2022年金风科技研究报告

2022年金风科技研究报告金风科技：全球领先的风电整体解决方案提供商深耕风电行业超二十年，国际化发展顺利公司成立于1998年，前身是新疆新风科工贸有限责任公司。2001年，通过改制重组成立金风科技股份有限公司，主营业务包括生产、销售风力发电机组及配件，风力发电场的建设与运营。2007年12月26日，公司在深圳证券交易所上市，并于2010年10月08日在香港联合交易所H股上市，为公司后续发展提供重要资金支持。2008年，公司收购VENSYS70%的股权以获得其先进直驱技术。同时，通过在多个地区设立子公司，公司不断壮大研发及生产能力、提高市场份额、推进国际化战略，2021年公司在全球风电整机制造商市场份额排名第二。风电整体解决方案提供商，销售规模不断扩大公司主营业务为风机制造与销售、风电场投资与开发和风电服务，2022H1营业收入合计占比97.25%。从业务结构上看，2022H1风机制造与销售、风电场投资与开发、风电服务的营收占比分别为65.59%、19.95%、11.71%。从盈利能力来看，2022H1风电场开发业务毛利率最高，约68.29%；风机制造与销售毛利率较稳定，约12.44%；而风电服务业务的毛利率波动较大，2020年受影响下跌至-2.74%，随后逐步回升，2022H1毛利率为19.81%。公司业绩稳定增长，风机出货量连续11年位列国内市场份额第一。2014-2020年，公司营业收入规模由175.73亿元增长至561.46亿元，实现CAGR21.36%；归母净利润由18.3亿元增长至28.44亿元，实现CAGR7.62%；风机销售容量由4190MW增长至12932MW，实现CAGR20.66%。2021年收入及归母净利润同比增速有所下滑，主要原因系国内陆风补贴取消，行业抢装潮结束后销量下降。此外，2020年在手订单中高毛利的海风订单减少也让公司盈利承压。2022H1公司风机销量4086MW，同增37.76%；实现营收165.12亿元，同降7.51%；实现归母净利润19.20亿元，同增9.96%。22H1公司营收和归母净利润同比增速放缓主要是风机招标价格下降所致。股权结构及高管团队稳定公司股权结构稳定，机构对公司认可度高。截至2021年底，机构持有总股本比例为95.52%。公司H股第一大股东为和谐健康保险股份有限公司，持有总股本比例为12.50%；国内大型可再生能源开发商三峡新能源集团直接持股8.35%。公司高管团队技术背景扎实，从业多年经验丰富。董事长武钢已从事风电行业超30年，管理层均有丰富新能源从业经验，且多位在公司任职超过十年，技术背景扎实的同时对公司发展路径及规划熟悉。多因素驱动行业发展，风电需求高景气世界能源转型在即，风电政策支撑强劲世界各国能源政策迭出，可再生能源发展势在必行。在全球能源结构改革背景下，可再生能源发展已成各国共识。目前，包括欧盟27国、英国、加拿大、日本、韩国等多国在内均提出在2050年实现碳中和；中国在联合国大会上宣布将在2030年前力争实现碳达峰、2060年前实现碳中和。此外，2021年11月，世界197个国家联合发布《格拉斯哥气候公约》，旨在将全球升温控制在1.5℃以内。其中，风力发电凭借丰富的资源总量、运行管理自动化程度高和持续降本等优势开始得到广泛应用。中国“双碳”目标明确，风电支持政策力度渐强。2021年是中国“十四五”规划开局之年，中央专门成立“双碳”工作领导小组，并发布指导性文件《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《2030年前碳达峰行动方案》；国家发改委和能源局紧随其后部署具体方案。政策推进风光大基地项目建设，集约化开发落地确定性强。2022年2月，国家能源局和发改委公布《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455GW，其中“十四五”期间建设200GW，“十五五”期间建设255GW，规模较第一批的97.05GW增加368.83%，目前第一批项目已全面开工。核准制转备案制进展顺利，分散式风电有望高增。2022年5月30日，国家发改委和能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案》，推动实施风电项目备案制，小规模、分散式风电项目建设审批流程简化。2022年8月12日，张家口市行政审批局发布公告，将从今年9月1日起实施备案制。随着地方政府落实政策，预计未来分散式风电新增装机有望加速增长。风电经济性不断提升，行业成长性显现陆上风电较海上风电成本更低，降本拐点先至。2021年以前，国家发改委将各地区陆上风电按照风资源、风电场年利用小时数不同划分为四类资源区，并给予不同上网指导电价。2021年起，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，规定中央财政不再补贴新核准的陆上风电项目，陆上风电全面实现平价上网，按当地燃煤发电基准价执行，并可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。海上风电由于建设、施工、设备购置等成本较高，尚未实现平价，但2019年近海海风指导电价已开启降价趋势。从度电成本看：当前陆上风电已进入平价时代，风电已有性价比。据国际可再生能源署IRENA发布的《2021年可再生能源发电成本》显示，目前全球陆上风电度电成本已降至0.033美元/千瓦时，同比2020年下降15%；海上风电度电成本降至0.075美元/千瓦时，降幅13%。当前时点看陆上风电已具备性价比，成本低于水电（0.048美元/千瓦时）和光伏（0.048美元/千瓦时）。从全球装机看：据GWEC预测，2020-2030年全球风电年平均新增装机应达180GW，以加快能源结构转型，完成减少碳排放、将全球升温控制在2℃以内的目标；其中2022-2026年全球风电新增装机约557GW，年均复合增速为6.6%；2030年新增风电装机规模应较2021年增长约四倍。中国风电装机占据主要份额，“十四五”期间装机需求确定。据GWEC统计，2021年中国新增风电装机占全球新增装机51%。随着各省相继落地“十四五”发展规划中风电新增装机目标，26个省份合计风电新增规划约289GW，2021-2025年国内风电年均新增装机可达57.8GW。大型化实现降本增效，海上风电呈现高增长风机大型化趋势明显，降本增效助推招标量提升风机大型化可减少单位容量材料用量，进而降低单位容量的风机造价。据NREL最新公布的风电成本报告，通过风机大型化、更高效的管理策略等因素可提高风电场57%的发电量，贡献20美元/MWh的LCOE降幅。此外，风机大型化使得相同规模的风电场需要安装的风机数量减少，降低单位容量的材料耗量，叠加风机本身制造效率提升，可降低约31%的资本支出，贡献8美元/MWh的LCOE降幅。2021年风机大型化加速。陆上新增风机平均单台容量由4.9MW提升至5.6MW，海上新增风机单机容量由2.6MW提升至3.1MW。风电招标价格受益降幅明显，2022年6月相比2020年初风机招标价格下降超50%，每kW风机招标价格区间由4000-4500元下降至2000元以下。预计行业或将持续通过大型化降低风机成本，从而刺激需求。受益于大型化降本，风电招标量创新高。据明阳智能统计，2022年上半年国内风电市场公开招标（仅已开标）的为58.04GW，已接近2021年全年招标量62.78GW。其中Q1国内风电公开招标19.36GW，同增22.38%、环增11.59%；Q2招标39.04GW，同增128.30%、环增101.65%。海上风电平价中，有望步入高速增长期据国际能源网统计的国内陆上风机招标价格显示，2022年5月以来陆上风机中标价格均价（不含塔筒）已稳定在1700元/kW左右，招标主流机型稳定在5-7MW。陆上风机价格已企稳，海上风机价格环比仍在下降。2019年海风招标价格约6000元/kW，2020年因抢装小幅上涨至7000元/kW，2021年华润电力苍南#1海风项目风机项目中国海装报价4061元/kW，到2022年8-9月海上风机招标价格已降至3000+元/kW。世界主要国家均已有海上风电开发进度规划。到2030年，日本、韩国、印度、美国规划实现海上风电新增装机10、12、30、30GW；英国预计实现累计装机规模40GW；欧洲四国（丹麦、德国、比利时、荷兰）承诺2050年将四国海上风电累计装机规模提升至150GW。国内海风仍有补贴政策，各省规划落地确定性增强。截至22年中，国内主要海风大省均已明确“十四五”期间海上风电装机规划，合计约74GW。目前广东、山东、浙江均出台海上风电相关补贴政策，覆盖2022-2024年，有望增加规划目标落地的可实现性。全球海风需求共振，未来五年高速增长。据GWEC保守预计，未来五年海上风电新增装机有望实现高速增长，2022-2026年全球海上风电新增装机规模有望达到8.68、12.53、15.80、21.96、25.29GW，年均复合增速达30.65%；其中中国22-25年新增装机量合计为18GW。考虑到国内9个海风大省“十四五”海风规划已达74GW，其中2021年海上风电新增装机约17GW，22-25年剩余目标仍有57GW，我们预计中国新增海上风电装机仍有增长空间。风机业务：盈利有望企稳回升，订单情况及国际化进程向好从订单量上看，公司风机销售连续十一年位居国内龙头，主要是凭借领先的研发投入和可靠的产品质量。正是通过二十年来持续积累技术经验和品牌力，公司才能在2021年切换半直驱技术后迅速获取订单。公司另一核心竞争力在于提早布局国际化战略。风机出海并非由价格主导竞争，产品质量、品牌、融资、业绩等综合能力更关键。公司作为最早出海的风电企业之一，多年来积极推进国际化战略，国际品牌力、产品认证和海外市场熟知度上具备先发优势。此外，公司前瞻性布局风电场开发投资，其在建风场中国际化比例达20%，有利于自身风机出口。从盈利能力上看，公司22H1风机销售毛利率下降的主要原因是前期钢价仍处在高位，且低端产品毛利率受招标价格影响严重。随外部影响转好，以及公司自身出货结构改善，我们认为其风机业务销售毛利率有望回暖。公司技术品牌积累深厚，订单结构紧随大型化趋势风机一般要求使用寿命超二十年，头部厂商产品更安全可靠，市场份额趋于集中。2013-2022前三季度，国内风机销售CR5/CR10均呈现集中态势，其中金风科技连续十一年保持国内风机出货量第一。2019-2020年行业CR5有所下降的主要原因是抢装情况下头部厂商产能有限，二线厂商份额有所提升。自2021年起风电整机行业集中度恢复增长趋势，CR5/CR10分别达到69.40%/95.10%，从2022年前三季度国内整机厂商中标情况来看，行业集中度继续提升至73.99%/97.18%。公司持续保持高研发投入。以上市风电整机厂商2018-2021年披露年报数据为例，金风科技研发人员保持在3000名水平，研发费用由10.62亿元增长至15.84亿元，显著高于行业其他风电整机厂商。其旗下机型覆盖集中式、大基地、分散式、常规海拔、高海拔以及海上等多种应用场景，也是国内少数持续研发直驱式风电机组并同时具备直驱和半直驱机组出货能力的厂商之一。厚积薄发，公司顺利切入半直驱。风机主要分为双馈、直驱、半直驱三种技术路径，其中双馈式发电机组中的高速齿轮箱可靠性低，不适用于大型风机。公司作为国内最早切入风机制造的企业之一深耕永磁直驱技术，并于2021年实现中速永磁（半直驱）机组销售，发布15款中速永磁平台旗舰机型（GWH171/182/191/242），包含陆上3.85MW-7.2MW机型和海上12MW机型。22年5月，金风科技全新一代中速永磁平台产品GWH191-4.X机型首台样机已在甘肃瓜州柳园成功完成安装、调试，并进入稳定运行，刷新了全球陆上已安装风机最大叶轮直径纪录（191m），该机组在年均风速4.5m/s前提下年发电量可达1800小时以上，较市场上一代主力产品提升5%以上。此外，公司还针对海上场景推出242m叶轮直径的半直驱机组。突破自主整机仿真软件技术，为长期产品研发奠基。风力发电机组设计需要整合环境、空气动力、水动力、整机结构、电气控制等多门学科知识，并结合实际运行环境进行耦合仿真，整机多学科耦合仿真是提升风电机组全生命周期运行效率、降低故障率的关键。2022年5月，金风科技具有自主知识产权的整机仿真软件GTSim获得国际权威机构TÜVNROD的认证，是亚洲范围内首个获得此认证的风电整机厂商，该技术可有效支撑公司未来大叶轮、长柔叶片、高塔架风电机组的仿真研究设计。订单结构紧随行业大型化趋势，进一步验证公司技术和品牌实力。切入半直驱技术路线后，公司2021年半直驱机组销售108.50MW，并取得4.8GW容量订单，占2021年全年外部订单（与外部第三方签署供货协议）约29%。凭借扎实的技术，截至2021年公司已连续11年保持中国市场份额第一，连续7年保持全球市场份额前三。2022年中，公司在手订单容量为24.13GW，创历年新高，同比增长47.70%、环比增长38.39%。海外订单充足，国际化战略顺利推进海外市场非价格主导，产品质量、品牌、融资、市场认知等综合能力更关键。风电整机出海不仅要提供经过权威机构认证的产品，还需要熟知各国的政策法规，并参与物流、施工安装等多个环节。由于不同国家的市场环境不同，对应需要的产品认证、政策体系和流程均有差别，整机企业在新进入一个国家前需要时间布局，头部厂商在出海过程中大概率具备先发优势。公司为最早出海的风电企业之一，风机出货量已连续七年保持全球份额前三，2018-2021年其全球市场份额持续保持在11%以上。由于多年来积极推进国际化战略，公司已在多个国家获得品牌认可度和业绩背书。2022年9月，金风科技签约乌兹别克斯坦500MW风电项目，计划于22年3季度发运，24年底前完工，此次项目是中亚最大单体风电项目，由阿布扎比未来投资Masdar投资，国际金融公司（IFC）、亚洲开发银行、欧洲复兴开发银行等国际银团共同融资，充分体现了国际投融资市场对公司产品可靠性、经济性和品牌力的认可。目前，公司国际业务已遍布六大洲八大海。2021年公司向越南、巴基斯坦、乌克兰、澳大利亚等共11个国家发运风机容量达1116.3MW，较2020年同比增长34.81%，占2021年国内风机总出口约34.16%。截至2022H1，公司海外在手订单合计2711MW，同比增长45%，为2021年公司海外出口销量的2.4倍。海外投资风电场有利于带动整机出口。海外风电投资商对进口风机的担忧主要是质量得不到保障、出现故障无法及时维修，进而影响风电场整体投资收益，如风机厂自身开发风电场实现EPC承包，则可绑定自身风机提供整体解决方案。公司前瞻性布局风电场投资，有利于自身风机出口。2020-2022H1，公司在海外开发风电场收入规模远高于国内其他风电整机厂商，并且提升趋势明显。截至2022H1末，公司海外风电场在建权益容量为581MW。风机毛利率短期承压，长期有望回暖公司风机业务毛利率承压，主要受行业招标价格快速下降和高位钢价影响。据公司22年中期演示材料披露，21年6月至22年6月，国内风电整机公开投标均价由2594元/kW下降至1939元/kW，降幅达25%。此外，钢铁价格与风机销售毛利率呈延迟负相关关系，公司2022年H1毛利率下降主要是受21年高位钢价影响。低端风机价格竞争更激烈，中速永磁机组放量后毛利率有望提升。由于小型风机技术门槛较低，且市场需求下降，盈利能力快速恶化。2021至2022H1，公司1.5MW系列风机毛利率由20.75%快速下降至4.78%。此外，公司2021年首次实现中速永磁机组（MSPM）风机销售，出货19台，合计108.5MW，毛利率仅7.26%；2022H1出货量提升至127台，合计701.55MW，在行业招标价格下行的趋势下，毛利率提升至10.17%。公司22H1末在手订单中1.5MW-3S/4S机型占比快速下降，由2021年销售的80.7%下降至37.2%。此外，公司由于新切入中速永磁路线（MSPM），22H1尚未实现批量化供货，毛利率仍有提升空间。综合来看，风机招标价格已企稳，且钢价已降至前水平，叠加公司低端机型订单占比降低和中速永磁机组的批量化供货，预计公司未来风机销售毛利率有望企稳回升。其他业务：风电场开发和风电服务有望打开新成长空间风电场业务稳增，盈利能力有望稳中有升受益于风机开发经验，公司自营风电场发电利用小时数领先行业平均水平。2021年公司自营风电场年利用2546小时，同比增长14.53%，较行业平均高出13.36%。从下游消纳情况看，国内风力发电消纳情况良好，用电负荷较重地区利用率均在99%以上，仅有蒙西、蒙东风电利用率未88.8%、88.7%。从上网电价看，海外则因俄乌战争陷入电力危机，7月以来俄罗斯大幅削减对欧洲天然气供应，大部分欧洲国家电力价格均创新高。公司风电场开发业务稳步增长，海外风电场开发加速。2019-2021年，公司风电并网新增容量由291MW提升至1408MW，年复合增速达到120%。截至2022年H1，公司权益在建容量合计2861MW，且分布范围较广，为后续并网容量增长提供有力支撑。此外，截至22H1末，国内外自营风电场权益装机累计容量6135MW，其中国际地区占比7%，在建容量中国际地区大幅提升至20%。2021年公司海外风电场项目平均利用2756小时，较国内项目2546小时更高，叠加海外电价上涨，我们预计公司风电场业务整体毛利率有望实现稳中有增。公司风电服务认可度高，后服务市场空间广阔公司风电服务业务认可度高，老旧风电场改造、资产管理服