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碳达峰目标加速推进，大型央企十四五新能源装机规划饱满。我们考虑碳达峰等政策目标加速推进和新能源电源投资主体多元化后，预计十四五国内新增风光装机规模有望达到650-700GW。从主要企业的规划来看，风电在其各自新增装机的比例中大致可以占到40%左右，即仅我们统计的大型央企规划就已经能够支撑十四五期间年均新增约50GW的风电装机规模。同时我们也看到地方能源国企层面也有相当规模的新能源投资计划，有望进一步给风电带来增量装机需求。
平价陆风项目经济性凸显，多项政策持续助力产业发展。我们预计经历此轮风机大型化降本后，陆上风电项目的造价普遍在4.7-6.4元/瓦之间，较2020年抢装时期实现了阶梯式下滑，目前已明显低于运营商的项目投资门槛。2021年以来多项政策规划陆续落地，其中主要涉及风光大基地、风电下乡、海上风电、老旧机组改造等方面，在推进风电资源释放和项目建设节奏上起到了关键作用。
海上风电平价进程超预期，有望经过2022年过渡后进入快速上行期。2022年的国内海上风电平价的过渡年份，我们预计行业并网量下滑至5GW附近，伴随强劲的招标和项目推进进度较为顺利，我们预计2023年行业并网量有望回升至11GW，自2023年后开启持续上行期，行业年均装机增速有望保持在30%以上。
陆海共振，风电行业景气向上周期正在启动。我们预计十四五期间中国风电新增装机量在保守和乐观情形下分别有望实现年均60GW以上和70GW以上。1H22项目建设进度受建设手续不健全和疫情管控影响有所推迟，以项目招标到实际转化为建设过程的周期1-1.5年维度来估算，我们预计行业前期大规模储备的项目有望于2H22或最晚至2023年进入加速建设期。
行业需求不及预期，原材料价格持续高位，行业竞争加剧。
风电行业历史复盘：成本/消纳/补贴在不同阶段成为风电装机需求增长的主要驱动或瓶颈
十一五国内风电装机需求呈现行业早期高速增长特征，电价补贴及并网消纳构成十二五至十三五风电装机需求周期性波动的主要原因。国内年度新增风电装机量自2006年起正式迈入GW级规模，风力发电量占比全社会用电量自 2006年的0.1%持续提高至2021年的7.8%。回顾我国实现风电规模化发展的16年历程，风电行业在十一五时期初步形成有国产风电设备制造供应链，产业链降本速度较快。十二五开始至今，风电行业共经历2轮大规模弃风限电潮，2次陆上风电抢装以及1次海上风电抢装，度电成本降幅相较十一五时期明显放缓，装机需求增长基本围绕“电价补贴-资源开发”以及“并网消纳-资源释放/资源开发”两条主线呈现出周期性波动特征，由此进一步影响风电新增装机的地理区域分布变化以及风电装备制造技术的演进发展方向及速度。整体来看，国内风电装机需求在实现规模化发展的第一个五年阶段呈现出行业发展早期阶段的高速增长特征，在后续的十二五及十三五阶段受制于弃风限电、电价补贴逐步退坡及补贴拖欠等因素，新增装机规模呈现出先收缩后逐步提高的周期性特征。
图表：2006-2021年国内风电新增装机量复盘
资料来源：国家能源局，中国风电行业协会，IRENA，中金公司研究部十一五：风电产业化发展迎来初期跨越式增长阶段
一法多规提振风电建设开发积极性，十一五风电新增装机复合增速达96%。2006年《可再生能源法》正式实施，明确可再生能源发电优先上网、全额收购、费用分摊、财税优惠等相关原则，具体配套实施细则相应陆续出台。十一五期间，风电全额收购的适用范围从原来的特许权项目拓宽至全部风电项目，风电上网电价由原来的招标竞价调整为固定电价，风电上网政策的相关调整进一步向产业释放了风电投资的积极信号。在早期“科技攻关”、“863计划”等项目经验的基础上，一法多规的出台有效推动了我国风电行业进入产业化、规模化发展的初期快速增长阶段，十一五期间我国新增风电装机复合增速达95.8%，风力发电量占比全社会用电量由2006年的0.1%快速提升至2010年的1.2%。
图表：2001-2010年国内风电新增装机及发电量占比
资料来源：中国风电行业协会，中电联，中金公司研究部图表：2006-2010年国内风电站平均利用小时数
资料来源：国家能源局，中金公司研究部国产风电设备制造供应链初步形成。为加快风电设备制造国产化进度，十一五期间相关政策在风电设备制造及下游业主采购环节向国产化设备做出倾斜，国内企业主要通过引进国外技术或与外资合作开发的方式快速提高风电设备制造技术。在终端风电场开发需求高增长、制造端政策扶持以及本身相对较为粗放的发展模式下，十一五期间风电设备制造产业吸引了较多新进入者，进一步推动我国风电设备国产化率的快速提高，特别是在整机环节。根据中国风电行业协会统计，2009年国内风电整机行业已有超过70家企业，产能超过40GW，我国新增装机中外资风机占比由2005年的71%持续下降至2010年的8%。技术层面，在政策扶持叠加行业新进入者不断涌入的共同努力下，我国在十一五期间基本具备了兆瓦级风电整机及多数零部件的国产化生产制造能力，初步形成了较为完善的风电设备制造产业链。
图表：十一五国内新增装机国产化率及单机功率变化
资料来源：中国风电行业协会，中金公司研究部图表：2010年国内新增风电装机TOP20市占率
资料来源：中国风电行业协会，中金公司研究部风电大基地1.0模式开启，三北地区新增风电装机占比超75%。十一五期间我国积极推动百万千瓦及千万千瓦级风电基地建设，2009年我国《新能源产业规划》正式确立有6省7大千万千瓦级风电基地，分别位于甘肃、内蒙古、新疆、吉林、河北和江苏。根据中国风电行业协会统计，十一五期间我国每年新增风电装机中三北地区占比均超过75%，最高年份可达87%，风电场开发呈现出大规模、高集中、靠近资源端的特征。
图表：2006-2010年新增装机区域分布结构
资料来源：中国风电行业协会，中金公司研究部图表：十一五期间七大千万千瓦级风电基地规划
资料来源：国家能源局，中国水电工程顾问集团公司，中金公司研究部十二五：风电消纳瓶颈首现，行业进入规范化发展阶段
前期风电管理乱象凸显，十二五初期出现首次风电消纳瓶颈。风电设备制造及电站开发环节的部分管理乱象在十一五相对较为粗放的发展阶段中逐步积累，主要体现在风电设备质量把控不足、风电场开发建设规划与电网建设规划节奏不匹配、风电-火电-电网相关利益关系未能充分理顺等方面。2011年-2012年，一方面行业发展初期出现了一些机组质量问题，另一方面全国弃风率持续攀升，国家能源局披露2012年全国弃风率高达17%，三北地区部分省份当年风电利用小时数已下降至1400h附近。前期风电管理乱象问题进一步凸显，风电行业在十二五初期遭遇第一轮较大规模的弃风限电。
图表：2012年各省级电网区域风电利用小时统计
资料来源：国家能源局，中金公司研究部
注：西藏自治区无并网运行风电项目，故数据暂缺。
行业进入规范化发展阶段，风电贡献发电比例逐步提升。针对行业前期快速发展过程中产生的管理乱象问题，政策在风电设备制造、风电场建设开发、配套电网建设环节进一步发力完善，引导行业从早期相对粗放式发展转向有序发展。十二五期间，地方风电资源释放节奏的宏观规划有所加强，电网调度风力发电的管理能力及意识逐步提高，若不考虑15年抢装影响，弃风限电问题在十二五后期基本逐步消化。从装机量变化趋势来看，受2011年-2012年地方风电项目审核权收紧及高弃风率影响，国内新增装机量连续两年收缩，2013年风电项目审核权再次下放地方叠加弃风率改善，国内风电新增装机重回增长态势，但增速较十一五阶段有所放缓。不过，伴随着风电累计装机量的逐步提升，至2015年我国风电发电量占比全社会用电量提高至3.3%。
图表：2006-2015年国内风电新增装机及发电量占比
资料来源：中国风电行业协会，中金公司研究部图表：2010-2015年全国弃风率及新增风电装机增速
资料来源：国家能源局，中国风电行业协会，中金公司研究部新增装机需求由三北地区向中东南部地区迁移，风机大型化进度有所放缓。受三北地区十二五初期严重弃风限电影响，国家能源主管部门放缓三北地区项目审批，加快中东南部低风速地区项目审批，同时明确风电利用小时数明显偏低的地区不得进一步扩大建设规模，并简化分散式风电项目开发流程以加快开发节奏。根据中国风电行业协会统计，十二五初期我国三北地区新增装机占比连续两年大幅下降，至2012年三北地区新增装机占比较2010年已下降18.3pct至63.9%，新增装机向中东南部地区转移趋势明显。对应新增装机平均单机功率来看，受下游装机需求发生地理迁移影响，十二五期间我国风电机组大型化速度趋缓，2015年新增装机平均单机功率1.84MW，较2010年仅提高0.37MW。
图表：2006-2015年新增装机区域分布结构
资料来源：中国风电行业协会，中金公司研究部图表：2006-2015年全国新增装机平均单机功率
资料来源：中国风电行业协会，中金公司研究部十三五：补贴退坡叠加大规模弃风限电再现，行业进入调整发展阶段
十三五初期三北地区再现大规模弃风限电，风电新增装机规模再次收缩。受抢装潮影响，2015年全国风电新增装机同比增长32.5%至30.8GW，其中三北地区新增装机同比增长26.6%至19.7GW。而2015年全社会用电量增速进一步放缓至2.1%，创近5年新低。三北地区大幅提高的新增风电并网装机叠加相对疲软的全社会用电量增速，再次推高弃风率水平，2016年全国平均弃风率17.1%，甘肃/新疆/吉林三省当年弃风率高达43.1%/38.4%/30.0%，三北地区弃风限电问题于十三五初期再度大面积出现。受制于消纳瓶颈，风电新增装机规模在2016 -2017年连续两年进一步收缩。
图表：2011-2020年全国新增风电装机量及弃风率情况
资料来源：国家能源局，中国风电行业协会，中金公司研究部十三五初期需求遇冷叠加可再生能源补贴拖欠，产业供给出清加速，竞争格局进一步优化集中。我国可再生能源补贴目录自第五批起公布时间开始逐渐拉长，第七批补贴目录于2018年6月发布，纳入目录项目为2016年3月前完成并网项目，此后直至2020年可再生能源补贴由目录制转为清单制前，未再有新的批次风电补贴目录公布。我们以2019年底全国风电累计并网装机2.1亿千瓦测算，前七批补贴目录项目仅覆盖55%的存量风电项目，仍有45%左右的风电项目未纳入补贴目录，且纳入补贴目录的项目也有不小比例的补贴拖欠情况。在十三五初期风电新增装机需求相对疲软的阶段下，尾部企业逐步出清，产业加速向头部企业集中。以整机环节为例，头部企业市占率在十三五初期保持加速提升趋势，2018年CR3及CR5分别达到63.9%和75.2%。
图表：可再生能源电价附加补助目录（风电项目）
资料来源：国家财政部，国家能源局，中金公司研究部图表：2012-2020年国内风电整机出货集中度变化
资料来源：BNEF，中金公司研究部弃风限电政策治理力度加大，十三五前期新增装机需求向中东南部地区进一步迁移。2016年风电投资监测预警制度设立，当年吉林、黑龙江、甘肃、宁夏及新疆纳入红色预警省份，随后2017年内蒙古也纳入红色预警省份，三北地区整体风电开发建设节奏再次放缓，全国新增装机需求进一步向中东南部地区转移。2019年能源局宣布对各省电力消费设定可再生能源电力消纳责任权重，将未按期完成整改的市场主体予以处理列入不良信用记录，进一步倒逼地方提高消纳可再生能源积极性。十三五期间，政策以全额保障性收购、风电投资监测预警和可再生能源消纳责任权重三项制度为抓手，进一步加大宏观调控力度治理弃风限电问题，全国弃风率水平于2018年下降到7%，2019年降至4%，提前实现了政策要求在2020年限电率降至5%以下的目标。
图表：2014-2019年三北地区主要省份弃风率统计
资料来源：国家能源局，中国风电行业协会，中金公司研究部图表：2011-2020年新增风电装机区域分布结构
资料来源：中国风电行业协会，中金公司研究部特高压线路陆续投运进一步提高三北地区风电消纳水平，十三五末期开启风电大基地2.0模式。十二五末期国家发改委核准的多条特高压输电线路工程于十三五时期陆续投运，截至2020年底我国共有9条已投运配套风光电源送出的特高压线路，将来自三北地区的可再生能源发电量输送至山东、浙江、江苏等中东南部用电大省，提高了我国三北地区风电外送消纳能力，弃风率进一步降低。自2018年内蒙古、黑龙江和宁夏解除红色预警起，三北地区陆续开始新一轮的风电项目核准开发建设，配套特高压线路的风电大基地项目签约落地速度加快，我国大规模集中开发、集中送出的陆上风电大基地模式重启。
图表：十三五期间已投运配套风光电源特高压线路情况统计
资料来源：国家电网，中金公司研究部陆上风电平价上网进度加快，长叶片/高塔筒/大功率风机进一步推进产业链降本。十三五时期政策加速推进风电平价上网，自2015年起逐步下调风电上网电价，2019年陆上风电全面进入竞价上网时代，试点平价上网项目逐步开展，倒逼产业链加速降本。十三五前期，为适应中东南部地区中低风速资源，行业通过长叶片和高塔筒的设计方式来增大扫风面积成为主要降本方式，直接推动了中东南部地区逐步迈向平价。十三五末期，伴随风电开发重回基地化的开发模式，风机技术进步快速产业化，2021年初行业在招标中已经切换到4MW为主流的风机平台，2021年中就逐步切换为5MW的平台，2021年底至2022年初又快速切换至6MW的平台，技术进步到产业化速率较历史上任何时期都明显提速。
图表：2009-2020年陆上风电标杆/指导电价调整
资料来源：国家能源局，中国风电行业协会，中金公司研究部图表：2011-2020年全国新增装机平均单机功率
资料来源：中国风电行业协会，中金公司研究部图表：中国陆上风机的大功率、长叶片和高塔筒发展趋势
资料来源：中国中车风电，北极星风力发电网，中金公司研究部海上风电十年回顾：电价补贴驱动行业发展，十三五后期进入规模化高速增长阶段
国内海上风电执行电价先后经历核准电价-特许权招标-固定电价-竞价上网阶段。2010年之前国内海上风电以示范项目形式开展，项目上网电价由国家发改委进行核准，以2008年上海东海大桥项目为例，获核准上网电价0.978元/kWh。2010年国家能源局启动第一轮海上风电特许权招标，4个江苏项目中标电价分别为0.74、0.70、0.62、0.64元/kWh，较2年前东海大桥项目核准电价有所下降。2014年国内海上风电固定电价上网制度正式确立，潮间带和近海风电项目分别执行0.75元、0.85元/kWh标杆电价，并沿用至2018年。2019年起，国内新核准海上风电项目全面进入竞价上网时代，近海风电项目2019年指导电价0.8元/kWh，2020年进一步降低至0.75元/kWh，同时明确2018年底前已核准项目需在2021年底前全容量并网方可执行项目核准时上网电价水平，2021年成为我国海上风电国家补贴项目并网的最后一年。
图表：2011-2021年国内海上风电新增装机及同比增速变化
资料来源：国家能源局，中金公司研究部国内海上风电历史降本速度较慢，过往装机量增长主要由电价及政策规划驱动。根据IRENA统计，2010-2020年我国海上风电平均单位造价/平均度电成本年均降低4.0%/7.2%，降本速度相对较慢。从装机量规模及增速来看，2014年起国内海上风电进入高速增长阶段，2017年起年度新增装机正式迈入GW级规模。以五年政策规划为单位，十二五规划2015年底海上风电实现5GW累计并网目标，但由于较慢的成本下降速度难以匹配特许权招标阶段过快的上网电价降幅，十二五前期海风装机需求增长缓慢，至2015年底国内实际累计并网海风规模仅0.75GW。十三五政策定调积极稳妥推进海上风电发展，这一时期我国海风新增装机复合增速达50.9%，至2020年底累计并网约9GW，超额完成十三五规划累计并网5GW目标。相较陆上风电，国内海上风电发展起步较晚，由于历史降本幅度较慢，过往海风装机需求波动主要与电价调整及政策规划制定有关。
海上风电开发建设由江苏向其他沿海省份持续推进，十三五末期海上风机大型化趋势开始加速。从区域分布来看，由于江苏海床结构较为松软，可施工窗口期相对较长，我国早期海上风电项目多数集中在江苏。十三五后期开始广东、福建、浙江等省份海上风电开发建设力度加快，海风地理区域装机分布进一步均衡。根据中国风电行业协会数据统计，截至2017年底我国海上风电累计装机规模中78%来自江苏，经过2021年大规模海上抢装后，截至2021年底江苏累计海风装机规模占比被稀释至46%，广东、福建、浙江海风累计装机占比分别提高至25%/10%/7%。从海上风机单机功率变化来看，我国海上风机单机功率多年停留在3.XMW水平，十三五末期机组大型化趋势开始加速，至2021年我国新增海风装机平均单机功率快速提升至5.6MW。
图表：2017/2021年我国海上风电分省累计装机分布
资料来源：中国风电行业协会，中金公司研究部图表：2011-2021年国内海上风电新增装机平均功率
资料来源：中国风电行业协会，中金公司研究部风电十四五展望：陆海共振，行业景气向上周期正在启动
碳达峰目标加速推进，十四五风光装机规划饱满
我们以碳达峰/碳中和为高层次的政策目标为基准，并以国家发改委能源发展十四五规划中提出的2025年非化石能源占比20%以及2025年风光发电量占比16.5%等时间表为装机需求预测基础，十四五/十五五期间为实现上述政策目标，我们保守预测国内新增风光装机规模至少应分别在500GW/600-700GW区间。在保底装机规模之上，增量装机需求有望来自1）政策端：碳达峰政策下相应能源转型目标提前加速实现；2）项目端：平价陆上/海上风电项目经济性快速提高，运营商开发风电项目积极性进一步提振，新能源电力领域出现更多新的投资开发主体。考虑上述政策目标加速推进和投资主体多元化后，我们预计十四五国内新增风光装机规模有望达到650-700GW。
图表：十四五中国风光新增装机需求预测框架
资料来源：国家发改委，国家能源局，国家电网能源研究所，中金公司研究部大型央企十四五新能源装机规划饱满。过去几年电力企业资本开支中投资新能源的比例均已经实现大幅提升，展望十四五期间，各电力企业都表示将新能源电站作为投资重点、盈利增长的驱动力。以国家能源集团为例，集团计划 2025 年碳达峰，十四五新增新能源装机120GW；华能集团、华电集团和三峡集团均在各自的十四五规划报告中公布了分别新增75GW以上的新能源装机；其他电力集团也均在官方十四五规划中提出保持相当规模的风电和光伏项目建设目标。此外，十四五期间新能源投资建设的主体也进一步丰富，除大型电力央企外，我们看到中国电建、中国能建、中国石化、中国海油、中国石油等建筑油气领域大型央企也陆续投入十四五新能源开发建设中。我们目前统计到上述主要大型公司十四五期间共规划有600GW左右新能源装机规模。从主要企业的规划来看，风电在其各自新增装机的比例中大致可以占到 40%左右，即仅我们统计的大型央企规划就已经能够支撑十四五期间年均新增约50GW的风电装机规模。同时我们也看到地方能源国企层面也有相当规模的新能源投资计划，再加上政策支持的风电下乡等方式均可能带来新的投资主体，有望进一步给风电带来增量装机需求。
图表：主要电力企业十四五新能源发展规划（截止2022年5月末）
资料来源：各公司官网，中金公司研究部
注：国家电投集团和大唐集团为我们预测值
平价陆风项目经济性凸显，多项政策持续助力产业发展
机组大型化已经推动风机降本。以运达股份、明阳智能风机机舱参数为例，从2-3MW产品线 跨越到4-6MW产品线，机舱重量增加幅度明显小于功率增加幅度，而由于风机零部件中原材 料构成了主要的成本，原材料的定价方式多数是以重量计价，在机组大型化的同时，我们测算风机单位功率重量的减小将给零部件采购成本带来节约，推动风机降本。
风机大型化降本成效明显，平价陆上风电项目投资经济性凸显。从 2020 年中开始，随着行业抢装基本到尾声，陆上风电中标价持续下行，至2022年5月陆上风机价格基本来到1700-1800元/kw左右，投标机型功率普遍在5MW以上，整机企业应用大型化风机拿单趋势明显。参考西勘院测算报告，我们预计经历此轮风机大型化降本后，陆上风电项目的造价普遍在4.7-6.4 元/瓦之间，较2020 年抢装时期实现了阶梯式下滑，目前已明显低于运营商的项目投资门槛，即使考虑一定的储能配比，当前陆上风电项目造价仍满足运营商项目投资收益率要求。
图表：风机月度中标均价
资料来源：金风科技业绩展示材料，中金公司研究部图表：各主要地区风电投资理论造价和实际造价的情况（2022年）
资料来源：西勘院规划研究中心，中金公司研究部2021年以来多项产业相关政策落地，进一步推进风电资源空间释放及项目建设节奏。2020年9月“碳达峰、碳中和”目标正式提出，风电行业十四五装机规划在双碳战略的大背景下进一步提振。2021年以来多项政策规划陆续落地，其中主要涉及风光大基地、风电下乡、海上风电、老旧机组改造等方面，在推进风电资源释放和项目建设节奏上起到了关键作用。以风光大基地建设规划为例，首批风光大基地项目总规模100GW，其中风电规划43GW，项目整体并网节点设置为 2023 年末。第二批风光大基地规划布局方案于2022年2月下发，总规模455GW，方案规划十四五/十五五分别新增风光总装机200GW/255GW，进一步支撑风电装机需求。
海上风电平价进程超预期，有望经过2022年过渡后进入快速上行期
沿海省份十四五海上风电规划超过70GW。相比陆上风电，海上风电利用小时数更高，出力更为平稳，对接入电网的系统调频能力要求相对较低，且地理位置接近用电负荷侧，能够节省跨省调配的电力运输成本。2021 年是国家补贴海风项目并网的最后一年，主要沿海省份相继出台地方十四五海上风电发展规划，助力十四五海风项目建设。目前主要海上风电开发省份均已发布正式版本的十四五海上风电发展规划，十四五期间国内整体规划新增海风装机总计约71.5GW，且伴随海上风电平价进程加速到来，我们认为各省海风规划仍有望进一步扩容。
国内海上风电中长期潜在开发空间大。根据国家气候中心研究团队评估统计，截至2020年底我国100m高度海上风电资源潜在可开发量达2253GW，其中近海/远海资源可开发量分别为1195GW/1058GW。分具体省份来看，广东海上风电技术可开发资源量最大，其次是浙江、山东、福建、江苏和海南，六省海上风电资源可开发量均在200GW以上。分不同水深来看，5-50m近海水深范围内江苏可开发资源量最大，其次是广东、山东和福建；50m-100m远海水深范围内广东可开发资源量最大，其次是浙江、海南和福建。充沛的海风资源储备能够有效支撑国内海上风电规模化开发，我们预计伴随风机技术的不断进步，海上风电资源技术可开发量仍有望进一步提高。
图表：十四五沿海省份海风规划梳理
资料来源：各省发改委，中金公司研究部注：部分省份现有版本规划量较低，我们假设了约5GW扩容量。图表：2020年底沿海省份潜在海上风电可开发容量
资料来源：Assessment of wind and photovoltaic power potential in China (Yang Wang, 2022)，中金公司研究部
风机大型化推动海风降本，整机报价较国补时期降幅达40%-50%。2021年底以来平价海风项目陆续启动招标，截至2022年5月我们统计到共有约5GW平价海风项目完成整机招标，中标价格（剔除塔筒）基本在3500-4000元/kw左右，较此前海风国补时期风机报价降幅达40%-50%，仅风机环节贡献了3000元/kw左右的海风平价降本。我们认为海上风机的降本方式与陆上风机类似，即主力海风机型从2020-2021年4-6MW产品线提升至近期招标的8-12MW产品线，单位功率重量下降明显。在当前整机报价下，风机+塔筒+桩基价格已经来到5000元/kw附近，叠加海上施工成本恢复抢装前正常水平等其他环节进一步贡献降本空间，当前沿海省份海风项目单位造价已经在10,000-13,000元/千瓦，已经基本实现海风平价。
图表：海风国补项目整机中标价格（2020年）
资料来源：国家发改委，国家能源局，北极星风力发电网，中金公司研究部图表：平价海风项目整机中标（截至2022年5月）
资料来源：采招网，中金公司研究部海上风电招标时隔1年重启，装机规模有望自2023年开启快速上行周期。自2020年底起海上风电招标经历近1年断档期，2021年底开始平价海风项目招标陆续启动。截止2022年6月中旬，我们已经统计到沿海各省约23GW明确并网时间的海上风电平价项目，其中约有10GW已经启动了设备招标流程。另外加上广东、福建、山东、浙江、海南等地的一些未明确并网时间的项目，我们已经统计到明确项目名称的海上风电平价项目规模达到约50GW。2022年的国内海上风电平价的过渡年份，我们预计行业并网量下滑至5GW附近，伴随强劲的招标和项目推进进度较为顺利，我们预计2023年行业并网量有望回升至11GW，自2023年后开启持续上行期，行业年均装机增速有望保持在30%以上，并在 2025 年后海上风电有望接力陆上风电成为国内风电装机需求的重要新增来源。
图表：中国海上风电新增装机量并网预测
资料来源：国家能源局，中金公司研究部陆海共振，风电行业景气向上周期正在启动
陆海共振，保守/乐观情形下，十四五风电年均新增装机有望实现60GW/70GW以上。风机技术进步带来的降本效果明显，招标市场在风场盈利能力较好的背景下表现出较强的需求预期。1Q22行业公开招标容量达到24.7GW，4-5月招标持续旺盛，我们统计2022年前5月行业公开招标量已经超过40GW，达到去年全年的74%，其中平价海上风电招标量也已经超过5GW。考虑到海上风电也有望随着大型化风机应用加速实现平价以及中东部分散式资源后续利用提速，我们预计十四五期间中国风电新增装机量在保守和乐观情形下分别有望实现年均 60GW以上和70GW以上。
图表：中国风电季度招标情况（金风科技统计口径）
资料来源：金风科技公告，中金公司研究部图表：中国风电装机容量及预测
资料来源：能源局，中金公司研究部项目招标到开工建设的时间跨度相对富有弹性，项目开工到并网时间的跨度一般半年左右。回顾2012年至今风电市场公开招标量、建设投资完成额以及并网装机量变化趋势，历史两轮陆上风电抢装周期中建设投资额同比增速较并网装机同比增速均提前半年左右达到峰值，但项目招标到开工建设的时间跨度并不一致。2015年抢装潮中，公开市场招标量较建设投资额提前1年半左右时间启动高增长态势；2020年抢装潮中，公开市场招标量较建设投资额提前3个季度左右启动高增长态势。从两轮抢装潮中招标到开工建设再到并网装机的节奏变化趋势来看，我们发现：
►项目开工建设到实际并网装机的时间跨度一般较为刚性，基本在半年左右的时间，风电建设投资完成额可以视为并网装机量的前瞻性观测指标，但同时仍需考虑机组大型化趋势下相同装机规模对应的建设投资额有所摊薄以及相同装机规模下陆风与海风建设投资额存在较大差距。
►项目招标到启动开工建设的时间跨度具有一定弹性范围，招标量转化为实际开工建设的节奏快慢主要受不同时期抢装紧迫性的影响。2015年抢装潮中，风电项目招标集中在2013年-2014年释放，距离2015年底最晚并网期限的缓冲期相对较长，而2020年抢装潮中，风电项目招标集中在2019年释放，距离2020年底最晚并网期限的缓冲期相对较短，我们认为主要与取消陆上风电补贴政策于2018年年中颁布有关。
图表：1Q2012-1Q2022季度累计公开招标量/建设投资额/并网装机量同比增速变化
资料来源：金风科技业绩展示材料，中电联，中金公司研究部行业有望自2H22开始进入建设和并网加速周期。从2021年至今风电公开招标市场表现强劲，但1H22项目建设进度受建设并网手续不健全和疫情管控影响有所推迟，近期随着疫情得到控制和手续逐步推进，行业建设逐步回归常态。以项目招标到实际转化为建设过程的周期1-1.5年维度来估算，我们预计行业前期大规模储备的招标项目有望于2H22或最晚至2023年进入加速建设期。展望2023年，我们判断在第一批风光大基地项目和海风平价项目的推进下行业装机量有望达到70GW以上，景气向上周期已经启动。
风险提示
1. 风电行业需求不及预期。在政策不断催化及技术降本共同推动下，风电公开招标市场已表现出较高的景气度，但考虑到风电项目从设备招标到实际并网装机需要经历较多环节，风电装机量释放受到项目相关手续办理效率、并网消纳能力、施工建设进度等多方面因素影响。若相关环节出现一定制约性影响，风电装机量释放节奏或将有所放慢。
2. 原材料价格持续高位。风电制造产业链主要环节的成本构成中原材料占比普遍在50%以上，原材料多数为钢材等大宗商品，企业采购原材料的议价能力相对偏弱，有可能出现原材料价格持续高位而公司无法及时提升产品售价导致利润率承压的情况。
3. 行业竞争加剧。目前风电制造产业链主要环节企业均有进一步扩产动作，后续若出现行业装机需求释放节奏放缓，产业链内部竞争态势或将加剧，产能相对过剩环节企业盈利能力可能承压。
本文摘自：2022年6月16日已经发布的《风电行业复盘与展望系列（1）：从补贴到平价，新一轮行业景气上行周期正在启动》
车昀佶 SAC 执业证书编号：S0080520100002 SFC CE Ref：BQL481
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