風(fēng)電行業(yè)研究報告：淡化周期邁向成長

風(fēng)電行業(yè)研究報告：淡化周期，邁向成長1、風(fēng)電行業(yè)復(fù)盤：以往行業(yè)周而復(fù)始，如今周期屬性弱化1.1、產(chǎn)業(yè)鏈分拆：三大環(huán)節(jié)構(gòu)成風(fēng)電全產(chǎn)業(yè)鏈風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈包含零部件制造、整機制造及配套、風(fēng)電運營三大環(huán)節(jié)。具體而言，零部件制造環(huán)節(jié)包含1）葉片、2）輪轂等鑄件、3）軸承、4）齒輪箱、5）主軸等鍛件、6）變流器、7）法蘭等主要環(huán)節(jié)，該環(huán)節(jié)主要為風(fēng)機整機制造各類零部件；整機制造及配套環(huán)節(jié)包含1）整機制造、2）風(fēng)機塔筒、3）電纜等主要環(huán)節(jié)，該環(huán)節(jié)主要為風(fēng)機裝機環(huán)節(jié)所需裝備，塔筒、電纜配套整機進行安裝；風(fēng)電運營環(huán)節(jié)則指風(fēng)電運營商，也即新能源發(fā)電業(yè)主。2020年產(chǎn)業(yè)鏈毛利率對比：下游風(fēng)電項目運營

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上游零部件制造

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中游整機制造及配套。在2020年風(fēng)電行業(yè)“搶裝潮”的背景下，毛利率方面，1）整機制造及配套環(huán)節(jié)毛利率承壓下滑，在產(chǎn)業(yè)鏈中毛利率最低；2）上游零部件環(huán)節(jié)廠商則因與中游供需關(guān)系較為緊張，普遍維持較高毛利；3）而下游風(fēng)電運營商則因其運營資產(chǎn)屬性以及補貼電價等原因，普遍具有產(chǎn)業(yè)鏈最高的毛利率。1.2、行業(yè)特征：過往風(fēng)電產(chǎn)業(yè)周期循環(huán)，如今周期屬性弱化風(fēng)電周期復(fù)盤：棄風(fēng)限電與補貼周期合力推動風(fēng)電周期形成受我國新能源產(chǎn)業(yè)補貼政策以及棄風(fēng)率的影響，風(fēng)電行業(yè)以往呈現(xiàn)典型的周期性?；仡櫺袠I(yè)發(fā)展，陸上風(fēng)電較早進入產(chǎn)業(yè)規(guī)模化發(fā)展階段，興于“十一五”時期，海上風(fēng)電則發(fā)端于“十三五”時期：1）2006-2010年“十一五”時期，行業(yè)爆發(fā)式增長，風(fēng)電設(shè)備裝備制造大幅提升，但因電網(wǎng)適配能力及風(fēng)電出力不穩(wěn)定等問題，棄風(fēng)限電問題開始浮現(xiàn)；2）2011-2015年“十二五”時期，2012年全國棄風(fēng)率達到頂點，風(fēng)電裝機增量停滯。此后棄風(fēng)限電問題緩解，至2014年棄風(fēng)率下探至8.0%的低點，下游需求景氣周期開啟，2015年達到頂峰，同時2015年為首輪電價周期尾聲；3）2016-2020年“十三五”時期，2016年棄風(fēng)限電情況重新浮現(xiàn)，壓低業(yè)主裝機需求。伴隨《關(guān)于有序放開發(fā)用電計劃的通知》與《關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》等政策的出臺，風(fēng)電消納問題得到保障，棄風(fēng)率快速下降。同時三北地區(qū)的棄風(fēng)率快速下降，帶來區(qū)域裝機上限解禁，帶動裝機需求進入新一輪景氣周期，于2020年達到頂峰，且2020全年風(fēng)電裝機量超預(yù)期，達到72GW。其原因一方面為棄風(fēng)限電問題持續(xù)好轉(zhuǎn)，另一方面原因為2020年底是又一輪陸上風(fēng)電補貼電價的結(jié)束時點，下年并網(wǎng)將面臨大幅的補貼退坡。復(fù)盤2015、2020年兩輪風(fēng)電周期與“搶裝潮”，棄風(fēng)率抬頭與電價補貼退坡是導(dǎo)致風(fēng)電周期形成的主要原因。1）其一，棄風(fēng)率抬頭直接降低項目利用小時數(shù)，拉高運營商度電成本，降低項目經(jīng)濟性；2）其二，在我國此前的陸上風(fēng)電電價政策中，陸風(fēng)項目的上網(wǎng)電價和項目的核準(zhǔn)時間與并網(wǎng)時間直接相關(guān)，上網(wǎng)電價為逐年退坡態(tài)勢，運營商為實現(xiàn)經(jīng)濟效益最大化，會加快政策節(jié)點到來前加快項目投資進度，風(fēng)電下游需求景氣度提升，而在上網(wǎng)電價下調(diào)后的初期，投資者開發(fā)風(fēng)電項目的熱情收到一定的抑制，需求景氣度下滑。立足當(dāng)下：制約因素消退，周期屬性弱化而對比2015與2020兩輪風(fēng)電景氣周期，導(dǎo)致兩輪周期形成的因素以及所處行業(yè)環(huán)境存在較大差異，2015年景氣周期中棄風(fēng)率下降因素更大，2020年景氣周期中政策節(jié)點因素更大。其一，棄風(fēng)率方面，2014年棄風(fēng)率下降并非風(fēng)電消納水平的實際改善的體現(xiàn)。2014-2015年風(fēng)電景氣周期經(jīng)歷2014年棄風(fēng)率的低點，裝機迅速放量增長，隨即2015年棄風(fēng)率大幅提升，2016年新增裝機量-51.1%。盡管2014年全國棄風(fēng)率降低2.7pct至8.0%，但同年全國風(fēng)電利用小時數(shù)卻與棄風(fēng)率同步下降，表明對于運營商而言，棄風(fēng)率的降低實際并未帶來經(jīng)營效益的提高。換言之，此階段棄風(fēng)率的表面降低并非由消納問題的實際改善所導(dǎo)致，更大可能的因素為全年來風(fēng)量偏低、各地電力上網(wǎng)政策邊際調(diào)整等方面，但棄風(fēng)限電問題尚未得到實質(zhì)性改善。反觀2016-2020年風(fēng)電周期，全國棄風(fēng)率逐年下降，利用小時數(shù)沖高后維穩(wěn)。棄風(fēng)率變化拐點來自2017年國家能源局開始發(fā)布風(fēng)電消納情況預(yù)警檢測，嚴(yán)格限制棄風(fēng)率較高的紅色預(yù)警區(qū)域項目建設(shè)、暫停橙色預(yù)警區(qū)域新項目審核，三北地區(qū)多數(shù)省份受此禁令影響，風(fēng)電裝機量增長受限，中東部地區(qū)無棄風(fēng)限電困擾，因此風(fēng)電發(fā)展重點轉(zhuǎn)向中東部地區(qū)。而伴隨中東部地區(qū)風(fēng)電裝機占比提高，全國棄風(fēng)率被持續(xù)攤薄。多重政策支持，2016-2020年三北地區(qū)棄風(fēng)率大幅下降。本輪周期與2014-2015年顯著不同的一點在于，在多重政策指引與支持之下，三北地區(qū)的棄風(fēng)現(xiàn)象出現(xiàn)實質(zhì)性好轉(zhuǎn)，三北地區(qū)風(fēng)電裝機主要省份棄風(fēng)率均大幅降低。因此，此階段的全國利用小時數(shù)升高企穩(wěn)由中東部零棄風(fēng)非限電地區(qū)裝機占比提升與三北地區(qū)棄風(fēng)大幅緩解兩方面因素共振導(dǎo)致，反應(yīng)至運營商環(huán)節(jié)，帶來風(fēng)電經(jīng)濟性的提升。因此，此輪棄風(fēng)率下降為棄風(fēng)限電問題的全局性、實質(zhì)性改善。其二，電價政策方面，若2018年前審核的陸上風(fēng)電項目未于2020年底前并網(wǎng)發(fā)電，其將承受遠(yuǎn)高于2015-2016年的補貼電價降幅。若風(fēng)電項目于2015年底后并網(wǎng)發(fā)電，相較于2015年底前并網(wǎng)，I-Ⅳ類區(qū)域上網(wǎng)電價將分別降低0.02、0.02、0.02、0元/千瓦時，降幅分別為-3.9%、-3.7%、-3.4%、0%；而若項目于2020年底后并網(wǎng)發(fā)電，相較于2020年底前并網(wǎng)，2019年核準(zhǔn)項目四類電價將分別降低0.06、0.06、0.06、0.05元/千瓦時，降幅分別為-15.0%、-13.3%、-12.2%、-8.8%，2020年核準(zhǔn)項目四類電價將分別降低0.11、0.11、0.11、0.10元/千瓦時，降幅分別高達-27.5%、-24.4%、-22.4%、-17.5%?？傮w而言，在電價分化的時點之前，為獲取更大的經(jīng)營效益，運營商存在搶裝趕工的意愿，而更大的電價降幅將加強此種意愿，進而帶動風(fēng)電需求景氣周期的到來。站在當(dāng)前時點，我們認(rèn)為驅(qū)動風(fēng)電行業(yè)再度步入產(chǎn)業(yè)周期循環(huán)的因素已漸消退。棄風(fēng)限電方面，三北地區(qū)風(fēng)電自2018年開始大幅改善消納問題并逐步進行裝機解禁，地區(qū)裝機增長已有所提升，而三北地區(qū)棄風(fēng)率并未同步增長，表明棄風(fēng)限電對于風(fēng)電行業(yè)的影響已逐步消退；補貼政策方面，若不考慮占比較低的海上風(fēng)電可能出臺的省補政策（2020年海上風(fēng)電新增裝機占比為4.2%），陸上風(fēng)電2021年底后將進入全面平價開發(fā)階段，價格補貼完全退坡，補貼政策的時間節(jié)點臨近與否或?qū)⒉辉僮鳛樽笥绎L(fēng)電行業(yè)發(fā)展節(jié)奏的影響因素。2、行業(yè)展望：量利齊升，風(fēng)電景氣度上行2.1、量增：“3060”背景下，規(guī)劃預(yù)計推動風(fēng)電裝機需求保持高增短期風(fēng)電年內(nèi)新增裝機或近50GW，長期裝機需求預(yù)計保持高增2021年內(nèi)風(fēng)電裝機需求預(yù)計同比有所回落，但仍處于歷史高位?；谥须娐?lián)《2021年上半年全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》中的預(yù)測，至年底我國并網(wǎng)風(fēng)電將達到330GW（2020年底風(fēng)電裝機量282.53GW），全年風(fēng)電新增裝機量接近50GW，預(yù)計全年同比-30.9%，較2019年兩年復(fù)合增長41.8%。此外，據(jù)國家統(tǒng)計局統(tǒng)計，2021年上半年全國風(fēng)電新增裝機量已達10.84GW，同比+71.5%。相較之下，2015年“搶裝潮”過后的2016年全年16.72GW，同比-51.1%，預(yù)計全年降幅超出2021年20.2pct，表現(xiàn)出2021年風(fēng)電行業(yè)高漲的景氣度。宏觀層面，“十四五”期間風(fēng)電有望保持年化60GW的裝機增量。以能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的角度來看，“30·60”雙碳背景之下，風(fēng)電光伏為主的非水可再生能源在我國能源結(jié)構(gòu)中的占比預(yù)計將持續(xù)提高，多重政策與行業(yè)規(guī)劃均支撐風(fēng)電裝機量長期保持高增態(tài)勢。其一，國家能源局發(fā)布的《關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項的通知》中明確指出，至2030年風(fēng)電光伏裝機總?cè)萘繉⑦_到12億千瓦以上（約合1200GW），假設(shè)風(fēng)電光伏裝機量相等，則風(fēng)電裝機量將至少達到600GW，據(jù)此推算，2022-2030年風(fēng)電裝機將至少保持30GW的裝機規(guī)模；其二，2020年10月北京風(fēng)能大會中，400余家風(fēng)能企業(yè)聯(lián)合發(fā)布《北京風(fēng)能宣言》，保證“十四五”期間年均保證風(fēng)電新增裝機50GW以上，2025年后年均新增風(fēng)電裝機60GW以上，至2030年裝機總量達到8億千瓦（800GW）；其三，“五大四小”電力央企集團陸續(xù)提出“十四五”時期新能源裝機規(guī)劃，依據(jù)各集團規(guī)劃，并假定風(fēng)電與光伏新增裝機量相等，大致可推算出九大集團將至少年化貢獻40-50GW風(fēng)電裝機增量，考慮地方性中小運營商開展裝機，結(jié)合“30·60”雙碳規(guī)劃下的壓力，央企與地方政府具備大規(guī)模開發(fā)新能源意愿，我們預(yù)計“十四五”期間風(fēng)電將保持年化60GW的裝機增量。海上風(fēng)電：平價在途，補貼臨期+經(jīng)濟性看漲+政策指引，長短期裝機或放量2021年底為此前海上風(fēng)電國家補貼的最后時限，若在此時限前未完成并網(wǎng)，將不再享受0.85/0.80/0.75元/度的三檔補貼電價。因此，2021年實際為海上風(fēng)電的搶裝之年，疊加風(fēng)機招標(biāo)價格的普遍下降與大型機組的逐步上裝，海上風(fēng)電年內(nèi)預(yù)計將提供較為可觀的裝機增量。其中，依據(jù)國家統(tǒng)計局統(tǒng)計，2021年上半年海上風(fēng)電新增裝機量達2.13GW，同比+102.0%，2020年全年新增海上風(fēng)電裝機量3.07GW，2021年全年新增裝機量有望大幅超越2020年水平。展望“十四五”時期，廣東、江蘇、浙江、山東等多個沿海省份發(fā)布了海上風(fēng)電相關(guān)的產(chǎn)業(yè)或裝機規(guī)劃，據(jù)此可大致推算出四省份2022-2025年合計年均貢獻約8GW左右的海上風(fēng)電裝機增量。2.2、利升：多重因素催化，風(fēng)電經(jīng)濟性提升微觀層面，風(fēng)電項目經(jīng)濟性的提高將增強運營商開發(fā)意愿，因此風(fēng)電項目的經(jīng)濟性邊際變化為影響風(fēng)電行業(yè)需求景氣度的核心因素之一。近年以來，技術(shù)進步、EPC設(shè)計優(yōu)化、供應(yīng)鏈成熟等因素的共同催化下，風(fēng)機成本、風(fēng)電項目裝配成本出現(xiàn)一定程度上的下降，已逐漸具有平價開發(fā)吸引力。風(fēng)電項目經(jīng)濟性測算：陸上風(fēng)電全面平價時代已至，海上風(fēng)電平價在途我們對全國范圍內(nèi)的陸上、海上風(fēng)電項目進行了經(jīng)濟性測算，具體假設(shè)包含：1）資金結(jié)構(gòu)與綜合融資成本：項目20%的資本金，WACC為5%；2）裝機成本：陸上風(fēng)電方面，基于保守測算，除福建省外，其他地區(qū)單位投資成本均假設(shè)為6000元/千瓦，福建地區(qū)因多為沿海陸上風(fēng)電，建設(shè)成本較高，故假設(shè)為7000元/千瓦；海上風(fēng)電方面，沿海各省海上風(fēng)電裝機成本均假設(shè)為17000元/千瓦；3）等效利用小時數(shù)：陸上風(fēng)電采用各省2020年全年風(fēng)電利用小時數(shù)；海上風(fēng)電參考三峽能源招股書中所披露數(shù)據(jù)；4）上網(wǎng)電價：采用2020年各省燃煤上網(wǎng)基準(zhǔn)價，含增值稅；5）項目與機組裝機量假設(shè)：陸上風(fēng)電選用當(dāng)前主流4MW陸上風(fēng)電機組，項目總裝機容量100MW，共計25臺發(fā)電機組；海上風(fēng)電選用8MW海上風(fēng)電機組，項目總裝機容量400MW，共計50臺發(fā)電機組；6）稅收優(yōu)惠：增值稅享受即征即退50%優(yōu)惠，所得稅“三免三減半”政策。將假設(shè)與參數(shù)帶入模型后，我們發(fā)現(xiàn)國內(nèi)陸上風(fēng)電項目總體盈利已保持在較高水平，共計17個省市的風(fēng)電項目全投資內(nèi)部收益率可超過7%，而部分三北地區(qū)伴隨棄風(fēng)問題的持續(xù)改善，項目利用小時數(shù)有望進一步提升，拉高三北地區(qū)風(fēng)電IRR中樞。海上風(fēng)電方面，海上風(fēng)電因當(dāng)前裝機運維成本高企（裝機成本通常為15000-18000元/千瓦），尚屬平價在途階段，機組大型化帶來的裝機成本降低與整機降價將推動海上風(fēng)電項目逐步達成全面平價。在此過程中，部分如福建省等海上風(fēng)能資源稟賦與開發(fā)條件較好的地區(qū)，將在海上風(fēng)電平價化的過程中占據(jù)先機。經(jīng)濟性提升方向：降低LCOE，核心在于風(fēng)機價格與建設(shè)費用的降低在風(fēng)電未來平價上網(wǎng)已經(jīng)確定的情況下，成本端成為提升風(fēng)電項目經(jīng)濟性唯一途徑。因此，從分子與分母端分別著手，降低平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）的主要方向包含：1、降低裝機成本；2、降低運維成本；3、提高發(fā)電利用小時數(shù)。降低LCOE的核心因素在于壓低裝機成本。對陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電運營期成本進行分拆，我們可以發(fā)現(xiàn)因風(fēng)電項目與水電項目的類似之處，無需原材料成本，其絕大部分成本為折舊費，占比約為65%-70%，在項目建設(shè)裝機時確定，可因折舊規(guī)則的不同而產(chǎn)生差異，但大致可同樣理解為建設(shè)成本?；谝陨?，若假設(shè)項目殘值為0，則影響LCOE的主要因素排序大致為：發(fā)電量（分母端，1.0）>裝機成本（分子端，0.7）>運營成本（分子端，0.3）。發(fā)電量更多與當(dāng)?shù)仫L(fēng)能稟賦、消納情況等問題相關(guān)，其提升更多依賴政策推動或技術(shù)進步，因此，降低LCOE的核心因素在于壓低裝機成本。裝機成本方面，風(fēng)機成本約占5成，建安費用約占2-3成。風(fēng)電運營模式類似于水電，運營期度電成本90%以上均由折舊攤銷等非付現(xiàn)成本構(gòu)成，因此裝機成本為影響風(fēng)電項目全生命周期成本變化的核心因素。1）陸上風(fēng)電方面，以運達股份于2020年底竣工投產(chǎn)的昔陽縣皋落風(fēng)電場50MW為例，發(fā)電設(shè)備以3.x級和2.x級風(fēng)電機組為主，依據(jù)項目可研報告，風(fēng)機成本占比約為49%，建安費用、塔筒、電纜線路及配套、變電設(shè)備占比分別為20%、10%、2%、2%；2）海上風(fēng)電方面，以福建省某海上風(fēng)電項目為例，與陸上風(fēng)電最大的差別在于建安費用占比更高、風(fēng)機成本占比較低，同時電纜線路成本占比更高。對于以上具體項目而言，陸上風(fēng)電單位裝機成本約為6951元/千瓦，海上風(fēng)電則為17900元/千瓦，每千瓦裝機成本超出158%。除塔筒以外的成本部分，海上風(fēng)電均大幅高于陸上風(fēng)電，超出比例大多為100%-200%。風(fēng)電項目約50%的成本由風(fēng)機成本構(gòu)成，因此風(fēng)機價格為左右裝機成本的首要因素，建安成本變化為次要因素。陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電裝機成本當(dāng)前均已因風(fēng)機價格回落與建安費用降低等因素而出現(xiàn)不同程度的降低，如2021年7月完成招標(biāo)的中國電建安北B區(qū)200MW陸上風(fēng)電工程，招標(biāo)價約為5231元/千瓦；又如依據(jù)粵電陽江青洲海上風(fēng)電項目可研報告，預(yù)計總投資額為169億元，總裝機容量1000MW，單價約合16900元/千瓦。2.3、裝機成本：風(fēng)機價格處于下行通道，大兆瓦趨勢提供降本空間風(fēng)機方面，上輪搶裝熱潮退去，風(fēng)機價格正處于下行通道。復(fù)盤2020年風(fēng)電“搶裝潮”：1）首先于2019年出現(xiàn)國內(nèi)風(fēng)機招標(biāo)量顯著增長，2019年全年風(fēng)機招標(biāo)量同比+94.6%，風(fēng)電全產(chǎn)業(yè)鏈供需關(guān)系收緊，風(fēng)機招標(biāo)價格迅速攀升，至2019Q4、2020Q1見頂；2）此后2020年風(fēng)機招標(biāo)量同比大幅-52.3%，疊加產(chǎn)業(yè)鏈整體產(chǎn)能提升，產(chǎn)業(yè)鏈供需關(guān)系轉(zhuǎn)向?qū)捤?，風(fēng)機招標(biāo)價格迅速下降。3）著眼邊際，因風(fēng)電補貼的確定性退坡，以往因電價補貼而出現(xiàn)的搶裝現(xiàn)象將不復(fù)存在，風(fēng)電招標(biāo)量、新增裝機量進入平穩(wěn)區(qū)間，因零部件環(huán)節(jié)短期供需矛盾而產(chǎn)生的整機成本激增情況預(yù)計將大幅減少，風(fēng)機價格回歸理性區(qū)間。同時風(fēng)機產(chǎn)業(yè)鏈供應(yīng)配套能力提高，帶來零部件、人工、制造費用等方面的整體性降本，拓寬風(fēng)機價格下探空間。機組大型化為近年來風(fēng)電行業(yè)的最主要趨勢之一，其一為大功率機組帶來的整機降本，其二，大型機組有利于提高在中東部等中低風(fēng)速地區(qū)的風(fēng)能利用效率，其三為建安成本的降低。首先，機組大型化可帶來整機的降本，其原因在于單機功率的提升與重量提升的亞線性關(guān)系，機組大型化趨勢之下，單位功率機組重量下降。大型、大功率機組增加風(fēng)機主軸、輪轂、葉片大小，其重量提升幅度小于機組功率提升幅度，帶來原材料環(huán)節(jié)降本。例如，以明陽智能的風(fēng)機為例，其陸上風(fēng)電機組MySE3.0-135和MySE5.0-166型號為例，其單機功率分別為3.0、5.0MW，單機重量則分別為172、237噸，單位功率重量分別為57.3、47.5噸/MW，功率提升帶來的單位功率機組重量下降明顯，重量降低減少中厚板等原材料消耗，進而降低風(fēng)機成本。其次，更大的風(fēng)機與更高的輪轂可以大幅加大掃風(fēng)面積，同時利用更高的風(fēng)切變指數(shù)，帶動中東部低風(fēng)速地區(qū)的風(fēng)能資源利用。更大的風(fēng)機意味著更大的葉片與更高的輪轂，首先葉片長度與掃風(fēng)面積的關(guān)系呈平方級增長，其次更高的輪轂可以利用加強低風(fēng)速、高風(fēng)切變地區(qū)的風(fēng)能資源開發(fā)。同時，通常情況下，同一地區(qū)內(nèi)，高度越高，風(fēng)資源越好。最后，項目總規(guī)劃裝機量固定的情況下，機組大型化將降低施工數(shù)量，減少風(fēng)機基礎(chǔ)、線路搭建、土地使用、施工安裝等方面的成本。大功率機組將攤薄裝機成本中的建安、電纜、變壓站等各項成本，平攤至運營期，降低度電成本，提高項目收益率。此外，伴隨風(fēng)電行業(yè)“搶裝潮”的結(jié)束，陸上風(fēng)電吊車、海上風(fēng)電吊裝船等環(huán)節(jié)供需關(guān)系得到大幅緩解，項目EPC供需關(guān)系逐步轉(zhuǎn)向?qū)捤?，EPC價格同樣處于下行通道。3、供給端：整機環(huán)節(jié)話語權(quán)提升，零部件環(huán)節(jié)格局分化放眼風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈供給端，上游零部件環(huán)節(jié)毛利率振幅顯著大于中游整機環(huán)節(jié)。風(fēng)電行業(yè)景氣周期時，零部件環(huán)節(jié)毛利率表現(xiàn)顯著優(yōu)于整機廠商。例如，2020年“搶裝潮”期間，整機環(huán)節(jié)產(chǎn)能不足，傳導(dǎo)至上游零部件環(huán)節(jié)，因上游零部件環(huán)節(jié)擴產(chǎn)周期整體長于中游整機，短期內(nèi)產(chǎn)能難以形成規(guī)?；鲩L，因此零部件價格普遍提。同時，整機環(huán)節(jié)涌現(xiàn)大量非上市中小企業(yè)，迅速增產(chǎn)擴能，盡管后續(xù)體現(xiàn)出風(fēng)機質(zhì)量低劣等問題，但在此前補貼時限臨近的情況下，此類產(chǎn)能大量被同化為有效產(chǎn)能，推動了整機環(huán)節(jié)在產(chǎn)業(yè)鏈中的地位走弱。疊加中游環(huán)節(jié)毛利率普遍低于上游環(huán)節(jié)，側(cè)面反映出中游整機環(huán)節(jié)以往在產(chǎn)業(yè)鏈中相對較弱的話語權(quán)。伴隨搶裝潮退與平價時代的到來，風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈被平價上網(wǎng)倒逼進行降本，進入類似于光伏行業(yè)的“產(chǎn)業(yè)正循環(huán)”，也即“降本—刺激需求放量—供給端競爭加劇導(dǎo)致進一步降本”的循環(huán)圈。在此過程中，我們預(yù)計產(chǎn)業(yè)鏈格局將出現(xiàn)變化：整機環(huán)節(jié)有望出現(xiàn)產(chǎn)業(yè)鏈話語權(quán)的邊際提升，上游零部件環(huán)節(jié)出現(xiàn)顯著分化，上游各細(xì)分賽道的格局優(yōu)劣與護城河深淺將決定零部件環(huán)節(jié)后續(xù)走勢。3.1、整機制造：格局持續(xù)優(yōu)化帶來話語權(quán)提升，關(guān)注龍頭企業(yè)市占率提高與毛利率回升“搶裝潮”之下，龍頭市占率下滑，潮退后，龍頭市占率回升1）2020年風(fēng)電搶裝潮期間，下游運營商裝機需求超預(yù)期釋放，風(fēng)機整機環(huán)節(jié)供不應(yīng)求，龍頭企業(yè)產(chǎn)能增幅有限，后排非龍頭整機廠商大規(guī)模釋放產(chǎn)能。盡管此類產(chǎn)能所產(chǎn)風(fēng)機在部分情況下相較于龍頭企業(yè)所產(chǎn)風(fēng)機質(zhì)量稍差，但在2020年底補貼電價臨期的大背景下，風(fēng)機供應(yīng)極度緊缺，因此亦被認(rèn)作有效產(chǎn)能；2）伴隨“搶裝潮”退去，裝機需求下滑，盡管同樣出現(xiàn)非上市中小型整機廠商釋放產(chǎn)能低價搶單的情況，但龍頭企業(yè)市占率于2021年上半年顯著回升。大型化趨勢或?qū)⒓由钚袠I(yè)壁壘，帶動行業(yè)格局進一步優(yōu)化參照國內(nèi)龍頭風(fēng)機整機廠商新增及在手訂單，2018-2020年大型機組訂單占比顯著提升。如在明陽智能2020年新增訂單中，5MW系列陸上風(fēng)電機組訂單占比由2019年的0.9%迅速提升至5.3%，8MW系列海上風(fēng)電機組訂單占比達到7.9%；金風(fēng)科技2020年外部訂單中，3/4MW級別陸上風(fēng)電機組占比較2019年提升10pct。大型化趨勢愈發(fā)顯著，龍頭廠商優(yōu)勢有望放大。大兆瓦機組需適配更大規(guī)格的核心零部件，如齒輪箱、電機、輪轂、葉片等，盡管目前機組大型化趨勢顯著，但大部分零部件環(huán)節(jié)產(chǎn)能仍僅適配小型機組零部件，大型機組所適配的零部件產(chǎn)能相對稀缺。因此，我們認(rèn)為在機組大型化道路上，龍頭企業(yè)所具備的上游資源整合、產(chǎn)業(yè)鏈調(diào)配能力將幫助整機環(huán)節(jié)龍頭企業(yè)擴大在方面的優(yōu)勢。目前來看，半直驅(qū)與直驅(qū)風(fēng)機是大型化浪潮下逐漸占據(jù)主流的技術(shù)路線，龍頭廠商如明陽智能、金風(fēng)科技等均采用此兩種技術(shù)路線開發(fā)大型陸上、海上風(fēng)電機組，其他廠商新發(fā)機型則以中小型風(fēng)機為主，多為雙饋式、高速齒輪鼠籠型風(fēng)機，技術(shù)路線的代際差異同樣是大型化起步階段龍頭企業(yè)構(gòu)筑護城河的一大優(yōu)勢。目前，龍頭企業(yè)已占據(jù)大型風(fēng)機市場的主導(dǎo)權(quán)，龍頭市占率或?qū)⒃诖笮突顺钡耐苿酉逻M一步提高。綜上，我們認(rèn)為在風(fēng)電行業(yè)景氣度向上、平價上網(wǎng)在即的當(dāng)下，產(chǎn)業(yè)鏈被倒逼進入降本增效階段，疊加風(fēng)機大型化趨勢等因素帶來的行業(yè)壁壘加深，整機環(huán)節(jié)有望加速進入行業(yè)出清階段。此過程中，具備生產(chǎn)大型化機組、較強產(chǎn)業(yè)鏈資源整合以及產(chǎn)能調(diào)配的龍頭公司將愈發(fā)占據(jù)優(yōu)勢，帶動行業(yè)格局持續(xù)優(yōu)化，龍頭公司長期業(yè)績具備提升空間。同時海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈降本增效的過程下預(yù)計將加速達成平價上網(wǎng)，結(jié)合沿海各省海風(fēng)規(guī)劃，海上風(fēng)機具備釋放高增速基礎(chǔ)。因此，市占率提升、重點布局大型風(fēng)機、海上風(fēng)機的龍頭企業(yè)具備廣闊的成長空間。3.2、零部件及配套環(huán)節(jié)：建議關(guān)注具有行業(yè)高壁壘與穩(wěn)定盈利安全墊的龍頭公司風(fēng)電零部件環(huán)節(jié)為風(fēng)機裝配產(chǎn)業(yè)鏈上游，橫向結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜，包含軸承、鑄件（風(fēng)機輪轂等）、鍛件（風(fēng)機主軸等）、葉片、變流器、齒輪箱、法蘭等，還包括整機裝配環(huán)節(jié)的風(fēng)機塔筒、電纜等，各環(huán)節(jié)之間的行業(yè)格局與護城河差異較大，也已出現(xiàn)了顯著的分化。同時，面對近一年以來的大宗商品漲價浪潮，產(chǎn)業(yè)鏈中壁壘最高、格局最優(yōu)環(huán)節(jié)的龍頭企業(yè)將憑借自身規(guī)模效應(yīng)降本增效與議價能力增厚公司盈利安全墊，龍頭公司阿爾法優(yōu)勢將愈發(fā)凸顯。綜合來看，我們認(rèn)為軸承與鑄件環(huán)節(jié)最為值得關(guān)注，此外，風(fēng)機塔筒環(huán)節(jié)因風(fēng)機大型化趨勢而提升行業(yè)壁壘提高，龍頭天順風(fēng)能同樣值得關(guān)注。軸承：技術(shù)壁壘構(gòu)建行業(yè)護城河，國產(chǎn)替代進程持續(xù)推進軸承為風(fēng)電設(shè)備核心零部件，技術(shù)壁壘高、國產(chǎn)替代空間大。風(fēng)機軸承共分4類：偏航軸承、變槳軸承、主軸軸承等。其中，技術(shù)難度相對較低的偏航軸承與半槳軸承已經(jīng)基本實現(xiàn)國產(chǎn)化，主軸軸承因技術(shù)壁壘較高而主要依賴進口，中高端（如風(fēng)電主軸軸承、盾構(gòu)機主軸軸承、大型重載回轉(zhuǎn)支承等）軸承生產(chǎn)技術(shù)及生產(chǎn)經(jīng)驗不足為軸承業(yè)的主要壁壘，風(fēng)機大型化趨勢則提高了這些壁壘。國內(nèi)廠商當(dāng)前大兆瓦風(fēng)機主軸軸承供應(yīng)能力較弱，產(chǎn)能、性能、穩(wěn)定性均與國際先進水平存在一定差距。根據(jù)第三方統(tǒng)計數(shù)據(jù)，多個跨國軸承集團公司基本壟斷了中高端軸承行業(yè)，我國企業(yè)占據(jù)的市場份額較少。大兆瓦風(fēng)機主軸承存在溢價，新強聯(lián)引領(lǐng)國產(chǎn)替代趨勢。伴隨風(fēng)機單機容量提升，主軸軸承單價大幅提高，以陸上風(fēng)機為例，單機容量由3-4MW提升至5-6MW后，主軸軸承單價提升17.8%。新強聯(lián)為國內(nèi)高端軸承業(yè)務(wù)的領(lǐng)軍者，公司位于全國五大軸承產(chǎn)業(yè)基地之一的洛陽，公司與全國少數(shù)設(shè)有軸承專業(yè)的大學(xué)河南科技大學(xué)簽訂了產(chǎn)學(xué)研合作框架協(xié)議，這為公司