风电行业分析

风电行业分析降本加速招标放量，风电装机有望复苏风电大型化升级，快速降本提升收益风机大型化加速，助力成本下降。风机大型化可减少风机单位功率原材料用量，并推动风电场配套建设和运维成本的下降。2021年国内风电新装机组平均单台功率达3.5MW，预计2022年将达4MW以上。根据我们对2022年国内风机招标机型要求的统计，其中要求5MW以上风电机组占比达到70%以上，5MW+机型有望成为2023年风电装机主流。风机价格和项目成本显著下降，陆风项目收益率明显提升。受益于风机大型化的降本效应，以及风机厂商进一步市场化竞争，2022年以来国内陆上风机投标均价（不含塔筒）已降至1800元/kW左右（-30%YoY）。同时，叠加配套设备及EPC成本下降等因素，目前三北地区陆上风电造价多降至5000元/kW以内，中东部地区项目也多降至6000元/kW以内。在基本不受弃风因素影响的情形下，我们预计三北地区风电项目IRR已可达10%以上，中东部项目IRR也普遍可实现8%-10%，具备较强投资吸引力和经济性竞争力。海风大型化加速，10MW+机型渐成主流。2020年起国内海风大型化进程加快，2021年单机平均功率达5.6MW，预计2022年将达7MW左右。2022年以来，国内海风招标主流机型进一步升级至8-12MW以上，2023年起10MW+机型有望快速成为市场主流。海风成本有望延续快速下降趋势。由于大型化加速和竞争趋于激烈，2022年国内海上风机单价由抢装期的6500元/kW+降至4000元/kW以下。同时，随着海风建设及配套设备产业链扩产和抢装后需求回落，装机成本迎来普遍下降。我们测算2022年国内海风项目单位造价降幅普遍达25%以上，预计2023年仍有望实现15%左右降幅，驱动海风加速推广平价上网。沿海省份加大海风支持力度，有望支撑海风快速增长。围绕我国“2030碳达峰、2060碳中和”目标，海上风电作为最能匹配东南沿海地区资源禀赋的新能源技术，获得相关省市的重点支持。目前沿海省市“十四五”期间已明确规划+项目推进的海上风电项目规模超55GW，对应2022-2025年规划并网规模近38GW。考虑到海风成本快速下降背景下，部分项目将逐步提前实现平价上网（项目IRR~7%），同时广东、山东、上海等省市已出台地补政策对海上风电给予装机补贴以加快行业发展，预计行业潜在需求和实际装机有望突破规划规模，2022-25年新增并网规模有望超50GW。风电招标持续超预期，装机有望大幅增长受疫情等因素影响，2022年部分风电项目装机将延后至2023年。2022年1-11月，国内风电新增并网量达22.52GW（-6.8%YoY），预计全年新增并网规模达40GW左右，同比或有所回落。这主要是由于疫情影响设备生产交付和项目现场吊装节奏，同时叠加机型方案升级换代，以及部分项目场址审批周期拉长影响。我们预计有10GW左右陆上风电项目装机将由于外部因素由2022年延至2023年，短期装机需求低于预期或为次年需求复苏进一步夯实基础。2022年风机招标规模再超预期，有望支撑2023年装机加速复苏。根据我们不完全统计，若不考虑框架招标，2022年国内风机公开市场招标量达88GW左右（+~60%YoY），其中陆风招标量近约72GW（+~40%YoY），海风招标量超15GW（+~360%YoY）。新增招标规模的大幅增长，且疫情等外部负面因素加速消除，有望为2023年起风电行业装机大幅复苏奠定项目基础。海风招标规模有望延续较高增长趋势。国内海风资源丰富，政策支持力度加码，海风项目有望纷至沓来并加速启动，根据我们不完全统计，2023年国内海上风电待招标规模达18GW左右，项目落地和持续增长确定性强。2023年国内风电装机有望大幅增至80GW左右，其中海风翻倍至10GW以上，且持续成长性凸显。随着疫情影响缓解，风电经济性大幅提升，以及2022年部分延迟项目结转，2023年国内风电装机有望显著复苏，预计总装机量将达80GW左右，其中海上风电有望实现翻倍增长至10GW以上，且2023-25年海风装机仍有望维持约40%的较高CAGR。原材料跌价+产品定价趋稳，零部件盈利有望修复风电设备原材料成本压力逐步缓解。风电设备中原材料成本占比多在50%-90%，且原材料多以钢铁等大宗商品为主，零部件企业盈利对原材料价格较为敏感。2022年中开始，风电零部件常用原材料价格开始迎来明显回落，下半年价格环比降幅普遍达20%左右。供需格局改善或驱动大兆瓦零部件价格企稳，受益于成本下降盈利望明显修复。在原材料价格呈现明显降幅的同时，叶片、轴承、主轴等零部件产品受益于需求复苏和品类升级，供应趋于紧张，预计2023年上述零部件厂商议价能力有望迎来相对增强，价格将相对企稳，甚至部分大兆瓦紧俏产品价格或出现小幅上涨。因此，部分核心零部件环节价格成本剪刀差有望扩大，迎来明显盈利修复。看好叶片、法兰、铸件等零部件公司受益于原材料降价的盈利修复弹性。以叶片、法兰、铸件、轴承、主轴环节为例，我们针对相关代表性公司核心产品盈利弹性进行了大致测算。若以2022Q3经营情况为基准，上述零部件毛利润对应主要原材料价格敏感系数分别为-5.4/-4.4/-2.9/-1.5/-0.9，即在其他因素不变的情况下，主要原材料价格每下降10%，对应毛利润有望分别提升54%/44%/29%/15%/9%。此外，考虑2023年上述部分零部件产品价格有望回稳或小幅涨价，相关公司盈利修复弹性或进一步提升。聚焦抗“通缩”且格局优的环节海缆：用量、价值双增，规格、盈利齐升海风项目离岸距离逐步提升，海缆用量跟随增长。国内海风项目离岸距离逐步增加，目前已装机项目平均离岸距离在30km左右，而现有招标待装项目平均离岸距离增至约40km，预计2023年主要待招标项目平均离岸距离将继续升至50km以上，长期看预计“十五五”期间国内海上风电项目有望向超100km离岸距离的深远海发展。海风项目中主缆实际敷设长度往往是离岸距离的1.2-1.3倍，离岸距离增大将直接带动海缆需求提升。海风离岸距离加大+单体项目规模扩大，驱动海缆产品大截面+高压化升级。海上风电单个风电场规模持续扩大，且越来越多项目采取连片开发方式，主流项目装机功率段由300-500MW逐步向500MW+甚至1000MW+提升。同时，由于进一步离岸化长距离带来的输电损耗增加，以及单体项目送出容量大幅提升，海缆高压化趋势明显加速。其中，阵列集电海缆电压等级由目前主流35kV向66kV升级，送出主缆电压等级由目前主流220kV向330kV和550kV交流升级，且500kV柔性直流海缆也在逐步推广。产品结构升级推动海缆龙头高盈利，高端产品维持竞争格局头部集中。随着海缆规格等级加速升级，产品价值量迎来显著提升，以送出主缆为例，目前主流220kV产品单价约400-500万元/km左右，而500kV产品单价则达1000万元/km左右，且产品毛利率也随之有明显上升。因此，海缆行业受益于长度用量增加+结构性价值量提升，具备明显的价值“通胀”属性。同时，尽管在中高压产品领域新进入者增多，竞争程度有所提高，但330kV以上超高压海缆产品技术壁垒显著提高，目前仍仅东方电缆、中天科技、亨通光电等少数企业具备量产能力，高端市场有望维持头部集中的竞争格局。国内海缆市场迎来快速增长，海缆行业具备价值“通胀”属性。在2023-25年海风装机分别为10/15/20GW的预期下，考虑机组大型化、离岸距离增长和海缆规格升级，我们测算国内海缆行业需求价值量将分别达235/359/498亿元（+106%/+52%/+39%YoY），且有望随着海风降本加速拉动装机进一步提升，具备较强的价值量“通胀”属性。受需求放量推动和产线设备瓶颈限制，海缆供需格局或持续紧张。国内海缆厂商有望加快产能扩张，我们统计2022年主要海缆企业总产能产值约200亿元，2023年产能产值中值或提升至260亿元左右。但海缆基地涉及码头、立塔等项目审批，过程较为繁琐；且目前高压海缆核心VCV产线设备主要进口自德国Troester、芬兰Maillefer等厂商，在行业集中扩产下设备端瓶颈逐步显现，交付周期普遍拉长至1.5年甚至更久，海缆新增产能实际释放进度或有所延后。因此，考虑到需求有超预期可能，而供应有延后风险，预计2023年国内海缆行业仍将维持紧张格局。海缆龙头具备产能产品和区位布局优势，而二线企业或受益于订单外溢效应。海缆招投标有较强的属地资源效应，在同等条件下，开发商往往优先选择在本地建厂的供应商。近年来海缆头部厂商持续完善重点项目地海缆产能布局，有望进一步强化综合拿单能力。同时，部分二线海缆厂商也依托当地资源优势，实现中高压产品快速切入；并在龙头厂商订单饱满、排产饱和的情况下，有望受益于订单外溢效应，提升拿单能力或外协规模。桩基：需求增长弹性凸显，盈利有望明显修复海风水下桩基重量和复杂程度将随水深增大而明显提升。单桩基础结构通常适用于水深0-35m的海风项目，其重量达800-1600吨，为水上塔筒的2-3倍；而35-60m水深项目多升级为导管架结构，单个重量可达2000-3000吨；长期看，随着深远海风电发展，60m+水深项目或将采用漂浮式基础结构，其重量和制造难度将进一步大幅提升。海风项目水深持续增加，桩基需求快速放量。根据我们不完全统计，目前国内已装机海风项目水深多在15-20m，基本采用单桩结构；而2022年以来招标待装项目平均水深进一步提升至约30m，2023年待招标项目平均水深近35m，随着项目水深的持续增大，有望带动水下基础由单桩向导管架升级，并提升桩基重量和价值量。全球海风桩基市场高速增长，具备明显抗“通缩”特征。随着风机大型化升级，海风水上塔筒部分单位用量有望逐步摊低，但由于水深增加将带动桩基单位用量持续增长，预计2023-25年国内海风塔筒+桩基总需求将达240/368/500万吨（+113%/+53%/+36%YoY），全球海风塔筒+桩基总需求将达408/539/875万吨（+81%/+32%/+62%YoY），随深远海风电发展具备明显抗“通缩”特征。2023年海风桩基供给或逐步趋紧，吨盈利有望明显回升。根据主要桩基塔筒厂商扩产规划，我们预计2023/24年全球面向海风的海工名义产能将达520/790万吨左右；但考虑项目审批流程、产能投放进度和爬坡速度等因素，实际有效产出或相对减少，如按平均80%左右产出率测算，则对应2023/24年有效产出分别约为420/630万吨左右，其中2023年供需格局或出现明显收缩。基于2023年海风桩基供需或处于紧张状态，同时考虑到管桩多为业主招标，相较于塔筒多受风机厂明显压价情况，价格压力相对较小，受供需格局影响桩基厂商议价能力有望相对增强，因此我们预计2023年桩基产品吨盈利有望迎来明显回升。产能区域配套能力和码头资源成为决定桩基厂商竞争力强弱的关键因素。近年来国内主要桩基厂商加快完善产能区域布局，重点扩张华东和华南优势产能，尤其是在海风发展重点省份广东、江苏的扩产规模较大，竞争更为激烈。桩基产能需与码头资源紧密配套，而优质码头资源稀缺，审批和建设周期较长，或将成为头部桩基厂商巩固优势和拉开差距的胜负手。目前大金重工已建设3个大型码头泊位，新建2个大型泊位也即将投运；海力风电已建成3个中大型泊位，并计划新建2-3个大型泊位，有望于近期通过审批；天顺风能通过收购江苏长风获取其海工产能和码头资源，目前拥有南通、汕尾两个独用港池，射阳基地在完成产能整合后也将拥有独用港池。头部厂商凭借自有码头优势，有望强化扩产动能，优化运费成本，提升产品交付能力。轴承：大兆瓦“通胀”属性，国产替代加速随着风机大型化，轴承价值量具备明显“通胀”属性。风机大型化趋势下，对轴承产品可靠性、强度、精度等方面提出更高要求，加工壁垒和单位价值量更高。根据三一重能2020年采购价格数据，当风机功率扩大一倍，对应单MW主轴承平均价值量提升约70%，具备明显的价值量“通胀”效应。另据新强联公告，其定增募投项目中大兆瓦轴承售价较小兆瓦产品亦有明显上升。国内风电轴承市场有望迎来快速扩容。受益于国内风电装机增长和大型化结构升级，同时考虑国产化替代带来的降价，我们预计2023年起国内风电偏航、变桨及主轴承市场有望迎来快速增长，2025年市场空间将增至228亿元左右，其中主轴承市场空间约110亿元，偏航、变桨轴承市场空间约119亿元。海外龙头主导风电高端轴承市场，国产化替代空间巨大。轴承产品研发、生产流程复杂，锻造和热处理过程控制要求高，需要充足的技术积累和长期的反复实验，且风机要求寿命在20年以上，对轴承在复杂工况下的可靠性提出更高要求，产品认证周期较长，行业进入壁垒高。目前风电高端轴承市场主要被德国Schaeffler、瑞典SKF、日本NTN、美国Timken等海外厂商垄断，2019年海外前六家厂商全球主轴承市场份额合计达90%以上，国内厂商份额不足10%。两年来，随着国内企业技术进步和客户拓展，在偏航、变桨轴承领域已实现高比例国产替代，在4MW以下的小兆瓦主轴承领域也加快替代进程，但在高端大兆瓦主轴承和齿轮箱轴承等领域国产化率仍然较低，国产化替代空间巨大。国家政策持续推动风电轴承国产化进程，国企民企共同发力。近年来国家政策持续推动轴承国产化进程，中国风机轴承行业主要由瓦轴、洛轴等有着大量技术经验积累的国企为主导，而随着我国市场化程度进一步加深，新强联等民营企业开始发力助推风机轴承国产化进程，形成中坚力量。国产轴承性价比优势逐步提升，有望加快国产化替代进程。国内轴承厂商同规格产品价格明显低于海外企业，根据三一重能的主轴承采购数据对比，其采购的SKF进口主轴承价格较国内瓦轴和洛轴相同型号产品价格普遍贵40%以上。在整机厂面临降价压力下，国产轴承产品凭借性价比优势，有望加快国产化替代。欧美海风有望长期高增，关注供应链出口机会欧洲：持续推进能源转型，海风规划提升，增长中枢有望显著上行。俄乌冲突引起全球能源危机。为摆脱对传统化石能源的依赖，欧洲加速能源结构转型，促进新能源快速发展，将2030年可再生能源占比目标由40%提升至45%，预计对应每年需新增风电装机达30GW，其中海上风电规划和建设进度显著提速。根据目前欧洲各国最新海风规划，2030年其累计装机量预计将达152GW左右，对应2022-30年年均装机量达13.8GW左右，较近5年年均约3.1GW的装机规模提升约340%。美国：风电政策支持力度加大，海风装机有望崛起。2020H1美国国会通过法案，将风电生产税收抵免政策（PTC）延期至2025年，2021-2025年抵免额度维持在60%的水平。此外，美国政府积极规划海上风电，计划在2030年前新增海上风电装机30GW。根据美国海洋能源管理局规划，2035年美国海上风电累计装机有望超60GW，2050年有望超110GW。截至2021年末，美国海上风电累计装机仅0.03GW，根据规划，美国海上风电2022-2030年年均新装机量需达3.3GW。同时，为实现2030年海风发展目标，美国沿海各州也积极提案规划，目前沿海各州累计规划海上风电规模已达38GW。海外海风市场增长中枢有望明显上行，国内大兆瓦零部件迎来加速出海机会。在欧美海风市场迎来加速增长的预期下，亚太海风装机也有望实现快速放量，据GWEC预测，2022-31年中国以外市场海风年均装机将达22GW左右，对应CAGR将达约27%，市场将进入加速增长期。具备产品性价比优势的大兆瓦零部件有望受益于海外需求增长迎来进一步放量。在海外风电装机需求增长有望加速的情况下，国内风电核心零部件企业凭借物美价廉的比较优势，或将进一步切入和扩大海外供应链份额。其中，国内铸锻件、主轴、塔筒桩基、法兰、结构件等环节优质厂商具备更强的出口能力，且海外业务价值量和毛利率往往更高，有望受益海外需求放量迎来进一步增长。风机盈利仍将承压，重在以量补价和“两海”优化陆上风机价格阶段性企稳，海上风机价格或进一步下行，整机盈利仍将承压。陆上风机方面，目前国内主流不含塔筒中标价格中枢基本落在1800元/kW左右，整机中标价格阶段性企稳；后续随着大型化继续升级，6MW+继续逐步成为主流，在成本进一步优化的基础上，陆上风机中标价格中枢有望进一步落至1600元/kW左右，但毛利率有望回稳。海上风机方面，近一年来海上风机含塔筒中标价格较抢装时期近7000