【产业杂谈】风电行业成长逻辑和投资方向全梳理

（以下内容从太平洋《【产业杂谈】风电行业成长逻辑和投资方向全梳理》研报附件原文摘录）
　　政策驱动：风电地位从替补变成主力 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。 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，将逐步实现从替补能源向主力能源的转换。根据民生证券报告，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。 规划爆发：可开发项目可见度高，资源量充足 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。 风光大基地是装机主力，根据规划，“十四五”期间将重点发展九大清洁能源基地、五大海上风电基地。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。 另外还有一部分老旧改造：国内早期开发的风电项目受机组额定风速高、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，相关部门明确表示，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。基于风机使用寿命约 20 年的假设，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。 海上风电规划可见度高：我国海上风能潜在可开发资源丰富，我国水深 5-50 米海域的海上风能资源可开发量为 5 亿千 瓦，50-100 米的近海固定式风电储量 2.5 亿千瓦，50-100 米的近海浮动式风电储量 12.8 亿千 瓦，远海风能储量 9.2 亿千瓦。2020 年，国 内海上风电累计装机也只有不到 1.1亿千瓦。目前五大海上风电基地所在省份浙江、江苏、山东、广东已规划的“十四五”期间新增风电装机分别为 4.55GW、9.09GW、5GW，16GW，还有广西的7.5GW已经获得国家能源局批复。实际上，抛开省级目标，地级市的目标更远超预期，比如漳州市提出50GW的海上风电大基地开发方案，盐城规划9.02GW得近海+24GW得深远海风容量。 海外：减碳共识落到实处，风电装机稳定向上。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。据 IEA 测算，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%。 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，因此大多数国家的海上风电政策正在从固定上网电价(FiT) 向竞争性机制转型。在米国还有风电税收刺激政策，包括投资税抵扣 (ITC) 和生产税抵扣(PTC)。 内生驱动：大型化降本节奏加快，风电经济性增强 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%。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。只有自下而上的经济性才能驱动需求，使得行业装机内生动力增强。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。正因为经济性的提升，前三季度国内风电招标量突破 40GW，同比增长 115.1%。 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%。 产业链投资 风电行业产业链主要可分为上游零部件制造商、中游风机整机制造商、下游风电场开发、 建设运营等三个环节。其中，风电零部件主要包括主轴、轴承、齿轮箱、法兰盘、轮毂、叶片、 塔架等。 整机头部集中化趋势不减，二线加速追赶。2020 年国内市场风电整机制造商 TOP3 分别是金 风科技 12.33GW、远景能源 10.07GW、明阳智能 5.64GW；受年内抢装影响，龙头满产满销后 行业部分订单外溢，使得2020年CR3下降至约48.5%，低于2019年的62.6%和2018年的63.9%。运达、中车、东方电气凭借较高的 产品性价比和良好的市场口碑实现份额突破。未来整机商的竞争主要看大功率机型开发能力、供应链管理能力（核心零部件保供能力）、成本控制能力。 铸件：龙头持续提升大兆瓦配套能力。1）风电平价时代开启，机组大型化降本趋势确立，能够及时扩张并匹配大兆瓦铸件产能 的公司将脱颖而出，占据市场优势地位；2）风电铸件具有高精度、特定性、唯一性等特点， 而下游大兆瓦机型要求适配更高精度和强度的风电铸件，进一步筑牢了工艺技术壁垒；3）尽 管大型化、轻型化趋势下会降低铸件单位用量，但大兆瓦产品存在溢价优势，当前大小兆瓦机 型单吨存在 2000-3000 元的价差。 塔筒：行业空间不断扩大，一方面大型化趋势下或减少塔筒根数，但大风机配套的单根塔筒高度、直 径、厚度将明显增长；另一方面海上风电需要大量的支撑结构（管桩）。长期以来塔筒的市场份额较为分散，国内厂商主要包括天顺风能、泰胜风能、 大金重工及天能重工四家，从出货量来看，Top1 天顺风能 2020 年国内市占率约 10%、全球市 占率不足 10%。陆 上风电塔筒约 500-800 公里的运输半径，九大清洁能源基地和四大海风基地区域内集中扩产的企业能够获取规模和成本优势。另外塔筒主要采取成本加成的定价模式，原材料涨价的传导较为顺畅，盈利水平基本可控。 轴承：尚处大兆瓦轴承国产替代前夜。中国是全球最大的轴承消费市场，占比超过 30%；但全球 70%以上的轴承市场份额，被来自瑞典、德国、日本、美国等四 国的几家大型跨国轴承企业所占据，特别是轴承行业高端市场几乎都被老外垄断；而我国企业主要做中低端市场，洛轴、瓦轴、新强联等企业合计市占率不到 10%。目前偏航和变桨轴承国产化程度已经较高，而风电主轴轴承技术和工艺难度高，国产化程度仍较低，国内大兆瓦配套产品产能相对有限且成品率也低。目前国内厂商主要集中在 2MW 及以下风电轴承，3MW 及以上风电轴承还处于起步阶段。其中，新强联拥有大尺寸风电轴承的 全套加工工艺，风电轴承产品已主要集中在 3.0MW 及以上型号，3MW 及以上大功率轴承生 产线正在有序建设中，且 2020 年已实现 5.5MW 风电轴承产品对核心客户的批量供应。 海缆：壁垒较高，竞争格局和盈利能力良好。海风平价提速，海上风电场的数 量正在不断增加，且海上风电场选址越来越推向深远海，又将加大对于大长度、大容量、高电 压等级海底电缆的需求海底电缆 设计复杂、铺设困难,要求寿命较长，因此对生产企业的设计与制造工艺要求高,行业门槛较高。国内主要的海缆生产企业包括中天科技（中天海缆）、东方电缆、亨通光电、汉缆股份四家， Top2 中天科技和东方电缆合计市占率接近 70%，竞争格局较为稳定。 其他零部件：风电法兰（恒润股份）、风电主轴及轴承（金雷股份、新强联、恒润股份）、风电叶片（中材科技）、大功率变流器（禾望电气） 入群方式：关注公众号，回复“入群”，可添加管理员微信，赐名片后，加您入调研室交流群。

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