风电行业专题报告：大型化驱动降本提速，风电行业顺势启航-华西证券.pdf-solarbe文库

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请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明仅供机构投资者使用证券研究报告|行业策略报告大型化驱动降本提速，风电行业顺势启航分析师杨睿 SAC NOS1120520050003 分析师李唯嘉 SAC NOS1120520070008 2022年6月3日华西证券风电行业专题报告 138296 复盘补贴助力风电行业成长，周期波动明显1 1 复盘补贴是前期驱动风电行业发展的重要因素我国风电行业发展规模逐步壮大  风电装机量及装机量占比高速增长。截至2014年底，风电累计并网装机仅96.4GW；到2021年底，风电累计并网装机已达328.5GW，7年复合增长率达19.1。风电占总装机容量的比例也在持续增长，从2014年底的7.1提升至2021年底的13.8，年均提升0.96pct。未来随着风电装机规模的持续增长，这一比例将继续提升，风电将成为实现能源转型目标的重要方式之一。  风电发电量及发电量占比持续提升。风电发电量方面，从2008年的131亿千瓦时增长至2021年的6526亿千瓦时，2008-2021年复合增速高达35.0；风电发电量占比方面，2008年这一数据仅为0.4，到2021年已达7.9。预计未来风电占比仍将持续增长，风电将成为我国电力供应的重要方式之一。 2资料来源国家能源局，华西证券研究所图历年风电发电量及发电量占比资料来源国家能源局，华西证券研究所图历年风电累计并网装机规模及风电装机占比 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 风电发电量（亿千瓦时）发电量占比 0 2 4 6 8 10 12 14 16 0 50 100 150 200 250 300 350 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 累计并网装机（GW）风电装机量占比 1 补贴政策驱动下，风电行业快速成长  陆上风电装机规模持续增长。陆上风电资源丰富，技术相对成熟、成本较低，在国家补贴政策推动下，国内陆上风电装机量在过去实现快速增长。2019年5月，国家发改委发布关于完善风电上网电价政策的通知，其中明确“自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴”，因此2020年陆上风电项目积极抢装并网，全年实现新增并网装机68.6GW，同比增长188.8； 2021年进入陆上风电平价上网时代，全年实现新增并网装机30.7GW，截至2021年末，陆上风电装机规模已达302GW。  海上风电装机规模跃居世界第一。2019年5月发布的关于完善风电上网电价政策的通知中明确“对2018年底前已核准的海上风电项目，如在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”。在国家补贴政策的驱动下，2021年全年实现新增海上风电并网装机16.9GW，同比增长452.3，累计装机规模达26.4GW，海上风电装机规模跃居世界第一。 3资料来源国家能源局、中商产业研究院、华西证券研究所图历年陆上风电新增装机规模及累计装机规模资料来源国家能源局、中商产业研究院、华西证券研究所图历年海上风电新增装机规模及累计装机规模 0 5 10 15 20 25 30 2016 2017 2018 2019 2020 2021 海上风电新增装机规模（GW）海上风电累计装机规模（GW） 0 50 100 150 200 250 300 350 2016 2017 2018 2019 2020 2021 陆上风电新增装机规模（GW）陆上风电累计装机规模（GW） 1 复盘补贴是前期驱动风电行业发展的重要因素 -50 0 50 100 150 200 0 10 20 30 40 50 60 70 80 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 中国风电新增装机（GW）同比增速成长中呈现周期性波动  复盘历史，根据政策支持情况我们将风电行业归纳划分为三个阶段①行业萌芽期；②产业引导期；③补贴发展期  行业萌芽期（2002年以前）初期我国风电技术尚不成熟，装机规模增长有限。截至2002年，我国风电累计装机量仅0.47GW。  产业引导期（2003-2008年）2003年9月，国家发改委发布风电特许权项目前期工作管理办法，实行“风电特许权”模式，相关项目需通过公开招标选择投资者。为获得项目资源，风电场业主不断压低项目成本，间接推动风电行业实现装备国产化，促进我国风电装机规模快速增长。根据CWEA数据，我国风电新增装机量从2003年98.3MW增长至2008年的6.2GW，年复合增速高达128.9。  补贴发展期（2009-2021年）2009年7月，国家发改委发布关于完善风力发电上网电价政策的通知，通知将全国分为四类风能资源区，并制定了相应的标杆上网电价，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类资源区上网电价每千瓦时分别为0.51元、0.54元、0.58元以及0.61元，我国风电行业正式开启补贴时代。 4 1 资料来源CWEA、WWEA、华西证券研究所图历年风电新增装机及同比增速 2002年以前行业萌芽期 2003-2008 产业引导期 2009-2021 补贴发展期复盘补贴是前期驱动风电行业发展的重要因素成长中呈现周期性波动  我国风电装机规模在过去实现快速发展，但新增装机在成长中也呈现出明显的周期性波动，新增装机量经历三次峰值以及两轮下跌  2010年根据CWEA统计，新增装机量达到18.9GW，同比增长37.1，为第一阶段性峰值。  2011-2012年2011年国内风电新增装机量首次出现下滑，直至2013年行业开始恢复正增长。  2015年风电行业逐渐复苏，根据CWEA统计，2015年我国风电新增装机量达到30.75GW，同比增长32.5，为第二阶段性峰值。  2016-2017年2016年国内新增装机量再次回落，经历两年调整后2018年行业恢复正增长。  2020年2020年受抢装影响，新增装机量再次创出历史新高，为第三阶段性峰值。我们发现行业周期的演绎与补贴和消纳两个重要因素有关补贴刺激装机爆发消纳能力不足政策限制装机消纳好转新增装机恢复补贴退坡抢装爆发。 5 1 -50 0 50 100 150 200 0 10 20 30 40 50 60 70 80 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 中国风电新增装机（GW）同比增速资料来源CWEA、WWEA、华西证券研究所图历年风电新增装机及同比增速（红色为阶段性新增装机高点）弃风率上升，开始限电弃风限电达到峰值，后续逐步改善发布全国风电投资监测预警体系风电投资监测预警结果逐步改善 2020年和2021年分别为陆风和海风国补退出的最后一年复盘补贴是前期驱动风电行业发展的重要因素补贴政策调整及消纳矛盾是造成行业周期的核心因素  新增装机呈现阶段性峰值的原因补贴退坡下的抢装促成行业阶段性高点  标杆电价政策出台，2010年新增装机实现明显增长。2009年国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知发布，其中明确风电电价按照全国四类风能资源区制定相应的风电标杆上网电价，开启我国风电国家补贴的序幕。  2015年补贴退坡，推动风电抢装。随着风电技术的发展，度电成本逐步下降，2014年国家发改委发布的关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知发改价格[2014]3008号提出，2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，及2015年1月1日前核准但于2016年1 月1日以后投运的陆上风电项目，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区标杆上网电价每千瓦时下调0.02元。我国风电行业进入补贴退坡期，并于 2016年、2018年、2019年再次分批下调上网电价。2015年爆发我国风电行业第一轮抢装潮，根据CWEA数据，2015年我国风电新增装机量达到30.75GW，同比增长32.5  陆上国补彻底退出，2020年成为抢装窗口期。2019年国家发改委发布的关于完善风电上网电价政策的通知提出，2018年底之前核准且2020年底前仍未完成并网的陆上风电项目，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准、2021年底前仍未完成并网的陆上风电项目，国家不再补贴；同时，自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴，因此在最后的补贴窗口期爆发了第二次风电抢装潮。根据国家统计局数据，2020年国内风电新增装机量71.7GW，同比增长178.4。 6 1 复盘补贴是前期驱动风电行业发展的重要因素 7资料来源国家能源局、国家发改委、华西证券研究所图历年陆上标杆电价和上网指导价情况 1 文件发布时间 2009/7/20 2014/6/5 2014/12/31 2015/12/22 2015/12/26 2019/5/21 文件关于完善风力发电上网电价政策的通知（发改价格 [2009]1906号）关于海上风电上网电价政策的通知（发改价格〔2014〕 1216号）关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知（发改价格[2014]3008号）国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知发改价格〔2015〕3044号国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知发改价格〔2016〕2729 号国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知发改价格〔2019〕882号陆上风电 I类资源区 0.51 - 0.49 0.47 0.40 0.34 0.29 II类资源区 0.54 - 0.52 0.50 0.45 0.39 0.34 III类资源区 0.58 - 0.56 0.54 0.49 0.43 0.38 IV类资源区 0.61 - 0.61 0.60 0.57 0.52 0.47 海上风电近海风电 0.85 0.85 0.85 0.85 0.80 0.75 潮间带风电 0.75 0.75 0.75 0.75 新核准潮间带风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。备注 - 分资源区制定陆上风电标杆上网电价。 2017年以前不含 2017年投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85 元含税，下同，潮间带风电项目上网电价为每千瓦时 0.75元。上述规定适用于2015 年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及 2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。 2016年1月1日以后核准的陆上风电项目执行 2016年的上网标杆电价， 2016年前核准的陆上风电项目但于2017年底前仍未开工建设的，执行 2016年上网标杆电价。 2018年1月1日以后核准并纳入财政补贴年度规模管理的陆上风电项目执行2018年的标杆上网电价，2年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价。2018年以前核准并纳入以前年份财政补贴规模的陆上风电项目但于 2019年底前仍未开工建设的，执行2018年标杆上网电价。 2018年以前核准但纳入2018年 1月1日之后财政补贴年度规模管理的陆上风电项目，执行 2018年标杆上网电价。 2019年I～Ⅳ类资源区新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、 0.52元；2019年新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元。 2020年I～Ⅳ类资源区新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、 0.38元、0.47元；2020年新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.75元。将陆上风电标杆上网电价改为指导价。2018年底之前核准的陆上风电项目，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年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。对2018年底前已核准的海上风电项目，如在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。复盘补贴是前期驱动风电行业发展的重要因素补贴政策调整及消纳矛盾是造成行业周期的核心因素  两次新增装机量下降的原因消纳矛盾下政策收紧  2011-2012年地方能源局审批的风电项目审批流程相对简单，但其审批项目不由国家电网保障接收，因此补贴政策刺激新增装机量高速增长的同时，弃风率快速上行至16.2，2012年则攀升至17.1。2012年国家能源局下发关于规范风电开发建设管理有关要求的通知，要求“对风电弃风率超过20的地区，原则上不得安排新的风电项目建设”。随后在多项消纳引导政策出台下，弃风率得到明显改善，2013年弃风率回落至10.7，同比下降6.4pcts,我国风电新增装机量逐步回暖。  2016-2017年经历2015年抢装潮后，弃风率再次攀升至17.0的高位，2016年国家能源局开始发布全国风电投资监测预警体系，各地区红色和橙色的预警结果直接影响当年下达的风电开发建设规模。首批预警结果为红色的地区有吉林、黑龙江、甘肃、宁夏和新疆（含兵团）等五省（区），我国新增风电装机规模开始出现下滑，2016年我国风电新增装机量23.4GW，同比降低24；后续伴随电网外送通道建设等方面的不断完善，投资监测结果逐步转好，我国风电新增装机重回增长。 8 1 资料来源国家能源局、全国新能源消纳监测预警中心、CWEA、WWEA、华西证券研究所图历年风电新增装机与弃风率变化 -40 -20 0 20 40 60 80 100 120 0 10 20 30 40 50 60 70 80 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 中国风电新增装机GW 风电新增装机增速弃风率复盘补贴是前期驱动风电行业发展的重要因素告别补贴时代，风电进入市场化增长阶段  海风国补退出，地补接棒。2020年1月发布的关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见中明确“新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。”国补退坡地补接棒，对于新的海上风电项目，广东、山东出台地方补贴政策以支持海上风电行业发展。据国家能源局数据，2021年全国风电新增并网规模47.6GW，其中海上风电新增并网装机16.9GW，同比增长452.3，增速亮眼。  风电进入平价上网时代，新增装机有望进入市场化增长阶段。22年陆海风国补全面取消，叠加我国特高压外送通道逐渐完善，国补退坡及消纳矛盾两个核心影响因素消除，风电周期传导逻辑被打破。我们认为，风电投资逐步进入市场化发展阶段，随着大型化逐步推进、成本的不断降低，风电装机有望实现逐年稳步增长。 9资料来源风芒能源、华西证券研究所图广东及山东出台地方补贴政策 1 省份补贴政策广东对于2018年底前已经完成核准，在2022至2024年全容量并网的省管海域内项目，每千瓦分别补贴1500元、1000 元、500元，2025年不再补贴，实行当地燃煤电价。山东对20222024年建成并网的“十四五”海上风电项目，省财政分别按照每千瓦800元、500元、300元的标准给予补贴，补贴规模分别不超过200 万千瓦、340万千瓦、160万千瓦。资料来源国家能源局、全国新能源能源监测消纳预警中心、华西证券研究所图经历2020及2021年陆上/海上两轮抢装，弃风率仍维持较低水平 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022Q1 全国弃风率 2020-2022Q1，全国弃风率基本维持在3的水平。复盘补贴是前期驱动风电行业发展的重要因素变革大型化推动降本，高收益打开空间2 10 风电行业需求由补贴政策驱动向收益率驱动转变  近期风机新增招标规模和风机招标价格关系发生变化  2019年招标规模较大，下游需求旺盛，风机价格持续提升，风机价格和招标规模呈现正相关；  2021年初以来，风机招标价格持续下降，但风电招标量规模有所提升，风机价格和招标规模呈现负相关；  我们认为，除零部件价格回落因素外，风机招标价格下滑主要受益于风机大型化带来的降本影响。  我们认为，风电行业需求逻辑已经发生较大变化补贴时代行业需求主要受到补贴政策及抢装驱动；进入平价时代后，风机大型化进程加速，促使风电场建设成本降低、下游投资收益水平提升，进而将驱动行业需求增长。资料来源金风科技，华西证券研究所注每季度各类机型的投标均价数据采用每季度最后一个月的投标均价图近年分季度风机新增招标量及招标价格趋势 2.1 0 5 10 15 20 25 30 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000 4,500 2018Q1 2018Q2 2018Q3 2018Q4 2019Q1 2019Q2 2019Q3 2019Q4 2020Q1 2020Q2 2020Q3 2020Q4 2021Q1 2021Q2 2021Q3 2021Q4 2022Q1 招标规模 2.5S机型投标均价（元/kw 3S机型投标均价（元/kw 4S机型投标均价（元/kw 月度公开价格（元/kw 招标规模提升显著，行业需求具备支撑 11 风机大型化趋势明确，驱动成本持续下降  大型化风机具备多重优势。1）通过容量提升，可使风机单位千瓦的物料用量下降，从而降低风机单位千瓦物料成本；2）可降低风电场道路、线路、基础、塔架等建设成本，进而加速风电度电成本下降；3）在风能资源及土地资源紧缺的情况下，采用大容量机组可解决风电机组点位不足的问题，提升有限空间内风电场开发容量和空间利用率。  风机大型化应用对降本有显著影响  风机在项目投资中的成本占比最大，根据陆上风电平价上网经济性研究显示，此前风机成本在项目投资中占比超40，因此风机价格下降可显著降低风电项目单位投资成本。  大型化机组投标均价下降速度较快。据金风科技统计，4S机组风机价格从2020Q3的3,000元/kw以上降到2021Q4的2,300元/kw左右。图国内月度公开风机投标均价资料来源金风科技，华西证券研究所资料来源陆上风电平价上网经济性研究2020 ，华西证券研究所图平价上网风电项目投资构成示例 44.6 18.2 12.9 8.8 5.6 5.1 1.9 1.7 1.2 风机建筑工程塔筒其他集电线路设备升压站设备基本预备费建设期利息施工辅助工程 2,000 2,200 2,400 2,600 2,800 3,000 3,200 3,400 3,600 2020年6月 2020年9月 2020年12月 2021年3月 2021年4月 2021年6月 2021年9月 2021年12月 3S机型投标均价（元/kw 4S机型投标均价（元/kw 机组大型化是降本的核心原因2.2 12 风机大型化应用可显著降低项目投资成本和度电成本，提升项目收益率  大型化风机应用将从整机成本、塔架、基础安装等多维度带来建设成本和度电成本下降。据平价时代风电项目投资特点与趋势测算，以一个约100MW的项目为例，当机组单机容量由2MW增加至4.5MW时  塔架、基础、安装、道路、线路、土地等投资成本显著降低；  静态投资可降低932元/千瓦，降幅14.5；LOCE可降低0.0468元/千瓦时，降幅13.6；全投资IRR可提升2.4pct至11.68；资本金IRR 可提升9.3pct至27.49。  大型化产品的应用可显著降低初始投资和度电成本，未来随着大型化进展加速，风电投资收益率有望持续提升，从而驱动装机需求的显著增长。单机容量 MW 台数项目容量 MW 静态投资元/千瓦全投资 IRR 资本金 IRR LCOE 元/千瓦时 2.0 50 100 6449 9.28 18.24 0.3451 2.2 45 99 6375 9.45 18.85 0.3414 2.3 43 99 6279 9.67 19.66 0.3366 2.5 40 100 6221 9.82 20.19 0.3336 3.0 33 99 6073 10.18 21.54 0.3262 4.0 25 100 5767 10.97 24.63 0.3108 4.5 22 99 5517 11.68 27.49 0.2983 资料来源平价时代风电项目投资特点与趋势，华西证券研究所图采用不同单机功率机组对投资成本的影响资料来源平价时代风电项目投资特点与趋势，华西证券研究所表采用不同单机功率机组对投资额、IRR和LCOE的影响 2.2 机组大型化是降本的核心原因 13 业主对大兆瓦机型愈加青睐，4.0M及以上大型风机正成为主流需求  从装机情况看风电机组平均功率持续提升。据CWEA统计，2010年中国新增装机的风电机组平均功率仅不到1.5MW，2019年提升至将近 2.5MW；随着陆上风电和海上风电陆续进入平价时代，下游对于降本的意愿更加强烈，预计大型化趋势将持续加速。  从招标要求看近期多数招标项目均要求4.0MW及以上的风电机型。据风电财经披露，5月23日开标的中广核5个风电项目招标单机容量要求均为4MW及以上或5MW及以上的大容量机组，并且供货期要求均为2022年下半年。根据此前风芒能源统计，深能苏尼特左旗500MW特高压风电项目招标设备为单台6.0MW及以上风机及其附属设备；国投瓜州北大桥第七风电场A区200MW项目招标要求单机容量5.0MW- 6.25MW，包含6.25MW。进入2022年后，风电项目招标中对于大型化机组应用速度正在加快。资料来源CWEA，平价时代风电项目投资特点与趋势，华西证券研究所图19912019年全国新增和累计装机风电机组平均单机容量资料来源北极星风力发电网，风电财经，千里马，华西证券研究所表近期部分项目招标机型要求 2.2 项目名称项目规模（MW）单机容量中广核新疆兵团36团风电项目 200 4.0MW及以上中广核广西钟山唱歌山风电场 150 5.0MW及以上赤峰市扶贫改革10万千瓦项目 100 5.0MW及以上阿右旗100MW智慧风储项目 100 5.0MW及以上河南信阳固始风电项目 100 4.0MW及以上大唐黄梅孔垄50MW风储一体化发电项目 50 4.0MW及以上中核扎兰屯200MW风电项目 200 5.0MW 阳曲县凌井店乡100MW风力发电10储能项目 100 5.0MW 大唐瓜州北大桥第六风电场C区风电项目第二批100兆瓦工程 100 4.0MW及以上国华投资广西钦北五宁一期80MW风电项目 80 5.0MW 罗平西风电场一期（阿岗片区）九龙山风电项目 160 5MW及以上广西博白浪平风电场工程项目风力发电机组及塔筒采购 80 4.0MW及以上天水秦州50MW风电场工程项目风力发电机组设备采购 50 4.0MW及以上忻城宿邓低风速试验风电场二期工程项目风力发电机组及塔筒采购 110 4.0MW及以上湖北襄州25万千瓦风储一体化项目一期工程项目风力发电机组设备采购 100 4.0MW及以上广西钦南三期工程项目风力发电机组及塔筒采购 128 4.0MW及以上嵩县九皋镇风电场工程项目风力发电机组及塔筒采购 100 4.0MW及以上机组大型化是降本的核心原因 14 主机厂加速大机型研发，大兆瓦销售占比快速提升  金风科技 3S/4S平台、6S/8S平台销售容量大幅提升。2021年，公司实现对外销售容量10.68GW，3/4S平台机组销售容量增加明显，达 4.45GW，同比增长210.3，占比41.6，同比提升30.5pct；6/8S平台机组实现销售容量1.95GW，同比增长305.0，占比18.3，同比提升 14.6pct。2022年一季度，3/4S平台机组销售容量明显增加至780MW，同比提升145.2，占比提升至55.2。  明阳智能2021年，公司实现陆上风电机组出货量3.13GW，其中3-5MW陆上机型出货3.0GW,占比95.6；海上风电机组出货量2.9GW，同比提升220，其中6MW及以上海上机型占全年出货量的30以上。2022年一季度，公司交付项目机型全部为3MW及以上机型，6.XMW及以上机型占比超过36，8.XMW机型进入规模交付周期，占一季度交付规模超过5。资料来源明阳智能，华西证券研究所资料来源金风科技，华西证券研究所图金风科技风电机组对外销售容量情况图明阳智能风电机组对外销售容量情况 2.2 机组大型化是降本的核心原因 15 展望碳中和催化风电发展，景气度有望持续提升3 16 我国积极参与国际减排事务，明确碳中和顶层目标  我国重视气候变化，体现大国担当。我国于2007年公布中国应对气候变化国家方案，为国内第一部应对气候变化的综合政策文件；随后我国陆续发布了一系列政策和规划，提出二氧化碳排放量下降目标，并积极参与国际事务，于2016年签署巴黎协定。  我国明确碳达峰、碳中和时间表，并进一步提升减排目标。2020年9月，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上指出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”，并在12月进一步提出非化石能源消费比重等目标。风电作为能源转型和降低碳排放的重要方式之一，未来有望显著受益。资料来源国家能源局、新华网、中国政府网、华西证券研究所表近年碳中和、碳达峰、能源低碳转型相关文件时间场合/文件说明 2020年9月第七十五届联合国大会一般性辩论中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。 2020年9月联合国生物多样性峰会中国将秉持人类命运共同体理念，继续作出艰苦卓绝努力，提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和，为实现应对气候变化巴黎协定确定的目标作出更大努力和贡献。 2020年11月 G20领导人利雅得峰会中国将提高国家自主贡献力度，力争二氧化碳排放2030年前达到峰值，2060年前实现碳中和。中国言出必行，将坚定不移加以落实。 2020年12月气候雄心峰会到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。 2020年12月中央经济工作会议 2021年要抓好重点任务之一做好碳达峰、碳中和工作。我国二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，力争2060年前实现碳中和。要抓紧制定2030年前碳排放达峰行动方案，支持有条件的地方率先达峰等。 2021年3月十三届全国人大四次会议扎实做好碳达峰、碳中和各项工作。制定2030年前碳排放达峰行动方案。优化产业结构和能源结构。推动煤炭清洁高效利用，大力发展新能源，在确保安全的前提下积极有序发展核电。 2021年5月 2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知通知明确了要实现2025年非化石能源占一次能源消费比重提高至20左右的目标，并下发2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022年可再生能源电力消纳责任权重的预期目标。 2021年10月 2030年前碳达峰行动方案到2025年，非化石能源消费比重达到20左右，单位国内生产总值能源消耗比2020年下降13.5，单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降 18；到2030年，非化石能源消费比重达到25左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降65以上，顺利实现2030年前碳达峰目标；大力发展新能源。全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。 2022年1月关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见 “十四五”时期，基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架，形成比较完善的政策、标准、市场和监管体系，构建以能耗“双控”和非化石能源目标制度为引领的能源绿色低碳转型推进机制。到2030年，基本建立完整的能源绿色低碳发展基本制度和政策体系，形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量、能源安全保障能力得到全面增强的能源生产消费格局。碳中和发展趋势明确，风电有望显著受益3.1 17 能源转型趋势下，风电将成为未来重要发电方式之一  国内新能源发展目标明确。2020年12月，习近平总书记在气候雄心峰会进一步宣布“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。”  风电是实现“碳中和”的能源替代形式之一。电力系统的低碳化转型进程将持续，据IRENA预测，  到2050年全球49的能源消费将来自电力，其中86来自可再生能源，预计将以风电和光伏为主；  到2050年全球光伏和风电的累计装机容量将有望达到8519GW和6044GW，风电是实现“碳中和”的能源替代形式之一。资料来源IRENA、华西证券研究所图全球最终能源消耗占比资料来源IRENA、华西证券研究所图全球各类能源发电量及装机容量预测 3.1 碳中和发展趋势明确，风电有望显著受益 18 ①风光大基地将成为未来需求的核心组成部分  2021年12月，我国第一批大型风光基地建设项目清单下发，规模总计97.05GW，其中光伏项目21.90GW，风电项目13.60GW，其余为风光项目；预计2022和2023年投产容量分别为45.71GW和51.34GW。根据中国电力报报道，国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军表示， “积极推进第一批以沙漠戈壁荒漠为主的大型风电光伏基地的组织实施，对基地项目实施按月调度，及时掌握并协调解决基地项目建设过程中的重大问题”，“截至2022年一季度，第一批约1亿千瓦的大型风电光伏基地项目已开工约8400万千瓦”。  根据每日风电报道，国家发改委、国家能源局发布的以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案提出，到 2030年，规划建设风光基地总装机约455GW，其中，“十四五”和“十五五”时期规划建设风光基地总装机约200GW和255GW”。  我们认为，我国沙漠、戈壁、荒漠地区面积较为广阔且风光资源相对充足，建设大型风电光伏基地项目有利于解决风光发展存在的土地资源紧张的问题，可有效提升资源利用率和开发效率，大型风光基地将成为“十四五”期间的风电新增需求的重要组成部分。省份建设规模风光项目光伏项目风电项目 2022年投产 2023年投产省份建设规模风光项目光伏项目风电项目 2022年投产 2023年投产省份建设规模风光项目光伏项目风电项目 2022年投产 2023年投产内蒙古 400 400 240 160 甘肃 150 150 100 50 山西 100 100 75 25 200 200 100 100 285 285 0 285 100 100 75 25 200 200 0 200 100 100 80 20 新疆 100 100 100 0 120 120 60 60 120 120 50 70 140 140 140 0 400 400 0 400 200 200 100 100 云南 270 270 148 122 200 200 160 40 陕西 600 600 400 200 贵州 150 150 80 70 400 400 200 200 300 300 200 100 150 150 80 70 100 100 100 0 350 350 200 150 广西 140 140 100 40 青海 340 340 80 260 宁夏 100 100 100 0 260 260 221 39 190 190 60 130 200 200 100 100 200 200 77 123 300 300 80 220 辽宁 140 140 45 95 安徽 120 120 40 80 160 160 40 120 150 150 50 100 湖南 100 100 50 50 100 100 40 60 120 120 40 80 新疆兵团 200 200 100 100 河北 100 100 100 0 吉林 300 300 200 100 100 100 50 50 100 100 30 70 140 140 0 140 黑龙江 140 140 0 140 100 100 0 100 290 290 200 90 140 140 0 140 四川 140 140 80 60 山东 200 200 0 200 合计建设规模9705万千瓦，风光项目6155万千瓦，光伏项目2190万千瓦，风电项目1360万千瓦，2022年投产容量4571万千瓦，2023年投产容量5134万千瓦表第一批大型风电、光伏基地建设项目名单资料来源光伏们、国家能源局、国家发改委、华西证券研究所多层次规划逐步落地，风电行业成长可期3.2 19 资料来源各大电力央企历年社会责任报告、界面新闻、华西证券研究所表2020年五大发电集团发电装机规模统计 ②中央企业可再生能源装机占比目标明确  2021年12月，国资委发布关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见的通知，提出“到2025年，中央企业产业结构和能源结构调整优化要取得明显进展，可再生能源发电装机比重达到50以上”的目标。  根据各电力企业2020年社会责任报告，截至2020年底，国家电投集团、华电集团、大唐集团、华能集团、国家能源集团的清洁能源装机占比分别为56.1、43.4、38.2、36.5和26.6，各企业光伏和风电占其电力总装机的比例分别为34.4、14.7、17.6、16.2和 18.6，根据各发电企业的“十四五”规