风电行业研究看好海风的大型化海风出海和国产替代三条线

　　（报告出品方/作者：天风证券，孙潇雅）1、风电从周期走向成长，核心在于IRR从周期走向成长
　　过去风电发展具有周期性，主要受到政策及补贴的影响，使得上网电价具有周期性 业主开发IRR具有周期性： 2014年国家首次下调风电上网标杆电价后2015年引发抢装潮；2016-2021年为补贴退坡期，陆上风电的标杆 上网电价持续调整，2019年国家再次下调风电上网电价，并公布陆风与海风平价上网时间，引发2020、2021 年抢装潮。
　　IRR与单瓦电价成正比，与弃风率、单瓦投资成本成反比：随着21年陆风平价、22年海风平价，收入端-单瓦 电价稳定，发电效率提高；成本端-大型化&轻量化降低CAPEX。综合发电收入端和成本端，往后看风电项目 IRR，将呈现上升趋势，进而带动装机提升，不再具有周期性，风电有望从周期走向成长。
　　复盘风电估值21年开始大幅提升 原因系风电从周期迈向成长
　　复盘国内风电零部件与设备PE：21年开始大幅提升，尤其是风电零部件，主要受到风电未来装机量及各环节盈利变动的影响。 分环节：风机价格降幅超预期，盈利能力被压缩且尚未见底 PE低于零部件。
　　风电从周期走向成长，核心在于IRR从周期走向成长
　　复盘国内风电装机量及增速：过去风电板块具有明显的周期属性，主要受到政策及补贴的影响。 1）2006-2010年：2004年前，风电尚未成为我国主流发电来源。国家于2005年颁布《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的 通知》要求风电设备国产化率达到70%，自此国内风电企业应运而起，我国新增装机量飞速增长。 2）2011-2015年：随着风电行业的快速扩张，电力消纳匹配能力不足，弃风率较高。国家为提倡风电行业理性发展，加强了对新增 风电项目的审批，行业进入深度调整期。2013年弃风率明显下降，装机量开始回升。 2014年国家首次下调风电上网标杆电价后 2015年引发抢装潮。 3）2016-2021年：补贴退坡期。陆上风电的标杆上网电价持续调整，2019年国家再次下调风电上网电价，并公布陆风与海风平价上 网时间，引发了国内2020年的陆风抢装潮和2021年的海风抢装潮（21年新增装机量下降主要系陆风退补后新增装机近仅31GW）。
　　风电从周期走向成长，核心在于IRR从周期走向成长
　　IRR提升途径1：收入端-单瓦电价稳定，发电效率提高
　　IRR是装机的直接驱动因素。IRR即业主方的收益率，可简单理解为（①发电收入折现-②投入成本折现）/②投入成本折现。简化折现， ①=发电小时数*（1-弃风率）*单瓦电价；②=单瓦投资成本。因此IRR与单瓦电价成正比，与弃风率、单瓦投资成本成反比。过去风电发展具有周期性，主要系IRR具有周期性。随着21年陆风平价、22年海风平价，大型化&风机降价带来风电初始投资成本 ， 往后看风电IRR将呈现上升趋势，进而装机 。预计风电周期属性将逐渐弱化， 逐步迈向成长。 单瓦电价：风电平价后，新核准（备案）的风电项目中央政府不再补贴，上网电价稳定。 发电效率：1）发电量提升，主要源于大叶片、高塔筒，更大的扫风面积及更高的风速，有效增强捕风能力，从而带动发电效率的 提升；2）发改委于2018年底出台清洁能源消纳行动计划（2018-2020年），要求到2020年弃风率控制在5%左右，此后弃风率明显下 降，20-21年稳定在3%，并无抬头趋势。未来随着电网侧智能化+供电侧增加储能，弃风率有望进一步下降。
　　IRR途径2：成本端-大型化&轻量化降低CAPEX
　　单瓦投资成本下降： 风机市场充分竞争带来价格下降：风机占初始投资成本的五成左右， 而自21年下半年以来风机价格持续大幅下降，带动风电初始投资成 本的下降。据中国招投标公共服务平台等的不完全统计，2021年年 初陆风风机（不含塔筒）中标均价为3050元/kw，2022年8月中标均 价1758元/kw（降幅高达42%）。 大型化&轻量化摊薄成本：据我们推算大型化后风机单GW对应塔筒 耗量从73吨/MW降至62吨/MW（降幅15%），叶片从16吨/MW降至 13吨/MW（降幅19%），大型化和轻量化带来成本下降，为风机价格 的下降留出空间；2）风机大型化后，同等装机容量下数量减少，对 应单GW的风机基础安装及施工费用下降。
　　风电从周期走向成长，核心在于IRR从周期走向成长：往后看风电项目IRR，将呈现上升趋势
　　陆风：仅考虑陆风造价下降均为由风机价格下降带来，2021年年初至今陆风风机（不含塔筒）中标均价有约40%的降幅，各类资源区 陆风平价项目IRR基本已经高于此前有补贴降价前的IRR。海风：仅考虑海风造价下降均为由风机价格下降带来，风机报价已经从2020年的7000元/kw降至2022年2月的3500元/kw左右，降幅高 达50%，我们预计海风投资成本仍有下降空间，为即将到来的平价做准备。 因此综合发电收入端和成本端，往后看风电项目IRR，将呈现上升趋势，进而带动装机提升，不再具有周期性。
　　新增装机量：22/23年看海外 国内厂商出海占比提升验证海外装机需求提升
　　铸件、主轴、法兰头部企业日月股份、金雷股份、恒润股份今年以来海外收入占比均出现了明显的环比提升：其中，日月股份2022 年H1的海外收入占比相较于2021年提升6个百分点；金雷股份2022年H1的海外收入占比相较于2021年提升7个百分点；而恒润股份 2022年H1的海外收入占比相较于2021年更是提升了40个百分点。风电企业出口高增验证海外风电装机需求环比提升的趋势。2、行业趋势一：海风需求高增打开海上风机零部件需求空间
　　陆风VS海风：陆风受到土地资源的限制，海风系风电成长性的重要增量：资源储备空间 大且不受土地资源限制
　　陆上风电发展受到土地资源方面的限制：我国陆上风电发展较早、较为成熟，未来发展空间有限。陆风可开发量虽然大，但我国现 已在三北等陆风资源丰厚的地区开发了大量风电场，后续发展可能会受土地资源等因素制约。 海上风电不受土地资源限制，且目前开发量仅占可开发资源的1%，发展可持续性强：相比陆上风电，海上风电具有风资源更好、风 机利用小时更高、适合大规模开发、不占用土地资源、不受地形地貌影响等优势，同时海上风电一般靠近传统电力负荷中心，便于 电网消纳，并且可免去长距离输电的问题，有望迎来快速增长。 据GWEC数据，全球风机轮毂离地高度已从81米增至103米。较高海拔意味着风速更高、可开发风力资源更多。在100米高度上我国 海上可开发风力资源为2254GW，而截至2021年国内海风累计装机量为25GW，约占可开发资源的1.11%。
　　海风系风电成长性的重要增量：政策中长期规划加持，叠加简化流程
　　规划：国内沿海各省出台十四五海上风电相关规划，合 计新增装机量达65GW+；海外各国更多地针对2030年及 之后的中长期海上风电新增装机量做出规划。 流程：国内推动风电项目由核准制调整为备案制，有望 加快海风建设进度；海外各国也陆续出台相应政策加快 海上风电项目的审批进度。
　　行业趋势：海风需求高增打开海上风机零部件需求空间
　　1）海缆-抗通缩明显，离岸距离20~30 50+km，送出海缆ASP 15以下 20+亿元/GW
　　我们预计22-25年国内、海外海风装机量CAGR分别达44%、56%，海风需求高增有望打开成长空间。
　　各环节中海缆受益于海风的弹性最大：对比塔筒、铸件、风机等其他环节既用于陆上风电，又运用于海上风电，海缆仅应用于海上 风电项目，最有望受益于海风的高增速。
　　风场、风机大型化及离岸远海化驱动海缆向高压化、直流化发展，尤其是远海化带来海缆长度的绝对增加，送出海缆ASP提升明显。
　　短期向更高电压等级发展：随着风场及风机大型化，原有输电能力无法满足。更高电压等级的海缆无论从输电能力还是降低总体项 目的投资成本方面均更有优势，海缆高压化成为趋势。 而由此带来的变化：1）以价补量：根据我们测算，量上——66kV阵列海缆相比35kV长度减少30%~40%，价上——66kV海缆采购单千米 造价比35kV海缆提升约36%。同时66kV高附加值将对应更高的毛利以缓解整个海风产业链降本带来的压力；2）竞争格局上，由于高电 压海缆的绝缘工作场强更为集中，绝缘材料的电气性能是提升电压等级的核心挑战，因此技术壁垒提升，利好竞争格局优化。
　　中长期柔直海缆并网占比提升：风场远海化趋势下，柔直海缆相比交流海缆在输送容量及长度方面的优势凸显，同时长距离摊薄柔 直输电系统增加的换流站成本。我们预计中长期柔性直流海缆在远海项目的占比会大幅提升。
　　2）单桩—海力风电：桩基（单桩）扩产较难，预计23年国内桩基市场供不应求
　　桩基（单桩）的单GW用量大概是塔筒的3倍，扩产较难：通过前文可以发现，桩基（单桩）的单GW用量（ 20万吨/GW ）大约是塔 筒的3倍左右，单套桩基的体积、重量较塔筒更大、更重，因此桩基的制造需要更大的厂房。桩基在制造完毕后，在陆上运输起来较 为难，因此厂房需要靠近海边或者码头，制造完毕后避免进行陆上运输。需要更大的厂房+海边（码头边）的土地资源更为稀缺，桩 基（单桩）扩产较难。
　　预计23年国内桩基需求约240万吨：前文我们预测23年国内海风装机需求约12GW，按20万吨/GW的用量计算，预计23年国内单桩需 求在240万吨。
　　23年国内桩基合计有效产能约210万吨，存在30万吨的供需缺口：具体看：大金——约40万吨（山东蓬莱和广东阳江）、海力—— 约50万吨（主要在江苏）、天顺——近30万吨（江苏射阳）；润邦——约20万吨（主要在江苏）；天能和泰胜——合计约30万吨； 我们预计其它非上市企业桩基产能合计在40万吨。若23年国内桩基市场供不应求，预计桩基（单桩）单吨盈利有望较22年提升。
　　3）风机：中标到确认收入周期较长（半年到一年的时间），盈利尚未见底
　　风机从中标到确认收入的周期需要半年到一年的时间，2021年下半年招标价格下降的风机基本体现在2022年下半年的企业收入端。
　　22年风机中标价格： 陆风风机价格基本企稳，预计23Q1-23Q2有望看到盈利低点：1-8月含塔筒风机中标平均价为 2586/2246/2168/2376/2237/2267/2352/2324元/KW，单风机中标平均价为2030/2061/1754/1934/1794/1734/1759/1758元/KW，8 月陆风风机中标价环比基本持平。 海风风机：海上风电公开披露数据较少，且不同项目差异性较大，不便于统计。
　　对23年价格的判断：陆风项目已全面平价，预计明年陆上单风机价格有望维持在1700元/KW左右，海风还有部分地区未平价（预计 明年年初全面平价），海上单风机价格有一定的下行压力。因此我们预计陆风风机单位盈利有望在23Q1-Q2见底，而海风风机单位 盈利尚未见底。
　　4）铸件-金雷股份：锻造主轴在技术方面全球领先（可生产8MW锻造轴承），风机大型化下 仍有10%以上的毛利率提升空间
　　锻造主轴技术和市场份额领先：锻造主轴用于联结风叶轮毂和齿轮箱。公司在锻造主轴领域技术领先，是少有能够生产8MW锻造主 轴产品的公司，同时公司在锻造主轴领域市占率不断提升。
　　基于锻造主轴新工艺，预计陆上8MW以下风机仍适用于锻造主轴： 基于目前尺寸，陆上风机应用的仍然是锻造主轴：目前国内陆上招标项目单机容量以5MW为主，基于锻造工艺所带来的良好力学 性能和较长使用寿命，5MW风机仍适用于锻造主轴。 公司应用空心锻工艺，进一步拓展锻造主轴在大尺寸风机上的应用空间：空心锻工艺可降低锻造主轴重量，从而使得锻造主轴更适 合应用于大兆瓦风机上。风机大型化趋势下，锻造主轴盈利能力有望提升：大尺寸锻造产品的技术难度更高，我们预计大尺寸锻造产品的利润水平将高于小 尺寸产品，因此公司有望借风机大型化趋势提升产品毛利率。
　　5）齿轮箱零部件-广大特材：在风电领域不断拓展业务边界，海上铸件、齿轮箱零部件等 贡献新增量
　　以特钢材料起家，在风电领域不断拓展业务边界：公司以特钢材料起家，已有十余年经验积累；产品以齿轮钢为主，应用于风电、 轨道交通等行业。近年来，公司重点布局风电零部件产品；向平行领域拓展铸件、铸钢件，向下游拓展风电锻件、铸件精加工和齿 轮箱零部件。
　　公司进行业务拓展的的竞争力：生产经验积累、一体化优势及客户资源积累：（1）特钢业务熔炼经验和主轴、法兰等精加工经验， 为拓展铸件、齿轮箱零部件打下基础；（2）一体化优势：原材料自供节省成本：以齿轮箱零部件为例，其原材料是齿轮钢，公司自 产齿轮钢实现原材料自产，从而节省成本；（3）特钢业务积累丰富的客户资源，有望在产品导入速度方面占据优势。3、行业趋势二：出海增量市场 带来新的量和利的 弹性，但各环节由于安装属性强弱导致有所差异
　　1）日月股份：铸件出口难度较低（基于无安装属性+成本优势），公司精加工产能提升 （2023年精加工占比预计提升至近50%）可打开公司铸件产品出口空间
　　出货弹性：精加工产能提升打开出海空间： 过去：铸件出口难度较低，但公司精加工能力不足限制出口：过去公司产品出口收入中占比较少（2019/2020/2021年分别为 13%/9%/10%。铸件不存在安装属性且尺寸较小，同时国内产品具有成本优势，因此出口难度较低。但公司历史上出口占比却相对较 低，原因是海外产品基于性能要求和品控要求，对精加工的需求更高，但公司过去精加工能力较为有限，从而可能限制公司的产品 出口。 22年：伴随新产能投产，预计公司22年精加工产能占比达33%。伴随精加工能力提升，22年上半年，出口收入占公司总收入比重已 达16%，达到历史最高水平。 23年：预计公司2023年精加工产能28万吨，占总产能比例提升到接近50%，可以更好打开公司产品出海空间。
　　2）大金重工：欧洲在海外市场的战略地位重要，大金在欧洲具有独一档的关税优势
　　欧洲海风已进入平价时代，业主开发意愿强，是全球最大的海上风电市场，在海外风电市场中的战略地位最为重要：欧洲地区海上 风电市场发展较早，逐渐成熟，度电成本降至2021年的49欧元/兆瓦时，与其他不可再生能源比成本优势明显。继2018年首个＂零补 贴＂海上风电项目后多个平价项目相应落地，业主开发意愿强，欧洲成为全球最大的海上风电市场，2017-2021年海上风电新增装机 量占海外海风总新增装机量的76%以上。另外，俄乌战争后，欧盟实施了对俄煤炭禁运，推高了欧洲地区天然气价格，海上风电的优 势进一步凸显。4、行业趋势三：国产替代增量市场
　　国产替代：主轴轴承国产替代率低，齿轮箱轴承还未开始国产替代
　　新强联：在主轴轴承的研发和量产上属国内厂商进展最快，引领主轴轴承国产替代。主轴轴承与偏航变桨轴承类似，都属于大型回 转支承，但主轴轴承性能要求更高，公司首先通过偏航变桨轴承产品进入风电行业，后来在主轴轴承上不断研发。公司在上市前已 实现2MW主轴轴承产品出货，是当时国内能够实现主轴轴承量产出货的唯一公司。目前公司已实现5MW、6MW主轴轴承量产出货、 7MW主轴轴承小批量出货，在大尺寸主轴轴承属国内厂商进展最快。
　　长盛轴承：滑动轴承综合性厂商，凭借多年技术储备，有望在齿轮箱滑动轴承替代滚动轴承的趋势下迎来第二增长曲线。齿轮箱滚 动轴承国产化率低且故障率高，而滑动轴承国内外基本并跑，齿轮箱＂以滑代滚＂不仅可以解决轴承＂卡脖子＂的问题，而且可以 降低齿轮箱的成本。滚动轴承与滑动轴承是不同的技术路线，滑动轴承的非标准化程度较高，技术壁垒主要体现在对应不同的应用 领域的各种工况要求，研发对应的材料配方及加工方法。公司抓住风电发展机遇，加大研发力度，对产品进行全面改造升级，以滑 动轴承解决方案满足风力行业对轴承的更多需求。报告节选：
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　　精选报告来源：【未来智库】。