识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明1/27[Table_Page]深度分析机械设备证券研究报告[Table_Title]机械设备行业平价时代，何以为报？风电投资收益率分析[Table_Summary]核心观点：复盘：风光由政策驱动转向市场驱动转变。（1）风电历史上经历了跑马圈地、洗牌调整，以及近两年退补抢装的阶段。随着风机大型化带来的降本趋势，产业链各环节竞争格局与盈利能力出现分化，下游运营商话语权增强。（2）光伏行业同样经历了从快速扩张走到平价破局的分界点。无论是风电还是光伏，运营商的成本压力都逐步向产业链上游和中游分摊转移，这些环节的性价比是影响行业装机的重中之重。风机大型化和组件大尺寸化是降本核心动力：1.风机方面，根据CWEA的数据，2019年中国新增装机的风电机组平均单机容量为2454kW，同比增长12.4%；主流机型的单机容量已从2MW级升至3-4MW级。大兆瓦风机的推出显著降低了风电场的建造投资成本。2.光伏方面，根据晶澳科技官网数据，组件功率从2019年的410W提升到2020H1的445W，且有望继续提升到500W以上。随着组件大尺寸大功率趋势加强，光伏电站建造的BOS成本（BalanceofSystem，除组件以外的成本）呈现明显的下降趋势。风电与光伏的IRR测算与分析：根据我们搭建的测算模型：1.陆上风电已基本能够实现平价，部分地区如广西、福建、云南等IRR保持在较高水平，当前全国共计13个省份的全投资IRR超过7%。2.海上风电风机价格下降大幅降低预期建设成本，大规模的海上风电项目资本金IRR可达到6%，广东、福建、江浙沪有望率先平价。合理预测到2024年，江苏、福建、广西等10个省市可实现平价。3.光伏领域，在2021年硅料涨价潮下，集中式光伏（地面电站）和户用分布式光伏全投资IRR在5%-7%之间，分布式光伏的平价进程相对较快，2023年全国大部分省份全投资IRR预计超7%。投资建议：随着风机大型化带来的竞争格局变化，产业链各环节盈利能力出现分化。在风电零部件领域，我们建议从以下几个角度把握投资机会：1.推荐国内塔筒法兰龙头恒润股份，主业市场地位高、盈利能力强，新切入变桨偏航轴承，打开第二成长曲线；2.推荐风电轴承国产替代先行者新强联，已成功研发出5.5MW风电主轴轴承产品，有望受益于大型化与主轴承国产替代；3.推荐海缆龙头东方电缆，高壁垒行业竞争格局稳定，有望显著受益海风放量；4.关注风电主轴双寡头金雷股份、通裕重工，两家公司全球市占率约50%，竞争格局与盈利能力优异。5.其他环节推荐中际联合，建议关注大金重工、华伍股份、五洲新春、力星股份等（为电新组覆盖）。风险提示：原材料价格波动；风电装机不及预期；政策不及预期；市场竞争加剧的风险、新产品研发进度与下游大型化不配套的风险。[Table_Grade]行业评级买入前次评级买入报告日期2022-02-07[Table_PicQuote]相对市场表现[Table_Author]分析师：孙柏阳SAC执证号：S0260520080002021-38003680sunboyang@gf.com.cn分析师：代川SAC执证号：S0260517080007SFCCENo.BOS186021-38003678daichuan@gf.com.cn分析师：曹瑞元SAC执证号：S0260521090002caoruiyuan@gf.com.cn请注意，孙柏阳,曹瑞元并非香港证券及期货事务监察委员会的注册持牌人，不可在香港从事受监管活动。[Table_DocReport]相关研究：机械设备行业:油气供需平衡进入新周期，资本开支加速2022-02-06机械设备行业:物理&化学类检测的特征探讨2022-01-10机械设备行业:透过历史看降准对机械行业的积极意义2021-12-07[Table_Contacts]联系人：王宁021-38003627shwangning@gf.com.cn-18%-11%-5%2%8%15%02/2104/2106/2108/2110/2112/21机械设备沪深300识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明2/27[Table_PageText]深度分析机械设备[Table_impcom]重点公司估值和财务分析表股票简称股票代码货币最新最近评级合理价值EPS(元)PE(x)EV/EBITDA(x)ROE(%)收盘价报告日期（元/股）2021E2022E2021E2022E2021E2022E2021E2022E恒润股份603985.SHCNY45.302021/12/06买入55.501.381.8532.8324.4917.1613.9923.1025.10新强联300850.SZCNY164.502022/01/04买入211.002.904.2256.7238.9841.9827.9626.0027.40中际联合605305.SHCNY92.822021/10/11买入97.802.333.2639.8428.4733.2622.9421.4023.00东方电缆603606.SHCNY58.262022/01/18买入68.711.982.2929.4225.4421.6620.2730.1025.80数据来源：Wind、广发证券发展研究中心备注：表中估值指标按照最新收盘价计算识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明3/27[Table_PageText]深度分析机械设备目录索引一、以史为鉴，风电与光伏产业发展综述..........................................................................5（一）历史回顾：从发展阶段复盘产业链的驱动因素................................................5（二）未来展望：双头并进，迈入平价时代..............................................................8（三）降本动力：风机大型化VS组件大尺寸化.......................................................9二、立足当下，风电光伏的IRR测算分析.......................................................................11（一）陆上风电：基本实现平价，华南地区经济性高..............................................11（二）海上风电：大型化、规模化两大推手............................................................14（三）光伏：硅料组件涨价潮下的平价挑战............................................................21三、平价之路，谁能抢占先机？.......................................................................................24四、投资建议与风险提示..................................................................................................24识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明4/27[Table_PageText]深度分析机械设备图表索引图1：风电行业历史回顾与行业驱动逻辑复盘（装机单位：GW）.......................6图2：光伏行业历史回顾与行业驱动逻辑复盘（装机单位：GW）.......................7图3：中国重点省市风电光伏累计装机量及十四五规划目标（万千瓦）...............9图4：全国不同单机容量风机新增装机占比.........................................................10图5：采用不同单机容量机组的项目投资成本（元/kw）....................................10图6：组件功率尺寸发展趋势及主要提效手段.....................................................11图7：全国各省陆上风电全投资IRR（100MW容量，4MW风机）...................14图8：主要省市海上风电累计装机（GW）..........................................................15图9：主要省市海上风电在建及核准拟建规模（GW）.......................................15图10：资本金IRR对内部因素敏感性.................................................................18图11：资本金IRR对外部因素敏感性.................................................................18图12：全国重点省份平价建设成本（元/kw）.....................................................20图13：海上风电静态投资成本构成（预测值）...................................................20图14：我国风机季度招标量（GW）..................................................................24图15：我国光伏月度项目招标量（GW）...........................................................24表1：风电和光伏发电标杆上网电价（指导价）和补贴标准（元/kwh）...............8表2：2022年中国地方性光伏及海上风电补贴政策..............................................9表3：陆上风电平价项目投资回报敏感性分析（不同装机容量和风机型号）.....12表4：陆上风电平价项目的全投资IRR敏感性分析（4MW机型）.....................13表5：2022海上风电平价项目的投资回报敏感性分析（不同装机容量和风机型号）..............................................................................................................................15表6：海上风电平价项目的资本金IRR敏感性分析（400MW容量，8MW机型）17表7：海上风电平价项目的资本金IRR敏感性分析（400MW容量，8MW机型）17表8：当前全国重点省份海上风电无补贴经济性测算（400MW容量，8MW风机）..............................................................................................................................18表9：全国重点省份海上风电建造成本预测（元/kw）........................................19表10：全国重点省份海上风电资本金IRR预测（400MW容量，8MW风机）..19表11：2021光伏平价项目经济性测算................................................................21表12：2021-2030各省市集中式光伏平价项目全投资IRR.................................22表13：2021-2030各省市分布式光伏平价项目全投资IRR.................................23识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明5/27[Table_PageText]深度分析机械设备一、以史为鉴，风电与光伏产业发展综述（一）历史回顾：从发展阶段复盘产业链的驱动因素回顾风电行业20年发展史，大致可分为几个时期。跑马圈地阶段（2010年及以前）：我国风电行业起步始于上世纪七八十年代，此后经历了十多年的产业化探索阶段，到2004年以后快速发展，国家不断出台相关鼓励政策。2008-2010年中国经历了跑马圈地的高速发展阶段，期间风电装机量跃居世界第一。洗牌调整阶段（2011-2013年）：由于发展过快，风电产业随之出现了电网建设滞后、国产风电机组质量难以保证、风电设备产能严重过剩等问题。行业进行调整洗牌，国家政策也相应有所收紧，期间装机量增速疲软。稳步增长阶段（2014-2019年）：调整洗牌后，中国风电产业基本遏制了过热，发展模式基本实现了从重规模、重速度、重装机到重效益、重质量、重电量的转变，步入稳步增长。期间三北地区弃风限电问题限制了装机增速，但在国家一系列出台政策引导下装机量又很快回升。退补抢装阶段（2020-2021年）：2019年“双碳”目标的提出再次将新能源发电推向风口，同期国家补贴政策逐渐退坡使得陆上和海上风电在2020、2021年分别迎来了抢装热潮，在煤炭能源紧缺、火电成本走高背景下，风电平价已成大势所趋。从产业链利润来看，2010~2015年风机招标价格整体稳中有升，钢材价格下行推高零部件厂商毛利率，产业链的总体毛利率走势较为趋同；2016-2017年受三北地区弃风限电的影响，装机同比有所下滑，风机下游需求承压导致招标价格走低，风机企业在成本端控制下毛利率尚能维持相对稳定，而钢材涨价压低了零部件厂商毛利率，运营商毛利率高位波动，利润走势开始分化；2018-2021年，随着风机大型化带来的降本趋势，产业链各环节竞争格局与盈利能力出现分化，下游运营商话语权增强，毛利率显著高于产业链其他环节。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明6/27[Table_PageText]深度分析机械设备图1：风电行业历史回顾与行业驱动逻辑复盘（装机单位：GW）数据来源：Wind，CWEA，全国新能源消纳监测预警中心，金风科技官网，王长路等：《中国风电产业发展分析》，广发证券发展研究中心注：风机企业样本包括金风科技、明阳智能、运达股份、电气风电；零部件企业样本包括日月股份、吉鑫科技、新强联、金雷股份、通裕重工、恒润股份、大金重工、天顺风能、泰胜风能、天能重工、海力风电；运营商样本包括三峡能源、节能风电、嘉泽新能、江苏新能、中闽能源、大唐新能源、龙源电力。相比风电，光伏起步较晚，在过去十年间经历了高速发展。快速崛起阶段（2010年及以前）：2009年政府部门先后开展了特许权招标、太阳能光伏建筑示范项目、金太阳工程等，实施50%的初始投资补贴，扩大国内光伏终端市场，开启进阶通道。内需拉动阶段（2011-2013年）：经过09-11年的快速增长后，起步阶段的内需市场无法一时消纳彼时巨大的产能，而2011年下半年美国对中国光伏行业发起“双反”的贸易制裁，出口，光伏行业迎来内忧外患的双面夹击。为了拉动内需，2012年底国识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明7/27[Table_PageText]深度分析机械设备务院下发五条措施多方面扶植光伏业发展，装机增速回升。稳步增长阶段（2014-2017年）：在此期间国家发改委出台多项政策支持行业发展，行业基本面开始好转，随即进入快速发展阶段，光伏新增装机和累计装机迅速飙升。平价破局阶段（2018-2021年）：2018年国家下发《关于2018年光伏发电有关事项的通知》“531新政”，暂停普通光伏电站建设、降低补贴标准、降低上网电价，这对光伏行业又一次提出了挑战。直到2020年，我国光伏产业才实现了反弹。图2：光伏行业历史回顾与行业驱动逻辑复盘（装机单位：GW）数据来源：国家能源局，Wind，北极星太阳能光伏网，CPIA，EnergyTrend，广发证券发展研究中心注：组件及硅片等厂商包括通威股份、隆基股份、爱旭股份、晶科能源、晶澳科技、天合光能；其他零部件厂商包括金博股份、福斯特、锦浪科技、阳光电源、固德威、中信博；运营商包括晶科科技、太阳能、林洋能源、阳光电源。纵观整个风光发展史，在可持续发展的长期底盘逻辑支撑下，行业由政策驱动转向识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明8/27[Table_PageText]深度分析机械设备市场驱动，优质的零部件玩家不断涌现。下游运营商属于资本密集型行业，玩家多为国有企业，对价格的高敏感度和风场/电站资源的分配制使其在产业链中的话语权不断拔高。平价时代下，无论是风电还是光伏，运营商的成本压力都逐步向产业链上游和中游分摊转移，这些环节的性价比是影响行业装机的重中之重。（二）未来展望：双头并进，迈入平价时代为了促进风光行业内生发展，我国相关部门一直在按节奏推动补贴退坡。2021年6月国家发改委发布的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，规定2021年起新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。而2022年起，海上风电、户用分布式光伏不再享受国家补贴，国家退补后鼓励省级政府给予一定补贴。表1：风电和光伏发电标杆上网电价（指导价）和补贴标准（元/kwh）年份陆上风电标杆电价（指导价）海上风电标杆电价（指导价）普通光伏电站标杆电价（指导价）分布式光伏电站补贴标准I类II类III类IV类近海潮间带I类II类III类户用工商业2009.80.510.540.580.6120110.510.540.580.611.15或11.15或11.15或220130.510.540.580.610.90.9510.4220140.510.540.580.6120150.490.20.560.610.850.750.80.880.980.4220160.470.50.540.60.850.750.650.750.850.4220170.470.50.540.60.850.750.550.650.750.3720180.40.450.490.570.850.750.50.60.70.3220190.340.390.430.520.8不得高于陆上指导价0.40.450.550.180.120200.290.340.380.470.75不得高于陆上指导价0.350.40.490.080.052021平价上网--平价上网，部分省市补贴0.03平价上网2022国补退坡，地补接力平价上网数据来源：北极星电力网，北极星太阳能光伏网，广发证券发展研究中心部分地区为鼓励当地可再生能源电力产业发展，推出了地方性补贴政策。其中，除广东、浙江、陕西以外，多数地区的光伏补贴仅限2021年底前并网项目；海上风电方面，上海的补贴仅限2021年底前并网的项目，广东、浙江已接力出台未来四到五年新建项目的补贴方案，广东补贴力度较小，浙江补贴政策有助于实现平价。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明9/27[Table_PageText]深度分析机械设备表2：2022年中国地方性光伏及海上风电补贴政策省份市区有效期补贴标准补贴年限光伏补贴政策广东广州黄埔区、开发区、高新区2026.5.190.15元/度5年佛山2025.4.200.3元/度3年东莞2024.12.31非自有0.1元/度，自有0.3元/度5年浙江乐清2023.1.10.3元/度、0.2元/度、0.1元/度（按时间降低）/陕西西安2023.12.310.1元/度5年海上风电补贴政策广东-2022-20241500元/kw、1000元/kw、500元/kw（按时间降低）3年浙江-2022-2025通过竞争性配置确定需要扶持的项目，分年度装机总容量分别不超过50万千瓦、100万千瓦、150万千瓦、100万千瓦4年数据来源：前瞻产业研究院，广发证券发展研究中心短期来看，各省十四五规划装机目标将是未来五年的内在装机动力。未来风光建设主要集中在华北及西北地区，河北省2025年风光累计装机目标合计97GW，山东、青海、新疆的新能源累计装机规划也达60GW以上。从增量上看，各省规划的光伏装机量总体高于风电。图3：中国重点省市风电光伏累计装机量及十四五规划目标（万千瓦）数据来源：各省发改委，北极星电力网，CWEA，全国新能源消纳监测预警中心，广发证券发展研究中心注：山东、青海、广东、云南、西藏、海南的2025规划目标为新能源发电的总体装机量。（三）降本动力：风机大型化vs组件大尺寸化平价倒逼产业链上游降本，风机大型化和组件大尺寸化是核心驱动力。风光产业的发展是不断追求最低度电成本（LCOE）的过程，而风机和组件的降本增效成为降低LCOE的重要途径。风机方面，根据CWEA发布的《中国风电产业地图》，2008-2018年每年新增装机02000400060008000100001200020202025E20202025E20202025E20202025E20202025E20202025E20202025E20202025E20202025E20202025E20202025E20202025E20202025E20202025E20202025E20202025E20202025E20202025E20202025E20202025E河北山东青海新疆陕西江苏河南甘肃广东浙江湖北辽宁吉林云南黑龙江西藏四川宁夏江西海南风电光伏风电+光伏识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明10/27[Table_PageText]深度分析机械设备中，单机容量2MW以上的风电机组占比正在持续提升；2019年，中国新增装机的风电机组平均单机容量为2454kW，同比增长12.4%。主流机型的单机容量已从2MW级升至3-4MW级。大容量机组在施工安装过程中，虽需要较高的投资，但是由于机组数量少，可以有效地降低风电场的建设成本，并在后期运营维护过程中减少故障点，降低运维成本和风电度电成本。图4：全国不同单机容量风机新增装机占比图5：采用不同单机容量机组的项目投资成本（元/kw）数据来源：CWEA，广发证券发展研究中心数据来源：金风科技《平价时代风电项目投资特点与趋势》，广发证券发展研究中心光伏方面，根据晶澳科技官网数据，自2019年起在大尺寸硅片技术的推动下出现了各类超高功率组件，直接将最领先的组件功率从2019年的410W提升到2020年上半年的445W，且继续提升到下半年的500W+，甚至更高。随着组件大尺寸大功率趋势加强，光伏电站建造的BOS成本（BalanceofSystem，除组件以外的成本）呈现明显的下降趋势。050010001500200025000%20%40%60%80%100%<1.0MW1.0-1.5MW1.5-2.0MW2.0-2.5MW2.5-3.0MW≥3.0MW平均单机容量（kW）02004006008001000120014001600180020002MW2.2MW2.3MW2.5MW3.0MW4.0MW4.5MW塔架基础安装道路线路土地识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明11/27[Table_PageText]深度分析机械设备图6：组件功率尺寸发展趋势及主要提效手段数据来源：晶澳科技官网，广发证券发展研究中心二、立足当下，风电光伏的IRR测算分析（一）陆上风电：基本实现平价，华南地区经济性高IRR是运营商判断装机项目性价比的重要因素。我们参考《建设项目经济评价方法与参数》、《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T31011-2019）、《陆上风电场工程概算定额》（NB/T31010-2019）等文件建立了仿真模型，对全国范围内的陆上风电平价项目进行了经济性测算。具体假设包括：1.融资成本：自有资金占比20%，贷款利率4.9%，折现率5%，还款周期15年；2.时间周期：陆上风电建设周期1年，运营周期20年；3.装机成本：风机成本按照2021年平均招标价格，其余零部件成本及安装建设费用参考各大公司的公告和文献作出经验假设；4.运维成本：包括修理费、职工工资及福利费、保险费、材料费、其他费用等，参考运达股份公告披露数据；识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明12/27[Table_PageText]深度分析机械设备5.税率：增值税率13%，即征即退50%；销售税金附加10%。以增值税税额为基础计征；所得税率25%，三免三减半。模型中设定全国平均陆上风电利用小时数为2000小时，全国平均燃煤上网电价为0.3765元/kwh，陆上风机价格为2300元/kw；根据我们的测算结果，若以7%的全投资IRR作为判断项目投资可行性的临界点，则在选用当前主流4MW机型的条件下，100MW以上的陆上装机项目具备投资价值；在选用5MW机型的条件下，80MW以上的陆上装机项目具备投资价值。表3：陆上风电平价项目投资回报敏感性分析（不同装机容量和风机型号）对应的建设成本（元/kw）项目容量（MW）506080100150200风机型号（MW）26505.786296.436030.015868.115656.125548.952.56226.146017.165751.475590.305378.665271.8236121.645818.115612.095344.945158.755097.8545809.795427.455162.924983.754791.814685.5155338.065129.884865.774706.204495.294389.19对应的运维成本（元/kw）项目容量（MW）506080100150200风机型号（MW）2143.57142.85140.32140.06138.01136.982.5137.62135.22133.74131.60130.39129.783133.98130.64128.97125.93125.34124.504124.90125.44119.78117.59116.85115.825115.82115.10112.58112.32110.28109.25对应的全投资IRR项目容量（MW）506080100150200风机型号（MW）23.00%3.42%4.03%4.39%4.93%5.22%2.53.68%4.18%4.81%5.25%5.81%6.11%33.98%4.73%5.25%6.01%6.53%6.73%44.88%5.80%6.66%7.24%7.85%8.23%56.27%6.87%7.73%8.25%9.04%9.46%对应的资本金IRR项目容量（MW）506080100150200风机型号（MW）28.37%9.64%11.54%12.71%14.51%15.50%2.510.43%11.99%14.08%15.58%17.59%18.69%311.36%13.79%15.60%18.30%20.26%21.00%414.29%17.55%20.72%22.97%25.44%26.98%519.25%21.52%24.91%27.06%30.36%32.15%对应的LCOE（元/kwh）项目容量（MW）506080100150200风机型号（MW）20.39930.38900.37480.36640.35500.34942.50.38310.37160.35740.34870.33820.332530.37630.35920.34840.33420.32460.3213识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明13/27[Table_PageText]深度分析机械设备40.35590.33790.32210.31240.30280.297450.32890.31820.30440.29680.28640.2812数据来源：北极星售电网，国际风力发电网，金风科技，广发证券发展研究中心以最常见的4MW陆上风机为例，我们分别从风机价格变化、等效利用小时数变化、上网电价变化的角度，对不同容量的陆上风电项目的全投资IRR进行了敏感性分析。在变化其中一个条件时，其他条件与上述模型初始设定保持一致。根据我们的测算结果，风机价格下降到1900元/kw以下，或等效利用小时数增加到2400小时以上，或上网电价提升到0.4267元/kwh（上浮20%）时，大多数容量的陆风项目都具有投资价值。表4：陆上风电平价项目的全投资IRR敏感性分析（4MW机型）项目容量（MW）506080100150200风机价格（元/kw）25004.25%5.13%5.94%6.47%7.04%7.39%24004.56%5.46%6.29%6.85%7.44%7.80%23004.88%5.80%6.66%7.24%7.85%8.23%22005.21%6.16%7.04%7.64%8.29%8.68%21005.55%6.52%7.44%8.06%8.73%9.14%20005.90%6.90%7.85%8.50%9.20%9.63%19006.27%7.29%8.28%8.95%9.69%10.13%项目容量（MW）506080100150200等效小时数（h）16001.42%2.20%2.96%3.46%3.99%4.31%18003.20%4.05%4.86%5.40%5.97%6.32%20004.88%5.80%6.66%7.24%7.85%8.23%22006.48%7.48%8.39%9.00%9.66%10.07%24008.02%9.09%10.05%10.71%11.42%11.85%26009.52%10.66%11.67%12.37%13.13%13.59%280010.97%12.19%13.26%14.00%14.81%15.30%项目容量（MW）506080100150200上网电价（元/kwh）0.30121.42%2.20%2.96%3.46%3.99%4.31%0.22592.62%3.45%4.24%4.77%5.32%5.66%0.30123.77%4.65%5.47%6.02%6.61%6.96%0.37654.88%5.80%6.66%7.24%7.85%8.23%0.40165.95%6.93%7.82%8.42%9.07%9.46%0.42677.00%8.02%8.95%9.58%10.25%10.67%0.45188.02%9.09%10.05%10.71%11.42%11.85%数据来源：北极星售电网，国际风力发电网，金风科技，广发证券发展研究中心我们进一步测算了100MW容量、选用4MW机型情境下全国各省的陆上风电全投资IRR，在模型中增加了以下设定：识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明14/27[Table_PageText]深度分析机械设备1.等效利用小时数：按风电财经统计的各省2020年全年风电利用小时数；2.上网电价：按各省发改委披露的燃煤上网基准价（含税）。图7：全国各省陆上风电全投资IRR（100MW容量，4MW风机）数据来源：风电财经，北极星售电网，各省发改委，广发证券发展研究中心注：各省份的IRR计算未考虑各地区的建设成本差异由以上测算结果可知，在风机大型化和招标价格持续走低的推动下陆上风电已基本能够实现平价，部分地区如广西、福建、云南等IRR保持在较高水平，全国共计13个省份的IRR超过7%（西藏电价高、风资源丰富，但由于海拔较高，建造安装难度较大）；而三北地区受到弃风限电影响，等效利用小时数较低，目前陆上风电项目经济性较差，但随着近年弃风率持续降低，配合风光大基地配套建设特高压输送线路增强三北地区消纳能力，可通过建设大规模大机型项目改善IRR。（二）海上风电：大型化、规模化两大推手根据国家能源局的数据，2021年我国新增风电装机量47.57GW，其中陆上风电30.67GW、海上风电16.90GW。截止2021年末上海风电累计装机量在25.9GW左右，其中累计装机第一大省为江苏省（11.8GW），其次为广东省（6.5GW）。我们梳理了各个主要省市的海上风电投资项目以及规划目标，预计全国在2025年底的总装识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明15/27[Table_PageText]深度分析机械设备机可达到66.6GW。预计接下来四年海上风电发展速度最快的将是广东省，其十四五规划为2025年底力争达到18GW的并网容量，目前在建项目有6.6GW，已核准待建的项目容量有19.8GW；而根据江苏省的规划，预计其2025年底累计装机容量在15.2GW左右。图8：主要省市海上风电累计装机（GW）图9：主要省市海上风电在建及核准拟建规模（GW）数据来源：各省市发改委，各省市人民政府网站，北极星风力发电网，广发证券发展研究中心数据来源：各省市发改委，各省市人民政府网站，北极星风力发电网，广发证券发展研究中心我们同样建立了海上风电的IRR仿真模型，立足于2022年平价预期的具体假设如下：1.时间周期：海上风电建设周期2年，运营周期25年；2.装机成本：参考海力风电招股书、每日风电以及CNKI上的相关论文，模型中的4MW风机单价依据近期的平价项目招标价格定为4300元/kw，塔筒价格300万元/台套，基础价格950万元/台套，安装费用450万元/台。大型化影响下，风机型号每增加1MW，塔筒单台价格上涨20%，安装费用增加20%，基础单价增加250万元/台套。其余海缆等零部件成本参考各大公司的公告和文献作出经验假设；3.运维成本：风电机组运维费用包括运维船租金、外包费、人员费、管理费和大部件运维费用，风场配套设施运维成本包括升压站、消耗品，根据金风科技模拟数据测算；4.融资成本与税率：与陆上风电模型假设保持一致。在我们建立的模型中，水深30米、离岸40千米，平均等效利用小时数为3000小时，全国平均燃煤上网电价为0.4元/kwh测算平价海上风电项目的IRR。若运营商以6%的资本金IRR为立项的基准线，根据我们的测算结果，2022年容量在400MW及以上、10MW以上风机的海上风电项目可达到资本金IRR6%的要求。表5：2022海上风电平价项目的投资回报敏感性分析（不同装机容量和风机型号）对应的建设成本（元/kw）项目容量（MW）200300400500600风机型号415935.7614979.5314501.4114214.5414023.291.30.10.30.911.80.62.32.26.50.00.026.04.10.11.310.015.23.85.05.018.03.01.266.6010203040506070辽宁天津河北山东江苏上海浙江福建广东广西海南全国20212025E0.00.30.31.40.02.01.66.612.20.20.70.60.23.10.51.319.826.4051015202530辽宁河北山东江苏上海浙江福建广东全国在建核准拟建识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明16/27[Table_PageText]深度分析机械设备（MW）515210.9114254.6813776.5613489.6913298.44614977.2913795.3513373.6613120.6512839.12814091.3713276.8012657.0212455.1512178.901013715.9012759.6612281.5411994.6711803.431213686.6312530.0012252.2811845.1711573.76对应的运维成本（元/kw）项目容量（MW）200300400500600风机型号（MW）4306.09302.19299.87298.29297.125262.53258.64256.32254.73253.566236.39229.60228.00226.85224.528197.19194.75190.98190.27188.2310175.41171.52169.20167.62166.4512162.34157.00156.13153.68151.93对应的全投资IRR项目容量（MW）200300400500600风机型号（MW）4-0.27%0.28%0.58%0.77%0.90%50.52%1.12%1.45%1.65%1.80%60.89%1.69%1.99%2.18%2.41%81.79%2.37%2.86%3.03%3.27%102.24%2.97%3.37%3.62%3.79%122.38%3.28%3.52%3.88%4.14%对应的资本金IRR项目容量（MW）200300400500600风机型号（MW）4-0.83%0.13%0.66%1.00%1.23%50.67%1.77%2.38%2.77%3.04%61.42%2.92%3.50%3.88%4.34%83.23%4.37%5.41%5.77%6.30%104.18%5.71%6.60%7.18%7.59%124.50%6.45%6.98%7.84%8.47%对应的LCOE（元/kwh）项目容量（MW）200300400500600风机型号（MW）40.52360.49580.48200.47340.467850.49380.46700.45370.44610.440760.48200.44920.43800.43090.422980.45110.42930.41200.40650.3991100.43710.41130.39840.39050.3852120.43390.40260.39520.38400.3766数据来源：北极星售电网，国际风力发电网，金风科技，海力风电招股书，CNKI，广发证券发展研究中心内部因素敏感性分析：以400MW、8MW风机的海上风电项目为例，对其资本金IRR进行建设成本和利用小时数的双维度敏感性分析，可以发现当建设成本降低到14000元/kw及以下时，等效小时数提高到3500h以上就能实现平价；而当建设成本识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明17/27[Table_PageText]深度分析机械设备下降到10000元/kw及以下时，等效小时数在2500h就能实现平价。因此对于海上风电而言，风机和塔筒、基础等零部件降本仍是势在必行；同时由于漂浮式海上风电项目的预期风速高于固定式基础项目，有助于提高等效利用小时、更快实现平价，漂浮式海上风电的重要地位将逐步凸显。表6：海上风电平价项目的资本金IRR敏感性分析（400MW容量，8MW机型）等效小时数（h）25003000350040004500建设成本（元/kw）800012.92%21.20%30.17%39.12%47.73%90009.20%16.04%23.78%31.86%39.83%100006.38%12.13%18.71%25.88%33.20%110004.17%9.11%14.72%20.99%27.62%120002.36%6.73%11.56%17.00%22.93%130000.85%4.79%9.03%13.77%19.02%14000-0.44%3.18%6.97%11.14%15.76%15000-1.56%1.81%5.25%8.96%13.06%16000-2.55%0.62%3.79%7.15%10.81%17000-3.44%-0.42%2.52%5.60%8.90%数据来源：北极星售电网，国际风力发电网，金风科技，海力风电招股书，CNKI，广发证券发展研究中心外部因素敏感性分析：仍然以400MW、8MW风机的海上风电项目为例，我们对其资本金IRR进行贷款利率和上网电价的双维度敏感性分析，可以发现当上网电价位于0.40元/kwh及以下时，贷款利率需要低于4%才能实现项目经济性；当上网电价高于0.41元/kwh时，5%以内的贷款利率均可实现海风平价上网。几大主要海风省份的燃煤标杆电价范围大约在0.36元/kwh到0.46元/kwh之间，对于电价低于0.40元/kwh的江苏、福建、辽宁、山东、河北、天津等地，政府的贷款优惠利率支持较为重要。表7：海上风电平价项目的资本金IRR敏感性分析（400MW容量，8MW机型）贷款利率3.00%3.50%3.75%4.00%4.50%4.75%5.00%上网电价（元kwh）0.364.87%4.34%4.08%3.83%3.34%3.10%2.86%0.375.53%4.99%4.73%4.46%3.96%3.71%3.46%0.386.21%5.65%5.37%5.10%4.58%4.32%4.07%0.396.89%6.31%6.03%5.75%5.21%4.94%4.68%0.407.58%6.99%6.70%6.41%5.85%5.57%5.31%0.418.29%7.67%7.37%7.08%6.50%6.21%5.94%0.429.00%8.37%8.06%7.75%7.15%6.86%6.58%0.439.73%9.08%8.76%8.44%7.82%7.52%7.23%0.4410.47%9.80%9.47%9.14%8.50%8.19%7.89%0.4511.22%10.53%10.19%9.85%9.20%8.88%8.56%0.4611.98%11.27%10.92%10.58%9.90%9.57%9.25%数据来源：北极星售电网，国际风力发电网，金风科技，海力风电招股书，CNKI，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明18/27[Table_PageText]深度分析机械设备综合来看，内部因素（建设成本、等效小时数、运维成本、运营周期等）和外部因素（上网电价、贷款利率等）对于海上风电IRR的敏感系数不同，其中建设成本、等效小时数和上网电价是最主要的三个因素，对IRR的影响较大。图10：资本金IRR对内部因素敏感性图11：资本金IRR对外部因素敏感性数据来源：广发证券发展研究中心数据来源：广发证券发展研究中心以400MW容量、选用8MW风机的海上平价项目为例，我们参考北极星风力发电网披露的几个海上风电重点开发省份的等效利用小时和建造成本数据，并根据2020年各省的燃煤上网基准价对其IRR进行了测算。其中，福建、广东的海上风资源较为丰富，但海床结构复杂造成建设成本较高。可以看到，在目前较高的建造成本水平下，IRR相对较高的省份主要集中在福建、广东、江浙沪等地区，但距离实现平价尚需跨越较大的距离。目前，广东、浙江已出台未来四到五年对海上风电的地方补贴政策，预计后续将会有更多省市推出相应政策支持地方海上风电的发展。表8：当前全国重点省份海上风电无补贴经济性测算（400MW容量，8MW风机）省份等效小时数（h）上网电价（元/kwh）建设成本（元/kwh）全投资IRR资本金IRRLCOE辽宁26500.374916500-1.26%-3.13%0.5079天津27500.365516500-1.15%-2.95%0.4897河北27500.364416500-1.18%-3.00%0.4896山东28500.394916500-0.05%-1.09%0.4756江苏31500.3910160001.11%1.05%0.4275上海31500.4155160001.75%2.24%0.4297浙江31500.4153170001.23%1.10%0.4409福建37500.3932180001.98%2.37%0.3840广东31500.4630180001.87%2.15%0.4567广西25000.420717500-1.14%-3.09%0.5546海南26000.429817500-0.57%-2.13%0.5350数据来源：北极星风力发电网，北极星售电网，国际风力发电网，金风科技，CNKI，海力风电招股书，各省发改委，广发证券发展研究中心-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%40%-50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%资本金IRR建设成本等效小时数运维费用运营周期-10%-5%0%5%10%15%20%25%-50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%资本金IRR贷款利率上网电价识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明19/27[Table_PageText]深度分析机械设备预测未来五年内的降本进程：根据北极星风力发电网，海上风电建设成本从2010年的单位千瓦造价在23700元/千瓦左右降至目前15700元/千瓦左右，CAGR约4%。我们假设2022年、2023年各省的建设成本在平价压力下降低20%，之后每年按照4%的速度下降，各个省份建造成本的变化如下表。表9：全国重点省份海上风电建造成本预测（元/kw）省份20212022E2023E2024E2025E2026E降本速度--20%-20%-4%-4%-4%辽宁1650013200105601013897329343天津1650013200105601013897329343河北1650013200105601013897329343山东1650013200105601013897329343江苏160001280010240983094379060上海160001280010240983094379060浙江17000136001088010445100279626福建180001440011520110591061710192广东180001440011520110591061710192广西17500140001120010752103229909海南17500140001120010752103229909数据来源：北极星风力发电网，广发证券发展研究中心基于以上降本预期，同时考虑广东省和浙江省的地方补贴政策（广东省2022-2024年分别补贴1500元/kw、1000元/kw、500元/kw；根据浙江省发改委的数据，浙江省通过竞争性配置确定需要扶持的项目，2022-2025年度装机总容量分别不超过50万、100万、150万、100万千瓦），在电价不变的条件下测算出2022-2026年各省市的资本金IRR变化如下表。预计2022年上海、浙江、福建、广东可实现平价上网，江苏IRR水平较高；2023年，江浙沪及福建、广东五个重点省份IRR预计超过10%，山东、海南实现平价；到2024年，除广西外基本各大海风省份均可实现平价。表10：全国重点省份海上风电资本金IRR预测（400MW容量，8MW风机）省份20212022E2023E2024E2025E2026E辽宁-3.13%0.40%4.77%5.69%6.65%7.67%天津-2.95%0.62%5.05%5.98%6.96%8.00%河北-3.00%0.57%4.97%5.91%6.88%7.91%山东-1.09%2.89%8.00%9.10%10.27%11.50%江苏1.05%5.62%11.69%13.02%14.41%15.88%上海2.24%7.19%13.86%15.31%16.84%18.44%浙江1.10%5.69%11.83%13.17%14.58%16.07%福建2.37%7.40%14.22%15.70%17.27%18.90%广东2.15%7.10%13.81%15.27%16.81%18.42%广西-3.09%0.45%4.83%5.75%6.72%7.75%海南-2.13%1.62%6.32%7.33%8.40%9.53%数据来源：北极星风力发电网，北极星售电网，国际风力发电网，金风科技，CNKI，海力风电招股书，各省发改委，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明20/27[Table_PageText]深度分析机械设备若以各省实现6%的资本金IRR反向推算，江浙沪及福建、广东在目前的建设成本基础上还需下降15%-20%，有望在今年或明年加大力度实现；而辽宁、天津、河北、广西等地由于海风资源较差、电价较低，建设成本还需下降40%左右才能达到6%的资本金IRR，平价节奏较慢。图12：全国重点省份平价建设成本（元/kw）数据来源：北极星风力发电网，北极星售电网，国际风力发电网，金风科技，CNKI，海力风电招股书，各省发改委，广发证券发展研究中心为了快速实现平价，需产业链各环节协同降本。在建设项目的静态投资构成当中，风电机组（35%）、基础（22%）、海缆（12%）为占比最高的几个部分，也是未来降本的主要着力点。图13：海上风电静态投资成本构成（预测值）数据来源：国际风力发电网，金风科技，海力风电招股书，CNKI，广发证券发展研究中心1000410121101001143812583134361342915237150501062711351-39%-39%-39%-31%-21%-16%-21%-15%-16%-39%-35%-45%-40%-35%-30%-25%-20%-15%-10%-5%0%02000400060008000100001200014000160001800020000辽宁天津河北山东江苏上海浙江福建广东广西海南当前建设成本平价建设成本降幅风电机组,34.52%塔筒,5.20%基础,22.43%升压站和施工,4.01%电缆线路及配套,12.04%安装工程费,5.46%船租金,1.34%其他,15.00%识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明21/27[Table_PageText]深度分析机械设备（三）光伏：硅料组件涨价潮下的平价挑战组件大尺寸化能够降低单瓦价格和BOS成本。组件成本在总投资成本中占比约45%，BOS成本约占55%。2021年在产业链上游产能错配和长建设周期压力之下硅料大幅涨价，组件价格相应走高，均价达到1.9元/w，近期有轻微回落趋势，但预计在硅料新扩产能完全释放之前，组件价格短期仍将维持高位。我们基于2021年的价格水平搭建模型对光伏运营商的IRR进行了测算，主要假设如下：1.融资成本：自有资金占比20%，贷款利率4.9%，折现率5%，还款周期15年；2.时间周期：建设周期1年，运营周期25年；3.投资成本：假设166组件（445W）、182组件（535W）、210组件（545W）、210组件（585W）、210组件（600W）的单价分别为1.90/1.83/1.79/1.75/1.74元/W，对应的集中式光伏投资成本分别为4.10/4.00/3.92/3.86/3.83元/W，对应的分布式光伏投资成本3.77/3.67/3.59/3.53/3.50元/W（参考广发电新组报告）；4.运维成本：根据CPIA《2020年中国光伏产业发展路线图》，集中式光伏运维成本0.0454元/W，分布式光伏运维成本0.0512元/W；5.电价：燃煤标杆电价0.3765元/kwh，民用电价0.5150元/kwh，一般工商业电价0.6111元/kwh，分布式光伏自发比例70%，自发自用电价折扣85%；6.税率：与风电的模型保持一致，增值税率13%，销售税金附加10%。以增值税税额为基础计征；所得税率25%，三免三减半；7.其他假设：组件首年衰减率2%，之后的年衰减率为0.7%；双面增益5%。根据2020年各省市光伏发电利用小时数，设定集中式光伏的全国平均发电利用小时为1250小时，分布式光伏的全国平均发电利用小时为1100小时。在2021年硅料涨价潮下，集中式光伏（地面电站）和户用分布式光伏的全投资IRR在5%-7%之间；工商业分布式光伏全投资IRR大于7%，资本金IRR在20%左右，能够实现平价。表11：2021光伏平价项目经济性测算类型组件型号建设成本（元/W）全投资IRR资本金IRRLCOE集中式166（445W）4.104.93%10.46%0.3062182（535W）4.005.23%11.30%0.2999210（545W）3.925.49%12.03%0.2952210（585W）3.865.70%12.64%0.2915210（600W）3.835.78%12.88%0.2901户用分布式166（445W）3.775.45%11.86%0.3289182（535W）3.675.79%12.85%0.3221210（545W）3.596.08%13.72%0.3157210（585W）3.536.32%14.45%0.3108210（600W）3.506.41%14.73%0.3089工商业分布式166（445W）3.777.37%18.34%0.3298识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明22/27[Table_PageText]深度分析机械设备182（535W）3.677.75%19.71%0.3230210（545W）3.598.07%20.90%0.3166210（585W）3.538.33%21.90%0.3116210（600W）3.508.43%22.29%0.3097数据来源：CPIA，光伏产业网官微，北极星售电网，广发证券发展研究中心预计未来随着各产业链环节产能的逐步释放，组件价格将回归正常水平。根据CPIA《2020年中国光伏产业发展路线图》中对未来十年光伏投资成本和运维成本的预测，结合各省市2020年光伏发电小时数和最新居民用电电价及一般工商业电价，我们测算出各省市在2021年及未来十年光伏电站的IRR变化情况如下。2021年，仅四川、黑龙江、西藏、吉林四省的集中式光伏IRR超过7%，到2025年基本半数省份可平价上网；到2030年，18个省份可实现地面电站平价上网。表12：2021-2030各省市集中式光伏平价项目全投资IRR省份20212023E2025E2027E2030E四川8.81%10.29%11.32%11.94%12.56%黑龙江8.12%9.56%10.55%11.15%11.74%西藏7.94%9.36%10.35%10.94%11.53%吉林7.77%9.18%10.15%10.74%11.33%陕西6.91%8.26%9.19%9.76%10.32%辽宁6.89%8.24%9.17%9.73%10.30%河北6.70%8.04%8.96%9.52%10.08%山东5.81%7.09%7.97%8.50%9.04%内蒙古5.57%6.84%7.70%8.23%8.76%广西5.22%6.46%7.31%7.83%8.35%天津5.17%6.41%7.26%7.77%8.29%广东5.09%6.33%7.17%7.68%8.20%青海5.05%6.28%7.12%7.63%8.15%海南5.00%6.23%7.07%7.58%8.09%江苏4.96%6.19%7.03%7.54%8.05%云南4.71%5.92%6.75%7.25%7.76%北京4.70%5.91%6.74%7.24%7.74%甘肃4.19%5.38%6.18%6.67%7.16%山西3.98%5.16%5.95%6.43%6.92%湖北3.91%5.07%5.87%6.34%6.83%福建3.80%4.96%5.74%6.22%6.70%浙江3.68%4.84%5.62%6.09%6.57%安徽3.60%4.75%5.52%5.99%6.47%湖南3.41%4.55%5.32%5.78%6.26%河南3.18%4.30%5.07%5.52%5.99%新疆2.68%3.78%4.53%4.97%5.43%江西2.56%3.65%4.39%4.83%5.29%贵州1.98%3.05%3.76%4.19%4.63%宁夏1.91%2.97%3.69%4.11%4.56%识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明23/27[Table_PageText]深度分析机械设备上海1.81%2.87%3.58%4.00%4.44%重庆-1.91%-1.00%-0.41%-0.07%0.32%数据来源：CPIA，光伏产业网官微，北极星售电网，各省发改委，广发证券发展研究中心分布式光伏的平价进程相对较快。在CPIA预测的投资成本条件下，2021年四川、吉林、黑龙江等9个省份户用分布式可平价，到2023年已有超过77%的省份户用分布式光伏全投资IRR超过7%，2030年除重庆外，基本所有省份都可实现平价；工商业分布式光伏2021年就已有超过半数省份可平价上网，2023年绝大部分省份IRR超7%。表13：2021-2030各省市分布式光伏平价项目全投资IRR户用分布式工商业分布式省份20212023202520272030省份20212023202520272030四川9.40%12.90%14.18%14.71%15.34%黑龙江14.13%18.61%20.24%20.93%21.74%吉林9.25%12.72%13.99%14.51%15.14%吉林13.72%18.11%19.72%20.39%21.18%黑龙江9.24%12.70%13.98%14.50%15.12%四川11.50%15.41%16.85%17.45%18.16%内蒙古8.79%12.17%13.42%13.93%14.54%北京11.19%15.04%16.45%17.04%17.74%陕西8.51%11.84%13.07%13.56%14.16%内蒙古11.07%14.89%16.30%16.88%17.57%河北7.71%10.89%12.07%12.54%13.11%辽宁10.75%14.50%15.89%16.46%17.14%辽宁7.67%10.84%12.01%12.48%13.06%陕西10.00%13.61%14.94%15.48%16.13%甘肃7.23%10.33%11.47%11.93%12.49%天津9.70%13.25%14.56%15.09%15.74%新疆7.07%10.14%11.27%11.72%12.28%甘肃9.41%12.91%14.20%14.72%15.36%天津6.36%9.31%10.40%10.83%11.36%海南9.32%12.80%14.08%14.60%15.23%山东6.22%9.14%10.23%10.65%11.18%河北9.18%12.63%13.90%14.42%15.04%海南6.19%9.10%10.19%10.61%11.14%山东8.45%11.77%13.00%13.49%14.09%江苏5.80%8.65%9.72%10.13%10.64%江苏8.24%11.52%12.73%13.22%13.81%广西5.40%8.19%9.23%9.64%10.14%广西7.77%10.96%12.14%12.61%13.19%广东5.40%8.19%9.23%9.63%10.14%新疆7.41%10.55%11.70%12.16%12.73%山西5.38%8.17%9.21%9.61%10.12%广东7.05%10.12%11.25%11.70%12.25%宁夏5.30%8.07%9.11%9.51%10.01%湖北6.81%9.84%10.96%11.40%11.94%北京5.22%7.97%9.00%9.40%9.90%福建6.81%9.84%10.95%11.40%11.94%安徽5.15%7.89%8.92%9.32%9.82%河南6.72%9.74%10.85%11.29%11.83%福建5.09%7.82%8.85%9.24%9.74%浙江6.49%9.46%10.56%10.99%11.53%湖北5.02%7.75%8.77%9.16%9.66%山西6.37%9.32%10.41%10.84%11.37%青海4.91%7.61%8.63%9.02%9.51%安徽6.18%9.10%10.18%10.60%11.13%云南4.83%7.52%8.54%8.92%9.42%贵州5.86%8.72%9.79%10.21%10.72%江西4.79%7.47%8.48%8.86%9.36%宁夏5.79%8.63%9.70%10.11%10.63%浙江4.22%6.82%7.79%8.16%8.64%江西5.55%8.36%9.41%9.82%10.33%河南4.15%6.73%7.71%8.07%8.55%湖南5.53%8.34%9.39%9.79%10.30%湖南3.77%6.29%7.24%7.60%8.07%云南4.47%7.10%8.09%8.47%8.95%上海3.58%6.08%7.02%7.37%7.83%青海4.34%6.96%7.94%8.31%8.79%贵州3.26%5.70%6.63%6.97%7.42%上海2.27%4.56%5.44%5.76%6.19%重庆-0.87%1.01%1.76%2.01%2.38%重庆1.07%3.20%4.02%4.32%4.72%数据来源：CPIA，光伏产业网官微，北极星售电网，各省发改委，广发证券发展研究中心注：缺少西藏的民用电价和工商业电价数据。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明24/27[Table_PageText]深度分析机械设备三、平价之路，谁能抢占先机？根据我们搭建的模型，在国家补贴退坡之后，陆上风电和分布式光伏由于平价进程较快、平价地域较广，将体现出较高的投资性价比优势；由于2021年硅料大幅度涨价压缩了光伏装机的利润空间，在硅料价格仍居高位的情况下陆上风电更具竞争力，大容量、大风机的陆上风电项目IRR可达到9%以上，高于分布式光伏的全投资IRR。该结果体现在了招标量上，根据金风科技的季报，21Q1-3风电招标量同比去年高增115.1%，预计2022年装机将延续高景气；而光伏招标需求则相对承压，根据盖锡咨询数据，2021年前11月份的光伏项目招标量同比下降约11.30%。对于海上风电，推动风机、塔筒、基础和海缆等产业链各环节降本势在必行，地方支持的重要性凸显，预计2025年全部重点省市可实现平价。对于集中式光伏，平价趋势在于未来硅料价格回落的预期，组件大尺寸化将进一步加速平价进程。图14：我国风机季度招标量（GW）图15：我国光伏月度项目招标量（GW）数据来源：金风科技官网，广发证券发展研究中心数据来源：盖锡咨询，广发证券发展研究中心四、投资建议与风险提示投资建议：随着风机大型化带来的竞争格局变化，产业链各环节盈利能力出现分化。在风电零部件领域，我们建议从以下几个角度把握投资机会：1.推荐国内塔筒法兰龙头恒润股份，主业市场地位高、盈利能力强，新切入变桨偏航轴承，打开第二成长曲线；2.推荐风电轴承国产替代先行者新强联，已成功研发出5.5MW风电主轴轴承产品，有望受益于大型化与主轴承国产替代；3.推荐海缆龙头东方电缆，高壁垒行业竞争格局稳定，有望显著受益海风放量；4.关注风电主轴双寡头金雷股份、通裕重工，两家公司全球市占率约50%，竞争格局与盈利能力优异。5.其他环节推荐中际联合，建议关注大金重工、华伍股份、五洲新春、力星股份等（为电新组覆盖）。风险提示：1.原材料价格波动风险：2021年初以来大宗商品市场价格普遍持续上涨，钢材、玻6.77.414.94.314.28.69.317.46.717.26.17.217.56.310.45.99.615.413.801020304050607020172018201920202021Q1Q2Q3Q4024681012141618识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明25/27[Table_PageText]深度分析机械设备纤、环氧树脂等风电制造领域的上游商品价格也顺势上浮，或加大零部件企业成本压力。2.装机不及预期的风险：陆上风机20年刚刚平价，海上风电距离平价还有一段距离，还需要政策的推动，因此有一定的不确定性，尤其对于某些对于海上风电较为敏感的公司不确定性较大；与此同时，风力发电的不确定性较大，对电网有一定的冲击，如果电力系统的建设达不到要求，可能会对风电装机产生不利影响。3.政策不及预期的风险：海上风力发电补贴、存量风机替换、风电下乡等政策具有一定的不确定性，可能会对装机产生影响。4.新产品研发进度与下游大型化不配套的风险：风电传动系统零部件中仍有部分产品较为依赖进口。目前，国产替代攻坚正在进行时，新强联、瓦轴等企业在风电大兆瓦主轴轴承和齿轮箱轴承研发上不断取得突破，但与国外龙头相比，我国企业仍处于较为落后的地位。未来随着风电大型化发展，单机容量将不断提高，若国内企业不能及时研发配套的大MW产品，国产化率有再次降低的风险。5.市场竞争加剧的风险：风电整机企业毛利率也普遍低于零部件厂商毛利率，未来风机价格预计将进一步下降，整机企业不断增强自身的产业链管理能力，同时整机降本压力预计将向零部件厂商传导，成本管控能力较差的企业在竞争中将处于不利地位。随着风机技术逐步成熟，零部件环节企业不断获得突破，同时个别整机厂不断提高自产比例以及通过合作协议、入股等方式不断增强自身的产业链控制能力，零部件环节的竞争有加剧的风险。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明26/27[Table_PageText]深度分析机械设备[Table_ResearchTeam]广发机械行业研究小组代川：首席分析师，中山大学数量经济学硕士，2015年加入广发证券发展研究中心。周静：资深分析师，上海财经大学会计学硕士，2017年加入广发证券发展研究中心。孙柏阳：资深分析师，南京大学金融工程硕士，2018年加入广发证券发展研究中心。朱宇航：资深分析师，上海交通大学机械电子工程硕士，2020年加入广发证券发展研究中心。范方舟：研究助理，中国人民大学国际商务硕士，2021年加入广发证券发展研究中心。王宁：北京大学金融硕士，2021年加入广发证券发展研究中心。[Table_RatingIndustry]广发证券—行业投资评级说明买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘10%以上。持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-10%～+10%。卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘10%以上。[Table_RatingCompany]广发证券—公司投资评级说明买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘15%以上。增持：预期未来12个月内，股价表现强于大盘5%-15%。持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-5%～+5%。卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘5%以上。[Table_Address]联系我们广州市深圳市北京市上海市香港地址广州市天河区马场路26号广发证券大厦35楼深圳市福田区益田路6001号太平金融大厦31层北京市西城区月坛北街2号月坛大厦18层上海市浦东新区南泉北路429号泰康保险大厦37楼香港德辅道中189号李宝椿大厦29及30楼邮政编码510627518026100045200120-客服邮箱gfzqyf@gf.com.cn[Table_LegalDisclaimer]法律主体声明本报告由广发证券股份有限公司或其关联机构制作，广发证券股份有限公司及其关联机构以下统称为“广发证券”。本报告的分销依据不同国家、地区的法律、法规和监管要求由广发证券于该国家或地区的具有相关合法合规经营资质的子公司/经营机构完成。广发证券股份有限公司具备中国证监会批复的证券投资咨询业务资格，接受中国证监会监管，负责本报告于中国（港澳台地区除外）的分销。广发证券（香港）经纪有限公司具备香港证监会批复的就证券提供意见（4号牌照）的牌照，接受香港证监会监管，负责本报告于中国香港地区的分销。本报告署名研究人员所持中国证券业协会注册分析师资质信息和香港证监会批复的牌照信息已于署名研究人员姓名处披露。[Table_ImportantNotices]重要声明广发证券股份有限公司及其关联机构可能与本报告中提及的公司寻求或正在建立业务关系，因此，投资者应当考虑广发证券股份有限公司及其关联机构因可能存在的潜在利益冲突而对本报告的独立性产生影响。投资者不应仅依据本报告内容作出任何投资决策。投资者应自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或者口头承诺均为无效。本报告署名研究人员、联系人（以下均简称“研究人员”）针对本报告中相关公司或证券的研究分析内容，在此声明：（1）本报告的全部分析结论、研究观点均精确反映研究人员于本报告发出当日的关于相关公司或证券的所有个人观点，并不代表广发证券的立场；（2）研究人员的部分或全部的报酬无论在过去、现在还是将来均不会与本报告所述特定分析结论、研究观点具有直接或间接的联系。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明27/27[Table_PageText]深度分析机械设备研究人员制作本报告的报酬标准依据研究质量、客户评价、工作量等多种因素确定，其影响因素亦包括广发证券的整体经营收入，该等经营收入部分来源于广发证券的投资银行类业务。本报告仅面向经广发证券授权使用的客户/特定合作机构发送，不对外公开发布，只有接收人才可以使用，且对于接收人而言具有保密义务。广发证券并不因相关人员通过其他途径收到或阅读本报告而视其为广发证券的客户。在特定国家或地区传播或者发布本报告可能违反当地法律，广发证券并未采取任何行动以允许于该等国家或地区传播或者分销本报告。本报告所提及证券可能不被允许在某些国家或地区内出售。请注意，投资涉及风险，证券价格可能会波动，因此投资回报可能会有所变化，过去的业绩并不保证未来的表现。本报告的内容、观点或建议并未考虑任何个别客户的具体投资目标、财务状况和特殊需求，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的投资建议。本报告发送给某客户是基于该客户被认为有能力独立评估投资风险、独立行使投资决策并独立承担相应风险。本报告所载资料的来源及观点的出处皆被广发证券认为可靠，但广发证券不对其准确性、完整性做出任何保证。报告内容仅供参考，报告中的信息或所表达观点不构成所涉证券买卖的出价或询价。广发证券不对因使用本报告的内容而引致的损失承担任何责任，除非法律法规有明确规定。客户不应以本报告取代其独立判断或仅根据本报告做出决策，如有需要，应先咨询专业意见。广发证券可发出其它与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告。本报告反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表广发证券的立场。广发证券的销售人员、交易员或其他专业人士可能以书面或口头形式，向其客户或自营交易部门提供与本报告观点相反的市场评论或交易策略，广发证券的自营交易部门亦可能会有与本报告观点不一致，甚至相反的投资策略。报告所载资料、意见及推测仅反映研究人员于发出本报告当日的判断，可随时更改且无需另行通告。广发证券或其证券研究报告业务的相关董事、高级职员、分析师和员工可能拥有本报告所提及证券的权益。在阅读本报告时，收件人应了解相关的权益披露（若有）。本研究报告可能包括和/或描述/呈列期货合约价格的事实历史信息（“信息”）。请注意此信息仅供用作组成我们的研究方法/分析中的部分论点/依据/证据，以支持我们对所述相关行业/公司的观点的结论。在任何情况下，它并不（明示或暗示）与香港证监会第5类受规管活动（就期货合约提供意见）有关联或构成此活动。[Table_InterestDisclosure]权益披露(1)广发证券（香港）跟本研究报告所述公司在过去12个月内并没有任何投资银行业务的关系。[Table_Copyright]版权声明未经广发证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、刊登、转载和引用，否则由此造成的一切不良后果及法律责任由私自翻版、复制、刊登、转载和引用者承担。