1、 http:/ 1/80 请务必阅读正文之后的免责条款部分 Table_main 公司研究类模板 行业报告 机械行业 报告日期：2021年12月31 日 低碳+、全球化，老树发新芽 机械行业2022年度策略 table_zw 公司研究类模板 行业研究机械行业证券研究报告 2021年：“碳中和”、“制造强国”为主线新能源设备、“专精特新”表现靓丽 在“碳中和”、“制造强国”时代背景下，2021 年光伏设备、锂电设备、风电设备等新能源专用设备表现靓丽，进口替代、出口海外的“专精特新”、“隐形冠军”精彩纷呈。 2022年：从“新能源”到“新能源+”，低碳+、全球化老树发新芽 以新能源为代表的能源革命

2、将进入产业新能源化阶段，也即“新能源+”阶段。我们认为，“新能源+”更准确的表述为“低碳+”。“低碳+”、“全球化”好比是“水分”和“阳光”，使得传统机械制造业“老树发新芽”。推荐四大投资主线： （1）新能源设备光伏设备、锂电设备、风电设备；（2）传统转型：“老树发新芽”传统机械设备向新能源设备转型，开启二次成长曲线，估值提升。（3）产品电动化：工程机械电动化，有望使中国工程机械龙头弯道超车，从追赶到超越，迈向全球工程机械龙头。（4）减碳装备迎更换需求高效节能电机、压缩机、锅炉等节能减碳装备受益。 光伏设备：光伏需求十年十倍；拥抱 HJT、钙钛矿、光伏制氢、储能等新技术变革 光伏装机需求未来十

3、年迎来十倍增长，光伏企业产能扩张与技术升级带来新一轮设备需求。重点聚焦成长性好的HJT电池设备龙头，密切跟踪钙钛矿、光伏制氢、储能等新技术变革。重点推荐：晶盛机电、迈为股份、金辰股份、上机数控、捷佳伟创、金博股份、天合光能；重点看好奥特维、天通股份、精功科技、高测股份、帝尔激光、苏州固锝、东方日升等。 锂电设备：全球电动车加速放量，三大投资主线宁德链、海外链、国内二三线产业链 全球电动车加速放量，中国新能源汽车渗透率已近20%，未来几年将持续提升。推荐三大投资主线：（1）宁德时代产业链：重点推荐锂电设备龙头先导智能，看好先惠技术、震裕科技、斯莱克、赢合科技等；（2）海外龙头锂电池产业链：推荐杭

4、可科技；（3）国内二三线锂电池产业链：推荐利元亨、海目星、联赢激光、威唐工业，看好博众精工、中国电研、科瑞技术等。 风电设备：平价时代迎风电投资黄金时代，海上风电产业链有望超预期 “碳中和”目标下，风电进入平价时代，将迎来黄金时代。2022 年重点看好海上风电产业链，有望复制2021年陆上风电招标价格大幅下降和招标量快速增加的过程，估值具提升空间；推荐：1）主机厂：推荐运达股份，看好明阳智能、三一重能；2）零部件：推荐日月股份，看好新强联、东方电缆、中际联合等。 工程机械：稳增长下预期有望改善，电动化提速，优质个股有望领先于行业率先复苏 2022 年工程机械新增需求放缓。国际化与电动化趋势有望

5、使工程机械行业老树新芽，预计 2025年电动化渗透率有望达25%。重视具备强的三一重工、恒立液压等。 “专精特新”：技术突破、国产替代，打造“隐形冠军” “专精特新”政策鼓励技术突破、国产替代。我国“专精特新”企业集中在制造业领域，超六成企业属于核心基础零部件和元器件、先进基础工艺、关键基础材料、产业技术基础“四基”领域。看好优质标的：华测检测、凯美特气、春风动力、宏华数科、乐惠国际、弘亚数控、巨星科技、国茂股份、东睦股份、青鸟消防等。 投资建议：推荐具高景气度、强竞争力的优质龙头 重点推荐：先导智能、杭可科技、海目星、晶盛机电、罗博特科、迈为股份、金辰股份、上机数控、三一重工、华测检测。 风

6、险提示：基建、地产投资不及预期；海外、国内新冠疫情超预期风险 table_invest 细分行业评级 机械设备 看好 table_page 年度策略 http:/ 2/80 请务必阅读正文之后的免责条款部分 正文目录 1. 2022年：低碳+、全球化，老树发新芽 . 8 1.1. 2021 年：“碳中和”为主线，新能源设备、“专精特新”表现靓丽 . 8 1.2. 2022 年：低碳+、全球化，老树发新芽 . 8 1.3. 工程机械：稳增长下预期有望改善，电动化提速，重视优质个股 . 9 1.4. “专精特新”：技术突破、国产替代，打造“隐形冠军” . 9 1.5. 核心推荐：具高景气度、强竞争

7、力的优质龙头 . 10 2. 光伏设备：拥抱HJT、钙钛矿等新技术变革 . 11 2.1. 光伏行业：10年10倍大赛道，需重视光伏投资机会 . 11 2.2. 光伏HJT：引领光伏技术新一轮革命，国产设备将迎爆发 . 13 2.3. 颗粒硅：光伏硅料新一代技术，获重大突破、助力降本 . 17 2.4. 钙钛矿：下一代光伏新势力，渐成崛起之势 . 19 2.5. 投资建议：拥抱HJT、钙钛矿等新技术变革，聚焦竞争格局好的龙头 . 23 3. 锂电设备：全球电动车加速放量，聚焦三大投资主线 . 24 3.1. 锂电设备投资框架：工欲善其事，必先利其器 . 24 3.2. 国内新能源汽车销量大超预

8、期，美国产业政策更加积极 . 26 3.3. 动力锂电池企业积极扩产，海外电池厂明后年有望发力 . 30 3.3.1. 宁德时代引领国内电池厂积极扩产，二线电池厂产能规划增幅较大 . 31 3.3.2. 日韩系电池厂全球布局产能，美国、欧洲市场份额领先 . 32 3.4. 预计2025年国内锂电设备市场规模达929亿元，复合增速44% . 33 3.5. 投资建议：首选龙头电池供应链，重点推荐三条主线 . 35 3.5.1. 先导智能：全球锂电设备龙头，宁德时代、中航锂电为重要客户 . 36 3.5.2. 杭可科技：全球锂电后段设备龙头，LG/SK配套份额超50% . 36 3.5.3. 海目

9、星：绑定中航锂电，激光/锂电双轮驱动 . 36 3.5.4. 利元亨：与蜂巢能源紧密合作，动力锂电设备快速放量 . 37 4. 风电设备：平价时代迎投资黄金时代，海上风电产业链将超预期 . 38 4.1. 风电潜在开发量巨大，中长期大有可为 . 38 4.2. 平价时代下，预计2021-2025年中国、全球风电行业新增装机量CAGR19%、10% . 39 4.3. 风电大变局：“两个转变”+“两个超预期”. 41 4.4. 从产业链看竞争格局：风电各产业链未来广阔 . 49 4.5. 2022 年推荐关注三条主线：核心部件、主机厂、运营商 . 50 5. 工程机械：稳增长下预期将改善，电动化

10、提速，重优质个股 . 54 5.1. 2021 年工程机械国内需求下滑，下半年企业盈利大幅下滑 . 54 5.1.1. 挖掘机和汽车吊：单月销量自2021年5月份开始步入下滑通道 . 54 5.1.2. 行业营收和净利润增速放缓，Q3 营收和净利润均出现负增长 . 54 5.2. 新增需求放缓，更新需求占据主导，人工替代需求逐步加速 . 54 mNsMoMrPmQzRmOqMqRtPqN8OcM9PsQoOpNnPiNoOnMeRpPtP8OmNpPvPmMqPuOmPrR table_page 年度策略 http:/ 3/80 请务必阅读正文之后的免责条款部分 5.2.1. 工程机械年度需求

11、模型：新增需求、更新需求和替代需求 . 54 5.2.2. 新增需求：基建、地产投资增速放缓，保有量带来增量需求减弱 . 55 5.2.3. 新增需求：国内挖机出口强劲增长，挖机出口销量占比接近20% . 55 5.2.4. 更新需求：挖掘机、汽车吊等自然淘汰进入下降周期 . 56 5.2.5. 更新需求：环保因素引起的旧机提前淘汰将主导未来需求 . 56 5.2.6. 更新需求：电动化带来的产品技术升级将促使旧机加速更换 . 57 5.2.7. 替代需求：人工替代将对小型挖掘机、泵车等产品形成长期利好 . 58 5.2.8. 2022 年主要工程机械行业需求预测 . 58 5.3. 国际化打

12、开成长空间，电动化助力弯道超车 . 59 5.3.1. 国际化：海外市场空间中国的3倍，美国产品均价是中国的2倍 . 59 5.3.2. 国际化：新冠疫情时期，中国工程机械市场份额大幅提升 . 60 5.3.3. 国际化：工程机械出口继续高增长，企业海外收入加速增长 . 60 5.3.4. 电动化：环保要求趋严，初步具备经济性，电动化正在起势 . 61 5.3.5. 电动化：率先在动力源、轮式和小型机械、固定场所率先突破 . 61 5.3.6. 电动化：预计到2025 年工程机械电动化渗透率可达25%. 62 5.4. 投资建议：稳增长下预期将改善，电动化提速，重优质个股 . 63 5.4.1

13、. 预计2022年5月起行业下滑有望放缓，三季度有望增速转正 . 63 5.4.2. 重视优质个股机会 . 63 5.4.3. 三一重工：海外收入高增长，工程机械的电动化领先同行 . 64 5.4.4. 恒立液压：泵阀市占率快速提升，定增布局电动缸和海外产能 . 64 5.4.5. 徐工机械：挖机、混凝土机械等资产注入、混改红利释放、净利率持续提升 . 65 6. 专精特新：技术突破、国产替代，打造“隐形冠军” . 67 6.1. 政策聚焦“专精特新”，高端装备迎发展机遇 . 67 6.2. 机械设备企业成专精特新“小巨人”主力军 . 69 6.3. 关注机械行业细分领域专精特新潜在优秀标的

14、. 72 7. 风险提示：基建、地产投资不及预期；新冠疫情超预期 . 79 7.1. 基建及地产投资低于预期风险 . 79 7.2. 新冠疫情扩散超预期影响制造业资本开支复苏的风险 . 79 7.3. 原材料价格大幅波动风险 . 79 7.4. 中美贸易摩擦加剧风险 . 79 7.5. 人民币兑美元汇率波动风险 . 79 图目录 图 1：机械设备(SW)行业指数年初至今涨幅13%，在 28个申万行业中排名第10 . 8 图2：光伏各环节毛利率（硅料：通威、硅片：隆基、电池片：通威、组件：天合光能） . 11 图3：光伏行业：之前由政策和技术驱动，未来技术驱动成本下降，平价时代有望来临 . 11

15、 table_page 年度策略 http:/ 4/80 请务必阅读正文之后的免责条款部分 图4：光伏2030装机需求量计算逻辑 . 12 图5：2030主要国家装机需求合计预测：达1246-1491GW . 12 图6：晶硅电池技术迭代路线 . 14 图 7：PERC电池渗透率表现，2020年达86% . 14 图8：HJT电池4大生产工艺环节，相比PERC大幅简化. 16 图9：PECVD为 HJT核心，在设备投资额中占比50% . 16 图 10：光伏块状硅示意图 . 18 图 11：光伏颗粒硅示意图 . 18 图 12：钙钛矿材料八面体结构示意图 . 20 图 13：钙钛矿太阳能电池结

16、构及发电原理 . 20 图 14： 有机金属卤化物钙钛矿太阳能电池光伏性能优异 . 20 图 15：钙钛矿太阳能电池效率提升快（数据截至2021年11 月30 日） . 21 图 16：钙钛矿太阳能电池产业链显著缩短 . 22 图 17：钙钛矿-硅异质结叠层电池结构图 . 23 图 18：硅-异质结叠层产品示意图 . 23 图 19：锂电设备可分为前段、中段以及后段工序，价值量分别 4:3:3 . 24 图 20：主要锂电设备在设备总投资中价值量占比 . 25 图 21：锂电设备投资框架：需求端受政策、车型、新能源汽车销量等因素影响 . 25 图 22：锂电设备投资框架：需求端受政策、车型、新

17、能源汽车销量等因素影响 . 26 图 23：2021年1-10月新能源乘用车累计同比增长203% . 26 图 24：2021年10月份新能源乘用车渗透率达18% . 26 图 25：纯电动新能源汽车为市场主流，10月销量占比82% . 27 图 26：单车带电量将有望提升，推动电池装机量加速增长 . 27 图 27：2021H1 德国新能源汽车销量达31万辆，同比增长233% . 27 图 28：2021H1 法国新能源汽车销量达14万辆，同比增长121% . 27 图 29：2021H1 英国新能源汽车销量达13万辆，同比增长162% . 28 图 30：2021H1 德国/法国/英国电动

18、车渗透率达15%/16%/22% . 28 图 31：2021年沉寂多年的美国新能源汽车重回高增长（万辆）. 28 图 32：预计2021年美国新能源汽车渗透率约4% . 28 图 33：动力电池装机量高速增长，10月YOY+163% . 30 图 34：1-10 月CATL市占率50%，比亚迪等紧跟其后 . 30 图 35：预计未来5年国内一线/国内二线/海外电池厂产能复合增速分别为41%/56%/30%（GWh） . 31 图 36：陆上三北（东北、华北、西北）地区风能资源丰富 . 38 图 37：中国技术可开发风能约8700GW. 38 图 38：全球陆上风电潜在开发利用容量巨大 . 3

19、9 图 39：全球海上风电技术可开发潜力约为71TW . 39 图 40：中国新增风电装机变化的驱动因素：电价补贴与平价 . 39 图 41：预计2025年中国风电新增装机量约80GW，2021-2025CAGR约19% . 40 图 42：全球风电新增装机变化的驱动因素：中、美、欧崛起 . 40 图 43：预计2025年全球风电新增装机量约120GW，2021-2025CAGR约10% . 41 图 44： Sunpower：标准风电平准化度电成本计算公式 . 42 图 45：三一重能：修正标准风电平准化度电成本计算公式 . 42 图 46：国内2.5MW/3MW/4MW机组招标价大幅且快速

20、下降 . 43 图 47：三北地区主要省份弃风率下降 . 43 table_page 年度策略 http:/ 5/80 请务必阅读正文之后的免责条款部分 图 48： 预计进入平价时代后，机组平均装机功率快速提升 . 43 图 49：十四五国内年均总装机台数维持在1.3万台 . 43 图 50： 国内2.5MW/3MW/4MW机组招标价大幅且快速下降 . 44 图 51：三北地区主要省份弃风率下降 . 44 图 52： 全国实际风电年平均利用小时数近三年均超2000小时 . 44 图 53：全国风能资源资源分布情况（小时数） . 44 图 54：三北风力资源好的地区（3000h以上）度电成本基本

21、下降至0.210.25 元/KWh . 45 图 55：三北风力资源好的地区（3000h以上）IRR已经超过15%。 . 45 图 56：目前只有福建沿海等风力资源好的地区（4000h以上）可实现平价上网 . 46 图 57：目前只有福建沿海等风力资源好的地区（4000h以上）IRR 可以达到8%以上 . 46 图 58：中国主力机型与欧洲主力机型基本接近 . 47 图 59：中国风机历史价格约海外的一半，具备性价比优势 . 47 图 60：2020 年全球陆上风电平均度电成本为0.25 元/度 . 47 图 61：主要省份燃煤上网标杆电价 . 47 图 62：16省风光合计规划达到654GW

22、. 48 图 63：沿海11 省份“十四五”海上风电规划约45GW . 48 图 64：风电行业产业链图谱 . 49 图 65：风舱机构示意图 . 49 图 66：5MW海上风电机组成本构成 . 49 图 67：三一重能风机成本构成 . 50 图 68：电气风电风机成本构成 . 50 图 69：运营商或为度电成本下降下最大受益者 . 50 图 70：产业链利润分配：运营商有议价权零部件主机厂 . 51 图 71：2022年海风有望复制陆风发展路径；陆风逐步进入业绩兑现期 . 51 图 72：风电设备PE（TTM）仍低于历史高位 . 52 图 73：与光伏设备估值相比，风电设备估值目前提升空间

23、. 52 图 74：2021年挖掘机单月销量自5月份开始同比持续负增长 . 54 图 75：2021年汽车吊单月销量5 月下滑6月反弹后持续大幅下滑. 54 图 76：2021年工程机械营收和净利润同比增速放缓 . 54 图 77：2021年Q3工程机械行业营收和净利润均出现负增长 . 54 图 78：工程机械年度需求模型：新增需求、更新需求和替代需求. 55 图 79：基建投资增速放缓 . 55 图 80：房地产投资及新开工面积增速放缓 . 55 图 81：2021年1-10月挖机出口5.3 万台，同比增长约 97% . 56 图 82：2021年1-10月挖机出口占比18%，相比10年前提

24、升15pct . 56 图 83：2022年起挖掘机自然更新进入下降周期 . 56 图 84：2022年起汽车吊自然更新进入下降周期 . 56 图 85：挖掘机国一、国二和国三保有量占比 . 57 图 86：起重机国三、国四和国五保有量占比 . 57 图 87：塔吊国一、国二和国三保有量占比 . 57 图 88：泵车国二以下、国三、国四和国五保有量占比 . 57 图 89：预计到2025年工程机械将迎来电动化第一个销售高峰 . 58 图 90：2020年我国农民工人数首次出现负增长，同比减少1.8% . 58 图 91：小挖（300w/平米）约 710GW。随着技术进步，风电潜在可开发资源仍将

25、继续增加。 截至 2020 年底中国累计风电装机量约 282GW，其中陆上风电装机量约 271GW、海上风电装机量约 9GW。中国陆上风电技术可发量是目前累计装机量的 30 倍，海上风电技术可开发量是目前累计装机量的 80 倍。 图 36：陆上三北（东北、华北、西北）地区风能资源丰富 图 37：中国技术可开发风能约 8700GW 资料来源：中国气象局，浙商证券研究所 资料来源：能源基金会2020能源数据，浙商证券研究所 全球陆风资源超 100 万 GW，海风目前仅开发 0.05%。根据前国家电网董事长刘振亚全球能源互联网一书的数据，全球陆地风能资源超过 1万亿千瓦（1000TW，约合100 万

26、 GW）；根据世界银行 2020 年数据，全球海上风电技术可开发潜力约 71TW（约合7.1 万GW）。 截止 2020 年年底全球累计风电装机量约 743GW，其中陆上风电 710.5GW，海上风电装机量约32.5GW。海上风电目前累计装机量仅为技术可开发量0.05% 根据世界银行2020数据，海上风电中29%属于可用固定基础海上风电，另外71%属于较深水域，可适用漂浮式风电技术。未来仅需全球海上风电资源的 10所发电力即可满足全世界所有的电力需求。 table_page 年度策略 http:/ 39/80 请务必阅读正文之后的免责条款部分 图 38：全球陆上风电潜在开发利用容量巨大 图 3

27、9：全球海上风电技术可开发潜力约为71TW 资料来源：中国科学院，浙商证券研究所 资料来源：世界银行2020，浙商证券研究所 4.2. 平价时代下，预计2021-2025年中国、全球风电行业新增装机量CAGR19%、10% 中国风电新增装机量变化始于风电补贴。纵观 21 世纪中国风电装机历史，可分为 5个阶段。分别为：风机进口时代（2001-2005年，CAGR89%）；风机国产化阶段（2005-2009年，CAGR128%）；风机自主创新阶段（2010-2014年，CAGR5%）；弃风率先升后降期（2015-2020年，CAGR13%）；新风电时代/平价时代（2021年后，CAGR19%）。

28、 图 40：中国新增风电装机变化的驱动因素：电价补贴与平价 资料来源：CWEA、浙商证券研究所，注：此处CAGR19%为2021-2025 年 table_page 年度策略 http:/ 40/80 请务必阅读正文之后的免责条款部分 图 41：预计2025年中国风电新增装机量约80GW，2021-2025CAGR约19% -0. 500 .511 .5200708090陆上（ GW ） 海上（ GW ） 总新增装机量 Y O Y 资料来源：CWEA，浙商证券研究所测算；2020 年并网口径72GW，实际吊装58GW 全球范围内，风电装机容量可分为3个阶段：1）高速增长期

29、（2001-2009年，CAGR为22%）；2）平稳发展期（2010-2019年，CAGR为5%）；3）平价大时代（2021年后，CAGR10%）。 图 42：全球风电新增装机变化的驱动因素：中、美、欧崛起 资料来源：GWEA，浙商证券研究所，注：此处CAGR10%为2021-2025 年 table_page 年度策略 http:/ 41/80 请务必阅读正文之后的免责条款部分 图 43：预计2025年全球风电新增装机量约120GW，2021-2025CAGR约10% -0 .3-0 .2-0 .100 .10 .20 .30 .40 .50 .60204060801 0 01 2 01 4

30、 0陆上（ GW ） 海上（ GW ） 总新增装机量 Y O Y 资料来源：GWEA，浙商证券研究所 4.3. 风电大变局：“两个转变”+“两个超预期” 2021 年陆上风电国家不再补贴；2022 年海上风电国家不再补贴。2019 年 5 月 21日，国家发改委下发了关于完善风电上网电价政策的通知，明确了 20192021 年陆上及海上风电电价政策。综合来看，陆上风电 20192021 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

31、；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。 表 24：中国发电补贴政策调整 资源区 未调整 首次调整 本次调整后存量项目 本次调整后新核准项目 2009-2015 2016-2017 2018 2019-2020（竞价指导价） 陆上项目调整节点 2016 年前核准，2017 年底前开工，2020 年底前并网 2018 年前核准，2019 年前开工，2020 年底前并网 2

32、018年核准，2020 年底前并网 2019 年核准，2021年底前并网 2020 年核准，2021年底前并网 陆上风电 类资源区 0.51 0.49 0.47 0.40 0.34 0.29 类资源区 0.54 0.52 0.50 0.45 0.39 0.34 类资源区 0.58 0.56 0.54 0.49 0.43 0.38 类资源区 0.61 0.61 0.60 0.57 0.52 0.47 2018 年底前核准陆上风电项目，2020 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019 年1月1日至2020 年底前核准陆上风电项目，2021 年底前仍未完成并网，国家不再补贴；自2021年1月1

33、日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网 海上项目调整节点 2014-2018核准，2021 年前全部并网 2019 2020 海上风电 近海 0.85 0.8 0.75 潮间带 0.75 所在资源区陆上风电指导电价 2018 年底前已核准的海上风电项目，在2021 年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022 年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价 资料来源：国家发改委、浙商证券研究所 table_page 年度策略 http:/ 42/80 请务必阅读正文之后的免责条款部分 根据最新的补贴政策，以往存量项目必须在 2020 年、2021 年之前完成并网才能适用当年

34、的补贴政策，否则 2021 年之后国家将不再补贴。因政策改变，我们认为未来风电行业或从原本依靠补贴逐渐走向降本平价，产业格局与逻辑或重塑。基于此，我们认为未来风电行业有望实现“两个转变与两个超预期”。 转变 1：我们认为风电行业新增装机量的核心驱动将由抢补贴转变为度电成本下降和运营商IRR提高。 根据GE中国风电度电成本白皮书，我们可将风电平准化度电成本（LCOE）量化为： 全寿命周期成本=（初始建投资成本因折旧导致税费减免+项目运维成本-固定资产残值）/(全生命周期发电收入现值） 其中关键变量有：初始投资成本（机组成本+非机组成本）、发电收入（年发电利用小时数）、贴现率（资金成本） 而固定参

35、数为：折旧（初始投资、折旧年限）、运维费用（固定资产一定比例）、残值（固定资产一定比例） LCOE 在国外的应用主要在于相同时间跨行业、相同行业跨时间的趋势对比，而我国风电行业引入这个指标后更多将之应用到具体项目的评价中，因此会遇到增值税、所得税、WACC非线性变化导致的水土不服。 因此为了符合中国实际情况，三一重能提出修正后风电平准化度电成本计算公式： 成本Z=（投资成本+增值税成本+销售税及附加成本+运维成本+所得税成本）/发电量折算当年现值 考虑因素：1）增值税及增值税抵扣，包括即征即退50%；2）营业税金及附加；3）所得税及所得税三免三减半。 图 44： Sunpower：标准风电平准

36、化度电成本计算公式 图 45：三一重能：修正标准风电平准化度电成本计算公式 资料来源：GE中国风电度电成本白皮书，浙商证券研究所 资料来源：三一重能，浙商证券研究所 根据上述公式，我们认为机组大型化有望降低初始投资成本：1）通过结构轻量化设计可以降低单台风机每KW的实物用量，进而降低风电机组成本；2）通过单机容量扩大从而减少实际吊装风机台数，进而降低非机组成本（运输、吊装等费用）。 table_page 年度策略 http:/ 43/80 请务必阅读正文之后的免责条款部分 图 46：国内2.5MW/3MW/4MW机组招标价大幅且快速下降 图 47：三北地区主要省份弃风率下降 415532714

37、040 2410 3163 2326 2 0 0 02 5 0 03 0 0 03 5 0 040 004 5 0 02020/012020/022020/032020/042020/052020/062020/072020/082020/092020/102020/112020/122021/012021/022021/032021/042021/052021/062021/072021/082021/092 .5 M W 风机招标价格 3 M W 风机招标价格 4 M W 风机招标价格 -10 %0%1 0 %2 0 %3 0 %4 0 %5 0 %6 0 %2016Q12016Q2201

38、6Q32016Q42017Q12017Q22017Q32017Q42018Q12018Q22018Q32018Q42019Q12019Q22019Q32019Q4内蒙古 辽宁 吉林 黑龙江 甘肃 宁夏 新疆 资料来源：金风科技，浙商证券研究所 资料来源：国家能源局，浙商证券研究所 风机大型化：通过选取金风科技、明阳智能、运达股份、电气风电2020年、2021H1装机量及2021H1 装机订单，以及风电大型化机组占比提升加权测算。预计十四五机组加权平均装机功率将从 3.3MW快速提升至5.8MW。对应“十四五”期间国内年均总装机台数维持在 1.3万台左右。 图 48： 预计进入平价时代后，机组平

39、均装机功率快速提升 图 49：十四五国内年均总装机台数维持在1.3万台 1.2 1.4 1.5 1.5 1.6 1.7 1.8 1.8 2 .0 2.1 2 .2 2.5 2 .8 3.3 4 .1 4.8 5.4 5 .8 0. 001. 002. 003. 004. 005. 006. 007 . 0 0加权平均装机功率（ MW ） 5066519549311 9684224613257 13542 50 0010 00 015 00 020 00 025 00 0总装机台数 资料

40、来源：CWEA，浙商证券研究所测算 资料来源：CWEA，浙商证券研究所测算 转红为橙，三北地区重新开放：三北地区拥有中国 80%的风电资源，十年前就涌现出了多个风电大基地，但这些基地随后几年里却因为高弃风率成了风电行业的反面案例。2015 年前后，三北地区的风电大基地由于外送通道短缺、当地消纳不足，弃风率达到峰值，平均弃风率超过20%，部分地区弃风率一度接近100%。 国家能源局于2017年叫停了三北地区的风电建设，将内蒙古、甘肃、新疆、黑龙江等六省区设为风电开发建设红色预警区域，停止新增风电装机核准。2018年、2019年，内蒙古连续两年跳出红色预警区，转变为风电开发橙色预警区。2020年甘

41、肃，新疆摘下红色预警帽子，转变为橙色预警区域。标志三北地区风电发展卷土重来。 table_page 年度策略 http:/ 44/80 请务必阅读正文之后的免责条款部分 图 50： 国内2.5MW/3MW/4MW机组招标价大幅且快速下降 图 51：三北地区主要省份弃风率下降 4 2410 3163 2326 2 0 0 02 5 0 03 0 0 03 5 0 040 004 5 0 02020/012020/022020/032020/042020/052020/062020/072020/082020/092020/102020/112020/122021/01202

42、1/022021/032021/042021/052021/062021/072021/082021/092 .5 M W 风机招标价格 3 M W 风机招标价格 4 M W 风机招标价格 -10 %0%1 0 %2 0 %3 0 %4 0 %5 0 %6 0 %2016Q12016Q22016Q32016Q42017Q12017Q22017Q32017Q42018Q12018Q22018Q32018Q42019Q12019Q22019Q32019Q4内蒙古 辽宁 吉林 黑龙江 甘肃 宁夏 新疆 资料来源：金风科技，浙商证券研究所 资料来源：国家能源局，浙商证券研究所 目前陆上风电利用小时数维

43、持在 2000 小时左右，海上风电利用率更高。20182020年，我国实际风电利用小时数连续三年超过2000小时；东南沿海及其岛屿、内蒙古、甘肃北部、黑龙江和吉林东部、辽东半岛沿海年风速3m/s累计小时数可以超过5000h。 图 52： 全国实际风电年平均利用小时数近三年均超2000小时 图 53：全国风能资源资源分布情况（小时数） 1908 1731 1742 1948 2095 2082 2097 050 01,0 001,5 002,0 002,5 0020 14 20 15 20 16 20 17 20 18 20 19 20 20全国风电平均利用小时数 资料来源：国家能源局，浙商证券

44、研究所 资料来源：中国的风能资源及区划说明，浙商证券研究所 我们认为机组大型化在降低自身机组成本外，亦可增加平均年发电小时数，叠加三北地区重新开放，年发电小时数有望进一步提升，风电度电成本有望持续降低。 陆上风电LCOE敏感性分析：按照目前5000元/KW初始建造成本、全国平均2000小时的发电利用小时数计算，全国大多数地区陆上风电已经实现平价；三北风力资源好的地区（3000h以上）度电成本基本下降至0.210.25元/KWh。 table_page 年度策略 http:/ 45/80 请务必阅读正文之后的免责条款部分 图 54：三北风力资源好的地区（3000h以上）度电成本基本下降至 0.2

45、10.25元/KWh 资料来源：浙商证券研究所测算 陆上风电 IRR敏感性分析：按照目前5000元/KW初始建造成本、全国平均2000小时的发电利用小时数计算，大多数陆上风电项目的 IRR 已经达到 11.4%，三北风力资源好的地区（3000h以上）IRR已经超过15%。 图 55：三北风力资源好的地区（3000h以上）IRR已经超过 15%。 资料来源：浙商证券研究所测算 海上风电 LCOE 敏感性分析：按照目前元/KW 初始建造成本、海上风电 3000 小时的发电利用小时数计算，大多数地区海上风电还不能实现平价 14000-15000；只有福建沿海等风力资源好的地区（4000h以上）可实现

46、平价上网。 table_page 年度策略 http:/ 46/80 请务必阅读正文之后的免责条款部分 图 56：目前只有福建沿海等风力资源好的地区（4000h以上）可实现平价上网 资料来源：浙商证券研究所测算 海上风电IRR敏感性分析：按照目前14000-15000 元/KW初始建造成本、海上风电3000小时的发电利用小时数计算，大多数海上风电项目的IRR较低，只有福建沿海等风力资源好的地区（4000h以上）IRR 可以达到8%以上。 图 57：目前只有福建沿海等风力资源好的地区（4000h以上）IRR可以达到8%以上 资料来源：浙商证券研究所测算 转变 2：主机厂将突破国内内卷格局，具备条

47、件走向全球进入欧美发达国家市场一争高下 陆上风机机型跟上欧洲步伐。欧洲主机厂陆上主力机型以 4-6MW 为主，中国 2021年1-6月主要主机厂中标机型中4MW以上机型平均占比达到43%。 国内风机价格约为海外一半。国际风机平均价格 83 万美元/兆瓦，约等于 5360 元/千瓦，而国内风机价格普遍为2500-3000元/千瓦，相当于国外一半。 table_page 年度策略 http:/ 47/80 请务必阅读正文之后的免责条款部分 图 58：中国主力机型与欧洲主力机型基本接近 图 59：中国风机历史价格约海外的一半，具备性价比优势 资料来源：公司官网，浙商证券研究所 资料来源：BNEF，浙

48、商证券研究所 在风电度电成本持续下降，风电利用小时数逐渐提升背景下，我们认为风电行业将迎来“两个超预期”。 超预期 1：机组大型化不仅降低初始投资成本，也增加发电利用小时数，从而促使度电成本有超预期下降。目前陆上风电已实现平价，海上风电预计在 2023年开始逐步实现平价。 过去 10 年全球光伏平均度电成本下降 85%，陆上风电平均度电成本下降 56%，海上平均成本度电下降48% 风电伙伴行动计划：风电行业要力争在2025年将陆上高、中、低风速地区的度电成本分别降至0.1元、0.2元和0.3元，将近海和深远海风电度电成本分别降至0.4 元和0.5元 三北地区以目前4-6MW招标价格测算，风电度

49、电成本已经下降至 0.180.2 元，如果2023年以后陆上切换到6-8MW机组，预计度电成本可下降至0.10.15 元。 图 60：2020 年全球陆上风电平均度电成本为 0.25 元/度 图 61：主要省份燃煤上网标杆电价 资料来源：IRENA，浙商证券研究所 资料来源：各省发改委，浙商证券研究所 超预期2：预计十四五风电年均新增装机容量 60GW，未来 4年 CAGR约为20%。20212025年陆上风电 CAGR为 21%； 20222025 年海上风电 CAGR为 44%。分散式风电、老旧风机改造或可每年带来 10-20GW超预期需求。 短期需求支撑：1）16省十四五风光装机规划65

50、4GW，风光各占一半，平均每年60GW；2）沿海 11 省“十四五”海上风电规划约 45GW，平均每年 9GW；3）2021 年 1-9 月累计招标41GW，预计全年招标55-60GW，同比接近翻倍。 长期保底需求：2030碳达峰碳中和目标风光发电总装机容量达1200GW以上目标。 table_page 年度策略 http:/ 48/80 请务必阅读正文之后的免责条款部分 预计2028年提前完成，平均每年新增100GW，平均每年50GW保底需求。 图 62：16省风光合计规划达到 654GW 图 63：沿海11 省份“十四五”海上风电规划约 45GW 资料来源：各省十四五规划，浙商证券研究所