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今年宁夏率先启动老旧风电项目技改升级，拉开了老旧机组改造的序幕。根据统计：1）2005 年前国内风机数量约5000 多台（基本面临退役）；2）使用 10-15 年的风机规模在35-40GW，规模超 25000 台。考虑到对使用年限超 15年的风机实行大部分更替，以及使用 10-15 年的风机按接近 20%的更替比例，则老旧机组改造带来的市场规模亦有望达 30-50GW 左右，近两年有望率先启动 5-10GW 的老旧机组改到需求。
3）海上风电有望打开成长空间。“十四五”期间国内各个省份海上风电新增装机目标较为积极，十四五规划规模已超 40GW，海风提前平价则装机规模亦有进一步向上空间。2021 年 9 月起，华润电力重启浙江苍南 400MW 项目组织重新招标，中广核在浙江招标象山涂茨 280MW 平价海上风电项目主机设备，预计 2021Q4 起广东、浙江也逐步启动海风招标。考虑到抢装过后海风各环节供求关系将由紧张向平衡转移，降本潜力较大；同时通过大型化+平台化降本，2022 年开始我国海上风电单位造价进入快速下降阶段，海上风电招标有望进入新一轮平价增长期。基于此，我们预计 2022 年海上风电装机规模有望达 5-7GW，较 2021 年实现平稳过渡。
其次，从经济性层面看，陆上风电已平价，项目收益率性价比凸显。根据金风科技公布数据，风机招标价格从 2020 年年初的高点持续下探，2021 年 9 月招标价格中枢已降至2200-2500 元/KW，相较最高点的跌幅已超过 40%。根据我们计算，若按当前 2200-2500 元/KW 的风机招标价格、I～Ⅳ类资源建设成本分别按 5500 元/W、6000 元/W、6300 元/W、6600 元/W 估算，则不同资源区域风电项目收益率范围在 7.5%-10%。整体看，招标价格的下行将大幅提升风电项目的收益率水平，有望进一步刺激风电项目装机需求。
综上，我们认为十四五期间国内风电装机规模的复合增速有望达 15-20%，总规模有望达 300-350GW。1）对陆上风电，2021-2023 年国内陆上风电装机规模有望实现稳步增长，年均复合增速有望 20%左右；2）对海上风电，自 2021 年补贴退坡之后的 2022 年海上风电有望逐步进入平价阶段，十四五中后期海上风电装机规模有望步入增长阶段。展望 2022 年，我们预计风电装机规模有望达 50GW（其中陆风预计 45GW 左右，海上风电预计 5-6GW）。
招标情况历来是风电装机需求的前瞻性指标，一定程度上印证了当前下游的旺盛需求。根据金风科技统计，2021 年前三季度国内公开招标规模已达 41.9GW，预计 2021 年全年招标规模有望达 60GW 左右，丰富的招标项目奠定国内 2022-2023 年风电装机规模的基础。基于此，预计 2022 年国内风电装机规模达 50GW 左右概率较高。
景气细分：零部件迎盈利拐点，整机降本潜力广阔
站在当前时点，我们依旧从规模、盈利两方面审视风电板块：1）规模角度看，2021 年装机规模有望超 40GW，实现陆风抢装过后的平稳过渡；同时 2021 年丰富的招标规模有望为明后年行业装机提供有力支撑；2）盈利角度看，虽然当前风机招标价格持续下跌，但风机大型化摊薄成本、零部件企业降本增效的改进下，行业整体盈利能力仍有边际改善空间。整体看，在行业市场空间打开而招标价格持续下行背景下，不同赛道的盈利潜力有所分化：
1、风机集中度波动向上，大型化趋势愈发明确。近几年，风机吊装规模集中度波动向上，虽然 2015 年、2020 年由于抢装导致龙头企业吊装规模集中度有所下降，但龙头企业市占率亦稳中有升。机型功率看，当前陆上风机主力机型已经从 2MW 以下逐渐过渡到 4-6MW，海上风机主力机型达 6-10MW。
大型化的降本空间也是市场关注的焦点，根据我们计算，风机的降本主要可分为前期规模化降本、以及大型化+平台化降本两大方面：
1）前期规模化降本：根据金风和运达的历史数据，对同一机型在量产前 3 年的成本降幅在 300-500 元/KW 不等；
2）大型化和平台化降本：以运达股份为例，当 2.X 平台提升至 5.X 平台时，原材料用料端的降本空间达 500-600 元/KW 左右，对应到整机成本端可带来 20%-25%的成本降幅。即使在同一平台下，风机供应商凭借模块化建设可使用同一零部件满足多个功率段，进而摊薄模具等生产制造成本。
整体看，风机大型化是风电降本的核心。乐观估计，前期规模化+后期大型化建设带动的降本空间可达 1000 元/KW。不过我们也注意到，风机降本并非一朝一夕，需要整条供应链的深度融合及协同。因此，风机降本需从更长的时间维度考量，期间具备较强供应链整合能力、风机平台化建设能力、同时成本管控能力较强的风机将脱颖而出。
2、零部件盈利能力与金属价格负相关明确，明年盈利拐点确定性较强。2006-2020 年零部件毛利率与原材料价格的变化趋势，整体看零部件毛利率与原材料价格呈较为显著的负相关关系。其中，2011-2015 年原材料价格单调下跌背景下零部件毛利率持续优化；而在 2009-2010 年、2016-2018 年、2020-2021 年在金属价格回升的背景下零部件毛利率均有所调整。我们认为在金属价格处于历史高位的背景下，未来 1-2 年零部件环节毛利率改善的确定性较为明确。
整体看，今年在行业打开风电装机市场空间的背景下，零部件板块更多通过估值提升作为向上的动力；展望 2022 年，在估值中枢向上的背景下，板块更多需要业绩的增长来兑现。在此背景下，满足如下条件的赛道及标的具有更明确的机会：1）竞争格局优异，确保在招标价格下降的过程中具有较强的溢价能力；2）未来 2-3 年出货量高增，即可确保在盈利能力向上的同时规模亦实现高增。具体到细分板块，我们认为竞争格局优异的主轴环节，铸件环节，与整机相对独立、不受招标价格下行压力的风塔环节盈利向上的空间相对较优。
综上，我们依旧看好风电板块的投资机会：1）零部件环节：考虑到当前金属材料价格处于历史高位，未来 2-3 年零部件毛利率边际改善的确定性较为明确。同时，当前竞争格局优异、单兆瓦价值量提升，且具备出货规模高增潜力的零部件企业值得关注；2）整机环节：在风机降价的背景下风机降本潜力依旧巨大，但降本亦并非一朝一夕，需要整条供应链的深度融合及规模化。因此，风机降本需要从更长的时间维度进行考量，期间具备较强供应链整合能力、风机平台化建设能力、以及较强成本管控能力的风机企业将在此轮风机降价浪潮中脱颖而出。
储能：拐点已至，把握战略性配置机遇
碳中和的产业趋势逐步深化的背景下，发电侧与用电侧的波动性逐步加大，进而带来交叉产业储能的蓬勃发展。储能近两年正处于商业模式成型、需求释放拐点的阶段。
美国储能需求在 2020H2 以来高速增长，2020 年实现 240%的增速，2021 年预计将接近 300%，达到 14-15GWh，占据全球储能装机量的一半左右。美国储能市场以表前场景为主（发电侧、电网侧），主流的商业模式是电网侧 RA 合同招标和辅助服务收益模式，以及发电侧与可再生能源结合的 PPA 电价模式；在市场化交易的电力机制下，美国电价波动较大，且能往终端用户逐步传导，因而储能的业务模式成熟。
考虑到美国新能源装机的高速增长，已经配置储能比例的提升，预计美国储能将保持 50%以上的增速，同时，当前美国储能在政策上不能单独享受 ITC 退税，只能与可再生能源结合获取，但拜登最新法案将储能单独的 ITC 也纳入抵免范围，有望带动美国电网侧独立储能以及存量可再生能源的储能配置，有望推动装机量超预期。
欧洲户用储能持续高增，发电侧有望迎来拐点。欧洲可再生能源发电量占比较高，但储能市场仅是美国的 1/5，背后的原因在于存在较多存量的化石能源，经过灵活性改造后能够覆盖可再生能源的调节需求。不过欧洲市场将率先走向碳中和，化石能源的方式将逐步退出，储能有望承接这一需求，英国市场 2021Q2 的申请量创下新高或是其中的一种体现，因此欧洲发电侧或已临近拐点。此外，欧洲目前的储能需求有 40%-50%位于户用及工商业领域，在高电价的背景下，欧洲用户侧的储能预计仍将保持可观增长。（报告来源：未来智库）
国内储能市场正处于商业模式成型阶段，期待政策落地。国内可再生能源发电量占比仍有较大提升空间，且电价机制相较于海外具备更强的公用事业属性，因而储能一直缺乏有效的商业模式。近两年，地方能源局对于当地新增可再生能源装机所要求的储能配置是国内需求的主要驱动力，2020 年出台政策的省市在 8-10 个，2021 年出台政策的省市已达 18-20 个，将支撑国内储能高增长。此外，今年发改委下发了储能发展指导意见，其中提及建立电网侧储能容量电价机制，以及计划将储能成本纳入输配电成本核算，若后续有进一步的政策细则落地，有望加速国内储能的发展，同时提高储能产业链的盈利水平（电网侧储能追求生命周期度电成本，相应设备品质更高）。
综合来看，我们判断全球储能市场正式进入高速增长的阶段，到 2025 年有望形成 250-300GWh 的电池出货，对应 2020 年实现 70%-80%的复合增长，是能源革命赛道中增速最快的细分市场，值得进行战略性配置。
3 电力设备：新型电力系统成投资新方向
需求研判：多层面表态一致，锁定新型电力系统
由于电力设备行业需求主要来自于电网公司资本开支，并且大部分产品由电网公司进行集中招标采购，因此电力设备行业的景气判断核心在于电网投资趋势的判断，行业历史复盘也能够证实这一点。
宏观层面来说，我们认为电网投资主要受两方面的影响：一方面，因投资主要来源电网公司资本开支，电网公司的盈利能力高低与主动电网投资意愿强弱存在一定正相关，而随着电改的持续深化，预计未来电网公司盈利能力较难提升，可能会抑制投资主动意愿；另一方面，因电网公司具备一定的公用事业企业定位，外部因素也会影响电网投资趋势，例如逆周期、民生、风光消纳等等，近几年外部因素对于电网投资更多是积极推动作用。
进一步的，电网投资的内部因素取决于电网公司管理层的战略规划，外部因素取决于国家宏观战略方向。当前时点，我们认为无论是电网公司领导层，还是国家战略层面，对于电网投资的方向都是高度一致和统一的，即新型电力系统建设。
电网公司层面，国网董事长今年以来多次在公开场合表态要推进新型电力系统建设，包括《国家电网“碳达峰、碳中和”行动方案》、《加快建设新型电力系统，助力实现“双碳”目标》等；南网近期披露的“十四五”建设规划紧紧围绕以新能源为主体的新型电力系统展开，规划十四五电网建设投资约 6700 亿元，较十三五增长约 50%，以加快数字电网建设和现代化电网进程，推动以新能源为主体的新型电力系统构建。
因此，我们认为新型电力系统已经较确定性地成为十四五电网投资的主线，包括 2022 年在内，未来的电网投资将围绕“新型电力系统”展开，相关领域的投资有望呈现趋势性增长，对应公司能够不断受益。
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