电力设备与新能源行业海风系列专题(一)：欧洲海风建设加速，国内企业扬帆起航

电力设备与新能源 买入维持评级 行业深度研究 海风系列专题（一）：欧洲海风建设加速，国内企业扬帆起航 投资逻辑： 复盘：欧洲海风资源丰富，三十年发展历程中，年度新增装机中枢不断上移。欧洲海风资源开发程度较低，根据世界 银行，欧洲地区潜在固定式海风装机空间约2.3TW，潜在漂浮式海风装机空间约9TW，截至2023年底，欧洲在运海风总规模仅34GW，资源开发利用率不到2%。复盘1990至今约30年欧洲海风发展历史，我们认为欧洲海风历经初始探索、示范项目、政策引导与规模化发展、技术进步与实现平价阶段、绿色能源转型加速阶段5个阶段，每个阶段都伴随着年新增装机中枢的大幅上移，2000-2025年欧洲海风保持高速增长，新增装机CAGR约为35%。 展望：原材料成本、融资利率等制约因素边际向好，项目投资大幅增加，欧洲海风建设进入新一轮增长周期。海风项 目收益率对原材料成本及融资利率较为敏感，受通货膨胀及利率高涨影响，2021-2023年欧洲风电场成本大幅上升，德国2023年实施的海风项目度电成本约为90-95欧分/MWh，较2020年上涨40%-60%，严重影响开发商投资意愿，2022年欧洲仅有0.1GW海风项目获得投资。 我们针对目前欧洲国家主要采用的差价合约及负竞价两种招标模式进行项目建模，测算出2023年典型欧洲海风项目的股权投资回报率约为5%-6%。根据我们测算，在差价合约招标模式下，资本开支下降10%及融资利率下降1pct对项目投资回报率影响分别为1.5、0.7pct；负竞价模式下，资本开支下降10%及融资利率下降1pct对项目投资回报率影响分别为2.0、1.0pct。往后看，我们认为原材料成本下降带来的单位投资降低以及欧洲降息周期开启推动的融资成本减少将逐步修复海风项目的投资回报率，带动存量项目陆续启动，欧洲海风建设有望迎来新一轮增长周期。 供应链：交流缆、单桩存在供需缺口，国内头部企业扬帆出海。1）海缆：输电线路高电压、长距离趋势下海缆扩产 周期从2年拉长至3-4年。欧洲本土海缆企业订单获取以价值量更高的高压直流缆为主，欧洲海风项目加速背景下，交流缆订单有望外溢。具备出海项目业绩国内海缆头部企业有望充分受益。2）单桩：劳动力约束及风机大型化背景下单桩扩产难度加大限制本土企业扩产。欧洲海风装机乐观情景下，2025年开始单桩供给出现紧缺现象，2026年本土单桩产能缺口超10万吨。2022年起，国内企业凭借领先的国际化水平加速获取订单，2024年上半年头部桩基企业海外收入占比超过50%，短期国内海风项目开工不及预期背景下对业绩形成有力支撑。 后续加征关税可能？我们认为当前欧洲海风供应链供需缺口逻辑下加征概率较低。我们复盘了欧盟此前对钢塔征收反 倾销税的始末，发现国内产品对欧洲本土供应商市场份额及价格压力是推动上诉的主要原因。当前欧洲本土海缆及单桩环节无论是财务状况还是市场份额都具备明显优势，供需瓶颈逻辑下后续恶化可能性也相对较小，因此采取此前钢塔协会提出反倾销制裁类似措施概率较低。 投资建议 欧洲海风高速发展，原材料价格及融资成本改善趋势下欧洲海风项目投资有望加快。重点推荐欧洲海风需求高速发展下，本土供应链短缺带来的订单外溢机会，重点推荐：东方电缆，建议关注桩基环节龙头企业。 风险提示 海风项目推进不及预期风险；传统能源价格大幅下降风险；国际贸易风险；汇率波动风险。 内容目录 一、复盘：欧洲海风资源丰富，三十年发展历程年新增装机中枢不断上移5 1.1欧洲海风资源丰富，当前渗透率不到2%5 1.2欧洲海风发展历史回顾：政策演变与技术迭代齐头并进，绿色转型海风装机加速6 二、展望：成本、利率等制约因素边际向好，欧洲海风进入新一轮增长周期10 2.1成本：通货膨胀叠加利率高涨，风电场成本大幅提升10 2.2电网：规划迟滞及审批复杂推迟项目并网时间14 2.3建设条件边际向好趋势明确，项目投资有望逐步加快15 三、供应链：海风建设加速下，交流缆、单桩环节供需矛盾凸显18 3.1海缆：长产能建设周期下供需矛盾凸显，具备海外项目业绩的国产企业有望受益18 3.2单桩：本土企业扩产保守，供需缺口下国际化、本地化领先的国产企业加速出海21 3.3复盘欧盟塔筒反倾销税始末，供需瓶颈逻辑下海缆、单桩惩罚性关税可能性较小23 四、投资建议25 五、风险提示25 图表目录 图表1：欧洲拥有极其丰富的海上风能资源5 图表2：欧洲固定式海风潜在装机容量达2.3TW，漂浮式海风潜在装机容量近9TW5 图表3：2000-2025年欧洲海风新增装机CAGR约为35%6 图表4：1991年丹麦建立世界上第一个海上风电场Vindeby6 图表5：2000s前中期欧洲多国开始投建具备一定规模的海上风电场7 图表6：欧洲出台多项广泛政策推动海风发展7 图表7：欧洲成员国相继出台有力政策推动海上风电业发展7 图表8：大量研发资金及项目需求驱动欧洲海上风机进入单台4MW时代8 图表9：风机大型化趋势叠加规模化降本需求下，欧洲海风场规模也随之提升8 图表10：风机大型化及风电场大型化推动海上风电度电成本迅速下降（欧元/MWh）9 图表11：丹麦海上风电中标价在2015-2016快速下降9 图表12：德国海上风电中标价在2017-2018快速下降9 图表13：荷兰海上风电中标价在2016快速下降9 图表14：英国海上风电中标价在2017快速下降9 图表15：绿色能源转型加速背景下，欧洲海风建设有望加速10 图表16：欧洲各国制定了宏伟的远期海上风电装机目标（单位：GW）10 图表17：利率及资本支出对海风LCOE影响巨大11 图表18：2023年德国海风项目LCOE较2020年增长40%-60%（欧元/MWh）11 图表19：风机及基础分别约占固定式基础海上风电场总资本开支的34%、13%11 图表20：海风场主要原材料中钢铁重量占比约90%12 图表21：能源上涨驱动钢铁等金属中间品价格上升12 图表22：22-23年Vestas新签海风机组单价大幅上涨12 图表23：2022年Vestas毛利率大幅下降12 图表24：21-23年Sif基础单价大幅提升12 图表25：2021-2023年Sif原材料占收入比例大幅提升12 图表26：2022-2023欧洲央行大幅调高欧元区三大基准利率13 图表27：2022年欧洲海上风电项目投资额大幅下降13 图表28：受成本及利率大幅上涨影响，21-23年欧洲海风实际装机规模大幅不及预期14 图表29：截至2Q24，欧洲各国目前有超过500GW的风电项目等待电网接入评估14 图表30：即使成本上涨，德国及英国的海风项目度电成本相较燃气发电成本仍具备优势15 图表31：欧洲天然气价格逐步回落15 图表32：欧洲钢铁价格已回到2021年水平15 图表33：欧洲海风场单位CAPEX有望逐步进入下降通道16 图表34：AR6开标结果中有1.6GW为老项目参与16 图表35：AR6中标后老项目综合CfD价格有所提升16 图表36：德国海上风电双重竞价模式17 图表37：差价合约招标模式下成本项对项目IRR影响17 图表38：CAPEX/贷款利率对项目IRR影响的敏感性测试17 图表39：负竞价模式下成本项对项目IRR影响18 图表40：CAPEX/贷款利率对项目IRR影响的敏感性测试18 图表41：预计2024-2030年欧洲新增海风装机将保持较快增长（GW）18 图表42：2023年NEXANS、NKT、Prysmian在手订单分别同比大幅增加74%/130%/67%19 图表43：海缆长距离、高电压趋势下海缆产能建设周期被显著拉长19 图表44：本轮欧洲高电压等级海缆产能扩产周期均在3-4年左右19 图表45：交流缆往往用于短距离输电，而直流缆则更多应用于长距离输电19 图表46：今年以来欧洲海缆巨头官网披露的海缆中标项目均为长距离、高电压的高压直流产品20 图表47：2Q24NKT在手订单中电网互联占比超过海上风电占比20 图表48：欧洲本土海缆巨头产能勉强满足高压直流海缆需求20 图表49：中天科技及东方电缆中标欧洲海缆项目统计21 图表50：预计欧洲未来海风项目基础仍以单桩为主（GW）21 图表51：假设现有产能规划顺利落地，乐观/悲观情形下预计2025/2029年出现大面积供需缺口21 图表52：截至2023年底，年龄在40岁以上的员工占Sif固定员工总人数的65%22 图表53：2022年以来大金重工收获大量欧洲海风塔桩订单23 图表54：大金重工产品碳足迹大幅低于欧洲本土单桩龙头23 图表55：2021年欧盟对华钢制风塔作出反倾销终裁结果24 图表56：中国钢塔在欧洲市占率不断提升24 图表57：欧洲本土钢塔生产企业产能利用率跌破50%24 图表58：中国钢塔售价大幅低于本土生产钢塔售价24 图表59：本土钢塔企业销售价格低于生产成本24 图表60：欧洲本土单桩龙头Sif产能利用率相对健康25 图表61：Prysmian在手订单持续大幅增长25 一、复盘：欧洲海风资源丰富，三十年发展历程年新增装机中枢不断上移 1.1欧洲海风资源丰富，当前渗透率不到2% 欧洲拥有丰富的海上风能资源。根据NEWA风能资源分布图显示，欧洲区域北海、波罗的海等海域风速资源极其丰富，平均风功率密度在1000W/㎡以上，为海上风电开发创造良好的自然环境条件。 图表1：欧洲拥有极其丰富的海上风能资源 来源：NEWA，国金证券研究所；注：颜色深浅对应风功率密度大小，红色区域代表风功率密度接近1000W/㎡及以上 根据世界银行在2021年的一项研究，欧洲地区潜在固定式海风装机容量达2.3TW，漂浮式海风潜在装机容量近9TW，其中英国、丹麦、挪威等国家海风资源开发潜力较大。截至2023年底，欧洲在运海风总装机规模仅为34GW，对应资源开发利用率仅不到2%。 图表2：欧洲固定式海风潜在装机容量达2.3TW，漂浮式海风潜在装机容量近9TW 国家 固定式海风（GW） 漂浮式海风（GW） 英国 463 1401 丹麦 348 1549 挪威 152 2372 瑞典 228 360 法国 169 454 德国 199 0 荷兰 207 0 芬兰 170 132 爱尔兰 51 553 其他欧洲国家 348 2135 欧洲合计 2334 8956 来源：世界银行，国金证券研究所 1.2欧洲海风发展历史回顾：政策演变与技术迭代齐头并进，绿色转型海风装机加速 欧洲海上风电政策的发展历史可以概括为以下几个阶段：初始探索阶段（1990s）、示范项目阶段（2000s前中期）、政策引导与规模化发展阶段（2000s中后期到2010s初期）、技术进步与实现平价阶段（2010s中后期）、绿色能源转型加速阶段（2020s）。 图表3：2000-2025年欧洲海风新增装机CAGR约为35% 来源：GWEC、WindEurope，国金证券研究所 初始探索阶段（1990s）：1991年，丹麦建立世界上第一个海上风电场Vindeby，开启了欧洲海上风电探索之路。Vindeby风电场由11个450kWBonusEnergy（现为西门子歌美飒）陆用风机结合灯塔基础组成，总装机容量5MW，发电量约12GWh/年，可满足2200个丹麦家庭的年用电量。 图表4：1991年丹麦建立世界上第一个海上风电场Vindeby 来源：WindEurope，国金证券研究所 示范项目阶段（2000s前中期）：随着丹麦风电场Vindeby对海上风电场可行性完成验证，英国、瑞典、荷兰等国家相继推进多个示范项目以测试海风技术并评估其经济可行性。在技术上，不同于Vindeby风电场使用陆用风机及灯塔基础，制造商开始针对海上风机易腐蚀、难维护的特点进行针对性的研发和设备迭代，如丹麦2000年投产的Middelgrunden 海风场，采用的BonusEnergy海风机组使用了耐腐蚀涂装以及玻璃纤维叶片。此外，随着机组大型化持续推进，海风机组也进入单台MW级时代。