風電設備之塔筒行業研究：大型化背景下，關注產能與出海能力一、風電退補，內生增長凸顯（一）供給側升級：補貼退坡、降本增效，風電平價時代來臨中央補貼全面退出陸上風電，地方補貼接力。為了促進風電行業內生發展、更快過

渡到平價時代，我國相關部門出臺了一系列補貼退坡政策，有節奏地推動不同階段

風電項目退補。2021年6月國家發改委發布的《關于2021年新能源上網電價政策有

關事項的通知》，正式標志著陸上風電已全面退補，進入平價時代。而海上風電成

本高于陸上風電，仍需政府補貼。2020年初出臺的《關于促進非水可再生能源發電

健康發展的若干意見》明確，從2022年開始中央財政不再對新建海上風電項目進行

補貼，鼓勵地方政府自行補貼，支持本省海上風電項目的建設。作為首個接力的地

方政府，廣東省能源局已于2021年6月下發正式文件，大力補貼未能享受國家補貼

的海上風電項目。自2009年開始，我國風光電價政策模式經歷了“標桿電價-指導價-平價”的轉型。2009-2018年為標桿電價階段，國家按照風能資源狀況和工程建設條件，把全國分

為四類資源區，并核定了對應的標桿上網電價。期間隨著風力發電成本下降，政府

逐步下調標桿電價。2018年5月，國家能源局印發《關于2018年度風電建設管理有

關要求的通知》，開啟了我國風電項目的競爭性資源配置模式。2021年，陸上風電

全面退補，實現上網電價和燃煤發電基準價平價。而受限于海上風電資源條件，現

階段開發成本較高，海上風電退坡節奏相對慢一些。我國陸上風電經濟性明顯，退補政策倒逼降本。光伏和風電已經或即將成為中國最

具經濟性的新建發電電源。按照伍德麥肯茲的估計，陸上風電和光伏的LCOE將在

2026年達到和煤電同等水平，并在2026年之后繼續快速下探；海上風電的LCOE將

在2032年比肩煤電，并在2035年實現和陸電、光伏降本速度同步。技術的快速迭代

疊加煤炭能源緊缺現狀和全球減碳大趨勢，使得新能源發電的降本之路勢在必行，

將比煤電更具備成本競爭優勢。LCOE的計算公式可以大致表示為（投資成本現值+運維成本現值+融資成本現值+應

納稅額現值）/發電量現值。我們把影響LCOE的最重要的因素總結為投資成本、運

維成本和發電量（裝機容量和年利用小時）。風機大型化趨勢明顯，規模效應催生較大降本空間。大容量機組在施工安裝過程中，

雖需要較高的投資，但是由于機組數量少，可以有效地降低風電場的建設成本，并

在后期運營維護過程中減少故障點，降低運維成本和風電度電成本。根據CWEA發

布的《中國風電產業地圖》，2008-2018年每年新增裝機中，單機容量2MW以上的

風電機組占比正在持續提升；與2017年相比，2018年2.1MW至2.9MW機組市場份

額同比增長了5.8%，2MW機組市場份額同比下降了8.4%。風機大型化主要體現在大功率+高塔筒+長葉片三個方向。根據CWEA的數據，我國

平均風輪直徑從2008年的80m增長到了2018年的118m。風機尺寸和掃風面積增加，

葉輪直徑和單機容量的優化，風機的功率系數的增加，提高了發電能力和項目可行

性。另外，場址選擇的優化也可以更好地利用風資源，并通過降低湍流來減少能量

損失，這些均可通過越來越先進的風資源分析和工程設計軟件來實現。最終可以提

高項目總體發電量，減少單個風機的運維成本，最終達到降低LCOE的目的。大型化趨勢下風電機組價格走低，驅動建設成本下行。根據IRENA的數據，2010-2020年十年間，全球陸上風電加權平均總建設成本從1975美元/kW下降到

1355美元/kW，總降幅為31.59%；中國陸上風電加權平均總建設成本從1500美元

/kW下降到1264美元/kW，總降幅15.72%。風機設備成本占據建設成本的大部分，

大型化趨勢和數字化運維驅動風力發電機組及其他電氣設備價格的下降，從而大大

降低建設成本。根據明陽智能每年的銷售數據，大容量風機的降價趨勢更為明顯。海上風電平價進程加速。隨著海上風電設備技術不斷升級、產業成熟度持續提升，

國內海上風電將實現規模化、產業化開發，度電成本將進一步降低并逐漸接近煤電

發電成本，平價上網具備可行性。根據海力風電招股說明書的披露，風機大型化和

電纜優化帶來的降本幅度合計將達到21%左右，而葉片大型化和和增發消納帶來的

發電量提升和并網量提升也將增效38%，預計未來海上風電度電成本將從2018年的

0.640元/千瓦時下降到0.366元/千瓦時。低價風機構筑本土制造競爭力，海外巨頭國內退潮。2021年初起，全球大宗商品及

海運價格持續高漲，推高海外廠商風機售價，而國內風機售價在降本趨勢下一路走

低，性價比越發凸顯。從國內來看，2015-2020年我國陸上風電裝機占全球比例持

續上升。而以西門子歌美颯為例的海外整機廠商，在中國的陸上風電裝機占比基本

保持平穩，未能搶占國內風電市場快速發展的紅利。隨著國內風機價格進一步下降，

我們認為海外巨頭的市場份額會持續被壓縮。（二）需求側擴張：國內招標量超預期釋放，仍有高增長空間在全球風機主要市場中，我國風電滲透率仍處于低位。根據美國能源局的數據，在

世界風機主要國家中，丹麥風電滲透率位居第一，達48%，而盡管我國風電經歷了

快速增長，風電滲透率仍位于較低水平，僅為6%。隨著新能源替代不可再生能源發

電的趨勢成為必然，長期來看，中國的風電裝機規模仍有較大的增長空間。低價時代招標量爆發，帶動后續裝機預期。風機招標量是并網量的先行指標，根據

金風科技三季報演示材料的數據，2021年前三季度，國內公開招標市場新增招標量

41.9GW，比去年同期增長了115.1%；其中陸上新增招標容量40.9GW，海上新增招

標容量1GW。從區域來看，北方區域招標容量占比68%，南方區域占比26%，集中

采購項目占比6%。陸風招標量的大幅度增長，減緩了退補可能帶來的風電裝機短期

回落趨勢。招標量增長主要源于風機降本推動招標價格下降，3S級別機組的投標均

價從2021年1月的3043元/kw下降到2021年9月2410元/kw，4S級別機組的投標均價從2021年1月2991元/kw下降到2021年9月的2326元/kw。我國是海上風電的重要增量市場。根據GWEC的數據，2020年我國海上風電新增裝

機量為3.06GW，占據了全球新增裝機量的50%。與此同時，我國海上風電累計裝機

量為9GW，2011-2020累計裝機量平均復合增長率為63.13%，高于全球增長水平。

由于今年是海上風電并網補貼的最后一年，各地海上風電項目紛紛進行搶裝，風電

行業相關企業受高景氣影響，三季度業績表現亮眼。二、塔筒行業格局優化，國產商領跑全球（一）完全實現國產化，高塔筒輕量化