风电设备行业研究：从周期向成长的转变下半年抢装无虞

风电设备行业研究：从周期向成长的转变，下半年抢装无虞一、风电行业：从周期向成长的转变前言：2022年是风电全面实现平价的元年，正式开启由政策驱动转向内生驱动的全新阶段。回首2020-2021，陆上、海上风电接连退补，陆上风电基本平价无虞，而海上风电在大型化与持续降低的建设成本推动下也在快速完成平价转型，广东、福建、山东等省市将先行平价。2022年，疫情加剧了行业不确定性，但重重压力之下仍有曙光，在当下的转型关键期，需要关注到市场上最重要的几个变化：陆上风电风机价格战趋势有望放缓，行业进入理性竞争状态；海上风电招标和平价速度有望超预期；预计十四五期间年均装机量将超60GW。（一）陆风：率先平价上网，价格战趋势有望放缓陆上风机正式进入5MW大机型时代。根据风芒能源、每日风电、北极星风力发电网等公开的中标项目信息，我们统计了2021到2022H1的陆上招标项目，并梳理了有明确风机型号要求的项目数。2021年，陆上3.X机型仍是主流，同时4.X、5.XMW的机型占比在不断提升，而2022年开始，每月招标的机型中4.X、5.X已成为主流，平均机组容量从2021M1的不到3MW提升到了2022M6的4.5MW左右，意味着陆上风电正式进入了大兆瓦时代。从招标时间分布来看，全年的招标多集中在上半年，行业通常从Q2开始放量。2021年是近十年风机价格下跌速度最快的一年。根据金风科技官网的数据，从2010-2021年的风电季度公开投标均价来看，2010-2019年风机中标价基本在3000-4000元/kw的价格区间波动，下降速度较为缓慢。直到2020年，“平价”+“大型化”拉开了风机价格战的序幕，风机价格从2020Q1的4037元/kw下降至2020Q4的3271元/kw，全年跌幅为18.97%；2021Q1的2860元/kw下降至2021Q4的2267元/kw，全年跌幅为20.73%，为近十年跌幅最大的一年。从最新月中标单价趋势来看，至暗时刻已过，风机价格预计将迎来理性修复阶段。陆上风机价格在2022Q1延续了下降趋势，带塔筒平均单价从2022M1的2267元/kw下探至2022M3的2108元/kw，不带塔筒平均单价从2198元/kw下降至1951元/kw。最低中标价甚至已经下降至1500元/kw以下。然而从Q2开始，风机价格已经开始走止跌企稳行情。从平均中标价格来看，2022M6的带塔筒单价环比+24.96%，不带塔筒单价环比-0.65%；最低中标单价则基本徘徊在1400元kw出头。以上信号均表明风机价格已经基本到达底部，后市回暖的可能性较高。风机价格下降主要有两种路径：一是大型化，即增大风机容量带来的单价摊薄；二是针对同一机型进行技术优化带来的降本增效。从我们统计的陆上风电中标项目数据来看，不同机型的中标单价存在较大差异，2.X机型的2021-2022H1平均单价为2953元/kw，6.X机型的平均单价为1787元/kw；对于同一机型而言，随着时间变化中标单价也在呈现明显的下降趋势，以3.X-4.X机型为例，2021M1的中标单价为3464元/kw，2022M6的中标单价为2371元/kw。大型化和技术优化两种路径分别占到风机价格总降幅的42%和58%。从2021到2022H1风机价格下降了1691元/kw，而平均机组容量从约2.5MW上升到了4.5MW。根据我们所测算出的不同机型对应单价，平均机组容量上升使得2021M1-2022M6的风机价格降低了708元/kw，技术优化带来的风机价格降幅为983元/kw，分别占比42%和58%。陆风价格止跌企稳，最重要的因素有三：1.当前陆风价格所对应的IRR已完全能满足平价上网。根据我们所搭建的陆上风电IRR测算模型，假设发电小时数2000小时、上网电价0.3765元/kwh，自有资金占比20%、贷款利率4.9%、还款周期15年，建设周期1年、运营周期20年。测算结果显示，使用4MW风机建造50MW风场，当风机价格降至2000元kw以下时全投资IRR可达到6%以上，资本金IRR超过18%；使用5MW风机建造100MW风场，当风机价格降至2000元kw以下时全投资IRR可达到10%以上，资本金IRR超过30%。当前陆风价格对应的IRR水平较高，已经能完全满足运营商要求，后续风机价格继续大幅下降的动力不强。2.陆上风机方面，国产厂商与国外厂商的代差已经急剧缩小。从各家厂商推出新机型的情况来看，2020年之前，国产厂商与海外厂商的代差基本维持在1MW左右，Vestas于2019年才推出6MW机型，西门子-歌美飒2022年才推出6.6MW机型，GE是2020年推出6MW机型，国内主要厂商诸如金风科技、远景能源、明阳智能均在2020年左右推出6.X机型，在大型化方面已经与国外巨头相当接近。3.除价格外，风机质量也开始成为中标有力竞争因素之一。同质化市场中，价格依然是主机企业中标的核心竞争力，但2022年的招标项目中，出现了个别非最低价中标的情况，例如华能3111.5MW风机（含塔筒）采购中标项目中，标段一、标段三、标段五都并非最低价中标。风机事故率上升的主机厂商中标情况明显有所减少，证明除了低价之外业主也开始重视风机质量，有利于风机市场恢复理性竞争。（二）海风：扬帆起航正当时，大型化降本仍将持续地方补贴政策接连发力，加速海上风电发展。截至目前，已出台省补政策的包括广东、浙江、山东三个海风重点建设地区，为海上风电平价再添助力。此前广东、浙江、山东接连出台未来四到五年新建项目的补贴方案，浙江舟山市也在日前发布文件，在明确了2022年海上风电发展目标的同时，还宣布2022、2023年并网的前600MW、1.5GW海上风电项目分别度电补贴3分、1.5分，补贴期限为10年。海上风电平价元年开启，招投标进度平稳。2022是海上风电正式退补的第一年，一季度接连开启招标项目。根据风芒能源和CWEA官微，截至2022年6月中标公示的平价海上风电项目合计4.578GW，中标整机商含明阳智能（1505MW）、中国海装

（1484MW）、金风科技（840MW）、电气风电（594MW）、东方电气（360MW）。其中，1月份的浙能台州项目中标价格为3548元/kw（含塔筒），创下历史新低；此后的国华投资山东500MW海风项目的含塔筒中标价也达到了3828元/kw，驱动海风平价进程加速。海上风机降价速度超预期。在2020年及之前，海上风机价格一直处于5000-7000元/kw的较高区间水平，在经历过2021年几乎一整年的招标空窗期之后，22年下降到3500-4500元/kw的区间水平，相比20年的招标价格降幅达到30%左右。当下海上风电平价刚刚开始，未来或将重新演绎陆风平价历史。当前风机价格实现的项目内部收益率并不高，海上风机大型化仍有较大空间。从全国平均建设条件来看，根据我们所搭建的海上风电IRR测算模型，假设发电小时数3000小时、上网电价0.4元/kwh，自有资金占比20%、贷款利率4.9%、还款周期15年，建设周期2年、运营周期25年。测算结果显示，使用8MW风机建造风场，当风机价格下降至4000元/kw以下时，资本金IRR能够提升至6%~7%；使用10MW风机建造500MW风场，当风机价格下降至4000元/kw以下时，资本金IRR能够提升至8%以上，基本能够满足运营商对海风回报率的要求。进一步分省份来看，几个海风主要省份由于风资源、海床条件等自然条件差异较大，因此实现平价所要求的建设成本也不同。我们根据前文所建立的IRR模型，倒推算出各省的平价建设成本，并按照风机价格在建设成本中占比30%来计算出平价对应的风机价格。江苏、上海、浙江、福建、广东实现平价对风机价格的要求相对较低，分别为3775元/kw、4031元/kw、4029元/kw、4571元/kw、4515元/kw；山东、广西、海南实现平价则需风机进一步降价，达到3431元/kw、3188元/kw、3405元/kw。（三）增量装机+存量改造，预计风电年均增长超60GW上半年招标创历史新高。根据金风科技以及北极星风力发电网的数据，2022上半年行业总招标容量为47.8GW，同比增长52.2%，达到2011年以来的历史新高。分月度和季度的新增装机量来看，2022年Q1装机情况较好，Q2预计受疫情影响。2022年1-2月、3月、4月、5月的风电新增装机并网容量分别为5.73GW、2.17GW、1.68GW、1.24GW，同比增速分别为61%、28%、25%、4%，Q1整体的新增装机量同比增长50%。1.已招标未并网的存量项目达50GW以上。我们梳理了2021年的陆风中标项目，以及2019-2021年的海风中标项目，并分省市统计出在2021年底前尚未完成并网的存量项目。广东省的存量项目达到了7.35GW，其中海上风电项目6.77GW；云南省存量项目5.48GW，内蒙古4.25GW。全国所有的陆上风电和海上风电存量项目合计51.8GW，其中多数项目计划在2022年或2023年完成吊装并网。2.各省的十四五规划达276GW，年均装机55.3GW。根据智慧能源产业联盟的统计，全国共31个省市公布了“十四五”规划，其中26个省市明确了风电光伏装机目标；

内蒙古（51.15GW）、新疆（23GW）、甘肃（24.8GW）、河北（20.26GW）等西北和华北地区仍是新增装机的重点区域。海上风电方面，据风芒能源的不完全统计，目前已有超150GW海上风电规划出炉，其中“十四五”规划将新增海上风电约54GW（不含福建等）。在沿海省份中，明确省补、开发商积极性最高的广东是今年重点关注区域。3.预计未来两年风光大基地规划的风电容量超40GW。第一批风光大基地项目涉及内蒙古、青海、甘肃、湖南、安徽等19个省份，总规模为97.05GW，其中风电规划13.6GW，风光装机61.55GW，按照38%的比例估算含23.6GW风电。截至2021年12月底，我国第一批风光大基地项目已开工约75GW，其余项目在今年一季度陆续开建。第二批风光大基地则集中在三北地区，新能源装机总规模455GW，其中库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机284GW，采煤沉陷区规划装机37GW，其他沙漠和戈壁地区规划装机134GW；十四五、十五五时期分别规划建设风光总装机约200/255GW。4.“以大代小”、“以新换旧”，存量老旧风机改造规模年均10GW以上。2021年12月，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过15年的风电场开展改造升级和退役。2022年1月20日，国家能源局综合司发布《2022年能源行业标准计划立项指南》，将风电场改造升级，风电设备退役循环利用列入能源行业标准计划立项重点方向。截至2010年底，我国风电累计装机容量44.73GW

（其中44.58GW都为陆上风电），累计安装风电机组34485台，单机容量1.29MW。若假设需要更换的老旧风机占50%，更换后单机容量为2.5MW，则对应的老旧风机改造规模为43GW；若假设更换后单机容量为3MW，则对应的老旧风机改造规模为52GW。因此，估计十四五期间平均每年改造老旧风机带来的需求大约为10GW。总结来看，考虑各省的十四五规划目标、风光大基地的规划，以及老旧风机改造的需求，预计十四五期间年均风电装机将超过65GW。未来陆上风电依然是装机主力，而海上风电处在快速崛起阶段，大型化进程叠加地补政策，预计年均新增10GW以上。（四）全年装机有望维持高增长，核心看下半年的抢装（1）疫情扰动对行业装机的影响几何？根据OurWorldinData统计的我国大陆新冠肺炎每日新增病例数据，2022年疫情主要集中在3-5月份，其中4月份为高峰期，到6月份已有明显好转。2010-2021每年的M4装机环比增长率平均值为-12.72%，2019-2021每年的M4装机环比增长率平均值为-37.53%；而2022M4的装机环比为-22.58%，总体上疫情对于4月的装机影响在正常范围内。根据历史的月度装机数据可知，每年上半年都为装机淡季，行业通常在下半年放量，因此在常态化防控的前提下，下半年行业发力仍有望完成今年指标。我们按照2010-2021各月度装机同比剔除最大值和最小值取平均数，根据去年同期的装机数据对接下来的月度装机进行了大致估计，预测出2022全年新增装机量约为61.8GW。（2）上游原材料价格变动对行业利润的影响几何？根据wind的数据，中厚板价格（元/吨）从21年初迈入上涨通道，最高曾经达到6590元/吨，比21年初的约4500元上涨约46%，迈入22年后进入下降通道，截止7月1日，约4687元/吨；轴承钢价格曾经最高达到约6900元/吨，截止7月6日，约6063元/吨，同样进入缓慢下降通道。随着原材料价格的稳定，整个风电产业链的盈利有望环比改善。钢材价格对毛利率变化的敏感性分析。产业链中各个零部件的钢价成本占比不同，根据公司年报的披露，轴承成本中的钢材占比为21%，主轴41%，塔筒51%，法兰42%，锻件70%；钢价下行将带来明显的盈利改善空间。我们假设钢材价格变化后，成本中的除钢材以外部分的绝对值保持不变，收入也保持不变，测算出以上风电零部件毛利率变动对钢价变动的反应程度。可以看到，锻件的钢材占比较高，因此毛利率对钢价较为敏感，轴承的毛利率变动幅度则相对稳定。二、大型化趋势下，聚焦产业链的价值变化（一）价值：大型化通缩趋势下，轴承、海缆单瓦价值上升当前，陆上机型已演进到5.X、6.X兆瓦，海上机型则多为8-10MW甚至10MW以上。随着风机大型化，零部件和整机的价、量、利可能因为对规格要求的提升和大兆瓦产能的稀缺而上升，但也可能因为兆瓦数增加而被摊薄。我们的目标首先是寻找产业链中价值量通缩最少甚至发生通胀的环节。根据我们从多个途径统计的数据，我们量化测算了各个零部件不同机型对应的价值量。齿轮箱、回转支承（主要是偏航变桨轴承）、主轴承、主轴的单兆瓦收入来自于三一重能回复函中公开的采购价格数据；变桨系统、轮毂、叶片、发电机和机舱罩是通过三一重能招股书及回复函中公布的采购数量、采购金额以及年平均风机生产容量估计得出；不同型号的塔筒、法兰、海缆、整机价格来自于公开招标项目。可以看到，价值量通胀环节主要包括主轴承和海缆；抗通缩环节主要包括回转支承

（即偏航变桨轴承）、齿轮箱、塔筒、法兰；其余大多数零部件则都为通缩环节，包括变桨系统、轮毂、机舱罩、发电机以及整机等。轴承、海缆价值量通胀的背后，主要受三个底层逻辑驱动：1.大型化趋势下的技术壁垒拔高议价权。大兆瓦主轴承的生产难度随着机型容量增加而上升，其技术难点主要包括：第一点在于设计，要承受更多载荷，需要提升轴承性能；第二点在于材料，轴承钢的纯度能够影响轴承的疲劳寿命；第三点在于热处理技术，直接影响轴承的耐磨、抗腐蚀等性能。而海缆在大型化趋势下的技术发展方向也更加多元：首先是高压化，如今交流阵列海缆已开始从35kV向66kV演进，送出海缆从220kV向400/500kV演进；高压化伴随的是大截面化；此外，海缆也开始往柔性直流方向发展。2.大兆瓦生产能力的稀缺，造成短期的供需失衡。若零部件当前的大兆瓦产能较为稀缺，短期的供需失衡也会造成大兆瓦部件价格上升。最典型的情况便是轴承，当前只有新强联、洛轴、瓦轴、大冶轴等少数轴承企业具备大兆瓦的批量供应能力，3MW、4MW级以上的轴承供应紧张；从龙头企业新强联来看，其产能利用率自2019年起就居高不下，为了缓解产能瓶颈，公司已通过数轮融资来进行扩产。此外，塔筒、海缆的企业也同样在大幅扩产。3.高进入壁垒、竞争格局稳定的环节，更能维持价的刚性。价值量能否维持刚性与进入壁垒、竞争格局有关。主轴承、海缆是壁垒较高的环节，竞争格局集中稳定；

其余环节国产化率较高，塔筒、法兰集中度较低但头部企业竞争格局相对稳定；叶片、铸件、整机等头部企业竞争激烈。轴承：是风电产业链中技术壁垒最高的环节之一，国内第一梯队企业包括新强联、洛轴、瓦轴等，格局较为稳定，全球市场的集中度较高；海缆：进入壁垒较高、竞争格局稳定，国内前五家厂商集中度高达90%以上，从而保证了利润空间的稳定；齿轮箱：国际上的头部厂商主要包括南高齿、采埃孚、威能极，市场份额合计68%；塔筒、法兰、锻件：受限于运输半径和产能布局，行业集中度较低，运营商招标时通常偏向于项目当地企业，厂商的盈利空间较为稳定。（二）用量&毛利：轴承量利齐升，法兰、海缆单位毛利增长用量的变化：我们首先根据《WindTurbineDesignCostandScalingModel》中零部件重量与叶轮直径或其他因素之间的函数关系计算出各个零部件的单兆瓦用量，同时叶轮直径、叶片重量、齿轮箱重量、塔筒重量的数据来自于运达股份、GE的技术手册以及论文《WindPACTTurbineDesignScalingStudiesTechnicalArea3_Self-ErectingTowerandNacelleFeasibility》。除主轴承以外，大型化趋势导致多数风机环节的单位用量总体呈现减少趋势，如变桨系统、发电机、轮毂、机舱罩、塔筒等，因此单兆瓦毛利的变化主要看单吨毛利能否维持刚度。毛利的变化：我们选取了几个环节中具有代表性的龙头企业来分析其单吨毛利的变化情况。随时间推移，轴承环节的单吨毛利上升最为明显，齿轮箱、法兰的单吨毛利也呈现上升趋势，塔筒、锻件基本维持稳定，整机的单兆瓦毛利则呈现下降趋势。海缆环节单位毛利总体呈上升趋势。由于上市公司中只有东方电缆单独公布了海缆的销量与收入数据，我们以东方电缆为例分析海缆单位用量和单位毛利的变化。利用公开的中标项目数据和销售收入成本数据，我们估算出东方电缆每年平均的海缆单兆瓦销售量，基本在0.3公里/MW到0.6公里/MW之间波动。而海缆系统的单位毛利则呈现总体上升的趋势，从2017年的31.66万元/公里上升到2021年的101.18万元/公里，海缆的利润空间并不会随着大型化趋势而被压缩。未来用量&毛利如何变化？首先，从量上来看，海上风电将在未来成为重要的增量市场，而大型化、深远海化趋势改变了对零部件尤其是塔筒基础、海缆的规格要求以及用量需求。对塔筒而言，大型化趋势下对塔筒承载能力要求提升，减少了重量被摊薄的幅度，尤其是随着海上风电项目场址的水深增加，随桩基、导管架的用量需求有所增加。对海缆而言，大型化趋势推动了产品向高压化及大截面化发展，例如海缆从原先最常见的35kv和220kv海缆，发展出了66kv、400kv、500kv海缆；同时远海化趋势（即离岸距离的增加）也增加了送出海缆所需长度，增加了海缆单位需求。我们不完全统计了近年的海上风电项目环评报告书中水深、离岸距离、基础重量与海缆长度的数据，并进行了函数拟合，得到结论：水深每增加10m，基础的单位用量平均增加17.6t/MW；离岸距离每增加10km，海缆的单位用量平均增加56m/MW。其次，从利上来看，毛利刚性很大程度上受原材料成本占比和定价模式影响。从原材料成本和非原材料成本两个角度来看，风电产业链各环节原材料成本占比均达50%以上，原材料成本占比较高的环节更容易受到原材料涨价的影响，降本的“刚性”

也更高；非原材料成本中主要包括直接人工、制造费用和运费，部分环节的运费占比较高，如塔筒（4.58%）、轴承（3.15%）、铸件（2.42%）、锻件（1.41%），这部分成本主要受到产能布局的影响。塔筒、法兰等的成本加成定价模式抵御部分上游波动风险。风电原材料以钢材为主，如塔筒的钢材成本占比51%、轴承占比55%、锻件占比70%、法兰占比66%、主轴占比60%。尽管成本受钢材价格波动影响较大，但塔筒、锻件、法兰都采用成本加成定价模式，能够有效传导原材料价格变化；另一方面，塔筒大多数情况下都和风机分开招标，受到风机价格战的影响较小。但成本加成模式并非保证利润刚性的“万金油”，面临来自下游的需求波动时，加工费本身可能会被压缩。非原材料成本的降低主要依赖生产布局和规模效应。对于人工费用、制造费用等非原材料成本，公司往往可以利用规模效应、精细化管理、技术进步等手段来降本增效，而由于风电零部件体积重量较大，运输难度高，运费也构成了非原材料成本中的一个重要部分。由于风电零部件多为大部件，陆上运输难度较高，因此运费与公司的生产基地布局，尤其是港口资源紧密相关，优质的港口资源往往能有效降低运输成本、保证货物交付期。同时，厂商广泛充分的产能布局也能发挥较大的规模效应，进一步降低单位成本。三、重点企业分析：关注价值量稳定或增长的环节（一）新强联：风电轴承国内领先，受益大型化与国产化新强联成立于2005年，主要从事大型高端回转支承的研发生产销售，产品主要包括风电轴承、偏航轴承、变桨轴承、盾构机轴承及关键零部件，海工装备起重机回转支承等。轴承是现代工业的基础零部件，被誉为机械装备的“关节”，应用领域广泛，目前公司产品主要应用于风力发电机组、盾构机、港口机械海工装备、露天采矿设备、工程机械等领域。20年受益于风电抢装，公司收入、利润创新高，21年收入与利润仍然维持高速增长。20年公司营业收入与归母净利润分别为20.64和4.25亿元，同比增长221.01%和325.44%，21年公司营收24.77亿元、归母净利润5.14亿元，分别同比增长19.98%、21.09%，2016-2021年营收与归母净利CAGR为47.44%和64.46%。毛利率基本稳定，净利率稳中有升。21年公司毛利率与净利率分别为30.82%和20.79%，近年来公司毛利率基本稳定，得益于公司对生产过程管理能力的不断提高、产品结构优化等多种因素。绑定优质客户资源，龙头地位显著。2016-2018年，公司偏航轴承销售数量占当年我国新增风电装机所用偏航轴承数量的6.94%/6.49%/5.42%，变桨轴承销售数量占当年我国新增风电装机所用变桨轴承数量的7.18%/6.69%/5.79%，在风电轴承领域已步入国内一线供应商名单。公司已经与明阳智能、湘电风能、东方电气、远景能源、三一重能等形成了稳定的合作关系。公司借助无软带感应淬火技术弯道超车，已形成差异化竞争优势。在轴承热处理环节，国外龙头采用的主流工艺是渗碳法，渗碳法成本高、效率低，且我国工艺水平较为落后，长期限制了我国高端轴承的生产。近年来，随着成本更低、效率更高的无软带淬火技术的兴起，为我国高端轴承制造提供了新思路以及新的赶超机会。在工艺与设备上，公司在国内较早使用无软带淬火技术，生产的无软带回转支承滚道不存在薄弱环节，可提高回转支承的承载能力和可靠性，提高回转支承的使用寿命，满足高速重载的使用场合。无软带淬火机床交货期较长，还有至少数月的调试期，公司在设备和工艺磨合上具备一定的先发优势。（二）恒润股份：国内领先法兰龙头，切入轴承再起航恒润股份成立于2003年，主要产品为辗制环形锻件与锻制法兰及其他自由锻件。在辗制环形锻件市场，公司已成为海上风电塔筒法兰的重要供应商，在全球同行业同类产品中处于领先地位，公司也是目前全球较少能制造7.0MW及以上海上风电塔筒法兰的企业之一，同时公司已量产9MW海上风电塔筒法兰。2021年公司营业收入为22.93亿元，同比-3.82%，归母净利润为4.42亿元，同比-4.59%；毛、净利率也有所下滑，主要受到去年陆上风电项目需求量回落的影响，同时21年Q4风电场业主对风电项目开工审慎，订单释放放缓，海上风电项目订单减少。大尺寸锻件生产能力优于同业，碾环机设备形成差异化优势。恒润股份目前碾环机