（报告出品方/作者：中信证券，华鹏伟、林劼）1 双碳政策体系持续完善，托底风光长期成长预期碳达峰碳中和线路图明确，设定非化石能源中长期发展目标。
“双碳”目标对能源结构转型和电力供给侧改革 提出新要求，低碳甚至零碳排放的非化石能源（水能、核能、光伏、风电、生物质）应用 占比尚需大幅提升。
2021 年 10 月 24 日，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面观 测新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，在双碳“1+N”政策体系中明确了“1”的 顶层设计指导意见。
该政策提出构建绿色低碳循环发展经济体系、提升能源利用效率、提 高非化石能源消费比重、降低二氧化碳排放水平、提升生态系统碳汇能力的五方面目标， 并针对非化石能源发展，进一步明确了：1）2025 年：绿色低碳循环发展的经济体系初步形成，非化石能源消费比重达到 20% 左右；2）2030 年：经济社会发展全面绿色转型取得显著成效，非化石能源消费比重达到 25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿 kW 以上；3）2060 年：绿色低碳循 环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立，非化石能源消费比重达到 80% 以上。
预计国内“十四五”、“十五五”风电年均装机需求或达 43/55GW，在配套政策推动下 有望进一步超预期。
2020 年中国非化石能源消费占一次能源消费比重达 15.9%，超额达 成“十三五”规划设定的 2020 年 15%目标值。
在风电光伏竞争力持续强化的情况下，我 们认为碳中和路线图中的阶段性目标有望超额实现，预计国内非化石能源消费占比有望于 2025 年达 21%左右，于 2030 年达 26%左右。
据此反推预期，若按光伏/风电平均年发电 利用小时数 1200/2100h，且光伏、风电发电量约 1:1 测算，我们预计中国“十四五”期间 风电年均装机需求或达 43GW，“十五五”期间年均装机需求或达 55GW 左右（2021-2030 年均约 49GW）。
“十四五”期间规划九大风光（水火）储基地和五大海上风电基地。
2021 年 3 月 30 日，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》提 出，未来我国将持续开发包括水电、风电、光伏等电源在内的多个清洁能源基地，形成九 大集风光（水火）储于一体的大型清洁能源基地以及五大海上风电基地。
其中，九大清洁 能源基地主要包括雅鲁藏布江下游、金沙江下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西 走廊、新疆、冀北、松辽等地；五大海上风电基地包括广东、福建、浙江、江苏、山东等 地。
大基地项目有望成为未来国内新能源装机发展的主要形式之一。
大基地项目有望成为风电装机的主要形式。
据智汇光伏统计，目前国内已公布 风光大基地项目规模达 51.68GW。
我们预计在首期约 100GW 大基地项目中风光占比各一 半左右，此后还将有第二期规模约 100GW 的大基地项目将在合适时间公布，共同构成“十 四五”期间大型集中式电站的装机主力。
2 风机大型化降本趋势明确，经济性竞争力大幅提升风机大型化是风电长期降本的根本路径降低风电成本的关键在于降低风机等设备和安装成本。
风电设备及安装工程是风电项 目最主要的成本构成，2020 年在陆上和海上风电成本中占比分别约 80%和 60%，其中主 要包括风机叶轮、塔筒、齿轮箱等零部和装配运输环节。
对于海上风电而言，除此之外， 由于海上吊装和基建的复杂性，其建筑工程成本也相对较高，占总成本比例近 30%。
风机大型化是风电降本最根本有效的路径。
风机大型化一方面可减少风机制造过程中 单位功率原材料用量，另一方面推动风电场配套建设和运维成本的下降1）整机制造环节：风机大型化下，单机零部件用量的增加明显小于功率的增大。
以 运达股份 4.5MW 和 3MW 两款陆上风机为例，4.5MW 机型在输出功率上较 3.5MW 提升 了 50%，但在零部件上基本保持通用设计，极大降低了单功率零部件用量，实现成本的有 效下降。
2）风场项目建设运营：单机功率提升不仅可以摊薄 BOP 成本（基础、电缆及其他电 力设施 Capex），还可在相同风场容量下减少点位数，降低建设成本和运维成本（Opex）。
根据罗兰贝格此前测算，6MW 风机替代 3MW 风机可以使风机以外的 Capex/Opex 下降 6%/14%，使得 LCOE 进一步下降 17%。
陆上风机功率大幅跃升，降本增效经济性凸显陆上风电单机功率迎来跃升，4MW 以上机型有望成为未来 1-2 年主流，大型化进程 有望持续超预期。
2014 年以来，国内陆上风电主流机型功率多为 2-2.9MW 机组，每年单 机功率平均提升幅度仅 0.15MW 左右，大型化推广进度相对较慢。
这与补贴阶段终端项目 收益率较高，产业链对大兆瓦技术研发推广的紧迫性和积极性相对较弱有关，也受到国内 厂商风机技术研发周期的客观制约。
但随着风电进入平价上网阶段，终端收益率回落和向 上游压价压力加大，技术和成本竞争力的重要性凸显，倒逼行业加快大兆瓦风机的推广进 度。
2021 年以来，国内面向平价陆上风电项目的新招投标主流风机单机功率基本已直接 迈过 3-4MW 的平台，多跳跃式地提升至 4MW 以上，预计单机功率大型化的显著提速也 将带来成本端的加速下降。
此外，目前整机厂也在进一步储备面向中长期的大型风机技术， 甚至提出“海陆同款”的型号设计，我们预计到 2025 年国内西北地区陆上机组单机容量 有望达 8-10MW，中东部地区单机容量有望达 5-6MW（考虑低风速和施工复杂程度限制）。
风机大型化+零部件降价+国产替代，推动风机加速降本降价，头部厂商盈利能力有望 相对稳定。
国内风电机组价格从 2010H2 开始首次低于 4000 元/kW，此后 10 年风机均价 长期在 3400-4200 元/kW 之间波动。
然而，得益于 1）在风机大型化加速的趋势下，整机 厂自身降本能力明显强化，2）2020 年抢装潮后，零部件供应链部分过高的价格迎来合理 回落，整体降幅近 20%，3）更大范围零部件的国产替代等，从 2021 年起，国内陆上风 机公开招标价格迎来加速下降，目前 4MW 以上机型均价中枢已降至 2300-2400 元/kW， 同比降幅约 30%。
本轮风机价格下降的主要原因是成本的加速下降，大幅抵消了对整机厂 盈利能力的影响，尤其是供应链成本管控能力优秀的头部厂商盈利能力有望保持稳定。
风电项目开发成本快速下降，平价项目收益率有望达 7%-10%，竞争力凸显。
风机成 本大幅下降，叠加 EPC 及施工设备租金下降等因素，国内多数陆上风电项目单位投资成 本将从此前的 7000-8000 元/kW 降至 6000 元/W 左右，部分三北地区项目甚至可降至约 5000 元/W。
结合国内典型风电场发电运行情况测算，我们预计多数平价项目 IRR 有望达 7%-10%，具备较强投资吸引力和经济性竞争力。
海风降本路径明确，降本潜力巨大海上大兆瓦机型有望显著摊低零部件和 BOP 成本，助力度电成本下降。
海上风电方 面，以同为明阳 6MW 平台的 MySE7.25 和 MySE5.5 两款机型作对比，在额定功率提升 32%的情况下，对应主要零部件重量和尺寸提升幅度多在 10%左右，部分零部件用量和尺 寸甚至基本不变，综合来看，由 5.XMW 风机提升至 7.XMW 风机，从单位功率的角度看， 或带来近 20%的零部件用量减少，且随着大型化持续提升，降本效应有望进一步放大。
此外，以远景能源新型海上风机平台 Model Y 为例，其机型功率覆盖 6-12MW，叶轮 直径覆盖 182-236 米。
其中，7MW 机型在山东、广西、江苏等中低风速海域，相比 5.XMW 级别，单位千瓦扫风面积提升 15%，综合电量可提升 15%，判断度电成本可降低 20%-30%； 8MW 机型在广东、浙江等中风速海域，相比 5.XMW 级别，相近电量水平下单机容量提升 54%，400MW 风场减少 23 台，综合 BOP 可降低 40%，判断度电成本可降低 30%-40%。
海风主流机型有望从 4-5MW 向 8-10MW 升级，加速降本并有利于提升吊装能力。
截 至 2020 年，国内海上风电主要吊装机型仍是 4-5MW 机型，且 2021 年国内海上风电交付 机组或主要以 4-7MW 机型为主。
相较于欧洲海上风电已逐步迈入 10MW 海风时代，整体 大型化提升进度偏缓。
但随着国家补贴退出、项目收益率回落，将倒逼整机厂商加速通过 研发大兆瓦机型以快速降本，2022 年主流机型有望由 4-5MW 加速向 8-10MW 升级。
风 机大型化加速一方面加快了海上风电降本步伐，另一方面单机功率的显著抬升也有利于突 破海上吊装能力瓶颈限制，实现海上风电装机效率的提升。
（报告
