风电行业2023年度投资策略报告：好风凭借力，景气终有时

需求端：2023年风电行业否极泰来，景气度有望明显提升 “至暗时刻”已过，2023年风电行业否极泰来。2020-2022年风电板块连续三年跑输电力设备行业整体涨幅，业绩兑现度低是导致风电板块走势偏弱的重要原因。2022年疫情、供应链等因素拖累海内外风电项目建设进度，产业链整体盈利承压，但站在当前的时间节点，我们认为行业最艰难的时刻已经过去，2023年景气度有望明显提升。 999563376 2023年国内装机提速，2024年海外需求接力。1）国内：在双碳目标以及项目自身经济性的驱使下，国内风电行业已步入成长新周期，2022年国内风机招标规模接近百GW量级，预计2023年国内新增风电装机规模有望达到80GW，同比增长60%以上，其中海上风电10GW+，较2022年实现翻倍增长。2）海外：能源价格上涨加速欧美能源转型进程，与此同时新兴市场有望贡献较大增量，海外风电长期装机空间已经打开。在经历2022-2023年供应链扰动带来的短期动荡后，2024年起海外风电装机有望重回快速增长轨道，同时国内风电产业链也将迎来较好的出海机遇。 产业链：海风产业链成长属性更强，2023年零部件回归强势地位 海风产业链：成长属性更强，市场格局清晰。一方面，从环保、用地、消纳等角度出发，目前无论是国内还是海外均将海上风电作为重点发展方向，预计未来海上风电的装机占比将持续提升；另一方面，随着海上风电逐步走向深远海，离岸距离与水深的提升将有效对冲风机大型化带来的摊薄效应，从而使海缆、桩基成为风电产业链中少数能够保持单位价值量稳定甚至提升的环节。从供给端来看，长期以来海风产业链竞争格局相对稳定，项目经验与区位布局是核心竞争要素，头部海缆、桩基厂商竞争壁垒深厚。 风机零部件：大型化提升行业门槛，2023年盈利有望修复。长期来看，风机大型化对单瓦零部件用量有明显的摊薄作用，未来零部件环节整体市场规模增长或相对有限，但与此同时行业整体门槛变高，市场有望向竞争优势更强的头部厂商集中。短期来看，2021-2022年风机交付规模偏低导致零部件厂商议价空间收缩，2023交付大年供需形势有望反转，零部件厂商将掌握更多话语权，盈利能力有望明显修复。 风机：国内市场竞争激烈，风场开发与海外市场有望贡献更多盈利。2020-2021年抢装结束后风机环节行业格局趋于分散，“内卷”加剧导致国内风机价格持续下行，预计2023年主机厂盈利能力有所承压。目前风机厂商正积极向下游环节进行延伸，未来风电场开发有望成为重要的利润来源，与此同时盈利空间更大的海上和海外市场将成为国内风机厂商突破“内卷”的重要方向，2022年国内头部厂商已斩获多个海外市场大单，出海脚步明显加快。 投资建议：2023年重点关注海风产业链与风机零部件环节 2023年国内风电交付规模的大幅提升将带动产业链业绩逐步兑现，行业有望迎来业绩与估值双升，建议重点关注以下几条投资主线。 1）成长属性更强的海风产业链：建议重点关注国内海缆龙头东方电缆，以及产能布局领先的海风桩基厂商大金重工、天顺风能、海力风电。 2）2023年盈利修复的风机零部件环节：建议重点关注日月股份（铸件）、金雷股份（主轴）、新强联（轴承）、时代新材（叶片）、华伍股份（制动器）等头部风机零部件厂商。 3）海上/海外布局领先的头部风机厂商：建议重点关注估值较低、利润来源多元化的头部风机厂商金风科技、明阳智能、运达股份、三一重能。 风险提示：风电装机低于预期、地缘政治及贸易冲突、原材料价格波动、行业竞争加剧、模型假设及测算结果与实际情况存在误差等。 1.“短期阵痛”与“美好远景”并存，风电行业在曲折中前行 1.1.2022复盘：风电板块业绩兑现低于预期，板块大幅回调 2020-2022年风电板块连续三年跑输电力设备行业整体涨幅。2020-2022年申万风电设备板块累计涨幅为71%，跑输电力设备板块43%，在各个子板块中排名倒数第三，仅优于电网设备和电机板块。分年度来看，无论是在电力设备行业大幅上涨的2020-2021年还是整体回调的2022年，风电设备板块表现均难言出色，2021/2022年风电板块整体涨幅为+39.8%/-25.5%，分别跑输同期电力设备板块8.1%/0.1%，在各个子板块中排名倒数第一/倒数第二。 图1.2020-2022年申万电力设备子板块年度涨幅对比 业绩兑现度低是导致风电板块走势偏弱的重要原因。复盘近三年风电板块的走势，我们认为业绩预期的持续落空是导致风电板块涨幅落后的主要原因，2021年后板块已经历了两轮“业绩预期上移-业绩兑现落空”导致的大幅波动。自2020年的抢装时期的业绩高点后，2021年起风电板块营收及归母净利润同比增速呈逐季下滑趋势，2022前三季度板块整体收入/归母净利润分别同比下滑13%/20%，为电力设备行业中唯一业绩下滑的子版块。 图2.2020-2022风电板块涨跌幅复盘 图3.2020-2022Q3申万电力设备子版块归母净利润同比增速对比 目前风电板块估值处于过去五年均值水平附近，2023年板块有望同时实现业绩兑现与估值上修。截至2022年底，风电板块整体PE（ TTM ）约为24.5倍，位于2017-2022年均值水平（25倍）附近。虽然表观上看板块估值并无明显吸引力，但我们认为当前估值是建立在较低的业绩基数上，若板块2023年业绩得到较好兑现，行业整体估值水平仍有较大提升空间。因此，随着行业逐步走出2021-2022年“阵痛期”，我们看好风电板块2023年的投资机会，“EPS提升+估值上移”的双击逻辑或可期待。 图4.申万风电设备板块PE（ TTM ）变化情况 1.2.短期阵痛：2022年海内外风电项目推进偏慢，行业盈利承压 风电项目开发建设周期长，2021-2022年国内风电行业尚处于抢装过渡期，终端装机需求启动速度偏慢。风电项目从前期选址、测风、核准到后期招标、建设、并网通常需要2-3年左右的开发周期，2020/2021年陆上/海上风电抢装期间大量成熟项目集中并网，而新的平价项目大多仍处于前期开发阶段，因此2021-2022年国内风电装机存在一定的“真空期”。根据国家能源局的统计，2022年1-11月国内新增风电装机仅为22.5GW，同比下滑近9%，低于此前预期。 图5.2020-2022年国内累计新增风电并网装机规模情况（GW） 疫情、供应链等因素进一步拖累2022年海内外风电项目建设进度。就国内而言，“十四五”期间陆上风电主要集中在三北大型清洁能源基地，2022年前三季度西北、东北、华北地区合计新增风电装机占比达到75%，而2022年下半年起新疆、内蒙古等风电装机大省疫情形势较为严峻，导致运输、安装进度普遍受到影响。海外市场方面，2022年俄乌冲突导致能源价格大幅上行，风电供应链成本随之明显上涨，同样对设备交付与项目建设造成较大冲击，2022年前三季度海外风机厂商交付量普遍同比下滑20%以上。 图6.2022年前三季度国内新增风电装机分布 图7.2022年前三季度海外风机厂交付量明显下滑（GW） 原材料价格上涨侵蚀产业链利润空间，2022年风电产业链盈利普遍承压。在装机滞后的同时，2021-2022H1高企的原材料价格进一步压缩了风电产业链整体的利润空间，以成本占比较高的钢材为例，2020-2021年北美/欧洲/亚洲钢铁价格指数分别上涨138%/80%/31%。2022年上半年国内钢材价格虽较2021Q2的峰值有所回落，但整体仍处于较高区间，欧美钢材价格则由于俄乌冲突进一步冲高，直到2022年下半年才步入明显的下行通道。因此，在原材料成本的冲击下，2021年下半年起风电产业链盈利持续承压，风电零部件板块毛利率逐季下滑，直到2022Q3才触底企稳。 图8.国际钢材价格指数变化情况（1994=100） 图9.风电零部件板块季度毛利率变化情况 1.3.美好远景：2023年行业否极泰来，景气度有望明显提升 短期阵痛无碍美好远景，风电行业仍具备长期成长空间。根据国际能源署（IEA）最新的《世界能源展望2022》，为实现2050年净零排放的目标，2050年全球可再生能源装机占比需超过80%，其中光伏与风电将贡献主要增量。根据IEA的测算模型，2030/2050年全球累计风电装机规模将达到3072/7795GW，对应2021-2030年年均装机超过230GW，而2021年全球新增风电装机规模仅为94GW，行业长期成长空间巨大。 图10.2050年净零排放假设下全球风光装机预测（GW）图11.全球年均新增风电装机中枢持续上移（GW） “至暗时刻”已过，2023年风电行业否极泰来。如前所述，无论是从“量”的角度还是“利”的角度，2022年风电行业均面临较大压力，但站在当前的时间节点，我们认为行业最艰难的时刻已经过去，2023年景气度有望明显提升。一方面，经过2021-2022年的铺垫，2023年起全球风电装机将重回上升轨道，其中国内启动速度快于海外；另一方面，随着大型化的持续推进以及大宗商品价格的回落，当前全球陆上/海上风电的经济性已较为突出，2023年风机零部件环节盈利有望迎来修复，风电场开发则有望成为国内风机厂重要的盈利来源。 图12.2023年风电行业否极泰来 2.2023年国内装机提速，2024年海外需求接力 2.1.国内：“十四五”后半程装机加速，2023年需求高景气 2.1.1.招标规模预示2023年国内装机高景气 “十四五”后半程国内风电装机亟待提速。我们统计大陆31个省份“十四五”新增风电装机规划超过300GW（新疆、陕西、重庆三地未分拆风光装机规模，假设风光装机比例为1:1），而2021-2022年预计仅完成不到100GW，进度明显偏慢。因此，为完成规划目标，2023-2025年国内新增风电装机规模需达到200GW以上，对应年均装机规模为65-70GW，“十四五”后半程国内风电装机有望加速。 图13.国内各省“十四五”风光装机规划情况（GW） 当前国内陆上风电项目经济性突出。自2020年陆风国补退出后，国内风电行业大型化降本的速度持续加快，目前已顺利完成从补贴到平价的过渡。根据西勘院的测算，2021年国内陆上风电初始装机成本处于5.1-7.1元/W的区间。考虑到2022年国内风机招标价格进一步大幅下降，预计目前三北平地风电初始成本可低至5元/W以下，在不考虑配套储能成本的前提下，我们测算当前陆上风电项目的资本金IRR超过11%，在考虑20%/2h的储能配置要求后（假设配套储能完全无收益），项目的IRR仍可达到7.5%。因此，我们认为当前国内陆上风电项目的经济性已经较为突出，投资业主的积极性无须忧虑。 表1：国内陆上风电项目IRR测算 表2：国内陆上风电项目资本金IRR敏感性测算 国内海上风电平价进程快于预期。2020-2021年国内海风抢装期间无论是设备供应还是施工资源均较为紧张，根据水规总院的统计2021年国内海上风电单位造价高达18.5-23.5元/W，因此此前市场普遍预期国补退出后国内海风仍需一段较长时间的平价过渡期。但随着海风机型的快速升级以及抢装结束后施工成本的大幅下行，目前国内海风初始投资成本已有大幅下行，2022年广东平价海风项目的EPC招标价格基本落在12-15元/W的区间，江苏、浙江、山东则为9-12元/W。在单位投资成本12.5元/W、年发电3000小时、上网电价0.40元/kWh的假设下，我们测算国内海风项目资本金IRR接近7%，已具备平价条件（短期内平价海风项目配储要求较低）。 表3：国内海上风电项目IRR测算 表4：国内海上风电项目资本金IRR敏感性测算 2022年国内风机招标规模可观，2023年有望迎来集中交付。综上，我们认为在“双碳”目标以及项目自身经济性的驱使下，国内风电行业已步入成长新周期。复盘过去十年国内风机招标规模以及新增装机规模的变化趋势，可以发现风机招标量可作为新增装机的前置指标，前一年的高招标量通常预示着下一年的高装机规模。而根据金风科技的统计，2022