（报告出品方/作者：兴业证券，蔡屹，朱玥，金欣欣）
1、风电行业复盘：以往行业周而复始，如今周期属性弱化
1.1、产业链分拆：三大环节构成风电全产业链
风电产业链包含零部件制造、整机制造及配套、风电运营三大环节。具体而言，零部件制造环节包含1）叶片、2）轮毂等铸件、3）轴承、4）齿轮箱、5）主轴等锻件、6）变流器、7）法兰等主要环节，该环节主要为风机整机制造各类零部件；整机制造及配套环节包含1）整机制造、2）风机塔筒、3）电缆等主要环节，该环节主要为风机装机环节所需装备，塔筒、电缆配套整机进行安装；风电运营环节则指风电运营商，也即新能源发电业主。
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2020年产业链毛利率对比：下游风电项目运营 > 上游零部件制造 > 中游整机制造及配套。在2020年风电行业“抢装潮”的背景下，毛利率方面，1）整机制造及配套环节毛利率承压下滑，在产业链中毛利率最低；2）上游零部件环节厂商则因与中游供需关系较为紧张，普遍维持较高毛利；3）而下游风电运营商则因其运营资产属性以及补贴电价等原因，普遍具有产业链最高的毛利率。
1.2、行业特征：过往风电产业周期循环，如今周期属性弱化
风电周期复盘：弃风限电与补贴周期合力推动风电周期形成
受我国新能源产业补贴政策以及弃风率的影响，风电行业以往呈现典型的周期性。回顾行业发展，陆上风电较早进入产业规模化发展阶段，兴于“十一五”时期，海上风电则发端于“十三五”时期：
1）2006-2010年“十一五”时期，行业爆发式增长，风电设备装备制造大幅提升，但因电网适配能力及风电出力不稳定等问题，弃风限电问题开始浮现；
2）2011-2015年“十二五”时期，2012年全国弃风率达到顶点，风电装机增量停滞。此后弃风限电问题缓解，至2014年弃风率下探至8.0%的低点，下游需求景气周期开启，2015年达到顶峰，同时2015年为首轮电价周期尾声；
3）2016-2020年“十三五”时期，2016年弃风限电情况重新浮现，压低业主装机需求。伴随《关于有序放开发用电计划的通知》与《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》等政策的出台，风电消纳问题得到保障，弃风率快速下降。同时三北地区的弃风率快速下降，带来区域装机上限解禁，带动装机需求进入新一轮景气周期，于2020年达到顶峰，且2020全年风电装机量超预期，达到72GW。其原因一方面为弃风限电问题持续好转，另一方面原因为2020年底是又一轮陆上风电补贴电价的结束时点，下年并网将面临大幅的补贴退坡。
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复盘2015、2020年两轮风电周期与“抢装潮”，弃风率抬头与电价补贴退坡是导致风电周期形成的主要原因。1）其一，弃风率抬头直接降低项目利用小时数，拉高运营商度电成本，降低项目经济性；2）其二，在我国此前的陆上风电电价政策中，陆风项目的上网电价和项目的核准时间与并网时间直接相关，上网电价为逐年退坡态势，运营商为实现经济效益最大化，会加快政策节点到来前加快项目投资进度，风电下游需求景气度提升，而在上网电价下调后的初期，投资者开发风电项目的热情?收到?一定的抑制，需求景气度下滑。
立足当下：制约因素消退，周期属性弱化
而对比2015与2020两轮风电景气周期，导致两轮周期形成的因素以及所处行业环境存在较大差异，2015年景气周期中弃风率下降因素更大，2020年景气周期中政策节点因素更大。
其一，弃风率方面，2014年弃风率下降并非风电消纳水平的实际改善的体现。2014-2015年风电景气周期经历2014年弃风率的低点，装机迅速放量增长，随即2015年弃风率大幅提升，2016年新增装机量-51.1%。尽管2014年全国弃风率降低2.7pct至8.0%，但同年全国风电利用小时数却与弃风率同步下降，表明对于运营商而言，弃风率的降低实际并未带来经营效益的提高。换言之，此阶段弃风率的表面降低并非由消纳问题的实际改善所导致，更大可能的因素为全年来风量偏低、各地电力上网政策边际调整等方面，但弃风限电问题尚未得到实质性改善。
反观2016-2020年风电周期，全国弃风率逐年下降，利用小时数冲高后维稳。弃风率变化拐点来自2017年国家能源局开始发布风电消纳情况预警检测，严格限制弃风率较高的红色预警区域项目建设、暂停橙色预警区域新项目审核，三北地区多数省份受此禁令影响，风电装机量增长受限，中东部地区无弃风限电困扰，因此风电发展重点转向中东部地区。而伴随中东部地区风电装机占比提高，全国弃风率被持续摊薄。
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多重政策支持，2016-2020年三北地区弃风率大幅下降。本轮周期与2014-2015年显著不同的一点在于，在多重政策指引与支持之下，三北地区的弃风现象出现实质性好转，三北地区风电装机主要省份弃风率均大幅降低。因此，此阶段的全国利用小时数升高企稳由中东部零弃风非限电地区装机占比提升与三北地区弃风大幅缓解两方面因素共振导致，反应至运营商环节，带来风电经济性的提升。因此，此轮弃风率下降为弃风限电问题的全局性、实质性改善。
其二，电价政策方面，若2018年前审核的陆上风电项目未于2020年底前并网发电，其将承受远高于2015-2016年的补贴电价降幅。若风电项目于2015年底后并网发电，相较于2015年底前并网，I-Ⅳ类区域上网电价将分别降低0.02、0.02、0.02、0元/千瓦时，降幅分别为-3.9%、-3.7%、-3.4%、0%；而若项目于2020年底后并网发电，相较于2020年底前并网，2019年核准项目四类电价将分别降低0.06、0.06、0.06、0.05元/千瓦时，降幅分别为-15.0%、-13.3%、-12.2%、-8.8%，2020年核准项目四类电价将分别降低0.11、0.11、0.11、0.10元/千瓦时，降幅分别高达-27.5%、-24.4%、-22.4%、-17.5%。总体而言，在电价分化的时点之前，为获取更大的经营效益，运营商存在抢装赶工的意愿，而更大的电价降幅将加强此种意愿，进而带动风电需求景气周期的到来。
站在当前时点，我们认为驱动风电行业再度步入产业周期循环的因素已渐消退。弃风限电方面，三北地区风电自2018年开始大幅改善消纳问题并逐步进行装机解禁，地区装机增长已有所提升，而三北地区弃风率并未同步增长，表明弃风限电对于风电行业的影响已逐步消退；补贴政策方面，若不考虑占比较低的海上风电可能出台的省补政策（2020年海上风电新增装机占比为4.2%），陆上风电2021年底后将进入全面平价开发阶段，价格补贴完全退坡，补贴政策的时间节点临近与否或将不再作为左右风电行业发展节奏的影响因素。
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2、行业展望：量利齐升，风电景气度上行
2.1、量增：“3060”背景下，规划预计推动风电装机需求保持高增
短期风电年内新增装机或近50GW，长期装机需求预计保持高增
2021年内风电装机需求预计同比有所回落，但仍处于历史高位。基于中电联《2021年上半年全国电力供需形势分析预测报告》中的预测，至年底我国并网风电将达到330GW（2020年底风电装机量282.53GW），全年风电新增装机量接近50GW，预计全年同比-30.9%，较2019年两年复合增长41.8%。此外，据国家统计局统计，2021年上半年全国风电新增装机量已达10.84GW，同比+71.5%。相较之下，2015年“抢装潮”过后的2016年全年16.72GW，同比-51.1%，预计全年降幅超出2021年20.2pct，表现出2021年风电行业高涨的景气度。
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宏观层面，“十四五”期间风电有望保持年化60GW的装机增量。以能源结构转型的角度来看，“30·60”双碳背景之下，风电光伏为主的非水可再生能源在我国能源结构中的占比预计将持续提高，多重政策与行业规划均支撑风电装机量长期保持高增态势。
其一，国家能源局发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》中明确指出，至2030年风电光伏装机总容量将达到12亿千瓦以上（约合1200GW），假设风电光伏装机量相等，则风电装机量将至少达到600GW，据此推算，2022-2030年风电装机将至少保持30GW的装机规模；
其二，2020年10月北京风能大会中，400余家风能企业联合发布《北京风能宣言》，保证“十四五”期间年均保证风电新增装机50GW以上，2025年后年均新增风电装机60GW以上，至2030年装机总量达到8亿千瓦（800GW）；
其三，“五大四小”电力央企集团陆续提出“十四五”时期新能源装机规划，依据各集团规划，并假定风电与光伏新增装机量相等，大致可推算出九大集团将至少年化贡献40-50GW风电装机增量，考虑地方性中小运营商开展装机，结合“30·60”双碳规划下的压力，央企与地方政府具备大规模开发新能源意愿，我们预计“十四五”期间风电将保持年化60GW的装机增量。
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海上风电：平价在途，补贴临期+经济性看涨+政策指引，长短期装机或放量
2021年底为此前海上风电国家补贴的最后时限，若在此时限前未完成并网，将不再享受0.85/0.80/0.75元/度的三档补贴电价。因此，2021年实际为海上风电的抢装之年，叠加风机招标价格的普遍下降与大型机组的逐步上装，海上风电年内预计将提供较为可观的装机增量。其中，依据国家统计局统计，2021年上半年海上风电新增装机量达2.13GW，同比+102.0%，2020年全年新增海上风电装机量3.07GW，2021年全年新增装机量有望大幅超越2020年水平。
展望“十四五”时期，广东、江苏、浙江、山东等多个沿海省份发布了海上风电相关的产业或装机规划，据此可大致推算出四省份2022-2025年合计年均贡献约8GW左右的海上风电装机增量。
2.2、利升：多重因素催化，风电经济性提升
微观层面，风电项目经济性的提高将增强运营商开发意愿，因此风电项目的经济性边际变化为影响风电行业需求景气度的核心因素之一。近年以来，技术进步、EPC设计优化、供应链成熟等因素的共同催化下，风机成本、风电项目装配成本出现一定程度上的下降，已逐渐具有平价开发吸引力。
风电项目经济性测算：陆上风电全面平价时代已至，海上风电平价在途
我们对全国范围内的陆上、海上风电项目进行了经济性测算，具体假设包含：
1）资金结构与综合融资成本：项目20%的资本金，WACC为5%；
2）装机成本：陆上风电方面，基于保守测算，除福建省外，其他地区单位投资成本均假设为6000元/千瓦，福建地区因多为沿海陆上风电，建设成本较高，故假设为7000元/千瓦；海上风电方面，沿海各省海上风电装机成本均假设为17000元/千瓦；
3）等效利用小时数：陆上风电采用各省2020年全年风电利用小时数；海上风电参考三峡能源招股书中所披露数据；
4）上网电价：采用2020年各省燃煤上网基准价，含增值税；
5）项目与机组装机量假设：陆上风电选用当前主流4MW陆上风电机组，项目总装机容量100MW，共计25台发电机组；海上风电选用8MW海上风电机组，项目总装机容量400MW，共计50台发电机组；
6）税收优惠：增值税享受即征即退50%优惠，所得税“三免三减半”政策。
将假设与参数带入模型后，我们发现国内陆上风电项目总体盈利已保持在较高水平，共计17个省市的风电项目全投资内部收益率可超过7%，而部分三北地区伴随弃风问题的持续改善，项目利用小时数有望进一步提升，拉高三北地区风电IRR中枢。海上风电方面，海上风电因当前装机运维成本高企（装机成本通常为15000-18000元/千瓦），尚属平价在途阶段，机组大型化带来的装机成本降低与整机降价将推动海上风电项目逐步达成全面平价。在此过程中，部分如福建省等海上风能资源禀赋与开发条件较好的地区，将在海上风电平价化的过程中占据先机。
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经济性提升方向：降低LCOE，核心在于风机价格与建设费用的降低
在风电未来平价上网已经确定的情况下，成本端成为提升风电项目经济性唯一途径。因此，从分子与分母端分别着手，降低平准化度电成本（LCOE）的主要方向包含：1、降低装机成本；2、降低运维成本；3、提高发电利用小时数。
降低LCOE的核心因素在于压低装机成本。对陆上风电、海上风电运营期成本进行分拆，我们可以发现因风电项目与水电项目的类似之处，无需原材料成本，其绝大部分成本为折旧费，占比约为65%-70%，在项目建设装机时确定，可因折旧规则的不同而产生差异，但大致可同样理解为建设成本。基于以上，若假设项目残值为0，则影响LCOE的主要因素排序大致为：发电量（分母端，1.0）>装机成本（分子端，0.7）>运营成本（分子端，0.3）。发电量更多与当地风能禀赋、消纳情况等问题相关，其提升更多依赖政策推动或技术进步，因此，降低LCOE的核心因素在于压低装机成本。
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装机成本方面，风机成本约占5成，建安费用约占2-3成。风电运营模式类似于水电，运营期度电成本90%以上均由折旧摊销等非付现成本构成，因此装机成本为影响风电项目全生命周期成本变化的核心因素。1）陆上风电方面，以运达股份于2020年底竣工投产的昔阳县皋落风电场50MW为例，发电设备以3.x级和2.x级风电机组为主，依据项目可研报告，风机成本占比约为49%，建安费用、塔筒、电缆线路及配套、变电设备占比分别为20%、10%、2%、2%；2）海上风电方面，以福建省某海上风电项目为例，与陆上风电最大的差别在于建安费用占比更高、风机成本占比较低，同时电缆线路成本占比更高。
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对于以上具体项目而言，陆上风电单位装机成本约为6951元/千瓦，海上风电则为17900元/千瓦，每千瓦装机成本超出158%。除塔筒以外的成本部分，海上风电均大幅高于陆上风电，超出比例大多为100%-200%。
风电项目约50%的成本由风机成本构成，因此风机价格为左右装机成本的首要因素，建安成本变化为次要因素。陆上风电、海上风电装机成本当前均已因风机价格回落与建安费用降低等因素而出现不同程度的降低，如2021年7月完成招标的中国电建安北B区200MW陆上风电工程，招标价约为5231元/千瓦；又如依据粤电阳江青洲海上风电项目可研报告，预计总投资额为169亿元，总装机容量1000MW，单价约合16900元/千瓦。
2.3、装机成本：风机价格处于下行通道，大兆瓦趋势提供降本空间
风机方面，上轮抢装热潮退去，风机价格正处于下行通道。复盘2020年风电“抢装潮”：
1）首先于2019年出现国内风机招标量显著增长，2019年全年风机招标量同比+94.6%，风电全产业链供需关系收紧，风机招标价格迅速攀升，至2019Q4、2020Q1见顶；
2）此后2020年风机招标量同比大幅-52.3%，叠加产业链整体产能提升，产业链供需关系转向宽松，风机招标价格迅速下降。
3）着眼边际，因风电补贴的确定性退坡，以往因电价补贴而出现的抢装现象将不复存在，风电招标量、新增装机量进入平稳区间，因零部件环节短期供需矛盾而产生的整机成本激增情况预计将大幅减少，风机价格回归理性区间。同时风机产业链供应配套能力提高，带来零部件、人工、制造费用等方面的整体性降本，拓宽风机价格下探空间。
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机组大型化为近年来风电行业的最主要趋势之一，其一为大功率机组带来的整机降本，其二，大型机组有利于提高在中东部等中低风速地区的风能利用效率，其三为建安成本的降低。
首先，机组大型化可带来整机的降本，其原因在于单机功率的提升与重量提升的亚线性关系，机组大型化趋势之下，单位功率机组重量下降。大型、大功率机组增加风机主轴、轮毂、叶片大小，其重量提升幅度小于机组功率提升幅度，带来原材料环节降本。例如，以明阳智能的风机为例，其陆上风电机组MySE3.0-135和MySE5.0-166型号为例，其单机功率分别为3.0、5.0MW，单机重量则分别为172、237吨，单位功率重量分别为57.3、47.5吨/MW，功率提升带来的单位功率机组重量下降明显，重量降低减少中厚板等原材料消耗，进而降低风机成本。
其次，更大的风机与更高的轮毂可以大幅加大扫风面积，同时利用更高的风切变指数，带动中东部低风速地区的风能资源利用。更大的风机意味着更大的叶片与更高的轮毂，首先叶片长度与扫风面积的关系呈平方级增长，其次更高的轮毂可以利用加强低风速、高风切变地区的风能资源开发。同时，通常情况下，同一地区内，高度越高，风资源越好。
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最后，项目总规划装机量固定的情况下，机组大型化将降低施工数量，减少风机基础、线路搭建、土地使用、施工安装等方面的成本。大功率机组将摊薄装机成本中的建安、电缆、变压站等各项成本，平摊至运营期，降低度电成本，提高项目收益率。此外，伴随风电行业“抢装潮”的结束，陆上风电吊车、海上风电吊装船等环节供需关系得到大幅缓解，项目EPC供需关系逐步转向宽松，EPC价格同样处于下行通道。
3、供给端：整机环节话语权提升，零部件环节格局分化
放眼风电产业链供给端，上游零部件环节毛利率振幅显著大于中游整机环节。风电行业景气周期时，零部件环节毛利率表现显著优于整机厂商。例如，2020年“抢装潮”期间，整机环节产能不足，传导至上游零部件环节，因上游零部件环节扩产周期整体长于中游整机，短期内产能难以形成规模化增长，因此零部件价格普遍提。同时，整机环节涌现大量非上市中小企业，迅速增产扩能，尽管后续体现出风机质量低劣等问题，但在此前补贴时限临近的情况下，此类产能大量被同化为有效产能，推动了整机环节在产业链中的地位走弱。叠加中游环节毛利率普遍低于上游环节，侧面反映出中游整机环节以往在产业链中相对较弱的话语权。
伴随抢装潮退与平价时代的到来，风电产业链被平价上网倒逼进行降本，进入类似于光伏行业的“产业正循环”，也即“降本—刺激需求放量—供给端竞争加剧导致进一步降本”的循环圈。在此过程中，我们预计产业链格局将出现变化：整机环节有望出现产业链话语权的边际提升，上游零部件环节出现显著分化，上游各细分赛道的格局优劣与护城河深浅将决定零部件环节后续走势。
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3.1、整机制造：格局持续优化带来话语权提升，关注龙头企业市占率提高与毛利率回升
“抢装潮”之下，龙头市占率下滑，潮退后，龙头市占率回升
1）2020年风电抢装潮期间，下游运营商装机需求超预期释放，风机整机环节供不应求，龙头企业产能增幅有限，后排非龙头整机厂商大规模释放产能。尽管此类产能所产风机在部分情况下相较于龙头企业所产风机质量稍差，但在2020年底补贴电价临期的大背景下，风机供应极度紧缺，因此亦被认作有效产能；2）伴随“抢装潮”退去，装机需求下滑，尽管同样出现非上市中小型整机厂商释放产能低价抢单的情况，但龙头企业市占率于2021年上半年显著回升。
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大型化趋势或将加深行业壁垒，带动行业格局进一步优化
参照国内龙头风机整机厂商新增及在手订单，2018-2020年大型机组订单占比显著提升。如在明阳智能2020年新增订单中，5MW系列陆上风电机组订单占比由2019年的0.9%迅速提升至5.3%，8MW系列海上风电机组订单占比达到7.9%；金风科技2020年外部订单中，3/4MW级别陆上风电机组占比较2019年提升10pct。
大型化趋势愈发显著，龙头厂商优势有望放大。大兆瓦机组需适配更大规格的核心零部件，如齿轮箱、电机、轮毂、叶片等，尽管目前机组大型化趋势显著，但大部分零部件环节产能仍仅适配小型机组零部件，大型机组所适配的零部件产能相对稀缺。因此，我们认为在机组大型化道路上，龙头企业所具备的上游资源整合、产业链调配能力将帮助整机环节龙头企业扩大在方面的优势。目前来看，半直驱与直驱风机是大型化浪潮下逐渐占据主流的技术路线，龙头厂商如明阳智能、金风科技等均采用此两种技术路线开发大型陆上、海上风电机组，其他厂商新发机型则以中小型风机为主，多为双馈式、高速齿轮鼠笼型风机，技术路线的代际差异同样是大型化起步阶段龙头企业构筑护城河的一大优势。目前，龙头企业已占据大型风机市场的主导权，龙头市占率或将在大型化浪潮的推动下进一步提高。
综上，我们认为在风电行业景气度向上、平价上网在即的当下，产业链被倒逼进入降本增效阶段，叠加风机大型化趋势等因素带来的行业壁垒加深，整机环节有望加速进入行业出清阶段。此过程中，具备生产大型化机组、较强产业链资源整合以及产能调配的龙头公司将愈发占据优势，带动行业格局持续优化，龙头公司长期业绩具备提升空间。同时海上风电产业链降本增效的过程下预计将加速达成平价上网，结合沿海各省海风规划，海上风机具备释放高增速基础。因此，市占率提升、重点布局大型风机、海上风机的龙头企业具备广阔的成长空间。
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3.2、零部件及配套环节：建议关注具有行业高壁垒与稳定盈利安全垫的龙头公司
风电零部件环节为风机装配产业链上游，横向结构较为复杂，包含轴承、铸件（风机轮毂等）、锻件（风机主轴等）、叶片、变流器、齿轮箱、法兰等，还包括整机装配环节的风机塔筒、电缆等，各环节之间的行业格局与护城河差异较大，也已出现了显著的分化。同时，面对近一年以来的大宗商品涨价浪潮，产业链中壁垒最高、格局最优环节的龙头企业将凭借自身规模效应降本增效与议价能力增厚公司盈利安全垫，龙头公司阿尔法优势将愈发凸显。综合来看，我们认为轴承与铸件环节最为值得关注，此外，风机塔筒环节因风机大型化趋势而提升行业壁垒提高，龙头天顺风能同样值得关注。
轴承：技术壁垒构建行业护城河，国产替代进程持续推进
轴承为风电设备核心零部件，技术壁垒高、国产替代空间大。风机轴承共分4类：偏航轴承、变桨轴承、主轴轴承等。其中，技术难度相对较低的偏航轴承与半桨轴承已经基本实现国产化，主轴轴承因技术壁垒较高而主要依赖进口，中高端（如风电主轴轴承、盾构机主轴轴承、大型重载回转支承等）轴承生产技术及生产经验不足为轴承业的主要壁垒，风机大型化趋势则提高了这些壁垒。国内厂商当前大兆瓦风机主轴轴承供应能力较弱，产能、性能、稳定性均与国际先进水平存在一定差距。根据第三方统计数据，多个跨国轴承集团公司基本垄断了中高端轴承行业，我国企业占据的市场份额较少。
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大兆瓦风机主轴承存在溢价，新强联引领国产替代趋势。伴随风机单机容量提升，主轴轴承单价大幅提高，以陆上风机为例，单机容量由3-4MW提升至5-6MW后，主轴轴承单价提升17.8%。新强联为国内高端轴承业务的领军者，公司位于全国五大轴承产业基地之一的洛阳，公司与全国少数设有轴承专业的大学河南科技大学签订了产学研合作框架协议，这为公司奠定了技术发展基础。公司已逐步实现大兆瓦风机主轴承量产，同时所生产的主轴轴承内在质量完全达到国外同类产品水平，引领国产替代浪潮，且在不断加大研发投入，向上游拓展锻件业务，加深公司护城河。随着后续公司偏航、变桨、主轴轴承的产能释放，公司轴承业务整体市占率预计由2020年的7%-15%，快速提升至增产后的18%-32%。
铸件：供给出清优化行业格局，龙头日月股份强者恒强
多因素推动行业供给出清，日月股份市占率持续提升。铸件主要用于风机轮毂制造，铸件行业为劳动与能源密集型产业，其生产总体自动化程度较低，但其产能受工具模组、人员熟练度、环评等因素影响较大，因此其扩产周期一般长达2-3年，且在近年来环评标准收严、原材料成本中枢上移的背景下，中小型企业产能因环评不达标或连续亏损等原因被迫退出。大型龙头企业如日月股份等则凭借自身逐步构建起的规模优势，形成规模化经营达成降本增效，经营效益超出同业。借此，日月股份市占率快速扩张，并成为少数仍存铸件扩产计划的公司。经营层面上，公司维持“两海战略”，也即铸件出海与提升海上风电大型机组铸件占比，支撑起公司铸件量价齐升。
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强者恒强，规模效应+精加工，提升毛利率稳定性。风电铸件主要原料为生铁、废钢，二者为铸件的主要成本来源。铸件行业毛利率总体随原材料价格变化而产生波动，但对比同业公司，日月股份毛利率稳定性显著较高。原因在于，成本方面通过规模效应达成降本增效的目的，收入端通过提升铸件精加工比例提升议价能力，增厚毛利率安全垫。
4、风险提示
1）风电装机成本降低不及预期：因大宗商品大幅涨价、宏观经济波动等原因，产业链上游成本大幅上行，最终传导至招标价格，提升装机成本，降低项目经济性；
2）行业政策导向出现变化：国家对于风电的重要性定位下移，降低未来风电规划装机增量；
3）风机大型化进度不及预期：风机大型化节奏减慢，导致装机成本降低幅度以及中游整机环节格局演变不及预期。
4）招标规模不及预期：中短期内，国内新能源运营商对于风电招标需求降低，削弱行业成长性。
（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。）
精选报告来源：【未来智库官网】。
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