2023年风电行业策略报告：海内外迎来需求共振，风电装机增长可期

仅供机构投资者使用证券研究报告|行业投资策略报告 2023年01月04日 海内外迎来需求共振，风电装机增长可期 评级及分析师信息 行业评级：推荐行业走势图 8%-2%-12%-21%-31% -41% 2022/012022/042022/072022/10 风电设备沪深300 分析师：杨睿邮箱：yangrui2@hx168.com.cnSACNO：S1120520050003联系电话：010-59775338研究助理：罗静茹邮箱：luojr@hx168.com.cn联系电话：021-50380388 2023年风电行业策略报告 报告摘要： 本篇报告基于以下3个问题，自上而下对风电行业进行分析，并梳理出板块后续投资机会： 变革：当前风电行业发生了什么变化？ 需求：如何看待未来风电需求？ 机遇：应当看好哪些细分赛道？ ►变革：摆脱周期性特征+大型化驱动降本，风电行业进入成长新阶段 1）平价背景下，补贴刺激+消纳受限两项核心扰动因素消除，风电新增装机量有望摆脱周期性波动特点；2）大型化趋势下，经济性将驱动行业进入内生性成长的新阶段。双重变革之下招标量先行，2022年风电主机招标规模高速增长，根据我们不完全统计，截至12月31日，2022年风电主机招标规模累计达到95.35GW（不含集中采购以及招标框架），明显超21年全年水平，有力支撑后续装机需求。 ►需求：装机规划持续扩容，海内外风电迎来需求共振 通过梳理风电行业发展现状，我们将全球风电需求分为国内以及海外进行探讨： 1）国内需求层面：大基地以及分散式风电项目推动陆上风电装机规模增长；海上风电尚未实现全面平价，但省补及地方规划支撑海上风电进一步发展。我们预计2023年国内风电装机量有望达到70-75GW，其中陆上风电新增装机规模60-65GW，海上风电装机规模10-12GW。 2）海外需求层面：海上风电在实现全球能源转型过程中扮演重要角色，各国/各地区纷纷出台海上风电装机目标。欧盟委员会发布《欧盟海上可再生能源战略》，建议至2030年将欧洲的海上风电容量从目前的12GW增加到至少60GW，到2050年增加到300GW；2022年，在更新版的《海上风电战略》中，美国能源部提出2030年及2050年分别实现30GW、110GW海上风电装机；亚洲地区的韩国、日本、菲律宾均出台了海上风电装机目标。 ►机遇：把握“海上”+“海外”的投资主线，看好抗通缩、国产替代以及盈利修复环节 我们认为，国内陆上+海上风电市场孕育着广阔的发展空间，同 时海外风电需求扩容给予国内优质企业出海契机，后续应把握“海上”+“海外”投资主线，并建议关注以下四个投资环节： 1）看好抗通缩的管桩以及海缆环节 2）看好国产替代以及新技术应用的轴承环节 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 3）关注盈利有望修复的铸锻件以及叶片环节 4）关注价格有望企稳以及出海突破的主机环节 风险提示 新能源装机、限电改善不达预期；产品价格大幅下降风险；疫情发展超预期风险。 正文目录 1.变革：摆脱周期性特征，大型化驱动降本5 1.1国补落幕，风电行业有望摆脱周期性特点5 1.2大型化带来成本下降，收益率驱动行业内生性增长6 1.322年招标规模高速增长，有效支撑后续装机需求8 2.需求：国内+海外风电市场有望迎来需求共振9 2.1国内：陆海并驾齐驱，助力能源转型9 2.2海外：海外海上风电持续扩容，全球海风迎来高景气度13 3.机遇：把握“海上”+“海外”的投资主线，看好抗通缩、国产替代以及盈利修复环节16 3.1投资主线一：看好抗通缩的管桩及海缆环节16 3.2投资主线二：看好国产替代及新技术应用的轴承产业链22 3.3投资主线三：关注盈利有望修复的铸锻件以及叶片环节25 3.4投资主线四：关注价格有望企稳以及出海突破的主机环节28 4.投资建议29 5.风险提示30 图表目录 图1历年风电新增装机及同比增速（红色为阶段性新增装机高点）6 图2不完全统计下,2022年陆上风电不含塔筒主机中标均价(元/kW)7 图3不完全统计下,2022年陆上风电含塔筒主机中标均价（元/kW）7 图4海上风电建设成本拆分7 图5不完全统计下,2022年海上风电含塔筒主机中标均价（元/kW）7 图6不完全统计下，2022年风电主机招标规模（不含集中招标以及招标框架，GW）8 图7不完全统计下，2022年陆上及海上风电主机招标规模（GW）8 图82022年风电主机招标规模超2021年（GW）8 图92023-2026年欧洲陆上风电装机预测14 图102023-2026年欧洲海上风电装机预测14 图112022年Q3，美国沿海各州陆续出台/提升海上风电规划目标15 图12菲律宾具备巨大的开发潜力15 图13菲律宾海上风电装机量预测（GW）15 图14风电产业链梳理16 图15常规的海上风电基础类型17 图16单桩直径以及高度变化趋势18 图17SIF历年出货量（万吨）18 图18截至2021年，欧洲主流单桩供应商产能汇总（万吨）18 图19欧洲市场单桩缺口测算（万吨）20 图20采用WERAS/CMA数值模拟的中国近海70m高度风能资源图谱21 图21江苏、浙江、福建、广东地区部分已建设海上风机离岸距离21 表222021年广东省能源局启动粤西、粤东千万千瓦海上风电基地前期工作，部分海域离岸距离及水深情况21 表232022年部分海缆项目中标情况梳理22 图24滑动轴承图示22 图25滚动轴承图示22 图26风机成本拆分23 图272019年我国风电各环节国产化率23 图28三一重能的主轴轴承供应商及年度采购均价（万元/个）24 图29风电大型铸件产品26 图30铸件企业毛利率26 图31螺纹钢、废钢、铸造生铁价格回落26 图322021年主轴全球竞争格局27 图33中国新增风电机组平均单机容量(MW)29 图34不完全统计下，2022年陆上风电招标中各主机容量占比29 图35全球陆上风电主机价格走势29 表1采用不同单机功率机组对投资额、IRR和LCOE的影响6 表2中国电建华东勘测设计研究院测算的中国沿海省份海上风电经济指标（2021年）10 表3海上风电地方补贴情况梳理11 表4沿海各省十四五海风规划梳理（截至2022年11月）12 表5福建漳州、江苏盐城、河北唐山、广东汕头、广东潮州五市海上风电规划梳理12 表6欧洲本土单桩企业扩产计划梳理（含单桩及过渡段，预计2024-2026年陆续投产，并将有产能爬坡时间）19 1.变革：摆脱周期性特征，大型化驱动降本 中国作为全球气候环境治理的参与者、贡献者和引领者，不断推动我国能源结构转型。2020年9月，习近平总书记在第七十五届联合国大会上指出“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达 到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”；同年12月，习近平总书记在气候雄心峰 会进一步宣布：“2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。”我们认为，可再生能源是助力我国实现能源结构转型的重要抓手，在“碳达峰、碳中和”的目标下，风电将成为未来能源增量的主体之一。 历经十余年发展，中国风电领跑全球。自2009年《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》明确按照全国四类风能资源区制定相应的风电标杆上网电价，我国风电行业在国家补贴支持下快速发展了十余载。根据国家能源局统计，截至2021年底，我国风电累计并网装机已达328.5GW，成为全球风电累计装机量最高的国家。 1.1国补落幕，风电行业有望摆脱周期性特点 通过复盘风电历史装机的三次峰值，我们发现补贴政策以及消纳水平是导致过去风电装机波动的核心因素： 2010年：2009年标志着我国风电迈入补贴时代的《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》发布，其中明确风电电价按照全国四类风能资源区制定相应的风电标杆上网电价。在补贴刺激下，根据CWEA统计，2010年新增装机量达到18.9GW，同比增长37.1%，为第一阶段性峰值。 2011-2014年：2011-2012年弃风率快速上行至16.2%及17.1%，2011年国内风电新增装机量出现下滑。 2015年：2014年国家发改委发布的《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格[2014]3008号)提出，2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区标杆上网电价每千瓦时下调0.02元。为享受更高的上网电价，2015年出现陆上风电抢装潮，根据CWEA统计，2015年我国风电新增装机量达到30.75GW，同比增长32.5%，为第二阶段性峰值。 2016-2019年：2016年弃风率再度抬头，与此同时国家能源局发布全国风电投资监测预警体系限制部分地区风电开发建设规模，从而导致2016年国内新增装机量再次回落。 2020年：2019年国家发改委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》提出，2018年底之前核准且2020年底前仍未完成并网的陆上风电项目，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准、2021年底前仍未完成并网的陆上风电项目，国家不再补贴；自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。2020年受抢装影响，新增装机量再次创出历史新高，为第三阶段性峰值。 图1历年风电新增装机及同比增速（红色为阶段性新增装机高点） 资料来源：CWEA、WWEA、华西证券研究所 我们认为，目前风电行业投资逻辑已经发生变化：此前国补+消纳因素驱动行业呈现周期性波动，如今国补全面退出，消纳持续改善，成本下探带来的收益率提升是后续风电成长的核心内驱力。 1.2大型化带来成本下降，收益率驱动行业内生性增长 大型化驱动单MW成本下降，契合风电降本增效主旋律：①大型化可以有效摊薄单位风机材料成本。根据明阳智能官网披露的产品信息，当风机单机容量从5.5MW提升至8.3MW，其叶片、叶轮、机舱合计总重量分别为84.91kg/kW以及59.16kg/kW，降幅高达30.3%；②风机点位减少，安装建设成本下降。风机单机容量增大后导致同规模风场内风机安装数量减少，有效降低风电场道路、线路、基础、塔架等建设成本。根据《平价时代风电项目投资特点与趋势》测算，在100MW的风电场内，风电机组单机容量由2MW增加至4.5MW，其静态投资额由6449元/千万下降至5517元/千万，降幅高达14.5%，全投资IRR由9.28%增长至11.68%，LCOE由0.3451元/千瓦时下降至0.2983元/千瓦时。 表1采用不同单机功率机组对投资额、IRR和LCOE的影响 单机容量(MW) 台数 项目容量(MW) 静态投资 (元/千瓦) 全投资IRR 资本金IRR LCOE(元/千瓦时) 2 50 100 6449 9.28% 18.24% 0.3451 2.2 45 99 6375 9.45% 18.85% 0.3414 2.3 43 99 6279 9.67% 19.66% 0.3366 2.5 40 100 6221 9.82% 20.19% 0.3336 3 33 99 6073 10.18% 21.54% 0.3262 4 25 100 5767 10.97% 24.63% 0.3108 4.5 22 99 5517 11.68% 27.49% 0.2983 资料来源：《平价时代风电项目投资特点与趋势》，华西证券研究所 陆风海风主机价格下挫，刺激运营商投资热情。主机是风电项目建设成本占比最大的环节，大型化降本叠加竞争加剧，风电主机中标均价持续下降。根据我们不完全统计，2022年1月陆上风电含塔筒及不含