风电2024年策略报告：海风迎拐点，业绩+订单或双增

国内陆风：23年预期陆风并网规模在50-55GW，同比大幅增长，装机迎来修复，但三北大基地送出线路仍在建设过程之中，新建项目并网消纳将成为限制性瓶颈；“以大代小”政策正式落地，明确“并网运行超过15年”、“单台机组小于1.5MW”两个鼓励条件，打开风电替换市场，有望带来需求增量，预期2024年陆风装机增速在15-20%。 国内海风：2023年预期国内海风并网规模在6GW左右，若要完成各省十四五规划目标，对应2024-25年海风并网需达30GW，当前存量海风项目加快审批与开工节奏，预计2024年海风开工规模将达到15GW，年内并网在10GW+。此外，2021年国家能源局即表示将出台《深远海海上风电管理办法》并制定全国深远海海上风电规划，十五五期间深远海将成为海上风电开发重要的组成部分，预期相关政策及规划有望在2024年逐步落地，进一步打开海风发展空间。 海外风电：根据全球风能理事会（GWEC）预测，全球风电装机将迎来快速增长，预计到2027年年新增装机将达到157GW，cagr15%。 海风装机未来几年也将高速增长，2023-25年，装机预计分别达到15、17、26GW，其中2024年依托中国市场、2025年依托欧洲市场贡献增量。从2026年开始欧洲海风装机将达到10GW级别，2029年达到20GW级别，欧洲快速增长的海风装机需求，或将带来相关订单（海缆、单桩/导管架）的外溢。此外，2025年开始，亚太地区（除中国）海风装机也将起量，海外市场有望为国内海风产业贡献明显的订单增量。 建议关注海缆龙头厂商东方电缆、中天科技、亨通光电，短期维度受益2024年国内海风建设节奏复苏及新项目招标需求释放，其中广东项目招标复苏，高电压等级海缆（500kv交流及500kv直流）需求占比有望提升，一方面强化龙头海缆厂商市场份额，另一方面也有望抬升盈利能力预期；中期维度，具备出海能力的海缆龙头将受益欧洲海风订单的外溢及东南亚海风订单需求的释放；长期维度，具备高电压等级海缆以及动态缆生产能力的龙头，将受益深远海开发后海缆单位价值量的提升。 建议关注单桩/导管架龙头天顺风能、泰胜风能、海力风电、大金重工，2024年同样受益国内海风需求的复苏，其中导管架国内专业化产能相对稀缺，需求端明年广东、浙江、福建项目均有望放量，弹性相对更优；中期维度，建议重点关注积极布局产品出海的厂商（单桩大金重工、导管架天顺风能），以及具备欧洲制造产能的厂商（天顺风能）。 建议关注漂浮式风电锚链供应商亚星锚链，深远海项目规模开发后有望带来漂浮式渗透率的快速提升，锚链作为增量产品，相关厂商有望充分受益。 风险提示： 各国政策变化；下游需求不及预期；新技术发展不及预期；产业链材料价格波动风险；行业竞争加剧风险。 重点公司盈利预测与投资评级 1国内风电：装机需求复苏，风机价格短期触底 1.1装机：23年风电装机有望高增，以大换小正式落地 2023年1-11月，国内新增风电装机41.4GW（+84%)，单月新增装机4.1GW（+196%）。下半年以来，风电项目集中开工，预期年底将迎来集中并网，全年风电装机规模将达到55-60GW，其中海风装机规模在5-6GW。展望24年，陆风装机在经济性驱动下有望迎来进一步增长，海风方面项目将迎来集中启动，全年装机规模预计提升至8-10GW。 图表1：国内累计新增风电装机规模单位：GW 图表2：国内月度新增风电装机规模单位：GW “以大代小”政策正式落地，打开风电替换市场。2023年6月国家能源局正式印发《风电场改造升级和退役管理办法》，该政策曾于2021年12月发布征求意见稿，各省积极响应，包括宁夏、辽宁、广东、山西、新疆等地均积极开展风电场升级改造示范，规模约4GW，本次政策正式落地有望进一步打开升级改造市场空间。 政策以鼓励并网运行超过15年风电场改造为主。截止2009年底国内风电累计装机规模超过17GW，2024年开始这部分风电场并网时间将陆续超过15年，将贡献明显的改造增量。同时从2010年开始，国内每年新增风电装机规模都在15GW以上，随着风场并网运行时间陆续超过15年，部分项目存在改造需求，带动风电未来新增吊装规模的增长。 图表3：国内风电年度新增及累计装机规模（GW） 除风电场并网运行年限指标外，政策还新增鼓励单台机组小于1.5MW的风电场进行改造升级。根据CWEA统计数据，我国1.5MW以下（不含1.5MW）风机总装机容量约为12GW（截止2015年，累计装机规模145GW，小于1.5MW占比8%），预期该部分小容量机组将率先接受改造。此外，截止2015年底，1.5MW风机占比56%，对应装机容量81GW，后续伴随新机型经济性的进一步提升，也有望进行升级改造。 图表4：截止2015年底不同功率风电机组累计装机容量比例 针对风电场升级改造的经济性；明确在增容改造方面，不影响执行原有补贴电价政策，补贴电量范围内仍执行补贴电价，超出部分电量执行当下平价政策，预期主要以市场化形式进行并网，与现有新增风电项目无异。针对风电场退役：进一步强调并网运行达到设计使用年限的风电场经安全运行评估后符合安全条件的可以继续运营。风电设计使用寿命为20年，考虑到此前建设并网的项目均拥有优质风资源，此次“允许延后退役时间”可进一步盘活存量风电场。 1.2招标：大型化持续推进，风机价格短期触底 23年1-11月国内央国企新增风电招标62.97GW（-23%）。分业主来看，国家能源集团、华能集团、中国电建、华电集团、大唐集团排名前五，1-11月累计招标规模均超5W，蒙能集团在4.4GW。 图表5：2023年1-11月国内风电主机招标规模（MW） 23年1-11月国内海风主机招标8.04GW（-31%）。2022年为国内海风平价第一年，存量项目大多抢在2021年底补贴节点实现开工并网，因而2022年迎来新一轮海风项目释放，招标基数较高。23年1-11月国内海风招标仅8.04GW，同比下降31%，其中山东、海南、福建排名前三，分别为2.65、1.7、1.36GW，构成需求主力，而十四五海风装机大省广东受航道问题影响，项目推进进度不及预期。 图表6：2023年1-11月国内海风主机招标分地区情况（MW） 中标方面：23年1-11月国内中标量约87GW，厂商梯队划分明显。第一梯队主要以金风、远景、三一、运达、明阳为主，市占率分别为22%、15%、14%、14%、12%，海外成为远景重点发力市场，今年以来中标量近5GW，此外，运达海外中标规模也超1GW，金风海外存量订单较多，今年新增海外订单规模相对较小。 图表7：2023年1-11月国内主机中标情况（MW） 海风中标方面，23年1-11月累计中标7.78GW，明阳智能领跑，市占率30%，东方风电凭借海南、福建项目的订单，23年前11月拿单量达到1.8GW（23年全年仅0.7GW），市场份额大幅提升至23%，反超一众老牌海风龙头，份额仅次于明阳。其余主要厂商远景、金风、海装等中标量在1GW附近，此前国内海风风机龙头电气风电23年中标量相对较弱，排名下滑。 图表8：2023年1-11月国内海风主机中标情况（MW） 风机中标价格持续回落。根据金风科技统计，2023年9月风机平均招标下降至1553元/kw，相较去年同期的1808元/kw降幅较大，但从今年年初以来，风机格局趋向稳定，且厂商基本完成技术路线的切换，预计在同一容量机型价格基本趋向稳定，但新增的大容量机型（如8-10MW）由于可以实现进一步降本，预期价格仍将持续下降。 图表9：国内全市场风电整机商风电机组投标均价（元/kw） 风机大型化加速，带动装机经济性持续提升。2022年，国内陆上风电机组平均单机容量为4.29MW,同比增长37.9%,海上风电机组平均单机容量为7. 42M W，同比增长33.4%，大型化进程持续加速，进一步摊薄零部件及建设成本，带动装机经济性提升。 图表10：国内每年新增风电装机单机容量情况（MW） 5MW以上陆上风机占比约为73%，未来有望进一步向6-7MW迈进。2022年，在新增吊装的陆上风电机组中，3.0MW以下、3.0MW至4.0MW新增装机容量比约3.4%、24%，分别同比下降23.5、30.1个百分点，主力装机机型由3MW平台提升至4-5MW平台，其中5MW以上陆上风机占比达到44.9%，2023年主力装机机型有望进一步提升至6MW平台，带动单机容量进一步快速提升。 图表11：2022年陆上不同单机容量风电机组新增装机容量占比 8MW以上海上风机占比约56%，23年主力机型将提升至10MW级别。2022年，新增吊装的海上风机主力机型在8.0MW至9.0MW，新增装机占比达到43.9%。小容量机型在2022年已经快速萎缩，6MW以下占比仅为7.5%，6MW至8MW占比约为36.5%，未来占比也将快速下降。从现有装机情况来看，海风主力装机机型将提升至10MW级别，金风推出的16MW机型已在福建平潭三峡海上风电场成功吊装，刷新已吊装机组的最大单机容量，海上风电大MW进程迎来加速。 图表12：2022年海上不同单机容量风电机组新增装机容量占比 2海上风电：各省持续推动海风建设，24年装机有望高增 2.12023年装机：不及年初预期，全年预计在6GW 23年海风装机在6GW左右。2022年以来，国内海上风电进入平价规模化开发时代，22年处于过渡调整期，海风项目招标规模处于高位，提升市场对于23年海风装机容量预期，但由于国内海风指导性政策（用海政策如“单30”等）及审批环节（军事、航道）存在较大不确定性，导致项目在开发阶段推进进度不及预期，从而影响23年整体装机规模，预计全年装机约6GW，核心装机区域分布在广东、山东、浙江三个有省补的省份。 拆分来看，截止12月中旬，已并网项目规模为2.8GW，其中年初并网项目，主体建设主要在2022年完成；23年内完成主体施工，预计在年底前全容量并网项目为2.7GW；此外，已完成大部分施工，预计在23年底首批并网的项目合计1.4GW。 图表13：2023年国内海风项目并网情况 2.2新项目持续释放，24-25年装机有望加速 政策规划角度：“十四五”海风规划容量近60GW，24-25年海风装机需达到30GW。根据沿海各省发布“十四五”可再生能源发展规划及相关政策，各省“十四五”海风新增装机规划合计在58GW，考虑到21-22年，国内海上风电并网量为16.9、5.05GW，以及23年预期并网规模在6GW，对应则24-25年装机需达到30GW才能完成规划目标。 图表14：沿海各省“十四五”海上风电装机规划（GW） 根据对现有项目的统计，24年潜在海风项目开工规模在16GW左右，其中包括曾受军事审批问题影响的江苏一批次竞配，以及受航道问题影响的阳江项目，浙江、山东海风项目核准推进节奏相对平稳，24年也将贡献较大规模项目开工，海南、广西均在十四五启动海风规划与建设，首批项目的开工与并网预计将得到较大支持。 图表15：2024年潜在开工海上风电项目 除上述预计24年动工项目外，各省存量及增量海风项目体量仍然较大：广东7GW省管海上风电竞配项目正式落地 根据风芒能源消息，10月11日，广东发改委发布《广东省2023年省管海域海上风电项目竞争配置结果的通知》，共包含15个省管海上风电项目，合计7GW，国内主流能源央企及地方能源央企均有参与，具体分布为：包括湛江（徐闻东一、 二）0.7GW、阳江（三山岛一至六）3GW、江门（川岛一二）0.8GW、珠海（高栏一 二）1GW、汕尾（红海湾三五六）1.5GW。 此轮竞配项目规模在30-50万千瓦之间，且同一区域的项目也都分属于不同的开发业主，因而在推动项目核准和用海申请过程中，不会出现已有大体量项目出现的审批流程复杂的问题，同时，相关项目也在积极推进前期工作。当前阳江三山岛大部分项目（合计2.5GW）、汕尾红海湾项目均已启动前期技术服务招标，业主端推进节奏相对较快。同时政