看好风电持续调整后的长周期布局机会

全球风电行业在碳中和长期目标下进入快速发展周期。

“碳中和”大势所趋，各国纷纷推出时间表。习近平总书记在第75届联合国大会期间指出，中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年实现碳中和。这一减排承诺引发世界瞩目与国际社会的热烈反响，与此同时，各国纷纷提出减排目标与相应的鼓励政策。风力发电是实现“双碳”目标的重要手段，全球减碳大趋势下，风电行业发展确定性强。

九大清洁能源基地与五大海上风电基地启动，集中式风电加速发展。

2021年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2035年远景目标纲要》。纲要中提出我国计划构建现代能源体系，加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上风电，加快西南水电基地建设，安全稳妥推动沿海核电建设，建设一批多能互补的清洁能源基地，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。

在“3060”目标下，央企与地方政府风电开发意愿强。自2020年习近平总书记提出双碳目标后，央企和地方政府积极响应，主要电力央企纷纷发布“十四五”期间新能源规划。

多重因素共振，风电发展天花板打开。

风机大型化是风力发电度电成本下降的主要驱动力。以国内风机龙头J公司为例，2013年公司销售产品中2S系列销售容量占比只有22.23%，至2019年该比例上升为86.72%，2020年公司对外销售产品中3/4S、6/8S等更大容量产品占比已经达到了14.82%。

大型化趋势不改，成本下降将继续。2021年上半年我国获签订单量排名前十的陆上风机型号仍以3GW以上的大功率为主，排名第一的Y公司的EN-171/5.0风机额定功率达到了5.0MW，排名第三的J公司的GW165-4.0风机额定功率为4.0MW。

风机大型化远未停止，降本驱动招标持续增长。

我国月度投标均价总体呈下降趋势。国内风机招标价格从16年年初的约4500元/KW降至21年6月的2473元/KW（4S机型）。在9月广核云南曲靖市文兴480MW风电场风机项目招标中，S公司历史性的报出了行业最低价——1880元/kW，宣告风机价格正式跌破2000元/KW，风电成本有望进入新纪元。

从2021年风能大会发布的新机型来看，大型化远远没有结束。

在21年北京国际风能大会上，共有17家大型风电整机商参展，其中15家整机商发布了新产品，其中大多以双馈为主；大型化方面，陆上最大功率机型为7.XMW，叶轮直径195米，海上的机型基本都在7MW以上，海上最大功率机型为16MW，叶轮直径256米。

我国早期建设风机进入改造期，存量旧改空间不断释放。

陆上风机的寿命平均在20年左右，在风电开发相对较早的“三北”地区，目前已有大量风电机组进入“暮年”。根据北极星风电网，2025年我国预计将有超过1000万千瓦风机达到寿命终点。目前老旧风机主要有两种解决方案，一是拆掉重建，二是以大换小，即以更大的风机替换退役的小容量风机。相比第一种方式，第二种方式在经济、效率上都更佳。

存量市场以2MW及以下的机型为主，改造升级空间广阔。

根据中国可再生能源学会风能专业委员会发布的《中国风电产业地图2018》，2018年全国新增的风电机组平均单机容量为218kW，同比增长3.4%；截至2018年底，累计装机的风电机组平均单机容量为1691kW，同比增长2.5%。

风电降本路径：降低风电度电成本低额主要途径包括降低单位KW的初始投资和运维成本，以及提升利用小时数等。近年来，大容量、长叶片、高塔架被认为是降低度电成本的主要手段。大容量有助于降低单位千万投资成本，长叶片和高塔架有助于提升容量系数和利用小时数。

风机的大型化不仅可以降低自身生产成本，还能摊薄塔筒、基座等投资成本。另外，随着风机更高、叶片更大，风电项目的可开发容量也将提升。在此情况下，风机价格下降引发的初始投资下降、规模化开发带来的运维成本下降，以及风机可靠性提升带来的发电量上升等因素，都将有助于降低风电度电成本。

除风机本身外，风电项目成本还包括了产业链物流运输、安装、运营等多方面成本。目前国内风电项目平准化度电成本的最终测算情况在不同地区仍有所不同，主要影响因素包括当地上网电价和风电消纳情况，风电输出通道建成与否、储能设施是否配套等。

海上风电成本中建安费用较高，是海风平价的降本重点。

根据Z公司西北勘测设计院的数据，平坦地形中，由于施工难度较小，风电机组占整个成本的54.9%，在山地环境中，由于施工难度较大，风电机组占整个成本的49.5%；对于海上项目，风电机组成本占比一般在45~50%，基础占20%，安装成本占7%，输变电占18%，除去风电机组以外，其余50%的成本为海上风电的降本重点。部分能源巨头公司对新能源的关注度提高，他们参与进来，有望加快海上风电的建设成本，加快海上风电的降本速度。

“十四五”风电高速发展，预计年新增装机容量CAGR为20%以上。

短期补贴退坡带动抢装，长期行业发展趋势不改。2019年5月，国家发改委下发了关于《完善风电上网电价政策的通知》：陆上风电2021年后将不再补贴。其中没有并网的2018年底前核准的存量项目、2019-2020年新核准项目分别在2020年、2021年将不再补贴，且2021年以后新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

2020年1月，财政部、国家发改委、国家能源局下发了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》：新建海上风电项目2022年开始将不再补贴。中央财政鼓励地方政府自行补贴，支持本省海上风电项目的建设；同时提出“纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度”。

风电板块随着风光一体化和风光大基地等规划的出台，长期发展的不确定性消除。近期风光大基地的规划持续落地，福建、江苏、浙江和广东等地的海风规划出台，中央财政万亿支持绿色电力等政策持续驱动，政策和未来的风电装机大幅超预期。

陆风平价的长期IRR已达8~12%的区间，海风最近招标价格到了4000元/W附近，意味着平价周期可能在2023年提前到来。

风电板块经过年内悲观预期下的估值修复行情后，近期出现了比较大幅度的调整。从政策、产业规划、未来增速等维度看，风电2021年业绩拐点后进入了确定性的成长周期，超跌后长期布局的机会逐步出现，从行业景气度、估值水平和未来盈利预期，强烈看好未来风电板块盈利驱动的长期逻辑。