风电专题研究系列一：周期淡化，风电行业成长可期

证券研究报告/行业研究 周期淡化，风电行业成长可期 ——风电专题研究系列一 投资评级:看好(首次) 分析师：吴起涤执业登记编号：A0190523020001wuqidi@yd.com.cn 风电指数与沪深300指数走势对比 30%20%10% 0% -10%-20%-30%-40% 2022/03 2022/08 2023/01 000300.SH 885641.TI 资料来源：同花顺iFinD，源达信息证券研究所 投资要点 “十四五”风电装机规模稳步增长，重点关注海上风电 根据对各省“十四五”规划及碳达峰安排的梳理，内蒙古、甘肃、河北、广东的风电装机目标均超过20GW，我们预计全国在“十四五”期间的风电装机目标将达到320.2GW(新疆、陕西、辽宁和黑龙江四省按现有装机比例估算)，结合21年、22年全国47.6GW、37.6GW的装机数据看，2023-2025年全国年度平均风电装机将超过78.3GW。我们预计2023年国内新增风电装机63.7GW，同比增长69.3%；预计2023年全球新增风电装机100.9GW，同比增长30.0%。随着建设成本快速下降，海风正加速迈入平价阶段，预计2025年国内新增海上风电17.6GW，23-25年复合增长率为50.6%，2025年全球新增海上风电30GW，23-25年复合增长率为50.5%，海上风电快速发展。 历史复盘：补贴政策调整和消纳矛盾是造成行业周期的核心因素 复盘风电行业过去十余年发展，我国风电装机规模持续提升，行业呈现明显的周期性。1）风电装机的周期性很大程度上源于补贴政策的变动。近十年来我国风电行业经历了从固定标杆上网电价到竞价上网，再到平价上网的转变。2）风电消纳也是导致风电装机波动的重要因素。风电消纳的不畅一方面将严重影响项目的收益预期，从而降低投资业主的积极性；另一方面也将导致管控政策与项目审批的收紧。 周期性扰动因素逐步消退，风电行业步入发展新阶段 我们认为未来风电行业的周期性有望明显减弱，成长性则日益凸显。长期来看，我国提出“双碳”目标，能源转型趋势明确；中期来看，风机大型化和项目规模扩大化驱动风电成本持续下降；短期来看，特高压建设持续推进，储能装机规模加速，弃风水平持续下降，风电消纳明显好转。 投资建议 “碳中和”背景下，全球风电需求有望长期维持稳定增长。建议关注成本管控能力强，技术壁垒高，大兆瓦受益环节的公司：1）整机厂商：三一重能、明阳智能、金风科技。2）轴承：长盛轴承。3）海缆：中天科技、东方电缆。 风险提示 政策不及预期风险；风电行业增长不及预期；原材料价格波动风险；风电行业竞争加剧。 请阅读最后评级说明和重要声明 目录 一、历史复盘：周期波动明显，补贴助力行业快速发展4 1.复盘历史，我国风电行业周期性明显4 2.补贴政策调整和消纳矛盾是造成行业周期的核心因素5 二、周期性扰动因素逐步消退，风电行业步入发展新阶段7 1.“双碳”目标正加速，能源转型趋势明确7 2.风机大型化和项目规模扩大化驱动成本持续下降9 3.弃风水平持续下降，风电消纳明显好转13 4.“十四五”能源规划加速，风电装机规模稳步增长15 三、风电赛道高景气，优选整机和核心零部件环节18 1.风电整机：国内整机格局逐渐明朗，重视供应链管控能力18 2.中游零部件：优选技术壁垒高、大兆瓦受益环节20 四、投资建议23 五、风险提示24 图表目录 图1：历年风电新增装机及同比增速5 图2：国内历年风电装机(GW)与弃风情况7 图3：零碳路径能源排放模型9 图4：零碳路径模型能源排放结构图9 图5：风电度电成本变化趋势（美元/kWh）10 图6：陆上风电项目建设成本构成10 图7：海上风电项目建设成本构成10 图8：采用不同单机容量机组的项目投资情况11 图9：2012-2022中国新增陆上和海上风电机组平均单机容量12 图10：全国特高压累计线路长度和输送电量情况13 图11：弃风机理图14 图12：储能装机快速提升14 图13：三北省份弃风率变化情况15 图14：风电产业链18 图15：2022年全球十大风电整机制造新增装机容量19 图16：整机商毛利率情况20 图17：整机商净利率情况20 图18：双馈式风力发电机示意图21 图19：风力发电机主轴轴承单价情况21 图20：风力发电机偏航变桨轴承单价情况21 图21：海缆行业主要公司相关业务营收情况22 图22：海缆行业主要公司相关业务毛利率情况22 表1：历年陆上标杆电价和上网指导价情况(元/kWh)6 表2：风电红色预警省份7 表3：2022年碳中和主要政策梳理8 表4：采用不同单机容量机组的项目经济指标11 表5：风电项目造价的规模效益12 表6：近期部分风电项目招标要求13 表7：31省市“十四五”能源规划15 表8：国内和全球风电装机预测17 表9：2020-2022年风电整机厂商中标的市场份额情况19 表10：海缆行业主要壁垒21 一、历史复盘：周期波动明显，补贴助力行业快速发展 1.复盘历史，我国风电行业周期性明显 复盘风电行业过去十余年发展，我国风电装机规模持续提升，行业呈现明显的周期性。大致可分为以下几个阶段。 2010年前（上行）：2006年国内颁布《可再生能源法》，政策层面全面推动风电行业的发展，这一阶段国内装机基数低，随着国内企业自主创新能力增强，装机增速明显加快，产业链国产化率也近一步提高，2009年国家发布新上网电价政策，开始对风电进行补贴，截至2010年，国内累计装机规模接近30GW。 2011-2012年（下行）：随着风电装机规模的快速提升，弃风现象日益突出，与此同时风机质量问题也开始逐渐显现，风电场大面积脱网事故频发，弃风限电与监管趋紧导致新增装机容量出现明显下滑。 2013-2015年（上行）：弃风现象得到明显改善，与此同时风电上网标杆电价于2015 年迎来首次下调，行业抢装需求旺盛，装机规模大幅提升。 2016-2017年（下行）：抢装后弃风率大幅反弹，2016年国家能源局正式启动风电投资监测预警机制，三北地区主要省份均被列入红色预警地区，风电开发建设暂停，装机规模快速回落。 2018-2020年（上行）：风电消纳情况持续好转，与此同时风电上网电价补贴开始快速退坡，陆上/海上风电分别从2021/2022年起实行平价上网，行业进入大规模抢装期。 2021-2022年（下行）：受到疫情的影响，加之风电补贴退坡，装机量出现下滑。在“碳中和”政策的引领下，伴随着技术降本，平价时代的到来，未来风电行业特征将由成长性将替代周期性。 图1：历年风电新增装机及同比增速 资料来源：国家能源局，中国风电行业协会，源达信息证券研究所 2.补贴政策调整和消纳矛盾是造成行业周期的核心因素 风电装机的周期性很大程度上源于补贴政策的变动。近十年来我国风电行业经历了从固定标杆上网电价到竞价上网，再到平价上网的转变。 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》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，开启我国风电国家补贴的序幕。 2014年国家发改委发布《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)，文件提出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。2015年爆发我国风电行业第一轮抢装潮，根据国家能源局的数据，2015年我国风电新增装机量达到30.8GW，同比增长32.5%。 2019年国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，文件提出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；同时，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，因此在最后的补贴窗口期爆发了第二次风电抢装潮。根据国家能源局的数据，2020年国内风电新增装机量71.7GW，同比增长167.5%。 表1：历年陆上标杆电价和上网指导价情况(元/kWh) 陆上风电海上风电 政策文件政策时间 I类II类III类IV类近海潮间带 发改价格 [2009]1906号 2009/8- 2014年 0.510.540.580.61-- 发改价格 [2014]3008号 2015年 0.490.520.560.610.85 0.75 发改价格 [2014]1216号 2014/6- 2017年 ----0.850.75 发改价格 [2015]3044号 2016-2017 年 0.470.50.540.60.85 0.75 发改价格 [2016]2729号 2018年0.40.450.490.570.850.75 2019年 0.340.390.430.520.8 发改价格 [2019]882号 2020年 0.290.340.380.470.75 通过竞争方式确 定的上网电价，不高于项目所在资源区陆上风电 指导价 资料来源：国家发改委，源达信息证券研究所 风电消纳也是导致风电装机波动的重要因素。风电消纳的不畅一方面将严重影响项目的收益预期，从而降低投资业主的积极性；另一方面也将导致管控政策与项目审批的收紧。 2011-2012年：2011年，在补贴政策的刺激下，国内风电新增装机量高速增长的同时，弃风率快速上行至16.2%，2012年则攀升至17.1%。2012年国家能源局下发《关于规范风电开发建设管理有关要求的通知》，要求“对风电弃风率超过20%的地区，原则上不得安排新的风电项目建设”。随后在多项消纳引导政策出台下，弃风率得到明显改善，2013年弃风率回落至10.7%，我国风电新增装机量逐步回暖。 2016-2017年：经历2015年抢装潮后，弃风率再次攀升至17%的高位，2016年国家能源局开始发布全国风电投资监测预警体系，各地区红色和橙色的预警结果直接影响当年下达的风电开发建设规模。2016年我国风电新增装机量23.4GW，同比降低24%；后续伴随电网外送通道建设等方面的不断完善，投资监测结果逐步转好，我国风电新增装机重回增长。 图2：国内历年风电装机(GW)与弃风情况 80 18% 70 16% 60 14% 50 12% 10% 40 8% 30 6% 20 4% 10 2% 0 0% 2010201120122013201420152016201720182019202020212022 国内风电新增装机(GW) 弃风率 资料来源：国家能源局，中国风电行业协会，源达信息证券研究所 新疆、甘肃、吉林、黑龙江、宁夏 2016年 红色预警省份 年份 表2：风电红色预警省份 2017年新疆、甘肃、吉林、黑龙江、宁夏、内蒙古 2018年新疆、甘肃、吉林 2020年无 2019年新疆、甘肃 资料来源：国家能源局，源达信息证券研究所 二、周期性扰动因素逐步消退，风电行业步入发展新阶段 1.“双碳”目标正加速，能源转型趋势明确 自《京都议定书》签订以来，气候变化成为世界范围内的重要议题。减少温室气体的排放以应对气候变暖成为世界范围内的共识，各大经济体均提出“碳减排”、“碳中和”的目标，如美国、日本和欧盟提出2050年达到碳中和。 我国提出“双碳”目标，走绿色发展的必由之路。2020年9月，第七十五届联合国大会一般性辩论上，习近平总书记代表中国做出承诺——力争于2030年前达到二氧化碳排放峰 值，并努力争取2060年前实现碳中和。这一目标提出后，各相关部委、行业协会、地区相继出台“碳达峰、碳中和”政策，相关工作快速推进。 表3：2022年碳中和主要政策梳理 日期 发布机构 文件 2022/1/24 国务院 《“十四五”节能减排综合工作方案》