标价格下降，从维斯塔斯披露风机订单价格来看，海外风电机组价格近三年稳定在0.7-0.8欧元/W（折合人民币5.3-6.1 元/W）之间，明显高于国内市场价格。
因此，从成本端看，国内风机企业的竞争力也 呈现边际提升。
国内风机有望加速出海，驱动海外风电市场加快发展。
整体看，全球风电市场较为集中，中国、美国、欧洲占据全球绝大部分新增装机，新兴市场的装机占比较小。
随着国内风机企业竞争力的提升以及扩大风机出口力度，海外风电市场在风机供给方面将呈现显著变化，中国的优质供给有望带来海外市场风电投资成本的快速下降，进而刺激海外风电装机需求。
四、报告总结 整体看，国内风电行业十四五期间的发展驱动因素发生明显变化，导致过去十年需求周期波动的主要影响因素明显消退，碳中和政策将成为驱动包括风电在内的新能源行业发展的主要因素，风电自身的经济性也将成为影响风电发展的重要因素。
在行业去补贴倒逼等因素的驱动下，国内风机产业技术迭代加快，风机大型化趋势明显，单机容量4MW及以上机组逐步成为三北及西南地区风机招标的主力机型。
随着招标机型的大型化，2021年以来，风机招标价格呈现较明显的下降；根据近期中标情况，三北、西南地区大型风电项目的风机中标价格已低至2300-2500元/kW，较 2020年初的价格高点呈现大幅下降。
风机的大型化不仅降低风机自身的生产成本，还能摊薄塔筒等风机以外的投资成本，推动三北地区风电投资成本达到6000元/kW以下，部分项目投资成本可低至5000 元/kW左右；与此同时，风机的大型化扩大了风电项目可开发容量。
从当前的风机技术储备以及可预期的关键材料国产化等角度看，未来风机单机容量还有进一步提升的空间，风机大型化的趋势可持续。
风机大型化及成本下降将推升风电项目投资收益，激活各类应用场景，推升风电可开发空间，从而有望刺激国内风电需求；据统计，2021上半年国内风机招标超过 30GW，接近2020年全年水平。
与此同时，风机大型化将提升国内风机企业相对海外风机巨头的竞争力，有助于国内风机企业加快走出去，而中国的优质供给将驱动海外风电市场加快发展。
简而言之，十四五期间风电行业面临的发展环境与十三五大不相同，当前发生的前所未有的风机大型化某种程度上是一种技术变革，这种变革明显推动风电行业成本下降、扩大风电可开发空间，将刺激国内风电需求，并助力国内风机企业加快走出去。
我们看好这种由可持续的技术进步驱动的行业内生增长，以及由此带来的风电制造产业的繁荣。
行业公司：风电制造产业各环节的头部企业，包括整机环节的明阳智能、金风科技、运达股份，塔筒环节的大金重工、恒润股份，叶片环节的天顺风能、双一科技、光威复材，铸件环节的日月股份，轴承环节的新强联等。
五、风险提示 1、电源的发展受宏观经济和用电需求影响较大，如果用电增速明显下降，将对风电在内的各类电源发展产生负面影响。
2、风电、光伏出力具有波动性特点，中长期看电网消纳能力将是影响新能源装机规模的重要因素，有可能出现电网消纳能力不足导致新能源装机不及预期的情况。
3、经济性将是未来各类电源竞争的关键要素之一，如果风电的降本速度不及预期，或者其他电源品种降本速度超预期，可能影响风电的发展。
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