风机出海行业专题：国内风机成本优势突出，打开新兴市场出口空间

全球风电开发集中在中国、欧洲和北美，新兴经济体具有良好的发展潜力。 我国是全球风电第一大国，截至2023年底累计装机达441GW，占全球装机总量的43%。目前全球陆上风电开发集中在中国、欧洲和美洲，海上风电开发集中在中国和欧洲，亚非拉美等新兴经济体区域开发占比很低，但从电力需求和资源禀赋看具有良好的发展潜力。 机组大型化等因素推动风电降本，整机行业集中度稳步提升。机组大型化、核心零部件自研等趋势推动造价下降，数字化、智能化技术促进发电效率提升和运维成本下降。风机中标价格不断走低的背景下，国内头部企业成本优势显著，整机行业集中度稳步提升。 整机业务利润空间收窄，头部企业转向开发风电资源。2022年以来国内风机在技术降本和竞争加剧导致整机业务盈利承压。下游风电开发则受益于成本下降。在加上风电资源作为绿色电力，不仅具有资源属性而且未来隐含绿电溢价，因此风场运营和电站转让单位盈利从单w角度衡量均远高于单w制造盈利能力。风机企业均探索向制造+开发转让双轮驱动的模式转型。 新兴经济体有望成为全球风电高增速市场，未来十年需求持续释放。与发达国家相比，新兴经济体人均GDP处于较低水平，而电力弹性系数更高，未来电力建设需求强劲。包括东南亚、南美、中东、非洲在内的新兴经济体积极推动能源转型，2025年以后对绿色能源的建设需求加快推进，风电也是主要的新增电源。 国内风机成本优势突出，逐步打开新兴市场。我国在叶片、齿轮箱、铸锻件、塔筒、法兰等风电上游环节全球产能占比达70%左右。与海外整机企业相比，国内企业风机价格具有突出优势。例如，由于应用机型、规模优势和造价差异，2023年国内风机均价较海外低50%以上，国产风机正在逐步在海外新兴市场掌握市场主动权。2023年以来中东投资机构大举投资全球新能源资产，拥有品牌美誉度、技术领先及成本优势的国内风机企业有望受益，海外订单将带动整机利润率提升，头部零部件企业也将跟随出海。 风险提示：海外需求不及预期；行业竞争加剧；国际贸易保护加剧；原材料价格上涨。 投资建议：目前全球风电开发主要集中在中欧美市场，新兴经济体开发占比较低，但从未来电力需求、资源禀赋和能源转型等角度看未来具有良好的发展潜力。建议关注受益于海外订单的风机企业和头部零部件企业，包括三一重能、运达股份、金风科技、日月股份、中际联合等。 国内风电行业发展现状 中国是世界风电第一大国。我国风电分为集中式和分散式两类发展模式，当前以集中式为主，截至2023年底我国风电累计装机达到441GW，其中2023年当年新增风电装机75.9GW。截至2023年底我国风电累计装机容量已占全球风电装机容量得43%。而从新增的角度，我国2023年风电新增装机已经占据全球新增容量的65%。 目前全球陆上风电开发主要分部在亚太地区，占比超过50%；欧洲地区占比超过25%，美洲地区占比超过23%。而非洲及中东地区则只有1.13%，是主要大区当中开发规模最少的地区。而全球海上风电方面，亚太地区占比同样高达54%，欧洲地区则几乎包揽了剩余部分，占比高达45.3%，美国占比0.1%，其他区域则暂无海上风电开发。 在亚太地区内部来看，无论陆上风电还是海上风电，都是以中国为主，在亚太陆上风电当中，中国占比84%；在亚太地区海上风电方面，中国占比高达97%。 尽管当前中东、非洲、东南亚和南美的风电开发依然占比极低，但是从资源禀赋和电力需求的角度，亚非拉美等新兴经济体区域，具有积极的发展潜力。 图1：2023年末全球陆风累计装机占比情况（%） 图2：2023年末全球海风累计装机占比情况（%） 图3：2023年末亚太地区陆风累计装机占比情况（%） 图4：2023年末亚太地区海风累计装机占比情况（%） 图5：2019-2023年全球风电新增装机容量（GW） 图6：2024-2028年全球风电新增装机展望（GW） 技术进步推动度电成本持续优化 风电项目造价显著降低主要受益于机组大型化，及核心零部件自研带来的机组单KW成本降低，其中机组大型化是2020年以来度电成本下降的主要驱动因素。回顾历史，即便在补贴时代国内每年风电开发规模低于30GW的时期，技术降本的效果也非常显著。 例如2009-2019年我国风电产业不断以提高发电效率、降低建设和运维成本为核心进行多维度技术创新，以降低度电成本。并依托数字化技术应用、叶片新材料、传感器技术、激光雷达技术、卫星遥感技术和无人机技术的发展应用来最终得以实现，在2019年全球风电新增度电成本已经以年复合降速13%的速度降至0.16元/Kwh。 图7：2000—2022年海上风电项目全球度电成本加权平均值 机组大型化：根据CWEA数据，2023年我国陆上和海上风电平均新增装机容量分别达到5.4MW和9.6MW，较2016年分别增长184%和153%。我们预计，2027年我国陆上和海上风机平均新增装机容量将分别达到7.2MW和13.6MW。 风电机组单机容量不断增大，机组大型化带动单位功率的设备重量得以降低，减少了单机零部件用量，大幅摊薄了风电机组单KW制造成本。据不完全统计，2024年5月陆风风机（不含附属设备）中标含税均价已经低于1300元/KW。根据三一重能测算，2023年风机含税公斤单价降至25元/kg，较2022年的31元/kg下降约19%。 在大型化的极致降本驱动下，风机企业转向平台化、轻量化、集约化生产，核心零部件实现部分自研及自供，规模效应逐步体现，有效摊薄原材料的采购成本并降低零部件的用量。风机大型化有效减少了相同装机容量所需的机位点，节省了塔筒数量、集电线路及相应工程成本，推动风电场配套建设和运维成本的下降。 图8：我国风电新增装机平均单机容量（MW） 图9：陆上风机（不含附属设备）中标价格（含税，元/kW） 软硬件多维度优化，发电效率显著提高 根据《风能杂志》介绍，在初始投资额一定的前提下，提升风电项目的发电量，是降低度电成本的关键途径。伴随着风机向大型化转变，叶片加长、塔筒加高及智慧运维等方式能够有效提升项目发电量，降低度电成本。 叶片：在单机容量相同的机型上应用更长的叶片，扫风面积更大，捕风效率会相应更高，能够有效提升风电机组在中低风速区域的发电能力。 塔筒：我国部分地区风速低，但风切变相对较大，塔筒高度的提升，能显著提高发电量，增加风电场效益。 软件：通过综合运用数字孪生、VR等技术构建“数字风电场”，对大气环境、设备运行、电力输送等建立虚拟模型，有利于依托大数据分析开展集群运行参数优化，助力实现风电产能精准预测，为管理者直观反映风电场运行情况，优化运行控制策略执行，提高风电场发电效率。 实现运维过程智能化管理，降低项目运维费用 风电场的运营，涉及设备监控、运维管理、生产调度、维修和保养，以及数据分析和优化等多项环节。 运维费用的与风电机组的质量和可靠性息息相关。通过智能化监测和控制系统，对风电设备的运行状态进行实时监控和数据分析，可以及时发现和解决潜在的问题，避免设备损坏和停机事故发生。 同时，结合5G无人机、巡检机器人等智能产品远程巡检设备运行情况，有利于在云端对设备运行与环境进行大数据分析，开展预测性维护与备品备件管理，减少设备停机维护带来的损失。 图10：2000—2022年海上风电项目全球度电成本加权平均值 随着我国陆上风电在2021年进入平价发展阶段，加上三北市场在2020年重新进入规模化发展阶段，带动我国风机从单机功率和技术路线上快速迭代，风电平均度电成本大幅下降。根据中国风能协会（CWEA）的数据，我国陆上和海上风电成本均取得了较大的技术降本成果。 陆上风电：2023年我国陆上风电平均度电成本约0.15元/KWh，较2002年的1.5元/KWh下降了88%；预计到2025年，“三北”一、二类风能资源区的度电成本有望降至0.1-0.15元/KWh，中东南部三、四类风能资源区的度电成本有望降至0.2元/KWh。 海上风电：2023年我国海上风电平均度电成本约0.33元/KWh，较2009年的1.3元/KWh下降了74%；预计到2025年，我国近海风电度电成本有望降至0.3元/KWh。 图11：我国陆上风电平均度电成本（元/KWh） 图12：我国海上风电平均度电成本（元/KWh） 风机中标价格不断走低的背景下，头部企业成本优势显著，整机行业集中度稳步提升。2023年，中国风电市场有新增装机的整机制造企业共15家，新增装机容量79.4GW，前5家市场份额合计为73.8%，同比增长1.5pcts.，前10家市场份额合计为98.6%，同比持平。 表1：中国风电整机企业新增装机容量及占比 风机市场发展趋势展望 大型化带来通缩压力，企业多元化经营破局 由于风电产业上游为开放供应链，风机厂商难以形成产能壁垒，同时下游以电力央企为主，采购模式主要为公开招标。因此风机大型化和技术创新带来的制造成本难以在设备端保留，技术红利第一时间通过设备价格下降沉淀到下游。风电产业不断围绕提高发电效率、降低建设和运维成本进行多维度技术创新，取得显著成果。但由于我国电力市场的特殊竞争格局，风机厂商每年巨额的研发投入，绝大多数直接转化为运营商的度电利润增长。 图13：风电产业链 随着大型化技术发展和材料进步，风电机组成本大幅下降，叠加各大风机企业较下游业主议价能力较弱，在份额优先的战略下行业风机中标价格持续走低。受到行业竞争加剧影响，各大风机企业整机业务利润承压。 图14：陆上风机（不含附属设备）中标价格（含税，元/kW） 图15：各企业风电整机业务毛利率（%） 我们测算十四五期间平价风机的制造利润大约在0.15元/W，而持有发电的税前利润为每年0.34元/W，开发转让模式的税前利润为1.6元/W。项目开发转让模式的盈利能力是制造业务的10倍。 我国电力市场的竞争格局，风电项目资源与核准流程的特殊性导致风电场开发的单位价值远超过设备制造，并且依托庞大的供应链协同能力，我国风电设备制造龙头企业对开发资源获取和收益率有极高的主动权。 以金风科技、明阳智能和运达股份为代表的风机制造企业最终将走向制造与开发双轮驱动的发展模式。在国内风电平价时代，持有风电场运营和投资转让模式的单W盈利能力显著强于风机制造销售。之所以形成这样的对比差，主要是由于风电场开发和整体项目的交钥匙工程，更加考验企业前期资源勘探，核准开发、工程管理、资金管理、制造、运营等一系列综合能力，竞争要素更全面，门槛更高。 从开发历史上来说，风机企业有更好的业务经验和融资能力，因此最早涉足下游开发的主要是以金风科技、明阳智能、运达股份、远景能源等风机企业为主。最近5-6年以来越来越多的风塔企业也涉足到风电项目开发。最早以天顺风能为代表，随后天能重工、大金重工的企业也纷纷参与领域。 图16：各企业营业收入构成（亿元） 图17：各企业毛利润构成（亿元） 相较整机业务，风电零部件与材料、风电项目运营等环节的毛利率水平更高，因此各企业均不同程度进行了从上游风机零部件到下游风电项目运营的垂直一体化产业链布局，以产业链协同、多元化经营破局。 风电电站运营及转让业务是风机整机业务向下游的延伸，毛利率显著高于上游制造环节。通过开发投资风电场，待项目建成后，企业可自持运营获取发电收益，或通过项目转让获取资源溢价。 图18：各企业风电电站运营及转让业务收入（亿元） 图19：各企业风电电站运营及转让业务毛利率（%） 图20：2023年底各企业风电在运、在建及2023年新增核准容量（GW） 风机出口前景广阔 挑战与机遇并存，新兴经济体对风电需求强劲 世界各国电力发展现状存在较大的差距。发达国家的人均用量平均超过7000KWh，其中美国超过1.1万KWh。而发展中国家的巴西仅为2500KWh，印度仅为1300KWh，我国全球第二大经济体，人均用电量仍不及日本的人均水平。因此全球发展中国家在人均用电量提升方面存在巨大的空间。 发展中国家的用电量增速更快，2017年-2022年中国、印度、巴西