2022年风电行业研究

1、2022年风电行业研究1、风电从周期走向成长，核心在于IRR从周期走向成长过去风电发展具有周期性，主要受到政策及补贴的影响，使得上网电价具有周期性业主开发IRR具有周期性： 2014年国家首次下调风电上网标杆电价后2015年引发抢装潮；2016-2021年为补贴退坡期，陆上风电的标杆 上网电价持续调整，2019年国家再次下调风电上网电价，并公布陆风与海风平价上网时间，引发2020、2021 年抢装潮。IRR与单瓦电价成正比，与弃风率、单瓦投资成本成反比：随着21年陆风平价、22年海风平价，收入端-单瓦 电价稳定，发电效率提高；成本端-大型化&轻量化降低CAPEX。综合发电收入端和成本端，往后看

2、风电项目 IRR，将呈现上升趋势，进而带动装机提升，不再具有周期性，风电有望从周期走向成长。复盘风电估值21年开始大幅提升原因系风电从周期迈向成长复盘国内风电零部件与设备PE：21年开始大幅提升，尤其是风电零部件，主要受到风电未来装机量及各环节盈利变动的影响。 分环节：风机价格降幅超预期，盈利能力被压缩且尚未见底PE低于零部件。风电从周期走向成长，核心在于IRR从周期走向成长复盘国内风电装机量及增速：过去风电板块具有明显的周期属性，主要受到政策及补贴的影响。 1）2006-2010年：2004年前，风电尚未成为我国主流发电来源。国家于2005年颁布国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的 通知

3、要求风电设备国产化率达到70%，自此国内风电企业应运而起，我国新增装机量飞速增长。 2）2011-2015年：随着风电行业的快速扩张，电力消纳匹配能力不足，弃风率较高。国家为提倡风电行业理性发展，加强了对新增 风电项目的审批，行业进入深度调整期。2013年弃风率明显下降，装机量开始回升。 2014年国家首次下调风电上网标杆电价后 2015年引发抢装潮。 3）2016-2021年：补贴退坡期。陆上风电的标杆上网电价持续调整，2019年国家再次下调风电上网电价，并公布陆风与海风平价上 网时间，引发了国内2020年的陆风抢装潮和2021年的海风抢装潮（21年新增装机量下降主要系陆风退补后新增装机近仅

4、31GW）。风电从周期走向成长，核心在于IRR从周期走向成长IRR提升途径1：收入端-单瓦电价稳定，发电效率提高IRR是装机的直接驱动因素。IRR即业主方的收益率，可简单理解为（发电收入折现-投入成本折现）/投入成本折现。简化折现， =发电小时数*（1-弃风率）*单瓦电价；=单瓦投资成本。因此IRR与单瓦电价成正比，与弃风率、单瓦投资成本成反比。过去风电发展具有周期性，主要系IRR具有周期性。随着21年陆风平价、22年海风平价，大型化&风机降价带来风电初始投资成本， 往后看风电IRR将呈现上升趋势，进而装机。预计风电周期属性将逐渐弱化， 逐步迈向成长。 单瓦电价：风电平价后，新核准（备案）的风

5、电项目中央政府不再补贴，上网电价稳定。 发电效率：1）发电量提升，主要源于大叶片、高塔筒，更大的扫风面积及更高的风速，有效增强捕风能力，从而带动发电效率的 提升；2）发改委于2018年底出台清洁能源消纳行动计划（2018-2020年），要求到2020年弃风率控制在5%左右，此后弃风率明显下 降，20-21年稳定在3%，并无抬头趋势。未来随着电网侧智能化+供电侧增加储能，弃风率有望进一步下降。IRR途径2：成本端-大型化&轻量化降低CAPEX单瓦投资成本下降： 风机市场充分竞争带来价格下降：风机占初始投资成本的五成左右， 而自21年下半年以来风机价格持续大幅下降，带动风电初始投资成 本的下降。据

6、中国招投标公共服务平台等的不完全统计，2021年年 初陆风风机（不含塔筒）中标均价为3050元/kw，2022年8月中标均 价1758元/kw（降幅高达42%）。 大型化&轻量化摊薄成本：据我们推算大型化后风机单GW对应塔筒 耗量从73吨/MW降至62吨/MW（降幅15%），叶片从16吨/MW降至 13吨/MW（降幅19%），大型化和轻量化带来成本下降，为风机价格 的下降留出空间；2）风机大型化后，同等装机容量下数量减少，对 应单GW的风机基础安装及施工费用下降。风电从周期走向成长，核心在于IRR从周期走向成长：往后看风电项目IRR，将呈现上升趋势陆风：仅考虑陆风造价下降均为由风机价格下降带来

7、，2021年年初至今陆风风机（不含塔筒）中标均价有约40%的降幅，各类资源区 陆风平价项目IRR基本已经高于此前有补贴降价前的IRR。海风：仅考虑海风造价下降均为由风机价格下降带来，风机报价已经从2020年的7000元/kw降至2022年2月的3500元/kw左右，降幅高 达50%，我们预计海风投资成本仍有下降空间，为即将到来的平价做准备。 因此综合发电收入端和成本端，往后看风电项目IRR，将呈现上升趋势，进而带动装机提升，不再具有周期性。新增装机量：22/23年看海外 国内厂商出海占比提升验证海外装机需求提升铸件、主轴、法兰头部企业日月股份、金雷股份、恒润股份今年以来海外收入占比均出现了明显

8、的环比提升：其中，日月股份2022 年H1的海外收入占比相较于2021年提升6个百分点；金雷股份2022年H1的海外收入占比相较于2021年提升7个百分点；而恒润股份 2022年H1的海外收入占比相较于2021年更是提升了40个百分点。风电企业出口高增验证海外风电装机需求环比提升的趋势。2、风电行业趋势一：海风需求高增打开海上风机零部件需求空间陆风VS海风：陆风受到土地资源的限制，海风系风电成长性的重要增量：资源储备空间 大且不受土地资源限制陆上风电发展受到土地资源方面的限制：我国陆上风电发展较早、较为成熟，未来发展空间有限。陆风可开发量虽然大，但我国现 已在三北等陆风资源丰厚的地区开发了大量

9、风电场，后续发展可能会受土地资源等因素制约。 海上风电不受土地资源限制，且目前开发量仅占可开发资源的1%，发展可持续性强：相比陆上风电，海上风电具有风资源更好、风 机利用小时更高、适合大规模开发、不占用土地资源、不受地形地貌影响等优势，同时海上风电一般靠近传统电力负荷中心，便于 电网消纳，并且可免去长距离输电的问题，有望迎来快速增长。 据GWEC数据，全球风机轮毂离地高度已从81米增至103米。较高海拔意味着风速更高、可开发风力资源更多。在100米高度上我国 海上可开发风力资源为2254GW，而截至2021年国内海风累计装机量为25GW，约占可开发资源的1.11%。海风系风电成长性的重要增量：

10、政策中长期规划加持，叠加简化流程规划：国内沿海各省出台十四五海上风电相关规划，合 计新增装机量达65GW+；海外各国更多地针对2030年及 之后的中长期海上风电新增装机量做出规划。 流程：国内推动风电项目由核准制调整为备案制，有望 加快海风建设进度；海外各国也陆续出台相应政策加快 海上风电项目的审批进度。行业趋势：海风需求高增打开海上风机零部件需求空间1）海缆-抗通缩明显，离岸距离203050+km，送出海缆ASP 15以下20+亿元/GW我们预计22-25年国内、海外海风装机量CAGR分别达44%、56%，海风需求高增有望打开成长空间。各环节中海缆受益于海风的弹性最大：对比塔筒、铸件、风机等

11、其他环节既用于陆上风电，又运用于海上风电，海缆仅应用于海上 风电项目，最有望受益于海风的高增速。风场、风机大型化及离岸远海化驱动海缆向高压化、直流化发展，尤其是远海化带来海缆长度的绝对增加，送出海缆ASP提升明显。短期向更高电压等级发展：随着风场及风机大型化，原有输电能力无法满足。更高电压等级的海缆无论从输电能力还是降低总体项 目的投资成本方面均更有优势，海缆高压化成为趋势。 而由此带来的变化：1）以价补量：根据我们测算，量上66kV阵列海缆相比35kV长度减少30%40%，价上66kV海缆采购单千米 造价比35kV海缆提升约36%。同时66kV高附加值将对应更高的毛利以缓解整个海风产业链降本

12、带来的压力；2）竞争格局上，由于高电 压海缆的绝缘工作场强更为集中，绝缘材料的电气性能是提升电压等级的核心挑战，因此技术壁垒提升，利好竞争格局优化。中长期柔直海缆并网占比提升：风场远海化趋势下，柔直海缆相比交流海缆在输送容量及长度方面的优势凸显，同时长距离摊薄柔 直输电系统增加的换流站成本。我们预计中长期柔性直流海缆在远海项目的占比会大幅提升。2）单桩海力风电：桩基（单桩）扩产较难，预计23年国内桩基市场供不应求桩基（单桩）的单GW用量大概是塔筒的3倍，扩产较难：通过前文可以发现，桩基（单桩）的单GW用量（ 20万吨/GW ）大约是塔 筒的3倍左右，单套桩基的体积、重量较塔筒更大、更重，因此桩

13、基的制造需要更大的厂房。桩基在制造完毕后，在陆上运输起来较 为难，因此厂房需要靠近海边或者码头，制造完毕后避免进行陆上运输。需要更大的厂房+海边（码头边）的土地资源更为稀缺，桩 基（单桩）扩产较难。预计23年国内桩基需求约240万吨：前文我们预测23年国内海风装机需求约12GW，按20万吨/GW的用量计算，预计23年国内单桩需 求在240万吨。23年国内桩基合计有效产能约210万吨，存在30万吨的供需缺口：具体看：大金约40万吨（山东蓬莱和广东阳江）、海力 约50万吨（主要在江苏）、天顺近30万吨（江苏射阳）；润邦约20万吨（主要在江苏）；天能和泰胜合计约30万吨； 我们预计其它非上市企业桩基

14、产能合计在40万吨。若23年国内桩基市场供不应求，预计桩基（单桩）单吨盈利有望较22年提升。3）风机：中标到确认收入周期较长（半年到一年的时间），盈利尚未见底风机从中标到确认收入的周期需要半年到一年的时间，2021年下半年招标价格下降的风机基本体现在2022年下半年的企业收入端。22年风机中标价格： 陆风风机价格基本企稳，预计23Q1-23Q2有望看到盈利低点：1-8月含塔筒风机中标平均价为2586/2246/2168/2376/2237/2267/2352/2324元/KW，单风机中标平均价为2030/2061/1754/1934/1794/1734/1759/1758元/KW，8 月陆风风

15、机中标价环比基本持平。 海风风机：海上风电公开披露数据较少，且不同项目差异性较大，不便于统计。对23年价格的判断：陆风项目已全面平价，预计明年陆上单风机价格有望维持在1700元/KW左右，海风还有部分地区未平价（预计 明年年初全面平价），海上单风机价格有一定的下行压力。因此我们预计陆风风机单位盈利有望在23Q1-Q2见底，而海风风机单位 盈利尚未见底。4）铸件-金雷股份：锻造主轴在技术方面全球领先（可生产8MW锻造轴承），风机大型化下 仍有10%以上的毛利率提升空间锻造主轴技术和市场份额领先：锻造主轴用于联结风叶轮毂和齿轮箱。公司在锻造主轴领域技术领先，是少有能够生产8MW锻造主 轴产品的公司

16、，同时公司在锻造主轴领域市占率不断提升。基于锻造主轴新工艺，预计陆上8MW以下风机仍适用于锻造主轴： 基于目前尺寸，陆上风机应用的仍然是锻造主轴：目前国内陆上招标项目单机容量以5MW为主，基于锻造工艺所带来的良好力学 性能和较长使用寿命，5MW风机仍适用于锻造主轴。 公司应用空心锻工艺，进一步拓展锻造主轴在大尺寸风机上的应用空间：空心锻工艺可降低锻造主轴重量，从而使得锻造主轴更适 合应用于大兆瓦风机上。风机大型化趋势下，锻造主轴盈利能力有望提升：大尺寸锻造产品的技术难度更高，我们预计大尺寸锻造产品的利润水平将高于小 尺寸产品，因此公司有望借风机大型化趋势提升产品毛利率。5）齿轮箱零部件-广大特

17、材：在风电领域不断拓展业务边界，海上铸件、齿轮箱零部件等 贡献新增量以特钢材料起家，在风电领域不断拓展业务边界：公司以特钢材料起家，已有十余年经验积累；产品以齿轮钢为主，应用于风电、 轨道交通等行业。近年来，公司重点布局风电零部件产品；向平行领域拓展铸件、铸钢件，向下游拓展风电锻件、铸件精加工和齿 轮箱零部件。公司进行业务拓展的的竞争力：生产经验积累、一体化优势及客户资源积累：（1）特钢业务熔炼经验和主轴、法兰等精加工经验， 为拓展铸件、齿轮箱零部件打下基础；（2）一体化优势：原材料自供节省成本：以齿轮箱零部件为例，其原材料是齿轮钢，公司自 产齿轮钢实现原材料自产，从而节省成本；（3）特钢业务

18、积累丰富的客户资源，有望在产品导入速度方面占据优势。3、风电行业趋势二：出海增量市场带来新的量和利的 弹性，但各环节由于安装属性强弱导致有所差异1）日月股份：铸件出口难度较低（基于无安装属性+成本优势），公司精加工产能提升 （2023年精加工占比预计提升至近50%）可打开公司铸件产品出口空间出货弹性：精加工产能提升打开出海空间： 过去：铸件出口难度较低，但公司精加工能力不足限制出口：过去公司产品出口收入中占比较少（2019/2020/2021年分别为 13%/9%/10%。铸件不存在安装属性且尺寸较小，同时国内产品具有成本优势，因此出口难度较低。但公司历史上出口占比却相对较 低，原因是海外产品

19、基于性能要求和品控要求，对精加工的需求更高，但公司过去精加工能力较为有限，从而可能限制公司的产品 出口。 22年：伴随新产能投产，预计公司22年精加工产能占比达33%。伴随精加工能力提升，22年上半年，出口收入占公司总收入比重已 达16%，达到历史最高水平。 23年：预计公司2023年精加工产能28万吨，占总产能比例提升到接近50%，可以更好打开公司产品出海空间。2）大金重工：欧洲在海外市场的战略地位重要，大金在欧洲具有独一档的关税优势欧洲海风已进入平价时代，业主开发意愿强，是全球最大的海上风电市场，在海外风电市场中的战略地位最为重要：欧洲地区海上 风电市场发展较早，逐渐成熟，度电成本降至2021年的49欧元/兆瓦时，与其他不可再生能源比成本优势明显。