風電行業深度報告:全產業鏈降本賽跑孕育結構性投資機會

(報告出品方/作者:安信證券)

1. 核心觀點

首先,風電、光伏行業符合“能源轉型”大的時代背景。不同時代背景下孕育不同的投資機 會,從行業大方向來看,我們看好以風電、光伏為代表的清潔能源,在雙碳目標為指引的背 景下,向主流能源地位轉變的趨勢。2021 年,風電、光伏發電量占全社會用電量的比重達到 11%左右,該指標未來將逐年提高,意味着未來全社會用電來源里,風、光占比仍有很大提 升空間。

目前社會運行中消耗的能源分為兩大類:一是以煤炭、石油天然氣為代表的的石化能源;二 是以風能、光能、核能和生物質能源為代表的非化石能源。根據國家能源局和金風科技年報 中對政策的梳理,2020 年,非化石能源在我國一次能源消費中的占比預計為 15.4%,2025 年, 非化石能源消費占比目標是 20%,國務院關於印發《2030 年前碳達峰行動方案的通知》,提 出 2030 年非化石能源消費比重達到 25%左右。在政策目標導向下,我國將大力發展新能源, 全面推進風電、太陽能發電大規模開發,加快建設風電和光伏發電基地。在這樣的能源轉型 大浪潮下,會涌現出一批抓住時代機遇的,優秀的製造業龍頭企業。

其次,對比風電、光伏行業,我們認為:風機通過大型化方式降本,相較於光伏產業其創新 速度不算極快,但製造端技術訣竅(know-how)的延續性更強,業態及格局相對穩定。風機 依靠大型化增加捕風效率同時攤低單 MW 生產成本,相比於光伏眾多顛覆性技術更替帶來格 局重塑,風機大型化的創新過程則更多是“漸進式”的改良。以光伏電池片廠商為例看競爭 格局,2011-2020 年行業龍頭幾經易主,格局顛覆性強。而從風電主機廠份額排名來看,金風 科技自 2011-2020 連續 10 年蟬聯龍頭,前三大主機廠金風科技、遠景能源、明陽智能格局 2016-2020 亦連續 5 年維持相對穩定,產業鏈相關部分標的或能看長。

最後,大型化趨勢與主機廠價格競爭雙重因素影響下帶來全產業鏈產值通縮,投資機會在全 產業鏈降本賽跑中孕育而生。本篇聚焦風電行業,通過梳理我國風電產業發展歷程,我們認 為,行業經過十多年的發展,從發展驅動力來看,目前階段已經由政策驅動轉變為以市場需 求驅動。在全新發展階段,降本作為能源裝備核心關註點,決定了新能源產業發展節奏。對 風電來說,風機大型化有利於形成“大型化—降本—放量—大型化”的良性循環。 從裝機量數據看, 2021 年陸風新增弔裝 41.6GW,預計 2025 年新增 60GW(“十四五”年均 新增 65GW,處於 60-70GW 區間,我們假設 2025 年位於區間上限,並減去海風 10GW 裝機), 對應 4MW 機型 2021 年招標均價 2500 元/kw,預計 8MW 機型 2025 年招標均價1400 元/kw(不 高於 1500 元/kw),主機環節產值從 2021 年 1040 億降低到 2025 年 840 億,CAGR 為-5.2%。 單 MW 主機廠與零部件產值均出現“通縮”,背後的實質是電站運營方、主機廠、零部件廠 商之間向下倒逼進行降本賽跑,不同降本階段受益環節或將不同。

當前市場對於風電行業主要關心兩點:一、對裝機量的判斷;二、成本上行後,對產業鏈各 環節盈利能力的影響。我們認為:

(1)“碳達峰”目標有望提前完成,我們預計“十四五”平價時代年均新增裝機有望達到約 65GW(並網口徑下推算)。2021 年 10 月,國務院《2030 年前碳達峰行動方案》提出 2030 年 風光累計並網 1200GW 目標,根據當前公開的各省規劃,該目標大概率提前完成。2020 年末, 全國累計風光並網規模 535.2GW,距目標缺口約 664.8GW;根據已明確的 16 省“十四五” 新能源規劃累計並網將達到 701.7GW,按 2020 年末 16 省風光合計並網裝機規模占全國比重 59.3%計算,預估 2025 年全國風光累計並網規模將達到 1183.1GW,其中新增約 648GW。按 新能源新增裝機中風電占比 50%進行粗略估計,十四五期間風電新增並網約 324GW,年均新 增約 65GW。對比 2010-2015 年和 2016-2020 年兩個時間段,年均新增裝機分別為 20、29GW, 平價時代年均新增裝機顯著提升。

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(2)原材料成本上行對產業鏈盈利能力的影響出現分化。通過對比 2020-2021 年分季度鋼材 價格指數和風電產業鏈毛利率表現,我們認為,塔筒、鑄鍛件與鋼價變動相關性較高,且毛 利率變化有一定延後性。整機廠方面:影響整機廠毛利率的因素較多:①價格端受市場競爭 影響,整機廠戰略選擇分化,價格戰發起者壓低毛利搶占份額,同樣有廠商放棄低價訂單; ②成本端由品類繁多的零部件決定,2021 年搶裝潮後,零部件溢價降低,整機廠供應鏈成本 壓力釋放;③出貨結構優化:陸風、海風交付高峰錯期,2021 年高毛利海風設備出貨占比提 升;④大型化技術升級推動設計優化降本。因此,其毛利率同鋼材價格反向變動的季度雖然 較多,但相關性有限。零部件方面:軸承、齒輪箱、塔筒、鑄鍛件鋼材占比極高(以新強聯 為例,其主要原材料為鋼錠,原材料在軸承和鍛件業務成本占比分別為 64%、82%),但塔筒、 鑄鍛件這類以成本定價的環節同鋼價變動相關性更高,主要系產品價格一年一議,往往在年 初確定,不能較好的錨定鋼材價格;延後性則是考慮到原材料庫存,塔筒、鑄鍛件不同企業 庫存周轉天數存在一定差異,基本處於 60-150 天區間(2-5 個月)。

2. 政策導向轉為市場導向,新增裝機有望邁入穩增長階段

過去 20 年,我國風電產業相關政策發生了由支持到限制,到電價補貼調控,再到市場化導 向下引導鼓勵為主的明顯變化。結合我國風電新增弔裝規模的周期性波動,復盤我國風電產 業發展歷史,可大致分為以下四個階段:

(1)快速發展期(2004-2010 年):該階段我國風電產業憑借探索期的技術積累完成了從 1 到 10 的高速發展。國家不斷出台一系列鼓勵風電開發的政策和法律法規,包括 2005 年頒布的 《可再生能源法》和 2007 年實施的《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》,以解決 風電產業發展中存在的障礙,迅速提升風電的開發規模。2004-2010 年,國內風電年新增弔裝 由 0.2GW 增長到 18.9GW,累計裝機規模由 0.7GW 增長到 44.7GW,復合增速分別達到 114%、 98%。

(2)行業調整期(2011 年-2013 年):由於風電“波動性”、“間歇性”的特徵及風電場與 電網建設不同步,我國出現明顯的棄風限電現象,根據國家能源局信息,2011-2013 年,全國 棄風率分別達到 16%、17%、11%,限電量分別為 100、208、162 億 Kw/h,同時監管端對項 目的審批也在逐步收緊,綜合導致裝機量進入低谷期。

(3)標桿電價引導期(2014-2020 年):受政策和標桿電價影響,風電新增裝機規模波動明顯。①2014 年:在大氣污染防治工作要求下,風電消納得到更多支持,當年棄風率 8%,達近年 來最低值,新增裝機規模達 23.2GW,創歷史新高;②2015 年:自實行固定電價政策後,國 家發改委首次下調風電標桿上網電價(標桿上網電價=標桿電價+綠電補貼),已核準的風電 項目為實現次年投運,在當年進行搶裝,新增弔裝、並網同比增速分別達到 33%、66%;③ 2016 年:能源局建立“風電預警監測制度”,將風能平均利用小時數低於地區設定的最低保 障性收購小時數的新疆、甘肅、寧夏、吉林、黑龍江、內蒙古共 6 個省份列入紅色預警,嚴 格限制新增裝機量;④2018 年:棄風率連續三年下降回歸至 10%以下,風電收益率回升,新 核準的風電推行競價,各地方及風電開發企業加快了核準與開工進度,進一步刺激行業需求; ⑤2020 年:陸上風機(2018 年底前核準)補貼進入最後窗口期,引發搶裝,新增弔裝、並網 同比增速分別達到 103%、178%。

(4)平價上網期(2021 年至今):2021 年,我國陸上風電正式進入平價時代,海上風電為國 家補貼最後一年,根據彭博新能源數據,我國新增弔裝 55.8GW,同比增長 2.5%,其中陸風、 海風分別為 41.6、14.2GW,搶裝潮後仍實現正增長,維持較高裝機水平。未來,“雙碳”目 標指引行業發展的大方向,風電產業邁入以降本為手段,需求為導向的市場化發展階段,預 計新增裝機規模將保持穩定。

總結來看:2021 年,我國陸上風電實現平價上網,海上風電也在 2022 年正式進入平價時代, 而在此之前,我國風電新增裝機量伴隨政策調整呈現一定周期性特徵,2015、2020 年行業高 點是由於退補引起的兩次“搶裝潮”,2012、2017 年行業谷底則是由於嚴峻的棄風限電現象 導致政策限制新增項目上馬。我們判斷:在平價時代,我國風電產業發展核心驅動力由政策 導向轉為市場競爭導向,預計未來風電年新增裝機量有望保持穩定增長。

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平價時代,新能源發電行業以市場化競爭為導向,其發展節奏取決於三個因素:經濟性、可 控性、外部性。

(1)經濟性(即電站友好):平價時代,無論是風電、光伏、水電、核電還是火電,其供電 側(上網端)和用電側(用戶端)價格都是平等的。因而對於電站投資方來說,投資回報水 平是其首要考量的目標,即降低電站投資的 LCOE(平準化度電成本),或者說提高電站投資 的 IRR,因此投資光伏、風電等新能源產業鏈通常需要關註其各產業環節的降本進程,各產業環節乃至更細微的不同技術路徑的投資機會,往往在“降本賽跑”中孕育而生。以風電為 例,其降本路徑有大型化技術降本、規模效應、供應鏈降本。

(2)可控性(即電網友好):新能源電力發展面臨較為嚴重的電網消納問題(如“棄風率”、 “棄光率”提升),電網消納問題的產生的主要原因:①新能源發電多具有“隨機性”、“波 動性”、“間歇性”等特徵,對電力的穩定供應產生沖擊;②發電高峰時段與用電高峰時段 可能不同步;③電站建設與輸變電系統等電網配套設施建設節奏往往不同步,且新能源電力 行業前期受政策影響常常出現“搶裝潮”,進一步加劇了電網消納的矛盾。未來隨着新能源 大規模、高比例並網的持續推進,勢必要強化配套、加配儲能等手段削峰填谷進行調節,孕 育新能板塊性投資機會。

(3)外部性(即環境友好):相比於火電高污染帶來明顯的負外部性,光伏、風電等新能源 發展更多地帶來積極的正外部性,或成為各地方持續推動能源轉型的重要考量。我國部分地 區打造的特色的“風電小鎮”成為當地特色的旅游風景線,光伏“板上發電、板下種植”模 式下治沙改土,均是電站運營帶來直接經濟效益以外額外性收益的體現。我們認為未來新能 源電力行業將朝“新能源發電+生態農業+生態旅游+產業扶貧”及更多“新能源+”領域跨 界融合,未來或產生全新的業態與投資機會。

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3. 雙碳目標確定風電行業高天花板,風機大型化帶來降本良性循環有望加快產業步伐

3.1. 需求驅動力分析:新增與更新需求疊加,四重催化有望推動風電新增裝機超 預期

市場化競爭驅動新增裝機穩增長背景下,我們判斷“十四五”期間風電新增裝機有望超預期。 《風能北京宣言》提出在十四五期間需保證風電年均新增裝機 50GW,我們認為該預期偏保 守,主要考慮了以下四方面催化:新增需求方面:①大型化加速演進,降本與大型化的良性 循環支持新增裝機規模穩定增長;②地方補貼支持下海風的快速發展;③消納體系逐步完善 背景下,風光大基地的有序推進以及風電下鄉行動帶來的規劃外增量;更新需求方面:老舊 風場進入更新替換期,“十四五”期間更新需求超過 20GW,“擴容更新”下有望帶動裝機規 模進一步提高。

從當前政策角度來看,主要以鼓勵支持為主,發電側主流開發商積極響應中央新能源發展目 標。3 月 29 日,國家能源局最新發布的《2022 年能源工作指導意見》系統性地提出:①加大 力度規劃建設以大型風光基地為基礎的新能源供給消納體系,健全可再生能源電力消納保障 機制;②穩妥推動海上風電基地建設;③因地制宜組織開展“千鄉萬村馭風行動”。同時各 大能源集團積極響應中央“十四五末期可再生能源發電裝機占比將超過 50%”要求,“十四 五”期間將加速補齊新能源裝機占比缺口。

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3.2. 催化劑一:大型化趨勢加速,有望形成全產業鏈降本良性循環

3.2.1. 大型化是風電產業降本核心手段

電站端降本平價的最終落腳點在於 LCOE(平準化度電成本),其有三個核心變數:初始投 資、運維成本、發電量。根據《大型風電項目平準化成本模型研究》,風電 LCOE 是指項目 總成本的最小現值與總凈發電量年值之比,其中項目總成本包括初始投資、運維成本、融資 成本以及稅費,貼現率 r 根據加權資本成本計算,為全投資 IRR。

①初始投資:風機機組成本在其中的占比最高。主要包括風機、電氣、通訊等設備的採購安 裝、工程施工、土地占用、其他管理、利息等費用。初始投資在風電項目全生命周期總成本 中占比較高,根據《大型風電項目平準化成本模型研究》,某陸上風電場的初始投資在總成 本中的比重約為 70%。其中,又以風機機組價格為核心影響因素,綜合遠景、金風等頭部主 機廠近年招投標項目推算,風機機組占陸上風場初始投資比重約 50%。

②運維成本:主要包括運行成本、維護成本、報廢成本三部分。根據《中國可再生能源發展 路線圖 2050》,運維成本在總成本中的比重約為 15%-25%。

③發電量:在額定功率一定的條件下,衡量發電量的直觀指標為風電利用小時數。根據國家 能源局,2020 年,全國風電平均利用小時數為 2097 小時,相較 2014 年提升 204 小時。2020 年 10 月,能源局等三部委聯合印發《關於促進非水可再生能源發電健康發展的若乾意見》, 確定風電全生命周期(20 年)利用小時數,其中陸風Ⅰ類和海風年均合理利用小時數分別為 2400,2600 小時。結合政策要求,未來新增風電等效利用小時數將持續提高,除受到消納影 響外,其他客觀影響因素包括地理位臵(風資源條件)、氣候變化(大、小風年)、開發設計 (點位佈局、減小尾流)、技術進步(利用效率)等。

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從 LCOE 計算公式來看,要降低 LCOE(平準化度電成本),要麽降低分子(初始投資+運維 成本+融資成本+稅),要麽增大分母(即提高凈發電量),而風機大型化滿足發電側降本要求, 是產業降本核心手段:針對設備成本、非設備成本、發電量三方面。

(1)降低設備成本:風機招標單價持續降低,系大型化攤薄風機單位容量成本,其背後離 不開產業鏈聯合降本。根據金風科技官網,橫向比較來看:2020 年,2.5、3、4MW 風機平均 招標價格分別為 3604、3460、3360 元/kw,隨着單機容量提升,單位價格降低,大型化有利 於攤薄成本;縱向比較來看:2021 年,3、4MW 風機平均招標價格進一步降至 2671、2525 元 /kw,分別同比下降 23%、25%,同機型招標單價降低的核心在於整機造價降低,一方面得益 於供應鏈降本和整機廠的規模化效應;另一方面,也應考慮到供需關系影響,例如:搶裝行 情、整機廠價格戰等。根據 2022 年一季度公開招標信息,部分陸風項目 5MW 及以上機型報 價基本處於 2000 元/kw 水平以下,最低已達 1500 元/kw; (2)降低非設備成本:大型風機可攤薄非設備成本,具體體現在:在相同裝機規模下,大 型化風機台數減少,對應的土地、建設、運維成本減少,從風場建設角度看,根據《平價時 代風電項目投資特點與趨勢》一文中得測算,4MW 風機的土地、基礎、安裝所需單位成本 較 3MW 級別,分別下降 15.2%、14.7%、13.8%。

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(3)提高年發電量:大型化風機對應高塔筒和長葉片,有利於提高資源利用率,根據《平 價時代風電項目投資特點與趨勢》一文,以 3MW 機組為例,若葉片加長 5m,掃風面積可增 加 0.81m/kW,年利用小時數可提升 208 小時,在切變為 0.13 的情況下,3MW 機組的塔筒每 增高 5m,年利用小時數可提升 26 小時。(報告來源:未來智庫)

3.2.2. 風機大型化勢不可擋

大兆瓦機型替代勢頭強勁,陸上新增裝機逐步向 3MW 以上切換。①根據 CWEA 數據, 2011-2020 年,容量小於 2.5MW 機型占比從 95%下降至 11%,2.5MW 機型從 1%上升到 51%, 3MW+機型從 4%上升到 38%,小兆瓦機型被逐漸替代。②2017 年以來,2.5MW 機型從 26% 上升至 51%,CAGR 為 25.18%;3MW+機型從 8%上升至 38%,CAGR 為 67.95%,顯示出目 前容量更大的 3MW+機型相對 2.5MW 機型增長性更好、替代勢頭更強。 新增弔裝風機平均容量穩步增長,風機大型化趨勢明顯。2020 年,國內新增弔裝風機平均容 量已達 2.67MW;自 1991 年 0.19MW 起算,新增弔裝平均容量 CAGR 為 9.54%、累計弔裝平 均容量 CAGR 為 9.63%;預計 2021 年新增弔裝風機平均容量約 2.92MW、累計平均容量約 2.05MW,大型化趨勢明顯。

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大兆瓦機型加速迭代。以金風科技為例,2005 年,金風 750kW 機型開始銷售;2007 年,1.5MW 機型正式開售,並於 2009 年占據 78%銷售容量,成為主力機型;2010 年,覆蓋 2-3MW 的 2S 平臺機型開售,開始了對 1.5MW 機型的逐漸替代;2015 年,覆蓋 3.6-4.8MW 的 3S/4S 平臺機 型開始銷售。從 750kW 占據主流到 1.5MW、3MW 級機型成為主力,市場用了近 8 年時間。 2021 年,原本銷量增速緩慢的 3S/4S 平臺(陸上)以及 6S/8S 平臺(海上)大兆瓦機型銷售 迅速增長,同比增速分別達到 210%、305%,分別占據了銷售容量的 41.6%、18.3%,成為主 力機型。目前,金風已基於 3S/4S 平臺成熟技術推出涵蓋陸上 5.2-6.0MW 的 5S 平臺,有望迅 速對目前的 3S/4S 平臺進行替代。大兆瓦機型加速迭代,有望形成“大型化—降本—放量—大型化”的良性循環。

3.3. 催化劑二:地補有望接力國補,海風設備市場規模有望持續擴大

2021 年,搶裝行情推動海風裝機規模高增。根據 CWEA 數據,截至 2020 年底,我國海風累 計裝機規模達 10.87GW,10 年 CAGR 達 53%。2021 年,我國海上風電呈現鎖定政策電價情 境下的“搶裝”行情,根據國家能源局,全國海風新增並網規模達 16.9GW;根據彭博新能 源,我國新增弔裝規模約 14.2GW,占全球比重 84%,同比增長 273%,由於受裝備數量有限 (弔裝船數量少)、施工窗口期集中等因素限制,我們認為海風弔裝規模並未完全釋放。

受 2021 年搶裝影響,預計 2022 年海風新增弔裝規模將有所下滑,但“十四五”期間海風風 機市場規模仍有望保持快速增長。2021 年海上風電“搶裝潮”主要消化了 2019-2020 年已核 準、招標的未開工項目,電站開發商在搶裝期專註於完成弔裝、並網任務,因此 2021 年海風 新增招標僅 2.8GW,是導致 2022 年新增裝機受限的主要因素。但由於大部分沿海省份“十 四五”規劃均對海風有積極佈局,我們預計在海風降本和地方補貼的共同驅動下,2022 年開 始,海風招標規模將逐步回升。根據運達 2021 年年報,預計 2022 年-2025 年我國平價海風階 段風機市場規模將從 192 億元增長到 432 億元,復合增速為 31%,未來 4 年海風風機設備市 場規模增速側面驗證海風招標、弔裝規模具備一定增長彈性。

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我們對於海風裝機保持樂觀預期,一方面系地方政府陸續出台支持性政策,另一方面,海上 風機招標價格顯著降低,帶動產業鏈降本。

(1)地方補貼仍將繼續維持海風發電經濟效益。由於建設條件不同,海上風場造價存在差 異,但根據資產信息網數據,海風單位造價正從 1.4-1.8 萬元/kw 區間趨近於 1-1.4 萬元/kw。 根據中電建,在當前成本條件和技術水平下,僅有福建、廣東、海南符合平價標準,山東、 江蘇、浙江等地 LCOE 和電價間仍有小於 5 分錢的差距。沿海省份陸風資源有限,土地資源 緊張,發展海風是新能源裝機擴張的重要途徑。因此海風平價初期,地方性補貼是支撐產業 可持續發展的必要手段。廣東已出台相關政策補貼至 2025 年,山東則對 2022—2024 年建成 並網的海風項目予以補貼,目前海風招標仍在持續,2021 年下半年中國海裝連續中標浙江省 海風項目,我們預計未來浙江省等地補貼跟進的確定性較強。

(2)海風已核準存量項目多,地方政策倒逼開工並網。2018 年以來,為應對政策補貼退坡, 業主傾向提前進行項目核準,2020 年底海風累計裝機僅 10.87GW,估計業主大量在手項目仍 未開工,主要系對平價預期下風場經濟性的擔憂。在能源雙控政策紅線下,各省均需大力發展新能源產業,江蘇已出臺海風競爭性配臵相關政策敦促開工,要求項目申報需要明確開工、 建成、並網時間,已核準項目在 12 個月內必須開工建設,2 年內完成並網,否則降低收購電 價。

(3)風機招標價格持續下降,但海風降本仍需產業鏈配合。近期,中廣核 280MW、華潤 400MW 海風項目投標均價在 4500 元/kW 左右,中標的中海海裝報價分別為 3830、4061 元/kW,較 2020 年海上風機招標均價 7095 元/kW,下降幅度超過 30%,根據中國海裝測算,項目整體造 價約在 1 萬/kW 以上。從降本角度看:①大型化切換推動單價快速下降。根據遠景能源,風 機設備成本占海風項目總投資比重約 40%,海風機組的大型化切換推動單價快速下降, 2018-2019 主流交付機型 4MW,2020-2021 主流交付機型 5MW,招標機型已經達到 7-8MW, 未來將逐步形成 7、9、12MW 平臺梯次序列;②降本仍需產業鏈配套協同。除整機製造商外, 產業鏈各環節需共同努力,包括設計優化、建設施工效率提升、增加弔裝設備供應、海纜制 造降本、實時監理、智能運維等,最終實現項目造價整體降低。

遠海風電發展潛力大,全球首台漂浮式海風機組已成功在廣東海域弔裝。深海(水深>50m) 風電可開發區域遠大於近海(水深<50m),且應用大 MW 級漂浮式技術趨勢明顯,根據世界 銀行集團發布的數據顯示,我國 200 公里以內,水深 1000m 以內水域的海上風電技術性開發 潛力為 2982GW,其中固定式 1400GW、漂浮式 1582GW。漂浮式機組主要通過錨索或纜繩將 塔筒與海底相連,使機組可在相對固定的區域內自由移動, 包括駁船式、半潛式、單柱式和 張力腿式 4 種類型,主要優勢在於:①離海岸遠,風能更豐富;②漂浮式風機便於運輸,出現故 障便於回廠維修;③採用錨鏈固定的漂浮體,可反復利用;④為近海海水較深的地區風電開發 提供解決方案。根據美國國家可再生能源實驗室(NREL)的成本估算表明,漂浮式項目成 本可能會比固定式成本下降的速度更快,一方面,漂浮式技術預計可節約 15%塔筒基礎建設 成本,對沖海纜成本的提升,另一方面,目前主流主機廠均有 14MW 級以上的技術儲備加速 大型化應用,預計漂浮式海風商業化將加速到來。

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3.4. 催化劑三:消納體系持續完善,大基地建設與風電下鄉貢獻規劃外增量

十四五期間,預計風電消納問題將得到妥善解決,為裝機規模超預期打好基礎。從政策端來 看,2021 年 5 月,國家能源局發布“保障性並網”政策;10 月再發文推動新能源發電項目“能 並盡並、多發滿發”;12 月,第二批大基地申報通知明確,並網利用率低於 95%的項目由省 級能源主管部門按承諾利用率保障消納,展現對消納問題的重視。① 陸上風電核心矛盾在 於風資源優質區域與用電地域的空間關系。十四五期間規劃新增 15 條特高壓線路,僅國家 電網就被核準開工 10 交 10 直線路,特高壓總投資 3002 億元;2025 年前,8 大輸電通道建設 完工,解決大基地電力輸送問題。 ②海上風電可直接消納,主要系沿海經濟發達省份均為 用電大省,部分省份外購電力占全省用電量比重超過30%,沿海各省積極參與海風建設規劃, 優化本省電力結構,力爭實現自給自足。

十四五規劃提出建設九大集風光(水火)儲於一體的大型清潔能源基地以及五大海上風電基地,一、二批合計申報規模超過 550GW。2021 年 11 月,首批大基地項目清單下發,涉及 19 個省份,總規模 97.05GW,2021 年底已經開工約 75GW,其餘項目將在 2022 年一季度開工; 2021 年 12 月,第二期大基地項目開始申報,目前規劃已經基本完成,總規模超過 450GW, 將在十四五、十五五期間落地。本着堅持集約整裝開發的原則,規定項目單體規模不低於 1GW, 同時要求已核準(備案)且能夠在 2022 年開工建設,原則上能在 2023 年內建成並網。 “千鄉萬村馭風計劃”定調風電下鄉,藍海空間大有可為。2021 年 10 月,由 118 個城市與 600 多家風電企業共同發起的風電夥伴行動方案落地,該方案提出:力爭 2021 年底前啟動首 批 10 個縣市 5GW 示範項目;十四五期間在全國 100 縣優選 5000 個村安裝 1 萬台風機,惠及 300 萬以上農村人口,總規模將達 50GW。

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3.5. 催化劑四:老舊風場改造政策激活存量市場,預計“十四五”改造需求約 20GW

國家政策鼓勵,地方試點響應。目前我國大量風電場運行時間已達 10-15 年,老舊機組普遍 存在發電能力差、故障率高、安全隱患多等問題。2021 年 2 月 26 日,國家能源局發布文件, 啟動老舊風電項目技改升級,重點針對 1.5MW 及以下風機機組;8 月 30 日,寧夏發布試點 政策,提出“等容更新”和“擴容更新”兩種模式。以往限制老舊風場改造的因素:第一, 改造更新項目的補貼標準不明確;第二,項目審批流程不明確。從寧夏政策來看,痛點均得 到解決:①“等容更新”項目補貼延續:嚴格按照《財政部 發展改革委 國家能源局關於< 關於促進非水可再生能源發電健康發展的若乾意見>有關事項的補充通知》有關要求,延續 原項目電價補貼政策執行到期。②保障措施到位:簡化“等容更新”項目流程、規範增容風 電項目管理、項目其他要素辦理、延續電價補貼、推動多元創新、加大配套支持、建立循環 機制等。

寧夏老舊風機改造試點目標在“十四五”期間實現容量翻倍,有望對其他省市起到帶頭作用。 寧夏試點通知提到,到 2025 年,力爭實現老舊風電場更新規模 200 萬千瓦以上、增容規模 200 萬千瓦以上,充分釋放存量項目資源潛力,要求更新及增容風電場單機容量達到 3.0 兆瓦 及以上,年等效利用小時數達到 2000 小時以上,總投資達到 260 億元以上。2021 年 10 月, 第一個“等容更新”項目(寧夏華電寧東一、二期)已經落地,68 台 1.5MW 設備改為 25 台 4- 4.5MW 設備,規模保持 102MW。截至 2020 年底,寧夏累計風電裝機規模約 13.8GW,占 全國風電裝機比重約 5%,在全國各省排名第 8 位。預計三北及華中區域是老舊風場改造重 點區域,如內蒙、新疆、河北、山西、山東等。

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綜合考慮累計裝機、機型占比和運行時間,我國老舊風場潛在替換空間接近 100GW,改造需 求較為迫切的存量空間約 60GW。根據 CWEA,2020 年底,全國風電累計裝機 291GW;其中 潛在具有改造升級需求的存量風場包括 1.5MW 及以下風機機組,二者分別裝機占比約為 30.0%、3.9%,累計裝機量分別約為 87.3、11.3GW,合計約為 98.6GW(1.5-1.9MW 區間,絕 大部分為 1.5MW 機組,估計 1.5MW 占總裝機比重 30%)。我們認為,運行超過 10 年的風機 都具備等容/擴容的更新需求,根據 CWEA,2011 年,我國新增裝機平均單機容量 1.53MW(超 過 1.5MW),意味着大部分 1.5MW 及以下風機機組於 2010 年以前裝機,運行時間超過 10 年。 從歷史累計裝機數據來看,運行超過 15 年(截至 2006 年)的裝機規模約 2.5GW,運行超過 10 年(截至 2011 年)的裝機規模約 62.4GW。

“擴容更新”有望推動存量改造市場超預期。根據國家發改委能源研究中心(ERI)統計, 預計“十四五”期間累計退役裝機容量超過 1.2GW,1.5MW 及以下老舊風機改造需求超過 20GW,“十五五”期間風電機組退役、改造需求將達到 40GW。若將 1.5MW 及以下風機(平 均單機容量為 1MW)全部臵換成 4MW 以上大功率機型,則等容更新需求 60GW,擴容更新 需求最大將達到 240GW,意味着最大可增加 4 倍風電場裝機容量。 備註:2006-2011 年,累計裝機平均單機容量由 0.77MW 提升到 1.31MW,推斷運行 10-15 年 的風場平均單機容量約 1MW;

3.6. 未來裝機量判斷:預計 2022 是弔裝大年,“碳達峰”目標大概率提前完成

從招標規模來看,我們判斷 2022 年是國內風電弔裝大年。①2021 年陸風招標創歷年新高: 根據金風科技官網,2021 年,全國風電公開招標規模 54.2GW,在海風招標僅 2.8GW 背景下, 陸風招標達到 51.4GW,超過此前歷史招標規模最大的 2019 年(2020 年要搶裝並網,因此 2019 年集中招標,招標規模 49.6GW)。考慮到交付、建設周期(從招標到弔裝完成大概經歷 7-10 個月,交付 6-8 個月,施工 1-2 個月,金風、明陽、運達營業周期基本處於 200-250 天區間), 2021 年Q2-Q3 全國風電公開招標規模為39.9GW,則預計在2022 年進行弔裝的規模接近40GW。 ②2022 年招標量有望進一步提升:一方面社會總用電量不斷增加、新能源占比不斷提升的背 景下,五大四小等主力電力企業積極佈局新能源,公開市場招標規模有望保持正增長;另一 方面,平價時代風電 LCOE 穩步下降,發電側投資回報水平穩定,我們預計將吸引越來越多 的民營資本投資(非公開市場招標)。設備招標意味着項目前期準備工作完成,在施工建設 階段,招標完成後即進入邊交付邊弔裝階段,因此綜合考慮公開市場與非公開市場招標,2022 年新增弔裝規模有望保持正增長。

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“碳達峰”目標有望提前完成,我們預計“十四五”平價時代年均新增裝機有望達到 65GW (並網口徑下推算)。2021 年 10 月,國務院《2030 年前碳達峰行動方案》提出 2030 年風光 累計並網 1200GW 目標,根據當前公開的各省規劃,該目標大概率提前完成。2020 年末,全 國累計風光並網規模 535.2GW,距目標缺口約 664.8GW;根據已明確的 16 省“十四五”新 能源規劃累計並網將達到 701.7GW,按 2020 年末16 省風光合計並網裝機規模占全國比重59.3% 計算,預估 2025 年全國風光累計並網規模將達到 1183.1GW,其中新增約 648GW。按新能源 新增裝機中風電占比 50%進行粗略估計,十四五期間風電新增並網約 324GW,年均新增約 65GW。 對比 2010-2015 年和 2016-2020 年兩個時間段,年均新增裝機分別為 20、29GW,平 價時代年均新增裝機顯著提升。

4. 零部件:大型化未必降低零部件需求量,把握結構性投資機會

大型化降本導致風電設備產值通縮,而零部件端進行有側重的降本,具備一定抗通縮屬性。 以陸風為例,2021 年,陸風新增弔裝裝機量 41.6GW,預計 2025 年新增 60GW(“十四五”年 均新增 65GW,處於 60-70GW 區間,我們假設 2025 年處於區間上限,並減去海風 10GW 裝 機),對應 4MW 機型 2021 年招標均價 2500 元/kw,預計 8MW 機型 2025 年招標均價 1400 元 /kw(不高於 1500 元/kw),則 2021 年、2025 年對應陸上風機產值分別為 1040 億、840 億元, 復合增速為-5.2%。在產值通縮背景下,零部件不一定會等比例通縮,而是有側重的降本,我 們認為其抗通縮屬性來自:①技術升級:價值量占比相對提升;②國產替代:持續成長能力 相對較強;③價格剛性:由格局穩定、產能瓶頸、單獨議價等特徵帶來;④專精特新:產業 新增的配套型產品。

4.1. 風機零部件種類眾多,技術難度、商業屬性、市場格局各不相同

風力發電機組是一個由大量關鍵零部件緊密結合而成的大型機械系統,按照各部分作用可被 分為三大子系統:風輪系統、傳動及發電系統、支撐系統。以常見的變槳距雙饋風電機組為 例,風輪系統包括了葉片、變槳系統及輪轂;傳動及發電系統包括了主軸系統、增速系統、 制動系統及發電系統;支撐系統包括了偏航系統以及塔架;此外,還有機艙罩、升降機、監 控感測器、海纜等配套部件。從價值量占比來看,風電機組中各零部件成本占比最高的是葉片(23.5%),其次是塔筒(18.8%)、齒輪箱(16.0%)、發電機(6.3%)、輪轂(含變槳系統, 6.3%)、主軸(3.5%)等;從競爭要素來講,主要有兩大維度,分別為技術水平和產能佈局, 葉片、齒輪箱、軸承等部件更看重供應商技術水平,塔筒、鑄鍛件等部件更考驗供應商產能 佈局。

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4.1.1. 以技術水平為核心競爭力的環節:葉片、齒輪箱、軸承

葉片:材料和設計是關鍵,在風電機組中價值量占比最高,碳纖維技術的應用有望進一步提 升其價值占比。葉片是風電機組中捕獲自然界風能以供轉換為發電機組電能的核心部件,是 衡量風電機組設計和技術水平的主要依據之一。風電葉片在運行周期內不斷受到周期載荷及 隨機載荷的沖擊,需要在減輕重量的同時保證強度與剛度,對葉片材料和整體設計提出極高 要求。目前,以玻纖為主材的葉片技術正面臨大型化趨勢下材料創新的需求。隨着功率需求 增加,葉輪直徑不斷提升,但由於整機重量、輪轂尺寸等因素限制,葉根直徑無法與長度成 比例增加,葉尖擺幅會超過安全邊際,因此玻纖葉片存在理論長度極限(百米以上長度為減 少擺幅需增加葉體強度,導致重量顯著增加)。碳纖維剛度可達到玻纖 3 倍以上,其比強度 和比模量大大優於玻纖,是百米級葉片主梁理想材料,達到同等強度的材料重量僅為玻纖的1/3 或 1/4。雖然碳纖維葉片成本較高,但由於較好的材料性能以及輕量化效果,降低整機載 荷,有利於實現整機減重降本。

齒輪箱:技術難度、成本占比、故障率三高,產品可靠性最關鍵,新型半直驅機型有望簡化 齒輪箱結構。風電齒輪箱主要功用是將風輪在風力作用下所產生的動力傳遞給發電機並使其 得到相應的轉速,占整機價值量高達 16%。通常風輪的轉速很低,遠達不到發電機發電所要 求的轉速,必須通過齒輪箱齒輪副的增速作用來實現。高轉速持續工作,齒輪箱故障高發且 維修停機時間長,更換成本極高,因此產品的高可靠性最為關鍵。直驅風力發電機的傳動結 構並不需要齒輪箱介入,齒輪箱主要應用於雙饋與半直驅機型上;根據轉速比的大小,齒輪 箱又分為高速齒輪箱(一般在 100:1 左右)與中速齒輪箱(一般 k<40,多應用於半直驅機型), 而低轉速比的齒輪箱傳動級數較少,順應大型化趨勢下高可靠性和輕量化要求。

軸承:類似齒輪箱,設計能力、設備能力、工藝穩定性要求偏高,是所有風電產業環節中國 產化率最低的。風電機組中使用了大量不同種類的軸承,包括變槳軸承、偏航軸承和傳動系 統軸承(主軸、齒輪箱及電機軸承),精度、性能和壽命被稱為軸承的三大特徵質量指標。 目前我國風電軸承生產製造設備相對落後,軸承鋼的熱處理工藝不成熟,產品質量不穩定, 精密軸承對進口產品依賴度較高。軸承的難點主要在於軸承的材料、鍛造以及熱處理,其中 熱處理是核心難點。鍛造和熱處理過程具有高溫、高壓、非穩態成型、影響因素多、變化大 等特點,很難檢測控制,必須採用高科技檢測手段,經過長期的理論分析與試驗研究才能掌 握核心技術及核心工藝。

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①變槳軸承:是連接輪轂和葉片的鍛件組件,內圈連接葉片並與變槳齒輪箱嚙合,外圈固定 在輪轂上,當風速過高或過低時,通過調整槳葉槳距改變氣流對葉片攻角,從而改變風力發 電機組獲得的空氣動力轉矩,使功率輸出保持穩定。每台採用獨立驅動變槳系統的風力發電 機組需要用三套變槳距軸承,主要承受徑向負荷、軸向負荷和傾覆力矩。變槳軸承作為風電 機組的核心零部件,直接影響整個變槳動作的連貫性穩定性以及精準度。

②偏航軸承:位於塔筒上方、主機座下方,承擔重量的同時與偏航電機嚙合,實現風電機組 的水平轉動。偏航軸承必須在風力渦輪機運行期間應對巨大的靜態和動態載荷和力矩,並在 所有天氣條件下為機艙的定位提供平穩的旋轉特性,還必須具有耐腐蝕和耐磨性。

③主軸軸承、增速器軸承、發電機軸承:屬於傳動系統軸承,在傳動系統中的不同位臵高速 運轉,製造難度最大。風電主軸軸承工況特點表現為低轉速、寬溫、重載且變化大、振動大, 研發、生產流程復雜,需要充足的技術積累和長期的反復試驗。鍛造和熱處理過程具有高溫、 高壓、非穩態成型、影響因素多、變化大等特點,很難檢測控制,必須採用高科技檢測手段, 經過長期的理論分析與試驗研究才能掌握核心技術及核心工藝。

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從市場格局角度看,根據前瞻產業研究院數據,世界軸承市場 70%的份額,被八大跨國軸承 集團公司所分享,包括五家日企 NSK 等、瑞典 SKF、德國 SCHAEFFLER、美國 TIMKEN。 中國的軸承製造商擁有 20%的全球市場份額,其中 80%銷往亞洲,10%銷往歐洲,不到 7%的 軸承銷往美洲。分類型來看:

①偏航變槳軸承:中小兆瓦偏航變槳軸承國產化率相對較高,我國軸承主要廠商有新強聯、 洛軸、瓦軸等。根據新強聯招股書,2016~2018 年,新強聯變槳軸承銷售數量占當年我國新 增風電裝機所用變槳軸承數量為 7.18%、6.69%、5.79%。此外,德楓丹、羅泰艾德等外資廠 商,主要為海外風機廠家供貨。

②主軸軸承:全球風電主軸軸承生產商主要為舍弗勒、SKF、NTN 等企業,根據 Wood Mackenzie 數據,主軸承市場集中度 CR3 達 65%,國產品牌以洛軸、瓦軸、新強聯為代表占 據少量市場份額,國產替代水平亟待提升。2021 年 10 月,瓦軸集團研製的我國首個陸上 4 兆瓦級風力發電機組的單列圓錐結構主軸軸承正式亮相,代表了我國大功率風力發電裝備技 術取得的關鍵性進展,但與國際一流水平仍有較大差距;而目前全球最大的風機產品所使用 的主軸軸承,全部出自舍弗勒、SKF、NTN 等廠家之手。未來,風機大型化趨勢衍生出對大 尺寸主軸軸承的需求,高端主軸產能愈加緊張,盡快實現國產替代是緩解主軸軸承採購成本 壓力的最重要方式。

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4.1.2. 以產能供給為核心競爭力的環節:塔筒塔架、鑄鍛件、主軸

塔筒塔架:風電塔筒在風力發電機組中主要起支撐作用,同時吸收機組震動,約占整個風電 機組成本的 18.8%。風電塔筒有全鋼塔架(柔性、傳統剛性)、鋼混式塔架、桁架式塔架等類 型。在低風速高切變地區,提升風機高度是有效開發風能資源的重要途徑,可有效優化發電 小時數、提升發電量,柔性高塔是主流選擇。從大型化發展角度看,塔筒高度、厚度、單重 均相應增加,對應運輸安裝成本上升;從海風發展角度看,近海風機由於需要樁基,整體塔 筒支撐造價有望有所提升,遠海漂浮式風機塔筒成本占比則有所下降。

從市場格局角度看,我國風塔製造企業較多,產品較同質化,市場格局較為分散(CR5≈30%)。 風電塔筒生產工藝相對簡單,技術門檻較低,但目前市場格局相對穩定,一方面,由於其上 游鋼廠相對強勢,對塔筒供應商資金實力要求較高;另一方面,大重量塔筒運輸困難、運費 高,因此廠商產能佈局能力相對關鍵。根據海力風電招股書,我國主要塔筒供應商天順風能、 泰勝風能、大金重工、天能重工和海力風電的塔筒市占率分別為 10%、6%、6%、4%、3%。

從市場格局角度看,①我國集中了全球大部分鑄造產能,國內代表性鑄造企業包括日月股份、 龍馬重工、吉鑫科技、大連重工等。據上市公司公告,2020 年,日月股份實現鑄造產品銷量 46 萬噸,吉鑫科技實現銷量 15 萬噸;②全球風電法蘭產能多集中於中國,國內頭部企業包 括恆潤股份、伊萊特(西班牙合資)、大連重鍛、派克新材等。2020 年,風電法蘭龍頭恆潤 股份毛坯產能為 18.04 萬噸。

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主軸:主要受力部件,強度要求高,同時要平衡產業鏈減重降本的訴求。風電主軸是傳動系 統中最關鍵的部件之一,連接輪轂和齒輪箱,高速運轉的同時承受着葉輪傳導的周期載荷和 巨大的隨機沖擊力,在風電機組中價值量占比約 3.5%。主軸有鍛造和鑄造兩種技術路線,鍛 造工藝工序更多,質量控制更好,但成本相對更高,且受鍛造壓機能力限制,在 6MW 級別, 鑄造已取代大部分鍛造工藝。隨着風機大型化發展,鑄造主軸將依靠其成本優勢成為主流, 目前大型主軸鍛、鑄造產能存在瓶頸,具有一定交付壓力。(報告來源:未來智庫)

4.2. 按市場應用劃分:前瞻性佈局海風的企業在未來市場競爭中占據主動

我們根據不同企業針對海風產品研發進度和產能佈局,將各個零部件供應商劃分為三大類: ①已實現深度佈局;②側重海陸並舉;③從收入結構上看,仍以陸風為主。

已實現深度佈局的海上風電零部件重要供應商主要包括法蘭龍頭恆潤股份,鑄件龍頭日月股 份和海風塔筒企業海力風電等。該類公司已具備一定海風產品產能,主要發展方向為拓寬銷 售範圍和提高市占率,通過實施“兩海戰略”積極抓住海上風電和海外風電兩大廣闊市場, 通過豐富產品結構提高服務質量。

① 恆潤股份:公司是目前全球較少能製造 7.0MW 及以上海上風電塔筒法蘭的企業之一。截 至 2021 年 6 月,已量產 9MW 海上風電塔筒法蘭,並募資投入 12MW 海風機組用鍛件, 已成為海上風電塔筒法蘭的重要供應商,處於全球領先地位。

② 海力風電:專攻海上風電塔筒及樁基, 2021 年上半年,塔筒收入 8.7 億元,幾乎全部來 自海風領域;根據公司招股書,預計 2021 年公司年產能塔筒 360 台,樁基 240 台,正積 極建設海力裝備生產基地項目,達產後將新增年產 400 套風電塔筒、150 套樁基的產能。

③ 日月股份:公司是海上風電鑄造產品的主要供應商,2020 年,現有 40 萬噸鑄造產能利用 率趨於飽和,現有產能無法滿足全部客戶需求,正積極釋放產能提高市占率;針對海上 風電,2020 年起陸續開工或投產的項目包括“年產 18 萬噸海裝關鍵鑄件項目(二期 8 萬 噸)”和“年產 12 萬噸海裝關鍵鑄件精加工項目”,未來公司海風產品鑄造及精加工產 能將持續提升。

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海陸並舉的零部件供應商包括專用高空安全作業設備企業中際聯合,塔筒企業天能重工、大 金重工、泰勝風能等。該類公司已具備較為成熟的海風零部件技術,關鍵在於產能佈局和釋 放速度。

① 中際聯合:公司與排名前 15 名的風機製造商中的 14 家均有合作,其高空安全升降設備 在風電領域市占率領先,其中已推出的成熟海風產品包括升降機及海上弔機,預計其海 風應用將取得較快增長。

② 塔筒供應商:大金、泰勝、天能三家塔筒企業規模相近,均在積極推進完善海工基地的 空間佈局,其中大金重工和泰勝風能業務重心已逐步轉向海風領域。(i)大金重工已布 局 4 個生產基地:蓬萊生產基地(50 萬噸)、阜新(20 萬噸)、興安盟(10 萬噸)和張家 口(20 萬噸),設計產能共計 100 萬噸,其中蓬萊基地是公司兩海戰略的實施主體,同時 也是風電行業內單體產能最大,資質最全的海風塔筒和樁基設備生產基地;(ii)泰勝風 能共有陸上產能 33 萬噸,海上風能 15-20 萬噸,主要由泰勝藍島基地供應,2021 上半年 海上風電裝備收入為 8.75 億元,占總收入的 65.45%;(iii)天能重工共有 12 個生產基地, 合計產能 63.05 萬噸,其中海工三大生產基地產能合計 28 萬噸,包括大連 8 萬噸、江蘇 10 萬噸、廣州 10 萬噸。新產能在東營整體規劃 30 萬噸,一期 20 萬噸預計 2022/2023 年 投產。截止 2021 年 6 月 30 日,公司在手訂單約 31.22 億元,其中海風占比 21.17%。

4.3. 按採購策略劃分:戰略型和杠桿型零部件具備更強投資屬性

出於對整機質量、性能和使用壽命的考量,風電整機廠採購更看重收益影響高的零部件品類。 根據卡拉傑克模型,客戶採購策略牽涉到兩個重要維度,分別是:①收益影響:指採購項目 對總成本、產品增值以及產品收益等方面的影響;②供應風險:指供應鏈端的市場條件因素, 包括市場格局、市場壁壘、技術創新及原材料更替節奏、運輸條件等。基於以上兩個維度, 模型將供應鏈劃分為四大類型,分別為戰略型、杠桿型、瓶頸型和一般型,其中收益影響大 的是戰略型和杠桿型。

(1)典型的戰略型風機零部件包括:葉片、齒輪箱、主軸承、電機以及 IGBT 模塊,其價值 比例、產品技術和性能的要求通常較高,設計研發是關鍵點之一。①葉片:整機廠傾向自製, 目前具備自製能力或正在試制的主機廠主要包括金風、遠景、明陽、三一重能以及東方電氣。 因為生產製造的固定資產投入少,難點主要在於設計,作為成本占比最高的零部件,自製將 顯著降低整機成本,根據三一重機招數書,2020 年,葉片及主材在整機成本占比僅 17.7%, 顯著低於行業平均 29%的占比水平(不含塔筒)。②齒輪箱:整機廠傾向自主研發自主裝配。 齒輪箱成本占比較高,易發生故障影響整機運行,且具有較高技術壁壘,其中應用到的齒輪 和軸承由於較高的可靠性要求,熱處理工藝難度大,整機廠通過外採齒輪、軸承等配件進行 自主裝配,替代了齒輪箱供應商的部分職能,同時有利於保障產品適配性並降低成本。③軸 承:整機廠傾向同供應商聯合開發形成緊密的戰略合作關系。一方面,同齒輪箱類似,因為 軸承持續運動易損壞,更換成本高,出於可靠性要求,其技術壁壘較高,另一方面,大 MW 級產品具有一定的升級難度,在風機大型化趨勢下,供應鏈可能會產生交付瓶頸問題。因此, 整機廠、軸承供應商均有意願達成深度綁定關系,例如明陽和新強聯通過定增進行相互持股, 加深雙方合作。

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(2)典型的杠桿型風機零部件包括:塔筒、鑄鍛件、升降設備以及電控系統,通常具有標 準化的產品質量標準,對於部分類別來說,如何佈局產能相對關鍵。①塔筒與鑄鍛件:均採 用成本加成定價方式,受原材料成本波動影響有限。對於採購方來說,可選供應商較多;對 於頭部供應商來說,其核心優勢往往在於產能佈局,以及規模化效應下帶來的成本優勢,為 客戶提供更多降本空間。以陸風塔筒龍頭供應商天順風能為例,其佈局 6 大陸風塔筒生產基 地,積極配合清潔能源產業在三北及華中地區的發展,預計 2023 年塔筒生產能力由目前的 70 萬噸增至 120 萬噸/年。②升降設備:屬於較為特殊的風機配套設備,價值量占比不高, 但高空作業涉及人身安全,採購方看重項目經驗及品牌聲譽,供應關系較為穩定,例如中際 聯合作為頭部主機廠金風、遠景、明陽的主要供應商,其客戶粘性較高。

4.4. 如何把握風機零部件投資主線

綜合考慮以上因素,我們認為抗通縮屬性凸顯,競爭力較強的零部件環節值得長期關註: (1)軸承:成長性較強,高技術壁壘有利於龍頭企業取得高市占率。成長性由價值量和市 場空間兩方面體現:①技術升級促進價值量相對提升:一方面,由於獨立變槳軸承的高技術 附加帶來的價值增量,新技術的應用有利於降低輪轂、主軸、軸承、齒輪箱等連接部件強度 要求,進而實現整機降本,另一方面,隨着直驅半直驅新機型的應用,其他部件的簡化/減 重,大 MW 級軸承價值量占比有望相對提升。②國產替代背景下成長天花板高:受益於主機 廠提高零部件國產化率訴求,國產廠商技術持續進步,偏航變槳軸承已逐步實現國產替代, 主軸軸承則正以上下游聯合研發模式推進國產化進程,國產替代進入加速階段,國產軸承未 來成長空間較大。從競爭格局角度看,國產龍頭企業在設計能力、製造工藝方面均具備一定 先發優勢,形成較為深厚的技術護城河,有望率先受益於行業高景氣與國產替代加速,獲取 較高的市占率。

(2)塔筒:格局穩定,價格剛性在長期有利於保證盈利能力。海上風電快速發展趨勢明確, 應用於海風的塔筒、塔架、樁基等產品趨於多樣化,產品性能要求亦有所提高,相比於其他 零部件環節,頭部塔筒供應商針對海風的佈局較為前瞻;同時,在成本定價規則下,圍繞原 材料價格進行年度議價,毛利率可能出現季度波動,但長期來看有效保證塔筒企業盈利水平。 當前頭部塔筒供應商積極佈局海、陸風對應產能,有望充分受益於行業景氣紅利。

(3)鑄鍛件:大 MW 產品存在產能瓶頸,頭部企業產能優勢明顯,成本控制各顯神通凸顯α 屬性。鑄鍛件環節降本是整機降本的重要組成部分,頭部企業成本控制能力更強:①產能領 先,規模化優勢明顯;②較大的業務規模有利於工藝持續優化,節能省料;③鑄/鍛造配合 精加工能力向高附加值產品延伸。在產業鏈整體降本趨勢下,適配大 MW 機型產品產能緊張, 頭部企業積極擴產,適應能力更強,市場份額有望向頭部集中。

(4)海纜:不受風機大型化帶來的設備產值通縮影響,伴隨海風向深遠海發展,海纜市場 規模有望長期向上。海纜產品在結構、材料方面對抗腐蝕、抗高壓、防水阻水要求高,具有 一定技術壁壘;成本占比方面,根據《海上風電項目全壽命周期的成本構成及其敏感性分析 》, 海纜在海上風電項目投資中的占比達 7%,未來隨着海風項目離岸距離增加、風機設備成本 降低,海纜相價值量占比仍有望相對提升。

(5)配套環節:包括專用高空安全作業設備、設備監測與故障檢測系統等具備較強專精特 新屬性。這類產品投資收益比較高,一方面,價值量占比不高,對整機成本影響有限;另一 方面,對風電場安全性、運維效率等方面有顯著貢獻。風電應用滲透率提升使得該環節有超 越行業的成長性潛力。從公司層面來看,產品迭代節奏較快,定製化 Know-How 意味着龍頭 公司往往能獲得較高市占率。

5. 重點公司分析

5.1. 天順風能:多元化發展盈利穩健,海陸並進穩固風電塔筒龍頭地位

天順風能是國內風電塔筒龍頭供應商,多元化業務有望推動公司持續增長。公司成立於 2005年,深耕新能源裝備製造業,主營業務風電塔筒優勢突出,憑借質量可靠、交期保證、快速 響應,領先全球,與海內外風電整機頭部企業 Vestas、 GE、SGRE、金風、遠景、明陽等保 持緊密合作關系。2020 年,風塔業務營收 50.53 億元,占總營收比重 62.4%,居國內四大風電 塔筒供應商之首;葉片製造收入 21.61 億元,占比 26.7%,公司 2017 年切入高價值量大型葉 片製造領域,2017-2020 年收入復合增速達 136.19%,占營收比重由 5%提升到 27%;風電運 營業務收入 7.1 億元,占比 8.8%,旨在與風電零部件製造業務產生良好協同效應。天順風能 憑借產業鏈延伸,覆蓋風電零部件價值量占比提升,同時進一步發揮多元化業務上下游協同 效應,有望持續支撐業績增長。

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收入規模穩步提升,盈利能力保持穩健。天順風能近十年增長穩健,營收和歸母凈利潤始終 保持正增長。2010-2020 年,公司總營收由 5.09 億元增長至 81.00 億元,CAGR 達 31.88%;歸 母凈利潤由 0.87 億元增長至 10.50 億元,CAGR 達 28.28%;公司毛、凈利率自 2016 年高點逐 步回落,順應行業降本趨勢,分別保持在 25%、13%左右的合理區間,基本穩定,並仍高於 行業平均水平,主要系規模化效應優勢明顯。2020 年,毛利率同比下滑 2.85pct,主要系原材 料價格上漲影響葉片毛利率,而塔筒業務採用成本加成法,受成本影響有限。未來,風電板 塊景氣延續,公司龍頭地位穩固,隨着公司產能釋放,規模效應顯現,成本把控能力有望進 一步提升,整體表現出“業績增長迅速、盈利能力穩健”的特徵。

5.2. 大金重工:業務結構持續優化,碼頭資源加持“兩海”戰略發展

深耕塔筒領域二十年,積極拓寬產業鏈佈局。大金重工成立於 2000 年,公司專註於電力重型 鋼結構領域,上市初期主要業務為火電鋼結構產品及風電塔架產品。2018 年,公司暫停了盈 利性較差的火電鋼結構業務,大力加碼陸、海風塔筒業務,2018 年以來,其塔筒業務收入占 比高達 99%。公司在深耕主業的同時,還積極尋找風電全產業鏈的業務拓展和延伸機會。2021 年,公司定增預案披露,擬募投 7.47 億元建設葉片生產基地,預計達產後可生產 7-13MW 風 電葉片 320 套。同時,公司進軍下游風電開發領域,截至 2020 年底,公司簽署風資源開發協 議 3GW,取得可開發建設指標 300MW,其中遼寧阜新 250MW,河北張家口 50MW。大金重 工不斷深化完善風電全產業鏈佈局,未來塔筒、葉片和風場三大業務協同發展為公司業績增 長持續提供動力。

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業務結構優化完成,公司業績加速釋放。2016-2017 年,由於火電鋼結構業務的拖累,凈利潤 呈負增長;2018 年,公司開始聚焦風電領域,由於暫停了火電鋼結構業務,營收呈負增長。 但得益於公司業務和管理的優化,2018-2020 年,公司營業收入由 9.70 億增長至 33.25 億,CAGR 達 85.2%;歸母凈利潤由 0.63 億增長至 4.65 億,CAGR 達 172.2%,收入快速增長,盈利能力 持續增強。毛、凈利率由 2017 年低點的 15%、4%提升至 2020 年的 25%、14%。未來隨着公 司塔筒業務產能進一步釋放提升規模化效應,疊加高盈利能力的海上風電業務占比提升,公 司綜合盈利水平仍有提升空間。

優質碼頭資源稟賦,助力兩海戰略深化發展。碼頭資源具有稀缺性,其高效的物流能力和發 運能力,可節約運輸成本並提升運輸效率。從泊位數量和規模看,大金重工的自有碼頭相對 優勢較大。大金在 2010 年就籌建的蓬萊生產基地的基礎設施及碼頭資源,有力地支撐了公司 海上風電及海外業務的發展,該基地已被打造成為風電行業內單體產能最大(50 萬噸),資 質最全的海上風電塔筒和樁基設備生產基地,2021 年,公司同蓬萊區政府簽訂風電母港戰略 合作協議,進一步提升了產業集聚效應和區域競爭力。公司憑此扎實推進兩海戰略:①海風 業務方面:公司較早就涉足了國內海上風電產品的生產,產品佈局全面,包括單樁、群樁、 導管架、吸力筒等,2015 年交付首批海風產品;②海外業務方面:根據公司官網信息,公司 產品遠銷近 20 餘個海外國家,與 Vestas、GE 等海外風機巨頭建立了長期合作關系。2018-2020 年,公司海外營收由 2.36 億增長至 6.04 億,CAGR 達 60%。兩海戰略的不斷推進,為公司規 模擴張和業績突破奠定了堅實的基礎。(報告來源:未來智庫)

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5.3. 新強聯:大型風電軸承國產替代龍頭,產能擴張打開成長空間

研發高端化,大 MW 主軸軸承技術國內領先,有望持續受益於國產替代。公司是國內風電軸 承主要供應商,也是三排滾子主軸軸承國內唯一製造商。2005 年,公司成立初期專註於通用 回轉支承的研發生產,並開始研發 2MW 風機和盾構機主軸承;2011 年,首台風機主軸承供 應湘電;此後,公司逐步與下游合作,邁向高端化研發:①新技術方面:其三排滾子、雙列 圓錐滾子等主軸承技術實現差異化競爭,率先打破國外品牌長期壟斷;②大型化方面:公司 目前風電軸承產品已主要集中在 3.0MW 及以上型號,且 5.5MW 風電軸承產品已向核心客戶 批量供應,處於國內領先地位。公司的主要產品包括風電主軸軸承、偏航軸承、變槳軸承, 盾構機軸承及關鍵零部件,海工裝備起重機回轉支承和鍛件等。2020 年,風電類產品收入 18.21 億,同比增長 440%,占總營收比重提高至 88%,已成為公司收入來源的絕對核心,未來由 於大型化風機核心零部件國產化動力強,公司有望持續受益於國產替代進程。

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產品、成本、客戶、產能多維度競爭優勢明顯。①產品差異化:不同於同行業其他上市公司 生產標準化的汽車、工程機械類軸承,公司大型設備軸承具備定製化屬性,在工藝、結構方 面具有明顯差異化,也因此能保證毛利率水平穩定;②佈局供應鏈,控製成本:公司通過內 生外延陸續佈局鍛件產能、鎖緊盤、軸承保持器等核心部件,成本管控能力持續提升;③綁 定核心客戶聯合研發:在風電領域,公司與明陽智能(戰略合作互相持股)、遠景能源、東 方電氣、三一重能等行業頭部客戶具有長期穩定合作關系,2020 年前五大客戶收入占比高達 84%,市場認可度高;④加碼大 MW 風電軸承產能,打開成長空間:2021 年實施的非公開發 行,募集 14.6 億元,其中 9.35 億元投向“3MW 及以上大功率風力發電主機配套軸承生產線 建設項目”,根據公司公告,項目達產後可年產風電主軸軸承 1500 個,偏航變槳軸承 5400 個, 預計 3 年達產後對應產值約為 16.3 億元。

5.4. 中際聯合:兼具高成長與高盈利的風電高空安全作業設備龍頭

公司是國內領先的專用高空安全作業設備和服務解決方案提供商,現階段公司業務主要聚焦 於風電領域,兼具高成長性和高盈利性。從盈利性上講,2012-2021 年公司毛利率與凈利率分 別維持在 47%/26%上下水平,從成長性來講,2012-2021 年,公司營收由 0.57 億元增長至 8.83 億元,CAGR 達 35.6%,歸母凈利潤由 0.13 億增長至 2.32 億,CAGR 達 37.7%,過去 10 年, 盡管風電行業裝機量有所波動,公司業績從未出現負增長。我們認為公司靚麗財務數據的核 心原因是:利基性、定製化、高附加、高回報四大產品屬性決定公司高盈利,市場擴容與多 元化助力公司高成長。

核心產品間的替換迭代趨勢有望實現量價齊升。現階段中際聯合提供的產品與服務 90%以上 集中於風電領域,主營的專用高空安全作業設備收入占比在 96%以上,包括升降設備和防護 設備。2019-2021 年,公司升降設備收入占比分別為 78.01%、66.71%、72.36%,,是公司最大 的收入來源,產品主要包括塔筒升降機、免爬器、助爬器三大類,產品間具有明顯替換迭代 屬性,作為 2016 年以來才逐步在風電領域應用的新式配套產品,助爬器已經逐漸被免爬器所 替代,而免爬器和升降機有望長期共存。在全球能源結構持續優化的背景下,隨着新增市場 的需求升級以及存量市場的加速滲透,公司高空安全升降設備業務有望實現量價齊升。

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多元化助力公司高成長。①風電領域產品多元化:產品線日趨完善,由陸風向海風延伸,向 全方位高空作業配套發展,大到葉片檢修平臺、海上平臺弔機,小到速差器、爬梯、防墜落 系統、逃生包等均已在應用,配套價值量持續提升。②新增市場向存量市場延伸:高空安全 升降設備由於其安全性、便利性以及高投入回報比,在風電新增市場滲透率已接近 90%,但 由於應用較晚,在存量市場滲透率仍有較大升級空間。③國內向海外延伸:公司積極拓展印 度、美國、歐洲等海外市場,平滑單一市場帶來的不確定風險。2019-2021 年,公司實現境外 銷售收入分別為 0.52、0.79、1.49 億元,分別占總營收比重為 9.6%、1.5%和 16.9%。2021 年免 爬器產品在美國市場快速突破,隨着公司品牌認知度及產品力的提升,海外市占率有望進一 步提升。④應用領域多元化:除了風電領域外,公司產品可廣泛應用於電網塔架、火電廠鍋 爐、高層建築等多種工作場所。公司在風電領域的成功經驗,與高空安全作業設備產品底層 技術的良好延伸性,有望打開公司未來發展空間。

5.5. 恆潤股份:國內風電法蘭鍛件龍頭,積極打造軸承/齒輪第二增長極

風電法蘭龍頭供應商,具備稀缺性的大 MW 部件量產能力,客戶基礎深厚。公司成立於 2003 年,主要從事輾制環形鍛件、鍛製法蘭及其他自由鍛件和真空腔體的研發、生產和銷售,2021 年,三項業務分別收入 12.7、3.2、0.84 億元,分別占總營收比重的 55.4%、14%、3.7%。下游 應用領域廣泛,包括風電、石化、金屬壓力容器、機械、船舶、核電、半導體、OLED 顯示 器、太陽能等多種行業,其中風電為最大下游應用領域,2021 年,風電應用收入占比達到 72.2%, 公司也是國內風電法蘭的龍頭供應商,具備 7.0MW 陸風及 9MW 海風塔筒法蘭量產能力,在 全球範圍內具有一定稀缺性。憑借設計、鍛造、精加工一站式服務能力,和世界行業巨頭公 司達成深度合作,根據公司官網信息,公司客戶包括德國西門子、美國 GE、美國艾默生、 丹麥維斯塔斯以及上海電氣、煙台萬華、中廣核、中石化等。

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公司規模穩步上升,盈利能力增強。2019-2021 年,公司營收由 14.3 億增長至 22.9 億元,CAGR 達 26.5%;歸母凈利潤從 0.83 億上升到了 4.41 億,CAGR 達 131%,2020 年受陸風搶裝影響, 公司業績創歷史新高。從盈利水平來看,2018 年以來公司毛利率穩步提升,主要系風電領域 景氣回升,公司產品結構優化,集中產能、資金向風電領域產品傾斜;凈利率方面,2019 年, 銷售凈利率僅 3.93%,主要系公司當年計提 1.03 億資產減值損失(包括存貨跌價和商譽減值), 2021 年,外部需求飽滿,內部資產質量改善、內控管理優化等多重因素驅動下,公司凈利率 快速回升至 19.2%。未來,隨着公司募投產能的釋放,一方面加強規模化效應,另一方面, 向風電領域高附加值產品軸承、齒輪延伸,預計公司盈利水平將保持穩定。

鍛造技術行業領先,深化風電產業鏈佈局。2021 年,公司通過非公開發行募集 14.7 億元,用 於擴大海風鍛件精加工能力,並拓展風電軸承和齒輪深加工業務,總計劃投資 22.53 億元。 恆潤作為風電零部件上游精加工鍛件製造企業,向下游高附加值產品延伸具備一定先天優勢: ①成本優勢:公司具備規模化生產能力,2021 年,公司碾制、鍛製法蘭產量分別達到 7.5、 0.86 萬噸;②設備優勢:公司擁有大型油壓機和數控輾環機,又引進了一流加工中心、車銑 復合等高端精密設備和檢測設備;③技術優勢:公司掌握成熟的中大型環鍛件的鍛造、輾環、 熱處理技術,可生產直徑 8 米以下的各類環形鍛件;④補強研發設計能力:公司已吸收大批 軸承製造專業人才,負責對軸承結構設計與承載能力進行驗證。未來,公司產品品種進一步 豐富,有利於形成公司整體產品規模和配套優勢,成為公司業績增長新動力。

5.6. 日月股份:“一站式”風電鑄件龍頭,積極擴產擴大規模優勢

深耕鑄件領域三十餘年,成就風電鑄件行業龍頭。日月股份 1984 年成立,致力於大型重工裝 備鑄件的研發生產,產品包括風電鑄件、塑料機械鑄件和柴油機鑄件、加工中心鑄件等其他 鑄件。2009 年涉足風電領域鑄件業務,和 Vestas、GE、西門子歌美颯等國際一流主機廠商建 立深度合作關系。2012-2020 年,公司鑄件業務營收占比高達 90%以上,其中風電鑄件營收占 比最大,超過 50%,2020 年最高達到 87%,收入規模為 44.5 億元。面對海上風電和風機大型 化的行業發展趨勢,公司產品能力覆蓋了全系列大小風機,快速的適應市場需求的變化,解 決大型化風電鑄件產能不足的行業痛點;2020 年海上風電鑄件交貨已經逾 5 萬噸,正力爭成 為國內海上風電鑄件產品主力供貨方。同時,公司正向多元化業務領域發展,佈局核電、火 電關鍵基礎件的研發,在繼續做大做強風電和註塑機類產品的同時,進一步優化和豐富公司 產品線,增強企業的抗風險能力。

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產品結構優化,盈利能力提升。2012 年-2020 年,公司業績整體呈增長態勢,營業收入由 8.89 億增長至 51.11 億,CAGR 為 24.44%;凈利潤由 0.87 億增長至 9.79 億,CAGR 為 35.33%,期 間盈利水平有較為明顯波動,鑒於公司兩大核心主業風電、註塑機鑄件毛利率變化趨勢基本 一致,我們判斷,公司毛利率波動主要系外部因素影響。2016-2017 年,毛利率下滑原因:① 供給側改革去產能,加劇行業競爭;②經濟增長邁入“新常態”,新舊動能切換期,下游重 工裝備需求處於低位運行,對應公司收入規模相對 2015 年下滑;③主要原材料生鐵、廢鋼、 樹脂採購價格上漲帶來成本端壓力。2018 年起公司進入盈利修復期,毛、凈利率分別由 21.39%、 11.94%增長至 2020 年的 28.45%、19.16%,我們認為,一方面系風電行業景氣度回升,公司訂 單飽滿,2019 年產能利用率達到 110%;另一方面,精加工產能的釋放增加公司產品附加值, 同時高附加值的大型化產品及海風產品訂單比重提升。隨着公司海風鑄件產能與精加工配套 產能的陸續釋放,高附加值產品的出貨有望持續優化產品結構,公司盈利能力仍有增長空間。

產能規模優勢顯著,完善的鑄造、精加工產業鏈滿足客戶“一站式”的交付需求。大型重工 裝備鑄件行業是較為典型的規模行業,具有擴產周期長、資本投入高的特點。公司是國內規 模最大的鑄件廠商,至 2020 年底,公司擁有鑄造年產能 40 萬噸,配套精加工年產能 10 萬噸 (IPO 募投項目)。為了進一步發揮規模化優勢,增強海上風電產品供應能力以及精加工配 套能力,公司積極進行產能擴張,自 2020 年起,共新增 4 個產能擴充項目,包括①年產 12 萬噸海風部件精加工項目、②新日星二期 8 萬噸海裝鑄件項目、③年產 22 萬噸大型鑄件精加 工項目、④年產 13.2 萬噸海風鑄件項目,2021 年起部分項目陸續進入產能爬坡期,預計到 2023 年底全部達產,形成 61.2 萬噸鑄造產能(其中 31.2 萬噸針對海上風電)和 44 萬噸精加 工產能(其中 12 萬噸針對海上風電)。產能優勢將保證公司集採議價能力、穩定的研發投入 以及工藝的持續優化升級,不斷鞏固公司鑄件龍頭地位。

(本文僅供參考,不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息,請參閱報告原文。)

精選報告來源:【未來智庫】。