（报告出品方/作者：民生证券，邓永康）1、全球海陆风电正向上，主力能源过渡进行时1.1 国内：目标明确、规划清晰，装机增长确定性强化风电装机和发电量稳定增长，逐步向主力能源过渡。
国内风电市场已经经历了三十多年 的发展，在 2006 年国家可再生能源法实施后迎来了大发展，2010 年累计装机容量达到 4473 万千瓦，第一次位列全球风电装机第一；此后风电装机容量连续 11 年保持全球第一。
2020 年， 国内新增风电装机容量超过 54GW，新增并网容量 72GW，创历史新高；累计装机容量 2.9 亿 千瓦，累计并网容量 2.8 亿千瓦。
2020 年，全国风电并网容量占全部电源装机容量的 12.8%， 全国风力发电上网电量 4665 亿千瓦时，占全国全部发电量的 6.1%，成为国内的第三大电源。
双碳目标明确，风电装机战略地位提升，“十四五”装机中枢有望提升到 50GW 以上。
我 国已提出了 2030 年“碳达峰”、2060 年“碳中和”的中长期发展目标，并提出到 2030 年，非 化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千 瓦以上。
“双碳目标”下，风电作为目前最成熟且最具性价比的新能源之一，有望逐步实现从 替补能源向主力能源的转换。
新增装机测算：参考碳达峰的战略目标是非化石能源占比在 2025 年和 2030 年持续提升 至 20%和 25%，充分考虑能耗双控、绿电使用积极性提升、各地区积极部署新能源建设等因 素，我们假设：1）非化石能源占比在既定战略目标的基础上提升 10%，即 2025 年和 2030 年 分别达到 22%和 27.5%；2）平均发电煤耗逐年下降，风光发电量占比逐年提升。
则以 2020 年和 2025 年为基年，预计 2025 年和 2030 年所需光伏+风电发电量增量分别达 12645 亿 KWh 和 17330 亿 KWh。
根据上述假设及测算出的风光发电量增量，预计 2021-2025 年风电年均新增装机量在 34-57GW 的范围内，2026-2030 年风电年均新增装机量在 47-79GW 的范围内。
可开发项目及资源量充足，有力支撑装机增长。
从资源端来看，风光大基地、分散式风 电、老旧改造，叠加海上风电等能见度和可行性较高的项目及资源，能够有力支撑“十四五” 期间的装机量，具体来看：一、陆上风电风电装机重心有望重回三北。
三北地区是我国“十二五”风电开发的重心，但并网消纳 问题严重制约产业可持续发展，从 2010 年开始出现弃风限电现象，到 2016 年“三北”地区弃 风限电达到了新高。
根据十三五规划，为解决弃风限电问题，风电装机向中东部及南方等消纳 能力较强地区倾斜，三北地区年新增装机占比从 2009 年的 86%一路下滑至 2018 年的 43%。
从全国来看，新能源利用率持续提升，2020 年全国弃风电量 166.1 亿千瓦时，弃风率 3%，同 比减少 1Pcts，新能源消纳压力逐步缓解。
随着外送能力提升、“红色预警”解除、平价上网推 进，风电装机向三北回流的趋势逐渐明朗：2020 年，三北区域新增风电装机容量占比回升至 52%；2021Q1 三北风机招标占比高达 71%；三北地区或成为新一轮风电建设的主战场。
风光大基地将成“十四五”装机主力，首批 100GW 已开工建设。
3 月 12 日，新华社公 布《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》。
根据规 划，“十四五”期间将重点发展九大清洁能源基地、四大海上风电基地。
风 光大基地或有望在“十四五”期间带来风电新增装机 100GW。
分散式风电即将发力，“十四五”规模预计约 50GW。
分散式风电项目一般位于负荷中心 附近，不以大规模远距离输送电力为目的，所产生的电力可以自用，也可上网且在配电系统平 衡调节，一般单点接入系统的装机容量不超过 50MW。
据 CWEA 统计，2020 年国内陆上分 散式风电(分散式、分布式、智能微网)新增装机 384 台、约 1GW，同比增长 233.7%；累计装 机容量仅 193.6 万千瓦，同比增长 107%，潜在空间较大。
10 月 17 日，118 个城市与 600 多 家风电企业共同发布了风电伙伴行动具体方案，明确“十四五”期间，在全国 100 个县，优 选 5000 个村，安装 1 万台风机，总装机规模达到 50GW。
老旧改造焕发新机，宁夏以大代小率先试点。
国内早期开发的风电项目多位于风资源丰 富的三北等地区，尽管年平均风速高，但受机组额定风速高、单位千瓦扫风面积较小、风能利 用率较低的机组占比高等因素限制，风电机组容量系数、年利用小时数均偏低，叠加折旧、年 久损坏等因素，经济效益逐渐降低。
8 月 30 日，宁夏发布《关于开展宁夏老旧风电场“以大代 小”更新试点的通知》，成为首份风电“上大压小”的细则；9 月 10 日，第四届风能开发企业领 导人座谈会上，国家能源局新能源和可再生能源司负责人明确表示，在风能资源优质地区有序 实施老旧风电场升级改造，提升风能资源的利用效率。
空间测算：基于风机使用寿命约 20 年的假设，“十四五”期间，退役和改造需求来自：1） 2000 年之前的 340MW 以及“十五”期间新增的 920MW 全部退役；2）服役超过 15 年的机组 按 1.5MW 以下全部改造、1.5MW 机组按 1/3 比例改造；3）“十二五”期间并网机组将在“十 四五”末服役接近 15 年，按 1.5MW 以下机组改造 1/10、1.5MW 机组改造 1/20 测算。
因此， 预计“十四五”期间全国需改造置换机组约 20GW；若以 1:2 比例进行扩容，则预计“十四五” 期间将出现 20GW 的增量装机。
二、海上风电各国政策正向引导扶持。
与其他可再生能源类型相比，风电，尤其是海上风电，项目的 投资额及周期相对较长，因此设计合理的扶持政策能够降低投资风险并提高收益的稳定性。
在 欧洲和亚洲市场，如德国、荷兰、中国、日本、越南等，海上风电政策正在从固定上网电价(FiT) 向竞争性机制转型。
在美国，税收刺激政策则应用于海上风电领域，包括投资税抵扣 (ITC) 和生产税抵扣(PTC)。
在新兴市场中，海上风电项目的投资往往要依靠国际资本，所以政策的 透明度和稳定性至关重要。
重点省份规划明确，已锚定“十四五”期间 45GW 以上装机。
四大海上基地所在省份浙 江、江苏、山东已规划公布的“十四五”期间新增风电装机分别为 4.55GW、9.09GW、5GW， 另外还有广东计划新增的 17GW、广西的 8GW 等，预计“十四五”期间海上风电将贡献 45GW 以上新增装机。
1.2 海外：减碳共识逐步落到实处，海陆风电稳定向上《巴黎协定》指出碳减排长期目标，全球主要国家积极响应。
“碳中和”是指地球上产生 的二氧化碳的排放量与碳汇等形式的吸收量完全抵消，使全球整体的二氧化碳总量达到平衡不 增加的状态。
《巴黎协定》明确指出，碳减排长期目标是全球升温控制在 2℃以内，并寻求将 气温升幅进一步限制在 1.5℃以内。
截至 2021 年 4 月 23 日，已有 44 个国家及欧盟确定了净零 碳排放目标，覆盖全球 70% 的二氧化碳排放量。
其中，已有 10 个国家的上述目标通过法定 程序获得了批准，8 个国家承诺即将投票决议，其余 26 国也已制定了相关官方文件。
据 IEA 测算，基于全球升温不超过 1.5 摄氏度的目标假设，到 2050 年全球将实现电力系 统脱碳和全面的终端电气化，电力占一次能源消费比重从 2018年的21%提升至2050年的51%； 到 2050 年，全球电力消费的 90%来自于可再生能源电力，风电和光伏发电规模占电力消费总 量的比例接近 70%。
据 GWEC 统计，风电作为全球减碳的绝对主力，2020 年全球风电新增 装机容量高达 93GW，同比增长 53%；累计装机达 743GW，同比增长 14%。
其中，全球陆上 风电新增装机容量 86.9GW，同比增长 59%，累计装机容量到 2020 年底突破 700GW；海上风 电新增装机容量 6.1GW，海上风电占全球风电新增装机容量的比重从 2010 年的 2.5%上升到目 前的 7%。
各国政策正向引导扶持。
与其他可再生能源类型相比，风电，尤其是海上风电，项目的 投资额及周期相对较长，因此设计合理的扶持政策能够降低投资风险并提高收益的稳定性。
在 欧洲和亚洲市场，如德国、荷兰、中国、日本、越南等，海上风电政策正在从固定上网电价(FiT) 向竞争性机制转型。
在美国，税收刺激政策则应用于海上风电领域，包括投资税抵扣 (ITC) 和生产税抵扣(PTC)。
在新兴市场中，海上风电项目的投资往往要依靠国际资本，所以政策的 透明度和稳定性至关重要。
1.3 大型化降本节奏加快，风电经济性增强全球风电度电成本持续下降，经济性凸显。
过去十年间，全球陆上及海上风电度电成本 分别下降55%和68%。
彭博新财经最新数据显示，2021H1全球陆上风电LCOE约41美元/MWh， 与六个月前基本持平；最低度电成本出现在巴西、印度、美国(德克萨斯)、加拿大、 墨西哥 及西班牙，区间为 17-28 美元/MWh。
2021H1 全球海上风电 LCOE 约 82 美元/MWh(含海上输 电成本)，比 2020H2 上升 2%，主要原因是美元贬值。
11-14MW 大容量海上风电机组的应用使 一些项目的度电成本降到 53-69 美元/MWh(含海上输电成本)。
随着技术的持续进步、产业链 不断成熟以及风电项目的规模化，风电度电成本在全球范围内依然会呈下降趋势。
2021 年初至今国内风机价格降幅和招标量超预期。
2021 年初至今风机大型化和轻量化进 程加速，风机价格大幅下降，当前主流价格大致在 2,200-2,400 元/kW。
风机的大型化又带来 了风场 BOP 成本的下降。
在建设成本大幅下降、平价时代项目收益率不降反升的背景下，前三季度国内风电招标量突破 40GW，同比增长 115.1%。
自下而上的经济性驱动需求，行业内生动力增强。
2021 年是国内陆上风电行业的平价元 年，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。
据我们测算，以 III 类资源区 50MW 项目为例，假设：1）陆上风电发电利用小时数为 2000h，光伏为 1150h；2）陆上风电 单位建造成本降至 6500 元/千瓦，光伏当前单位建造成本为 4000 元/千瓦；3）折旧年限为 20 年，建设周期为 1 年。
测算得出当前价格水平下，陆上风电项目全资本金的 IRR 约为 8.0%， 光伏项目的 IRR 约为 6.2%，阶段性的陆上风电项目收益率要高于光伏。
因此 2021 年行业招标 量的大幅放量基本源于投资成本下降带来的风场收益率提升，即自下而上的经济性驱动。
大型化进程提速是本轮降本的主要推动力。
风电机组大型化是降低风电的度电成本的主 要方式，其实现路径主要有三条：1）摊薄单位零部件用量和采购成本，单 GW 风机的铸件耗 量已经从 2.5 万吨下降至 2 万吨，塔筒配套量已经从 12 万吨下降至 8 万吨；2）摊薄非风机成 本，即随着风电机组数量减少，在基础、电缆、安装及运营上的单位投入都会降低；3）提升 发电小时数，在同等风速情况下，叶片更长，扫风面积更大，发电量也相应增大；塔筒越高、 切变值越大，风能利用价值也越大。
据 CWEA 统计，2020 年国内陆上风电场主流机型单机容量已提高到 2.0MW-2.9MW (最大为 5MW)，陆上风电机组平均单机容量达到 2.6MW，较 2010 年提升 76%；海上风电场主流 机型单机容量已达 5.0MW 以上(最大为 10MW)，海上风电机组平均单机容量达到 4.9MW，较 2010 年提升 85%。
而从今年的招标情况来看，陆上机组单机容量基本在 3MW 以上，低风速 区域也出现 4.65MW-182、5.0MW-191 级别的大容量机组，中高风速区域项目的投标中出现 5.0MW、5.2MW 机型，大型化趋势明显加快。
（报告
