首席观点
关于新增风电装机：
基本上，对于国内新增风电装机业内形成了共识，从并网量的角度，2021年新增并网风电装机要超过45GW，2022年新增并网风电超过50GW；从发货量的角度，2021年新增风电装机在35-40GW，2022年新增风电装机在45-50GW。预计“十四五”期间，国内新增风电装机超过50GW，相较于”十三五“期间年均约27GW的吊装量来看，大幅增长。关注风电下乡带来的可能的增量，计划未来5年每年10GW。
对于海上风电，从国内外的情况来看，推动远海漂浮式风电的开发基本上成为共识。对于海外来讲，风电等新能源开发商和只有公司在这个方向上都有明确的发展规划，维斯塔斯和SGRE等公司都为此准备了15MW容量叶轮直径超过200米的风电机组也都是为深海漂浮式风电开发做准备，而国内明阳风电也在积极推动相关方面的工作，并在西班牙取得了相关的订单。
总体来看，国内外风电市场都表现出蓬勃的发展趋势，装机有望保持持续稳定增长。
关于机组大型化和创新：
目前来看，风电机组的大型化是行业发展的必然趋势，或者说行业在通过大型化降低投资成本和度电成本。而这方面是从行业里看到的最可喜的方向之一，到场的企业家预测，到“十四五”末期国内西北陆上风电机组的容量将达到8-10MW，东南部地区陆上风电机组的容量将达到5-6MW。机组大型化减少单W的材料重量、生产成本和维护成本等。
海上风电机组目前样机的容量在15MW左右，预计到“十四五”末期到20MW，叶轮直径到200米以上。各个厂家都在积极的通过技术的进步推动成本的下降，一方面是机型的完善和多样化，另一方面是自动化智能化水平的提升。而这样也为产业链重塑带来了机会，一方面零部件的多样化进一步丰富，支持了机组的创新，另一方面也有零部件企业领导抱怨零部件样式太多不利于成本的下降。但是不管怎么说，我们认为，在很多机组固定下来之前，机组制造商还都在通过各种办法实现装机成本和度电成本的下降。
另外一个今年很明显的变化就是带齿轮箱机组数量的增加。至少目前来看齿轮箱的方案是陆上风电机组的必然选择，包括金风和上海电气也都选择和发布了相关的风电机组。参展的齿轮箱企业包括南高齿、威能极和德力佳等。
海上风电机成本的下降，一方面得益于机组大型化的发展，如上所述；一方面来自基础上的创新；另一方是来自安装等相关成本的下降。从成本来看机组30%多，基础约30%，其他30%多，所以海上风电机组成本的下降从机组、基础和安装等多方面着手。（一是机组的大型化和定制化，二是降低运输和安装造价，三是通过自主化实现关键技术可控；四是高性能替代材料；五是大功率齿轮箱和百米叶片）
关于风机毛利率：
对于风电机组的毛利率，大家都讳莫如深。目前来看，陆上风电机组的价格已经降至2000元出头/千瓦，风机厂家表示这样的价格在毛利率上会面临压力，但是还是盈利的，也有企业管理层表示，这个价格下成本依然有下降的空间。而一些企业管理层表示，在今年的报价水平下，明年的毛利率水平相较于今年还是会面临压力，但还是好于历史极端水平。而协会在此前也预测，到“十四五”末期，风电的成本在风速较好的地区可以降低至0.1元/千瓦时。另外来看，对于风电零部件来说，在毛利率上同比和环比都会面临一定的压力。
对于海上风电，近期海上风电报价出来4800-4900元/kw的报价，基本上可以确定是个例，一方面离岸比较近，另一方面还要看附加的商务条款。因此可以确定这样的报价并不具有代表性。但是如前文所有，整机厂家还是在想办法推动成本的持续降低。当然，行业发展到今天，整机厂家并不会完全不要利润而进行低价竞争，还是要保证基本利润。
关于风电产业布局：
海外设厂会成为趋势么？风电整机厂家会去海外设厂么？零部件企业会去海外设厂么？目前来看，海外设厂可能会成为风电产业布局的发展趋势，我们能够看好风电行业呈现多点的发展趋势，而不同国家还是有一定的保护政策。比如维斯塔斯在印度就设有两个工厂，比如海外整机企业去巴西设厂等，可能对带动相关零部企业的海外布局；而随着整机厂家在海外项目的增多，海外设厂的概率也在提升。目前来看，随着国内企业禁止在海外建设煤电，国内新能源企业跟随央企出海的概率在提升，而跟海外的合作也会成为重要的看点。
关于后服务市场：
目前来看，对新能源需求的主体多样化，目前来看风电后服务市场形成的概率越来越高。以前央企开发风电场的时候，后服务基本上由自己完成，但是随着需求主体的多元化，非央企企业倾向把服务市场进行外包。这样来看，风电机组制造厂家进入后服务市场并形成相当的收入规模成为了可能性。
1.叶片龙头：今年叶片均价比去年下降了25-30%，成本上行，盈利能力变差了很多，上半年业绩好，主要是之前的高价订单交付，6-7月份，海上风电就交了大部分；下半年开始体现价格战后的订单；叶片：最主要的是叶根，主梁和叶尾，叶片出问题也是这三个位置出问题；未来售价端压力大，主机价格降的厉害，主要看成本端能不能有大幅下降
2.中际联合：需求方面，30-40%是升降机，60%是免爬器，其余是助爬器；公司的客户主要是开发商（40%左右），主机厂（30%多）和塔筒厂；生产周期4-8周，下单快的1个月就能交付，产能不是问题，未来目标市占率70%以上，海外盈利比国内好，海上比陆上好，存量市场里面60-70%已经装了免爬器，海外收入增速快于国内，升级这块丹麦企业在上海有工厂，在国内排第二有10%多的份额，免爬器丹麦企业没有做，公司只占了60%多；印度市场收入下降主要是印度的风电装机下滑严重，美国市场增速还可以；免爬器2万一台，升降机4万一台；
3.风机企业1：
海上风电：此次海装和明阳的海上低价订单，主要是今年业主看实在装不了了，要重新招标，所以让明阳和海装降价，然后还是他们的订单，公司就没有去陪标，3000-4000的价格，主要是离陆地近，其次，是大小结合的方式，3MW和5.Xmw，3MW按照陆地的价格走，所以均价低，今年之前预计8-10GW，明年3-5GW，明年会有招标，主要是今年很多项目并不了网，需要重新招标，明年平价很难，海装和明阳的项目是很特殊的情况；
海外：维持每年2GW的出货量，这两年主要是东南亚；
电站：公司会加大电站开发，1.5-2GW，出售0.7-1GW每年；之前是1.5GW左右，出售0.7GW左右每年
行业装机：总的量明年会好于今年，后年会更好一点，23-25年环比有增加，然后平均50GW多点，所以后面量是逐步上行的；
价格：目前这个价格肯定不是理性的，大家都说1800的成本，这都是纸面成本，实际跟规模，大宗有关，明年肯定有很多企业亏钱；现在很多主机厂都是拿着中标的价格去找供应链谈，反正蛋糕就这么多，大家都需要降本；
格局：这两年又增加了很多企业，之前都要死掉的，这两年抢装的高价订单又活过来了，这两年又要进入洗牌阶段；新进入者可能会存在质量问题
直驱和半直驱：半直驱的重量比直驱低30%左右，降本效应很好，未来如果客户价格不敏感的上直驱，敏感的给半直驱，未来半直驱是趋势，主要是降本的压力；
4.风机企业2：风电就是装备制造业里面的快消品，价格竞争惨烈，明年肯定有很多企业亏钱，风电最好的是路条和电站，现在很多人都去拿风资源和建电站，其他环节竞争太大了；未来降本或者活下来，要么靠规模，规模要大，要么一体化，从风资源开发开始做，开发电站；风电跟火电不一样，国内就哈电，东气，上气，三家基本很默契，基本不去对方地盘玩，价格和盈利能稳住，但是风电厮杀太猛了。
5.风机企业3：供给端增加很多玩家，三一，中车，哈电，联合华锐这些都活过来了，以前基本是金风明阳和远景三家；需求端，电价下跌，倒逼业主选择低价风机，同时新进入者要拿份额就是低价策略，现在的价格肯定不理性的，都是PPT风机，价格战的压力现在并没有体现在报表里面，预计明年1季度开始充分体现。
6.风机企业4：降价是必然，后面6-8mw出来之后，价格会跌破2000，公司有开发业务，有吊装业务，按照算总账来算，不是单一算风机，总的账能赚钱就干；3MW到6MW，降本500-600没问题，越大越能降本，降本需要批量销售和规模化；
风机毛利率：今年2300-2500的价格，基本是5MW以上产品，竞争太剧烈，降本主要通过3MW到6mw大型化降本+利润压缩+材料替换降本（比如铜换成铝来降本）
7.风机企业5：目前来看明年装机的主力是4MW机型，4MW机型的报价在2300-2400元/kw，5MW机组的报价在2200-2300元/KW，6MW机组的报价在2000-2200元/千瓦，机组的成本还有下降的空间，但是毛利率很难回到以前比较高的水平了。目前来看，大型化是降低成本最有效的方法。公司的主要客户是6小和民营企业，我们的质量和服务都是行业内数一数二的。海外业务也开始拓展，目前主要是越南等地，也不排除在海外设厂的可能性。
8.华电重工：海上风电吊装这块，山东到冬天容易结冰，南方天气差，浙江江苏广东福建要好些，还是要看天气。
Q：风电下乡政策其执行力度和可行性如何？
A：风电下乡是提高风能利用率的重要措施，会逐步推进；①风电整体开发量仍然很低。整个新能源发展存在很大的潜力，新能源储量、可开发量、已开发率等方面仍存在很大潜力。目前已开发、已完成利用的风能资源仅占到储量的10-20%，剩下80%是未来可开发的重点，其中包括高海拔、高寒、高纬度、高塔筒（150-200m）等方面开发仍具备很大潜力。②有人区风能开发是重点。风能可以对标光伏的布局，提高在城市、乡村居住区的利用，同时对标光伏扶贫、渔光互补、能光互补等政策，在广大乡村地区大幅挖掘土地可利用率和风电可开发量。国家考虑十四五集中开发特高压、超高压大规模集中式的风电同时，继续深入推进分散式、经济化的风电开发模式，因此孕育出来风电下乡政策。风电下乡一方面提升了风电开发力度和利用效率，另一方面也是迎合乡村振兴大战略的考虑，把资源从农民拿过来变现成资产，与村民共享。
Q：2021年招标情况？
A：招投标量：按照每年招标、开工、吊装、投产的节奏，一般来说Q3为招标高峰期。Q4会照顾一些2022年投标需求，仍会有一些招标量放出，但是根据今年Q3招标来看，低于2020年同期，整个下游业主也在等在机组降价然后大范围放单，Q3目前还没有完全放量，如果要保证2022年正常交付，因此Q4有比较大的放量空间，招标量会大幅超过2020年同期，预计还会有15GW以上的定标量，预计整体达到45GW左右，能满足2022年陆地风电40-50GW装机要求。
Q：招标到交付时间？
A：按照风电行业整体建设节奏，Q3招标，Q4定标，然后进行开工前的准备（开工手续准备、环评等），同时11月之后北方进入冬季冻土期无法施工，会到来年3月开工，每年6-8月是交付高峰期，预计2-3个月完成吊装，因此到每年的9-10月完成投产。
Q：风机价格走势？
A：低价走势不是长期趋势，风电竞争已经从价格转向综合能力。2021年以来地平价化让下游需求有一定萎缩，包括从招标量、投产量来看周期拉长，需求萎缩给到价格很大压力。但是近期频频出现低价中标案例，并不代表未来价格走势会一味下行。整机商会保证自己的盈利空间，风电行业从价格竞争转向品质、投资效益、全生命周期管理的综合竞争。2012-2013、2018-2019年风电经历过很严重价格战，历史证明价格战对市场不是良性发展，只是满足某些厂商需求，长期不利于整个行业发展。价格战在某个方面会起到倒逼行业良性提升整体成本优化、经营效率，但从长期来看风电仍处于成长期，价格长期激烈竞争不利于良性发展。
Q：原材料涨价较多，零部件价格会如何，对整机价格的影响如何？
A：目前已进入年度招标高峰期，从上游到整机订购决定了整年基调。目前上游原材料中粗钢、玻纤、树脂、可替代先进材料、碳纤等都属于涨价阶段，从上游到下游，两方面迫使行业整体价格上涨。一方面上游涨价，下游肯定随之涨价。预计Q4整个竞标中标价格会比Q2和Q3有所上涨。另一方面，从各主机厂成本控制来看，已经完全汲取过去上游上涨、下游降价的经验，都在优化供应链，包括合资开发供应链模式、采用融租模式减轻开发压力等方式。综上，主机厂会将成本重新传给上游或者自己优化成本降解途径，减轻自身压力。上游零部件涨价并没有完全传达给下游整机厂，因为下游电价持续下行，电价很难涨上去，下游开发层和运营难度加大。中游整机厂仍有很大向上游传导空间，不会像2020H2当时叶片、铸件等大幅度上涨导致整机大幅度上涨的情况。
Q：政策对海风装机情况影响？
A：海风存在很多争议，一些不乐观的机构认为2022年会全面去补贴。我们比较乐观，国家明文规定退补贴不是很明朗。根据目前掌握的情况，电价还是处于0.6元~0.8元的水平。未来去补贴仍然有一半以上的空间。从陆风去补贴路程来看，到了平价化至少用3-4年。海风降本仍然没有完全提上日程，仍然是供需关系主导，国家没有明文规定，行业不希望补贴一次性降到位，因此还有相当长的降价时间。
Q：除了竞争以外，海风降价有哪些路？
A：未来几年成本结构、供应链结构需要梳理，目前整个海风大机组造价仍然很高，4GW海风整机成本至少在3500-4000元/W，5GW及以上成本会随着机组功率提升而提升。不具备和陆风同等规模化的显现。从海工角度（陆上集控中心、海上升压站、海缆）来看降本趋势也不明朗，35KW每公里造价处于60-100万元水平，集电线路到海上汇流站、集控中心这种高等级传输线路每公里海缆造价为350-450万元每公里，因此整个风电场，尤其是远海风电场造价仍然有很大降本空间。40公里离岸距离的海风上网电价处于0.6-0.8元，100公里及以外海风修电成本会有很大提升，未来远海深海风电上网电价会高于0.6-0.8元。目前中国还没有100公里，只有50-60公里左右，参考英国，0.6-0.8肯定做不下来
Q：目前大幅度开发陆风的瓶颈？
A：平价化后全国的风电批文情况具备一站式效率，瓶颈从政策过渡到技术方面。①资源测量和利用能力。陆风除了加高塔筒、提升机舱高度来提高风能利用率，加长叶片长度提高风能转化效率外，经济化选址、机组选型、机组排布等多个方面仍具有更大的提升空间。②政策因素限制风能资源量。从土地利用、生态保护规划等方面来看，很多风电资源处于保护区、国家公园、生态红线上。按照不完全估测，真正可以转化为风电的资源达到60-70%，其中15%-20%是可开发量，目前行业已经在其中开发了30-40%。未来要提升土地利用率，从无人区转向为有人区，提高风电利用效率。
Q：分散式风电发展情况？
A：从政策的技术要求来看，分散式并网等级、消化要求、传输线率要求远高于集中式风电；从政策补贴来看，只有部分区域有地方性补贴，一般为0.05-0.1元区间，这个幅度补贴只是在平价上有一定激励，但是对于10多台小规模的风电机组其成本并没有形成覆盖。从技术难度、成本效益、政策等多方面而言，分散式单GW开发费用居高不下。
Q：2022年陆风、海风装机量能到多少？
A：①陆风：迎合十四五风光年均120GW要求，风电十四五期间每年会到50-60GW，2022年陆风会到45-50GW左右；②海风：不考虑海风竞争的情况下，预计2022年会达到5GW~6GW，若广东、江浙等地区沿海有上下游方面的补贴，乐观装机量能到7~8GW。
Q：陆上风电平价节点？
A：到2021年末招标不会存在补贴情况，因此是2021年。
Q：风电技术和成本突破有哪些方向
A：①单机：机组轻量化设计、中低速发电机设计、半直驱大幅度应用、叶片从玻纤到碳纤的体现，塔筒轻量化、柔性、齿轮箱多级传动设计等方面。②整体：下游吊装、运维无人化等。风电大型化不是简单地将机组额定功率放大，在大型化基础上有很多成本下降的要求，这就是技术提升的体现。根据风能展会中海风的情况来看，海风平台在向15-20MW转化，很多家厂商已发布16-20MW平台。大功率平台是为未来深海风电建设、吊装成本下降等方面做准备，传统固定式的风电基础、传统的风电场布局等多个因素无法保证现有的深海风电成本进一步下降。从国际风电的情况来看，机组会向漂浮式、轻盈化吊装发展。单机、整体技术和成本都有很大的提升方向。
Q：2021Q4招标量意味着什么？
A：2021年是风电的分水岭，Q4招标量体现平价化后业主、主机厂是否做好了降本准备，决定了2022年的全年情况。Q4的招标量将表明价格能不能满足主机厂的成本期望，如果上游成本情况无法满足主机厂要求，那么2022年装机量会出现一定变数，整机价格可能会出现下行压力。如果Q4量能够放出来，那么说明平价化成本突破已经取得很好的进展，为之后平价化放量奠定很好的基础。主机厂和业主的诉求并没有形成相互对立，平价化后对下游开发和中游制造都有很大的压力，目前出现了很多集中化项目中业主和主机厂捆绑投标的情况，它们出现了很强的阵容来共同抵抗价格压力。整个行业里面，中游和下游价格基本协调好了，上游的成本倒逼压力还没有传导到位。下游业主也是面临很大项目推进压力，一个是等待整机价格优化的进程，一个是想快速将资源变现为资产。
Q：前两年一些主机厂有大量未交付订单，这些订单现在的情况
A：①被2021年70多GW装机量消化了一部分；②2019年有很多低价订单，部分订单存在转单等现象。目前来看前三家厂商现有长期未交付订单比较有限，不存在2019年那种积压情况。
Q：前三家主机厂的中报披露出的装机量降低该如何解读？
A：前三家：可能是它们的战略性选择，而不是市占率的降低。2020年年底前三家在手订单预计为18GW、12GW 、10GW，订单量均基本排满。2021年可能为照顾产能，前三家战略保留优质订单，放弃劣质订单。
Q：主机厂如何控制原材料成本上涨的影响？
A：①合并上游：像金风已经和一些稀土厂商合作，控制了上游一些资源，规避了上游涨价的问题。②减少产品金属使用率：以金风为例，金风在提高永磁材料转化效率等技术，降低产品的稀土、铜等金属使用率，逐步摆脱上游材料成本上涨导致机组成本的上涨。
Q：JF轻量化、小型化能做到什么水平？
A：①并列式机组：比如4GW机组会由两个2GW机组构成，两个机组可组成可分离，两个2GW建造成本加总会低于4GW。②超紧凑式机舱设计：在发电机吊装成本较高的情况下，超紧凑式机舱设计可以极大减少机舱吊装成本。
Q：风电供应链哪些环节供给压力大？
A：①叶片：长期受制于大型化叶片、叶片模具、叶片设计测试、叶片下线前测试平台规模等方面限制，叶片长期处于供不应求，叶片往往是制约装机最主要的卡脖子要素。从中材等叶片厂商产能来看，全年叶片供应不超过5万台套。②铸件：高强度铸件、机舱、轮毂、法兰等产能长期不足。③轴承：国产化程度不太高的主轴、发电机轴承、齿轮箱轴承等方面产能长期不足。
