一、“碳中和”支撐裝機預期增長

“碳中和”目標支撐中長期需求

我國計劃在2030年實現碳達峰，2060年實現碳中和：2020年9月22日，在第75屆聯合國大會上指出，我國將在2030年實現碳達峰，即二氧化碳排放將在 2030 年達到頂峰，然后逐漸下降；力爭在2060年前實現碳中和，即2060年我國直接或間接產生的二氧化碳或溫室氣體排放總量將通過多種形式抵消，實現相對“零排放”。2020年12月12日，氣候雄心峰會進一步指出，2030年我國國內生產總值二氧化碳排放量比2005年下降65%以上，非化石能源在一次能源消費中的比重下降將達到 25% 左右。

碳中和相關政策逐步出臺：“922”講話后，碳中和相關政策逐步出臺。國家能源局提出，到2025年非化石能源消費占一次能源消費比重達到20%左右，推進碳排放交易；各地相繼出臺風電、光伏裝機規劃，推動新能源發電比重提升；在企業層面，電力央企公布了“十四五”期間清潔能源裝機計劃和企業內部實現碳中和的時間。國家電網、南方電網相繼發布碳峰值和碳中和工作方案。國家電網行動計劃在供給側。構建清潔能源供應體系，推動需求側能源消費電氣化和能效提升，推動電網向能源互聯網轉型；南方電網從清潔能源、能源互聯網、電網、新能源發展、科技創新、政企聯動等方面發展起來。、農村電網改造等方面提出了多項重點措施。新能源發展、技術創新、政企聯動。、農村電網改造等方面提出了多項重點措施。新能源發展、技術創新、政企聯動。、農村電網改造等方面提出了多項重點措施。

雙碳目標支撐我國新能源發電長期增長空間：據清華大學氣候變化與可持續發展研究所測算，為實現2060碳中和目標，能源相關到2050年二氧化碳排放量需要減少到14億噸。為實現這一目標，我國以燃煤發電為主的電力生產結構急需調整。到2050年，非化石能源應占能源消費總量的85%左右。在此條件下，2050年我國光伏與風電聯合發電量應達到11.6萬億千瓦時左右，裝機容量約8300GW，未來30年年均裝機容量約260GW。如果能源消費總量控制未能達到預期，為實現減排目標，光伏和風電裝機需求將進一步增加。

全球“脫碳”支撐風電裝機需求：目前，盡快實現碳中和已成為全球共識。拜登上臺后，美國重新加入《巴黎協定》，并計劃在交通、建筑和清潔能源領域投資2萬億美元。，在政治上將氣候變化納入美國外交政策和國家安全戰略，繼續推進美國“3550”碳中和進程，即電力部門到2035年實現碳中和，到2050年實現100%清潔能源，凈零排放。歐盟委員會提出到2050年歐洲將在全球率先實現碳中和，同時制定了2030年中期減排目標，其溫室氣體排放量應比 1990 年的水平至少減少 55%。日本首相菅義偉在2020年10月宣布，日本將在2050年實現碳中和。隨著世界主要經濟體進入“脫碳”周期，預計全球風電新增裝機容量有望保持穩定增長。

“十四五”內需有望回升

風能和光伏發電是非化石能源的主要替代能源：我國提出2030年非化石能源一次消費比重達到25%。為實現這一目標，我國發電重點結構必須從燃煤發電向清潔能源發電轉變。在眾多新能源發電類型中，水電、核電、生物質能等由于資源限制和技術成熟，預計中短期增長有限?！笆奈濉逼陂g，風電、光伏有望支撐非化石能源消費。占比上升的主要動力品種。

“十四五”清潔能源將占能源消費增量的80%：2021年3月31日，在國務院新聞辦公室召開的新聞發布會上，新能源與可再生能源司司長李創軍國家能源局能源司表示，在“十三五”的基礎上，“十四五”期間可再生能源年均裝機容量將大幅增加，裝機容量將大幅提升。進一步擴大到“十四五”末期。它將占中國發電總裝機容量的50%以上。國家能源局發展規劃司司長、新聞發言人李富龍 表示，初步預計“十四五”期間清潔能源將占能源消費增量的80%，比“十三五”期間提高20個百分點?；茉磳⒊蔀槟茉聪M增長的主體，為實現2030年非化石能源消費占25%左右的目標奠定堅實基礎。

預計“十四五”期間，我國風電年均裝機容量有望達到45-60GW：據國家能源局統計，我國非化石能源將占15.2020年一次能源消費的9%吊車，超過《能源發展戰略行動計劃（2014-2020年）》設定的15%目標?？紤]到我國2030年非化石能源占一次能源消費比重為25%，預計2025年我國非化石能源占一次能源消費比重將超過20%。我國“十四五”期間光伏+風電的年均值可以計算出來。預計裝機容量將達到130-160GW，

“十四五”新能源裝機規劃密集發布：國家能源集團公司、國電投、中國華能等央企在可再生能源裝機量和清潔能源占比等方面作出規劃。2025年，所有央企清潔能源占比總目標為50%及以上。此外，省、市政府也高度重視新能源的發展。據不完全統計，“十四五”期間，已有11個省份出臺了新能源裝機的具體目標要求。

二、風電經濟好轉促進需求釋放

搶裝后整機招標價格急速下降

2021年新批項目不補貼，2020年陸上風電搶裝：2019年5月，國家發改委發布《關于完善風電上網電價政策的通知》，并提出新批項目自2021年1月1日起開工，陸上風電項目已全面實現平價上網，國家不再給予補貼；此前已獲批但在2021年底前尚未并網的項目，將不再享受國家補貼。補貼退坡政策將帶動2020年裝機熱潮，風電新增并網容量將達到71.67GW的歷史水平。

裝機需求的大起大落，帶動了風電機組招標價格先升后降：需求的大幅波動直接體現在風電機組的中標價格上。2019-2020年，退稅政策帶動裝機需求，風機價格也實現了快速上漲，從3000元/kW一路上漲到最高4300元/kW。隨著補貼取消后新增需求預期下調，2020年年中起風機招標價格將進入下行通道。進入2021年之后，風電機組招標價格再創新低。國能集團5月份公布的11個風電項目均價達到2667元/千瓦。其中，聯合動力中標興安盟楚古拉項目，浪莎布拉項目，遼寧建平洛府溝項目最低電價2576元/千瓦；6月以來，大唐濱陽馬王項目三期風電機組招標開標結果再創歷史新高：明陽智能報最低價2.192. 26元/千瓦，再次破創大唐上一輪文山招標項目最低電價2254元/kW。至此，大型風電場招標項目主流風機招標價格已降至2200-2500元/千瓦。明陽智能報26元/千瓦最低價2,192.，再次打破大唐上一輪文山招標項目最低價2,254元/千瓦的紀錄。至此，大型風電場招標項目主流風機招標價格已降至2200-2500元/千瓦。明陽智能報26元/千瓦最低價2,192.，再次打破大唐上一輪文山招標項目最低價2,254元/千瓦的紀錄。至此，大型風電場招標項目主流風機招標價格已降至2200-2500元/千瓦。

整機降價刺激需求釋放

陸上風電項目在當前風機價格和利用小時數下足夠經濟：2020年陸上風電初步具備公平上網的條件和能力，其中單位綜合建設成本約7.0-8.0元/W。2021年風電機組造價將從之前的4.0元/W下降到2.0-2.5元/W區間，有利于降低綜合成本每瓦風電項目。1.5-2.0元，使目前的風電項目投資完全經濟。

我們假設風電項目當前單位綜合成本5.50元/W，保守估計年有效利用小時數為2050小時。在0.36元/kWh的上網電價下，我們計算出該項目的IRR為9.25%，高于一般風電項目所需的8%的投資回報率。在同等條件下，我們測算出該項目的LCOE為0.29元/kWh，進入了0.25-0.30元/kWh的熱電成本區間。發電。同時，考慮到越來越多的國有企業在雙碳背景下進入風電運營領域，與民營企業相比，央企對投資回報的要求較低。目前，部分下游企業已下調運營期內部收益率預期。6%-7%甚至更低，風電項目的經濟效益就更加突出。

季度招標規模加大，裝機回升有望提前：風電機組招標價格下降帶來的風電場建設成本下降，正在顯著提升風電競爭力。取消補貼后，招標規模不減反增。2021年上半年，國內風電設備公開招標容量28.5GW，同比增長159.09%；其中，一季度招標14.2GW，二季度招標14.3GW，數據規模接近2019年歷史最高水平。出乎意料的是，陸上風電經濟全面興起，國內陸上風電裝機有望提前回暖；且隨著需求向好預期，風機價格競爭也有望得到一定程度的緩解。

地方接力國家補貼支持海上風電，搶裝完成后初期投資下降或帶來一定經濟效益：《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》2020年初明確中央不再對海上風電項目給予補貼，但鼓勵地方政府繼續對海上風電建設給予補貼。廣東率先出臺政策支持，計劃2022年和2023年繼續補貼海上風電總量4.5GW。地方政府的補貼接力可以幫助海上風電以溫和的方式過渡到平價期。此外，我們認為大功率風力發電機，2021年海上風電搶裝完成后，2021年陸上風電退還后，裝機資源價格和風電價格可能再現寬松降價的趨勢。海上項目有機會在初期投資下降的背景下表現出一定程度。反過來，這種經濟效率又推動了裝機容量的增長。

以廣東為例，我們測算在省級補貼和首期投資減少的假設下，海上風電項目的內部收益率有望達到7%以上：目前海上風電單位綜合成本約為18元/ W，其中設備采購費用約10元/W，施工安裝費用約6.5元/W，其他費用約1.5元/W。2021年海上風電補貼后，若能重現2021年陸上風電補貼后寬松降價的趨勢，綜合成本將降至13元/W左右，廣東省區域補貼疊加，海上風電項目可實現約11.綜合單價5-12元/W。在這個場景中，我們按照廣東上網電價0.4530元/kWh，年平均利用小時2800小時計算。海上風電項目內部收益率有望超過7%，初步經濟；比如風電 風資源更加優越，經濟性更加突出。

三、大趨勢推動格局演變

大型機組降本優勢明顯

風電機組大功率機型占比增加：從全球來看，GWEC數據顯示大功率風力發電機，2019年全球新裝機平均單機容量超過2.75MW，同比增長1.16MW 相比2009年。主流單機容量正在從之前的1.5-2.5MW轉向3.0MW及以上機型。國內風電裝機容量也呈現規?；厔?。2017年我國新風機平均功率首次突破2MW，2018年達到2MW。 據國際能源網統計，2021年上半年遠景能源前三名中標企業、中車風電、金風科技均中標3GW以上，大型機組化趨勢加快。此外，從金風科技、銘陽智能的出貨結構來看，風電整機企業致力于大機組的研發，大容量風機的銷售占比也呈現逐年上升的趨勢。按年。

大型機組有望從兩個方面降低風電成本：一方面，大型機組可以有效提高風機的利用小時數，從而提高有效發電量；另一方面，大型機組可以稀釋風力渦輪機的成本。風電場的制造成本和系統成本。

大型機組增加風機利用小時：大型機組可以通過更大的葉輪直徑增加清掃面積，降低最小風速要求，同時通過更高的塔高可以捕獲更好的風資源. 這兩個因素都可以大大增加風力渦輪機的利用小時數并增加有效發電量。

攤薄大型機組風機制造成本：總體而言，在單臺風機功率提升過程中，零部件的材料用量并不會隨著功率的增加而線性增加，單臺W的成本為隨著單機功率的增加，可以減少整機的制造。. 目前國內整機廠在大型化過程中普遍應用平臺化設計理念，即從規格尺寸上看，風機的外觀和大型部件變化不大，只有關鍵部件的輸出功率或負載不同。設計。因此，大規模的單機功率需要增加關鍵部件的主體部分，然后才能降低單W制造成本。

大型發電機組降低風電場系統成本：土地成本、安裝成本等也是風電場建設成本的重要組成部分。當風電機組的單機容量增加時，相同裝機容量所需的風電機組數量減少，進而可以減少風電場的占地面積，降低線路、塔架和裝置的成本。根據《平價時代風電項目投資特點及趨勢》，在同等項目規模下，單機容量從2MW提高到4.5MW時，塔筒等元件每千瓦的投資成本，設施和土地將是顯而易見的。隨著下降趨勢，項目靜態投資成本顯著降低，這反過來又推動了 LCOE 的下降。2.0MW機組的風電場LCOE約為0.35元/kWh，而4.5MW機組的風電場LCOE可降至0.30元/千瓦時。下降幅度達到了 13.6%。

大型化趨勢確立，助力風電成本持續下降：目前風電大型化趨勢基本確立。我們預計，在規模化趨勢下，未來風電價格和風電成本有望繼續下降，進一步打開風電需求。.

整機鏈接格局發生了變化

搶裝市場下，整機整體格局分散：2020年搶裝市場帶來的需求快速增長，給風電企業帶來了歷史性的市場。CR3 從 2018-2019 年的 61% 下降到 2020 年的 49%，下降了 12 個百分點。

風電機組報價持續走低，價格戰下風電機組格局或進一步分散：2021年風電機組價格進入下行通道，進入二季度后風電機組招標價格跌破2500元/kW，相比2020年搶裝期4200元/kW的高價吊車出租，目前整機中標價格大幅降低。一些報價激進的整機企業在競價份額中取得了一定的正收益。以國能集團2021年5月公布的11個風電項目中標為例，聯合電力和風電風電分別以2670元/kW和2590元/kW的低價中標4個和1個項目.

大型化趨勢可能對整體結構產生影響：大型機組對風機制造成本的稀釋程度可能因風機技術路線不同而不同。其中，直驅機組主機較重，但發電效率高，維護成本低；雙饋機組主機重量小，但發電效率和維護成本處于不利地位；半直接驅動單元相對居中。在規模化趨勢下，我們認為風電場業主對初始安裝成本和全生命周期LCOE的偏好可能會對整體競爭格局產生一定程度的影響。

龍頭零部件占比有望提升

軸承環節：國內更換尚未完成：風電軸承主要分為變槳偏航軸承和傳動系統軸承（主軸、增速器和電機軸承）兩大類。變槳偏航軸承主要用于調整風力發電機的方向和葉片的槳距角，以保證風力發電機垂直于風向，輸出功率穩定在安全高效的范圍內。一般來說，變槳偏航軸承只在風向變化時進行間歇性的旋轉調整，因此其強度和硬度要求也低于主軸。目前，該類風電機組軸承國產化率較高。

風扇主軸軸承主要用于支撐風扇主軸，需要同時承受三個載荷，即：輪轂、葉片和主軸的重量；葉片旋轉引起的慣性載荷；風速和風向不穩定條件下產生的氣動載荷。隨著風力發電機組的大型化，上述三類負荷也隨著風電裝機容量的增加而增加，處理難度也成倍增加。國內軸承制造商必須克服軟區（未淬火或二次淬火導致硬度低于正常區的區域）的技術難點，鋼材硬度和抗沖擊性等技術難點才能進入風機主軸廠家行列。目前，國內生產主要集中在2MW及以下風電機組軸承，國內僅有少數企業具備3MW及以上大型軸承的量產能力。

引領國內替代機頭的國內企業有望受益于規模化趨勢：2016年以來，本土企業在大功率風電機組主軸軸承技術方面逐步取得突破。2016年，LUCC研制出國內首個配套國家863重大科研項目的6MW風電主軸軸承。通過項目組初步驗收；以及瓦州集團承擔的遼寧省重大科技創新項目“5MW及以上大功率風力發電機組配套軸承”順利通過專家組驗收，研制成功6MW主軸軸承。2019年大冶軸實現4.0MW主軸軸承批量交付。2020 年，新強聯風電軸承產品主要集中在3.0MW及以上機型，5.5MW風電軸承產品已批量供貨。國內龍頭企業有望受益于大機組化趨勢。

鑄件環節：格局基本穩定：風電鑄件市場格局近年來基本穩定。根據日月公告，全球80%以上的風電鑄件產能集中在中國。截至2019年底，全球風電鑄件CR5占比達到64%，其中日月產能達到40萬噸，位居全球第一。日月入股后，產能較大的有永冠集團、吉信科技、山東龍馬等3家公司，分別達到21萬噸、16萬噸、14萬噸，剩余產能在10萬噸以下。. 目前，日月年產18萬噸海器關鍵鑄件（二期80、000噸）預計2021年第三季度建成試產，建成后公司將形成年產48萬噸的鑄造能力。2020年，日月股份還將募集資金建設年產22萬噸的大型鑄件精加工生產線。未來兩年產能有望繼續釋放，進一步鞏固領先地位。

塔筒及葉片：龍頭企業產能布局具有優勢：風電機組塔筒及葉片的市場范圍受運輸半徑限制，規模化生產趨勢對企業產能布局提出更高要求?！笆奈濉逼陂g，陸上風電發展重心有望回歸三北地區。天順風能等龍頭企業在周邊地區擁有成熟產能，有望率先受益于需求回暖。

原材料價格的松動有望增加中游利潤：風機產業鏈中的零部件基本為鑄鋼件和鍛件，生產過程中鋼材等原材料成本普遍占比較大。因此，公司整體盈利能力與鋼材價格密切相關；近期鋼材原材料價格上漲可能對風電制造企業的盈利能力產生一定的負面影響。展望未來幾年，如果原材料價格松動，風電中游零部件企業的成本壓力有望減輕，部分格局較好的零部件利潤有望增加，而零部件企業的成本壓力有望減輕。用一個糟糕的模式和虛弱的聲音，

四、概述

“碳中和”支持中長期風電需求改善。“十四五”期間，預計國內風電年均裝機容量將達到45-60GW，明顯高于“碳中和”目標提出前的行業預期。隨著風機價格意外下跌，陸上風電經濟全面顯現，國內陸上風電裝機有望提前觸底反彈；而隨著需求向好預期，風機價格競爭也有望得到一定程度的緩解。如果大宗原材料價格出現松動，預計將增加中游風電制造板塊的整體利潤。風電制造量、價格、成本三重底有望建立。大型風力發電機的趨勢基本確立。未來，風電機組價格和每千瓦時用電成本有望繼續下降，進一步打開需求空間；在規?；厔莸挠绊懴拢麢C及零部件的競爭格局也有望發生變化，部分企業有望受益。

- 結尾 -

【星艷君

專題報道

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