源达：周期性扰动因素逐步消退风电行业成长可期_新浪财经

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　　原标题：周期淡化，风电行业成长可期——风电专题研究系列

　　来源：源达

　　分析师：吴起涤

　　投资要点

　　➢“十四五”风电装机规模稳步增长，重点关注海上风电

　　根据对各省“十四五”规划及碳达峰安排的梳理，内蒙古、甘肃、河北、广东的风电装机目标均超过20GW，我们预计全国在“十四五”期间的风电装机目标将达到320.2GW（新疆、陕西、辽宁和黑龙江四省按现有装机比例估算），结合21年、22年全国47.6GW、37.6GW的装机数据看，2023-2025年全国年度平均风电装机将超过78.3GW。我们预计2023年国内新增风电装机63.7GW，同比增长69.3%；预计2023年全球新增风电装机100.9GW，同比增长30.0%。随着建设成本快速下降，海风正加速迈入平价阶段，预计2025年国内新增海上风电17.6GW，23-25年复合增长率为50.6%，2025年全球新增海上风电30GW，23-25年复合增长率为50.5%，海上风电快速发展。

　　➢历史复盘：补贴政策调整和消纳矛盾是造成行业周期的核心因素

　　复盘风电行业过去十余年发展，我国风电装机规模持续提升，行业呈现明显的周期性。1）风电装机的周期性很大程度上源于补贴政策的变动。近十年来我国风电行业经历了从固定标杆上网电价到竞价上网，再到平价上网的转变。2）风电消纳也是导致风电装机波动的重要因素。风电消纳的不畅一方面将严重影响项目的收益预期，从而降低投资业主的积极性；另一方面也将导致管控政策与项目审批的收紧。

　　➢周期性扰动因素逐步消退，风电行业步入发展新阶段

　　我们认为未来风电行业的周期性有望明显减弱，成长性则日益凸显。长期来看，我国提出“双碳”目标，能源转型趋势明确；中期来看，风机大型化和项目规模扩大化驱动风电成本持续下降；短期来看，特高压建设持续推进，储能装机规模加速，弃风水平持续下降，风电消纳明显好转。

　　➢投资建议

　　“碳中和”背景下，全球风电需求有望长期维持稳定增长。建议关注成本管控能力强，技术壁垒高，大兆瓦受益环节的公司：1）整机厂商：三一重能、明阳智能、金风科技。2）轴承：长盛轴承。3）海缆：中天科技（维权）、东方电缆。

　　➢风险提示

　　政策不及预期风险；风电行业增长不及预期；原材料价格波动风险；风电行业竞争加剧。

　　一、历史复盘：周期波动明显，补贴助力行业快速发展

　　1、复盘历史，我国风电行业周期性明显

　　复盘风电行业过去十余年发展，我国风电装机规模持续提升，行业呈现明显的周期性。大致可分为以下几个阶段。

　　2010年前（上行）：2006年国内颁布《可再生能源法》，政策层面全面推动风电行业的发展，这一阶段国内装机基数低，随着国内企业自主创新能力增强，装机增速明显加快，产业链国产化率也近一步提高，2009年国家发布新上网电价政策，开始对风电进行补贴，截至2010年，国内累计装机规模接近30GW。

　　2011-2012年（下行）：随着风电装机规模的快速提升，弃风现象日益突出，与此同时风机质量问题也开始逐渐显现，风电场大面积脱网事故频发，弃风限电与监管趋紧导致新增装机容量出现明显下滑。

　　2013-2015年（上行）：弃风现象得到明显改善，与此同时风电上网标杆电价于2015年迎来首次下调，行业抢装需求旺盛，装机规模大幅提升。

　　2016-2017年（下行）：抢装后弃风率大幅反弹，2016年国家能源局正式启动风电投资监测预警机制，三北地区主要省份均被列入红色预警地区，风电开发建设暂停，装机规模快速回落。

　　2018-2020年（上行）：风电消纳情况持续好转，与此同时风电上网电价补贴开始快速退坡，陆上/海上风电分别从2021/2022年起实行平价上网，行业进入大规模抢装期。

　　2021-2022年（下行）：受到疫情的影响，加之风电补贴退坡，装机量出现下滑。在“碳中和”政策的引领下，伴随着技术降本，平价时代的到来，未来风电行业特征将由成长性将替代周期性。

　　2、补贴政策调整和消纳矛盾是造成行业周期的核心因素

　　风电装机的周期性很大程度上源于补贴政策的变动。近十年来我国风电行业经历了从固定标杆上网电价到竞价上网，再到平价上网的转变。

　　2009年《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》发布，其中明确风电电价按照全国四类风能资源区制定相应的风电标杆上网电价，开启我国风电国家补贴的序幕。

　　2014年国家发改委发布《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），文件提出2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，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，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区标杆上网电价每千瓦时下调0.02元。2015年爆发我国风电行业第一轮抢装潮，根据国家能源局的数据，2015年我国风电新增装机量达到30.8GW，同比增长32.5%。

　　2019年国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，文件提出2018年底之前核准且2020年底前仍未完成并网的陆上风电项目，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准、2021年底前仍未完成并网的陆上风电项目，国家不再补贴；同时，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，因此在最后的补贴窗口期爆发了第二次风电抢装潮。根据国家能源局的数据，2020年国内风电新增装机量71.7GW，同比增长167.5%。

　　风电消纳也是导致风电装机波动的重要因素。风电消纳的不畅一方面将严重影响项目的收益预期，从而降低投资业主的积极性；另一方面也将导致管控政策与项目审批的收紧。

　　2011-2012年：2011年，在补贴政策的刺激下，国内风电新增装机量高速增长的同时，弃风率快速上行至16.2%，2012年则攀升至17.1%。2012年国家能源局下发《关于规范风电开发建设管理有关要求的通知》，要求“对风电弃风率超过20%的地区，原则上不得安排新的风电项目建设”。随后在多项消纳引导政策出台下，弃风率得到明显改善，2013年弃风率回落至10.7%，我国风电新增装机量逐步回暖。

　　2016-2017年：经历2015年抢装潮后，弃风率再次攀升至17%的高位，2016年国家能源局开始发布全国风电投资监测预警体系，各地区红色和橙色的预警结果直接影响当年下达的风电开发建设规模。2016年我国风电新增装机量23.4GW，同比降低24%；后续伴随电网外送通道建设等方面的不断完善，投资监测结果逐步转好，我国风电新增装机重回增长。

　　二、周期性扰动因素逐步消退，风电行业步入发展新阶段

　　1、“双碳”目标正加速，能源转型趋势明确

　　自《京都议定书》签订以来，气候变化成为世界范围内的重要议题。减少温室气体的排放以应对气候变暖成为世界范围内的共识，各大经济体均提出“碳减排”、“碳中和”的目标，如美国、日本和欧盟提出2050年达到碳中和。

　　我国提出“双碳”目标，走绿色发展的必由之路。2020年9月，第七十五届联合国大会一般性辩论上，总书记代表中国做出承诺——力争于2030年前达到二氧化碳排放峰值，并努力争取2060年前实现碳中和。这一目标提出后，各相关部委、行业协会、地区相继出台“碳达峰、碳中和”政策，相关工作快速推进。

　　能源结构转型是实现碳中和的关键路径。据BNEF预测的零碳路径模型，该模型通过合适的方法将2022-2050年的升温控制在1.77摄氏度以内，为此，到2030年全球碳排放量需下降30%，到2040年每年下降6%，到2050年达到零排放。

　　从排放结构来看，将发电从化石燃料转向清洁能源是全球减排的最大贡献者，占2022-2050年所有减排量的一半。这包括用风能、太阳能、其他可再生能源和核能来取代未减少的化石燃料。运输和工业流程、建筑和供热的电气化是下一个最大的贡献者，在这一时期减少了约四分之一的总排放量。氢气也是一个相当大的贡献者，尽管相对来说要小得多，占减排量的6%。

　　2、风机大型化和项目规模扩大化驱动成本持续下降

　　近年来风电度电成本持续下降。根据国际可再生能源署（IRENA）的统计，2020年陆上风电度电成本从2010年的0.089美元/kWh下降至0.033美元/kWh，下降幅度63.1%，低于传统的化石能源和光伏度电成本；海上风电度电成本从2010年的0.162美元/kWh下降至0.075美元/kWh，下降幅度53.6%。

　　风电机组和安装工程降本是推动风电建设成本降低的关键。风电项目建设成本主要来源于风电机组、电力设施和安装工程等环节。根据北极星电力网数据，风电机组、电力设施和安装工程占陆上风电建设成本的85%、占海上风电建设成本的63%。陆上风电建设成本中风电机组占70%，因此风电机组降本是推动陆上风电项目建设成本降低的关键。海上风电由于其安装和桩基建设的复杂性，使得风电机组成本只占30%左右，而安装和桩基共占30-40%。因而，风电机组、安装工程和桩基建设三方面同时降本才能有效推动海上风电项目建设成本降低。

　　风机大型化是风电长期降本的有效途径。风电机组单机容量的大小直接决定着同等装机规模所需要的风电机组台数，进而影响风电场道路、线路、基础、塔架等的投资。同时，在风能资源及土地资源紧缺的情况下，采用大容量机组还可解决风电机组点位不足等问题。

　　根据徐燕鹏发表的《平价时代风电项目投资特点与趋势》测算，以仅考虑风电机组点位影响的同一项目为例，当机组单机容量由2MW增加到4.5MW时，项目投资成本显著降低，静态投资可降低932元/千瓦，全投资IRR可提升2.4%，资本金IRR可提升9%，LCOE可降低0.0468元/千瓦时。

　　在其他条件不变的情况下，风电项目规模越大，单位千瓦投资越低。投资优化主要来自于前期、设计及升压站等公共成本降低，规模效益可有效降低总体投资，从而提升整体收益。此外，对大容量项目或将多个项目打捆进行风电机组设备招标，可提高开发商的议价权，降低设备采购成本。

　　根据徐燕鹏发表的《平价时代风电项目投资特点与趋势》测算，以50MW项目为基准，若项目容量增至100MW，单位千瓦投资可降低418元；若扩容到400MW基地规模水平，单位千瓦投资可降低713元。

　　风机大型化和项目规模扩大化正成为主流需求。1）据CWEA统计，2012年中国新增装机的风电机组平均功率仅不到1.7MW，2022年提升至将近4.5MW；随着陆上风电和海上风电陆续进入平价时代，下游对于降本的意愿更加强烈，预计大型化趋势将持续加速。2）近期多数招标项目均要求4.0MW及以上的风电机型，且项目规模均在100MW以上。我们预计未来风电项目成本还会持续下降。

　　3、弃风水平持续下降，风电消纳明显好转

　　空间维度：特高压建设持续推进，充分助力三北地区风电消纳。我国风资源的分布并不均衡，三北地区的风力资源较为丰富，而用电负荷则主要集中在中部、东部以及南部地区，因此长期以来三北地区面临较大的消纳压力。近年来我国特高压建设持续推进，输电能力持续提升，充分助力风电等可再生能源的跨区域消纳。

　　时间维度：储能装机快速增长，平抑风力发电接入电力系统带来的不稳定性。风力发电受自然环境影响较大，日内出力波动大，且由于天气难以预测，风电的出力更难以预测。目前已有的电力系统均是为以火电为主的电力系统而设计的，出力波动大的风电大规模并网后，会影响电力系统的可靠性，原有的针对火电的电力系统备用等灵活性资源将不能应对未来复杂的情况，电力系统的调节难度大幅增加。储能能够有效提升电网接纳清洁能源的能力，解决大规模清洁能源接入带来的电网安全稳定问题。随着储能装机的提升，风力发电的这一问题能够逐步改善。

　　近年来国内弃风水平持续下降，风电消纳形势明显好转。随着特高压建设持续推进以及储能装机加速，目前全国范围内的风电消纳情况均得到明显改善，2022年全国弃风率仅为3.3%，曾经的六个风电红色预警省份新疆、甘肃、吉林、黑龙江、内蒙古、宁夏的弃风率已基本降至10%以下。

　　4、“十四五”风电装机规模稳步增长，重点关注海上风电

　　各省“十四五”能源规划安排陆续出炉，未来更应乐观。根据对各省“十四五”规划及碳达峰安排的梳理，内蒙古、甘肃、河北、广东的风电装机目标均超过20GW，我们预计全国在“十四五”期间的风电装机目标达320.2GW（新疆、陕西、辽宁和黑龙江四省按现有装机比例估算），结合21年、22年全国47.6GW、37.6GW的装机数据看，2023-2025年全国年度平均风电装机将超过78.3GW。

　　我们预计2023年国内新增风电装机63.7GW，同比增长69.3%，其中新增陆上风电装机55.9GW，新增海上风电装机7.8GW，风电装机规模稳步增长。随着风力发电度电成本的下降和电网消纳能力提升，叠加能源结构转型的需求，我们预计2023年国内新增风电装机63.7GW，同比增长69.3%，其中新增陆上风电装机55.9GW，新增海上风电装机7.8GW；预计2023年全球新增风电装机100.9GW，同比增长30.0%，其中新增陆上风电装机87.0GW，新增海上风电装机13.9G。预计2025年国内新增海上风电17.6GW，23-25年复合增长率为50.6%，2025年全球新增海上风电30.0GW，23-25年复合增长率为50.5%，海上风电快速发展。

　　三、风电赛道高景气，优选整机和核心零部件环节

　　风电产业链主要包括上游原材料，中游零部件和下游整机商。完整的风电设备包括风电机组、风电支撑基础和输电控制系统三大部分，其中风电机组包括机舱罩、齿轮箱、发电机、叶片、轴承等，风电支撑基础包括塔筒、基础环等，输电控制组件包括电缆、控制系统、升压站等。对海风来说，基础还包括桩基、导管架。

　　1、风电整机：国内整机格局逐渐明朗，重视供应链管控能力

　　国内风电整机厂商新增装机容量居全球前列。彭博新能源财经公布的2022年全球风电整机商新增装机TOP10排名，中国企业占据其中6席。金风科技以12.7GW的装机容量位居第一，成为首家新增装机容量登顶第一的中国整机制造商，维斯塔斯以400MW微差位居第二，远景能源（8.3GW）排名第四，明阳智能以6.8GW和西门子歌美飒并列第五，运达股份（6.4GW）紧随其后排名第七，随后是三一重能（4.0GW）、中国中车（3.2GW）。

　　竞争格局逐渐明朗，国内整机厂商CR5市占率提升。2022年，远景能源、金风科技和明阳智能分别以市占率22%、18%、18%位居前三，前三、前五整机厂商市场份额明显提升。

　　风机存在较大技术壁垒。产品性能、稳定性、产品效率等方面均影响着风机产品的质量，同时风机产品大兆瓦、智能化、数字化趋势明显，行业二三线厂商在短期内难以获得先进技术能力，对风机品控管理要相对弱于行业龙头企业，因此大部分整机厂商仍需要一段时间进行技术积累。

　　风电整机以装配产业链为核心，零部件材料占比超九成，供应链成本管控能力非常重要。未来整机的竞争是成本的竞争，能够自主生产叶片、电池、齿轮箱等核心零部件的主机厂能获得更高的毛利率。另一方面，20年抢装整机毛利率普遍遭受到上游零部件涨价的挤压。平价后零部件降价，产业链利润有望向下游整机商平衡，整机商整体的毛利率有较大的改善空间。

　　2、中游零部件：优选技术壁垒高、大兆瓦受益环节

　　轴承：技术壁垒高，大型高端轴承溢价大

　　轴承为风电设备核心零部件，技术壁垒高、国产替代空间大。风机轴承共分4类：偏航轴承、变桨轴承、主轴轴承等。其中，技术难度相对较低的偏航轴承与半桨轴承已经基本实现国产化，主轴轴承因技术壁垒较高而主要依赖进口，中高端轴承生产技术及生产经验不足为轴承业的主要壁垒，风机大型化趋势则提高了这些壁垒。国内厂商当前大兆瓦风机主轴轴承供应能力较弱，产能、性能、稳定性均与国际先进水平存在一定差距。