请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明仅供机构投资者使用证券研究报告行业策略报告大型化驱动降本提速，风电行业顺势启航分析师：杨睿SACNO：S1120520050003分析师：李唯嘉SACNO：S11205200700082022年6月3日华西证券风电行业专题报告138296复盘：补贴助力风电行业成长，周期波动明显11复盘：补贴是前期驱动风电行业发展的重要因素我国风电行业发展规模逐步壮大风电装机量及装机量占比高速增长。截至2014年底，风电累计并网装机仅96.4GW；到2021年底，风电累计并网装机已达328.5GW，7年复合增长率达19.1%。风电占总装机容量的比例也在持续增长，从2014年底的7.1%提升至2021年底的13.8%，年均提升0.96pct。未来随着风电装机规模的持续增长，这一比例将继续提升，风电将成为实现能源转型目标的重要方式之一。风电发电量及发电量占比持续提升。风电发电量方面，从2008年的131亿千瓦时增长至2021年的6526亿千瓦时，2008-2021年复合增速高达35.0%；风电发电量占比方面，2008年这一数据仅为0.4%，到2021年已达7.9%。预计未来风电占比仍将持续增长，风电将成为我国电力供应的重要方式之一。2资料来源：国家能源局，华西证券研究所图：历年风电发电量及发电量占比资料来源：国家能源局，华西证券研究所图：历年风电累计并网装机规模及风电装机占比0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,00020082009201020112012201320142015201620172018201920202021风电发电量（亿千瓦时）发电量占比0%2%4%6%8%10%12%14%16%05010015020025030035020142015201620172018201920202021累计并网装机（GW）风电装机量占比1补贴政策驱动下，风电行业快速成长陆上风电装机规模持续增长。陆上风电资源丰富，技术相对成熟、成本较低，在国家补贴政策推动下，国内陆上风电装机量在过去实现快速增长。2019年5月，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，其中明确：“自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴”，因此2020年陆上风电项目积极抢装并网，全年实现新增并网装机68.6GW，同比增长188.8%；2021年进入陆上风电平价上网时代，全年实现新增并网装机30.7GW，截至2021年末，陆上风电装机规模已达302GW。海上风电装机规模跃居世界第一。2019年5月发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》中明确：“对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价，2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价”。在国家补贴政策的驱动下，2021年全年实现新增海上风电并网装机16.9GW，同比增长452.3%，累计装机规模达26.4GW，海上风电装机规模跃居世界第一。3资料来源：国家能源局、中商产业研究院、华西证券研究所图：历年陆上风电新增装机规模及累计装机规模资料来源：国家能源局、中商产业研究院、华西证券研究所图：历年海上风电新增装机规模及累计装机规模051015202530201620172018201920202021海上风电新增装机规模（GW）海上风电累计装机规模（GW）050100150200250300350201620172018201920202021陆上风电新增装机规模（GW）陆上风电累计装机规模（GW）1复盘：补贴是前期驱动风电行业发展的重要因素-50%0%50%100%150%200%010203040506070802000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021中国风电新增装机（GW）同比增速成长中呈现周期性波动复盘历史，根据政策支持情况我们将风电行业归纳划分为三个阶段：①行业萌芽期；②产业引导期；③补贴发展期行业萌芽期（2002年以前）：初期我国风电技术尚不成熟，装机规模增长有限。截至2002年，我国风电累计装机量仅0.47GW。产业引导期（2003-2008年）：2003年9月，国家发改委发布《风电特许权项目前期工作管理办法》，实行“风电特许权”模式，相关项目需通过公开招标选择投资者。为获得项目资源，风电场业主不断压低项目成本，间接推动风电行业实现装备国产化，促进我国风电装机规模快速增长。根据CWEA数据，我国风电新增装机量从2003年98.3MW增长至2008年的6.2GW，年复合增速高达128.9%。补贴发展期（2009-2021年）：2009年7月，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，通知将全国分为四类风能资源区，并制定了相应的标杆上网电价，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类资源区上网电价每千瓦时分别为0.51元、0.54元、0.58元以及0.61元，我国风电行业正式开启补贴时代。41资料来源：CWEA、WWEA、华西证券研究所图：历年风电新增装机及同比增速2002年以前行业萌芽期2003-2008产业引导期2009-2021补贴发展期复盘：补贴是前期驱动风电行业发展的重要因素成长中呈现周期性波动我国风电装机规模在过去实现快速发展，但新增装机在成长中也呈现出明显的周期性波动，新增装机量经历三次峰值以及两轮下跌：2010年：根据CWEA统计，新增装机量达到18.9GW，同比增长37.1%，为第一阶段性峰值。2011-2012年：2011年国内风电新增装机量首次出现下滑，直至2013年行业开始恢复正增长。2015年：风电行业逐渐复苏，根据CWEA统计，2015年我国风电新增装机量达到30.75GW，同比增长32.5%，为第二阶段性峰值。2016-2017年：2016年国内新增装机量再次回落，经历两年调整后2018年行业恢复正增长。2020年：2020年受抢装影响，新增装机量再次创出历史新高，为第三阶段性峰值。我们发现行业周期的演绎与补贴和消纳两个重要因素有关：补贴刺激装机爆发—消纳能力不足—政策限制装机—消纳好转—新增装机恢复—补贴退坡—抢装爆发。51-50%0%50%100%150%200%010203040506070802000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021中国风电新增装机（GW）同比增速资料来源：CWEA、WWEA、华西证券研究所图：历年风电新增装机及同比增速（红色为阶段性新增装机高点）弃风率上升，开始限电弃风限电达到峰值，后续逐步改善发布全国风电投资监测预警体系风电投资监测预警结果逐步改善2020年和2021年分别为陆风和海风国补退出的最后一年复盘：补贴是前期驱动风电行业发展的重要因素补贴政策调整及消纳矛盾是造成行业周期的核心因素新增装机呈现阶段性峰值的原因？补贴退坡下的抢装促成行业阶段性高点标杆电价政策出台，2010年新增装机实现明显增长。2009年《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》发布，其中明确风电电价按照全国四类风能资源区制定相应的风电标杆上网电价，开启我国风电国家补贴的序幕。2015年补贴退坡，推动风电抢装。随着风电技术的发展，度电成本逐步下降，2014年国家发改委发布的《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格[2014]3008号)提出，2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区标杆上网电价每千瓦时下调0.02元。我国风电行业进入补贴退坡期，并于2016年、2018年、2019年再次分批下调上网电价。2015年爆发我国风电行业第一轮抢装潮，根据CWEA数据，2015年我国风电新增装机量达到30.75GW，同比增长32.5%陆上国补彻底退出，2020年成为抢装窗口期。2019年国家发改委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》提出，2018年底之前核准且2020年底前仍未完成并网的陆上风电项目，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准、2021年底前仍未完成并网的陆上风电项目，国家不再补贴；同时，自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴，因此在最后的补贴窗口期爆发了第二次风电抢装潮。根据国家统计局数据，2020年国内风电新增装机量71.7GW，同比增长178.4%。61复盘：补贴是前期驱动风电行业发展的重要因素7资料来源：国家能源局、国家发改委、华西证券研究所图：历年陆上标杆电价和上网指导价情况1文件发布时间2009/7/202014/6/52014/12/312015/12/222015/12/262019/5/21文件《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号）《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2014〕1216号）《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2014]3008号）《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》发改价格〔2015〕3044号《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》发改价格〔2016〕2729号《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》发改价格〔2019〕882号陆上风电I类资源区0.51-0.490.470.400.340.29II类资源区0.54-0.520.500.450.390.34III类资源区0.58-0.560.540.490.430.38IV类资源区0.61-0.610.600.570.520.47海上风电近海风电0.850.850.850.850.800.75潮间带风电0.750.750.750.75新核准潮间带风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。备注-分资源区制定陆上风电标杆上网电价。2017年以前(不含2017年)投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元(含税，下同)，潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。上述规定适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。2016年1月1日以后核准的陆上风电项目执行2016年的上网标杆电价，2016年前核准的陆上风电项目但于2017年底前仍未开工建设的，执行2016年上网标杆电价。2018年1月1日以后核准并纳入财政补贴年度规模管理的陆上风电项目执行2018年的标杆上网电价，2年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价。2018年以前核准并纳入以前年份财政补贴规模的陆上风电项目但于2019年底前仍未开工建设的，执行2018年标杆上网电价。2018年以前核准但纳入2018年1月1日之后财政补贴年度规模管理的陆上风电项目，执行2018年标杆上网电价。2019年I～Ⅳ类资源区新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元；2019年新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元。2020年I～Ⅳ类资源区新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元；2020年新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.75元。将陆上风电标杆上网电价改为指导价。2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。复盘：补贴是前期驱动风电行业发展的重要因素补贴政策调整及消纳矛盾是造成行业周期的核心因素两次新增装机量下降的原因？消纳矛盾下政策收紧2011-2012年：地方能源局审批的风电项目审批流程相对简单，但其审批项目不由国家电网保障接收，因此补贴政策刺激新增装机量高速增长的同时，弃风率快速上行至16.2%，2012年则攀升至17.1%。2012年国家能源局下发《关于规范风电开发建设管理有关要求的通知》，要求“对风电弃风率超过20%的地区，原则上不得安排新的风电项目建设”。随后在多项消纳引导政策出台下，弃风率得到明显改善，2013年弃风率回落至10.7%，同比下降6.4pcts,我国风电新增装机量逐步回暖。2016-2017年：经历2015年抢装潮后，弃风率再次攀升至17.0%的高位，2016年国家能源局开始发布全国风电投资监测预警体系，各地区红色和橙色的预警结果直接影响当年下达的风电开发建设规模。首批预警结果为红色的地区有：吉林、黑龙江、甘肃、宁夏和新疆（含兵团）等五省（区），我国新增风电装机规模开始出现下滑，2016年我国风电新增装机量23.4GW，同比降低24%；后续伴随电网外送通道建设等方面的不断完善，投资监测结果逐步转好，我国风电新增装机重回增长。81资料来源：国家能源局、全国新能源消纳监测预警中心、CWEA、WWEA、华西证券研究所图：历年风电新增装机与弃风率变化-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%01020304050607080201020112012201320142015201620172018201920202021中国风电新增装机(GW)风电新增装机增速弃风率复盘：补贴是前期驱动风电行业发展的重要因素告别补贴时代，风电进入市场化增长阶段海风国补退出，地补接棒。2020年1月发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》中明确:“新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。”国补退坡地补接棒，对于新的海上风电项目，广东、山东出台地方补贴政策以支持海上风电行业发展。据国家能源局数据，2021年全国风电新增并网规模47.6GW，其中海上风电新增并网装机16.9GW，同比增长452.3%，增速亮眼。风电进入平价上网时代，新增装机有望进入市场化增长阶段。22年陆海风国补全面取消，叠加我国特高压外送通道逐渐完善，国补退坡及消纳矛盾两个核心影响因素消除，风电周期传导逻辑被打破。我们认为，风电投资逐步进入市场化发展阶段，随着大型化逐步推进、成本的不断降低，风电装机有望实现逐年稳步增长。9资料来源：风芒能源、华西证券研究所图：广东及山东出台地方补贴政策1省份补贴政策广东对于2018年底前已经完成核准，在2022至2024年全容量并网的省管海域内项目，每千瓦分别补贴1500元、1000元、500元，2025年不再补贴，实行当地燃煤电价。山东对2022—2024年建成并网的“十四五”海上风电项目，省财政分别按照每千瓦800元、500元、300元的标准给予补贴，补贴规模分别不超过200万千瓦、340万千瓦、160万千瓦。资料来源：国家能源局、全国新能源能源监测消纳预警中心、华西证券研究所图：经历2020及2021年陆上/海上两轮抢装，弃风率仍维持较低水平0000000000201420152016201720182019202020212022Q1全国弃风率2020-2022Q1，全国弃风率基本维持在3%的水平。复盘：补贴是前期驱动风电行业发展的重要因素变革：大型化推动降本，高收益打开空间210风电行业需求由补贴政策驱动向收益率驱动转变近期风机新增招标规模和风机招标价格关系发生变化：2019年招标规模较大，下游需求旺盛，风机价格持续提升，风机价格和招标规模呈现正相关；2021年初以来，风机招标价格持续下降，但风电招标量规模有所提升，风机价格和招标规模呈现负相关；我们认为，除零部件价格回落因素外，风机招标价格下滑主要受益于风机大型化带来的降本影响。我们认为，风电行业需求逻辑已经发生较大变化：补贴时代行业需求主要受到补贴政策及抢装驱动；进入平价时代后，风机大型化进程加速，促使风电场建设成本降低、下游投资收益水平提升，进而将驱动行业需求增长。资料来源：金风科技，华西证券研究所注：每季度各类机型的投标均价数据采用每季度最后一个月的投标均价图：近年分季度风机新增招标量及招标价格趋势2.105101520253005001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5002018Q12018Q22018Q32018Q42019Q12019Q22019Q32019Q42020Q12020Q22020Q32020Q42021Q12021Q22021Q32021Q42022Q1招标规模2.5S机型投标均价（元/kw)3S机型投标均价（元/kw)4S机型投标均价（元/kw)月度公开价格（元/kw)招标规模提升显著，行业需求具备支撑11风机大型化趋势明确，驱动成本持续下降大型化风机具备多重优势。1）通过容量提升，可使风机单位千瓦的物料用量下降，从而降低风机单位千瓦物料成本；2）可降低风电场道路、线路、基础、塔架等建设成本，进而加速风电度电成本下降；3）在风能资源及土地资源紧缺的情况下，采用大容量机组可解决风电机组点位不足的问题，提升有限空间内风电场开发容量和空间利用率。风机大型化应用对降本有显著影响风机在项目投资中的成本占比最大，根据《陆上风电平价上网经济性研究》显示，此前风机成本在项目投资中占比超40%，因此风机价格下降可显著降低风电项目单位投资成本。大型化机组投标均价下降速度较快。据金风科技统计，4S机组风机价格从2020Q3的3,000元/kw以上降到2021Q4的2,300元/kw左右。图：国内月度公开风机投标均价资料来源：金风科技，华西证券研究所资料来源：《陆上风电平价上网经济性研究》2020，华西证券研究所图：平价上网风电项目投资构成示例44.6%18.2%12.9%8.8%5.6%5.1%1.9%1.7%1.2%风机建筑工程塔筒其他集电线路设备升压站设备基本预备费建设期利息施工辅助工程2,0002,2002,4002,6002,8003,0003,2003,4003,6002020年6月2020年9月2020年12月2021年3月2021年4月2021年6月2021年9月2021年12月3S机型投标均价（元/kw)4S机型投标均价（元/kw)机组大型化是降本的核心原因2.212风机大型化应用可显著降低项目投资成本和度电成本，提升项目收益率大型化风机应用将从整机成本、塔架、基础安装等多维度带来建设成本和度电成本下降。据《平价时代风电项目投资特点与趋势》测算，以一个约100MW的项目为例，当机组单机容量由2MW增加至4.5MW时：塔架、基础、安装、道路、线路、土地等投资成本显著降低；静态投资可降低932元/千瓦，降幅14.5%；LOCE可降低0.0468元/千瓦时，降幅13.6%；全投资IRR可提升2.4pct至11.68%；资本金IRR可提升9.3pct至27.49%。大型化产品的应用可显著降低初始投资和度电成本，未来随着大型化进展加速，风电投资收益率有望持续提升，从而驱动装机需求的显著增长。单机容量(MW)台数项目容量(MW)静态投资(元/千瓦)全投资IRR资本金IRRLCOE(元/千瓦时)2.05010064499.28%18.24%0.34512.2459963759.45%18.85%0.34142.3439962799.67%19.66%0.33662.54010062219.82%20.19%0.33363.03399607310.18%21.54%0.32624.025100576710.97%24.63%0.31084.52299551711.68%27.49%0.2983资料来源：《平价时代风电项目投资特点与趋势》，华西证券研究所图：采用不同单机功率机组对投资成本的影响资料来源：《平价时代风电项目投资特点与趋势》，华西证券研究所表：采用不同单机功率机组对投资额、IRR和LCOE的影响2.2机组大型化是降本的核心原因13业主对大兆瓦机型愈加青睐，4.0M及以上大型风机正成为主流需求从装机情况看：风电机组平均功率持续提升。据CWEA统计，2010年中国新增装机的风电机组平均功率仅不到1.5MW，2019年提升至将近2.5MW；随着陆上风电和海上风电陆续进入平价时代，下游对于降本的意愿更加强烈，预计大型化趋势将持续加速。从招标要求看：近期多数招标项目均要求4.0MW及以上的风电机型。据风电财经披露，5月23日开标的中广核5个风电项目招标单机容量要求均为4MW及以上或5MW及以上的大容量机组，并且供货期要求均为2022年下半年。根据此前风芒能源统计，深能苏尼特左旗500MW特高压风电项目招标设备为单台6.0MW及以上风机及其附属设备；国投瓜州北大桥第七风电场A区200MW项目招标要求单机容量5.0MW-6.25MW，包含6.25MW。进入2022年后，风电项目招标中对于大型化机组应用速度正在加快。资料来源：CWEA，《平价时代风电项目投资特点与趋势》，华西证券研究所图：1991—2019年全国新增和累计装机风电机组平均单机容量资料来源：北极星风力发电网，风电财经，千里马，华西证券研究所表：近期部分项目招标机型要求2.2项目名称项目规模（MW）单机容量中广核新疆兵团36团风电项目2004.0MW及以上中广核广西钟山唱歌山风电场1505.0MW及以上赤峰市扶贫改革10万千瓦项目1005.0MW及以上阿右旗100MW智慧风储项目1005.0MW及以上河南信阳固始风电项目1004.0MW及以上大唐黄梅孔垄50MW风储一体化发电项目504.0MW及以上中核扎兰屯200MW风电项目2005.0MW阳曲县凌井店乡100MW风力发电+10%储能项目1005.0MW大唐瓜州北大桥第六风电场C区风电项目第二批100兆瓦工程1004.0MW及以上国华投资广西钦北五宁一期80MW风电项目805.0MW罗平西风电场一期（阿岗片区）九龙山风电项目1605MW及以上广西博白浪平风电场工程项目风力发电机组及塔筒采购804.0MW及以上天水秦州50MW风电场工程项目风力发电机组设备采购504.0MW及以上忻城宿邓低风速试验风电场二期工程项目风力发电机组及塔筒采购1104.0MW及以上湖北襄州25万千瓦风储一体化项目(一期)工程项目风力发电机组设备采购1004.0MW及以上广西钦南三期工程项目风力发电机组及塔筒采购1284.0MW及以上嵩县九皋镇风电场工程项目风力发电机组及塔筒采购1004.0MW及以上机组大型化是降本的核心原因14主机厂加速大机型研发，大兆瓦销售占比快速提升金风科技：3S/4S平台、6S/8S平台销售容量大幅提升。2021年，公司实现对外销售容量10.68GW，3/4S平台机组销售容量增加明显，达4.45GW，同比增长210.3%，占比41.6%，同比提升30.5pct；6/8S平台机组实现销售容量1.95GW，同比增长305.0%，占比18.3%，同比提升14.6pct。2022年一季度，3/4S平台机组销售容量明显增加至780MW，同比提升145.2%，占比提升至55.2%。明阳智能：2021年，公司实现陆上风电机组出货量3.13GW，其中3-5MW陆上机型出货3.0GW,占比95.6%；海上风电机组出货量2.9GW，同比提升220%，其中6MW及以上海上机型占全年出货量的30%以上。2022年一季度，公司交付项目机型全部为3MW及以上机型，6.XMW及以上机型占比超过36%，8.XMW机型进入规模交付周期，占一季度交付规模超过5%。资料来源：明阳智能，华西证券研究所资料来源：金风科技，华西证券研究所图：金风科技风电机组对外销售容量情况图：明阳智能风电机组对外销售容量情况2.2机组大型化是降本的核心原因15展望：碳中和催化风电发展，景气度有望持续提升316我国积极参与国际减排事务，明确碳中和顶层目标我国重视气候变化，体现大国担当。我国于2007年公布《中国应对气候变化国家方案》，为国内第一部应对气候变化的综合政策文件；随后我国陆续发布了一系列政策和规划，提出二氧化碳排放量下降目标，并积极参与国际事务，于2016年签署《巴黎协定》。我国明确碳达峰、碳中和时间表，并进一步提升减排目标。2020年9月，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上指出“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”，并在12月进一步提出非化石能源消费比重等目标。风电作为能源转型和降低碳排放的重要方式之一，未来有望显著受益。资料来源：国家能源局、新华网、中国政府网、华西证券研究所表：近年碳中和、碳达峰、能源低碳转型相关文件时间场合/文件说明2020年9月第七十五届联合国大会一般性辩论中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，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。2020年9月联合国生物多样性峰会中国将秉持人类命运共同体理念，继续作出艰苦卓绝努力，提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，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，为实现应对气候变化《巴黎协定》确定的目标作出更大努力和贡献。2020年11月G20领导人利雅得峰会中国将提高国家自主贡献力度，力争二氧化碳排放2030年前达到峰值，2060年前实现碳中和。中国言出必行，将坚定不移加以落实。2020年12月气候雄心峰会到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。2020年12月中央经济工作会议2021年要抓好重点任务之一：做好碳达峰、碳中和工作。我国二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，力争2060年前实现碳中和。要抓紧制定2030年前碳排放达峰行动方案，支持有条件的地方率先达峰等。2021年3月十三届全国人大四次会议扎实做好碳达峰、碳中和各项工作。制定2030年前碳排放达峰行动方案。优化产业结构和能源结构。推动煤炭清洁高效利用，大力发展新能源，在确保安全的前提下积极有序发展核电。2021年5月《2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》《通知》明确了要实现2025年非化石能源占一次能源消费比重提高至20%左右的目标，并下发2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022年可再生能源电力消纳责任权重的预期目标。2021年10月《2030年前碳达峰行动方案》到2025年，非化石能源消费比重达到20%左右，单位国内生产总值能源消耗比2020年下降13.5%，单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降18%；到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，顺利实现2030年前碳达峰目标；大力发展新能源。全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。2022年1月《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》“十四五”时期，基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架，形成比较完善的政策、标准、市场和监管体系，构建以能耗“双控”和非化石能源目标制度为引领的能源绿色低碳转型推进机制。到2030年，基本建立完整的能源绿色低碳发展基本制度和政策体系，形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量、能源安全保障能力得到全面增强的能源生产消费格局。碳中和发展趋势明确，风电有望显著受益3.117能源转型趋势下，风电将成为未来重要发电方式之一国内新能源发展目标明确。2020年12月，习近平总书记在气候雄心峰会进一步宣布：“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。”风电是实现“碳中和”的能源替代形式之一。电力系统的低碳化转型进程将持续，据IRENA预测，到2050年全球49%的能源消费将来自电力，其中86%来自可再生能源，预计将以风电和光伏为主；到2050年全球光伏和风电的累计装机容量将有望达到8519GW和6044GW，风电是实现“碳中和”的能源替代形式之一。资料来源：IRENA、华西证券研究所图：全球最终能源消耗占比资料来源：IRENA、华西证券研究所图：全球各类能源发电量及装机容量预测3.1碳中和发展趋势明确，风电有望显著受益18①风光大基地将成为未来需求的核心组成部分2021年12月，我国第一批大型风光基地建设项目清单下发，规模总计97.05GW，其中光伏项目21.90GW，风电项目13.60GW，其余为风光项目；预计2022和2023年投产容量分别为45.71GW和51.34GW。根据中国电力报报道，国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军表示，“积极推进第一批以沙漠戈壁荒漠为主的大型风电光伏基地的组织实施，对基地项目实施按月调度，及时掌握并协调解决基地项目建设过程中的重大问题”，“截至2022年一季度，第一批约1亿千瓦的大型风电光伏基地项目已开工约8400万千瓦”。根据每日风电报道，国家发改委、国家能源局发布的《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》提出，到2030年，规划建设风光基地总装机约455GW，其中，“十四五”和“十五五”时期规划建设风光基地总装机约200GW和255GW”。我们认为，我国沙漠、戈壁、荒漠地区面积较为广阔且风光资源相对充足，建设大型风电光伏基地项目有利于解决风光发展存在的土地资源紧张的问题，可有效提升资源利用率和开发效率，大型风光基地将成为“十四五”期间的风电新增需求的重要组成部分。省份建设规模风光项目光伏项目风电项目2022年投产2023年投产省份建设规模风光项目光伏项目风电项目2022年投产2023年投产省份建设规模风光项目光伏项目风电项目2022年投产2023年投产内蒙古400400240160甘肃15015010050山西10010075252002001001002852850285100100752520020002001001008020新疆10010010001201206060120120507014014014004004000400200200100100云南27027014812220020016040陕西600600400200贵州150150807040040020020030030020010015015080701001001000350350200150广西14014010040青海34034080260宁夏100100100026026022139190190601302002001001002002007712330030080220辽宁1401404595安徽12012040801601604012015015050100湖南100100505010010040601201204080新疆兵团200200100100河北1001001000吉林300300200100100100505010010030701401400140黑龙江14014001401001000100290290200901401400140四川1401408060山东2002000200合计建设规模9705万千瓦，风光项目6155万千瓦，光伏项目2190万千瓦，风电项目1360万千瓦，2022年投产容量4571万千瓦，2023年投产容量5134万千瓦表：第一批大型风电、光伏基地建设项目名单资料来源：光伏们、国家能源局、国家发改委、华西证券研究所多层次规划逐步落地，风电行业成长可期3.219资料来源：各大电力央企历年社会责任报告、界面新闻、华西证券研究所表：2020年五大发电集团发电装机规模统计②中央企业可再生能源装机占比目标明确2021年12月，国资委发布《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》的通知，提出“到2025年，中央企业产业结构和能源结构调整优化要取得明显进展，可再生能源发电装机比重达到50%以上”的目标。根据各电力企业2020年社会责任报告，截至2020年底，国家电投集团、华电集团、大唐集团、华能集团、国家能源集团的清洁能源装机占比分别为56.1%、43.4%、38.2%、36.5%和26.6%，各企业光伏和风电占其电力总装机的比例分别为34.4%、14.7%、17.6%、16.2%和18.6%，根据各发电企业的“十四五”规划，未来各企业仍有较大的可再生能源发展空间。我们认为，风电、光伏项目整体投资成本较高，目前以规模化、基地化开发为主，需较多的初始投资，各发电央企具备融资成本低、资金实力强等优势，成为国内风电、光伏以及其他可再生能源发电项目的投资主力；本次文件明确中央企业可再生能源发电装机占比等主要目标，具有较强的指导作用，风电作为主要的可再生能源发电形式之一有望显著受益。企业名称电力装机（亿千瓦）风电装机（万千瓦）光伏装机（万千瓦）风电+光伏装机量占比清洁能源装机占比国家电投集团1.763088296134.4%56.1%华电集团1.66192750914.7%43.4%大唐集团1.59237642917.6%38.2%华能集团1.96253064516.2%36.5%国家能源集团2.57460416918.6%26.6%发电企业2025年目标“十四五”新能源新增装机规划（万千瓦）国家电投集团2023年实现碳达峰、到2025年实现电力总装机2.2亿千瓦，清洁能源占比60%4,000华电集团“十四五”力争新增新能源装机75600万千瓦，非化石能源装机占比力争达到50%，非碳装机（清洁能源）占比接近60%，努力于2025年实现排放碳达峰7,500大唐集团力争实现到2025年非化石能源装机超50%的目标3,800华能集团到2025年，清洁能源占比50%以上，发电装机达到3亿千瓦左右，新增新能源装机8000万千瓦以上8,000国家能源集团“十四五”可再生能源新增装机达到7000-8000万千瓦12,000合计35,300资料来源：各大电力央企历年社会责任报告、界面新闻、华西证券研究所表：五大发电集团“十四五”规划中新能源新增装机规划3.2多层次规划逐步落地，风电行业成长可期20③备案制下审批流程加快，风电开发有望提速核准制转备案制，助力风电行业快速增长。2022年5月30日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，其中明确“持续提高项目审批效率。完善新能源项目投资核准(备案)制度，加强事前事中事后全链条全领域监管”，“推动风电项目由核准制调整为备案制”。今年3月，中国工程院院士黄震曾在《关于大力发展我国分散式风电的建议》中提出，我国风电行业“审批周期长、手续程序复杂”，“建议简化项目合规性手续办理时间，尽快推行项目备案制。由当地政府对分散式风电的区域发展规划背书、针对性出台专项审批管理办法，最大限度减化或合并合规手续办理，减少审批流程”。推行备案制将大幅缩短风电项目开工前期准备时间，叠加陆上风电已经全面实现平价，我们认为风电新增装机量有望加速。④除大基地外，“千乡万村驭风计划”+老旧风场改造带来可观增量据CWEA报道，2021年9月，第四届风能开发企业领导人座谈会在北京召开，国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏提出：在“三北”地区着力提升外送和就地消纳能力，优化风电基地化、规范化开发；在西南地区结合水电的开发，统筹推进水、风、光综合基地开发；在中东南地区重点推进风电就地就近开发，特别在广大农村实施“千乡万村驭风计划”；在东部沿海地区积极推动海上风电集群化开发，实现近海规模化开发，远海示范化开发。同时，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，推动风电提质增效，实现高质量发展。3.2多层次规划逐步落地，风电行业成长可期21乡村地区能源转型助力双碳目标。2022年5月23日，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《乡村建设行动实施方案》,提出“实施乡村清洁能源建设工程”、“发展太阳能、风能、水能、地热能、生物质能等清洁能源”、“逐步提高清洁能源在农村取暖用能中的比重”。中国乡村地区具备丰富的可开发资源，此次《方案》将推动广大农村地区的能源转型，风电等可再生能源发展有望持续受益。乡村地区资源丰富，分散式风电大有可为。据中国可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩测算，“全国69万个行政村，假如其中有10万个，每个村庄在田间地头、村前屋后、乡间路等零散土地上找出200平方米用于安装2台5兆瓦风电机组，全国就可实现10亿千瓦的风电装机。”老旧风电场升级改造空间达10GW。老旧改造需求包括退役机组以及小兆瓦机型更新升级等，随着后续相关政策完善及累计装机规模增长，老旧风电场升级改造将提供可观增量需求。据能源杂志报道，“我国在运兆瓦级以下风电机组有11000余台，分别在1989年至2013年间投运，分布于22个省（市、自治区），总装机约8700MW。此外，还有部分投运超过10年、单机容量在1-1.3MW的非主流机组近千台，装机容量超1200MW”，合计规模达10GW。3.2多层次规划逐步落地，风电行业成长可期22海上风电资源潜在开发规模巨大，未来具备广阔发展机遇中国海上风能资源丰富。根据中国气象局发布的《2020年中国风能太阳能资源年景公报》，2020年全国陆地70m高度层平均风速均值约为5.4m/s，风速大于6m/s的地区主要集中在三北；而我国近海主要海区(16个海区)70m高度层平均风速均值约为8.1m/s，海上风电资源远优于陆上风电资源，海上风电资源可开发潜力巨大；据《中国海上风电2018》，5-25米水深、50米高度海上风电具备2亿千瓦的开发潜力，5-50米水深，70米高度具备5亿千瓦的开发潜力，另外近岸潮间带、深远海也具备丰富的风能资源。海风规划规模可观，有望为风电贡献全新增量。根据风芒能源不完全统计，目前已出炉的沿海省市海上风电近远景规划已超150GW，其中“十四五”规划近60GW；我们根据已出台的沿海各省市规划统计，“十四五”新增的风电规模合计约为50GW，具有广阔的发展机遇。海风国家补贴政策已逐步退出，部分沿海省份如广东、山东仍对海上风电项目出台地方性支持政策接棒，助力海风稳步推进平价进程。资料来源：各省市政府、各省市发改委、央广网、风芒能源、华西证券研究所表：沿海省市海上风电“十四五”期间规划统计资料来源：中国气象局、华西证券研究所图：2020年全国70m高度层年平均风速分布海上风电—未来风电发展新赛道3.323省份/地市文件/事件名称“十四五”期间新增规模（GW）说明广东《促进海上风电有序开发和可持续发展的实施方案》17到2025年底，力争达到1800万千瓦，在全国率先实现平价并网。山东《山东省可再生能源发展“十四五”规划》5到2025年，全省海上风电力争投运500万千瓦。江苏《江苏省“十四五”海上风电规划环境影响评价第二次公示》11.74规划场址28个，规模909万千瓦。再加上新启动的“十三五”未核准结转项目265万千瓦。浙江《关于浙江省能源发展“十四五”规划的通知》4.55新增装机455万千瓦以上，力争达到500万千瓦。在宁波、温州、舟山、台州等海域，打造3个以上百万千瓦级海上风电基地。广西广西海上风电规划获得国家能源局批复3“十四五”期间，我们将全面启动重点发展海上风电，我们力争“十四五”期间，能够核准800万千瓦，能够投产300万千瓦。海南《海南省建立健全生态产品价值实现机制实施方案》3海南省规划建设海上风电项目1230万千瓦，力争“十四五”期间投产300万千瓦。上海《上海市能源发展“十四五”规划》1.8近海风电重点推进奉贤、南汇和金山三大海域风电开发，探索实施深远海域和陆上分散式风电示范试点，力争新增规模180万千瓦。福建《福建省“十四五”能源发展专项规划》4.1“十四五”期间增加并网装机410万千瓦，新增开发省管海域海上风电规模约1030万千瓦，力争推动深远海风电开工480万千瓦。合计50.19中国与全球市场共振，风电行业景气度有望持续提升中国：“十四五”期间风电新增装机规模有望持续增长。随着风电多层次规划的逐步落地叠加风电各环节降本的持续推进，未来我国风电行业景气度有望持续上行。根据中电联预测，2022年我国风电新增装机规模约为50GW；根据中国电建西北勘测设计研究院预测，在保守情况和乐观情况下，预计2022年新增装机规模有望达50-65GW，2025年新增装机规模有望达65-85GW。全球：风电装机需求旺盛，海外市场开拓有望加速。根据GWEC预测，预计2022-2026全球风电新增557GW，复合年均增长率为6.6%。目前我国主轴、塔筒等部分风电零部件已实现出海，随着国内整机厂商产品竞争力持续增强，未来我国整机出海有望加速，海外市场有望成为我国风电装备新的发展增长点。资料来源：中国电建西北勘测设计研究院、华西证券研究所图：我国风电新增装机规模及预测资料来源：GWEC《全球风能报告2022》、华西证券研究所图：全球风电新增装机规模及预测19.8132.9719.3015.0320.5925.7471.6747.5750556065657580850102030405060708090201420152016201720182019202020212022E2023E2024E2025E保守情况（GW）乐观情况（GW）碳中和全球共振，风电将迎广阔发展空间02040608010012014020212022E2023E2024E2025E2026E陆上风电海上风电3.424投资建议核心观点短期看，风机大型化趋势显著，整体成本快速下降；大型风光基地项目的持续推进及海上风电降本加速，风电景气度有望提升。中长期看，风电是实现我国双碳目标的能源替代形式之一，持续看好风电行业的装机需求及发展空间；欧洲风电装机规划提升，我国风电行业有望进一步打开国际市场。关注以下环节的投资机遇：风电景气度持续上行，看好国产部件在大型化趋势下及格局变化下的机会，如塔筒、主轴、铸件、叶片等环节；海上风电持续降本，需求有望持续提升，看好海工产品、海缆等相关环节；欧洲风电装机需求提升，看好已经具备海外竞争力的塔筒（单桩/导管架）、海缆等环节；看好原材料价格调整以及成本优化下的盈利修复环节；看好主轴轴承等精密部件的国产替代；看好整机环节格局变化及技术变化下的机会；受益标的大金重工、日月股份、东方电缆、新强联、天顺风能、运达股份、明阳智能、金雷股份、天能重工、广大特材、中材科技等。425风险提示疫情超预期对行业需求及应用影响风险；政策变动风险；新技术及新产品应用进度不达预期风险；原材料价格大幅变动风险；新能源装机、限电改善不达预期风险；产能扩张不达预期风险；产品价格大幅下降风险等。526免责声明分析师简介杨睿，华北电力大学硕士，专注能源领域研究多年，曾任民生证券研究院院长助理、电力设备与新能源行业首席分析师。2020年加入华西证券研究所，任电力设备与新能源行业首席分析师。2021年新浪财经金麒麟电力设备与新能源行业新锐分析师第一名。李唯嘉，中国农业大学硕士，曾任民生证券研究院电力设备与新能源行业分析师，2020年加入华西证券研究所。2021年新浪财经金麒麟电力设备与新能源行业新锐分析师第一名团队成员。分析师承诺作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，通过合理判断并得出结论，力求客观、公正，结论不受任何第三方的授意、影响，特此声明。评级说明公司评级标准投资评级说明以报告发布日后的6个月内公司股价相对上证指数的涨跌幅为基准。买入分析师预测在此期间股价相对强于上证指数达到或超过15%增持分析师预测在此期间股价相对强于上证指数在5%—15%之间中性分析师预测在此期间股价相对上证指数在-5%—5%之间减持分析师预测在此期间股价相对弱于上证指数5%—15%之间卖出分析师预测在此期间股价相对弱于上证指数达到或超过15%行业评级标准以报告发布日后的6个月内行业指数的涨跌幅为基准。推荐分析师预测在此期间行业指数相对强于上证指数达到或超过10%中性分析师预测在此期间行业指数相对上证指数在-10%—10%之间回避分析师预测在此期间行业指数相对弱于上证指数达到或超过10%华西证券研究所：地址：北京市西城区太平桥大街丰汇园11号丰汇时代大厦南座5层网址：http://www.hx168.com.cn/hxzq/hxindex.html627免责声明华西证券股份有限公司（以下简称“本公司”）具备证券投资咨询业务资格。本报告仅供本公司签约客户使用。本公司不会因接收人收到或者经由其他渠道转发收到本报告而直接视其为本公司客户。本报告基于本公司研究所及其研究人员认为的已经公开的资料或者研究人员的实地调研资料，但本公司对该等信息的准确性、完整性或可靠性不作任何保证。本报告所载资料、意见以及推测仅于本报告发布当日的判断，且这种判断受到研究方法、研究依据等多方面的制约。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及预测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息始终保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者需自行关注相应更新或修改。在任何情况下，本报告仅提供给签约客户参考使用，任何信息或所表述的意见绝不构成对任何人的投资建议。市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告视为做出投资决策的惟一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在任何情况下，本报告均未考虑到个别客户的特殊投资目标、财务状况或需求，不能作为客户进行客户买卖、认购证券或者其他金融工具的保证或邀请。在任何情况下，本公司、本公司员工或者其他关联方均不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，也不对任何人因使用本报告而导致的任何可能损失负有任何责任。投资者因使用本公司研究报告做出的任何投资决策均是独立行为，与本公司、本公司员工及其他关联方无关。本公司建立起信息隔离墙制度、跨墙制度来规范管理跨部门、跨关联机构之间的信息流动。务请投资者注意，在法律许可的前提下，本公司及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务。在法律许可的前提下，本公司的董事、高级职员或员工可能担任本报告所提到的公司的董事。所有报告版权均归本公司所有。未经本公司事先书面授权，任何机构或个人不得以任何形式复制、转发或公开传播本报告的全部或部分内容，如需引用、刊发或转载本报告，需注明出处为华西证券研究所，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。728THANKS