（报告出品方/作者：中银证券，杨绍辉、陶波）1 全球风电蓬勃发展，海上风电大有可为全球风电重回增长期，中国风电新增装机量全球第一 全球风电行业发展势头强劲，进入新一轮发展周期。
历史上风电装机量根据政策呈现周期波动，近5年来全球主要国家积极发展风电，全球风电新增装机量均在 50GW 以上。
根据 GWEC 统计，2020 年 全球风电新增装机量达 93.0GW，同比增加 53.0%，其中陆上风电新增 86.9GW，同比增加 59.2%，海上 风电新增 6.1GW，同比下降 2.8%。
2020年全球累计装机量达 743.0GW，同比增长 14.3%，2011-2020 年 十年间 CAGR 为 13.9%。
中国风电行业发展迅速，新增装机容量位列全球第一。
分国家和地区来看，目前全球已有 90 多个国 家建设了风电项目，亚洲、欧洲、北美洲是全球风力发电的主要市场。
我国风电产业发展较晚，但 近年来呈现加速发展趋势，截止 2020 年底，无论是新增装机量，还是累计装机量均已位居全球第一 位。
根据 GWEC 统计，2020 年中国新增风电装机容量全球占比 56.0%，累计风电装机容量全球占比 38.8%。
全球“脱碳”支撑新能源发展需求。
当前，尽快实现碳中和已成为全球共识。
截至目前，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。
根 据 GWEC 预测，到 2025年风电新增装机需求将达 112.2GW，2021-2025年年均复合增长率为 4%。
周期性减弱成长性增强，“十四五”风电需求预期上移中国风电市场受政策影响表现出明显的周期波动性，政策稳定、补贴退坡未来成长性属性有望增强。
根据中电联数据，我国风电新增装机量由于受到补贴政策和监管政策的影响，表现出了一定的周期 波动性，累计并网装机容量从 2011 年 47.84GW 增长到 2021 年的 329.1GW，年平均增长率约为 21.6%。
而 2021 年后，一方面未来政策更加注重长远发展，稳定性加强；另一方面，补贴退坡后风电市场进入成本驱动的内生性增长阶段，未来我国风电行业有望由周期性向成长性过渡。
国内碳中和政策持续加码，顶层设计支持能源结构转型加速。
面对严峻能源危机和结构性失衡问题， 我国向全世界宣布了“双碳目标”，即二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实 现碳中和。
未来二三十年碳中和将是一个大的产业趋势，驱动能源格局的重大转型，光伏、风电等 绿色能源占比都会急剧上升，国家也相应地出台了多项政策及指导措施，积极推动清洁能源发展。
我国为此提出了刚性指标进行管理，即要求到 2025年单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放分 别降低 13.5%、18%，非化石能源占能源消费总量比重提高到 20%左右。
“十四五”是实现碳达峰的关键时期。
3 月 15 日，中央财经委员会第九次会议中提出：“十四五”是碳达 峰的关键期、窗口期，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，实施可再生能源替代行动，深化电力 体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。
为此，我国将重点打造“九大清洁能源基地”和“五 大海上风电基地”，包括雅鲁藏布江下游水电基地，金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、 河西走廊、新疆、冀北、松辽等清洁能源基地，建设广东、福建、 浙江、江苏、山东等海上风电基 地。
弃风率显著下降，并网消纳问题缓解，风电装机有望重回快车道。
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，根据国家能源局统计，2016年我国平均弃风率 17%，达到历史最高点。
为减少弃风现象，我国 2016 年建立了风 电投资检测预警机制，对弃风严重的地区限制风电建设规模、暂缓核准新的风电项目、电网企业不 再办理新的接网手续。
在一系列针对可再生能源消纳的政策推动以及特高压输电线路的逐步建成， 我国弃风限电情况逐步好转，平均弃风率持续下降，2020年我国平均弃风率为 3%，相较于 2016 年 下降了 14pct。
另外，根据国家能源局 2020 年三北区域新增风电装机容量占比回升至 52%，并网消纳 问题的缓解使得运营商对风电消纳的担忧下降，装机可持续性明显增强。
抢装后风电项目招标量超预期，短期装机规模值得期待。
在经历陆风和海风平价前的抢装之后，平 价项目招标需求持续释放。
根据金风科技和明阳智能公布的数据，国内 2021 年前三季度公开市场风 电设备招标量均超过 40GW，在四季度不大幅下滑的情况下，预计 2021 年全年招标量在 60GW 左右。
另外，根据我们的不完全统计，2022 年 1 月份陆上风电招标量超过 10GW，显著高于往年同期。
通常 风电项目的建设周期在一年左右，招标量对于下一年的装机规模具有较高的指导意义，风电项目招 标量逐步释放，对于短期的装机规模提供了有力的支撑。
“十四五”期间风电行业装机有望保持高成长。
长期来看，随着风电成本的进一步降低，未来风电有 望进入高速成长期，叠加碳中和的国家战略目标，陆上风电以及消纳问题更容易得到解决的海上风 电有望在“十四五”期间实现高速增长。
预计“十四五”期间我国风电年均装机有望达到 50GW，复合增速 接近 15%。
海上风电发展潜力大，2023 年有望开启快速上行期海上风电先天优势明显，近几年增速较快。
相比陆上风电，海上风电具有资源丰富、发电效率高、 距负荷中心近、土地资源占用小、大规模开发难度低等优势，不管是从全球角度还是我国角度，海 上风电均为重要的发展方向，目前被各国重点推进。
根据 GWEC，2011-2020 年全球海上风电累计装 机量平均复合增长率为 23.69%，显著高于全球风电同期整体装机量的平均复合增长率 9.65%。
国内海风增速领先全球。
根据国家能源局的数据，2021 年我国海上风电异军突起并网容量 16.9GW， 累计装机规模达到 26.4GW，2013 年中国海上风机累计装机容量仅有 0.5GW，CAGR 达到 66.4%，增速 领跑全球。
我国东南沿海省份海风资源优越，潜在可开发资源丰富。
我国海上风资源丰富，地质条件较好，且 毗邻广东、江苏、浙江等国内最重要的用电负荷地区，资源禀赋与发展诉求相契合，适宜建造风电 场，长期增长空间较大。
2020 年我国近海主要海区 100 米高度层年平均风速约为 8.3m/s，年平均风功率密度约为 832.2W/m2，显著高于陆地 100 米高度层的 5.7m/s 和 221.2W/m2。
“十四五”期间沿海各省总规划超过 50GW，支持我国海上风电需求。
综合各沿海省份“十四五”海上风 电规划来看，目前已经出台了明确的规划规模超过 50GW，还有部分拥有丰富海风资源的沿海省份未 公布具体规划，例如风资源最为优越的福建省。
因此，预计“十四五”期间国内海上风电年均新增装机 10GW 左右。
2022 年将是我国海上风电的过渡时期。
根据彭博新能源的统计，2021 年由于海上风电的抢装，中国 海上风电新增吊装容量达到 14.2GW，同比增长 351%。
相对应的是，2021 年海风招标的惨淡，仅有三 个项目共 980MW完成招标。
通常海上风电项目从开工到完全并网需要一年到一年半的时间，因此 2022 年完成的装机规模将大概率出现下滑。
海上风电有望于 2023 年开启快速上行期。
根据海上风电项目的建设周期， 如果要在 2024 年前全容 量并网，那么其开工时间节点应早于 2022 年底，而如果是 2025 年前全容量并网，那么开工时间节点 应早于 2023 年底。
因此，对应各省的“十四五”规划目标，海上风电的新一轮招标即将启动，预计未 来两年的市场招标容量不会低于 15GW，并于 2023 年开启海风吊装的上行周期。
2 风机大型化推动成本下降，经济性凸显促进需求释放风机招标价格持续下降，风电经济性凸显风机机组在风电项目投资成本中占比最高。
从风电项目的成本构成来看，不论是陆上风电还是海上 风电，都是风机占比最高，陆上风电约占 53%，海上风电中约占 45-50%，其次是塔筒等基础以及安 装和建筑工程费用。
近年来风机价格迅速下降，22 年招标价格屡创新低。
根据金风科技 2021 年三季度业绩演示材料的数 据，风机投标价格自 2020 年起就开始呈现下降趋势，其中 4S 系列风机投标价格已从 20 年 6 月的 3497 元/kW 下降到 21 年 9 月的 2326 元/kW，一年的时间降幅达到 33.5%。
而进入 2022 年之后，不管是陆风 还是海风，风机招标价格屡创新低，其中多个陆风项目的风机招标价格在 2000 元/kW 以下，海风项 目则在 4000 元/kW 以下。
风力发电度电成本下降明显，风电经济性凸显。
随着风电相关技术的不断进步，风电装机量迅速增 长后带来的规模经济效应日益显现、风电运营经验逐步积累和风电项目建设投资环境改善，风电成 本较行业发展初期明显下降。
全球范 围内陆上风电平准化度电成本从 2010 年的 0.089 美元/kWh 下降到 2020 年的 0.039 美元/kWh，下降了 59.18%，已经低于光伏发电成本 0.057 美元/kWh；海上风电从 2010 年的 0.162 美元/kWh 下降到 2020 年 的 0.084 美元/kWh，下降了 48.15%。
海陆风补贴相继取消，风电正式进入平价上网时代。
陆上风电 2021 年全面实现平价上网，2019 年 5 月国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》，提出自 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；先前已核准但未在 2021 年底前完成并网的项目， 国家不再补贴。
海上风电 2022 年起不再享受国家补贴。
2020 年初《关于促进非水可再生能源发电健 康发展的若干意见》明确提出，2022 年起中央不再对新建海上风电项目进行补贴，但鼓励地方继续 补贴建设海上风电。
随着海风投资成本的降低，海上风电平价时代或加速来临。
以风资源较好福建省为例，根据《我国 海上风电区域开发方案浅析》的披露，福建省海风的平均风速在 7.1-10.2m/s 之间，年平均利用小时 数 2400-3800 小时，尽管由于受到海床结构和台风因素影响，单位造价较高，然而由于海风资源禀赋 优异，根据我们测算目前福建海上风电度电成本为 0.41 元/kwh 左右，处于较低水平。
如果以福建省 脱硫煤电价 0.3932 元/kwh 进行敏感性测试，在 3200 小时的年均利用小时数的情况下，建造成本达到 1.2 万元/kw 的时候，内部收益率将超过 7%。
未来随着海上风电投资成本的进步下降，海上风电的经 济性将逐步提高，迈向真正的平价。
风机大型化是降本的主要推动力，大型化节奏显著提速新增装机机组功率提升明显，风电进入大型化时代。
据 CWEA 统计，2020 年国内新增陆上风机平均 单机容量达到 2.6MW，较 2010 年提升 76%；海上风机平均单机容量达到 4.9MW，较 2010 年提升 85%， 大型化趋势明显。
从 2022 年新招标的风电项目来看，陆上风电项目的风机功率大部分保持在 4MW 以 上，海上风电项目大部分保持在 8MW 以上，我国风电正式进入大型化时代。
大型化进程提速是本轮降本的主要推动力。
风机大型化是降低风电的度电成本的主要方式，其实现 降本的路径主要是摊薄各项成本和提升发电效率。
1）摊薄各项成本。
随着风机大型化，零部件用量并不会随着功率的上升而呈现线性变化，因此会有 效的摊薄零部件的采购成本，另外风机数量减少带来的基础、电缆、安装及运营上的单位投入同样 会随之减少。
以 Vestas 部分机型为例，我们比较了从 1.5MW 到 9.5MW 的 7 款机型，可以看出转子重 量、塔筒重量及总重明显小于容量的增幅，大型化摊薄效应明显。
2）提高发电效率。
伴随着风机大型化的是叶片尺寸增加、塔筒高度升高，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，从而达 到提升发电效率、降低度电成本的效果。
以 Siemens Gamesa 的海上风机为例，以下四款机型适用的 风速相同，具有较强的可比性，且容量都在 5MW 以上，是目前大型化的主流机型。
对比相关技术参 数可知，随着风机容量增加，单位千瓦扫风面积显著增加。
根据《平价时代风电项目投资特点与趋势》测算，在同样是100MW的项目，风机单体从2.0MW到4.5MW， 静态投资额下降 14.5%，LCOE 下降 13.6%。
3 海风高速发展产能布局是竞争核心，深远海趋势显著提升基础用量塔筒桩基行业集中度有望提升，盈利空间有望保持稳定塔筒行业市场空间大，市场格局较为分散。
塔筒的成本通常占风电建设的成本 5-10%，根据 Wood Mackenzie 的测算，2019-2027 年间全球风机供应链潜在市场价值高达 5400 亿美元，其中叶片与塔筒的 市场潜力最大，均超过 1000 亿美元。
但是由于运输半径的限制和较低的固定资产投入导致塔筒行业 市场格局较为分散，2018 年末 CR5 仅为 35%。
国内塔筒市场以几大上市公司为主，市场较为分散。
由于运输半径的限制和较低的固定资产投入导 致塔筒行业市场格局较为分散。
目前国内塔筒市场的参与者主要包括天顺风能、大金重工、泰胜风 能、天能重工、海力风电五家上市公司以及央企下属子公司和地方性企业组成，根据海力风电招股 说明书，五家上市公司的市占率在 30%左右。
海上塔筒和桩基行业国内集中度高，市场格局较好。
桩基行业由于海上风电行业发展的区域性特点 及码头的必要性，目前国内具备进行生产的厂商相对较少，集中度较高，根据海力风电招股书，2019 年公司海上塔筒、桩基产品市占率分别为 25.69%、23.03%，处于市场领先地位。
头部塔筒厂商加速扩张，行业集中度有望进一步提升。
受制于塔筒的运输半径，广泛的产能布局和 快速的规模扩张是提升占有率的最有效途径。
从目前公布的扩产情况来看，各厂商都在积极扩张， 其中天顺风能、大金重工、海力风电规划产能均达到 100 万吨以上。
考虑到如下几个因素，我们预 计未来具备技术、规模优势的头部厂商通过快速的产能扩张，持续抢占小规模、区域性塔筒企业的 市场份额，行业集中度有望持续上升：技术优势：风机大型化趋势加速，塔筒的高度、直径、强度都需进行相应的升级，制造环节的 难度与精度要求均将提升，塔筒制造的技术门槛持续提升，技术工艺领先、生产设备先进的头 部厂商将占据明显优势；管理优势：对于大型央企和国企，塔筒只是他们业务中的一部分，并非核心业务，收入占比不 大，并且其盈利能力和供应链管理能力与专业的塔筒厂商相比并不存在优势，以中国船舶和粤 水电为例，2020 年其塔筒业务的毛利率分别仅为 9.7%与 5.3%，后续扩张力度有限；规模优势：在抢装潮结束后，短期内行业需求将有所下滑，并且下游客户对塔筒厂商的综合实 力和交付能力会提出更高要求，部分体量较小的区域性塔筒厂商面临较大的经营压力，抢装期 间涌现的临时性、小规模产能将率先出清。
风电塔筒桩基产品较为同质化，成本加成模式定价成本压缩空间有限。
塔筒和桩基的定价模式为成 本加成，即签订单价为签订合同时的原材料价格加一定的加工费。
从产品价格来看，2020 年各家陆 上塔筒的价格基本维持在 8000-8500 元/吨。
一方面，从塔筒的成本构成来看，原材料占比在 80%左右， 成本压缩空间有限，并且由于塔筒的生产周期较短，通常为 1 至 2 月，签订合同和钢材采购时间存 在较小的风险敞口；另一方面，塔筒和桩基的招标通常和主机分开招标，不会受到主机厂价格战的 影响，因此盈利空间有望保持稳定。
钢价中枢下行，供需关系改善，塔筒厂商盈利空间有望维持稳定。
塔筒的毛利率与原材料价格呈现 较为明显的负相关关系，2020 下半年以来钢材价格大幅上升，对塔筒厂的利润空间造成一定压力。
而未来短期国内钢铁需求保持稳定，钢价大幅上行的概率较小，有望保持高位震荡。
另外，加工费 通常受到市场供需关系的影响，天顺风能和大金重工的单吨毛利与风电新增装机有一定的相关关系， 近两年由于风电抢装潮的影响，需求较为旺盛，未来随着头部塔筒厂的新增产能逐步释放，供需关 系得到改善，单吨毛利有望维持在 1500-2000 元/吨的合理区间。
因此，我们预计未来塔筒厂商的盈利 空间有望维持稳定。
（报告
