1 雙碳政策體系持續完善，托底風光長期成長預期

碳達峰碳中和線路圖明確，設定非化石能源中長期發展目標。“雙碳”目標對能源結構轉型和電力供給側改革 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、風電、生物質）應用 占比尚需大幅提升。2021 年 10 月 24 日，中共中央、國務院印發《關于完整準確全面觀 測新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》，在雙碳“1+N”政策體系中明確了“1”的 頂層設計指導意見。該政策提出構建綠色低碳循環發展經濟體系、提升能源利用效率、提 高非化石能源消費比重、降低二氧化碳排放水平、提升生態系統碳匯能力的五方面目標， 并針對非化石能源發展，進一步明確了：

1）2025 年：綠色低碳循環發展的經濟體系初步形成，非化石能源消費比重達到 20% 左右；2）2030 年：經濟社會發展全面綠色轉型取得顯著成效，非化石能源消費比重達到 25%左右，風電、太陽能發電總裝機容量達到 12 億 kW 以上；3）2060 年：綠色低碳循 環發展的經濟體系和清潔低碳安全高效的能源體系全面建立，非化石能源消費比重達到 80% 以上。

預計國內“十四五”、“十五五”風電年均裝機需求或達 43/55GW，在配套政策推動下 有望進一步超預期。2020 年中國非化石能源消費占一次能源消費比重達 15.9%，超額達 成“十三五”規劃設定的 2020 年 15%目標值。在風電光伏競爭力持續強化的情況下，我 們認為碳中和路線圖中的階段性目標有望超額實現，預計國內非化石能源消費占比有望于 2025 年達 21%左右，于 2030 年達 26%左右。據此反推預期，若按光伏/風電平均年發電 利用小時數 1200/2100h，且光伏、風電發電量約 1:1 測算，我們預計中國“十四五”期間 風電年均裝機需求或達 43GW，“十五五”期間年均裝機需求或達 55GW 左右（2021-2030 年均約 49GW）。

“十四五”期間規劃九大風光（水火）儲基地和五大海上風電基地。2021 年 3 月 30 日，《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和 2035 年遠景目標綱要》提 出，未來我國將持續開發包括水電、風電、光伏等電源在內的多個清潔能源基地，形成九 大集風光（水火）儲于一體的大型清潔能源基地以及五大海上風電基地。其中，九大清潔 能源基地主要包括雅魯藏布江下游、金沙江下游、雅礱江流域、黃河上游和幾字灣、河西 走廊、新疆、冀北、松遼等地；五大海上風電基地包括廣東、福建、浙江、江蘇、山東等 地。大基地項目有望成為未來國內新能源裝機發展的主要形式之一。

大基地項目有望成為風電裝機的主要形式。據智匯光伏統計，目前國內已公布 風光大基地項目規模達 51.68GW。我們預計在首期約 100GW 大基地項目中風光占比各一 半左右，此后還將有第二期規模約 100GW 的大基地項目將在合適時間公布，共同構成“十 四五”期間大型集中式電站的裝機主力。

2 風機大型化降本趨勢明確，經濟性競爭力大幅提升

風機大型化是風電長期降本的根本路徑

降低風電成本的關鍵在于降低風機等設備和安裝成本。風電設備及安裝工程是風電項 目最主要的成本構成，2020 年在陸上和海上風電成本中占比分別約 80%和 60%，其中主 要包括風機葉輪、塔筒、齒輪箱等零部和裝配運輸環節。對于海上風電而言，除此之外， 由于海上吊裝和基建的復雜性，其建筑工程成本也相對較高吊風力發電機圖片，占總成本比例近 30%。

風機大型化是風電降本最根本有效的路徑。風機大型化一方面可減少風機制造過程中 單位功率原材料用量，另一方面推動風電場配套建設和運維成本的下降

1）整機制造環節：風機大型化下，單機零部件用量的增加明顯小于功率的增大。以 運達股份 4.5MW 和 3MW 兩款陸上風機為例，4.5MW 機型在輸出功率上較 3.5MW 提升 了 50%，但在零部件上基本保持通用設計，極大降低了單功率零部件用量，實現成本的有 效下降。

2）風場項目建設運營：單機功率提升不僅可以攤薄 BOP 成本（基礎、電纜及其他電 力設施 Capex），還可在相同風場容量下減少點位數，降低建設成本和運維成本（Opex）。 根據羅蘭貝格此前測算，6MW 風機替代 3MW 風機可以使風機以外的 Capex/Opex 下降 6%/14%，使得 LCOE 進一步下降 17%。

陸上風機功率大幅躍升，降本增效經濟性凸顯

陸上風電單機功率迎來躍升，4MW 以上機型有望成為未來 1-2 年主流，大型化進程 有望持續超預期。2014 年以來，國內陸上風電主流機型功率多為 2-2.9MW 機組，每年單 機功率平均提升幅度僅 0.15MW 左右，大型化推廣進度相對較慢。這與補貼階段終端項目 收益率較高，產業鏈對大兆瓦技術研發推廣的緊迫性和積極性相對較弱有關，也受到國內 廠商風機技術研發周期的客觀制約。

但隨著風電進入平價上網階段，終端收益率回落和向 上游壓價壓力加大，技術和成本競爭力的重要性凸顯，倒逼行業加快大兆瓦風機的推廣進 度。2021 年以來，國內面向平價陸上風電項目的新招投標主流風機單機功率基本已直接 邁過 3-4MW 的平臺，多跳躍式地提升至 4MW 以上，預計單機功率大型化的顯著提速也 將帶來成本端的加速下降。此外，目前整機廠也在進一步儲備面向中長期的大型風機技術， 甚至提出“海陸同款”的型號設計，我們預計到 2025 年國內西北地區陸上機組單機容量 有望達 8-10MW，中東部地區單機容量有望達 5-6MW（考慮低風速和施工復雜程度限制）。

風機大型化+零部件降價+國產替代，推動風機加速降本降價，頭部廠商盈利能力有望 相對穩定。國內風電機組價格從 2010H2 開始首次低于 4000 元/kW，此后 10 年風機均價 長期在 3400-4200 元/kW 之間波動。然而，得益于 1）在風機大型化加速的趨勢下，整機 廠自身降本能力明顯強化，2）2020 年搶裝潮后，零部件供應鏈部分過高的價格迎來合理 回落，整體降幅近 20%，3）更大范圍零部件的國產替代等，從 2021 年起，國內陸上風 機公開招標價格迎來加速下降，目前 4MW 以上機型均價中樞已降至 2300-2400 元/kW， 同比降幅約 30%。本輪風機價格下降的主要原因是成本的加速下降，大幅抵消了對整機廠 盈利能力的影響，尤其是供應鏈成本管控能力優秀的頭部廠商盈利能力有望保持穩定。

風電項目開發成本快速下降，平價項目收益率有望達 7%-10%，競爭力凸顯。風機成 本大幅下降，疊加 EPC 及施工設備租金下降等因素，國內多數陸上風電項目單位投資成 本將從此前的 7000-8000 元/kW 降至 6000 元/W 左右，部分三北地區項目甚至可降至約 5000 元/W。結合國內典型風電場發電運行情況測算，我們預計多數平價項目 IRR 有望達 7%-10%，具備較強投資吸引力和經濟性競爭力。

海豐降本路徑明確，降本潛力巨大

海上大兆瓦機型有望顯著攤低零部件和 BOP 成本，助力度電成本下降。海上風電方 面，以同為明陽 6MW 平臺的 MySE7.25 和 MySE5.5 兩款機型作對比，在額定功率提升 32%的情況下，對應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 寸甚至基本不變，綜合來看，由 5.XMW 風機提升至 7.XMW 風機，從單位功率的角度看， 或帶來近 20%的零部件用量減少，且隨著大型化持續提升，降本效應有望進一步放大。

此外，以遠景能源新型海上風機平臺 Model Y 為例，其機型功率覆蓋 6-12MW，葉輪 直徑覆蓋 182-236 米。其中，7MW 機型在山東、廣西、江蘇等中低風速海域，相比 5.XMW 級別，單位千瓦掃風面積提升 15%，綜合電量可提升 15%，判斷度電成本可降低 20%-30%； 8MW 機型在廣東、浙江等中風速海域，相比 5.XMW 級別，相近電量水平下單機容量提升 54%，400MW 風場減少 23 臺，綜合 BOP 可降低 40%，判斷度電成本可降低 30%-40%。

海風主流機型有望從 4-5MW 向 8-10MW 升級，加速降本并有利于提升吊裝能力。截 至 2020 年，國內海上風電主要吊裝機型仍是 4-5MW 機型，且 2021 年國內海上風電交付 機組或主要以 4-7MW 機型為主。相較于歐洲海上風電已逐步邁入 10MW 海風時代，整體 大型化提升進度偏緩。但隨著國家補貼退出、項目收益率回落，將倒逼整機廠商加速通過 研發大兆瓦機型以快速降本，2022 年主流機型有望由 4-5MW 加速向 8-10MW 升級。風 機大型化加速一方面加快了海上風電降本步伐，另一方面單機功率的顯著抬升也有利于突 破海上吊裝能力瓶頸限制，實現海上風電裝機效率的提升。（報告來源：未來智庫）

海上風電有望于 2025 年開啟單機功率 20MW 時代。目前頭部整機廠基本完成 8-11MW 海上機組平臺的優化升級，處于市場相對領先地位，并積極布局 13MW 以上機組 技術。我們預計，隨著整機廠加快推進技術研發和產品升級，2025 年國內海上風電有望 逐步開啟單機功率 20MW 時代。

2021 年海上風電搶裝推升短期成本，2022 年有望重回快速降本通道。2009 年，國 內首個近海項目上海東海大橋風電場一期 102MW 單位超 2.3 萬元/kW；此后江蘇省加快 海上風電開發建設步伐，項目成本也呈持續下降趨勢，從 2011 年平均約 2.1 萬元/kW 降 至 2015 年的 1.6 萬元/kW 左右，到 2020 年下探至 1.5 萬元/kW 左右，較 2011 年降幅約 28%，也低于全國 1.78 萬元/kW 的平均造價。2021 年是海上風電國補的最后一年，搶裝 之下市場安裝施工和裝備供應緊張，導致海上風電投資成本不降反增，江蘇以北地區海上 風電建設成本回升至 1.7 萬元/kW 左右，而福建及粵東地區建設成本漲至 1.9 萬元/kW 左右。但搶裝潮下海風產業鏈的短期高價不具備可持續性，隨著搶裝需求回歸平穩，以及裝 備及施工等環節產能擴張，預計海上風電成本將重回加速下降通道。

不懼退補壓力，海上風電進入降本路徑清晰。在國家補貼即將退出的背景下，海上風 電項目收益率將面臨下降壓力，倒逼供應鏈降本降價，助力海上風電平價上網實現相對平 穩的過渡。沿著機型升級、配套完善、方案優化等路徑，產業鏈各環節共同出力，我們預 計未來兩年海上風電降本空間或在 30%以上。具體來看，根據上海電氣預測：

風機：降本空間 35%以上，通過整機廠大兆瓦機型升級、供應鏈控制等途徑實現。

基礎：降本空間 20%以上，通過設計院和整機廠優化基礎設計和塔筒減重實現。

吊裝：降本空間 30%以上，通過施工方增加安裝船供給+吊裝方案、施工窗口、 利用率優化實現，同時風機大型化也將進一步攤低單位吊裝成本。

電氣設備：降本空間 30%以上，通過開放商和設計院合作進行升壓站、送出線纜 等設施共用、場內線纜布置優化、新型輸電技術應用實現。

運維：降本空間 20%，通過整機廠提高機組可靠性和空中可更換部件占比、運維 公司開發高空吊裝維護平臺實現。

海風平價項目整機報價大幅下降，海風降本進度有望超預期。在國家補貼時代，國內 海上風電機組價格長期處于 6000 元/kW 以上的較高水平。2021 年 10 月，中廣核象山涂 茨海上風電場項目和華潤電力蒼南 1＃海上風電項目兩個海上風電平價項目開標，合計規 模 680MW。其中，中廣核象山涂茨海上風電場項目 6 家競標整機商中，最低報價下探至 3830 元/kW，創下國內海上風電機組價格新低；華潤電力蒼南 1＃海上風電項目 5 家競標 整機商中，最低報價下探至4061元/kW，且相較于2020年該項目曾經開標價格7264元/kW， 降幅高達 31%-44%。海上機組報價的大幅下降，一方面是終端投資收益率預期降低倒逼 和市場化競爭的結果，另一方面也反映了整機廠商在機型升級和供應鏈逐步寬松之下相對樂觀的降本預期，有利于提升海上風電成本競爭力。

海上風電降本加速，平價項目逐步推廣。考慮到風機大型化推廣進程加速，搶裝潮后 吊裝和配套設施環節供應壓力緩解后定價回落，以及地方支持政策落地（補貼及非補貼）， 預計海上風電逐步具備項目收益率 6%-7.5%的平價上網基礎，并有望在 2024 年開啟海上 風電的普遍平價，海上風電成長性有望持續增強。

風電裝機復蘇或超預期，中長期成長性顯著強化

風電招標規模超預期，行業高景氣有望延續

2021H1 國內風電招標規模超預期，全年有望達 55GW。風電成本加速下降，支撐平 價項目經濟性提升和行業新增裝機需求快速釋放。據金風科技和明陽智能分別統計（口徑 或有差異），2021Q1-3 國內風機公開市場招標規模約 42-48GW，達到歷史高位，我們預 計全年招標規模將達 55GW 左右。

風機招標規模高增長，預示行業裝機高景氣，2022 年陸上風電裝機有望超預期。陸 上風機交付期一般將近 1 年，當年風電招標規模與次年的風電裝機量具有很強的相關性， 往往可作為預測次年風電裝機量的先行指標。基于 2021 年風機招標規模超預期，我們預 計 2021/2022 年國內風電新增裝機規模將分別達 40/50GW 左右。

預計“十四五”期間國內陸上風電年均裝機規模有望超 45GW。得益于技術進步和風機 成本加速下降，我們預計國內陸上風電平價項目在較為可觀的收益率（7%-10%）支撐下， 同時在大基地項目的推動下，預計“十四五”期間年均裝機規模有望提升至 45GW 以上， 2025 年有望達近 60GW，復合增速約 15%。

海風進入從 1 到 10 階段，成長性突顯

東南沿海省份海風資源優越，海上風電成長空間巨大。我國海上風資源豐富，地質條 件較好，且毗鄰廣東、江蘇、浙江等國內最重要的用電負荷地區，資源稟賦與發展訴求相 契合，適宜建造風電場，且隨著漂浮式風機技術的逐步成熟和推廣，長期增長空間巨大。

2021 年海上風電進入搶裝高峰，預計全年裝機規模將達 7-8GW。2021 年將是新建 成海上風電項目享有國家補貼的最后一年，行業進入搶裝高峰期，建設迎來加速。僅 2021 年 1-4 月，國內海上風電新并網和在建項目共計 32 個，規模超 10.69GW。2021H1，國 內海上風電新增裝機 2.15GW，累計裝機達 12.24GW，超越英國位居全球海上風電累計裝 機容量首位。結合主要海上風機企業交付計劃、供應鏈訂單反饋和海工船吊裝能力，我們 預計大部分在建項目有望于年內完成搶裝，2021 年海上風電裝機規模有望大幅增至7-8GW。

沿海省份加大海風規劃支持力度，有望支撐海風實現較快增長。圍繞我國“2030 碳 達峰、2060 碳中和”目標，各地方政府亦積極加快制定相關政策，明確各類可再生能源 發展目標和發展方式。其中，海上風電作為最能匹配東南沿海地區資源稟賦的新能源技術， 獲得江浙閩粵等省重點支持。

1）廣東：2021 年 6 月 1 日下發《促進海上風電有序開發和相關產業可持續發展的實 施方案》，明確“到 2021 年底，全省海上風電累計建成投產裝機容量達到 400 萬千瓦；到 2025 年底，力爭達到 1800 萬千瓦，在全國率先實現平價并網”。截至 2020 年底，廣東海 上風電累計并網容量超 1GW，在政策指引下，我們預計 2021 年新增并網規模將達 2-3GW， “十四五”期間新增裝機規模將達16GW 以上，且2022-2025年均裝機目標有望達3.5GW。

2）江蘇：江蘇發改委對外公示《江蘇省“十四五”海上風電規劃》，規劃海上風電項 目場址共 28 個，規模 9.09GW，規劃總面積為 1444 平方千米，對應年均裝機約 1.8GW。

3）浙江：2021 年 6 月 23 日正式印發《浙江省能源發展“十四五”規劃》，提出重點 推進海上風電發展，集約化打造海上風電+海洋能+儲能+制氫+海洋牧場+陸上產業基地的 示范項目，“十四五”期間，海上風電力爭新增裝機容量 4.5GW 以上，累計裝機容量達到 5GW 以上，對應年均裝機 0.9GW 以上。

4）山東：2021 年 6 月 7 日發布《關于促進全省可再生能源高質量發展的意見》，提 出將在 2021 年實現省內海上風電“零突破”，并初步規劃“十四五”期間爭取啟動海上風 電項目 10GW。結合項目正常建設進度，我們預計山東“十四五”期間投運海上風電項目規 劃有望達 5GW，對應年均裝機規模約 1GW。

5）福建：目前尚無明確的“十四五”期間海上風電整體規劃吊車出租，但福建作為國內海上風電 資源儲備最為豐富和已并網規模 Top3 的裝機大省，目前已儲備了福清興化灣、長樂外海、 漳浦六鰲、莆田平海灣、平潭外海等多個海上風電產業園項目，我們預計“十四五”期間福 建海上風電并網規模有望達 5GW，年均裝機約 1GW。此外，近日漳州市提出 50GW 海上風電大基地開發方案，用海面積 8000 多平方公里，年發電利用小時數有望達 4000h，按 計劃 2025 年后每年有望陸續投產 5-10GW；如若順利，我們預計最快有望于 2022 年底前 獲國家能源局批復。

6）廣西：廣西能源局明確將加快海上風電發展，規劃海上風電項目容量 22.5GW， 力爭“十四五”期間核準 8GW 以上，裝機 3GW，對應年均裝機約 0.6GW。

7）海南：南方電網海南電網公司近日發布海南“碳達峰、碳中和”工作方案，明確 “十四五”期間將重啟海上風電，實現光伏、海上風電等新增裝機 5.2GW。

8）遼寧、河北等：尚無明確規劃，我們初步預計“十四五”期間落地項目規模有望 達 1GW。

2022 年海風裝機或存在明顯預期差，且預計“十四五”國內海上風電年均裝機有望達 9-10GW，復合增速約 15%。2022 年海上風電降本有望超預期，部分平價項目 IRR 已接 近收益率要求機組，同時在地方政府政策支持推動下，裝機有望維持相對穩定。綜合各沿 海省份“十四五”海上風電規劃來看，目前已明確規劃+儲備項目裝機規模達 45GW，且 還有部分省份存在其他規劃外的項目儲備。考慮到海風成本快速下降背景下，部分海上風 電項目已初步具備平價上網可行性（項目收益率 6%-7.5%），并結合“十三五”期間各省總 規劃裝機 6.6GW、實際裝機 9GW 的超預期表現，我們預計“十四五”期間國內海上風電年 均新增裝機中樞有望達 10GW 左右，對應復合增速約 15%，成長空間值得期待。

預計“十四五”國內年均風電裝機將達約 55GW，復合增速約 15%吊風力發電機圖片，增長保持穩健。我 們認為“十四五”期間國內風電裝機需求將迎來加速發展，預計年均新增裝機規模將達 55GW 左右，較“十三五”期間的年均 29GW 將有顯著提升，至 2025 年新增裝機規模或達 70GW 以上，復合增速約 15%。（報告來源：未來智庫）

3 技術優化+產品升級，供應鏈龍頭迎成長機遇

風機大型化+供應鏈優勢，助力新龍頭成長機會

目前風電行業處于加速產品升級和降本關鍵階段，機型技術研發實力和供應鏈成本管 控能力成為風機企業核心競爭力。

產品研發升級快、技術成熟度高的優質整機廠商有望收獲份額提升，迎來新龍頭成長 機遇。2020 年國內陸上風電處于搶裝高峰，在前期中小風機企業大規模積壓項目集中執 行、行業供應鏈面臨階段性瓶頸的情況下，頭部廠商集中度出現短期回落。隨著風電平價 倒逼行業降本增效，近年來以運達股份、中車風電等為代表的國內二線風機廠商加快 4MW 以上大兆瓦風機技術研發和產品系列完善，降本增效能力和市場競爭力顯著增強，在國內 陸上風電 2021 年以來的招投標中，中標份額迎來快速提升。同時，金風科技、明陽智能 等整機廠也加快推進 10MW+機型和漂浮式海上風電技術商業化，有望進一步強化長期海 上風電競爭力，引領技術和市場方向。隨著風機技術和產品持續升級，具備研發效率和迭 代優勢的優質整機廠將迎來加速成長機會。

零部件供應鏈管控能力或將決定風機質量和盈利能力吊車出租，頭部企業具備相對優勢。頭部 整機廠通過對部分關鍵零部件的技術儲備和持續投入，具備較強的技術穿透和垂直整合能 力，不僅可以更好地梳理供應鏈降本路徑，有效實現降本增效，而且可以實現對供應商輸 出技術，達成更好的協作，提高部件的質量和可靠性。

零部件門檻提升或推動格局優化，原材料有望降價改善企業盈利能力

大型化趨勢提高零部件競爭壁壘，龍頭廠商競爭優勢有望強化。風電大型化趨勢對整 個產業鏈提出更高要求，抬高了零部件環節壁壘，加速落后產能出清，而頭部廠商憑借技 術、成本、客戶等優勢，強化大型化產品盈利能力，進一步拉開差距。

塔筒：塔筒高度增加，載荷強度要求提升；部分大型化塔筒需要采取模塊化的分 瓣分段設計，建設工藝更為復雜。

葉片：尺寸大型化后重量加重，需要輕型化設計；國內葉片主流技術是真空灌注， 大葉片制造對模具、成型工藝、占模時間、生產場地均提高了要求；我國大葉片 迭代速度快，研發能力、模具開發能力強的企業才能滿足下游客戶迭代需求。

鑄件：人力密集型生產，大尺寸鑄件對工藝要求提升，產能與產品質量與工廠的 生產管理經驗密切相關；另外受模具、熟練工、環保等因素制約，鑄件生產周期 一般需 2 年，具有技術代際壁壘。

海纜：未來海上風電離岸距離增加，對海纜大長度、軟接頭技術要求提高；同時 為減少輸電損耗，送出電纜從交流轉向高壓柔直輸電，強化技術壁壘。

供應鏈積極擴產，加速產能結構優化。在行業增長確定性增強趨勢下，零部件環節優 質廠商也積極推進產能擴張，一方面有望推動市場份額進一步提升，另一方面或通過大兆 瓦產能結構優化而實現盈利能力整體回穩。受益于產品和市場結構升級，優質零部件龍頭 廠商有望提升長期競爭力和增長空間。

風電零部件企業盈利能力易受原材料價格波動影響，建議積極關注原材料價格回落后 盈利修復機會。風電零部件制造中原材料成本占比基本在 60%以上，部分環節達到 90% 以上，且原材料多以鋼材、生鐵、銅等大宗商品為主，因此風電零部件企業盈利能力受原 材料價格波動影響較大。2021 年生鐵、鋼材等上游原材料價格明顯上漲，Q2 價格高峰較 年初漲幅近 40%，同時考慮通常 1-2 個月的原材料備貨周期，在 Q2、Q3 對風電零部件企 業毛利率造成了較大沖擊。尤其是在陸上風電國家補貼退出，零部件供需格局同比明顯寬 松的情況下，由于下游企業的壓價，進一步放大了零部件廠商的盈利壓力。目前鋼材等原 材料價格在觸頂回落之下保持相對高位震蕩，預計 2022 年有望整體保持穩中有降，且零 部件企業承受的下游壓價壓力有望相對緩解，零部件企業盈利能力有望迎來階段性修復。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】。未來智庫 - 官方網站