（报告出品方/作者：天风证券，孙潇雅）
风电行业：从周期性向增长性转变，关键在于IRR
回顾2011至2020年间国内风电装机量的变化，明显可见风电领域具有明显的周期特征。随着2021年陆上风电平价的实施和2023年海上风电平价的推广，风电行业的周期性特征正在逐步减弱，向着稳定增长的阶段迈进。
底层逻辑：IRR是推动装机增长的核心因素。IRR，即内部收益率，简单来说就是（①发电收入的折现值 - ②投入成本的折现值）/ ②投入成本的折现值。进一步简化计算，①为发电小时数乘以（1 - 弃风率）再乘以单瓦电价；②为单瓦投资成本。IRR与单瓦电价正相关，而与弃风率和单瓦投资成本则呈负相关关系。
周期性特征：从过去十年的装机情况来看，风电行业大致每五年出现一个周期，这一周期性特点主要与IRR的波动相关。2011-2013年和2016-2018年是两个周期的低点，而2015年和2020年则分别是两个周期的高点。周期性形成的原因如下：1）高点：由于陆上风电在此前未实现平价，需要国家给予补贴，以激励业主投资风电项目。2009-2020年间，陆风电补贴政策逐渐退坡，2016年标志着补贴减少的开始，而2020年则为补贴政策的终结。业主为了赶在补贴结束前进行投资，导致2015年和2020年出现了两轮装机高峰。2）低点：2010年和2015年装机量较高，但由于电网消纳问题，2012年和2016年弃风率达到峰值，业主的发电收入下降，从而导致IRR降低，进而抑制装机增长。
成长性展望：从2021年开始，风电板块的增长潜力将逐渐显现。主要原因在于成本的降低将提升IRR，从而促进装机增长。
在发电收入方面：1）自2021年起，陆上风电不再享受补贴，因此上网电价将趋于稳定；2）根据2018年底发布的清洁能源消纳行动计划（2018-2020年），弃风率要求低于5%。2019年以后，弃风率明显改善，2021年上半年弃风率保持在3-4%左右，并未出现上升趋势。3）随着风机技术的进步，虽然发电小时数的增加幅度有限，但至少会保持稳定增长。成本方面：风机占风电项目成本的40%-50%，降低风机成本是关键。根据市场投标价格，2021年1月的投标价格为2991元/kw（基本对应2022年1月的交付价格），相比2020年5月的3738元/kw，下降了约700-800元/kw。
预计在“十四五”期间，陆上风电和海上风电的复合年增长率将达到21%。
1）陆上风电：假设造价下降主要由于风机价格降低，700-800元的降幅大约对应整体成本的10%-15%的下降。目前，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区的陆风平价项目IRR已高于之前有补贴的IRR（Ⅳ类稍低，考虑继续降本后，预计Ⅳ类平价项目IRR也将超越有补贴项目）。综合发电收入端和成本端，预计风电项目IRR将呈现上升趋势，进一步推动装机增长。预计2021年的装机量将达到35GW，未来“十四五”期间的复合年增长率将为21%。2）海上风电：2021年为抢装年（海上风电国家补贴的最后一年，地方补贴几乎可以忽略），预计到2023年左右将实现平价，这将促进海上风电装机增长。“十四五”期间海上风电的复合年增长率预计为19%。考虑到2021年抢装的影响，2022年海上风电装机基数较低，以2022年的7GW基数计算，2022-2025年的复合年增长率预计将达到42%。（报告来源：未来智库）
风电行业：IRR提升的关键在于成本降低，而风机的大型化是主要的降本途径
降本的主要手段是风机的大型化。
风机在整个项目中的成本占比超过40%，因此风机成本的降低至关重要。风机的原材料成本占比高达90%，虽然设计上的轻量化可以实现一定的降本，但整体幅度有限。目前风机价格的下降主要受到价格战的影响，预计长期来看这种情况不可持续。风机的大型化趋势正在加快，这有助于摊薄单位材料的使用量，为风机成本的长期降低提供了可持续的途径。
预计在2022年下半年，陆上风机的大型化将明显加速；海上风机目前招标项目较少，暂不作预测。
在2018年至2021年间，单机容量从2.1MW稳定增加至2.9MW，每年递增约0.2MW。根据2021年下半年的招标情况，单机容量基本在4-5MW，因此按照一年交付周期推算，预计2022年下半年单机容量将达到4.5MW，显示出明显的加速趋势。
核心竞争在于产能布局：陆上风电依赖500公里的运输半径寻求最佳布局，而海上风电则考验码头资源的获取能力
产能布局是竞争的核心。
塔筒与风机配套，一般由主机厂根据风机机型和地形进行设计，而塔筒企业主要负责生产制造，因此塔筒的生产较为标准化。在成本方面，直接材料（占比80%以上）、人工（5%）和制造费用（5%）的差异不大。但由于塔筒重量较重，运输半径成为一个重要因素，因此塔筒的竞争核心在于产能布局，通过合理布局来摊薄运输成本，从而在盈利方面形成差距。目前，单吨塔筒的盈利最好在1000元左右，而较差则在500元左右。
陆上风电：500公里的运输半径需要寻找最佳布局点，这本质上是综合能力的考核。
海上风电：核心在于码头资源的获取能力。
天顺和大金主要布局在东部沿海，而天能和泰胜则采取全国布局。
头部企业的产能布局策略有所不同，天顺和大金主要在东部沿海建立大型基地，以便于出口和海上风电布局，而天能和泰胜则在全国范围内进行小基地布局。天顺在陆上风电领域是领先者，大金则在海上风电领域占据领先地位。
截至2021年底，天顺风能的产能约为94万吨（全部为陆上），大金的产能约为84万吨（陆上40万吨，海上44万吨），天能的产能约为59万吨（陆上31万吨，海上28万吨），泰胜的产能约为53万吨（陆上33万吨，海上20万吨），海力风电的产能约为47万吨（大部分为海上）。
未来几年的主要关注点在于海上产能布局，核心是争夺码头资源。
到2025年，增量主要来自海上风电。
根据我们对塔筒市场规模的预测，2021-2025年全球陆上风电塔筒需求预计从579万吨增长到631万吨，海上风电塔筒需求预计从410万吨增长到887万吨。未来的竞争重点在于海上风电的布局。
海上布局的核心是争夺码头资源。
海上塔筒和桩基与陆上的没有太大区别，因此技术壁垒较低。竞争的关键在于拥有自有港口和码头，这样可以最大程度地降低物流成本。从海力风电的招股
书中可以看到，海上风电的运输成本高于陆上风电。特别是桩基由于重量大，运输成本相对更高。从海力风电的自有码头来看，其运输成本明显低于从其他地区运输的成本。海力风电在如东拥有自有码头，通过自有码头运输比从其他地区运输便宜一半以上。从运费占比来看，2018-2019年，由于从如东到盐城的运输较多，运费较高，占到价格的4-5%。而2020-2021年，海力风电大部分桩基通过自有码头运输，运费占比降至2%。以单吨运费计算，18、19年的数据表明，自有码头运输每台风机的运输成本可节省约4万元，按600吨计算，单吨节省至少600元（塔筒单吨净利润一般在800-1000元之间）。
自有码头资源具有稀缺性。
主要表现为港口建设由政府规划，并且功能划分明确。每年新增的万吨级泊位数量仅为几十个（其中10万吨级以上的每年新增约20个）。企业需要获得港口岸线使用权证，并经过交通部审核，才能进行码头建设。一般情况下，从规划到建成码头需要1-2年的时间。例如，大金重工的蓬莱专用码头建设计划早在2017年政府工作总结中有所提及（可能2017年之前已获得岸线使用权证），并于2018年开始建设，2019年完成并开放了一个码头泊位。
目前，自有码头的企业有大金重工、海力风电和泰胜风能，从泊位数量和质量上看，大金重工的优势最为明显。
1）大金重工：蓬莱码头水深10米至17米，是国内优质的深水码头，并配备了起重能力达1000吨的龙门吊。截至2021年底，大金共有3个泊位，其中10万吨级对外开放的专用泊位2个，3.5万吨级对外开放的专用凹槽泊位1个，预计2022年可新增2个10万吨级泊位，总数将达到5个；2）海力风电：截至2021年底，拥有一个5万吨级泊位，位于江苏如东小洋口；预计2022年将在通州湾建设1个2万吨级泊位和1个5000吨级泊位，总数将增加至3个；3）泰胜风能：蓝岛码头，岸线长度为490米，泊位数量暂时未知；4）天能重工：与政府合作，租用政府的码头。
自有码头企业的运输成本明显优势
自有码头的大金重工和泰胜风能的单吨运费在200-300元之间，而主要竞争对手的运费则高出100-200元。
在四大龙头企业中，天顺的出口业务最多，其次为大金和泰胜，而天能重工尚无出口业务。根据单吨运费（包括陆上、海上和出口），大金和泰胜的单吨运费较低，约为200-300元。这主要依赖于其自有码头的优势。而天顺由于出口量大，主要依赖太仓工厂进行出口，单吨运费比前两者高出约200元。预计随着天顺在2022年底建立的海工基地（包括码头）投入使用，单吨运费有望下降至少100元，从而提高单吨盈利。
格局：龙头企业扩产加速，市场竞争格局优化
过去塔筒生产领域的格局较为分散，这主要由于风电行业的周期性特征以及塔筒的运输半径限制，导致头部企业扩产的动力不足。从2021年开始，风电行业的成长属性逐渐显现，四大龙头企业的扩产趋势也愈加明显。从全球市场份额来看，CR4（四大龙头企业）的市场份额将从2020年的20%提升至2023年的40%。
具体而言，21-23年间，天顺的成长路径涵盖了陆上和海上风电，而大金则专注于海上风电。
天顺在全球陆上市场的份额预计将从12%提升至20%，海上风电方面，天顺计划建设60万吨产能，假设2022年底全部投产，则2023年海上市占率将提升至12%。大金在全球海上市场的份额预计从2021-2022年的8%提升至28%（塔筒扩产迅速，目前已公告项目总计80万吨，公司预计将继续规划产能以维持市场份额）。