（報告出品方/作者：長江證券，馬軍、鄔博華、楊骕）

一、緒論——新能源“雙子星”之風電

自“碳達峰、碳中和”目標提出以來，“能源革命”浪潮勢不可擋，能源結構轉型也是大 勢所趨。其中，風電與光伏作為新能源的“雙子星”，在可再生能源的結構中均占據重要 地位。不過與光伏相比，今年上半年風電板塊的整體關注度相對較低。我們認為當前風 電板塊整體或面臨“量”、“利”兩方面影響：

1） 從“量”上看：在 2020 年陸上風電搶裝的背景下全年裝機規模超 70GW，使得市 場對今明兩年風電裝機規模的判斷較為謹慎；

2） 從“利”上看：2020 年初以來風電招標價格進入下行通道，目前主流招標價格已降 至 2500 元/KW 以下，對后續風機盈利能力存在分歧；同時，疊加上游原材料價格 上漲，行業表觀的盈利水平受到一定擠壓。不過，在基本面向好的趨勢下，2021 年 7 月以來板塊企穩回升趨勢明顯。

當前時點，風電板塊在“量”、“利”兩方面均有一定的邊際改善空間：1）從“量”上看， 2021 年海風搶裝，海上風電有望貢獻可觀的裝機增量，預計今年裝機規模有望超 40GW。 與此同時，2021H1 招標規模已近 30GW，全年有望超 50GW，充沛的招標規模有望為 明后年行業的裝機提供支撐；2）從“利”上看，雖然當前整機及零部件環節的表觀盈利 承壓，但風機大型化攤薄成本、零部件企業降本增效的改進下，行業整體盈利能力仍有 邊際改善空間，實際盈利水平有望高于預期。

二、“碳中和”重要版圖，收益率性價比持續向上

國內外政策加持，“雙碳目標”大潮來臨

在全球氣候變暖及化石能源資源受限的背景下，大力發展可再生能源已成共識。全球各 國對光伏的支持政策方向明確，歐洲發布《2030 年氣候目標計劃》，碳減排目標由 40% 提高至 60%，可再生能源占總能源比例上調至 40%；日本和韓國也在 2020 年 10月陸續表態將在 2050 前實現碳中和，政策環境給新能源發展提供了肥沃的土壤。

2021 年 2 月國家能源局下發《關于征求 2021 年可再生能源電力消納責任權重和 2022— 2030 年預期目標建議的函》，進一步明確了 2030 年非化石能源占一次能源消費比重達 25%的目標。文件中提出的發展邊界條件包括：1）2030 年非化石能源占一次能源消費 比重達 25.9%（其中 2021 年達 16.6%）；2）一次能源消費總量 60 億噸標煤（2021 年 51.2 億噸）；3）2030 年社會用電量達 11 萬億度（2021 年約為 8 萬億度）。

據此，我們對國內“十四五”及“十五五”期間能源結構及風電發展規模做了測算：1）“十四五”期間：預計截至 2025 年國內非化石能源占一次能源消費占比提升至 20% 左右。在此條件下，我們考慮風電貢獻可再生能源新增發電量的比例在 40%左右，則 2021-2025 年國內風電年均裝機規模在 40-50GW 左右。

2）“十五五”期間：預計 2030 年國內非化石能源占一次能源消費占比提升至 25.9%。 若考慮風電貢獻可再生能源新增發電量的比例保持在 35%—40%左右，則 2026-2030 年國內風電年均裝機規模在 50-60GW 左右。值得一提的是，根據非化石能源消費占比 計算的裝機規模是基本目標，隨著成本的持續下降以及行業需求的穩步增長，裝機規模 在基準目標的基礎上仍有進一步增長的空間。

在雙碳總目標指引下，2020 年 10 月北京國際風能大會通過并聯合發布了《風能北京宣 言》，旨在順應應對氣候變化國家戰略的最新要求，通過推動制定更加積極的產業政策， 促使風電產業保持高質量發展。宣言提出為達到與碳中和目標實現起步銜接的目的，在 “十四五”規劃中為風電設定與碳中和國家戰略相適應的發展空間：2025 年后中國風 電年均新增裝機容量應不低于 60GW，2030 年/2060 年分別有望達 800GW/3000GW， 一定程度上打開了風電板塊的長期成長空間。

2021 年——裝機高點過后行業的“恒”與“變”

歷經 2020 年陸上風電搶裝之后，2021 年對于風電行業而言在“恒”與“變”之間悄然 切換。一方面，2021 年是國內海風搶裝之年，全年海風裝機創新高的確定性較高；另一 方面，去年陸風搶裝過后今年新增規模或有階段性調整可能。整體看，2021 年是陸上 風電補貼退坡的第一年，不過在結轉項目、平價大基地項目、海風裝機放量下裝機規模 有望得到一定支撐：

1、從 2021 上半年的裝機規模看，陸風搶裝過后風電裝機依舊維持強勢。根據中電聯最 新公布的數據，2021 年 1-6 月國內風電新增裝機 10.84GW，同比增長 71.5%吊車出租，較 2019 年 1-6 月同比增長 19.3%，印證了 2021 年風電新增裝機規模維持強勢的趨勢。整體看， 當前陸風項目儲備充裕，在棄風率持續改善、特高壓網絡持續完善將有效緩解風資源和 電力需求區域錯配的問題，促進“三北”等風電資源區棄風問題的解決，推進大規模風電 的消納，印證平價實現的同時拓寬未來裝機空間。

2、海上風電搶裝進行時，進一步支撐全年裝機高景氣。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》，2019 年符合規劃、納入財政補貼年度規模管理 的新核準近海風電指導價調整為每千瓦時 0.8 元，2020 年調整為每千瓦時 0.75 元，新 核準近海風電項目通過競爭方式確定的上網電價不得高于上述指導價。在政策引導下 2021 年是海風搶裝之年，全年海風有望貢獻可觀的裝機增量。

綜上，我們預計 2021 年國內風電裝機規模有望超 40GW，其中海風裝機規模有望達 8- 10GW。今年 7 月中電聯發布預測報告，預計截至 2021 年末全國風電累計裝機規模有 望達 3.3 億千瓦（330GW），據此測算 2021 年風電裝機規模有望接近 50GW，一定程 度上印證了對 2021 年風電裝機規模的向上預期。

2022-2023 年——“量利雙行”支撐后續發展

1）充沛的招標規模有望成為支撐 2022-2023 年行業裝機規模的有效增量。根據統計， 2020Q4 以來風電招標規模已連續 3個季度維持在 15GW 左右（年化招標規模近 60GW）， 這一招標規模已接近 2019 年招標高峰水平。根據目前招標節奏計算，我們預計 2021 年 全年風電的招標規模有望超 50GW。考慮到從招標到裝機并網大約 1-2 年的時間周期， 2021 年的招標項目將于 2022-2023 年并網，因此當前充沛的招標規模對今后 2 年風電 的裝機規模給予較大的支撐力度。

2）招標價格步入下行通道，可觀的風電項目收益率為刺激下游需求保駕護航。從招標 價格情況看，2020 年年初以來風電招標價格步入下行通道，主流投標價格由此前最高 的 4000 元/KW 左右快速下降，累計降幅已超過 30％。

根據政策要求，2021 年將陸上風電標桿上網電價改為指導價，其中新核準的集中式陸 上風電項目上網電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區指導價。據此， 我們通過對 I～Ⅳ類資源的項目收益率進行測算，結果如下：

1）收益率絕對值方面：我們按當前的風機招標價格 2500 元/KW 左右、I～Ⅳ類資源利 用小時數分別為 2400h、2200h、2000h、1800h，完全建設成本分別為 5500 元/W、 6000 元/W、6300 元/W、6600 元/W 進行估算，則 I～Ⅳ類資源風電項目的收益率分別 為 8.67%、9.62%、7.34%、7.51%；

2）收益率敏感性測算方面：測算表明當風機招標價格由 3500 元/KW 降至 2500 元/KW （下降 1000 元/KW），I～Ⅳ類資源風電項目的收益率由 6.17%、6.21%、5.24%、4.69% 分別提升 2.5%、3.4%、2.7%、2.8%。整體看，風機價格的下降顯著提升了風電項目收 益率水平，有望大幅刺激裝機需求。

隨著風機招標價格大幅降價，在當前可再生能源結構轉型明確的背景下風電項目收益率 性價比向上趨勢明確，有望帶動風電裝機的穩步增長。我們預計 2021-2023 年國內陸上 風電裝機規模分別為 33GW/40GW/46GW，實現穩步增長。而海上風電在 2021 年補貼 退坡之后，自 2023 年起有望逐步進入平價階段，裝機規模亦有望進一步增長。

長期展望：海風發展前景廣闊，有望成行業未來增量

與陸上風電相比，海上風電可有效減少對陸地資源的占用，對風機運行環境要求較低， 且具備更好的風能資源。根據最新的海上風能資源普查成果，中國 5 到 25 米水深，海 上風電開發潛力約 2 億千瓦；50 米 70 米高度海上風電開發潛力約 5 億千瓦；另外有部 分地區深海風能資源亦較為豐富。同時，我國沿海地區接近用電負荷中心，風電接網條 件好且易于消納，具有廣闊的開發前景。

技術進步疊加規模提升，海風降本空間廣闊

隨著技術的進步與規模化發展，我國海風建設成本持續下降。在政策指引和前期補貼的 促進下，我國海上風電行業已進入高速發展期。根據明陽智能官網顯示，國內海上風電 的平均單位千瓦投資由 2007 年的 2.7 萬元/KW 左右降至 1.5 萬元/KW 以下，近 10 年 國內海風平價降幅超過 40%。由于各省的建設條件不同，海風項目的造價也存在一定差 異，其中福建省相對高于其他地區、江蘇省相對低于其他地區。

從國內海上風電的成本拆分情況看，其成本構成主要包括風機、塔筒、海纜、風機基礎、 海上升壓站等部分。其中海上風機的成本占比最高，一般可達 40%以上；此外塔筒、海 纜、升壓站等環節均占據一定的成本占比。隨著大兆瓦風機的逐步推廣以及深遠海漂浮 式風機的推廣應用，海上風機與風機基礎的單瓦投資均有一定的降本空間。

利用小時電價雙高，海風補貼項目效益優異

海上風電相比陸上風電的一項重要優勢在于更好的風能資源和利用小時。根據《"十四五 "中國海上風電發展關鍵問題》中對于各省份海上風電利用小時的指引，處于最低水平的 江蘇海上風電利用小時超 2500 小時，風能資源較好的福建省可以超過 4000 小時。較 高的利用小時數使得海上風電的度電成本得到一定程度的攤薄。

電價方面，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》，2019 年 符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核準近海風電指導價調整為每千瓦時 0.8 元， 2020 年調整為每千瓦時 0.75 元。新核準近海風電項目通過競爭方式確定的上網電價且 不得高于上述指導價。2018 年底前已核準的海上風電項目，如在 2021 年底前全部機組 完成并網，則執行核準時的上網電價，即每千瓦時 0.85 元；2022 年及以后全部機組完 成并網的，執行指導價。從發改委發布的政策情況看，2021 年是國內海上風電項目搶 裝之年。同時，隨著風機價格逐步下調，長期維度上有望進一步刺激平價項目加快推進。

考慮 2018 年底前核準且今年年末之前并網的海風項目，即執行 0.85 元/千瓦時海上風 電標桿上網電價的機組。根據海上風電的造價、利用小時等核心假設對全投資 IRR 進行 測算，同時考慮生命周期利用小時后補貼電價由綠證收益部分替代，3500 利用小時和 18000 元/千瓦時造價下的全投資 IRR 約為 8.53%，若利用小時達到更高水平 IRR 還將 進一步提升。

從各個省份“十四五”期間國內各個省份海上風電新增裝機目標較為積極，其中廣東、 江蘇、浙江、山東等省份均發布了積極的“十四五”海上風電規劃，具體來看：

1）2021 年 6 月廣東省發布《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》，提出截至 2021 年末全省海風累計裝機量達 4GW吊車，2025 年末力爭達 18GW，于全 國率先實現平價并網。補貼方面，2022 年起省財政對省管海域未能享受國家補貼的項 目進行投資補，對 2018 年底前已完成核準、在 2022/2023/2024 年全容量并網項目每 千瓦分別補貼 1500/1000/500 元，對 2025 年起并網項目不再補貼。廣東省政策補貼力 度雖較為有限，但對國內海風的地方性補貼出臺具有示范性作用，對于十四五期間國內 海風的降本與規模化拓展具有積極而深遠的意義，為海風的平價打開了大門。

2）2021 年 1 月江蘇省發布《江蘇省“十四五”海上風電規劃環境影響評價第一次公示》。根據文件，“十四五”期間江蘇省規劃海上風電場址約42個北京海風風電科技有限公司，新增裝機規模達12.12GW。

3）2021 年 2 月 19 日，浙江省發布《浙江省能源發展“十四五”規劃（征求意見稿）》，指 出要積極打造海上風電基地，打造近海及深遠海海上風電應用基地+海洋能+陸上產業基 地發展新模式。6 月的《浙江省電力發展“十四五”規劃》意見稿進一步確認，“十四五” 期間將打造 3 個以上百萬千瓦級海上風電基地，新增海上風電裝機 4.55GW 以上。

4）2021 年 6 月，山東省發布《關于促進全省可再生能源高質量發展的意見》，提出加 快開發建設海上風電基地，編制實施《山東海上風電發展規劃（2021-2030 年）》，研究 出臺支持海上風電發展的配套政策，2021 年建成投運兩個海上風電試點項目，實現海 上風電“零突破”。“十四五”期間海上風電爭取啟動 10GW。

5）2020 年 9 月廣西印發《廣西加快發展向海經濟推動海洋強區建設三年行動計劃 （2020—2022 年）》，提出以海上風電產業集群和海上風電產業園為核心，帶動風電裝 備制造業及海上風電服務業集群發展。截至 2022 年末，力爭年產風電裝備裝機容量 1GW 以上，初步建成海上風電裝機容量 0.5GW 以上。

三、風機集中度持續提升，零部件格局進一步優化

風電產業鏈可分為上游原材料環節、中游制造環節（零部件和整機）、下游風電運營環 節。其中，主要原材料包括用于發動機制造的永磁材料、用于葉片制造的玻璃纖維及碳 纖維等材料；零部件環節包括葉片、鑄件、主軸、定子轉子、軸承等；風電整機供應商 將以上零部件整合制造成風電機組，并出售給下游風電運營商。

風機環節：行業集中度穩步提升，風機大型化趨勢明確

從風機環節的發展歷程看，近年來國內風電整機制造企業歷年新增裝機 TOP10 市占率 穩步向上。2016-2019 年，CR5 由 60.08%提升至 76.42%，CR10 由 84.17%提升至 95.93%，2020 年源于行業裝機規模大幅增長，龍頭企業集中度表觀數據有所下降。不 過從整體趨勢看，近年來金風科技(02208.HK)、遠景能源、明陽智能等風機龍頭企業裝機規模大幅 向上，風機集中度呈上升趨勢。

從風機招標價格情況看，2019Q1 以來龍頭主機廠帶動風機招標價格觸底回升，2020 年 以來招標價格有所下降。對于風機行業，當前行業的主要變化趨勢包括：1）國內風機集 中度持續提升，風機龍頭裝機規模持續向上；2）風機訂單大型化趨勢愈發明確；3）招 標價格自 2020 年年初以來進入下行通道，對企業的成本控制能力要求更高。

對風機環節，我們認為在集中度持續提升且行業裝機規模長期向上的背景下龍頭企業長 期業績的增長確定性依舊較強。同時，隨著國內陸上風電平價逐步深化以及海上風電逐 步進入平價階段，預計 2023-2025 年國內風電裝機規模有望進一步擴張，龍頭風機企業 的長期發展空間較為廣闊。

鑄件：格局最優零部件環節，龍頭日月優勢突出

風電鑄件產能集中在中國，全球風電鑄件 80%以上的產能集中于中國。目前產能前五名 的分別是日月股份、永冠集團（中國臺灣）、吉鑫科技、山東龍馬及歌博鑄造（德國）。 在環保收緊背景下部分中小企業產品被迫退出，鑄件環節集中度有望進一步提升。

在鑄件賽道中，日月股份作為國內風電鑄件龍頭企業，近年來實現“量價齊升”：1）公 司近年來風電鑄件產銷規模持續增長。隨著年產 18 萬噸（一期 10 萬噸）海裝工程項目 自 2019 年四季度投產以來，2020 年已形成年產 40 萬噸風電鑄件產能。2020 年公司 風電鑄件產品銷量達 37.88 萬噸，同比增長 48.4%；2）風電鑄件銷售均價持續向上。 在風電裝機規模向上的背景下近年來鑄件環節供給偏緊，支撐了鑄件的銷售均價。隨著 公司“兩海戰略”持續推進，價格相對較高的海風鑄件和海外鑄件銷售占比持續提升， 進一步支撐銷售均價。2020 年公司風電鑄件產品不含稅均價達到 1.18 萬元/噸，相較 2019 年同期的 1.1 萬元/噸進一步上漲。

通過橫向比較，日月股份與其他鑄件企業相比盈利能力占優：

1）從毛利率水平看，日月股份毛利率水平維持高位穩定，即便在盈利壓力較大的 2018 年毛利率水平依舊維持在 20%以上，高于吉鑫科技、佳力科技等企業。

2）從凈利率水平看，日月股份凈利率相較同行的領先優勢更為明顯。2018 年公司凈利 率為 11.94%，而同期的吉鑫科技、佳力科技等企業已處于盈虧平衡點之下。這點亦可 以從期間費用率上看出：公司憑借較強的費用管控能力，期間費用率顯著低于同行，2020 年前三季度期間費用率僅 6.93%，低于業內其他鑄件企業。

風塔：行業格局逐步優化，龍頭天順優勢顯現

風塔環節格局相對分散，主要源于風塔環節具備較強的運輸半徑。目前，國內風塔龍頭 企業的全球市占率均在 10%以下。不過從趨勢上看，風塔環節龍頭企業的優勢有望逐步 突出，行業集中度有望進一步提升：1）運營商對質量重視度提升；2）高塔、重型塔比 重增加；3）國內風電項目交付周期延長，導致風塔企業存貨與資金墊付壓力較大。

目前，國內風塔龍頭企業主要包括天順風能（蘇州）股份有限公司、大金重工、天能重工、泰盛風能等，其中 天順風能近年來風塔銷量均位居國內首位。公司規劃有兩個海上海工塔筒生產基地，德 國 30 萬噸和射陽 30 萬噸，全部預計 2022 年年底投產。根據規劃，到 2023 年公司有 望形成陸上 120 萬噸和海上 60 萬噸的產能，合計產能有望達 180 萬噸。

主軸：龍頭企業地位穩固，盈利優勢愈發凸顯

風電主軸以風電鍛件產品為主。主軸在風電整機中用于聯接風葉輪轂與齒輪箱，將葉片 轉動產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整機的重要部分。成本方面，主軸成本中直接材 料占比約 70-75%左右。國內主軸企業以民企為主，龍頭企業包括金雷和通裕重工。其 中，金雷股份作為全球領先的風電主軸制造商北京海風風電科技有限公司，2020 年實現鍛造銷量 12.49 萬噸，位 居國內首位。與此同時，公司與海外龍頭風機企業維斯塔斯、西門子歌美颯、GE、遠景 等國內外風機企業形成戰略合作關系，產品范圍覆蓋 1.5MW—6MW，以及 8MW 以上 海風產品。2021 年起公司在原有優勢項目大型鍛件的基礎上進一步向鑄造產能延伸， 實現鍛造主軸和鑄造主軸的雙重布局：

1）鍛件方面，2020 年末鍛造產能約 13 萬噸，2021 年產能有望達 16-17 萬噸，2022 年產能有望進一步增至 20 萬噸以上；

2）鑄造方面，隨著 8000 支鑄鍛件二期項目于今年上半年投產，公司已具備年產 5.1 萬 噸應用于海上風電的球墨鑄鐵風電主軸鑄造生產能力，進一步貢獻業績增量。

海纜：充沛訂單助力高增態勢延續

海纜是海風電力傳輸過程中必備產品，海纜生產工藝復雜、技術要求高、認證周期長以 及區位要求嚴格等構筑了海纜環節的高壁壘：

1）海纜生產工藝流程多。由于海底環境復雜且海水具有強腐蝕性，海纜相較于陸上電 纜技術更復雜，其工藝流程相較陸風電纜更多；

2）海纜的接頭技術、敷設設計施工要求更高，需要專門的技術和設備；

3）海纜長度更長。海上風電項目距離陸地較遠，通常采取一次性運輸大長度海纜的方 式節約運輸成本。大長度海纜也對制造的穩定性、一致性要求非常高。

目前國內海纜格局穩定，主要包括東方電纜、中天科技、亨通光電等企業。2021 年作為 海風搶裝之年，在地方政府支持及成本優化下海纜業務有望貢獻裝機增量，而具備大兆 瓦產品、海外供貨能力以及自身成本優化的龍頭有望充分受益。

原材料漲價對零部件板塊影響有限

從原材料情況看，雖然 2020 年下半年以來金屬原材料價格有所上漲，最近 1 年原材料 價格上漲幅度達 40%左右。不過，近期原材料價格有所回調。

在原材料價格上行的背景下，各個零部件環節企業亦有相應的降本措施。在此過程中龍 頭企業有望憑借規模效應與行業溢價能力使得成本壓力或有望得到一定傳導。在持續的 降本增效下，風電零部件企業亦維持了較高的業績增速。從當前已發布業績預增公告的 情況看：1）2021H1 主軸龍頭金雷股份上半年實現歸母凈利潤 2.6-2.8 億元，同比增長 45.19%—56.36%；2）2021H1 風塔龍頭天順風能實現歸母凈利潤 7.60-8.69 億元，同 比增長 40-60%；3）2021H1 海纜龍頭東方電纜實現歸母凈利潤 6.35 億元，同比增長 73.90%；4）2021H1 軸承龍頭新強聯實現歸母凈利潤 1.62-1.91 億元，同比增長 61.49%—90.40%，印證零部件龍頭降本增效效果顯著，業績高增持續兌現。

（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。）