中国能源资讯网我们创新性地建立风电产业链量价模型和研究框架，通过预测装机量和降本路径两个变量，尝试对陆风和海风细分零部件市场的成长性做出系统性判断。
摘要
量的维度：政策驱动+平价驱动，海风将进入高增长时代。我们预计海风在2024-2025年将实现平价，是行业成长性的来源。我们认为到“十四五”末，我国海风在新增装机占比有望达到20%以上，2022-2025年每年装机量CAGR高达50%；在欧洲调高可再生能源目标下，全球海风每年装机量（除中国）2022-2025年CAGR为45%。陆风保持平稳增长。
价格维度：我们创新性地建立“整机功率-单位功率重量”模型，预测风电主机的降本路径，进而推测风电主机和零部件市场的成长性。（1）我们对风电主机降本路径的预测：大型化背景下，我们预测2022-2030年，海风降本空间高达44%，年均降幅在7%左右，最快在2024-2025年实现平价；陆风降本空间22%，年均降幅3%。（2）我们对风电零部件市场成长性的预测：2022-2025年，针对陆风，我国和全球零部件市场规模CAGR分别在14%和6%左右；针对海风，我国和全球零部件市场规模CAGR分别在40%和37%左右。风电零部件里，轴承和齿轮箱在零部件环节的成长性相对更好，2022-2025年CAGR分别在48%和43%左右。
风电零部件的投资主线有三条：海风受益、国产替代、技术路线变化。建议关注：1）海风受益：深远海趋势下漂浮式风电快速发展，锚固系统率先受益；塔筒、海缆等环节受益海风装机高景气；2）国产替代：主轴轴承环节逐渐实现国产化；3）技术变化：风电轴承“以滑代滚”新技术趋势出现。
风险
行业需求不及预期，原材料价格上涨超出预期，行业竞争加剧超出预期。
正文
本文研究目的与逻辑梳理：
研究目的：从量价两个维度我们预测风电主机市场规模，根据风电零部件特征推测细分零部件市场规模。
►第一章：从量的维度对风电行业进行复盘与展望。从资源端、技术端和政策端三个关键要素，分别分析陆上风电和海上风电发展情况。我们认为到“十四五”末，我国海风在新增装机占比有望达到20%以上，2022-2025年每年装机量CAGR高达50%；在欧洲调高可再生能源目标下，全球海风每年装机量（除中国）2022-2025年CAGR为45%。陆风保持平稳增长。
►第二章：从价的维度使用“整机功率-单位功率重量”模型量化测算风电大型化和国产化的降本空间，其中大型化对降本贡献最大。2022-2030年海风降本空间44%，年均降幅7%，我们预计在2024-2025年实现平价；陆风目前已经平价，降价空间仍有22%，年均降幅3%。同时我们量价结合，计算风电整机与零部件的成长性，2022-2025年，我国和全球海风零部件市场规模CAGR分别在40%和37%左右。风电零部件里，轴承和齿轮箱在零部件环节的成长性相对更好。
►第三章：把握风电零部件的三条投资主线，海风受益、国产化、技术路线变化带来的非线性机会。
图表1：本文思维导图
资料来源：中金公司研究部。注：图中数据均为中金公司机械组预测值。
量的维度：陆风平稳增长，海风进入高增长时代
历史复盘：补贴退坡催生抢装潮，风电行业呈周期性波动
复盘历史，政策补贴和消纳问题带来国内风电装机量的周期性波动：
政策补贴：（1）十一五期间：电价补贴提振风电建设积极性，风电产业迎来初期跨越式增长。十一五期间多项风电优惠政策陆续出台，陆上风电由招标竞价改为标杆电价，向产业释放风电投资的积极信号。陆上风电新增装机量逐年提升，风电设备产业链初步形成。（2）十三五期间：大规模弃风再现，政策补贴退坡催生抢装潮。受第一轮陆风抢装潮影响，2015年我国弃风率又达到高峰，新增装机量规模再次出现收缩，行业进入调整发展阶段。十三五后期陆上风电平价上网速度加快，2019-2020年陆上风电全面进入竞价上网阶段，补贴退坡激发第二轮抢装潮。
消纳瓶颈：十二五期间消纳瓶颈首现，行业进入规范性发展阶段。由于风电初期的粗放式发展，十二五前期行业出现消纳瓶颈，2012年全国弃风率高达17%。针对出现的问题，十二五期间项目审批管理逐步规范，风电项目需经历由立项、审批、招标、项目建设、吊装及并网环节才能正常运行。
图表2：国内风电每年新增装机并网容量复盘及十四五预测值
资料来源：国家能源局，CWEA，IRENA，中金公司研究部。注：标星年份为补贴退坡导致抢装的年份；2022-2025年装机量为中金公司风光公用环保组预测值
展望十四五：总体来看，补贴退坡倒逼产业链加速降本，推动风电平价上网，周期性波动或将逐步平滑。2021年起，新核准陆上风电项目全面实现平价上网，国补取消；2022年起，海上风电不再纳入中央财政补贴范畴。往前看，我们认为伴随风电全面平价上网、市场化程度提升，补贴政策扰动因素消减，叠加双碳目标对清洁能源占比要求提升，风电装机周期属性弱化，成长属性突出。分结构看，受陆海风资源释放节奏的影响，十四五期间每年的招标量会呈现大小年的特征，需要对招标量、建设投资额与并网装机量进行跟踪。
核心风电行业高频跟踪指标：
招标量：招标量反映着市场需求，一般领先吊装一年左右，可以作为下一年装机量的前瞻指标，我们以金风科技统计口径进行季度更新。截至2022Q3行业公开招标量达到76.3GW，同比上升82.5%，创历史新高。
建设投资额：建设投资额反映着计划期内风电实际建设规模，我们以能源局统计口径进行月度更新。截至2022Q3风电电源工程累计投资额为1037亿元，累计同比由1H22的-31.4%回升至-26.8%，整体呈现回升趋势。
并网装机量：并网装机意味着正式接入电网运行，能够产生发电收益，我们以能源局统计口径进行月度更新。截至2022Q3累计风电装机量19.2GW，同比上升17.1%，我们认为1-2年的高景气周期已经启动。
招标量和建设投资额可以视为并网装机量的前瞻观测指标。项目招标到开工建设时间跨度具有一定弹性，基本在半年到1年，至多2年，取决于不同时期抢装紧迫性的差异；开工建设到并网装机时间较为刚性，陆风在半年左右，海风由于地质环境存在差异，在1-2年左右。
图表3：1Q2022-3Q2022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：金风科技公告，中电联，中金公司研究部
风电设备企业收入与股价关系复盘：利润水平受装机量直接影响，抢装潮背景下企业利润和股价迎来高点。回顾过往十五年我国风电行业发展，风电新增装机量受补贴政策影响呈周期性波动。由于风电设备企业收入及利润受当年风电装机量直接影响，新增装机量大的年份往往风电设备企业获利最多、股价涨幅最大。2020年是陆上风电项目国补最后一年，抢装潮带动当年新增装机量快速上升，风电企业利润和股价达到高点。
图表4：风电设备企业收入及利润随装机量增速周期性波动
资料来源：Wind，国际电力网，东方财富网，中金公司研究部
陆上风电：已实现平价，未来将平稳增长
陆风资源禀赋约束，未来几年稳定增长
资源端：我国陆上风能资源主要集中在三北地区，陆风资源有限且风电存在供需错配。相比海风资源，我国陆风资源受土地等因素限制可开发空间较小，且由于地理环境不同，我国风能储量主要集中于三北地区，而用电量需求最大的区域却集中于华东、华南等地。由于抢装潮和供需错配，弃风现象在风能资源富集的三北地区最为严重。国内主力风电开发市场分别于 2011-2012年、2016-2017年两度出现向中东南部地区迁移的特征，直至 2019-2020 年三北地区主要省份陆续解除红色预警，叠加“碳达峰、碳中和”政策，风电重点开发区域才逐步重回三北。
技术端：陆上风电项目大型化趋势下已实现平价，平准化度电成本已低于化石燃料度电成本下限0.05美元/kwh。根据CWEA数据，2021年3-5MW风电机组新增装机容量占比达到56.4%，主流风机大型化成为发展趋势。随着大型化摊薄单千瓦零部件用量及采购成本，不同机型的公开投标市场均价持续下降，带来陆风项目的平准化度电成本逐步降至0.05美元/kwh以下，低于化石燃料度电成本。目前，我们认为陆上风电已实现平价。
图表5：大型化趋势下陆风项目已实现平价
资料来源：CWEA，华经产业研究院，金风科技公告，IRENA，中金公司研究部
政策端：十四五期间风光大基地建设政策出台，推动陆上风电资源空间释放及项目建设节奏。2021年以来多项风电产业政策陆续落地，主要内容包括十四五期间风电装机量规划、全国发电量占社会用电量比重以及风光大基地建设等。以风光大基地建设设规划为例，项目建设主要覆盖沙漠、戈壁、荒漠等陆上风光资源丰富的地区，首批风光大基地项目总规模100GW，其中风电规划43GW，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。
我们预期十四五期间全球和我国陆上风电新增累计装机量分别为488GW和274GW，2022-2025年每年装机量复合增速分别为9.0%和17.5%。往前看，我们认为在“十四五”期间，双碳目标下清洁能源占比提升的要求为陆上风电发展提供推动力。伴随平价陆风项目经济性凸显，运营商经济效益提升，叠加风光大基地建设、风电下乡、老旧机组改造等政策推进，我们认为陆上风电有望平稳增长。根据中金风光公用环保组预测，“十四五”期间我国陆上风电新增累计装机量约达274GW，2022-2025年每年装机量复合增速为17.5%；全球陆上风电新增累计装机量约达488GW，2022-2025年每年装机量复合增速为9.0%。
图表6：2022-2025年全球陆上风电新增装机量预测
资料来源：GWEC，中金公司研究部。注：预测年份为中金公司预测值
图表7：2022-2025年我国陆上风电新增装机量预测
资料来源：CWEA，中金公司研究部。注：预测年份为中金公司预测值
海上风电：政策驱动+平价驱动，十四五期间有望快速增长
#资源端：国内外海风资源丰富，潜力逐步释放
国内：我国海风资源丰富，潜力有望逐步得到释放。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。根据国家气象中心研究，我国深海风资源约为近海风资源的两倍且风速更高、发电时间更长，具备较大的发展潜力。随着离岸距离增大、发电小时数提升，海风投资项目仍有较大投资空间，海上风电装机量有望快速增长。
全球：全球海上风能资源空间广阔。世界风能资源多集中在沿海和开阔大陆的收缩地带，南半球高纬度洋面和北半球的北大西洋、北太平洋以及北冰洋的中高纬度部分洋面为风能高值区，可开发风能资源丰富，随着海上风电技术的进步，可开发的海上风电区域不断增加，全球海上风电远期空间较大。
# 技术端：大型化趋势下海风或将在2024-2025年实现平价
国补取消后，部分海上风电项目已接近平价：
建造成本角度：根据北极星发电网的数据，海上风电单位造价成本在过去十年间持续下降，平均每年降幅4%，海风累计装机量受降本驱动逐年攀升。2021年海上风电装机量超预期，抢装背景下吊装及运输成本上浮，单位建造成本有所回升。目前，部分海上风电已接近平价，例如三峡能源2021年并网的四个项目投资已降至9500-13000元/千瓦左右。
IRR和平准化度电成本角度：根据华东勘测研究院2021年的测算，按照资本金IRR6%来计算，福建广东等资源较好的地区以及煤电标杆电价较高的地区已经实现平价建设条件，江苏距离平价尚存1分钱左右的差距。根据IRENA的数据，2020年国内海风平准化度电成本为0.08美元/kwh左右，已较2010年的0.17美元/kwh下降53%左右。
图表8：国内海风单位建造成本和平准化度电成本均呈下降趋势
资料来源：北极星发电网，未来智库，观研报告网，IRENA，华东勘测研究院，中金公司研究部
风电设备厂商角度：风电整机和零部件企业在海上风电平价后盈利能力有所下降，但仍具有溢价。自 2021 年海上风电抢装后，产品的盈利能力为适应平价的造价均呈现了一定下降，例如：海上风机售价自抢装时期的6000 元/千瓦下滑至不到4000元/千瓦；海上风机零部件相较陆风零部件的溢价率从抢装时期的30-40%下滑至20%附近。不过，上述海上风电的产品盈利能力相较陆风产品仍具有溢价，我们认为有望逐步给产业链带来盈利增量。
图表9：海上风电产品平价前后盈利水平与陆上风电产品对比
资料来源：公司公告（东方电缆、海力风电、金风科技、日月股份），中金公司研究部。注：平价前指 2021 年，平价后指 2022 年
大型化趋势和海风高景气度下，海风平价有望加速，我们预计在2024-2025年可以实现平价（具体论证过程见大型化降本部分）。
政策端：十四五海域开发规划出台，海外上调可再生能源目标接棒高成长
国内：各省海域开发规划相继出台，海上风电建设有望迎来快速发展。2021年以来多省市相继出台十四五期间海上风电开发目标，例如福建省在文件中明确指出十四五期间新增开发省管海域风电规模约1030万千瓦。目前我国已完成290GW深远海风电规划，十四五开年新增上报省管海域约50GW。我们认为随着各省领域风能资源开发，海上风电潜力将得到释放，实现快速发展。
我国海上风电十四五期间迎来加速期，在2022-2025年每年装机量复合增速将达到50%。我们认为考虑到技术进步驱动风机大型化，海上施工条件不断完善，国内叠加地补政策支持海上风电平稳过渡，海上风电有望迎来景气向上周期。根据中金风光公用环保组预计，十四五期间我国海上风机装机量合计约64GW，在2022-2025年每年装机量复合增速达到50%，对比“十三五”海上风电装机量仅为9GW。
图表10：2022-2025年我国十四五海上风电每年装机量复合增速达到50%
资料来源：CWEA，中金公司研究部。注：预测年份为中金公司预测值
欧洲2022年再次上调2030可再生能源目标至45%，我们预计2022-2025年全球和海外（除中国）海上风电每年装机量复合增速分别为48%和45%。欧盟2022年将 2030 年可再生能源比例目标由40%上调至45%，为完成规划所需年均新增风电装机量超过30GW，大幅高于欧洲过去几年实际年均装机量（16GW左右）和GWEC预测新增量（23GW）。且本次上调主要强调可再生能源的战略意义，为欧洲可再生能源保质保量完成奠定基础，因此我们预计未来十年欧洲实际风电装机有望加速。GWEC预计2025年全球和海外海上风电装机量分别为32GW和15GW，2022-2025年每年装机量复合增速分别为48%和45%，主要为欧洲和亚太地区的增量贡献。
图表11：2022-2025年全球海上风电装机量（含中国）
资料来源：GWEC，中金公司研究部。注：预测年份为中金公司预测值
图表12：2022-2025年海外海上风电装机量（除中国）
资料来源：GWEC，中金公司研究部。注：预测年份为中金公司预测值
价的维度：量化测算风电大型化国产化降本空间
风电外生变量较多，大型化和国产化是主要抓手
主要研究目的：通过大型化、国产化预测风机降价空间与节奏。
内生与外生变量：我们从产业链利润公式抽离六大核心要素，分别为发电量、电价、装机量、原材料、附加值成本以及运营管理成本。其中发电量与附加值成本分别对应大型化与国产化，我们将其定义为主要考虑的内生变量。
风电运营商角度：通过国产化与大型化优化运营成本，提升利润空间。
风电主机厂角度：受上游零部件企业和下游运营商议价影响，利润空间受到一定挤压，主要通过国产化提升利润空间。
风电零部件企业角度：通过国产化、大型化提高市场份额。
站在整个风电产业链发展的角度：提升发电效率和降低附加值成本为风电运营商推广应用风电设备、应对利润压缩的主要方案，需在国产化和大型化上发力。在影响产业链利润的六大要素中，电价、装机量、原材料以及运维成本受到政策补贴、大宗波动、招标竞价等运营商不可控因素影响。而针对发电效率，大型化能够有效提高发电功率；针对附加值成本，国产化有望打破技术壁垒。为争取产业链利润，大型化和国产化是厂商降本的必然选择。
图表13：风电产业链利润拆分逻辑图
资料来源：Wind，CWEA，公司公告，国家能源局，中金公司研究部。核心变量中标红的为我们主要研究的内生变量。
大型化对风电项目建造成本降幅测算
大型化摊薄重量，设备端面临单GW价值量下降压力
表现形式：大型化下设备厂商单GW价值量总体呈下降趋势。以三一重能整机及采购各设备零部件的价格为例，随着整机功率由3MW提升至4MW，整机、减速机、齿轮箱单兆瓦价格下降28%、25%、4%。其中轴承、回转支承由于存在技术壁垒、进口附加值较高等原因，风机大型化反而使其价值量逆势上扬，值得关注。
图表14：整机和各零部件面临大型化下的产值单GW价值量下降压力，轴承、回转支承为通胀环节
资料来源：IRENA，三一重能公司公告，中金公司研究部 注：表中价格为单兆瓦采购价格
具体原理：整机功率提升将摊薄部件重量，进而摊薄原材料成本。整机大型化带来发电功率和设备型号的整体提升，但设备的重量、尺寸等不随功率等比例增长。以金风1.5MW到3.0MW、明阳2.5MW-5.0MW的风机为例，两家厂商的风机功率提升一倍的同时单位功率重量分别下滑17%和26%。由于风机零部件中原材料为主要成本，原材料的定价方式多数以重量计价，因此大功率机组能够摊薄设备和非设备成本。在装机量固定的情况下，能够有效降低零部件采购量和原材料、施工以及线路搭建等成本。
图表15：风机大型化摊薄单位功率的重量变化
资料来源：金风科技官网，明阳智能官网，中金公司研究部。注：同一型号风机可能有多个细分机型类别，上述参数仅为其中一种
我们预计大型化下，2022-2030年陆风降本22%，海风降本44%
主要思路：我们以风机单位功率重量为切入点预测2030年陆上和海上风电项目建设成本。由于大型化过程中，设备的重量、尺寸等不随功率等比例增长，从而摊薄单位功率重量和成本。我们以风机单位功率重量为切入点，根据大型化的历史数据拟合预测海上和陆上风机达到上限功率时的单位功率重量，再以当前的单位重量价格计算整机建造成本并进行敏感性测试。
核心假设：1）剔除价格影响：单位重量价格保持不变（假设原材料成本不变+原材料占整机价格比重不变）；2）假设2030年陆风与海风项目中的各零部件已经实现突破技术壁垒、产能充足、达到规模经济这三个条件。我们需要注意到以海风为例，当前由于大型化趋势下风机型号更新迭代较快，部分零部件尚未规模化生产仍有较高溢价、大兆瓦技术尚未完全突破，会出现单MW重量下降价值量反而提升较快的情况；但我们剔除这些因素短期波动的影响，规模化生产后，重量是影响价格的长期主要因素。
主要结论：我们计算得到陆上风电2030年项目建设成本较2022年降幅达22%，年均降幅3%；海上风电2030年项目建设成本较2022年降幅达44%，年均降幅7%，我们预计最快2024-2025年实现平价。
# 陆上风电：我们预计2030年项目建设成本较2022年降幅达22%
第一步：我们利用历史数据拟合风机功率与单位功率重量的公式，假设2030年陆风主流功率从当前5MW提升至8MW，带入公式可得2030年陆风整机单位功率重量相比2022年降幅为22%。我们采用单机功率分别为2.5MW、3.0MW、5.0MW等部分陆上风机参数为样本，拟合得到单MW整机重量随功率变化的公式为y=-24ln(x)+89，其中y为单位功率重量（吨/MW），x为功率（MW）。我们预计2030年陆上风机功率可至8 MW，单位功率重量约为39吨/MW，相比当前5 MW主流机型重量50吨/MW，降幅为22%。
图表16：陆上风机功率与重量分布
资料来源：金风科技官网，明阳智能官网，中金公司研究部。注：同一型号风机可能有多个细分机型类别，上述参数仅为其中一种
第二步：我们计算得到当前价格重量系数，与我们预测得到2030年陆风机组单位功率重量相乘，得到单位功率价格为1495元/kW。由于钢材等大宗原材料价格预测难度较大，我们假设原材料价格及整机成本构成不变，即2030年整机单吨成本与当前保持一致。根据中国招标投标公共服务平台数据，2022年Q1我国陆上风机（不含塔筒）中标均价约为1927元/kW，除以5MW风机的重量50吨/MW 得到2022年整机单吨成本为38254元/吨（即价格重量系数=单GW价格/单GW吨数）。我们用2030年8MW陆上风机单位功率重量乘以机组价格重量系数，得到2030年陆风机组单位功率价格为1495元/kW。
第三步：我们利用第二步计算得到的陆风风机单位功率价格，除以风机机组占比得到2030年陆风项目建设成本为2719元/kW，相比2022年下降22%。风电机组占陆上项目建设总成本比重约为55%，根据2030年陆风机组成本1495元/kW倒推得到2030年陆风项目建设成本约为2719元/KW，较2022年降幅22%。
图表17：陆上风电项目建设降本空间测算
资料来源：明阳智能官网，金风科技官网，国际能源网，《2021年风电光伏成本经济性分析》，中金公司研究部
敏感性测试：我们从影响价格重量系数的原材料价格和整机成本构成两要素出发，对2030年陆风项目建设成本进行双维度敏感分析。当原材料价格上涨10%时，陆风项目建设成本上涨10%；当原材料成本占整机比重上涨5%时，陆风项目建设成本上涨8%。在原材料价格上下浮动10%、原材料成本占比上下浮动5%的区间内，2030年陆风项目建设成本在2259-3263元/kW的范围内。
图表18：陆上风电项目建设成本双维度敏感性测试
资料来源：明阳智能官网，金风科技官网，国际能源网，中金公司研究部
# 海上风电：我们预计2030年项目建设成本较2022年降幅达44%，2024-2025年有望平价
第一步：我们利用历史数据拟合风机功率与单位功率重量的公式，假设2030年海风主流功率从当前8MW提升至20MW，带入公式可得2030年海风整机单位功率重量相比2022年降幅为44%。我们采用单机功率分为5.5MW、6.45MW、7.25MW、8.3MW、11MW、16MW的部分海上风机参数为样本，拟合得到单MW整机重量随功率变化的公式为y=-30ln(x)+126，其中y为单位功率重量（吨/MW），x为功率（MW）。我们预计2030年海上风机功率可至20MW，单位功率重量约为36吨/MW，相比当前8MW主流机型重量63吨/MW，降幅为44%。
图表19：海上风机功率与重量分布
资料来源：明阳智能官网，中金公司研究部。注：同一型号风机可能有多个细分机型类别，上述参数仅为其中一种
第二步：我们计算得到当前价格重量系数，与我们预测得到2030年海风机组单位功率重量相乘，得到单位功率价格为2032元/kW。由于钢材等大宗原材料价格保持相对稳定，我们假设原材料价格及整机成本构成不变，即2030年整机单吨成本与当前保持一致。根据中国招标投标公共服务平台数据，2022年Q1我国海上风机（不含塔筒）中标均价约为3620元/kW，除以8MW风机的重量60吨/MW得到2022年整机单吨成本为57212元/吨（即价格重量系数=单GW价格/单GW吨数）。因此我们用2030年20MW海上风机单位功率重量乘以机组价格重量系数，得到2030年海风机组单位功率价格为2032元/kW。
第三步：我们利用第二步计算得到的陆风风机单位功率价格，除以风机机组占比得到2030年海风项目建设成本为8130元/kW，相比2022年下降44%。风电机组占海风项目建设总成本比重约为25%，根据2030年海风机组成本2032元/kW倒推得到2030年海风项目建设成本约为8130元/kW，较2022年降幅44%。
图表20：海上风电项目建设降本空间测算
资料来源：明阳智能官网，国际能源网，《“平价时代”的海上风电降本增效技术研究》（2022，余文博），华润电力苍南1号海上风电项目，中金公司研究部。
敏感性测试：我们从影响价格重量系数的原材料价格和整机成本构成两要素出发，对2030年海风项目建设成本进行双维度敏感分析。当原材料价格上涨10%时，海风项目建设成本上涨10%；当原材料成本占整机比重上涨5%时，海风项目建设成本上涨8%。在原材料价格上下浮动10%、原材料成本占比上下浮动5%的区间内，2030年海风项目建设成本在6754-9756元/kW的范围内。
因建设成本受原材料价格和整机成本构成两要素影响，通过敏感性分析得出，在原材料价格上涨10%、成本占整机比重下降5%的极端情况下，建设成本将上涨20%，会对海上风电降本速度产生约3年的拖累。
图表21：海上风电项目建设成本双维度敏感性测试
资料来源：明阳智能官网，国际能源网，《“平价时代”的海上风电降本增效技术研究》（2022，余文博），中金公司研究部
我们预计海上风电在2024-2025年左右实现平价。通过上述推算步骤，我们得到海上风电2030年项目建设成本较2022年降幅达44%，年均降幅为7%，同时建造成本与度电成本同比例变动。我们剔除2021海风抢装潮对海风度电成本的影响，以IRENA披露的2020年海风度电成本0.08美元/kwh为计算基础，可以得到海风度电成本将在2024-2025年降到燃煤标杆电价0.35-0.45人民币/kwh以下。
我们预测的海风降本速度与BNEF预计的结果基本相符，进一步验证预测结果合理性。我们预计海上风电2030年项目建设成本较2022年降幅达44%，年均降幅为7%，BNEF预计2025年项目建设成本较2022年降幅达23%，年均降幅为6.3%，两者结果基本一致。
图表22：BNEF预测中国海上风电度电成本
资料来源：BNEF，中金公司研究部
国产化降本：降本空间较为有限
降低附加值成本，国产替代是突破方向
随着国内外技术差距缩小，国产替代能够有效降低附加值成本。受到中标价格持续走低以及原材料价格上涨影响，风电运营商对于各零部件环节降本的需求不断增强，其中风电产业链的附加值成本主要由国内外技术差距造成。在降本驱动下，国产零部件厂商凭借价格优势有望加快实现进口替代，市场空间广阔，国产化已成大势所趋。
部分零部件环节国产化率有待提升。风机主要零部件包括叶片、齿轮箱、主轴、轴承等，其中轴承和齿轮箱技术壁垒最高。各零部件国产化率差异较大，目前塔筒、主轴、齿轮箱、叶片等大部分零部件已实现国产替代，国产化率超过70%，仅主轴轴承对进口的依赖度较高，毛利率维持较高水平，国产化率亟待提升。
图表23：风机零部件各环节对比
资料来源：公司公告，Wind，CWEA，智研资讯，华经产业研究院，Wood Mackenzie，三一重能招股说明书，中金公司研究部。注：轴承、齿轮箱、主轴、叶片等均采用三一重能2021年数据，铸件采用金风科技2021年数据，塔筒和法兰/锻件采用产业调研数据
往前看：国产替代降本空间有限，我们预计2030年主轴轴承降本率在40%-50%，对整机降本贡献5%以内
轴承国内外价格差异显著，目前国产化降本已经达到40%。随着国产化趋势的不断发展，目前大部分零部件环节国产化率已较为可观，仅主轴轴承环节提升空间较大，且国产与进口价格差异明显。根据北极星发电网数据，双馈式风机主轴轴承国产化降本率目前稳定在40%左右，直驱式风机主轴轴承国产化降本率随功率增大而减小，总体维持在较高水平。我们认为，随主轴轴承国产率不断提升，风机成本仍有一定下降空间。
图表24：主轴轴承国产化率仍有较大提高空间，国产化降本效应明显
资料来源：北极星风力发电网，洛阳LYC轴承有限公司，中金公司研究部
我们预计技术壁垒最高的主轴轴承在2030年国产化率将达到70%，对比国外价格降本率提升至40%-50%左右。由于风机零部件中其他环节国产化率已处于较高水平，因此国产化降本主要依赖主轴轴承。根据我们的行业调研，我们预计主轴轴承2030年国产化率将突破50%。结合北极星发电网整理的目前主流机型所用的 3~6.25MW主轴轴承国产化降本率已达到30%，考虑未来国产化过程中规模效应、产地转移后本土化生产带来人工、土建等成本下降，我们预计2030年国产主轴轴承对比国外价格降本率将达到40%-50%左右，因为轴承价值量占整机的5%-10%左右，我们预计轴承降本将会对整机成本的降本率贡献5%以内。
图表25：我们预计2030年主轴轴承国产化降本率将在40%-50%左右
资料来源：北极星风力发电网，洛阳LYC轴承有限公司，中金公司研究部
风机规模测算：我国和全球海风新增风机制造产值2022-2025年复合增速分别达到40%和37%
我国陆风新增风机制造产值2022-2025年复合增速14%，海风新增风机制造产值2022-2025年复合增速40%。
装机规模假设：根据中金风光公用环保组的预测，2022-2025年我国陆上风电装机规模为45GW、59GW、66GW、73GW，海上风电装机规模为5GW、11GW、14GW、17GW。
风机均价假设：基于前文大型化降本空间测算，2022-2030年陆风风机价格降幅22%，海风风机价格降幅44%。我们预计陆上风机均价年化降幅为3%，海上风机均价年化降幅为7%，2025年陆风和海风分别对应均价为1656元/kW和2957元/kW。
主要结论：2023年有望成为海风风电主机爆发期，增长率达到104%。分结构来看：我们测算得到至2025年我国陆风新增风机制造产值为1209亿元，2022-2025年每年风机制造产值复合增速为14%；海风新增风机制造产值为503亿元，2022-2025年每年风机制造产值复合增速为40%，海陆合计达到1711亿元。
图表26：我国陆上和海上风电新增风机制造产值预测（2021-2025E）
资料来源：GWEC，中金公司研究部。注：均价为不含塔筒的价格
全球陆风新增风机制造产值2022-2025年复合增速6%，海风新增风机制造产值2022-2025年复合增速37%。根据中金风光公用环保组预测，全球陆上风电和海上风电在2025年的新增风机装机规模分别达到118GW和32GW。参照国内均价，我们测算得到至2025年全球陆风风机制造产值为1953亿元，2022-2025年每年风机制造产值复合增速为6%；海风风机制造产值为946亿元，2022-2025年风机制造产值复合增速为37%，海陆合计达到2900亿元。
图表27：全球陆上和海上风电新增风机制造产值预测（2021-2025E）
资料来源：GWEC，中金公司研究部。注：均价为不含塔筒的价格
零部件规模测算：我国和全球海风轴承2022-2025年复合增速分别为48%和45%
2022年各零部件占比：我们根据上文测算的国内和全球新增风机产值预测，以三一重能披露的零部件成本占比作为陆上风机成本构成的代表、电气风电披露的零部件成本占比作为海上风机成本构成的代表，计算轴承、叶片、齿轮箱等主要零部件的产值规模。
图表28：2021年三一重能零部件成本占比
资料来源：三一重能招股书，中金公司研究部
图表29：2020年电气风电零部件成本占比
资料来源：电气风电招股书，中金公司研究部
各零部件占比变化预测：由于各零部件在大型化和国产化背景下抗通缩的能力不同，结合前文零部件投资机会分析以及专家访谈，我们假设1）陆风：由于目前已经实现平价，虽然各零部件单gw价值量总体呈下降趋势，但各零部件比重基本稳定；2）海风：由于大兆瓦机型技术难度较大、相关零部件产能紧缺，我们假设叶片、齿轮箱、轴承占整机成本比重年均提高0.3%。
规模测算：我们预计2025年国内风机轴承的海陆合计新增产值达到94亿元，其中陆风轴承67亿元、海风轴承27亿元；我们预计2025年全球风机轴承的海陆合计新增产值达到159亿元，其中陆风轴承108亿元、海风轴承51亿元。我国和全球海风轴承产值增长迅速，2022-2025年复合增速分别为48%和45%。
需要注意的是：三一重能披露的轴承口径为回转支承，未包括齿轮箱轴承；电气风电披露的轴承口径为偏航变桨轴承，未包括主轴和齿轮箱轴承，因此我们计算得到的轴承口径下空间相对偏小，2022年国内海陆合计轴承空间仅53亿元。若考虑陆风中齿轮箱轴承和海风中主轴和齿轮箱轴承，我们预计2022年国内轴承空间将接近100亿元。
图表30：国内和全球海陆风机主要零部件产值预测（2021-2025E，单位：亿元）
资料来源：GWEC，三一重能招股说明书，电气风电招股说明书，中金公司研究部。注：陆风铸件采用金风科技数据
风电零部件投资主线：大型化趋势下，海风受益、国产化、技术变化是三条主线
我们认为，风电零部件的投资主线主要有三条：一是海风装机有望迎来高景气，沿着“含海量”高的赛道寻找投资机会；二是国产化下，沿着国产化率较低、单GW价值量上升环节寻找投资机会；三是寻找技术路线变化下带来新增量的投资机会。其他可关注：国产化率已经较高且出海潜力较强的环节以及大型化下强者恒强环节中的投资机会。具体来看：
海风受益：深远海趋势下，漂浮式海上风电有望迎来高速发展，锚固系统率先受益；海风塔筒、海缆等环节“含海量”较高，受益海风装机高景气，产能布局较优的厂商有望实现较快增长。
深远海趋势下，漂浮式海上风电将迎来高速发展期，漂浮式风电系统主要由上部风机、漂浮式平台、锚泊系统、动态海缆等部分组成，其中锚固系统率先受益。
塔筒环节中，海上塔筒相比于陆上塔筒价值量提升的逻辑显著，相较于陆上塔筒，海上塔筒需要新增桩基或导管架，单GW用量有较大提升。随着海风进入上行周期，海风业务占比高、掌握优质产能区位的厂商有望受益。
海缆是陆地与岛屿、岛屿与岛屿之间电力、通讯传输重要途径，受益海上风电大型化和深海化，海缆在海上风电单位造价有望不断提高。
国产化：轴承环节正处于国产替代阶段，国产厂商陆续攻克技术难关、获取下游客户认可，有望凭借较高的技术附加值及份额提升，带来单GW价值量上升。相较于其他零部件，轴承环节由于工艺要求高、技术难度大，国外品牌凭借技术和经验积累，长期占据国内大部分市场份额，整体国产化率水平较低、客户信任度仍需培养。在大型化单GW价值量下降趋势中，轴承单兆瓦价格随功率逆势上升。
技术路线变化：关注轴承端“以滑代滚”新趋势。以风电齿轮箱轴承为例，目前主要采用的是滚动轴承，但滑动轴承的优点在于能够显著提高轴承扭矩密度，降低单位扭矩成本。在风电产业链降本的趋势下，滑动轴承有望逐步解决技术问题，逐步替代滚动轴承。
其他可关注：铸件、主轴等环节具备出口竞争力，国内龙头有望持续迭代先进技术与产能，提升出口份额。相比塔筒、叶片等零部件，铸件的尺寸相对较小，运输难度较低，安装属性较弱，叠加国产产品的高性价比，铸件环节出海潜力较大。主轴方面，2021年全球风电主轴90%以上产能集中在亚洲。齿轮箱、叶片、法兰等环节关注大型化下强者恒强。在齿轮箱环节，随着风机机型纷纷转向双馈和半直驱技术，齿轮箱需求有望得到较大释放；在叶片环节，大型化下碳纤维叶片有望得到推广应用；在法兰环节，大尺寸法兰的研发制造需要大型化设备配套，技术与资金实力强的龙头企业具备优势。
风险提示
行业需求不及预期。尽管我们认为风电行业在双碳目标下未来发展空间广阔，但具体到风电行业各环节招标、施工、并网消纳等环节仍存在诸多不确定因素，若因为疫情防控、相关手续办理等因素导致下游客户需求阶段性延后，则可能对零部件企业经营业绩产生一定不利影响。此外，海上风电为实现平价上网，仍存在一定的降本空间，若因技术层面原因导致降本过程慢于预期，而地方政府补贴政策到期未能平稳过渡，可能面临短期需求阶段性下滑的风险。
原材料价格上涨超出预期。锻件、铸件、塔筒、叶片等环节原材料成本占比达到60%以上，且原材料中钢材等大宗商品占比较高，因此大宗商品价格波动将对风电零部件企业盈利造成一定影响。尽管多数零部件行业为成本加成定价模式，但如果原材料价格上涨超出预期，而零部件企业未能及时将其传递至下游，则会压缩其利润空间，对公司经营业绩产生不利的影响。
行业竞争加剧超出预期。风电平价上网对零部件环节提出了更高的降本需求，风电降本趋势之下，部分风电零部件环节或存在低价竞标、竞争加剧的风险，行业竞争格局恶化，进而导致厂商利润率进一步压缩，对公司经营业绩产生不利的影响。
