从市场上看尾盘风电设备端也在异动，大金重工等涨停，下面重点分析一下风电设备端个股

1. 2021-2025 年中国、全球新增风机装机 CAGR 为 15%、12%

1.1. 2021 年陆上风电国家不再补贴；2022 年海上风电国家不再补贴

陆上风电 2019~2021 年补贴逐步 退坡，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 年没 有并网的，国家将不再补贴，并且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；海上风电补贴退坡力度相对较小，其中潮间带受影响更大，2019 年以后新核准的项目将按照所在资源区陆上风电指导价进行补贴；近海 2019-2020 年新核准的项目的指导价调整为每千瓦时 0.8 元、0.75 元。2022 年及以后全部机组完成并网的，执 行并网年份的指导价。

1.2. 2021-2025 年中国平均新增风电装机容量 59GW，CAGR 为 15%

过去五年中国新增风电装机容量 CAGR 为 17%，其中陆上风电新增装机容量 CAGR 为 16%，海上风电新增装机容量 CAGR 为 50%。受益于补贴退坡带来的抢装潮，2020 年中国风电新增装机容量达到 72GW，创历史新高。中国风电新增装机容量增速自 2017 年起开始转负为正，2020 年同比增速达到了 179%。其中，2020 年国内新增陆上风电容 量为 69GW，同比提升 188%，过去五年 CAGR 为 16%；2020 年国内新增海上风电容量 为 3GW，同比提升 53%，过去五年 CAGR 为 50%。

预计“十四五”期间中国平均每年风电新增装机容量预期为 58.6GW，其中海上 8.6GW。陆上风电 2021-2023 年新增装 机容量预计会回落，海上风电由于补贴退坡力度相对较小，加上风电机组及产业链技术更加成熟，未来三年的新增装机容量有望维持高速增长。预计 2021-2023 年我国海上 风电新增装机容量分别为 8GW、5GW、7GW。

1.3. 2021-2025 年全球平均新增风电装机容量为 10GW，CAGR 为 12%

全球风电新增装机容量过去 10 年 CAGR 为 9%，周期波动性不改向上趋势。从历史 来看，全球风电发展显示了一定程度的行业周期性，但整体趋势为震荡上行。2020 年全 球风电新增装机容量为 93GW，2010-2020 年 CAGR 为 9%。其中，2020 年全球陆上风电 新增装机容量为 87GW，2010-2020 年 CAGR 为 9%；2020 年全球海上风电新增装机容量 为 6GW，2010-2020 年 CAGR 为 21%。

“十四五”期间全球平均每年风电新增装机容量预期为 105.7GW，其中海上 17.6GW。2020 年是全球风电行业创纪录的一年，全球新增风电装机 93GW，同比增长 53％。中国 2020 年海上风电新增装 机量为 3.1GW，占全球新增装机的 50.45%；目前全球海上风电累计装机已达到 53GW， 中国占比 28%，超过德国，仅次于英国（29%），成为全球第二大海上风电市场。

2. 到 2050 年风电将满足 35%电力需求，贡献 27%碳减排量

到 2050 年，风电将满足 35%电力需求，贡献 27%碳减排量。要实现《巴黎气候协定》既定的气候目标，从现在到 2050 年能源相关的碳排放每年要减少 3.5%，可再生能源在发电结构中占比将达 86%，风电将满足 1/3 以上（35%）的电力需求，成为主要的发电来源。风电将贡献《巴黎气候协定》既定的气 候目标所需碳减排量的 27%（近 63 亿吨 CO2）。

3. 过去 10 年陆上风电成本下降 56%，成为最便宜的清洁能源

3.1. 过去 10 年光伏成本下降 85%，陆上风电下降 56%，海上下降 48%

过去 10 年风电度电成本下降幅度低于光伏。过去 10 年，光伏发电、聚光太阳能发电的总安装成本分别下降 81%和 50%；度电成本分别下降 85%和 68%；过去 10 年，陆上 风电、海上风电的总安装成本分别下降 31%和 32%；度电成本下降 56%和 48%。陆上风 电、海上风电的度电成本下降低于光伏。

2020 年陆上风电度电成本为 0.25 元/度，低于传统的化石能源和光伏度电成本。光伏 发电度电成本从 2.47 元/度下降至 0.37 元/度，下降幅度 85%；聚光太阳能发电度电成本 从 2.2 元/度下降至 0.7 元/度，下降幅度 68%；陆上风电度电成本从 0.58 元/度下降至 0.25 元/度，下降幅度 56%；海上风电度电成本从 1.05 元/度下降至 0.54 元/度，下降幅度 48%。

过去10年陆上风电、海上风电总安装成本下降幅度低于光伏总安装成本。过去十年， 光伏发电总安装成本从 32027 元/KW 下降至 6090 元/KW，下降幅度 81%；聚光太阳能发 电(CSP) 总安装成本从 61569 元/KW 下降至 31597 元/KW，下降幅度 50%；陆上风电总 安装成本从 13343 元/KW 下降至 9346 元/KW，下降幅度 31%；海上风电总安装成本从 31857 元/KW 下降至 21968 元/KW，下降幅度 32%。

3.2. 随着风电机组大型化和招标价格下降，风电度电成本仍有下降空间

风电机组招标价格下降和机组容量大型化将带动初始投资成本下降。初始投资成本 中设备购置费用一般占比最大。

1）风电机组招标价格下降能够带动初始投资成本下降。2019 年 Q1 国内 2.0MW 风 机公开招标价格为 3410 元/KW，尽管环比上涨了 3.33%，同比与 18 年 Q1 基本持平，但是距离 2015 年 Q24295 元/KW 的招标价相比已经下降了 20.61%，因此风电机组的招标价格整体仍处在下降通道中；

2）随着风电机组大型化趋势发展，装机台数减少的同时单机成本并没成比例的增加， 这就为设备购置成本提供了下降的空间。比较金风科技、运达风电和明阳智能三家公司 1.5MW、2.0MW 和 3.0MW 的招标价格，可以发现 1.5MW 风机的招标价格与 2.0MW 的 相差不多，3MW 风机与 1.5MW 相比容量提升一倍，但是招标价格平均提升幅度为 80.70%。 并且随着 3MW 风机技术成熟和大规模装机之后其招价格可能会继续下降。

我国云南某风电项目的单位初始投度电资已经低于光伏项目。受益机组大型化和风 电招标价格的下降，我国云南某风电项目初始度电投资仅为 2.61 元/KW*h，低于当地某光 伏项目初始度电投资 0.3 元/KW*h。

3.3. 供应链降价、风力涡轮技术进步，助力风电成本下降

未来随着供应链降价、风力涡轮技术进步，国际可再生能源署（IRENA）预计到 2030 年，陆上风电加权平均总装机成本最多下降至 800$/KW，与 2018 年相比下降 47%；海上 加权平均总装机成本 1700-2300$/KW；到 2050 年，陆上风电加权平均总装机成本最多下 降至 650$/KW，与 2030 年相比下降-19%，海上加权平均总装机成本最多下降至 1400$/KW， 与 2030 年相比下降 18%。

风机大型化将加速陆上风电成本优化，提升陆上风电装机容量空间。2018 年风机大型化已为陆上风电和海上风电降低了 34%和 43% 的成本，预计到 2050 年，将贡献 32%-60%的成本下降空间，风电经济性将进一步提升。

4. 到 2030 年全球风电累计装机容量的 CAGR 为 11%

到 2030年，预计全球风电累计装机容量为 2015GW，与 2018年的 565GW 相比 CAGR 为 11%。其中到 2030 年全球球陆上风电累计装机容量为 1787GW，CAGR 约为 10.5%， 全球海上风电累计装机容量为 228GW，CAGR 约为 21%。

到 2030 年，预计全球风电平均每年投资达到 2070 亿美元，与 2018 年的 864 亿美元 相比增长 140%。其中到 2030 年全球陆上风电平均每年投资达到 1460 亿美元，与 2018 年相比增长118%，全球海上风电平均每年投资达到610亿美元，与2018年相比增长214%。

5. 重点企业分析

5.1. 主机厂短期业绩弹性大

主机厂短期业绩弹性大。一般主机厂收入确认中当年新签订单约占 25%，去年新签订单占比 50%和前年新签订单占比 25%。1）从招标量来看，2019 年、

2020 年国内风电 机组招标量分别为 65.2GW、31.1GW；2）从招标价格来看，以 3MW 机组为例，2019 年 6-12 月平均价格为 3875 元/KW、2020 年平均价格为 3618 元/KW（不含塔筒价格），而 2021 年 3、4 月平均招标价格为 2672 元/KW，同比 2019 年 6-12 月下降 31%，同比 2020 年下降 26%，因此主机厂 2021 年确认收入中将有 75%左右来自 2019 年、2002 年签订的 高价订单；3）从零部件价格来看，陆上风电经历 2019 年、2020 年大幅抢装，2021 年不再补贴后零部件供应价格也出现一定程度的下降。高价订单确认收入和陆上风电零部件价格下跌带来的剪刀差扩大将提升主机厂的毛利率。

2021 年上半年央企开发商风电机组中标项目数量累计 224 个，装机规模 23085.3MW。其中远景能源中标 42 个项目，中标规模占比达 19.79%，稳 居中标规模榜首，累计装机规模为 4569.7MW，；中车风电、金风科技分列二、三名；运达、三一、明阳的中标规模均超过 2GW， 且前六名风机中标占比均在 10%及以上。

头部市占率差距在缩小，不断成长的运达股份有望跻身第一梯队。从市场份额看， 2017 排名第一的金风科技市占率 29%，大于第二名至第四名的市占率之和（27%）；2020 年金风科技（21%）与排名第二的远景能源（17%）的市占率差距缩小至 4 个百分点.； 2017-2020 年，运达股份的市场份额从 4%稳步提升至 7%。

从年新增装机量看，2017-2020 年，运达股份从 0.7GW 跃升至 4.0GW，3 年 CAGR 为 78%，增速高于金风科技（33%）、远景能源（53%）、明阳智能（72%）、上海电气（66%）， 未来有望跻身中国风电整机制造商第一梯队。

5.2. 核心零部件看好市场规模较大、竞争格局良好细分领域龙头

风力发电机组主要部件包括叶片、变频器、齿轮箱、电气控制系统、发电机、主轴、 轮毂等。因驱动方式的不同，双馈式和直驱式风机零部件有所差异，主要涉及到有无齿 轮箱。

风电主轴主要用于连接轮毂和齿轮箱，将叶片产生的动能传递给齿轮箱，是风电整 机的重要零部件，其机械性能、加工精度和使用寿命等会直接影响整机的运行与使用情 况；此外，风电主轴具有定制化程度高的特点，主要原材料为钢锭，一般经过锻压、热 处理、粗加工、精加工和涂装等五道工序制作而成。目前国内主要的风电主轴供应企业 主要有新强联、金雷股份、通裕重工等。

风电轴承是国产化程度最低风电结构件。风电轴承主要包括风电主轴轴承、偏航轴 承、变桨轴承。当前国产高端轴承的精度保持性、性能稳定性、尤其是寿命和可靠性与 国际先进水平仍存在一定差距，但下游整机厂商风机核心零部件的国产化进程仍有所加快。过去风电大功率、主轴轴承被外资品牌主导，国产替代空间巨大。

在装机量提升、风电机组产量高速增长的背景下，上游风电轴承、风塔等零部件进 入了高景气期，2019 年、2020 年上半年大部分风机零部件企业保持了业绩的高速增长。 自 2017 年以来风电轴承逐步走出市场低谷，2019 年市场规模达到 99.04 亿元。

随着国家风电退补进入倒计时，抢装风电趋势明显，国内外新增装机量进入高位， 风机零部件的需求将保持旺盛，相关企业将迎来发展黄金期。目前新强联、天马、瓦轴、 洛轴等企业已经形成了一定的风电轴承国产化能力。

风电铸件主要包括齿轮箱壳体、扭力臂、轮毂、底座、行星架、定动轴、主轴套等， 主要起着支撑、保护和传动的作用。铸件一般经过熔炼、浇注、热处理和机加工等主要 工序生产。风电铸件原材料是要求很高的铁素体球墨铸铁件，应有良好的抗拉强度、 伸长率和刚度，而且还要求具有在低温下的高冲击强度。

风电塔筒主要用于支撑风力发电机，除塔体外，其内部通常有爬梯、电缆、电缆梯、 平台等结构。风电塔筒一般企业通过采购板材、法兰的主要原材料进行分段生产、分段 组对，分段运输。塔筒法兰主要用于将分段制造的塔体连接起来。一般塔筒桩体用钢板 卷制焊接而成,而法兰的制作安装难度更大,其制作精度、装配误差、焊接质量和表面平整 度等方面都有很高的要求。

风电叶片是风电机组将风能转化为机械能的关键核心部件之一，也是风机获取更高 风电机组利用小时数和实现经济效益的基础。在风电抢装背景下，2020年，风电机组的 产能和交付很大程度上将受到叶片制约。

目前中国风机叶片市场已经形成外资企业、民营企业、研究院所、上市公司等多元 化的主体投资形式。外资企业主要有GE、LM、GAMESA、VESTAS等，国内企业以时代 新材、中材科技、明阳智能为代表。

叶片发展呈现大型化趋势。2018年我国新增装机21GW，其中单机3MW 及以上风电机组新增装机容量超3GW，2019年占比将会进一步提升，风电机组大型化已 经成为必然，对叶片长度也提了出新的挑战。

国内已下线最长的风电叶片达91米，其重31吨，由玻璃纤维和碳纤维合制而成，主要配套7MW等级海上风力发电机组使用。世界上最长的风电叶片达107米，配套GE Haliade-X 12MW海上风电机组使用，目前已经实现吊装并成功发电。

齿轮箱是双馈风机的核心部件，主要用于将风轮的转动传递给发电机使之运转。由于风轮的转速很低，通常需要依靠齿轮箱来增加转速。风电机组安装之处往往自然条件 较为恶劣，若齿轮箱发生故障，修复很困难，所以其可靠性要求比一般机械高很多。

不同形式的风力发电机组有不一样的要求，齿轮箱的布置形式以及结构也因此而异。 在风电界水平轴风力发电机组用固定平行轴齿轮传动和行星齿轮传动最为常见。

风电机舱罩是覆盖风力发电机组内部的设备和电气组件，使得风力发电机组能够在 恶劣的气象环境中正常工作，保护内部设备和人员不受风、雪、雨、盐雾、紫外线辐射 等外部环境因素的侵害。由于机舱罩、轮毂罩长期遭受自然界及外界环境的侵袭，故对 其强度和刚度的要求比较高，同时要有耐候性、抗腐蚀性、抗温差性、抗老化性、抗疲 劳性、抗紫外线辐射等性能。

考虑到整个风电机组的承重，机舱罩要求重量轻、强度高、承载能力大，目前主要 以玻璃纤维、树脂等复合材料为主，主要代表有双一科技；也有少部分机舱罩是金属材 料制成的，主要代表为振江股份。

转子房和定子段是直驱式风机的核心装备部件之一，其中转子房主要用于内置安装 轴承和永磁片，而定子段主要用于内置线圈包，二者对于工艺要求以及加工精度有着严 苛的要求，因此生产、加工难度非常之高。目前国内转子房和定子段的主要代表厂商为 振江股份。

海底电缆是海上风电项目开发重要环节。海上风电产业的快速发展同步拉动海缆的 需求增长。海底电缆是海上风电项目开发重要环节，也是海上风电与陆上风电较为主要 的区别所在，约占海上风电投资的10%。

海底线缆行业技术壁垒高，国内海底电缆企业主要是东方电缆、中天科技、亨通光 缆、汉缆四家。东方电缆与中天科技为第一梯队，亨通光电和汉缆股份为第二梯队。考虑海缆行业壁垒和已有公司的先发优势，预计未来新入者重塑格局的可能较小，未来海缆行业格局将维持稳定。

风电变流器是双馈风力发电机中，加在转子侧的励磁装置。其主要功能是在转子转速n变化时，通过变流器控制励磁的幅值、相位、频率等，使定子侧能向电网输入恒频电。 包括功率模块、控制模块、并网模块。

目前我国风电变流器市场主要由国外品牌占据，自主品牌占有率很低。由于技术复 杂，门槛较高，内资企业中仅有一些实力较强和技术积淀深厚的企业在研制风电变流器， 且尚未完全实现国产化。国内禾望电气、阳光电源等厂商多年来致力于变流器国产化， 并取得了一定的突破。

风电运维服务。风电装备多服役在人迹罕至的偏远地区或近海地区，且随着技术的 发展，风电装备不断朝着大型化的方向发展，风电叶片直径不断攀升，造成安装重要设 备的机舱距离地面也随之升高，给风电装备的运行维护带来了极大困难，推高了机组的维护成本。

由于风电装备整体技术状况和风场条件等与西方发达国家存在一定差异，中国风电 装备的运维成本在收入中占比居高不下，对于服役年限为20年的陆上风电机组，其维护 成本在风场总收入中占比达10%~15%；对于海上风场，占比更是高达20%~25%。

风电装备运营商们需要在通用的平台统一收集和传输数据，通过对数据库累积的风 机信息、关键部件信息、历史故障数据、气候等环境条件信息、SHM数据、SCADA数据、 报警日志和维护服务订单等进行监测、分析及快速数据挖掘，加快关联和交叉检查信息 分析，以最大限度地提高风电机组的关键性能指标，及时得到设备发生异常故障或损坏的概率、运行状态信息，为现场人员提供数据支持。

补充两个次新风电设备股

       301063海锅股份在风电装备锻件技术方面，公司成功研发了海陆大功率能源装备用高产量巨型环状衔接件受控成型关键技术并产业化。随着公司对风电市场的大力拓展， 受风电“抢装潮”的影响， 报告期内公司风电装备锻件业务收入增长较快，已成为发行人主要的收入来源。

        300421力星股份随着全球风电产业的不断发展，行业的平均单机功率逐步提高，大功率风力电机的整体比重亦得以稳步提高，使得大尺寸轴承钢球产品的市场需求提高。 公司自主研发的大尺寸钢球球坯热镦新工艺，有效解决了大尺寸球坯心部疏松与空穴等缺陷，提高球坯的压碎载荷，从根本上解决了国内生产大功率风电设备轴承专用钢球的成型工艺难题，已获了国家发明专利证书。