风电行业深度报告：海风开启高景气周期，聚焦风机大型化与高附加值环节

风电板块近一年市场表现 投资要点： 风电全面平价后降本增效显著，支撑行业转型需求导向。经历2020年陆风抢装潮与2021年海风抢装潮后，2022年中国风电补贴全面退坡，风电装机直接参与平价竞配。通过风机大型化与发电效率提升等路径降本，2021年以来陆上风电已实现平价，中国陆风LCOE达0.2-0.3元/kwh。在IRR维持6%假设下测算，海风LCOE逐渐降至0.45元/kwh左右，部分沿海省份在 地方补贴支持下率先实现平价，推动装机需求释放。 请务必阅读最后一页股票评级说明和免责声明1 行业研究/行业深度分析 2023年1月12日 海风开启高景气周期，聚焦风机大型化与高附加值环节 领先大市-A(首次) 风电行业深度报告 风电 资料来源：最闻 首选股票评级 600072.SH中船科技买入-B 相关报告： 分析师：李孔逸 执业登记编码：S0760522030007邮箱：likongyi@sxzq.com 2022招标放量+长期规划加码+深远海持续推进，海风长景气周期开启。据不完全统计，2022年全年风电招标达到103GW（不含框架招标），其中，陆风招标85.4GW，同比增长66.16%，海风招标17.9GW，同比增长641.6%，计入国电投10.5GW框架项目后，全年招标超110GW，海风招标超28GW。短期内，基于风机交付较招标滞后1年左右，20，23装机业绩兑现的预期确定。在中长期视角，中国“十四五”规划大力提倡海风，2022-2025年规划装机近70GW，以及俄乌战争背景下，欧洲与美国加码海风2030年规划。GWEC调高全球海风装机预期，预计2030年新增装机50.9GW。从海风远景看，受近海风能资源与环保和航线等要求约束，深远海是大势所趋，目前处于示范化建设向商业化过度阶段。海风项目的离岸距离与水深逐步增加将带动海缆和桩基等环节需求上升。 大型化降本叠加原材料降价带动行业盈利改善，关注产业链中高附加值环节。这一轮海风需求放量的内在驱动是大型化风机主导的降本以及上游原材料价格下降，扩大了风电产业链的盈利空间。据此我们研判，具备高集中度和技术壁垒的整机与海缆环节，国产替代轴承环节，以及码头运输资源稀缺的塔筒环节有望通过集中度，壁垒或供需产能等优势获得较高附加值。 重点公司关注：整机环节，关注具有大型风机研发优势，2022年中标量领先，产业链一体化协调较好同时成本控制表现出色的海风整机龙头企业，明阳智能，金风科技，中船科技（如集团风电资产成功注入）；海缆环节，关注具备高壁垒高毛利，竞争格局占优，受益海风高增长与离岸距离扩张的海缆企业，中天科技，东方电缆，亨通光电；组件环节，关注高附加值的轴承与滚子，降本趋势下配套大型化风机推进国产替代的企业，新强联，五洲新春；关注具备自有码头与运输优势，受益深海化趋势的塔筒与桩基供应商，海力风电，大金重工，泰胜风能等。 风险提示：原材料价格波动风险；风电规划与政策变动风险；装机不及预期风险；疫情风险。 目录 1.风电行业：降本增效支撑行业转型，规划驱动需求景气度确定5 1.1行业转为需求导向，降本增效进入平价时代5 1.2风机大型化助推降本，原材料价格走低打开盈利空间8 1.3招标量预示短期装机需求高增，长期规划维持海风高景气周期10 2.产业链：风机大型化降本趋势下，零部件盈利格局分化18 2.1整机：大型化风机利于摊薄CAPEX，关注海风增长弹性18 2.2海缆：直接受益深远海推进，寡头竞争格局利于利润留存21 2.3叶片：盈利能力企稳回升，叶片需求共振风机大型化趋势23 2.4轴承&滚子：关注高端轴承国产替代+大兆瓦配套产能26 2.5塔筒&桩基：竞争格局分散，看好运输与供应优势企业28 3.投资建议：关注海风大型化配套产能与高附加值环节31 4.风险提示32 图表目录 图1：2012-2026e全球新增风电装机情况(GW)5 图2：2010-2021全球各类型能源加权平均LCOE统计(元/kw，1美元≈7人民币换算)6 图3：2017-2021风力发电情况7 图4：2010-2021中国风电成本变化（元/KW，1美元≈7人民币换算）7 图5：国内海风项目各项成本占比8 图6：2020年国际典型海风项目各项成本占比8 图7：2015-2021陆风海风平均单机容量变化（MW）8 图8：2018年9月-2022年9月风电招标价格与钢材综合价格指数(元/kw)9 图9：风电机组制造原材料比例10 图10：2017至2022年中国风机招标与装机统计(GW)11 图11：2027-2031e全球预计新增海风装机情况(GW)13 图12：2021全球海风开发平均离岸距离与深度15 图13：2021中国海风开发平均离岸距离与深度15 图14：风电产业链结构图18 图15：风机采购成本分布（2020）18 图16：2022海缆市场份额情况（截止2022年5月）21 图17：2017-2022Q3主要海缆企业毛利率21 图18：2017-2021叶片企业风电业务毛利率24 图19：2022年风电叶片成本构成25 图20：2018-2021装机量与国产轴承比例情况26 图21：2020风电主轴轴承全球市场份额分布26 图22：塔筒成本构成(2021)28 图23：塔筒原材料成本构成(2021H1)28 图24：2020年塔筒上市公司市场占有率28 图25：塔筒上市公司生产基地分布29 表1：2009-2022陆风海风上网电价变化情况（元）6 表2：沿海省份风电平价成本测算（2021年11月）7 表3：12MW与8MW海风机组降本指标变化率（%）9 表4：国电投10.5GW海上风电项目招标结果11 表5：部分省份风电补贴情况12 表6：沿海省份2022-2025风电新增规划统计（GW）12 表7：我国主要海域深远海风能资源情况14 表8：部分漂浮式风电项目情况统计14 表9：部分省份鼓励深远海开发政策汇总16 表10：我国漂浮式风电平台情况16 表11：2022年11月新招标项目17 表12：2022部分海风中标项目最低单机容量统计19 表13：国内外厂商最大容量海风机型研发情况20 表14：2022部分海缆项目招中标情况统计21 表15：主要叶片供应企业产能与研发情况24 表16：主要轴承企业风电产品研发进展27 表17：2022年主要风电滚子生产企业业务规划28 表18：上市塔筒企业自有码头情况30 表19：关注标的估值信息（截至2023年1月10日，未评级公司采用wind一致预期）31 1.风电行业：降本增效支撑行业转型，规划驱动需求景气度确定 1.1行业转为需求导向，降本增效进入平价时代 抢装潮后风电装机大幅回落，降本增效支撑行业转型。在2020年陆风抢装潮与2021年海风抢装潮之后，2022年风电装机低于预期。2022年1-11月中国风电新增装机总计22.52GW，同比减少218%，海风装机1.99GW，同比减少77%。考虑12月装机增长的高预期，2022年中国新增装机预计约在35-40GW，按中国在全球风电装机市场占比达35-50%估算，全球新增装机约在60-70GW，或将低于GWEC预期。 图1：2012-2026e全球新增风电装机情况(GW) 资料来源：CWEA，GWEC，北极星风力发电网，国家能源局，山西证券研究所 2014-2021年，风电行业主要由国家补贴政策调整主导，呈现周期性抢装潮趋势。2014年国家首次下调风电上网电价后2015年引发抢装潮，当年新增装机30.75GW，同比上涨32.54%。2021年陆风补贴取消，2022海风补贴取消，分别引发陆风、海风抢装潮。2021年，中国海上风电装机创历史新高，新增吊装容量达到14.49GW，同比高增约340%，海风累计装机规模达到26.38GW，主要分布在江苏、广东、浙江、福建、辽宁、山东和上海7省市。 平价前陆风电价接近煤炭发电价格，海风电价降幅显著。根据国家能源局公布的风电补贴时代历年上网价格，2020年陆风退补前，大部分陆风资源区电价已达到0.3-0.4元/kWh，较接近煤电价格，而海风指导价在0.7-0.8元/kwh。风电进入平价竞配时代后，在原有风电发电成本与煤电上网价格差之间的压力下，风电装机的新需求的释放将依靠降本实现。 表1：2009-2022陆风海风上网电价变化情况（元） 陆风资源区 2009-2014 2015 2016-2017 2018 2019 2020 2021之后 Ⅰ 0.51 0.49 0.47 0.40 0.34 0.29 平价 Ⅱ 0.54 0.52 0.50 0.45 0.39 0.34 Ⅲ 0.58 0.56 0.54 0.49 0.43 0.38 Ⅳ 0.61 0.61 0.60 0.57 0.52 0.47 海风 2009-2014 2014-2018 2019 2020 2021 2022之后 近海 特许权招标 0.85 指导价： 0.80 指导价： 0.75 指导价下竞配 平价 潮间带 0.75 不高于陆风 资料来源：国家能源局，北极星电力网，山西证券研究所 全球风电降本成效显著，陆风能源成本最低。2021年欧洲海风LCOE均值达0.455元/KW，陆风LCOE均值达0.294元/KW。中国海风LCOE低于日韩。IRNEA数据显示，从2010到2021，欧洲海风LCOE均值自1.141元/KW降至0.455元/KW，而2021年中国海风LCOE均值为0.553元/KW，居于亚洲前列，较欧洲国家仍有提升空间。2021年中国陆风LCOE均值达到0.196元/KW，已对标国际领先水平。 据IRNEA数据，2021年陆风已经成为全球加权平均LCOE最低的能源，为0.231元/kw。海风加权平均LCOE达到0.525元/kw，风电整体成本已经接近化石能源，全球风电进入平价时代。 图2：2010-2021全球各类型能源加权平均LCOE统计(元/kw，1美元≈7人民币换算) 资料来源：GWEC，IRENA，山西证券研究所 中国海风接近实现平价，需求预期主导新增长。部分省份或将率先实现海风平价，预期IRR在6%左右。根据IRENA数据，中国风电装机成本与LCOE在过去10年间降低明显。据中国电建华东勘测设计研究院测算，距离沿海各省海风达到IRR=6%，所需降幅在6%-25%之间分布，山东，江苏，上海，广东等省份海风LCOE距离煤电价格已经非常接近，有望率先达到平价，由此引发的需求预期主导了未来海风装机的新 增长，开启海风景气周期，实现盈利进一步改善。据金风科技统计，2017-2022H1，风电发电量与风电利用小时数保持上升趋势，同时弃风率逐年走低，消纳比例数据持续增长。 表2：沿海省份风电平价成本测算（2021年11月） 省(市)可研概算水平(元/kW)煤电价格IRR=6%计算 最小电价差(元 (元/kWh) /kWh) LCOE所需降幅 最小造价差(元 /kW) 造价所需降幅 辽宁130000.37490.08322.14%260020.00% 河北135000.3720.09525.54%303022.44% 天津130000.36550.08623.53%274021.08% 山东135000.39490.0256.33%13009.63% 江苏130000.3910.0153.84%10007.69% 浙江145000.41530.0399.39%167011.52% 上海140000.41550.0061.44%1190- 福建150000.3932---- 广东155000.4530.0459.93%14009.03% 广西130000.4207---- 海南130000.4298---- 资料来源：国家能源局，中国电建华东勘测设计院，山西证券研究所 图3：2017-2021风力发电情况图4：2010-2021中国风电成本变化（元/KW，1美元≈7人民币换算） 资料来源：国家能源局，金风科技官网，山西证券研究所