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概述

「3060」目标提出后，纲领性文件的出台，强化了顶层设计，为清洁能源的发展勾勒了比较清晰的路线图：到2025年，非化石能源的占比要提高20%，2030年提升至25%。

风能指空气流动所产生的动能，是零成本的广泛清洁资源，它因极低的生命周期污染物排放，逐渐成为全球日益增长的重要清洁能源。

风力发电原理：风能带动风机叶轮旋转，将风能转换为机械功，进而带动发电机转子旋转切割磁感线，最终输出交流电。产出的电能通过集电线路输送至风电场升压站，经升压后进入电网，供给千家万户。相较于水电和火电，风电设施的后期维护和管理费用极低，且对生态环境的影响较小，极具规模开发和商业化发展的条件。以目前的技术，大约 3m/s 的微风速度，就可以发电了。作为具备较强经济性的清洁能源之一，中国风电行业也迎来了市场需求的快速增长。

2022 年 2 月，国家发展改革委、国家能源局发布关于印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，到 2030 年，规划建设风光基地总装机约 4.55 亿千瓦，其中，"十四五"时期规划建设风光基地总装机约 2 亿千瓦，“十五五"时期规划建设风光基地总装机约 2.55 亿千瓦。

发展历程

2006-2010年：国家于2005年颁布《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》要求风电设备国产化率达到70%，自此国内风电企业应运而起，我国新增装机量飞速增长。2011-2015年：随着风电行业的快速扩张，电力消纳匹配能力不足，弃风率较高。国家加强了对新增风电项目的审批。2013年弃风率明显下降，装机量开始回升。2014年国家首次下调风电上网标杆电价后引发抢装潮。2016-2021年：陆上风电的标杆上网电价持续调整，2019年国家再次下调风电上网电价，并公布陆风与海风平价上网时间，引发了国内2020年的陆风抢装潮和2021年的海风抢装潮（21年新增装机量下降主要系陆风退补后新增装机近仅31GW）。

我国风电占全部发电量比例由 2010 年 1.18%稳定增至 2020 年 6.29%。

产业链

从财务指标来看，大部分零部件环节龙头不论是在收入端，还是在利润端，都表现出了较高的成长弹性。反映到盈利水平上，主机厂的销售净利率长期低于轴承、主轴、铸件等零部件企业。

上游

风力发电机由基座、塔筒、风机、叶片几个大部分组成。其中，塔筒的作用除了提升风机的高度，还同时作为传输线路的通道；风机内部有各种发电机组和其他控制设备；而叶片是风力发电机的关键部件之一，其设计、材料和工艺决定着风力发电装置的性能和功率。

最前端上市公司主要集中在玻纤及碳纤维等增强纤维材料领域。其中玻璃纤维领域主要有中国巨石、中材科技、国际复材三大家，以及第二梯队受益于风电的山东玻纤等；碳纤维领域有光威复材和中复神鹰，以及北交所上市的碳纤维原丝企业吉林碳谷等。

风机上游零部件众多，内部环节主要包括叶片、齿轮箱、发电机、轴承、铸件、变流器、减速机等。根据三一重能招股说明书的数据显示，在双馈的技术路线中，齿轮箱、叶片、发电机、轴承是风机成本中占比较高的环节，分别为 24%、17%、6%、6%。叶片领域以中材科技（旗下中材叶片）为首，铸件和主轴环节包括通裕重工等参与者。

轴承是风电产业链中技术壁垒最高的环节之一，国内第一梯队企业包括新强联、洛轴、瓦轴等，格局较为稳定，全球市场的集中度较高。随着风电大型化的发展，对轴承的技术要求也越来越高，且大兆瓦产能较为稀缺。海缆进入壁垒较高、竞争格局稳定，国内前五家厂商集中度高达 90%以上，从而保证了利润空间的稳定。齿轮箱国际上的头部厂商主要包括南高齿、采埃孚、威能极，市场份额合计 68%。塔筒、法兰、锻件受限于运输半径和产能布局，行业集中度较低，运营商招标时通常偏向于项目当地企业，厂商的盈利空间较为稳定。叶片、铸件、整机等头部企业竞争激烈。

风机控制系统是风机的重要组成部分，承担风机监控、自动调节、实现最大风能捕获以及保证良好的电网兼容性等重要任务，包括主控系统、变流系统(变流器)、变桨系统、偏航系统及其他。从成本分布来看，变流系统占比最大，约占 40%，主控系统及其他系统占比 27%，变桨系统占比约 22%，偏航系统占比约 11%。

中游

风机是将风的动能转换为电能的装置，一般由叶片、主轴、轴承、法兰、轮毂、齿轮箱、发电机、机舱、塔架、控制系统、变流器等组成。在风电机组整机设计中，根据传动链是否包含齿轮箱，可以分为双馈、直驱以及半直驱三种技术路线。

国内整机环节 TOP3 市占率维持在 40%以上，其中 TOP3 企业（金风、远景、明阳）市占率基本维持在 40%以上，从风机龙头的演变趋势情况来看，近两年龙头企业地位较为确定，而随着国内风机企业的崛起，海外龙头 GE、西门子歌美飒、Vestas 市占率逐步下降。

经过 2020 年陆上风电“抢装”和 2021 年海上风电“抢装”，风机行业 CR3 有所下降。

从各大整机厂的风电机组收入对比来看，金风科技作为行业龙头，收入规模最大，明阳智能和运达股份同比增速明显提升，与金风科技营收差距不断缩小。从单千瓦平均售价来看，明阳智能平均售价最高， 2021 年高达 4187 元/kw，主要是由于公司海风业务占比较高；从平均交付装机容量来看，大型化趋势明显，明阳智能交付机组容量最高，2021 年交付的平均单台机组为 4.2MW，金风科技和运达股份平均交付机型也达到 3MW 以上。

风机整机环节关注度更高，主要包括金风科技、明阳智能等龙头企业。电缆和塔筒环节分别以东方电缆、天顺风能等公司为主。

风塔是承载机舱叶片的重要部件，影响到风机整体的稳定性。运输半径限制和进入门槛低导致风塔行业集中度低。2020 年行业龙头天顺风能、泰胜风能、大金重工、天能重工 CR4 合计市占率为 31%。塔筒原材料成本占 8 成以上，定价模式为成本加成，风塔原材料主要为中厚板、法兰、焊材等，其中中厚板占原材料 80%以上。由于塔筒体积较大、重量较重，运输成本占生产成本 7%左右。陆上塔筒吨毛利 1000-1200 元（加工费），一方面价格跟随钢价走势波动，一方面不同厂址辐射范围的供需情况不同，定价具有差异。由于塔筒较重，运费占比较大，通常半径 500km 以外的企业没有竞争力。十四五规划发展九大清洁能源基地、四大海风基地，基地主要集中于三北、东部沿海地区，塔筒头部厂商龙头就近属地化布局产能。

海缆是海上风电的核心环节，海缆具备较高的准入壁垒，生产工艺复杂、技术要求高、认证周期长以及区位要求严等构筑了海缆环节的高壁垒。海上风电成本构成中，海缆约占 8%-13%%，包括阵列电缆（约 3%）以及送出电缆（约 5- 10%）。竞争格局清晰、稳定。国内海底电缆企业主要是东方电缆、中天科技、亨通光缆、汉缆股份等。

近年来，整机厂纷纷下沉布局风电场建设领域，风电场建设运营毛利率在 60%以上，已成为其重要的利润增长点。从发电收入来看，金风科技并网容量及相应发电收入最大。

下游

风电场投资运营，以大型国有发电集团为代表。因为政策的原因，这些发电集团在进行电力投资时，必须配比一定比例的风电等清洁能源，除受个别年份投资进度波动影响以外，总体需求稳定增长。包括中国电建、三峡能源、节能风电、福能股份等电力运营环节上市公司。

商业模式

风电产业链业务流程图

政府：在项目核准制下，地方政府具备项目审批核准权，运营商需取得省级投资主管部门的项目核准批复文件，方可开工建设风电场，具体审批程序需经过地方发改委、国土资源局、林业局等多个政府部门经手。各省年度核准规模由地方政府在国家依据总量控制制定的建设规划及年度开发指导规模内进行确定，分散式风电项目可以不受年度建设指标管理。

运营商：单个风电场投资额相对较高，运营商多以大型国有企业为主。根据中国风能专业委员会统计，截止到 2021 年底，主要大型央企集团风电累计装机容量占全国累计总量的 63%，若再考虑地方能源国企的风电装机量，比重将更高。

整机制造企业及其零部件供应商：运营商主要以项目招标方式采购风机，整机制造企业参与竞标以获得订单。风机的供应链相对较为扁平，一般由整机企业负责风机的研发设计及组装，由零部件供应商进行生产配套，整机企业多数通过与部件供应商签署年度框架采购协议的方式进行初步的锁量保供。整体来说，风机产品具有定制化属性，不同整机企业在风机设计方案以及部件供应链上存在差异性。

塔筒/风机基础/海缆：风机基础和海缆产品主要由业主或者 EPC 承包商直接采购，具备较强的工程配件属性，对于供应商的相关过往经营业绩、本地化制造能力等具备一定要求。塔筒的下游客户类型相对较为多元化，包括业主、EPC 承包商和整机企业三类，陆上风电塔筒产品本身具备较强的运输半径限制。

大宗商品：从成本端来看，风电产业链主要环节的成本构成中原材料占比普遍在 50%以上，具体原材料应用多为钢材、铜、稀土等大宗商品，下游应用领域广泛，风电需求波动对相关原材料价格基本不构成实质影响。风电机组最大的成本在于塔筒、叶片、齿轮箱、轮毂以及变流器、发电机等关键部件，主要原材料则涉及钢铁、铜材、环氧树脂等材料。风机原材料成本占比较大，部分零部件环节甚至超过90%，因此产业链企业的盈利能力与原材料价格息息相关。由于塔筒、桩基、筑件等风机零部件多采用成本加成的定价模式，因此钢材、环氧树脂等价格的下跌也将大概率带动风电机组的价格下跌，进而提高风电站的收益率。

IRR是装机的直接驱动因素。IRR即业主方的收益率，可简单理解为（①发电收入折现-②投入成本折现）/②投入成本折现。简化折现，①=发电小时数*（1-弃风率）*单瓦电价；②=单瓦投资成本。因此IRR与单瓦电价成正比，与弃风率、单瓦投资成本成反比。

单瓦电价：风电平价后，新核准（备案）的风电项目中央政府不再补贴，上网电价稳定。

发电效率：1）发电量提升，主要源于大叶片、高塔筒，更大的扫风面积及更高的风速，有效增强捕风能力，从而带动发电效率的提升；2）发改委于2018年底出台清洁能源消纳行动计划（2018-2020年），要求到2020年弃风率控制在5%左右，此后弃风率明显下降，20-21年稳定在3%，并无抬头趋势。未来随着电网侧智能化+供电侧增加储能，弃风率有望进一步下降。

数据来源：CWEA，发改委，天风证券研究所

过去风电发展具有周期性，主要系IRR具有周期性。随着21年陆风平价、22年海风平价，大型化&风机降价带来风电初始投资成本↓，往后看风电IRR将呈现上升趋势，进而装机↑。预计风电周期属性将逐渐弱化，逐步迈向成长。

单瓦投资成本

风机占初始投资成本的五成左右，而自21年下半年以来风机价格持续大幅下降，带动风电初始投资成本的下降。据中国招投标公共服务平台等的不完全统计，2021年年初陆风风机（不含塔筒）中标均价为3050元/kw，2022年8月中标均价1758元/kw（降幅高达42%）。

大型化后风机单GW对应塔筒耗量从74吨/MW降至40吨/MW（降幅46%），叶片从16吨/MW降至13吨/MW（降幅19%），大型化和轻量化带来成本下降，为风机价格的下降留出空间；2）风机大型化后，同等装机容量下数量减少，对应单GW的风机基础安装及施工费用下降。

仅考虑陆风造价下降均为由风机价格下降带来，2021年年初至今陆风风机（不含塔筒）中标均价有40%左右的降幅，各类资源区陆风平价项目IRR基本已经高于此前有补贴降价前的IRR。

仅考虑海风造价下降均为由风机价格下降带来，风机报价已经从2020年的7000元/kw降至近期的3500元/kw左右，降幅高达50%，当前我国重点省份海上风电工程CAPEX在10000~14000元/kW，预计“十四五”期间风电投资水平仍具备下降空间。

数据来源：CWEA，金风科技官网，北极星风力发电网，中国招投标公共服务平台，天风证券研究所

市场规模

风力发电分为陆上风电和海上风电，据国际可再生能源机构，2010-2020 年，全球陆上风电成本从 0.089 美元/千瓦时降至 0.039 美元/千瓦时，下降 56%；全球海上风电成本从 0.162 美元/千瓦时降至 0.084 美元/千瓦时，下降 48%，风电正逐步成为全球范围内最经济的可再生能源。

根据国家统计局统计，2021 年，全国风电新增并网装机 47.57GW，其中陆上风电新增装机 30.67GW，海上风电新增装机 16.90GW。到 2021 年底，全国风电累计装机 3.28 亿千瓦，其中陆上风电累计装机 3.02 亿千瓦、海上风电累计装机 2639 万千瓦。

根据国家能源局发布的《2022年能源工作指导意见》、《关于2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》和《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》， 2022年全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到12.2%左右，后续逐年提高，到2025年达到16.5%左右。根据此数据测算，2025/2030年风光发电量分别预计达到1.85万亿kWh、3.28 万亿kWh，比2021年分别增加89%、236%。

按风、光平均年发电利用小时数2050h、1100h，年发电量之比为0.6:0.4进行测算；2025年16.5%、17.0%、18.0%的风光发电占比目标下，2022-2025风电年均装机需求分别为 42/46/54GW。2030年22.0%、23.5%、25.0%风光发电占比目标下，2022-2030风电年均装机需求分别为58/64/70GW。乐观情形下，2025/2030年风电发电量占全社会用电总量的比例将分别达到10.8%、15.0%。预计2022-2025风电年均新增装机量有望达到70GW以上。

根据国家政策规划，2022 年 3 月 22 日，《“十四五”现代能源体系规划》：到 2025 年，发电装机总容量达到约 30 亿千瓦，非化石能源发电量比重达到 39%左右；2022 年 6 月 1 日，《“十四五”可再生能源发展规划》：2025 年可再生能源年发电量达到 3.3 万亿千瓦时左右。“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过 50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。要实现2025年风电累计装机规模达581GW的目标（2022年末为365GW），未来三年平均每年的新增风电装机量都不能低于72GW。