风电行业：从周期迈向成长，核心在于IRR
复盘11-20年国内风电装机量，可见风电板块具有明显的周期属性;预计随着21年陆风平价、23年海风平价，风电周期属性将逐渐弱化，逐步迈向成长。
底层逻辑：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。
周期性：从近10年装机量看，风电基本5年一个周期，核心在于IRR具有周期性。11-13、16-18年为两轮周期的低点，15、20年分别为两轮周期的高点。之所以形成明显的周期性，1)高点：因为此前陆风并未实现平价，需要国家对电价进行补贴，业主方才有动力去做风电项目。09-20年陆风有补贴，而16年为补贴退坡的起点，20年为补贴的最后一年，因此业主方为赶上网电价，追求高IRR，造成15、20年的两波抢装潮。2)低点：10、15年装机量高企，但由于存在电网消纳问题，12年、16年弃风率达顶峰，造成业主端发电收入↓，导致IRR↓，进而装机下滑。
成长性：我们认为从21年开始，风电板块将主要体现成长属性，核心逻辑是成本端下降→IRR提升拉动装机。从发电收入端看：1)21年后陆风无补贴，因此上网电价端可认为不再波动;2)发改委于年底出台清洁能源消纳行动计划(-年)，要求弃风率低于5%，19年后，弃风率明显好转，21H1弃风率在3-4%，并无抬头趋势。3)理论上随着风机的技术进步，可利用小时数仍将有所增加，虽然增幅有限，但可认为发电收入端至少稳定向好。从成本端看：降本关键在风机(一般占风电项目40-50%)，从全市场投标价格看，21年1月投标价格元/kw(基本可对应22年1月交付项目价格)较20年5月元/kw下降大约-元/kw。
预计十四五期间陆风+海风复合增速为21%。1)陆风：我们假设造价下降均由风机价格下降带来，-元的降幅对应到整体成本端大约10-15%的降幅，目前Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区陆风平价项目IRR基本已经高于此前有补贴的IRR(Ⅳ略低，考虑继续降本后，预计Ⅳ类平价项目IRR也将高于有补贴项目)，因此综合发电收入端和成本端，往后看风电项目IRR，将呈现上升趋势，进而带动装机提升，不再具有周期性，因此我们认为21年后陆风将凸显其成长性，预计21年装机量在35GW，十四五期间复合增速达21%。2)海风：21年为抢装年(海上国补最后1年，地补很少可忽略)，我们预计在23年左右实现平价，将带动海风装机，十四五期间复合增速在19%。若考虑剔除21年抢装的影响，以22年海风装机7GW低基数测算，22-25年复合增速达42%。
风电行业：IRR提升关键在于降本，而风机大型化是最主要的降本途径
降本主要依靠风机大型化。平均来看，由于风机在整个项目中占40%+，因此风机的成本下降至关重要。但风机原材料成本占比90%，虽然可依靠设计的轻量化实现降本，但整体幅度有限。目前所看到的同MW机型价格下杀主要是价格战影响，我们预计长期看不可持续。而现阶段看风机大型化趋势加速，摊薄单位材料用量，进而为风机的降本提供了可持续的路径。
风电行业：IRR提升关键在于降本，而风机大型化是最主要的降本途径
我们预计陆上风机大型化将在22H2明显加速，海上目前招标项目较少，暂不做判断。18-21年单机容量基本上是匀速从2.1MW到2.9MW，每年基本递增0.2MW，而根据21年H2招标机型看基本在4-5MW，因此按一年的交付周期推算，预计22H2单机容量在4.5MW，呈明显加速的趋势。
塔筒：大型化降本在于摊薄单W材料用量，其中塔筒为受损最小的环节之一
我们以三一重能为例进行量化分析，17年三一的平均机型容量2MW，20年为2.6MW。因此我们对三一重能17、20年的材料成本进行拆分即可得出大型化后材料成本的变化。材料成本需考虑量价两个因素，由于我们考量的是对用量的摊薄，需要剔除材料价格端对成本的影响(由于大多数零部件的价格主要受供需影响，因此此处我们暂且不考虑大型化对材料升级，进而材料单价提升的情况)，因此我们以20年的原材料价格为基数，对17年的价格进行调整，因此比较20年与17年调整后数据可直接看出大型化对用量的影响。
结论：大型化对零部件单KW成本均呈摊薄趋势，变桨系统除外(占比仅2-3%可忽略，提升原因可能是大型化对其性能要求更高+部分自制→外购)。高占比零部件单KW降幅：齿轮箱-23%、叶片-16%、发电机-28%、轴承-23%、主轴-25%、轮毂-25%。
此前在比较风机零部件用量时，我们采用三一重能17→20年平均容量的变化：2→2.6MW。因此我们在比较塔筒用量时，也应选取同一MW区间的项目，看塔筒用量变化(此处我们采用项目梳理给出最直观的变化，后面会进行理论分析)。根据我们梳理的部分项目，2MW的机型配套塔筒重量一般在-吨，即单GW用量在8.3万吨;2.5MW项目我们对其取均值，得塔筒用量大致在吨，即单GW耗用在8万吨，降幅为4%。
结论：单纯考虑2→2.5MW(2.6MW)这个区间的大型化，横向对比风机主要零部件及塔筒的单位用量，齿轮箱、叶片、轴承、主轴、铸件的单W降幅在20-30%左右，而塔筒用量变化为-14%至+10%，均值为-4%，为大型化下单位用量受损最小的环节之一。
塔筒：受损小的原因在于稳定性要求导致其重量提升幅度大，因此单W被摊薄用量低大型化趋势下，塔筒高度需要相应增加。塔筒的作用是支持机舱和风轮至合适的高度，使风轮获得较高且稳定的风速以捕获尽可能多的风能。随着风电机组发展的大型化，促使不断提高轮毂中心高度(L)、增大叶轮直径等途径来获取更大的风能，因此塔筒高度需要相应提升(H)。
高度增加后，需要增加结构强度以满足其稳定性要求。塔筒是一种细长结构，需要受到轴向重力和风载时不能发生屈曲变形。当塔筒高度增加后，其不稳定性↑，因此需要增加结构强度。一般有2种方式：增大钢板厚度+增大直径(D1)，进而塔筒用量会有非线性的提升。
陆上塔筒：由于陆上运输限制，塔筒必须要控制直径，很难突破4.5-5米。因此陆上塔筒为了增加强度只能增加厚度。
海上塔筒：海上塔筒直径可以到6-7m，海上塔筒直径会受到管桩直径的限制(管桩直径从原来5m，到最近可以做到7m)。一般壁厚为直径的0.5%，其厚度相应也会增加。
塔筒重量与高度、直径、壁厚成正比，但不同项目对塔筒设计不同，难以具体量化。我们以3段塔筒为例：
某2MW项目：所用最大板厚为30mm，塔筒总高为66m，单段高度在16、23、27m，最大直径在4、4、3m，测算总重为吨。
某2.5MW项目：所用最大板厚为40mm，塔筒总高为78m，单段高度在22、28、27m，最大直径5、4、4m，测算总重在吨。
注：单一项目无法作为测算塔筒用量的依据，此处仅为说明一般情况下，大型化使高度、直径、壁厚相应增加，进而增加塔筒重量。
塔筒：推测塔筒高度每增加10m，用量增加30-40吨
从时间上看，随大型化塔筒单GW用量呈下滑趋势;从空间上看，风速低的地区塔筒更高。平原地区由于风速低，需要提升塔筒高度进而获取高风速，以3-4MW河南项目为例，一般在m;而高风速区3-4MW项目，塔筒在90-m之间。高低风速区占比基本稳定。
我们根据梳理的2-5MW项目进行简单测算，假设重量仅与高度呈线性关系，则得到对应关系为塔筒高度每增加10m，用量增加30-40吨。
塔筒：21年国内陆上规模大约万吨，25年万吨，复合增速为13%
预计21年单GW用量约7.1万吨，根据单机容量提升，假设年降7%，则25年用量在5.3万吨。风能协会数据显示，年，风电机组平均高度为91m，最高风机达m;年，风电机组平均高度为96m，同步往年增加5m，最高风机达m，同步往年增加7m。由于18-19年低风速区装机占比保持稳定，即高塔筒占比稳定。因此大致可认为塔筒高度提升是由大型化引起。18到19年，单机容量从2.1提升到2.4MW，塔筒高度提升5m，塔筒重量提升从提升到吨左右。测算得单GW用量从8万吨将至7.8万吨。因此我们假设每提升1MW，单GW用量下降0.7万吨。根据我们预测，预计25年陆上风机平均容量在6MW，因此我们假设25年用量为5.3万吨。
预计21年全球市场规模在万吨，25年万吨，海外装机增速低于用量下降速度，因此增量完全由国内市场贡献。21年国内市场规模大约万吨，25年万吨，复合增速为13%。
塔筒：海上桩基带来新增量，约为塔筒3倍
海上风机除塔筒外，海底桩基带来新增量。海上风电支撑基础包括2种技术路线：1)桩基、导管架(主要用于水深0-60m的浅海区域);2)漂浮式基础(用于50m深海)，虽然漂浮式作为替代形态产品近年来已有小规模示范项目，但其因施工难度大、整体成本高、技术不成熟等原因，短期内大批量商业化可能性较低，预计年内仍以桩基基础为主。
桩基用量约为塔筒3倍。根据海力风电招股书，我们采用钢板+法兰(原材料)重量作为塔筒或桩基重量，再除以公司销售的平均容量，得出单GW用量(年前海上塔筒与陆上塔筒无法拆分)。平均容量为4.4MW时，单GW海上塔筒用量在7.4万吨。平均容量为4.2-4.5MW时，单GW桩基用量在20万吨。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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