证券研究报告请务必阅读正文之后的免责条款大型化加速降本，成长性持续强化电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4中信证券研究部核心观点华鹏伟首席电力设备分析师S1010521010007林劼电新分析师S1010519040001风电进入平价上网阶段，风机大型化进程提速，推动产业链竞争力强化：1）风电成本加速下降，释放装机需求增长潜力，行业成长属性强化；2）大兆瓦风机升级推广进度较快、供应链布局完善的优质整机厂有望成长为新龙头；3）零部件竞争门槛提升，具备技术、成本、客户等优势的龙头厂商，有望受益于全球份额替代和技术升级，优化长期竞争力和增长空间。▍双碳政策体系持续完善，风电装机增长空间巨大。国内双碳“1+N”政策体系不断完善，有望托底新能源中长期增长预期，我们预计双碳目标隐含对“十四五”、“十五五”风电年均装机要求达43/55GW，在配套政策推动下有望进一步超预期。同时，国内加快推进首期约100GW风光大基地项目建设，大基地项目有望成为“十四五”期间风电装机增长的主力，增长潜能巨大。▍风机大型化进程提速，风电成本加速下降。平价上网倒逼风电产业链加快降本，而最有效的降本路径是风机大型化：一方面可摊低整机制造环节单位零部件用量，另一方面降低风电项目BOP和Opex成本。目前国内陆上风电机组主流功率正从2-3MW向4MW以上跃升，海上风电也有望从4-5MW向8-10MW提升，叠加零部件环节迎来价格普遍回落，或推动风机制造成本降幅达30%左右。受益于制造端降本增效加速，国内风电项目单位投资强度有望下降20%左右，2022年陆上风电平价项目IRR有望稳定在7%-10%的较高水平，部分海上风电项目IRR亦有望初具6%-7.5%项目收益率的可行性，或将实现平价上网的平稳过渡。▍陆上风电装机增长中枢或明显提升，海上风电有望开启成长新阶段。随着风电平价项目经济性和投资吸引力增强，行业需求有望延续高增长。2021Q1-3国内风电招标规模超预期，全年招标量有望达55GW左右，预示2022年需求有望回归高景气。我们预计2021/22年国内风电装机有望达40/50GW左右，陆上风电有望迎来显著复苏，海上平价风电项目装机有望超预期。同时，我们预计“十四五”实际年均装机有望达55GW（海上风电年均近10GW），或超政策规划预期，对应CAGR或达15%，装机成长性和稳定性将明显强化。▍需求成长叠加技术升级，供应链龙头迎来新机遇。风机：目前风电行业处于加速产品升级和降本关键阶段，产品研发升级快、技术成熟度高的优质整机厂商有望收获份额提升，迎来新龙头成长机遇。同时，在成本、价格均快速下降的情况下，供应链管控能力或将决定风机质量和企业盈利能力，头部企业具备相对优势。零部件：大兆瓦机组趋势将提高零部件竞争壁垒，竞争格局相对较优的零部件龙头厂商竞争优势有望强化。此外，风电零部件企业盈利能力易受原材料价格波动影响，建议积极关注原材料价格回落后盈利修复机会。▍风险因素：风电装机增长不及预期；成本下降不及预期；政策落地低于预期等。▍投资策略：风电加速降本增效刺激需求放量，产业链有望实现加速增长。整机环节：推荐具备大兆瓦机型研发效率和份额优势提升潜能的金风科技，建议关注运达股份、电气风电；零部件环节：具备技术、成本、客户等优势的龙头厂商，有望受益于全球份额替代和技术升级，优化长期竞争力和增长空间，推荐天顺风能（塔筒）、东方电缆（海缆）、日月股份（铸件）、中材科技（叶片等），建议关注新强联（轴承）、广大特材（铸件+齿轮钢）、金雷股份（主轴）、中际联合（升降机）、大金重工（塔筒）、禾望电气（变流器）。电力设备及新能源行业评级强于大市（维持）电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4证券研究报告请务必阅读正文之后的免责条款重点公司盈利预测、估值及投资评级简称收盘价（元）EPS（元）PE评级20202021E2022E2023E20202021E2022E2023E金风科技18.690.701.011.151.2926.718.516.314.5买入天顺风能20.070.580.790.881.1934.625.422.816.9买入东方电缆46.861.362.122.442.8634.522.119.216.4买入日月股份38.121.010.791.191.5837.748.332.024.1买入中材科技35.981.222.392.502.7629.515.114.413.0买入资料来源：Wind，中信证券研究部预测注：股价为2021年11月3日收盘价电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分目录双碳政策体系持续完善，托底风光长期成长预期..............................................................1风机大型化降本趋势明确，经济性竞争力大幅提升..........................................................4风机大型化是风电长期降本的根本路径............................................................................4陆上风机功率大幅跃升，降本增效经济性凸显..................................................................5海风降本路径明确，降本潜力巨大....................................................................................7风电装机复苏或超预期，中长期成长性显著强化............................................................11风电招标规模超预期，行业高景气有望延续...................................................................11海风进入从1到10阶段，成长性突显............................................................................12技术优化+产品升级，供应链龙头迎成长机遇.................................................................16风机大型化+供应链优势，助力新龙头成长机会.............................................................16零部件门槛提升或推动格局优化，原材料有望降价改善企业盈利能力...........................17风险因素.........................................................................................................................19投资建议.........................................................................................................................19电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分插图目录图1：“十四五”大型清洁能源基地布局..............................................................................3图2：2020年中国陆上风电成本构成...............................................................................4图3：2020年中国海上风电成本构成...............................................................................4图4：陆上风电设备及安装工程成本结构.........................................................................4图5：全国新增风电装机中不同单机容量风机占比...........................................................5图6：国内风机招标价格迎来明显回落.............................................................................6图7：陆上风电项目收益率与建设成本变动关系...............................................................6图8：过去几年国内海上风电新增装机平均单台功率.......................................................8图9：国内海上风电新增装机功率结构.............................................................................8图10：中国海上风电大兆瓦风电机组发展历程................................................................8图11：海上风电项目投资下降途径预测...........................................................................9图12：国内风机公开市场招标规模................................................................................11图13：国内风机公开市场季度招标规模.........................................................................11图14：国内风电装机量与上年风机招标规模对应关系...................................................11图15：2018-2025E年全球陆上风电新增装机及预测....................................................12图16：我国近海风电资源分布........................................................................................12图17：漂浮式风机技术有望打开海上风电中长期发展空间............................................12图18：中国海上风电装机持续增长................................................................................13图19：2018-2025E年全球海上风电新增装机及预测....................................................15图20：我国风电新增吊装规模及预测.............................................................................15图21：中国风机厂商新增装机份额................................................................................16图22：2020年国内风电公开市场中标份额统计............................................................16图23：2021年1-10月国内风电公开市场中标份额统计................................................16图24：风电主要环节成本结构分拆................................................................................18图25：部分风电零部件原材料价格走势.........................................................................18表格目录表1：中国能源消费结构及2025、2030年风光电量需求测算.........................................1表2：中国2021年至2025/2030年间光伏、风电装机需求预测.....................................2表3：已公布风光大基地项目梳理....................................................................................3表4：运达股份3MW和4.5MW风机不同零部件参数对比..............................................5表5：明阳智能6MW海上风机平台不同机型零部件参数情况.........................................7表6：2021年国内已开标海上风电平价项目整机报价情况............................................10表7：海上风电平价项目IRR测算.................................................................................10表8：沿海省市海上风电规划..........................................................................................14表9：风电零部件环节主要厂商加快产能扩张................................................................17表10：风电板块重点跟踪公司盈利预测.........................................................................19电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分1▍双碳政策体系持续完善，托底风光长期成长预期碳达峰碳中和线路图明确，设定非化石能源中长期发展目标。2020年9月22日，习近平总书记在第75届联合国大会一般性辩论上宣布中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。“双碳”目标对能源结构转型和电力供给侧改革提出新要求，低碳甚至零碳排放的非化石能源（水能、核能、光伏、风电、生物质）应用占比尚需大幅提升。2021年10月24日，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面观测新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，在双碳“1+N”政策体系中明确了“1”的顶层设计指导意见。该政策提出构建绿色低碳循环发展经济体系、提升能源利用效率、提高非化石能源消费比重、降低二氧化碳排放水平、提升生态系统碳汇能力的五方面目标，并针对非化石能源发展，进一步明确了：1）2025年：绿色低碳循环发展的经济体系初步形成，非化石能源消费比重达到20%左右；2）2030年：经济社会发展全面绿色转型取得显著成效，非化石能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿kW以上；3）2060年：绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立，非化石能源消费比重达到80%以上。表1：中国能源消费结构及2025、2030年风光电量需求测算年份一次能源消费量（亿吨标准煤）平均发电煤耗（g/kWh）折算电力需求（亿kWh）非化石能源占比非化石电力需求（亿kWh）水电发电量（亿kWh）核电发电量（亿kWh）生物质发电量（亿kWh）风光发电量需求（亿kWh）风光实际发电量（亿kWh）风光实际发电量占比201036.06333.31081918.60%93046,86774716115294941.2%201138.703291176298%94106,68187223316257411.6%201240.21324.61238769.10%112738,556983316141710302.1%201341.693211298759.80%127288,9211,115383230916343.1%201442.8331913348011.10%1481610,6011,332461242217783.2%201543.41315.413630312.10%1649311,1271,714527312522334.0%201644.15312.113963513.50%1885111,7482,132647432430895.2%201745.58309.414495813.80%2000411,9472,481794478242106.6%201847.19307.615084514.30%2157112,3212,950906539454357.8%201948.75306.915884315.30%2430313,0213,4871,111668462938.6%202049.80305.516301115.90%2591913,5523,6621,326737972769.5%“十二五”CAGR3.78%-1.10%4.93%12.35%10.13%18.05%26.76%16.52%“十三五”CAGR2.78%-0.64%3.76%9.25%4.02%16.40%20.27%17.56%“十四五”CAGR(E)2.00%-0.65%2.67%2.50%8.00%8.00%“十五五”CAGR(E)1.70%-0.60%2.31%2.00%5.00%5.00%2025E54.98295.718594320%3718915333538119481452714.6%21%390481638616.5%22%409071824618.3%电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分2年份一次能源消费量（亿吨标准煤）平均发电煤耗（g/kWh）折算电力需求（亿kWh）非化石能源占比非化石电力需求（亿kWh）水电发电量（亿kWh）核电发电量（亿kWh）生物质发电量（亿kWh）风光发电量需求（亿kWh）风光实际发电量（亿kWh）风光实际发电量占比2030E59.82286.920847425%5211916929686724872583620.3%26%542032792122.0%27%562883000523.6%资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，中信证券研究部预测预计国内“十四五”、“十五五”风电年均装机需求或达43/55GW，在配套政策推动下有望进一步超预期。2020年中国非化石能源消费占一次能源消费比重达15.9%，超额达成“十三五”规划设定的2020年15%目标值。在风电光伏竞争力持续强化的情况下，我们认为碳中和路线图中的阶段性目标有望超额实现，预计国内非化石能源消费占比有望于2025年达21%左右，于2030年达26%左右。据此反推预期，若按光伏/风电平均年发电利用小时数1200/2100h，且光伏、风电发电量约1:1测算，我们预计中国“十四五”期间风电年均装机需求或达43GW，“十五五”期间年均装机需求或达55GW左右（2021-2030年均约49GW）。表2：中国2021年至2025/2030年间光伏、风电装机需求预测目标年份非化石能源占比光伏、风电发电量比例假设较2020年风光发电量增量（亿kWh）光伏发电利用小时数风电发电利用小时数光伏较2020年装机增量需求（GW）风电较2020年装机增量需求（GW）2021年至期末光伏年均装机（GW）2021年至期末风电年均装机（GW）202520%1:1714812002100298170603421%9007375214754322%108674532599152203025%1:11845712002100769439774426%20542856489864927%226279435399454资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，中信证券研究部预测“十四五”期间规划九大风光（水火）储基地和五大海上风电基地。2021年3月30日，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出，未来我国将持续开发包括水电、风电、光伏等电源在内的多个清洁能源基地，形成九大集风光（水火）储于一体的大型清洁能源基地以及五大海上风电基地。其中，九大清洁能源基地主要包括雅鲁藏布江下游、金沙江下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽等地；五大海上风电基地包括广东、福建、浙江、江苏、山东等地。大基地项目有望成为未来国内新能源装机发展的主要形式之一。电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分3图1：“十四五”大型清洁能源基地布局资料来源：新华社大基地项目有望成为风电装机的主要形式。10月12日，在《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会上，习近平主席宣布将在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目，且首期装机容量约100GW已于近期有序开工，且其后数日内甘肃、青海、内蒙古等地大基地项目路线开始集中建设。据智汇光伏统计，目前国内已公布风光大基地项目规模达51.68GW。我们预计在首期约100GW大基地项目中风光占比各一半左右，此后还将有第二期规模约100GW的大基地项目将在合适时间公布，共同构成“十四五”期间大型集中式电站的装机主力。表3：已公布风光大基地项目梳理省份基地名称规模（万kW）已开工3435青海青海海南、海西新能源基地1090甘肃甘肃省新能源基地项目1285内蒙古内蒙古托克托200万千瓦外送项目200蒙西基地库布其200万千瓦光伏治沙项目200宁夏国能电力宁夏公司200万千瓦光伏项目200山东鲁北盐碱滩涂地千瓦千瓦风光储一体化基地200广西横州260万千瓦风光储一体化大型基地示范项目260完成项目分配1733内蒙古蒙西鄂尔多斯外送项目风电光伏基地340吉林鲁固直流吉西白城外送项目140陕西陕武直流一期外送新能源项目600渭南市新能源基地项目353神府-河北南网特高压通道配套新能源项目300合计5168资料来源：智汇光伏，中信证券研究部电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分4▍风机大型化降本趋势明确，经济性竞争力大幅提升风机大型化是风电长期降本的根本路径降低风电成本的关键在于降低风机等设备和安装成本。风电设备及安装工程是风电项目最主要的成本构成，2020年在陆上和海上风电成本中占比分别约80%和60%，其中主要包括风机叶轮、塔筒、齿轮箱等零部和装配运输环节。对于海上风电而言，除此之外，由于海上吊装和基建的复杂性，其建筑工程成本也相对较高，占总成本比例近30%。图2：2020年中国陆上风电成本构成图3：2020年中国海上风电成本构成资料来源：《中国可再生能源发展报告2020》（水电水利规划设计总院），中信证券研究部资料来源：《中国可再生能源发展报告2020》（水电水利规划设计总院），中信证券研究部图4：陆上风电设备及安装工程成本结构资料来源：《风电成本构成与运行价值的技术经济分析》（王正明等），中信证券研究部风机大型化是风电降本最根本有效的路径。风机大型化一方面可减少风机制造过程中单位功率原材料用量，另一方面推动风电场配套建设和运维成本的下降。1）整机制造环节：风机大型化下，单机零部件用量的增加明显小于功率的增大。以运达股份4.5MW和3MW两款陆上风机为例，4.5MW机型在输出功率上较3.5MW提升了50%，但在零部件上基本保持通用设计，极大降低了单功率零部件用量，实现成本的有效下降。设备及安装工程78%建筑工程11%其他费用7%建筑期利息2%预备费2%施工辅助工程0%设备及安装工程61%建筑工程28%其他费用6%建筑期利息2%预备费1%施工辅助工程2%叶轮18%机舱11%主轴4%轮毂2%偏航系统4%塔架18%齿轮箱13%刹车系统2%发电机8%并网系统8%基础4%控制器4%装配2%运输2%电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分52）风场项目建设运营：单机功率提升不仅可以摊薄BOP成本（基础、电缆及其他电力设施Capex），还可在相同风场容量下减少点位数，降低建设成本和运维成本（Opex）。根据罗兰贝格此前测算，6MW风机替代3MW风机可以使风机以外的Capex/Opex下降6%/14%，使得LCOE进一步下降17%。表4：运达股份3MW和4.5MW风机不同零部件参数对比机型参数单位WD147-3000WD156-3000WD164-3000WD147-4500WD156-4500WD164-4500额定功率MW3334.54.54.5叶轮直径m147156164147156164塔架轮毂高度m92-16095-16095-16092-16095-16095-160轮毂重量t404040424242机舱重量t100100110112112112叶片长度m71.57680.571.57680.5轮毂尺寸m5.0×4.5×4.2机舱尺寸m11.4×4.5×4.0资料来源：运达股份官网，中信证券研究部陆上风机功率大幅跃升，降本增效经济性凸显陆上风电单机功率迎来跃升，4MW以上机型有望成为未来1-2年主流，大型化进程有望持续超预期。2014年以来，国内陆上风电主流机型功率多为2-2.9MW机组，每年单机功率平均提升幅度仅0.15MW左右，大型化推广进度相对较慢。这与补贴阶段终端项目收益率较高，产业链对大兆瓦技术研发推广的紧迫性和积极性相对较弱有关，也受到国内厂商风机技术研发周期的客观制约。但随着风电进入平价上网阶段，终端收益率回落和向上游压价压力加大，技术和成本竞争力的重要性凸显，倒逼行业加快大兆瓦风机的推广进度。2021年以来，国内面向平价陆上风电项目的新招投标主流风机单机功率基本已直接迈过3-4MW的平台，多跳跃式地提升至4MW以上，预计单机功率大型化的显著提速也将带来成本端的加速下降。此外，目前整机厂也在进一步储备面向中长期的大型风机技术，甚至提出“海陆同款”的型号设计，我们预计到2025年国内西北地区陆上机组单机容量有望达8-10MW，中东部地区单机容量有望达5-6MW（考虑低风速和施工复杂程度限制）。图5：全国新增风电装机中不同单机容量风机占比资料来源：CWEA，中信证券研究部0.00.51.01.52.02.53.00%20%40%60%80%100%200920102011201220132014201520162017201820192020＜1.0MW1.0-1.5MW1.5-1.9MW2.0-2.9MW3.0-3.9MW≥4.0MW平均功率（MW）电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分6风机大型化+零部件降价+国产替代，推动风机加速降本降价，头部厂商盈利能力有望相对稳定。国内风电机组价格从2010H2开始首次低于4000元/kW，此后10年风机均价长期在3400-4200元/kW之间波动。然而，得益于1）在风机大型化加速的趋势下，整机厂自身降本能力明显强化，2）2020年抢装潮后，零部件供应链部分过高的价格迎来合理回落，整体降幅近20%，3）更大范围零部件的国产替代等，从2021年起，国内陆上风机公开招标价格迎来加速下降，目前4MW以上机型均价中枢已降至2300-2400元/kW，同比降幅约30%。本轮风机价格下降的主要原因是成本的加速下降，大幅抵消了对整机厂盈利能力的影响，尤其是供应链成本管控能力优秀的头部厂商盈利能力有望保持稳定。图6：国内风机招标价格迎来明显回落（元/kW）资料来源：金风科技官网，中信证券研究部风电项目开发成本快速下降，平价项目收益率有望达7%-10%，竞争力凸显。风机成本大幅下降，叠加EPC及施工设备租金下降等因素，国内多数陆上风电项目单位投资成本将从此前的7000-8000元/kW降至6000元/W左右，部分三北地区项目甚至可降至约5000元/W。结合国内典型风电场发电运行情况测算，我们预计多数平价项目IRR有望达7%-10%，具备较强投资吸引力和经济性竞争力。图7：陆上风电项目收益率与建设成本变动关系资料来源：中信证券研究部测算注：假设项目发电利用小时数按2100h，上网电价按0.35元/kWh，项目投资杠杆率按80%，融资利率按4.5%，贷款期限按15年测算200025003000350040004500500014/1/114/4/114/7/114/10/115/1/115/4/115/7/115/10/116/1/116/4/116/7/116/10/117/1/117/4/117/7/117/10/118/1/118/4/118/7/118/10/119/1/119/4/119/7/119/10/120/1/120/4/120/7/120/10/121/1/121/4/121/7/12.0MW2.5MW3S4S5%7%9%11%13%15%17%19%21%23%5500元/kW6000元/kW6500元/kW7000元/kW7500元/kWpIRReIRR电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分7海风降本路径明确，降本潜力巨大海上大兆瓦机型有望显著摊低零部件和BOP成本，助力度电成本下降。海上风电方面，以同为明阳6MW平台的MySE7.25和MySE5.5两款机型作对比，在额定功率提升32%的情况下，对应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变，综合来看，由5.XMW风机提升至7.XMW风机，从单位功率的角度看，或带来近20%的零部件用量减少，且随着大型化持续提升，降本效应有望进一步放大。表5：明阳智能6MW海上风机平台不同机型零部件参数情况机型参数单位MySE5.5-158MySE6.45-178MySE7.25-158MySE8.3-178额定功率MW5.56.45（+17.3%）7.25（+31.8%）8.3（+50.9%）发电机重量t4551（+13.3%）51（+13.3%）66（+46.7%）齿轮箱重量t6876（+11.8%）76（+11.8%）86.7（+27.5%）叶轮直径m158178（+12.7%）158（0%）178（+12.7%）叶片重量t3631（-13.9%）36（0%）31（-13.9%）叶轮重量t201184（-8.5%）201（0%）184（-8.5%）机舱重量t230247（+7.4%）254（+10.4%）276（+20.0%）叶片尺寸m76.686.5（+12.9%）76.6（0%）86.5（+12.9%）轮毂尺寸m6.351×5.724×6.0816.333×5.764×6.111（+0.9%）6.351×5.724×6.081（0%）6.333×5.764×6.111（+0.9%）机舱尺寸m9.3×5.485×9.1910.36×5.478×9.207（+11.5%）9.5×5.48×9.19（+2.1%）10.8×5.524×8.099（+3.1%）资料来源：明阳智能官网，中信证券研究部注：括号内的百分比为以MySE5.5机型对应参数为基准的提升比例此外，以远景能源新型海上风机平台ModelY为例，其机型功率覆盖6-12MW，叶轮直径覆盖182-236米。其中，7MW机型在山东、广西、江苏等中低风速海域，相比5.XMW级别，单位千瓦扫风面积提升15%，综合电量可提升15%，判断度电成本可降低20%-30%；8MW机型在广东、浙江等中风速海域，相比5.XMW级别，相近电量水平下单机容量提升54%，400MW风场减少23台，综合BOP可降低40%，判断度电成本可降低30%-40%。海风主流机型有望从4-5MW向8-10MW升级，加速降本并有利于提升吊装能力。截至2020年，国内海上风电主要吊装机型仍是4-5MW机型，且2021年国内海上风电交付机组或主要以4-7MW机型为主。相较于欧洲海上风电已逐步迈入10MW海风时代，整体大型化提升进度偏缓。但随着国家补贴退出、项目收益率回落，将倒逼整机厂商加速通过研发大兆瓦机型以快速降本，2022年主流机型有望由4-5MW加速向8-10MW升级。风机大型化加速一方面加快了海上风电降本步伐，另一方面单机功率的显著抬升也有利于突破海上吊装能力瓶颈限制，实现海上风电装机效率的提升。电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分8图8：过去几年国内海上风电新增装机平均单台功率（MW）图9：国内海上风电新增装机功率结构资料来源：CWEA，中信证券研究部资料来源：CWEA，中信证券研究部海上风电有望于2025年开启单机功率20MW时代。目前头部整机厂基本完成8-11MW海上机组平台的优化升级，处于市场相对领先地位，并积极布局13MW以上机组技术。我们预计，随着整机厂加快推进技术研发和产品升级，2025年国内海上风电有望逐步开启单机功率20MW时代。图10：中国海上风电大兆瓦风电机组发展历程资料来源：GWEC2021年海上风电抢装推升短期成本，2022年有望重回快速降本通道。2009年，国内首个近海项目上海东海大桥风电场一期102MW单位超2.3万元/kW；此后江苏省加快海上风电开发建设步伐，项目成本也呈持续下降趋势，从2011年平均约2.1万元/kW降至2015年的1.6万元/kW左右，到2020年下探至1.5万元/kW左右，较2011年降幅约28%，也低于全国1.78万元/kW的平均造价。2021年是海上风电国补的最后一年，抢装之下市场安装施工和装备供应紧张，导致海上风电投资成本不降反增，江苏以北地区海上风电建设成本回升至1.7万元/kW左右，而福建及粤东地区建设成本涨至1.9万元/kW左0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.55.0201320142015201620172018201920200%20%40%60%80%100%2015201620172018201920203.0以下3.0-3.94.0-4.95.0-5.96.0-6.97.0以上电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分9右。但抢装潮下海风产业链的短期高价不具备可持续性，随着抢装需求回归平稳，以及装备及施工等环节产能扩张，预计海上风电成本将重回加速下降通道。不惧退补压力，海上风电进入降本路径清晰。在国家补贴即将退出的背景下，海上风电项目收益率将面临下降压力，倒逼供应链降本降价，助力海上风电平价上网实现相对平稳的过渡。沿着机型升级、配套完善、方案优化等路径，产业链各环节共同出力，我们预计未来两年海上风电降本空间或在30%以上。具体来看，根据上海电气预测：风机：降本空间35%以上，通过整机厂大兆瓦机型升级、供应链控制等途径实现。基础：降本空间20%以上，通过设计院和整机厂优化基础设计和塔筒减重实现。吊装：降本空间30%以上，通过施工方增加安装船供给+吊装方案、施工窗口、利用率优化实现，同时风机大型化也将进一步摊低单位吊装成本。电气设备：降本空间30%以上，通过开放商和设计院合作进行升压站、送出线缆等设施共用、场内线缆布置优化、新型输电技术应用实现。运维：降本空间20%，通过整机厂提高机组可靠性和空中可更换部件占比、运维公司开发高空吊装维护平台实现。图11：海上风电项目投资下降途径预测资料来源：上海电气《海上风电应对平价时代的技术挑战与机遇》海风平价项目整机报价大幅下降，海风降本进度有望超预期。在国家补贴时代，国内海上风电机组价格长期处于6000元/kW以上的较高水平。2021年10月，中广核象山涂茨海上风电场项目和华润电力苍南1＃海上风电项目两个海上风电平价项目开标，合计规模680MW。其中，中广核象山涂茨海上风电场项目6家竞标整机商中，最低报价下探至3830元/kW，创下国内海上风电机组价格新低；华润电力苍南1＃海上风电项目5家竞标整机商中，最低报价探至4061元/kW，且相较于2020年该项目曾经开标价格7264元/kW，降幅高达31%-44%。海上机组报价的大幅下降，一方面是终端投资收益率预期降低倒逼和市场化竞争的结果，另一方面也反映了整机厂商在机型升级和供应链逐步宽松之下相对电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分10乐观的降本预期，有利于提升海上风电成本竞争力。表6：2021年国内已开标海上风电平价项目整机报价情况海风项目风机企业报价（元/kW）中广核象山涂茨海上风电场项目中国海装3830运达股份3984电气风电4550远景能源4580东方风电4800明阳智能4900华润电力苍南1＃海上风电项目中国海装4061东方风电4418明阳智能4518远景能源4797电气风电5020资料来源：中国风电新闻网，中信证券研究部海上风电降本加速，平价项目逐步推广。考虑到风机大型化推广进程加速，抢装潮后吊装和配套设施环节供应压力缓解后定价回落，以及地方支持政策落地（补贴及非补贴），预计海上风电逐步具备项目收益率6%-7.5%的平价上网基础，并有望在2024年开启海上风电的普遍平价，海上风电成长性有望持续增强。表7：海上风电平价项目IRR测算项目IRR利用小时数（h）3000310032003300340035003600单位投资（元/kW）130006.02%6.40%6.78%7.16%7.53%7.89%8.25%135005.61%5.98%6.35%6.71%7.08%7.43%7.79%140005.22%5.59%5.94%6.30%6.65%7.00%7.35%145004.86%5.21%5.56%5.91%6.25%6.59%6.93%150004.51%4.86%5.20%5.54%5.88%6.21%6.54%155004.19%4.53%4.86%5.19%5.52%5.85%6.17%160003.88%4.21%4.54%4.86%5.19%5.50%5.82%资料来源：中信证券研究部测算电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分11▍风电装机复苏或超预期，中长期成长性显著强化风电招标规模超预期，行业高景气有望延续2021H1国内风电招标规模超预期，全年有望达55GW。风电成本加速下降，支撑平价项目经济性提升和行业新增装机需求快速释放。据金风科技和明阳智能分别统计（口径或有差异），2021Q1-3国内风机公开市场招标规模约42-48GW，达到历史高位，我们预计全年招标规模将达55GW左右。图12：国内风机公开市场招标规模图13：国内风机公开市场季度招标规模（GW）资料来源：金风科技官网，中信证券研究部资料来源：明阳智能官网，中信证券研究部风机招标规模高增长，预示行业装机高景气，2022年陆上风电装机有望超预期。陆上风机交付期一般将近1年，当年风电招标规模与次年的风电装机量具有很强的相关性，往往可作为预测次年风电装机量的先行指标。基于2021年风机招标规模超预期，我们预计2021/2022年国内风电新增装机规模将分别达40/50GW左右。图14：国内风电装机量与上年风机招标规模对应关系（GW）资料来源：国家能源局，金风科技官网，中信证券研究部预测-100%-50%0%50%100%150%200%250%0510152013Q113Q314Q114Q315Q115Q316Q116Q317Q117Q318Q118Q319Q119Q320Q120Q321Q121Q3招标规模（GW）YoY-50%0%50%100%150%200%010203040506020172018201920202021Q1Q2Q3Q4YoY818281928273465173155162033191521267216405001020304050607080201320142015201620172018201920202021Q32021E2022E上年风机招标规模当年风电装机规模电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分12预计“十四五”期间国内陆上风电年均装机规模有望超45GW。得益于技术进步和风机成本加速下降，我们预计国内陆上风电平价项目在较为可观的收益率（7%-10%）支撑下，同时在大基地项目的推动下，预计“十四五”期间年均装机规模有望提升至45GW以上，2025年有望达近60GW，复合增速约15%。图15：2018-2025E年全球陆上风电新增装机及预测（GW）资料来源：CWEA，GWEC（海外预测数据），中信证券研究部（国内预测数据）海风进入从1到10阶段，成长性突显东南沿海省份海风资源优越，海上风电成长空间巨大。我国海上风资源丰富，地质条件较好，且毗邻广东、江苏、浙江等国内最重要的用电负荷地区，资源禀赋与发展诉求相契合，适宜建造风电场，且随着漂浮式风机技术的逐步成熟和推广，长期增长空间巨大。图16：我国近海风电资源分布图17：漂浮式风机技术有望打开海上风电中长期发展空间资料来源：金风科技业绩说明会材料资料来源：明阳智能，中信证券研究部2021年海上风电进入抢装高峰，预计全年装机规模将达7-8GW。2021年将是新建成海上风电项目享有国家补贴的最后一年，行业进入抢装高峰期，建设迎来加速。仅2021年1-4月，国内海上风电新并网和在建项目共计32个，规模超10.69GW。2021H1，国内海上风电新增装机2.15GW，累计装机达12.24GW，超越英国位居全球海上风电累计装机容量首位。结合主要海上风机企业交付计划、供应链订单反馈和海工船吊装能力，我们预计大部分在建项目有望于年内完成抢装，2021年海上风电装机规模有望大幅增至19.524.451.332.543475257455690797984931000204060801001202018201920202021E2022E2023E2024E2025E中国欧洲北美拉美非洲中东其他合计电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分137-8GW。图18：中国海上风电装机持续增长资料来源：CWEA，中信证券研究部预测沿海省份加大海风规划支持力度，有望支撑海风实现较快增长。围绕我国“2030碳达峰、2060碳中和”目标，各地方政府亦积极加快制定相关政策，明确各类可再生能源发展目标和发展方式。其中，海上风电作为最能匹配东南沿海地区资源禀赋的新能源技术，获得江浙闽粤等省重点支持。1）广东：2021年6月1日下发《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》，明确“到2021年底，全省海上风电累计建成投产装机容量达到400万千瓦；到2025年底，力争达到1800万千瓦，在全国率先实现平价并网”。截至2020年底，广东海上风电累计并网容量超1GW，在政策指引下，我们预计2021年新增并网规模将达2-3GW，“十四五”期间新增装机规模将达16GW以上，且2022-2025年均装机目标有望达3.5GW。2）江苏：江苏发改委对外公示《江苏省“十四五”海上风电规划》，规划海上风电项目场址共28个，规模9.09GW，规划总面积为1444平方千米，对应年均装机约1.8GW。3）浙江：2021年6月23日正式印发《浙江省能源发展“十四五”规划》，提出重点推进海上风电发展，集约化打造海上风电+海洋能+储能+制氢+海洋牧场+陆上产业基地的示范项目，“十四五”期间，海上风电力争新增装机容量4.5GW以上，累计装机容量达到5GW以上，对应年均装机0.9GW以上。4）山东：2021年6月7日发布《关于促进全省可再生能源高质量发展的意见》，提出将在2021年实现省内海上风电“零突破”，并初步规划“十四五”期间争取启动海上风电项目10GW。结合项目正常建设进度，我们预计山东“十四五”期间投运海上风电项目规划有望达5GW，对应年均装机规模约1GW。5）福建：目前尚无明确的“十四五”期间海上风电整体规划，但福建作为国内海上风电资源储备最为丰富和已并网规模Top3的装机大省，目前已储备了福清兴化湾、长乐外海、漳浦六鳌、莆田平海湾、平潭外海等多个海上风电产业园项目，我们预计“十四五”期间福建海上风电并网规模有望达5GW，年均装机约1GW。此外，近日漳州市提出50GW海上-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%012345678201320142015201620172018201920202021H12021E新增装机（GW）新增YoY电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分14风电大基地开发方案，用海面积8000多平方公里，年发电利用小时数有望达4000h，按计划2025年后每年有望陆续投产5-10GW；如若顺利，我们预计最快有望于2022年底前获国家能源局批复。6）广西：广西能源局明确将加快海上风电发展，规划海上风电项目容量22.5GW，力争“十四五”期间核准8GW以上，装机3GW，对应年均装机约0.6GW。7）海南：南方电网海南电网公司近日发布海南“碳达峰、碳中和”工作方案，明确“十四五”期间将重启海上风电，实现光伏、海上风电等新增装机5.2GW。8）辽宁、河北等：尚无明确规划，我们初步预计“十四五”期间落地项目规模有望达1GW。表8：沿海省市海上风电规划（GW）省市已核准容量“十三五”规划目标到2020年（调整后）截至2019年底累计并网截至2020年底累计并网“十四五”期间新增计划江苏12.83.54.239.1福建3.7520.465（E）广东9.850.30.2416山东0.3-05（E）浙江2.420.30.254.5上海0.420.30.41河北0.8-00.5（E）海南-0.101（E）辽宁0.6-0.230.5（E）天津0.090.10.11广西--03总计31.036.65.93944.6（E）资料来源：国家能源局，CWEA，水规院，中信证券研究部预测2022年海风装机或存在明显预期差，且预计“十四五”国内海上风电年均装机有望达9-10GW，复合增速约15%。2022年海上风电降本有望超预期，部分平价项目IRR已接近收益率要求机组，同时在地方政府政策支持推动下，装机有望维持相对稳定。综合各沿海省份“十四五”海上风电规划来看，目前已明确规划+储备项目装机规模达45GW，且还有部分省份存在其他规划外的项目储备。考虑到海风成本快速下降背景下，部分海上风电项目已初步具备平价上网可行性（项目收益率6%-7.5%），并结合“十三五”期间各省总规划装机6.6GW、实际装机9GW的超预期表现，我们预计“十四五”期间国内海上风电年均新增装机中枢有望达10GW左右，对应复合增速约15%，成长空间值得期待。电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分15图19：2018-2025E年全球海上风电新增装机及预测（GW）资料来源：国家能源局，GWEC（海外预测数据），中信证券研究部（国内预测数据）预计“十四五”国内年均风电装机将达约55GW，复合增速约15%，增长保持稳健。我们认为“十四五”期间国内风电装机需求将迎来加速发展，预计年均新增装机规模将达55GW左右，较“十三五”期间的年均29GW将有显著提升，至2025年新增装机规模或达70GW以上，复合增速约15%。图20：我国风电新增吊装规模及预测资料来源：CWEA，GWEC，中信证券研究部预测1.62.53.17.57911134661312182230051015202530352018201920202021E2022E2023E2024E2025E中国欧洲北美其他合计18.817.412.916.023.030.422.818.519.524.451.3332.5434752570.10.20.10.10.20.40.61.21.62.43.17.5791113-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%01020304050607080陆风（GW）海风（GW）装机增速电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分16▍技术优化+产品升级，供应链龙头迎成长机遇风机大型化+供应链优势，助力新龙头成长机会目前风电行业处于加速产品升级和降本关键阶段，机型技术研发实力和供应链成本管控能力成为风机企业核心竞争力。产品研发升级快、技术成熟度高的优质整机厂商有望收获份额提升，迎来新龙头成长机遇。2020年国内陆上风电处于抢装高峰，在前期中小风机企业大规模积压项目集中执行、行业供应链面临阶段性瓶颈的情况下，头部厂商集中度出现短期回落。随着风电平价倒逼行业降本增效，近年来以运达股份、中车风电等为代表的国内二线风机厂商加快4MW以上大兆瓦风机技术研发和产品系列完善，降本增效能力和市场竞争力显著增强，在国内陆上风电2021年以来的招投标中，中标份额迎来快速提升。同时，金风科技、明阳智能等整机厂也加快推进10MW+机型和漂浮式海上风电技术商业化，有望进一步强化长期海上风电竞争力，引领技术和市场方向。随着风机技术和产品持续升级，具备研发效率和迭代优势的优质整机厂将迎来加速成长机会。图21：中国风机厂商新增装机份额资料来源：CWEA，中信证券研究部图22：2020年国内风电公开市场中标份额统计图23：2021年1-10月国内风电公开市场中标份额统计资料来源：中国风电新闻网，中信证券研究部资料来源：中国风电新闻网，中信证券研究部0%20%40%60%80%100%20102011201220132014201520162017201820192020金风科技远景能源明阳智能电气风电运达股份中车风电东方电气三一重能中国海装联合动力其他远景能源24%金风科技19%明阳智能16%上海电气10%三一重能7%运达股份6%东方电气4%中车株洲所4%中国海装3%联合动力2%其他5%远景能源17%金风科技17%明阳智能17%运达股份14%三一重能10%中车株洲所9%东方电气5%上海电气4%中国海装3%联合动力2%其他2%电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分17零部件供应链管控能力或将决定风机质量和盈利能力，头部企业具备相对优势。头部整机厂通过对部分关键零部件的技术储备和持续投入，具备较强的技术穿透和垂直整合能力，不仅可以更好地梳理供应链降本路径，有效实现降本增效，而且可以实现对供应商输出技术，达成更好的协作，提高部件的质量和可靠性。零部件门槛提升或推动格局优化，原材料有望降价改善企业盈利能力大型化趋势提高零部件竞争壁垒，龙头厂商竞争优势有望强化。风电大型化趋势对整个产业链提出更高要求，抬高了零部件环节壁垒，加速落后产能出清，而头部厂商凭借技术、成本、客户等优势，强化大型化产品盈利能力，进一步拉开差距。塔筒：塔筒高度增加，载荷强度要求提升；部分大型化塔筒需要采取模块化的分瓣分段设计，建设工艺更为复杂。叶片：尺寸大型化后重量加重，需要轻型化设计；国内叶片主流技术是真空灌注，大叶片制造对模具、成型工艺、占模时间、生产场地均提高了要求；我国大叶片迭代速度快，研发能力、模具开发能力强的企业才能满足下游客户迭代需求。铸件：人力密集型生产，大尺寸铸件对工艺要求提升，产能与产品质量与工厂的生产管理经验密切相关；另外受模具、熟练工、环保等因素制约，铸件扩产周期一般需2年，具有技术代际壁垒。海缆：未来海上风电离岸距离增加，对海缆大长度、软接头技术要求提高；同时为减少输电损耗，送出电缆从交流转向高压柔直输电，强化技术壁垒。供应链积极扩产，加速产能结构优化。在行业增长确定性增强趋势下，零部件环节优质厂商也积极推进产能扩张，一方面有望推动市场份额进一步提升，另一方面或通过大兆瓦产能结构优化而实现盈利能力整体回稳。受益于产品和市场结构升级，优质零部件龙头厂商有望提升长期竞争力和增长空间。表9：风电零部件环节主要厂商加快产能扩张零部件主要厂商地点扩产产能投产或计划投产时间塔筒天顺风能商都12万吨塔筒2020濮阳12万吨塔筒2021通辽12万吨塔筒2021射阳30万吨海工2022德国30万吨海工2022大金重工兴安盟10万吨塔筒2020张家口20万吨塔筒2020叶片艾郎风电海门1000套叶片2022天顺风能濮阳450套叶片2021商都450套叶片2022太仓2条模具产线2022铸件日月股份宁波12万吨精加工2021宁波8万吨大型铸件2021宁波22万吨精加工2022电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分18零部件主要厂商地点扩产产能投产或计划投产时间宁波13.2万吨大型铸件2023广大特材如皋20万吨大型铸2020-2022如皋15万吨精加工2021-2022主轴金雷股份莱芜2.4万吨锻造主轴、3万吨传动轴、1万吨铸造主轴2021轴承新强联洛阳2.0MW及以上风机轴承2020洛阳3.0MW及以上风机轴承2023海缆东方电缆宁波30亿元海缆产值2021阳江15亿元海缆产值2023中天海缆汕尾3000km海缆脐带缆2023大丰600km海缆2023资料来源：各公司公告，中信证券研究部风电零部件企业盈利能力易受原材料价格波动影响，建议积极关注原材料价格回落后盈利修复机会。风电零部件制造中原材料成本占比基本在60%以上，部分环节达到90%以上，且原材料多以钢材、生铁、铜等大宗商品为主，因此风电零部件企业盈利能力受原材料价格波动影响较大。2021年生铁、钢材等上游原材料价格明显上涨，Q2价格高峰较年初涨幅近40%，同时考虑通常1-2个月的原材料备货周期，在Q2、Q3对风电零部件企业毛利率造成了较大冲击。尤其是在陆上风电国家补贴退出，零部件供需格局同比明显宽松的情况下，由于下游企业的压价，进一步放大了零部件厂商的盈利压力。目前钢材等原材料价格在触顶回落之下保持相对高位震荡，预计2022年有望整体保持稳中有降，且零部件企业承受的下游压价压力有望相对缓解，零部件企业能力盈利有望迎来阶段性修复。图24：风电主要环节成本结构分拆资料来源：相关公司年报，中信证券研究部图25：部分风电零部件原材料价格走势（元/吨）资料来源：Wind，中信证券研究部0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%风机塔筒叶片铸件海缆主轴结构件原材料人工制造费用其他运费01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,000铸造生铁废钢中厚板电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分19▍风险因素风电装机增长不及预期；成本下降不及预期；政策落地低于预期等。▍投资建议风电进入平价上网阶段，在双碳政策不断推动和企业研发能力持续优化的情况下，风机大型化进程提速将推动行业加速降本增效，释放装机需求增长潜力，风电成长属性有望进一步强化，看好2022年国内陆上风电需求明显复苏以及海上风电装机超预期的机会。整机环节：风电行业大兆瓦技术升级加快，价格成本双降有望支撑毛利率保持相对稳定，且具备风机大型化+供应链优势的整机厂有望实现份额的稳定增长，重点推荐金风科技，建议关注运达股份、电气风电；零部件环节：大型化趋势提高了零部件行业竞争壁垒，具备技术、成本、客户等优势的龙头供应商，有望受益于全球份额替代，以及产品、客户和市场结构升级，强化长期竞争力和增长空间，推荐天顺风能（塔筒）、东方电缆（海缆）、日月股份（铸件）、中材科技（叶片等），建议关注新强联（轴承）、广大特材（铸件+齿轮钢）、金雷股份（主轴）、中际联合（升降机）、大金重工（塔筒）、禾望电气（变流器）等。表10：风电板块重点跟踪公司盈利预测简称股价（元）EPS（元）PE（x）评级20A21E22E23E20A21E22E23E金风科技18.690.701.011.151.2926.718.516.314.5买入天顺风能20.070.580.790.881.1934.625.422.816.9买入东方电缆46.861.362.122.442.8634.522.119.216.4买入日月股份38.121.010.791.191.5837.748.332.024.1买入中材科技35.981.222.392.502.7629.515.114.413.0买入资料来源：Wind，中信证券研究部预测注：股价为2021年11月3日收盘价电力设备及新能源行业风电板块2022年投资策略｜2021.11.4请务必阅读正文之后的免责条款部分20▍相关研究电力设备及新能源行业N型产业链专题报告一—N型产业化将提速，关注全产业链变化(2021-11-03)电力设备及新能源行业重大事项点评—“双碳”政策频出，推动行业发展(2021-10-28)电力设备及新能源行业碳中和与电网变革专题二—跨区域电力输送和能源大基地建设(2021-09-27)光伏行业重大事项点评—整县项目超预期，分布式增长再加速(2021-09-15)光伏行业2021年中报业绩总结—增长韧性犹在，景气持续修复(2021-09-08)电力设备及新能源行业重大事项点评—启动绿电交易试点，完善长效市场激励(2021-09-08)电力设备及新能源行业光伏电池专题报告二—HJT电池推动量产进程(2021-08-20)光伏行业观察4—光伏行业需求将逐季改善(2021-08-04)风电行业专题报告—大型化加速降本，成长性持续强化(2021-08-02)电力设备及新能源行业储能与新能源发展跟踪——分时电价机制点评—分时电价政策出台，“软”因素支持储能发展(2021-07-30)风电行业观察1—风电行业的逻辑有哪些变化(2021-07-26)光伏行业观察3—硅片降价隐藏了哪些信号(2021-07-21)电力设备及新能源行业储能行业跟踪点评—政策呵护料将加速，储能发展空间广阔(2021-07-12)电力设备及新能源行业重大事项点评—推进整县光伏试点，分布式集约化发展加速(2021-06-24)电力设备及新能源行业光伏电池专题报告—N型接棒，开启电池发展新阶段(2021-06-17)光伏行业专题—BIPV市场发展展望（PPT）(2021-06-02)新能源行业重大事项点评—风光政策超预期，装机有望迎复苏(2021-05-21)分析师声明主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：（i）本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；（ii）该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。评级说明投资建议的评级标准评级说明报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A股市场以沪深300指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅20%以上增持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于5%～20%之间持有相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～5%之间卖出相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上行业评级强于大市相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10%以上中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～10%之间弱于大市相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上其他声明本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。中信证券股份有限公司及其全球的附属机构、分支机构及联营机构（仅就本研究报告免责条款而言，不含CLSAgroupofcompanies），统称为“中信证券”。法律主体声明本研究报告在中华人民共和国（香港、澳门、台湾除外）由中信证券股份有限公司（受中国证券监督管理委员会监管，经营证券业务许可证编号：Z20374000）分发。本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发：在中国香港由CLSALimited分发；在中国台湾由CLSecuritiesTaiwanCo.,Ltd.分发；在澳大利亚由CLSAAustraliaPtyLtd.（金融服务牌照编号：350159）分发；在美国由CLSAgroupofcompanies（CLSAAmericas,LLC（下称“CLSAAmericas”）除外）分发；在新加坡由CLSASingaporePteLtd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧盟与英国由CLSAEuropeBV或CLSA（UK）分发；在印度由CLSAIndiaPrivateLimited分发（地址：孟买（400021）NarimanPoint的DalamalHouse8层；电话号码：+91-22-66505050；传真号码：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118；印度证券交易委员会注册编号：作为证券经纪商的INZ000001735，作为商人银行的INM000010619，作为研究分析商的INH000001113）；在印度尼西亚由PTCLSASekuritasIndonesia分发；在日本由CLSASecuritiesJapanCo.,Ltd.分发；在韩国由CLSASecuritiesKoreaLtd.分发；在马来西亚由CLSASecuritiesMalaysiaSdnBhd分发；在菲律宾由CLSAPhilippinesInc.（菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员）分发；在泰国由CLSASecurities(Thailand)Limited分发。针对不同司法管辖区的声明中国：根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可，中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。美国：本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由CLSAgroupofcompanies（CLSAAmericas除外）仅向符合美国《1934年证券交易法》下15a-6规则定义且CLSAAmericas提供服务的“主要美国机构投资者”分发。对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。任何从中信证券与CLSAgroupofcompanies获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSAAmericas。新加坡：本研究报告在新加坡由CLSASingaporePteLtd.（资本市场经营许可持有人及受豁免的财务顾问），仅向新加坡《证券及期货法》s.4A（1）定义下的“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。根据新加坡《财务顾问法》下《财务顾问（修正）规例（2005）》中关于机构投资者、认可投资者、专业投资者及海外投资者的第33、34及35条的规定，《财务顾问法》第25、27及36条不适用于CLSASingaporePteLtd.。如对本报告存有疑问，还请联系CLSASingaporePteLtd.（电话：+6564167888）。MCI(P)024/12/2020。加拿大：本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。欧盟与英国：本研究报告在欧盟与英国归属于营销文件，其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写，亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在欧盟与英国由CLSA（UK）或CLSAEuropeBV发布。CLSA（UK）由（英国）金融行为管理局授权并接受其管理，CLSAEuropeBV由荷兰金融市场管理局授权并接受其管理，本研究报告针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士，且涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业经验，请勿依赖本研究报告。对于由英国分析员编纂的研究资料，其由CLSA（UK）与CLSAEuropeBV制作并发布。就英国的金融行业准则与欧洲其他辖区的《金融工具市场指令II》，本研究报告被制作并意图作为实质性研究资料。澳大利亚：CLSAAustraliaPtyLtd(“CAPL”)(商业编号：53139992331/金融服务牌照编号:350159)受澳大利亚证券与投资委员会监管，且为澳大利亚证券交易所及CHI-X的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由CAPL仅向“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经CAPL事先书面同意，本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于《公司法（2001）》第761G条的规定。CAPL研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的ASXAllOrdinaries指数成分股、离岸市场上市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司。一般性声明本研究报告对于收件人而言属高度机密，只有收件人才能使用。本研究报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。本研究报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可能会受汇率影响而波动。过往的业绩并不能代表未来的表现。本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断，可以在不发出通知的情况下做出更改，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与中信证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任。中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域、单位、集团及其他附属机构的流动。负责撰写本报告的分析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定。分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定，但是，分析师的薪酬可能与投行整体收入有关，其中包括投资银行、销售与交易业务。若中信证券以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构为此发送行为承担全部责任。该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息。本报告不构成中信证券向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议，中信证券以及中信证券的各个高级职员、董事和员工亦不为（前述金融机构之客户）因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任。未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。中信证券2021版权所有。保留一切权利。