（报告出品方/作者：东方证券，卢日鑫，顾高臣，施静）1 板块及业绩回顾：风光坚定成长，储能蓄势待发2021 年上半年，电力设备及新能源板块整体涨幅和沪深 300 接近，下半年走势增强全面跑赢。
截至 2021 年 11 月 23 日，电力设备及新能源指数上涨 77.05%，涨幅在 30 个行业位于第 2 名。
从子行业来看，不同板块分化明显，其中光伏、电气设备和风电板块表现优异，分别上涨 61.07%、59.44%和 57.24%，储能板块上涨 53.57%，新能源汽车上涨 52.38%表现良好；工控自动化表现相对平淡上涨 16.87%。
根据 Wind 预测，2021 年光伏板块预计将实现营收 4180.9 亿元，同比增长 41.65%；实现归母净利润 394.05 亿元，同比增长 113.44%。
风电板块预计将实现营业收入1809.41 亿元，同比增长 24.53%；实现归母净利润 160.94 亿元，同比增长 35.33%。
储能板块预计将实现营收 274.98 亿元，同比增加 27.78%；实现归母净利润 28.25 亿元，同比增长 32.06%。
碳中和“1+N”政策体系构建，风光储重要角色持续坚定。
后疫情时代太阳能、风电发电有望迎来大规模开发与高质量发展。
10 月 24 日,中共中央国务院联合发布了“1+N”政策体系中的顶层设计的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，以及“1+N”政策体系中“N”部分中碳达峰阶段的总体部署《2030 年前碳达峰行动方案》。
该《方案》明确指出到 2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上，截至 2021 年 Q3 风光累计装机仅约 5.8亿千瓦，再次坚定风电光伏在“双碳背景”下的重要性，也为后续“1+N”中的“N”打开持续展望方向。
新能源需求持续增长与各环节发展受限的矛盾，是中国能源革命的长期矛盾。
虽然风电光伏储能等新能源在能源架构中的重要角色持续获得坚定，但各环节展现出在发展路径上的各种阻碍依旧成为新能源革命的矛盾点。
随着后续产业链乃至整个能源体系对短期矛盾点的逐个突破，新能源体系有望真正迎来结构性成长。
2 风电：降本带动需求展现，风电走向坚定成长回顾 2021：风电迈入平价时代，原材料上涨部分环节受压陆风抢装后短期平缓，装机整体呈现平缓态势。
2019 年 5 月发布平价政策：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；2019-2020 年前核准的陆上风电项目，2021 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；自 2021 年 1 月 1 日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。
为赶上陆风补贴最后红利，2020 年国内掀起前所未见抢装态势，据国家能源局数据统计，2020 年中国新增风电并网规模达 71.67GW，同比增长 178%。
高热度的抢装潮一定程度上透支未来几年部分需求，随着 2021 陆风抢装后市场进入短期平缓，截至 2021 年 10 月全国累计风电装机 300GW，其中 2021 年 1-10 月新增风电装机 19.19GW，同比增长 4.9%。
海风抢装步入冲刺阶段，装机有望迎来高增长。
自 2020 年起，新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持，按规定完成核准（备案）并于 2021 年 12 月 31 日前全部机组完成并网的存量海上风力发电发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围，换而言之，海风项目争取补贴就需在 2021 年前完成全额并网。
2021 前三季度全国海风新增装机 4.2GW，同比增加 166%。
据不完全统计，2021 年有望最后实现全容量并网项目容量已超过 10GW，考虑施工船和冲击锤供给紧缺因素，我们预计我国 2021 年新增海风容量有望达 8-12GW 以上。
风电降本超预期，能源结构重要性有望持续提升。
过去五年中，风电降本速度远超 2015 年时基本所有的推断预测。
该报告进一步预测，综合分析过去五年风电降本态势，以 2020 年为参照维度，至 2035 年陆上风电与海上风电的成本分别有望继续下降 27%与35%,相较 2015 年预测的 2035 风电成本低约 50%。
参照该预测，风电在能源结构中重要性将持续提升。
平价时代关键节点，风机多维降本激发行业活力。
陆风退补后迈入平价时代，在失去原有国补的保护下，风电项目经济性直面与其他能源形式的竞争，风机整机厂商为应对行业平价压力与短期景气缺乏而带来的份额竞争，在多个维度进行综合降本：1. 轻型化与降载设计。
风力发电机组需利用风能转化为机械能通过传动最终实现发电，故整个机械系统需要达到一定的重量来抵御外部风能的冲击，防止出现故障问题或倒塔；结合风机大多数结构性零部件均是以重量计费的制造特点，最大程度优化风机受力设计、对结构件进行减重优化能有效控制零部件成本并且减小吊装难度，最终实现降本。
以三一重能公布设计对比为例，不论是整机还是叶片等环节，相较原先海外的设计，国内厂商经风机系统的结构与设计进行了优化，显著降低了重量维度上的需求，为风机提供降本空间。
2. 上游一体化与国产化替代。
在平价节点降本压力下，国内整机厂商尝试向上游衍生，为争取更大零部件成本把控权力。
以远景能源与三一重能为例，上游核心零部件中的叶片与发电机已实现自供，在保证供应链安全可靠的情况下，争取到了更大的成本控制空间。
此外在主轴轴承等高技术壁垒的核心零部件环节主机厂商短期无法实现有效一体化的背景下，需加大对国产品牌的资金关注与技术支持，通过加快国产化替代进程，来实现对采购成本的控制。
3. 风机大型化。
风机大型化呈现加速态势，有效摊薄风机成本与投资成本。
中国历年新增装机风电机组平均单机容量在过去几年快速提升，2020 年陆风平均功率达 2.6MW、海风平均功率达4.9MW，结合几大整机厂商在手订单结构我们推测行业大型化正在加速。
以金风科技 2021 年Q3 在手外部订单结构为例，2S 风机占比从去年同期 50.9%下降到 31%，3S/4S 风机占比以从去年同期 32.6%提升到了 63%。
在其他条件不变的情况下，随着风电机组单机容量增大，单位千瓦投资越低，主要的投资优化来自于规模效益有效降低风电场道路、线路、基础、塔架等的成本，从而提升整体收益；若将一个 100MW 中的单机容量从 2MW增至 4.5MW ，项目全投资内部收益率（IRR）将由 9.28% 提升至 11.68%，平准化度电成本（LCOE）则由 0.35 元 / 千瓦时降低至 0.30 元 / 千瓦时。
此外大型化趋势下也能摊薄风机成本，以三一重能为例，据我们测算 2020 年其 2.XMW 等级风机单位成本约为 2345 元/kW，3.XMW 等级风机成本仅为 2190 元/kW。
后续随着各家整机厂商对大型化技术持续突破，风电项目风机单位成本与非风机单位成本均有望被摊薄，实现大型化降本。
降本带动招标价格持续下行，下游需求被激活。
整机行业内生性降本带动招标价格持续走低，2020Q4 至今风机招标价格逐步走低，据金风科技披露数据，今年 9 月 3MW 等级的全市场投标均价下降到了 2410 元/千瓦，相较去年同期下降 25.8%，4MW 等级风机的全市场投标均价下降到了2326 元/千瓦，相较去年同期下降 26.5%。
风机环节展现高性价比，激活下游招标需求，带动风电行业迈入平价时代。
据金风科技数据统计，2021Q1-3 国内风电公开招标累计达 41.8GW，同比增长 116.6%，陆风需求在平价时代正在被打开，预期全年招标有望达到 55-60GW，假设陆风项目招标到落地需要四个季度，保守估计明年国内市场有望迎来 50-55GW 的装机，相较今年 35-40GW的装机容量，国内风电市场容量有望迎来超 30%的坚定增长。
抢装中高价订单逐步消化，大宗原材料价格上行，零部件环节短期不同程度受压。
自 2021Q1 起，钢、铜等风机核心上游大宗原材料出现不同幅度上涨，零部件环节成本端压力逐步展现。
在 2020陆风抢装潮中，零部件端扩产态势明显，最终满足全年 54.4GW 实际吊装需求，但是 2021 陆风需求进入平缓期，在零部件环节整体供给呈现过剩态势，叠加先前签订的供给框架协议与整机厂商强烈降本意愿，零部件环节整体处于议价弱势侧，除去少数拥有议价机会的环节（新强联-进口替代、东方电缆-海风抢装、大金重工-海风管桩&下游运营商议价等），整体零部件格局短期较难向下传递成本侧压力。
但由于去年抢装潮中留有部分高价订单会于 2021H1 结算，所以零部件厂商盈利压力多在 Q3 有相对明显展现。
展望 2022：降本带动招标提升，陆海多维打开需求空间陆风：下游景气招标叠加多维需求带来坚定增长。
据明阳智能数据统计，2021 年 1-10 月国内风电公开招标累计达 48GW，陆风需求在平价时代正在被打开，预期全年招标有望达到 55-60GW，叠加多维度项目需求：1. 大型风电光伏基地项目：为推动实现碳达峰、碳中和目标，中国将陆续发布重点领域和行业碳达峰实施方案和一系列支撑保障措施，构建起碳达峰、碳中和“1+N”政策体系。
中国将持续推进产业结构和能源结构调整，大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目，第一期装机容量约 1 亿千瓦的项目已有序开工。
后续风光大基地项目有序开展有望为风电行业需求提供有效支持。
2. 分散式风电项目：9 月 10 日，国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏在第四届风能开发企业领导人座谈会时指出在中东南地区重点推进风电就地就近开发，特别在广大农村实施“千乡万村驭风计划”。
远期来看，我们假设全国约 69 万个行政村中有 10 万个满足分散式风电发展需求，每个村力争在零散土地上找出 200 平方米用于安装 2 台 5MW 风电机组，分散式风电发展便存在 10 亿千瓦容量空间。
10 月 17 日，118 个城市与 600 多家风电企业共同发起了“风电伙伴行动·零碳城市富美乡村”计划。
该行动计划提出，力争 2021 年年底前启动首批 10 个县市总规划容量 500 万千瓦示范项目。
在度电成本方面，该行动提出，风电力争在 2025 年将陆上高、中、低风速地区的度电成本分别降至 0.1 元、0.2 元和 0.3 元，将近海和深远海风电度电成本分别降至 0.4 元和 0.5 元。
分散式风电项目逐步展开对地方风电发展与经济发展有望形成强有力支撑。
3. 老旧风机替换项目：8 月 30 日，宁夏回族自治区发展改革委网站正式发布《自治区发展改革委关于开展宁夏老旧风电场“以大代小”更新试点的通知》，要求充分发挥国家新能源综合示范区先行先试作用，科学、合理、有序开展老旧风电场更新试点工作。
《通知》指出，要坚持市场导向、坚持政策延续、坚持以大代小、坚持有保有增、坚持生态优先、坚持产业促进等基本原则。
具体项目规划上，力争到 2025 年实现老旧风电场更新规模 200 万千瓦以上、增容规模 200 万千瓦以上。
按照国内风机保有量推算，随着后续老旧风机效能逐步降低，叠加大功率新风机展现较高性价比，风资源优越地区风机替换需求有望在“十四五”中后期逐步展现。
海风： 整机价格降幅超预期，加速迈入平价时代。
2021 年 10 月 11 日，浙江省华润电力苍南 1#和中广核象山涂茨海上风电场风机采购项目开标，项目规模分别为 400/280MW。
华润电力苍南 1#海风项目 5 家整机商参与竞标，投标人平均单价(含塔筒)分别为 4563 元/kW，最低报价 4061 元/kW；中广核象山涂茨海风项目 6 家整机商参与竞标，投标人平均单价(含塔筒)为 4352 元/kW，最低报价 3830 元/kW。
总体来看，此次招标价格较 2020 年报价降幅达 40%-50%，实现海风项目平价状态，有望推动海上风电装机需求。
地方性规划坚定海风需求，“十四五”海风有望迎来高速增长。
海上风电有着风资源相对丰富且消纳难度更小等优点，海风资源逐步纳入规划进行开发，随着后续海风产业链发展成本，海风有望迎来高速增长阶段：1. 福建：福建省漳州市人民政府提出 50GW 的海上风电大基地开发方案，连同配套抽水蓄能与电化学储能，整县推进光伏开发，实际规模将达到 60GW。
包括电网送出工程与产业配套，整体投资金额超过 1 万亿元。
漳州大风电大基地用海 8000 多平方公里、可开发 50GW、年发电时间达到 4000 小时，预计最快 2022 年底前可获得国家能源局批复。
2. 江苏：2021 年 11 月 15 日在中国新能源发展论坛上，盐城表示“十四五”期间将规划 9.02GW近海和 24GW 深远海风电项目规模，努力在“十四五”末实现新能源装机容量突破 20GW、产业规模突破 2000 亿元的蓝海目标，打造引领全国乃至全球新能源产业发展的新高地。
《盐城市“十四五”新能源产业发展规划》中指出，其将重点推进在建的国华东台 20 万千瓦、江苏双创东台竹根沙 30 万千瓦等 9 个共计 2.3GW 海上风电项目加快建设，确保 2021 年底前全部并网发电；也将加快启动全市“十三五”结转的射阳南区 H3#、射阳南区 H4#等共计2.65GW 海上风电项目竞争性配置工作。
3. 广西：2021 年 11 月 1 日国家能源局正式批复广西海上风电规划，标志全区海上风电由规划阶段进入建设实施阶段。
国家能源局先期批复全区海上风电规划装机容量 750 万千瓦，其中自治区管辖海域内全部 4 个场址共 180 万千瓦，要求力争 2025 年前全部建成并网；自治区管辖海域外择优选择 570 万千瓦开展前期工作，要求力争到 2025 年底建成并网 120 万千瓦以上。
（报告
