（报告出品方/作者：民生证券，邓永康）

1、全球海陆风电正向上，主力能源过渡进行时

1.1国内：目标明确、规划清晰，装机增长确定性强化

风电装机和发电量稳定增长，逐步向主力能源过渡。国内风电市场已经经历了三十多年的发展，在年国家可再生能源法实施后迎来了大发展，年累计装机容量达到万千瓦，第一次位列全球风电装机第一；此后风电装机容量连续11年保持全球第一。年，国内新增风电装机容量超过54GW，新增并网容量72GW，创历史新高；累计装机容量2.9亿千瓦，累计并网容量2.8亿千瓦。年，全国风电并网容量占全部电源装机容量的12.8%，全国风力发电上网电量亿千瓦时，占全国全部发电量的6.1%，成为国内的第三大电源。

双碳目标明确，风电装机战略地位提升，“十四五”装机中枢有望提升到50GW以上。我国已提出了年“碳达峰”、年“碳中和”的中长期发展目标，并提出到年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。“双碳目标”下，风电作为目前最成熟且最具性价比的新能源之一，有望逐步实现从替补能源向主力能源的转换。

新增装机测算：参考碳达峰的战略目标是非化石能源占比在年和年持续提升至20%和25%，充分考虑能耗双控、绿电使用积极性提升、各地区积极部署新能源建设等因素，我们假设：1）非化石能源占比在既定战略目标的基础上提升10%，即年和年分别达到22%和27.5%；2）平均发电煤耗逐年下降，风光发电量占比逐年提升。则以年和年为基年，预计年和年所需光伏+风电发电量增量分别达亿KWh和亿KWh。

根据上述假设及测算出的风光发电量增量，预计-年风电年均新增装机量在34-57GW的范围内，-年风电年均新增装机量在47-79GW的范围内。

可开发项目及资源量充足，有力支撑装机增长。从资源端来看，风光大基地、分散式风电、老旧改造，叠加海上风电等能见度和可行性较高的项目及资源，能够有力支撑“十四五”期间的装机量，具体来看：

一、陆上风电

风电装机重心有望重回三北。三北地区是我国“十二五”风电开发的重心，但并网消纳问题严重制约产业可持续发展，从年开始出现弃风限电现象，到年“三北”地区弃风限电达到了新高。根据十三五规划，为解决弃风限电问题，风电装机向中东部及南方等消纳能力较强地区倾斜，三北地区年新增装机占比从年的86%一路下滑至年的43%。从全国来看，新能源利用率持续提升，年全国弃风电量.1亿千瓦时，弃风率3%，同比减少1Pcts，新能源消纳压力逐步缓解。随着外送能力提升、“红色预警”解除、平价上网推进，风电装机向三北回流的趋势逐渐明朗：年，三北区域新增风电装机容量占比回升至52%；Q1三北风机招标占比高达71%；三北地区或成为新一轮风电建设的主战场。

风光大基地将成“十四五”装机主力，首批GW已开工建设。3月12日，新华社公布《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年远景目标纲要》。根据规划，“十四五”期间将重点发展九大清洁能源基地、四大海上风电基地。风光大基地或有望在“十四五”期间带来风电新增装机GW。

分散式风电即将发力，“十四五”规模预计约50GW。分散式风电项目一般位于负荷中心附近，不以大规模远距离输送电力为目的，所产生的电力可以自用，也可上网且在配电系统平衡调节，一般单点接入系统的装机容量不超过50MW。据CWEA统计，年国内陆上分散式风电(分散式、分布式、智能微网)新增装机、约1GW，同比增长.7%；累计装机容量仅.6万千瓦，同比增长%，潜在空间较大。10月17日，个城市与多家风电企业共同发布了风电伙伴行动具体方案，明确“十四五”期间，在全国个县，优选个村，安装1万台风机，总装机规模达到50GW。

老旧改造焕发新机，宁夏以大代小率先试点。国内早期开发的风电项目多位于风资源丰富的三北等地区，尽管年平均风速高，但受机组额定风速高、单位千瓦扫风面积较小、风能利用率较低的机组占比高等因素限制，风电机组容量系数、年利用小时数均偏低，叠加折旧、年久损坏等因素，经济效益逐渐降低。8月30日，宁夏发布《关于开展宁夏老旧风电场“以大代小”更新试点的通知》，成为首份风电“上大压小”的细则；9月10日，第四届风能开发企业领导人座谈会上，国家能源局新能源和可再生能源司负责人明确表示，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。

空间测算：基于风机使用寿命约20年的假设，“十四五”期间，退役和改造需求来自：1）年之前的MW以及“十五”期间新增的MW全部退役；2）服役超过15年的机组按1.5MW以下全部改造、1.5MW机组按1/3比例改造；3）“十二五”期间并网机组将在“十四五”末服役接近15年，按1.5MW以下机组改造1/10、1.5MW机组改造1/20测算。因此，预计“十四五”期间全国需改造置换机组约20GW；若以1:2比例进行扩容，则预计“十四五”期间将出现20GW的增量装机。

二、海上风电

潜在可开发资源丰富。我国海上风能资源十分丰富，我国水深5-50米海域的海上风能资源可开发量为5亿千瓦，50-米的近海固定式风电储量2.5亿千瓦，50-米的近海浮动式风电储量12.8亿千瓦，远海风能储量9.2亿千瓦。年国内海上风电累计装机容量突破1GW，年底累计装机容量突破10GW，并网装机容量9GW，提前完成“十三五”规划目标。年，国内海上风电新增装机容量达到.5万千瓦，同比增长54.2%；累计装机达到10.87GW。

重点省份规划明确，已锚定“十四五”期间45GW以上装机。四大海上基地所在省份浙江、江苏、山东已规划公布的“十四五”期间新增风电装机分别为4.55GW、9.09GW、5GW，另外还有广东计划新增的17GW、广西的8GW等，预计“十四五”期间海上风电将贡献45GW以上新增装机。

1.2海外：减碳共识逐步落到实处，海陆风电稳定向上

《巴黎协定》指出碳减排长期目标，全球主要国家积极响应。“碳中和”是指地球上产生的二氧化碳的排放量与碳汇等形式的吸收量完全抵消，使全球整体的二氧化碳总量达到平衡不增加的状态。《巴黎协定》明确指出，碳减排长期目标是全球升温控制在2℃以内，并寻求将气温升幅进一步限制在1.5℃以内。截至年4月23日，已有44个国家及欧盟确定了净零碳排放目标，覆盖全球70%的二氧化碳排放量。其中，已有10个国家的上述目标通过法定程序获得了批准，8个国家承诺即将投票决议，其余26国也已制定了相关官方文件。

据IEA测算，基于全球升温不超过1.5摄氏度的目标假设，到年全球将实现电力系统脱碳和全面的终端电气化，电力占一次能源消费比重从年的21%提升至年的51%；到年，全球电力消费的90%来自于可再生能源电力，风电和光伏发电规模占电力消费总量的比例接近70%。据GWEC统计，风电作为全球减碳的绝对主力，年全球风电新增装机容量高达93GW，同比增长53%；累计装机达GW，同比增长14%。其中，全球陆上风电新增装机容量86.9GW，同比增长59%，累计装机容量到年底突破GW；海上风电新增装机容量6.1GW，海上风电占全球风电新增装机容量的比重从年的2.5%上升到目前的7%。

各国政策正向引导扶持。与其他可再生能源类型相比，风电，尤其是海上风电，项目的投资额及周期相对较长，因此设计合理的扶持政策能够降低投资风险并提高收益的稳定性。在欧洲和亚洲市场，如德国、荷兰、中国、日本、越南等，海上风电政策正在从固定上网电价(FiT)向竞争性机制转型。在美国，税收刺激政策则应用于海上风电领域，包括投资税抵扣(ITC)和生产税抵扣(PTC)。在新兴市场中，海上风电项目的投资往往要依靠国际资本，所以政策的透明度和稳定性至关重要。

1.3大型化降本节奏加快，风电经济性增强

全球风电度电成本持续下降，经济性凸显。过去十年间，全球陆上及海上风电度电成本分别下降55%和68%。彭博新财经最新数据显示，H1全球陆上风电LCOE约41美元/MWh，与六个月前基本持平；最低度电成本出现在巴西、印度、美国(德克萨斯)、加拿大、墨西哥及西班牙，区间为17-28美元/MWh。H1全球海上风电LCOE约82美元/MWh(含海上输电成本)，比H2上升2%，主要原因是美元贬值。11-14MW大容量海上风电机组的应用使一些项目的度电成本降到53-69美元/MWh(含海上输电成本)。随着技术的持续进步、产业链不断成熟以及风电项目的规模化，风电度电成本在全球范围内依然会呈下降趋势。

年初至今国内风机价格降幅和招标量超预期。年初至今风机大型化和轻量化进程加速，风机价格大幅下降，当前主流价格大致在2,-2,元/kW。风机的大型化又带来了风场BOP成本的下降。在建设成本大幅下降、平价时代项目收益率不降反升的背景下，前三季度国内风电招标量突破40GW，同比增长.1%。

自下而上的经济性驱动需求，行业内生动力增强。年是国内陆上风电行业的平价元年，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。据我们测算，以III类资源区50MW项目为例，假设：1）陆上风电发电利用小时数为h，光伏为0h；2）陆上风电单位建造成本降至元/千瓦，光伏当前单位建造成本为0元/千瓦；3）折旧年限为20年，建设周期为1年。测算得出当前价格水平下，陆上风电项目全资本金的IRR约为8.0%，光伏项目的IRR约为6.2%，阶段性的陆上风电项目收益率要高于光伏。因此年行业招标量的大幅放量基本源于投资成本下降带来的风场收益率提升，即自下而上的经济性驱动。

大型化进程提速是本轮降本的主要推动力。风电机组大型化是降低风电的度电成本的主要方式，其实现路径主要有三条：1）摊薄单位零部件用量和采购成本，单GW风机的铸件耗量已经从2.5万吨下降至2万吨，塔筒配套量已经从12万吨下降至8万吨；2）摊薄非风机成本，即随着风电机组数量减少，在基础、电缆、安装及运营上的单位投入都会降低；3）提升发电小时数，在同等风速情况下，叶片更长，扫风面积更大，发电量也相应增大；塔筒越高、切变值越大，风能利用价值也越大。

据CWEA统计，年国内陆上风电场主流机型单机容量已提高到2.0MW-2.9MW(最大为5MW)，陆上风电机组平均单机容量达到2.6MW，较年提升76%；海上风电场主流机型单机容量已达5.0MW以上(最大为10MW)，海上风电机组平均单机容量达到4.9MW，较年提升85%。而从今年的招标情况来看，陆上机组单机容量基本在3MW以上，低风速区域也出现4.65MW-、5.0MW-级别的大容量机组，中高风速区域项目的投标中出现5.0MW、5.2MW机型，大型化趋势明显加快。（报告来源：未来智库）

2、零部件：

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