（报告出品方/作者：兴业证券，蔡屹，朱玥，金欣欣）
1、风电行业复盘：以往行业周而复始，如今周期属性弱化
1.1、产业链分拆：三大环节构成风电全产业链
风电产业链包含零部件制造、整机制造及配套、风电运营三大环节。具体言，零部件制造环节包含1）叶片、2）轮毂等铸件、3）轴承、4）齿轮箱、5）主轴等锻件、6）变流器、7）法兰等主要环节，该环节主要为风机整机制造各类零部件；整机制造及配套环节包含1）整机制造、2）风机塔筒、3）电缆等主要环节，该环节主要为风机装机环节所需装备，塔筒、电缆配套整机进行安装；风电运营环节则指风电运营商，也即新能源发电业主。
年产业链毛利率对比：下游风电项目运营上游零部件制造中游整机制造及配套。在年风电行业“抢装潮”的背景下，毛利率方面，1）整机制造及配套环节毛利率承压下滑，在产业链中毛利率最低；2）上游零部件环节厂商则因与中游供需关系较为紧张，普遍维持较高毛利；3）而下游风电运营商则因其运营资产属性以及补贴电价等原因，普遍具有产业链最高的毛利率。
1.2、行业特征：过往风电产业周期循环，如今周期属性弱化
风电周期复盘：弃风限电与补贴周期合力推动风电周期形成
受我国新能源产业补贴政策以及弃风率的影响，风电行业以往呈现典型的周期性。回顾行业发展，陆上风电较早进入产业规模化发展阶段，兴于“十一五”时期，海上风电则发端于“十三五”时期：
1）-年“十一五”时期，行业爆发式增长，风电设备装备制造大幅提升，但因电网适配能力及风电出力不稳定等问题，弃风限电问题开始浮现；
2）-年“十二五”时期，年全国弃风率达到顶点，风电装机增量停滞。此后弃风限电问题缓解，至年弃风率下探至8.0%的低点，下游需求景气周期开启，年达到顶峰，同时年为首轮电价周期尾声；
3）-年“十三五”时期，年弃风限电情况重新浮现，压低业主装机需求。伴随《关于有序放开发用电计划的通知》与《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》等政策的出台，风电消纳问题得到保障，弃风率快速下降。同时三北地区的弃风率快速下降，带来区域装机上限解禁，带动装机需求进入新一轮景气周期，于年达到顶峰，且全年风电装机量超预期，达到72GW。其原因一方面为弃风限电问题持续好转，另一方面原因为年底是又一轮陆上风电补贴电价的结束时点，下年并网将面临大幅的补贴退坡。
复盘、年两轮风电周期与“抢装潮”，弃风率抬头与电价补贴退坡是导致风电周期形成的主要原因。1）其一，弃风率抬头直接降低项目利用小时数，拉高运营商度电成本，降低项目经济性；2）其二，在我国此前的陆上风电电价政策中，陆风项目的上网电价和项目的核准时间与并网时间直接相关，上网电价为逐年退坡态势，运营商为实现经济效益最大化，会加快政策节点到来前加快项目投资进度，风电下游需求景气度提升，而在上网电价下调后的初期，投资者开发风电项目的热情收到一定的抑制，需求景气度下滑。
立足当下：制约因素消退，周期属性弱化
而对比与两轮风电景气周期，导致两轮周期形成的因素以及所处行业环境存在较大差异，年景气周期中弃风率下降因素更大，年景气周期中政策节点因素更大。
其一，弃风率方面，年弃风率下降并非风电消纳水平的实际改善的体现。-年风电景气周期经历年弃风率的低点，装机迅速放量增长，随即年弃风率大幅提升，年新增装机量-51.1%。尽管年全国弃风率降低2.7pct至8.0%，但同年全国风电利用小时数却与弃风率同步下降，表明对于运营商而言，弃风率的降低实际并未带来经营效益的提高。换言之，此阶段弃风率的表面降低并非由消纳问题的实际改善所导致，更大可能的因素为全年来风量偏低、各地电力上网政策边际调整等方面，但弃风限电问题尚未得到实质性改善。
反观-年风电周期，全国弃风率逐年下降，利用小时数冲高后维稳。弃风率变化拐点来自年国家能源局开始发布风电消纳情况预警检测，严格限制弃风率较高的红色预警区域项目建设、暂停橙色预警区域新项目审核，三北地区多数省份受此禁令影响，风电装机量增长受限，中东部地区无弃风限电困扰，因此风电发展重点转向中东部地区。而伴随中东部地区风电装机占比提高，全国弃风率被持续摊薄。
多重政策支持，-年三北地区弃风率大幅下降。本轮周期与-年显著不同的一点在于，在多重政策指引与支持之下，三北地区的弃风现象出现实质性好转，三北地区风电装机主要省份弃风率均大幅降低。因此，此阶段的全国利用小时数升高企稳由中东部零弃风非限电地区装机占比提升与三北地区弃风大幅缓解两方面因素共振导致，反应至运营商环节，带来风电经济性的提升。因此，此轮弃风率下降为弃风限电问题的全局性、实质性改善。
其二，电价政策方面，若年前审核的陆上风电项目未于年底前并网发电，其将承受远高于-年的补贴电价降幅。若风电项目于年底后并网发电，相较于年底前并网，I-Ⅳ类区域上网电价将分别降低0.02、0.02、0.02、0元/千瓦时，降幅分别为-3.9%、-3.7%、-3.4%、0%；而若项目于年底后并网发电，相较于年底前并网，年核准项目四类电价将分别降低0.06、0.06、0.06、0.05元/千瓦时，降幅分别为-15.0%、-13.3%、-12.2%、-8.8%，年核准项目四类电价将分别降低0.11、0.11、0.11、0.10元/千瓦时，降幅分别高达-27.5%、-24.4%、-22.4%、-17.5%。
总体而言，在电价分化的时点之前，为获取更大的经营效益，运营商存在抢装赶工的意愿，而更大的电价降幅将加强此种意愿，进而带动风电需求景气周期的到来。
站在当前时点，我们认为驱动风电行业再度步入产业周期循环的因素已渐消退。弃风限电方面，三北地区风电自年开始大幅改善消纳问题并逐步进行装机解禁，地区装机增长已有所提升，而三北地区弃风率并未同步增长，表明弃风限电对于风电行业的影响已逐步消退；补贴政策方面，若不考虑占比较低的海上风电可能出台的省补政策（年海上风电新增装机占比为4.2%），陆上风电年底后将进入全面平价开发阶段，价格补贴完全退坡，补贴政策的时间节点临近与否或将不再作为左右风电行业发展节奏的影响因素。
2、行业展望：量利齐升，风电景气度上行
2.1、量增：“”背景下，规划预计推动风电装机需求保持高增
短期风电年内新增装机或近50GW，长期装机需求预计保持高增
年内风电装机需求预计同比有所回落，但仍处于历史高位。基于中电联《年上半年全国电力供需形势分析预测报告》中的预测，至年底我国并网风电将达到GW（年底风电装机量.53GW），全年风电新增装机量接近50GW，预计全年同比-30.9%，较年两年复合增长41.8%。此外，据国家统计局统计，年上半年全国风电新增装机量已达10.84GW，同比+71.5%。相较之下，年“抢装潮”过后的年全年16.72GW，同比-51.1%，预计全年降幅超出年20.2pct，表现出年风电行业高涨的景气度。
宏观层面，“十四五”期间风电有望保持年化60GW的装机增量。以能源结构转型的角度来看，“30·60”双碳背景之下，风电光伏为主的非水可再生能源在我国能源结构中的占比预计将持续提高，多重政策与行业规划均支撑风电装机量长期保持高增态势。
其一，国家能源局发布的《关于年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》中明确指出，至年风电光伏装机总容量将达到12亿千瓦以上（约合GW），假设风电光伏装机量相等，则风电装机量将至少达到GW，据此推算，-年风电装机将至少保持30GW的装机规模；
其二，年10月北京风能大会中，余家风能企业联合发布《北京风能宣言》，保证“十四五”期间年均保证风电新增装机50GW以上，年后年均新增风电装机60GW以上，至年装机总量达到8亿千瓦（GW）；
其三，“五大四小”电力央企集团陆续提出“十四五”时期新能源装机规划，依据各集团规划，并假定风电与光伏新增装机量相等，大致可推算出九大集团将至少年化贡献40-50GW风电装机增量，考虑地方性中小运营商开展装机，结合“30·60”双碳规划下的压力，央企与地方政府具备大规模开发新能源意愿，我们预计“十四五”期间风电将保持年化60GW的装机增量。
海上风电：平价在途，补贴临期+经济性看涨+政策指引，长短期装机或放量
年底为此前海上风电国家补贴的最后时限，若在此时限前未完成并网，将不再享受0.85/0.80/0.75元/度的三档补贴电价。因此，年实际为海上风电的抢装之年，叠加风机招标价格的普遍下降与大型机组的逐步上装，海上风电年内预计将提供较为可观的装机增量。其中，依据国家统计局统计，年上半年海上风电新增装机量达2.13GW，同比+.0%，年全年新增海上风电装机量3.07GW，年全年新增装机量有望大幅超越年水平。
展望“十四五”时期，广东、江苏、浙江、山东等多个沿海省份发布了海上风电相关的产业或装机规划，据此可大致推算出四省份-年合计年均贡献约8GW左右的海上风电装机增量。
2.2、利升：多重因素催化，风电经济性提升
微观层面，风电项目经济性的提高将增强运营商开发意愿，因此风电项目的经济性边际变化为影响风电行业需求景气度的核心因素之一。近年以来，技术进步、EPC设计优化、供应链成熟等因素的共同催化下，风机成本、风电项目装配成本出现一定程度上的下降，已逐渐具有平价开发吸引力。
风电项目经济性测算：陆上风电全面平价时代已至，海上风电平价在途
我们对全国范围内的陆上、海上风电项目进行了经济性测算，具体假设包含：
1）资金结构与综合融资成本：项目20%的资本金，WACC为5%；
2）装机成本：陆上风电方面，基于保守测算，除福建省外，其他地区单位投资成本均假设为0元/千瓦，福建地区因多为沿海陆上风电，建设成本较高，故假设为元/千瓦；海上风电方面，沿海各省海上风电装机成本均假设为1元/千瓦；
3）等效利用小时数：陆上风电采用各省年全年风电利用小时数；海上风电参考三峡能源招股书中所披露数据；
4）上网电价：采用年各省燃煤上网基准价，含增值税；
5）项目与机组装机量假设：陆上风电选用当前主流4MW陆上风电机组，项目总装机容量MW，共计25台发电机组；海上风电选用8MW海上风电机组，项目总装机容量MW，共计50台发电机组；
6）税收优惠：增值税享受即征即退50%优惠，所得税“三免三减半”政策。
将假设与参数带入模型后，我们发现国内陆上风电项目总体盈利已保持在较高水平，共计17个省市的风电项目全投资内部收益率可超过7%，而部分三北地区伴随弃风问题的持续改善，项目利用小时数有望进一步提升，拉高三北地区风电IRR中枢。海上风电方面，海上风电因当前装机运维成本高企（装机成本通常为-10元/千瓦），尚属平价在途阶段，机组大型化带来的装机成本降低与整机降价将推动海上风电项目逐步达成全面平价。在此过程中，部分如福建省等海上风能资源禀赋与开发条件较好的地区，将在海上风电平价化的过程中占据先机。
经济性提升方向：降低LCOE，核心在于风机价格与建设费用的降低
在风电未来平价上网已经确定的情况下，成本端成为提升风电项目经济性唯一途径。因此，从分子与分母端分别着手，降低平准化度电成本（LCOE）的主要方向包含：1、降低装机成本；2、降低运维成本；3、提高发电利用小时数。
降低LCOE的核心因素在于压低装机成本。对陆上风电、海上风电运营期成本进行分拆，我们可以发现因风电项目与水电项目的类似之处，无需原材料成本，其绝大部分成本为折旧费，占比约为65%-70%，在项目建设装机时确定，可因折旧规则的不同而产生差异，但大致可同样理解为建设成本。基于以上，若假设项目残值为0，则影响LCOE的主要因素排序大致为：发电量（分母端，1.0）装机成本（分子端，0.7）运营成本（分子端，0.3）。发电量更多与当地风能禀赋、消纳情况等问题相关，其提升更多依赖政策推动或技术进步，因此，降低LCOE的核心因素在于压低装机成本。
装机成本方面，风机成本约占5成，建安费用约占2-3成。风电运营模式类似于水电，运营期度电成本90%以上均由折旧摊销等非付现成本构成，因此装机成本为影响风电项目全生命周期成本变化的核心因素。1）陆上风电方面，以运达股份于年底竣工投产的昔阳县皋落风电场50MW为例，发电设备以3.x级和2.x级风电机组为主，依据项目可研报告，风机成本占比约为49%，建安费用、塔筒、电缆线路及配套、变电设备占比分别为20%、10%、2%、2%；2）海上风电方面，以福建省某海上风电项目为例，与陆上风电最大的差别在于建安费用占比更高、风机成本占比较低，同时电缆线路成本占比更高。
对于以上具体项目而言，陆上风电单位装机成本约为元/千瓦，海上风电则为元/千瓦，每千瓦装机成本超出%。除塔筒以外的成本部分，海上风电均大幅高于陆上风电，超出比例大多为%-%。
风电项目约50%的成本由风机成本构成，因此风机价格为左右装机成本的首要因素，建安成本变化为次要因素。陆上风电、海上风电装机成本当前均已因风机价格回落与建安费用降低等因素而出现不同程度的降低，如年7月完成招标的中国电建安北B区MW陆上风电工程，招标价约为元/千瓦；又如依据粤电阳江青洲海上风电项目可研报告，预计总投资额为亿元，总装机容量0MW，单价约合00元/千瓦。
2.3、装机成本：风机价格处于下行通道，大兆瓦趋势提供降本空间
风机方面，上轮抢装热潮退去，风机价格正处于下行通道。复盘年风电“抢装潮”：
1）首先于年出现国内风机招标量显著增长，年全年风机招标量同比+94.6%，风电全产业链供需关系收紧，风机招标价格迅速攀升，至Q4、Q1见顶；
2）此后年风机招标量同比大幅-52.3%，叠加产业链整体产能提升，产业链供需关系转向宽松，风机招标价格迅速下降。
3）着眼边际，因风电补贴的确定性退坡，以往因电价补贴而出现的抢装现象将不复存在，风电招标量、新增装机量进入平稳区间，因零部件环节短期供需矛盾而产生的整机成本激增情况预计将大幅减少，风机价格回归理性区间。同时风机产业链供应配套能力提高，带来零部件、人工、制造费用等方面的整体性降本，拓宽风机价格下探空间。
机组大型化为近年来风电行业的最主要趋势之一，其一为大功率机组带来的整机降本，其二，大型机组有利于提高在中东部等中低风速地区的风能利用效率，其三为建安成本的降低。
首先，机组大型化可带来整机的降本，其原因在于单机功率的提升与重量提升的亚线性关系，机组大型化趋势之下，单位功率机组重量下降。大型、大功率机组增加风机主轴、轮毂、叶片大小，其重量提升幅度小于机组功率提升幅度，带来原材料环节降本。例如，以明阳智能的风机为例，其陆上风电机组MySE3.0-和MySE5.0-型号为例，其单机功率分别为3.0、5.0MW，单机重量则分别为、吨，单位功率重量分别为57.3、47.5吨/MW，功率提升带来的单位功率机组重量下降明显，重量降低减少中厚板等原材料消耗，进而降低风机成本。
其次，更大的风机与更高的轮毂可以大幅加大扫风面积，同时利用更高的风切变指数，带动中东部低风速地区的风能资源利用。更大的风机意味着更大的叶片与更高的轮毂，首先叶片长度与扫风面积的关系呈平方级增长，其次更高的轮毂可以利用加强低风速、高风切变地区的风能资源开发。同时，通常情况下，同一地区内，高度越高，风资源越好。
最后，项目总规划装机量固定的情况下，机组大型化将降低施工数量，减少风机基础、线路搭建、土地使用、施工安装等方面的成本。大功率机组将摊薄装机成本中的建安、电缆、变压站等各项成本，平摊至运营期，降低度电成本，提高项目收益率。此外，伴随风电行业“抢装潮”的结束，陆上风电吊车、海上风电吊装船等环节供需关系得到大幅缓解，项目EPC供需关系逐步转向宽松，EPC价格同样处于下行通道。
3、供给端：整机环节话语权提升，零部件环节格局分化
放眼风电产业链供给端，上游零部件环节毛利率振幅显著大于中游整机环节。风电行业景气周期时，零部件环节毛利率表现显著优于整机厂商。例如，年“抢装潮”期间，整机环节产能不足，传导至上游零部件环节，因上游零部件环节扩产周期整体长于中游整机，短期内产能难以形成规模化增长，因此零部件价格普遍提。同时，整机环节涌现大量非上市中小企业，迅速增产扩能，尽管后续体现出风机质量低劣等问题，但在此前补贴时限临近的情况下，此类产能大量被同化为有效产能，推动了整机环节在产业链中的地位走弱。叠加中游环节毛利率普遍低于上游环节，侧面反映出中游整机环节以往在产业链中相对较弱的话语权。
伴随抢装潮退与平价时代的到来，风电产业链被平价上网倒逼进行降本，进入类似于光伏行业的“产业正循环”，也即“降本—刺激需求放量—供给端竞争加剧导致进一步降本”的循环圈。在此过程中，我们预计产业链格局将出现变化：整机环节有望出现产业链话语权的边际提升，上游零部件环节出现显著分化，上游各细分赛道的格局优劣与护城河深浅将决定零部件环节后续走势。
3.1、整机制造：格局持续优化带来话语权提升，
