風(fēng)電行業(yè)研究：風(fēng)機(jī)大型化+供應(yīng)鏈優(yōu)勢助力新龍頭成長機(jī)會

風(fēng)電行業(yè)研究：風(fēng)機(jī)大型化+供應(yīng)鏈優(yōu)勢，助力新龍頭成長機(jī)會1

雙碳政策體系持續(xù)完善，托底風(fēng)光長期成長預(yù)期碳達(dá)峰碳中和線路圖明確，設(shè)定非化石能源中長期發(fā)展目標(biāo)?！半p碳”目標(biāo)對能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和電力供給側(cè)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、風(fēng)電、生物質(zhì)）應(yīng)用

占比尚需大幅提升。2021

年

10

月

24

日，中共中央、國務(wù)院印發(fā)《關(guān)于完整準(zhǔn)確全面觀

測新發(fā)展理念做好碳達(dá)峰碳中和工作的意見》，在雙碳“1+N”政策體系中明確了“1”的

頂層設(shè)計指導(dǎo)意見。該政策提出構(gòu)建綠色低碳循環(huán)發(fā)展經(jīng)濟(jì)體系、提升能源利用效率、提

高非化石能源消費比重、降低二氧化碳排放水平、提升生態(tài)系統(tǒng)碳匯能力的五方面目標(biāo)，

并針對非化石能源發(fā)展，進(jìn)一步明確了：1）2025

年：綠色低碳循環(huán)發(fā)展的經(jīng)濟(jì)體系初步形成，非化石能源消費比重達(dá)到

20%

左右；2）2030

年：經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展全面綠色轉(zhuǎn)型取得顯著成效，非化石能源消費比重達(dá)到

25%左右，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量達(dá)到

12

億

kW以上；3）2060

年：綠色低碳循

環(huán)發(fā)展的經(jīng)濟(jì)體系和清潔低碳安全高效的能源體系全面建立，非化石能源消費比重達(dá)到

80%

以上。預(yù)計國內(nèi)“十四五”、“十五五”風(fēng)電年均裝機(jī)需求或達(dá)

43/55GW，在配套政策推動下

有望進(jìn)一步超預(yù)期。2020

年中國非化石能源消費占一次能源消費比重達(dá)

15.9%，超額達(dá)

成“十三五”規(guī)劃設(shè)定的

2020

年

15%目標(biāo)值。在風(fēng)電光伏競爭力持續(xù)強(qiáng)化的情況下，我

們認(rèn)為碳中和路線圖中的階段性目標(biāo)有望超額實現(xiàn)，預(yù)計國內(nèi)非化石能源消費占比有望于

2025

年達(dá)

21%左右，于

2030

年達(dá)

26%左右。據(jù)此反推預(yù)期，若按光伏/風(fēng)電平均年發(fā)電

利用小時數(shù)

1200/2100h，且光伏、風(fēng)電發(fā)電量約

1:1

測算，我們預(yù)計中國“十四五”期間

風(fēng)電年均裝機(jī)需求或達(dá)

43GW，“十五五”期間年均裝機(jī)需求或達(dá)

55GW左右（2021-2030

年均約

49GW）。“十四五”期間規(guī)劃九大風(fēng)光（水火）儲基地和五大海上風(fēng)電基地。2021

年

3

月

30

日，《中華人民共和國國民經(jīng)濟(jì)和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和

2035

年遠(yuǎn)景目標(biāo)綱要》提

出，未來我國將持續(xù)開發(fā)包括水電、風(fēng)電、光伏等電源在內(nèi)的多個清潔能源基地，形成九

大集風(fēng)光（水火）儲于一體的大型清潔能源基地以及五大海上風(fēng)電基地。其中，九大清潔

能源基地主要包括雅魯藏布江下游、金沙江下游、雅礱江流域、黃河上游和幾字灣、河西

走廊、新疆、冀北、松遼等地；五大海上風(fēng)電基地包括廣東、福建、浙江、江蘇、山東等

地。大基地項目有望成為未來國內(nèi)新能源裝機(jī)發(fā)展的主要形式之一。大基地項目有望成為風(fēng)電裝機(jī)的主要形式。據(jù)智匯光伏統(tǒng)計，目前國內(nèi)已公布

風(fēng)光大基地項目規(guī)模達(dá)

51.68GW。我們預(yù)計在首期約

100GW大基地項目中風(fēng)光占比各一

半左右，此后還將有第二期規(guī)模約

100GW的大基地項目將在合適時間公布，共同構(gòu)成“十

四五”期間大型集中式電站的裝機(jī)主力。2

風(fēng)機(jī)大型化降本趨勢明確，經(jīng)濟(jì)性競爭力大幅提升風(fēng)機(jī)大型化是風(fēng)電長期降本的根本路徑降低風(fēng)電成本的關(guān)鍵在于降低風(fēng)機(jī)等設(shè)備和安裝成本。風(fēng)電設(shè)備及安裝工程是風(fēng)電項

目最主要的成本構(gòu)成，2020

年在陸上和海上風(fēng)電成本中占比分別約

80%和

60%，其中主

要包括風(fēng)機(jī)葉輪、塔筒、齒輪箱等零部和裝配運(yùn)輸環(huán)節(jié)。對于海上風(fēng)電而言，除此之外，

由于海上吊裝和基建的復(fù)雜性，其建筑工程成本也相對較高，占總成本比例近

30%。風(fēng)機(jī)大型化是風(fēng)電降本最根本有效的路徑。風(fēng)機(jī)大型化一方面可減少風(fēng)機(jī)制造過程中

單位功率原材料用量，另一方面推動風(fēng)電場配套建設(shè)和運(yùn)維成本的下降1）整機(jī)制造環(huán)節(jié)：風(fēng)機(jī)大型化下，單機(jī)零部件用量的增加明顯小于功率的增大。以

運(yùn)達(dá)股份

4.5MW和

3MW兩款陸上風(fēng)機(jī)為例，4.5MW機(jī)型在輸出功率上較

3.5MW提升

了

50%，但在零部件上基本保持通用設(shè)計，極大降低了單功率零部件用量，實現(xiàn)成本的有

效下降。2）風(fēng)場項目建設(shè)運(yùn)營：單機(jī)功率提升不僅可以攤薄

BOP成本（基礎(chǔ)、電纜及其他電

力設(shè)施

Capex），還可在相同風(fēng)場容量下減少點位數(shù)，降低建設(shè)成本和運(yùn)維成本（Opex）。

根據(jù)羅蘭貝格此前測算，6MW風(fēng)機(jī)替代

3MW風(fēng)機(jī)可以使風(fēng)機(jī)以外的

Capex/Opex下降

6%/14%，使得

LCOE進(jìn)一步下降

17%。陸上風(fēng)機(jī)功率大幅躍升，降本增效經(jīng)濟(jì)性凸顯陸上風(fēng)電單機(jī)功率迎來躍升，4MW以上機(jī)型有望成為未來

1-2

年主流，大型化進(jìn)程

有望持續(xù)超預(yù)期。2014

年以來，國內(nèi)陸上風(fēng)電主流機(jī)型功率多為

2-2.9MW機(jī)組，每年單

機(jī)功率平均提升幅度僅

0.15MW左右，大型化推廣進(jìn)度相對較慢。這與補(bǔ)貼階段終端項目

收益率較高，產(chǎn)業(yè)鏈對大兆瓦技術(shù)研發(fā)推廣的緊迫性和積極性相對較弱有關(guān)，也受到國內(nèi)

廠商風(fēng)機(jī)技術(shù)研發(fā)周期的客觀制約。但隨著風(fēng)電進(jìn)入平價上網(wǎng)階段，終端收益率回落和向

上游壓價壓力加大，技術(shù)和成本競爭力的重要性凸顯，倒逼行業(yè)加快大兆瓦風(fēng)機(jī)的推廣進(jìn)

度。2021

年以來，國內(nèi)面向平價陸上風(fēng)電項目的新招投標(biāo)主流風(fēng)機(jī)單機(jī)功率基本已直接

邁過

3-4MW的平臺，多跳躍式地提升至

4MW以上，預(yù)計單機(jī)功率大型化的顯著提速也

將帶來成本端的加速下降。此外，目前整機(jī)廠也在進(jìn)一步儲備面向中長期的大型風(fēng)機(jī)技術(shù)，

甚至提出“海陸同款”的型號設(shè)計，我們預(yù)計到

2025

年國內(nèi)西北地區(qū)陸上機(jī)組單機(jī)容量

有望達(dá)

8-10MW，中東部地區(qū)單機(jī)容量有望達(dá)

5-6MW（考慮低風(fēng)速和施工復(fù)雜程度限制）。風(fēng)機(jī)大型化+零部件降價+國產(chǎn)替代，推動風(fēng)機(jī)加速降本降價，頭部廠商盈利能力有望

相對穩(wěn)定。國內(nèi)風(fēng)電機(jī)組價格從

2010H2

開始首次低于

4000

元/kW，此后

10

年風(fēng)機(jī)均價

長期在

3400-4200

元/kW之間波動。然而，得益于

1）在風(fēng)機(jī)大型化加速的趨勢下，整機(jī)

廠自身降本能力明顯強(qiáng)化，2）2020

年搶裝潮后，零部件供應(yīng)鏈部分過高的價格迎來合理

回落，整體降幅近

20%，3）更大范圍零部件的國產(chǎn)替代等，從

2021

年起，國內(nèi)陸上風(fēng)

機(jī)公開招標(biāo)價格迎來加速下降，目前

4MW以上機(jī)型均價中樞已降至

2300-2400

元/kW，

同比降幅約

30%。本輪風(fēng)機(jī)價格下降的主要原因是成本的加速下降，大幅抵消了對整機(jī)廠

盈利能力的影響，尤其是供應(yīng)鏈成本管控能力優(yōu)秀的頭部廠商盈利能力有望保持穩(wěn)定。風(fēng)電項目開發(fā)成本快速下降，平價項目收益率有望達(dá)

7%-10%，競爭力凸顯。風(fēng)機(jī)成

本大幅下降，疊加

EPC及施工設(shè)備租金下降等因素，國內(nèi)多數(shù)陸上風(fēng)電項目單位投資成

本將從此前的

7000-8000

元/kW降至

6000

元/W左右，部分三北地區(qū)項目甚至可降至約

5000

元/W。結(jié)合國內(nèi)典型風(fēng)電場發(fā)電運(yùn)行情況測算，我們預(yù)計多數(shù)平價項目

IRR有望達(dá)

7%-10%，具備較強(qiáng)投資吸引力和經(jīng)濟(jì)性競爭力。海風(fēng)降本路徑明確，降本潛力巨大海上大兆瓦機(jī)型有望顯著攤低零部件和

BOP成本，助力度電成本下降。海上風(fēng)電方

面，以同為明陽

6MW平臺的

MySE7.25

和

MySE5.5

兩款機(jī)型作對比，在額定功率提升

32%的情況下，對應(yīng)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

寸甚至基本不變，綜合來看，由

5.XMW風(fēng)機(jī)提升至

7.XMW風(fēng)機(jī)，從單位功率的角度看，

或帶來近

20%的零部件用量減少，且隨著大型化持續(xù)提升，降本效應(yīng)有望進(jìn)一步放大。此外，以遠(yuǎn)景能源新型海上風(fēng)機(jī)平臺

ModelY為例，其機(jī)型功率覆蓋

6-12MW，葉輪

直徑覆蓋

182-236

米。其中，7MW機(jī)型在山東、廣西、江蘇等中低風(fēng)速海域，相比

5.XMW級別，單位千瓦掃風(fēng)面積提升

15%，綜合電量可提升

15%，判斷度電成本可降低

20%-30%；

8MW機(jī)型在廣東、浙江等中風(fēng)速海域，相比

5.XMW級別，相近電量水平下單機(jī)容量提升

54%，400MW風(fēng)場減少

23

臺，綜合

BOP可降低

40%，判斷度電成本可降低

30%-40%。海上風(fēng)電有望于

2025

年開啟單機(jī)功率

20MW時代。目前頭部整機(jī)廠基本完成

8-11MW海上機(jī)組平臺的優(yōu)化升級，處于市場相對領(lǐng)先地位，并積極布局

13MW以上機(jī)組

技術(shù)。我們預(yù)計，隨著整機(jī)廠加快推進(jìn)技術(shù)研發(fā)和產(chǎn)品升級，2025

年國內(nèi)海上風(fēng)電有望

逐步開啟單機(jī)功率

20MW時代。2021

年海上風(fēng)電搶裝推升短期成本，2022

年有望重回快速降本通道。2009

年，國

內(nèi)首個近海項目上海東海大橋風(fēng)電場一期

102MW單位超

2.3

萬元/kW；此后江蘇省加快

海上風(fēng)電開發(fā)建設(shè)步伐，項目成本也呈持續(xù)下降趨勢，從

2011

年平均約

2.1

萬元/kW降

至

2015

年的

1.6

萬元/kW左右，到

2020

年下探至

1.5

萬元/kW左右，較

2011

年降幅約

28%，也低于全國

1.78

萬元/kW的平均造價。2021

年是海上風(fēng)電國補(bǔ)的最后一年，搶裝

之下市場安裝施工和裝備供應(yīng)緊張，導(dǎo)致海上風(fēng)電投資成本不降反增，江蘇以北地區(qū)海上

風(fēng)電建設(shè)成本回升至

1.7

萬元/kW左右，而福建及粵東地區(qū)建設(shè)成本漲至

1.9

萬元/kW左右。但搶裝潮下海風(fēng)產(chǎn)業(yè)鏈的短期高價不具備可持續(xù)性，隨著搶裝需求回歸平穩(wěn)，以及裝

備及施工等環(huán)節(jié)產(chǎn)能擴(kuò)張，預(yù)計海上風(fēng)電成本將重回加速下降通道。不懼退補(bǔ)壓力，海上風(fēng)電進(jìn)入降本路徑清晰。在國家補(bǔ)貼即將退出的背景下，海上風(fēng)

電項目收益率將面臨下降壓力，倒逼供應(yīng)鏈降本降價，助力海上風(fēng)電平價上網(wǎng)實現(xiàn)相對平

穩(wěn)的過渡。沿著機(jī)型升級、配套完善、方案優(yōu)化等路徑，產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)共同出力，我們預(yù)

計未來兩年海上風(fēng)電降本空間或在

30%以上。具體來看，根據(jù)上海電氣預(yù)測：風(fēng)機(jī)：降本空間

35%以上，通過整機(jī)廠大兆瓦機(jī)型升級、供應(yīng)鏈控制等途徑實現(xiàn)?；A(chǔ)：降本空間

20%以上，通過設(shè)計院和整機(jī)廠優(yōu)化基礎(chǔ)設(shè)計和塔筒減重實現(xiàn)。吊裝：降本空間

30%以上，通過施工方增加安裝船供給+吊裝方案、施工窗口、

利用率優(yōu)化實現(xiàn)，同時風(fēng)機(jī)大型化也將進(jìn)一步攤低單位吊裝成本。電氣設(shè)備：降本空間

30%以上，通過開放商和設(shè)計院合作進(jìn)行升壓站、送出線纜

等設(shè)施共用、場內(nèi)線纜布置優(yōu)化、新型輸電技術(shù)應(yīng)用實現(xiàn)。運(yùn)維：降本空間

20%，通過整機(jī)廠提高機(jī)組可靠性和空中可更換部件占比、運(yùn)維

公司開發(fā)高空吊裝維護(hù)平臺實現(xiàn)。海風(fēng)平價項目整機(jī)報價大幅下降，海風(fēng)降本進(jìn)度有望超預(yù)期。在國家補(bǔ)貼時代，國內(nèi)

海上風(fēng)電機(jī)組價格長期處于

6000

元/kW以上的較高水平。2021

年

10

月，中廣核象山涂

茨海上風(fēng)電場項目和華潤電力蒼南

1＃海上風(fēng)電項目兩個海上風(fēng)電平價項目開標(biāo)，合計規(guī)

模

680MW。其中，中廣核象山涂茨海上風(fēng)電場項目

6

家競標(biāo)整機(jī)商中，最低報價下探至

3830

元/kW，創(chuàng)下國內(nèi)海上風(fēng)電機(jī)組價格新低；華潤電力蒼南

1＃海上風(fēng)電項目

5

家競標(biāo)

整機(jī)商中，最低報價探至4061元/kW，且相較于2020年該項目曾經(jīng)開標(biāo)價格7264元/kW，

降幅高達(dá)

31%-44%。海上機(jī)組報價的大幅下降，一方面是終端投資收益率預(yù)期降低倒逼

和市場化競爭的結(jié)果，另一方面也反映了整機(jī)廠商在機(jī)型升級和供應(yīng)鏈逐步寬松之下相對樂觀的降本預(yù)期，有利于提升海上風(fēng)電成本競爭力。海上風(fēng)電降本加速，平價項目逐步推廣?？紤]到風(fēng)機(jī)大型化推廣進(jìn)程加速，搶裝潮后

吊裝和配套設(shè)施環(huán)節(jié)供應(yīng)壓力緩解后定價回落，以及地方支持政策落地（補(bǔ)貼及非補(bǔ)貼），

預(yù)計海上風(fēng)電逐步具備項目收益率

6%-7.5%的平價上網(wǎng)基礎(chǔ)，并有望在

2024

年開啟海上

風(fēng)電的普遍平價，海上風(fēng)電成長性有望持續(xù)增強(qiáng)。風(fēng)電裝機(jī)復(fù)蘇或超預(yù)期，中長期成長性顯著強(qiáng)化風(fēng)電招標(biāo)規(guī)模超預(yù)期，行業(yè)高景氣有望延續(xù)2021H1

國內(nèi)風(fēng)電招標(biāo)規(guī)模超預(yù)期，全年有望達(dá)

55GW。風(fēng)電成本加速下降，支撐平

價項目經(jīng)濟(jì)性提升和行業(yè)新增裝機(jī)需求快速釋放。據(jù)金風(fēng)科技和明陽智能分別統(tǒng)計（口徑

或有差異），2021Q1-3

國內(nèi)風(fēng)機(jī)公開市場招標(biāo)規(guī)模約

42-48GW，達(dá)到歷史高位，我們預(yù)

計全年招標(biāo)規(guī)模將達(dá)

55GW左右。風(fēng)機(jī)招標(biāo)規(guī)模高增長，預(yù)示行業(yè)裝機(jī)高景氣，2022

年陸上風(fēng)電裝機(jī)有望超預(yù)期。陸

上風(fēng)機(jī)交付期一般將近

1

年，當(dāng)年風(fēng)電招標(biāo)規(guī)模與次年的風(fēng)電裝機(jī)量具有很強(qiáng)的相關(guān)性，

往往可作為預(yù)測次年風(fēng)電裝機(jī)量的先行指標(biāo)?；?/p>

2021

年風(fēng)機(jī)招標(biāo)規(guī)模超預(yù)期，我們預(yù)

計

2021/2022

年國內(nèi)風(fēng)電新增裝機(jī)規(guī)模將分別達(dá)

40/50GW左右。預(yù)計“十四五”期間國內(nèi)陸上風(fēng)電年均裝機(jī)規(guī)模有望超

45GW。得益于技術(shù)進(jìn)步和風(fēng)機(jī)

成本加速下降，我們預(yù)計國內(nèi)陸上風(fēng)電平價項目在較為可觀的收益率（7%-10%）支撐下，

同時在大基地項目的推動下，預(yù)計“十四五”期間年均裝機(jī)規(guī)模有望提升至

45GW以上，

2025

年有望達(dá)近

60GW，復(fù)合增速約

15%。海風(fēng)進(jìn)入從

1

到

10

階段，成長性突顯東南沿海省份海風(fēng)資源優(yōu)越，海上風(fēng)電成長空間巨大。我國海上風(fēng)資源豐富，地質(zhì)條

件較好，且毗鄰廣東、江蘇、浙江等國內(nèi)最重要的用電負(fù)荷地區(qū)，資源稟賦與發(fā)展訴求相

契合，適宜建造風(fēng)電場，且隨著漂浮式風(fēng)機(jī)技術(shù)的逐步成熟和推廣，長期增長空間巨大。2021

年海上風(fēng)電進(jìn)入搶裝高峰，預(yù)計全年裝機(jī)規(guī)模將達(dá)

7-8GW。2021

年將是新建

成海上風(fēng)電項目享有國家補(bǔ)貼的最后一年，行業(yè)進(jìn)入搶裝高峰期，建設(shè)迎來加速。僅

2021

年

1-4

月，國內(nèi)海上風(fēng)電新并網(wǎng)和在建項目共計

32

個，規(guī)模超

10.69GW。2021H1，國

內(nèi)海上風(fēng)電新增裝機(jī)

2.15GW，累計裝機(jī)達(dá)

12.24GW，超越英國位居全球海上風(fēng)電累計裝

機(jī)容量首位。結(jié)合主要海上風(fēng)機(jī)企業(yè)交付計劃、供應(yīng)鏈訂單反饋和海工船吊裝能力，我們

預(yù)計大部分在建項目有望于年內(nèi)完成搶裝，2021

年海上風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模有望大幅增至7-8GW。沿海省份加大海風(fēng)規(guī)劃支持力度，有望支撐海風(fēng)實現(xiàn)較快增長。圍繞我國“2030

碳

達(dá)峰、2060

碳中和”目標(biāo)，各地方政府亦積極加快制定相關(guān)政策，明確各類可再生能源

發(fā)展目標(biāo)和發(fā)展方式。其中，海上風(fēng)電作為最能匹配東南沿海地區(qū)資源稟賦的新能源技術(shù)，

獲得江浙閩粵等省重點支持。1）廣東：2021

年

6

月

1

日下發(fā)《促進(jìn)海上風(fēng)電有序開發(fā)和相關(guān)產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展的實

施方案》，明確“到

2021

年底，全省海上風(fēng)電累計建成投產(chǎn)裝機(jī)容量達(dá)到

400

萬千瓦；到

2025

年底，力爭達(dá)到

1800

萬千瓦，在全國率先實現(xiàn)平價并網(wǎng)”。截至

2020

年底，廣東海

上風(fēng)電累計并網(wǎng)容量超

1GW，在政策指引下，我們預(yù)計

2021

年新增并網(wǎng)規(guī)模將達(dá)

2-3GW，

“十四五”期間新增裝機(jī)規(guī)模將達(dá)16GW以上，且2022-2025年均裝機(jī)目標(biāo)有望達(dá)3.5GW。2）江蘇：江蘇發(fā)改委對外公示《江蘇省“十四五”海上風(fēng)電規(guī)劃》，規(guī)劃海上風(fēng)電項

目場址共

28

個，規(guī)模

9.09GW，規(guī)劃總面積為

1444

平方千米，對應(yīng)年均裝機(jī)約

1.8GW。3）浙江：2021

年

6

月

23

日正式印發(fā)《浙江省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》，提出重點

推進(jìn)海上風(fēng)電發(fā)展，集約化打造海上風(fēng)電+海洋能+儲能+制氫+海洋牧場+陸上產(chǎn)業(yè)基地的

示范項目，“十四五”期間，海上風(fēng)電力爭新增裝機(jī)容量

4.5GW以上，累計裝機(jī)容量達(dá)到

5GW以上，對應(yīng)年均裝機(jī)

0.9GW以上。4）山東：2021

年

6

月

7

日發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)全省可再生能源高質(zhì)量發(fā)展的意見》，提

出將在

2021

年實現(xiàn)省內(nèi)海上風(fēng)電“零突破”，并初步規(guī)劃“十四五”期間爭取啟動海上風(fēng)

電項目

10GW。結(jié)合項目正常建設(shè)進(jìn)度，我們預(yù)計山東“十四五”期間投運(yùn)海上風(fēng)電項目規(guī)

劃有望達(dá)

5GW，對應(yīng)年均裝機(jī)規(guī)模約

1GW。5）福建：目前尚無明確的“十四五”期間海上風(fēng)電整體規(guī)劃，但福建作為國內(nèi)海上風(fēng)電

資源儲備最為豐富和已并網(wǎng)規(guī)模

Top3

的裝機(jī)大省，目前已儲備了福清興化灣、長樂外海、

漳浦六鰲、莆田平海灣、平潭外海等多個海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)園項目，我們預(yù)計“十四五”期間福

建海上風(fēng)電并網(wǎng)規(guī)模有望達(dá)

5GW，年均裝機(jī)約

1GW。此外，近日漳州市提出

50GW海上風(fēng)電大基地開發(fā)方案，用海面積

8000

多平方公里，年發(fā)電利用小時數(shù)有望達(dá)

4000h，按

計劃

2025

年后每年有望陸續(xù)投產(chǎn)

5-10GW；如若順利，我們預(yù)計最快有望于

2022

年底前

獲國家能源局批復(fù)。6）廣西：廣西能源局明確將加快海上風(fēng)電發(fā)展，規(guī)劃海上風(fēng)電項目容量

22.5GW，

力爭“十四五”期間核準(zhǔn)

8GW以上，裝機(jī)

3GW，對應(yīng)年均裝機(jī)約

0.6GW。7）海南：南方電網(wǎng)海南電網(wǎng)公司近日發(fā)布海南“碳達(dá)峰、碳中和”工作方案，明確

“十四五”期間將重啟海上風(fēng)電，實現(xiàn)光伏、海上風(fēng)電等新增裝機(jī)

5.2GW。8）遼寧、河北等：尚無明確規(guī)劃，我們初步預(yù)計“十四五”期間落地項目規(guī)模有望

達(dá)

1GW。2022

年海風(fēng)裝機(jī)或存在明顯預(yù)期差，且預(yù)計“十四五”國內(nèi)海上風(fēng)電年均裝機(jī)有望達(dá)

9-10GW，復(fù)合增速約

15%。2022

年海上風(fēng)電降本有望超預(yù)期，部分平價項目

IRR已接

近收益率要求機(jī)組，同時在地方政府政策支持推動下，裝機(jī)有望維持相對穩(wěn)定。綜合各沿

海省份“十四五”海上風(fēng)電規(guī)劃來看，目前已明確規(guī)劃+儲備項目裝機(jī)規(guī)模達(dá)

45GW，且

還有部分省份存在其他規(guī)劃外的項目儲備。考慮到海風(fēng)成本快速下降背景下，部分海上風(fēng)

電項目已初步具備平價上網(wǎng)可行性（項目收益率

6%-7.5%），并結(jié)合“十三五”期間各省總

規(guī)劃裝機(jī)

6.6GW、實際裝機(jī)

9GW的超預(yù)期表現(xiàn)，我們預(yù)計“十四五”期間國內(nèi)海上風(fēng)電年

均新增裝機(jī)中樞有望達(dá)

10GW左右，對應(yīng)復(fù)合增速約

15%，成長空間值得期待。3

技術(shù)優(yōu)化+產(chǎn)品升級，供應(yīng)鏈龍頭迎成長機(jī)遇風(fēng)機(jī)大型化+供應(yīng)鏈優(yōu)勢，助力新龍頭成長機(jī)會目前風(fēng)電行業(yè)處于加速產(chǎn)品升級和降本關(guān)鍵階段，機(jī)型技術(shù)研發(fā)實力和供應(yīng)鏈成本管

控能力成為風(fēng)機(jī)企業(yè)核心競爭力。產(chǎn)品研發(fā)升級快、技術(shù)成熟度高的優(yōu)質(zhì)整機(jī)廠商有望收獲份額提升，迎來新龍頭成長

機(jī)遇。2020

年國內(nèi)陸上風(fēng)電處于搶裝高峰，在前期中小風(fēng)機(jī)企業(yè)大規(guī)模積壓項目集中執(zhí)

行、行業(yè)供應(yīng)鏈面臨階段性瓶頸的情況下，頭部廠商集中度出現(xiàn)短期回落。隨著風(fēng)電平價

倒逼行業(yè)降本增效，近年來以運(yùn)達(dá)股份、中車風(fēng)電等為代表的國內(nèi)二線風(fēng)機(jī)廠商加快

4MW以上大兆瓦風(fēng)機(jī)技術(shù)研發(fā)和產(chǎn)品系列完善，降本增效能力和市場競爭力顯著增強(qiáng)，在國內(nèi)

陸上風(fēng)電

2021

年以來的招投標(biāo)中，中標(biāo)份額迎來快速提升。同時，金風(fēng)科技、明陽智能

等整機(jī)廠也加快推進(jìn)

10MW+機(jī)型和漂浮式海上風(fēng)電技術(shù)商業(yè)化，有望進(jìn)一步強(qiáng)化長期海

上風(fēng)電競爭力，引領(lǐng)技術(shù)和市場方向。隨著風(fēng)機(jī)技術(shù)和產(chǎn)品持續(xù)升級，具備研發(fā)效率和迭

代優(yōu)勢的優(yōu)質(zhì)整機(jī)廠將迎來加速成長機(jī)會。零部件供應(yīng)鏈管控能力或?qū)Q定風(fēng)機(jī)質(zhì)量和盈利能力，頭部企業(yè)具備相對優(yōu)勢。頭部

整機(jī)廠通過對部分關(guān)鍵零部件的技術(shù)儲備和持續(xù)投入，具備較強(qiáng)的技術(shù)穿透和垂直整合能

力，不僅可以更好地梳理供應(yīng)鏈降本路徑，有效實現(xiàn)降本增效，而且可以實現(xiàn)對供應(yīng)商輸

出技術(shù)，達(dá)成更好的協(xié)作，提高部件的質(zhì)量和可靠性。零部件門檻提升或推動格局優(yōu)化，原材料有望降價改善企業(yè)盈利能力大型化趨勢提高零部件競爭壁壘，龍頭廠商競爭優(yōu)勢有望強(qiáng)化。風(fēng)電大型化趨勢對整

個產(chǎn)業(yè)鏈提出