風電行業(yè)深度報告全產(chǎn)業(yè)鏈降本賽跑孕育結(jié)構(gòu)性投資機會

風電行業(yè)深度報告：全產(chǎn)業(yè)鏈降本賽跑孕育結(jié)構(gòu)性投資機會1.核心觀點首先，風電、光伏行業(yè)符合“能源轉(zhuǎn)型”大的時代背景。不同時代背景下孕育不同的投資機會，從行業(yè)大方向來看，我們看好以風電、光伏為代表的清潔能源，在雙碳目標為指引的背景下，向主流能源地位轉(zhuǎn)變的趨勢。2021年，風電、光伏發(fā)電量占全社會用電量的比重達到11%左右，該指標未來將逐年提高，意味著未來全社會用電來源里，風、光占比仍有很大提升空間。目前社會運行中消耗的能源分為兩大類：一是以煤炭、石油天然氣為代表的的石化能源；二是以風能、光能、核能和生物質(zhì)能源為代表的非化石能源。根據(jù)國家能源局和金風科技年報中對政策的梳理，2020年，非化石能源在我國一次能源消費中的占比預計為15.4%，2025年，非化石能源消費占比目標是20%，國務院關(guān)于印發(fā)《2030年前碳達峰行動方案的通知》，提出2030年非化石能源消費比重達到25%左右。在政策目標導向下，我國將大力發(fā)展新能源，全面推進風電、太陽能發(fā)電大規(guī)模開發(fā)，加快建設風電和光伏發(fā)電基地。在這樣的能源轉(zhuǎn)型大浪潮下，會涌現(xiàn)出一批抓住時代機遇的，優(yōu)秀的制造業(yè)龍頭企業(yè)。其次，對比風電、光伏行業(yè)，我們認為：風機通過大型化方式降本，相較于光伏產(chǎn)業(yè)其創(chuàng)新速度不算極快，但制造端技術(shù)訣竅（know-how）的延續(xù)性更強，業(yè)態(tài)及格局相對穩(wěn)定。風機依靠大型化增加捕風效率同時攤低單MW生產(chǎn)成本，相比于光伏眾多顛覆性技術(shù)更替帶來格局重塑，風機大型化的創(chuàng)新過程則更多是“漸進式”的改良。以光伏電池片廠商為例看競爭格局，2011-2020年行業(yè)龍頭幾經(jīng)易主，格局顛覆性強。而從風電主機廠份額排名來看，金風科技自2011-2020連續(xù)10年蟬聯(lián)龍頭，前三大主機廠金風科技、遠景能源、明陽智能格局2016-2020亦連續(xù)5年維持相對穩(wěn)定，產(chǎn)業(yè)鏈相關(guān)部分標的或能看長。最后，大型化趨勢與主機廠價格競爭雙重因素影響下帶來全產(chǎn)業(yè)鏈產(chǎn)值通縮，投資機會在全產(chǎn)業(yè)鏈降本賽跑中孕育而生。本篇聚焦風電行業(yè)，通過梳理我國風電產(chǎn)業(yè)發(fā)展歷程，我們認為，行業(yè)經(jīng)過十多年的發(fā)展，從發(fā)展驅(qū)動力來看，目前階段已經(jīng)由政策驅(qū)動轉(zhuǎn)變?yōu)橐允袌鲂枨篁?qū)動。在全新發(fā)展階段，降本作為能源裝備核心關(guān)注點，決定了新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展節(jié)奏。對風電來說，風機大型化有利于形成“大型化—降本—放量—大型化”的良性循環(huán)。從裝機量數(shù)據(jù)看，2021年陸風新增吊裝41.6GW，預計2025年新增60GW（“十四五”年均新增65GW，處于60-70GW區(qū)間，我們假設2025年位于區(qū)間上限，并減去海風10GW裝機），對應4MW機型2021年招標均價2500元/kw，預計8MW機型2025年招標均價1400元/kw（不高于1500元/kw），主機環(huán)節(jié)產(chǎn)值從2021年1040億降低到2025年840億，CAGR為-5.2%。單MW主機廠與零部件產(chǎn)值均出現(xiàn)“通縮”，背后的實質(zhì)是電站運營方、主機廠、零部件廠商之間向下倒逼進行降本賽跑，不同降本階段受益環(huán)節(jié)或?qū)⒉煌?。當前市場對于風電行業(yè)主要關(guān)心兩點：一、對裝機量的判斷；二、成本上行后，對產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)盈利能力的影響。我們認為：（1）“碳達峰”目標有望提前完成，我們預計“十四五”平價時代年均新增裝機有望達到約65GW（并網(wǎng)口徑下推算）。2021年10月，國務院《2030年前碳達峰行動方案》提出2030年風光累計并網(wǎng)1200GW目標，根據(jù)當前公開的各省規(guī)劃，該目標大概率提前完成。2020年末，全國累計風光并網(wǎng)規(guī)模535.2GW，距目標缺口約664.8GW；根據(jù)已明確的16省“十四五”

新能源規(guī)劃累計并網(wǎng)將達到701.7GW，按2020年末16省風光合計并網(wǎng)裝機規(guī)模占全國比重59.3%計算，預估2025年全國風光累計并網(wǎng)規(guī)模將達到1183.1GW，其中新增約648GW。按新能源新增裝機中風電占比50%進行粗略估計，十四五期間風電新增并網(wǎng)約324GW，年均新增約65GW。對比2010-2015年和2016-2020年兩個時間段，年均新增裝機分別為20、29GW，平價時代年均新增裝機顯著提升。（2）原材料成本上行對產(chǎn)業(yè)鏈盈利能力的影響出現(xiàn)分化。通過對比2020-2021年分季度鋼材價格指數(shù)和風電產(chǎn)業(yè)鏈毛利率表現(xiàn)，我們認為，塔筒、鑄鍛件與鋼價變動相關(guān)性較高，且毛利率變化有一定延后性。整機廠方面：影響整機廠毛利率的因素較多：①價格端受市場競爭影響，整機廠戰(zhàn)略選擇分化，價格戰(zhàn)發(fā)起者壓低毛利搶占份額，同樣有廠商放棄低價訂單；

②成本端由品類繁多的零部件決定，2021年搶裝潮后，零部件溢價降低，整機廠供應鏈成本壓力釋放；③出貨結(jié)構(gòu)優(yōu)化：陸風、海風交付高峰錯期，2021年高毛利海風設備出貨占比提升；④大型化技術(shù)升級推動設計優(yōu)化降本。因此，其毛利率同鋼材價格反向變動的季度雖然較多，但相關(guān)性有限。零部件方面：軸承、齒輪箱、塔筒、鑄鍛件鋼材占比極高（以新強聯(lián)

為例，其主要原材料為鋼錠，原材料在軸承和鍛件業(yè)務成本占比分別為64%、82%），但塔筒、鑄鍛件這類以成本定價的環(huán)節(jié)同鋼價變動相關(guān)性更高，主要系產(chǎn)品價格一年一議，往往在年初確定，不能較好的錨定鋼材價格；延后性則是考慮到原材料庫存，塔筒、鑄鍛件不同企業(yè)庫存周轉(zhuǎn)天數(shù)存在一定差異，基本處于60-150天區(qū)間（2-5個月）。2.政策導向轉(zhuǎn)為市場導向，新增裝機有望邁入穩(wěn)增長階段過去20年，我國風電產(chǎn)業(yè)相關(guān)政策發(fā)生了由支持到限制，到電價補貼調(diào)控，再到市場化導向下引導鼓勵為主的明顯變化。結(jié)合我國風電新增吊裝規(guī)模的周期性波動，復盤我國風電產(chǎn)業(yè)發(fā)展歷史，可大致分為以下四個階段：（1）快速發(fā)展期（2004-2010年）：該階段我國風電產(chǎn)業(yè)憑借探索期的技術(shù)積累完成了從1到10的高速發(fā)展。國家不斷出臺一系列鼓勵風電開發(fā)的政策和法律法規(guī)，包括2005年頒布的

《可再生能源法》和2007年實施的《電網(wǎng)企業(yè)全額收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》，以解決風電產(chǎn)業(yè)發(fā)展中存在的障礙，迅速提升風電的開發(fā)規(guī)模。2004-2010年，國內(nèi)風電年新增吊裝由0.2GW增長到18.9GW，累計裝機規(guī)模由0.7GW增長到44.7GW，復合增速分別達到114%、98%。（2）行業(yè)調(diào)整期（2011年-2013年）：由于風電“波動性”、“間歇性”的特征及風電場與電網(wǎng)建設不同步，我國出現(xiàn)明顯的棄風限電現(xiàn)象，根據(jù)國家能源局信息，2011-2013年，全國棄風率分別達到16%、17%、11%，限電量分別為100、208、162億Kw/h，同時監(jiān)管端對項目的審批也在逐步收緊，綜合導致裝機量進入低谷期。（3）標桿電價引導期（2014-2020年）：受政策和標桿電價影響，風電新增裝機規(guī)模波動明顯。①2014年：在大氣污染防治工作要求下，風電消納得到更多支持，當年棄風率8%，達近年來最低值，新增裝機規(guī)模達23.2GW，創(chuàng)歷史新高；②2015年：自實行固定電價政策后，國家發(fā)改委首次下調(diào)風電標桿上網(wǎng)電價（標桿上網(wǎng)電價=標桿電價+綠電補貼），已核準的風電項目為實現(xiàn)次年投運，在當年進行搶裝，新增吊裝、并網(wǎng)同比增速分別達到33%、66%；③2016年：能源局建立“風電預警監(jiān)測制度”，將風能平均利用小時數(shù)低于地區(qū)設定的最低保障性收購小時數(shù)的新疆、甘肅、寧夏、吉林、黑龍江、內(nèi)蒙古共6個省份列入紅色預警，嚴格限制新增裝機量；④2018年：棄風率連續(xù)三年下降回歸至10%以下，風電收益率回升，新核準的風電推行競價，各地方及風電開發(fā)企業(yè)加快了核準與開工進度，進一步刺激行業(yè)需求；

⑤2020年：陸上風機（2018年底前核準）補貼進入最后窗口期，引發(fā)搶裝，新增吊裝、并網(wǎng)同比增速分別達到103%、178%。（4）平價上網(wǎng)期（2021年至今）：2021年，我國陸上風電正式進入平價時代，海上風電為國家補貼最后一年，根據(jù)彭博新能源數(shù)據(jù)，我國新增吊裝55.8GW，同比增長2.5%，其中陸風、海風分別為41.6、14.2GW，搶裝潮后仍實現(xiàn)正增長，維持較高裝機水平。未來，“雙碳”目標指引行業(yè)發(fā)展的大方向，風電產(chǎn)業(yè)邁入以降本為手段，需求為導向的市場化發(fā)展階段，預計新增裝機規(guī)模將保持穩(wěn)定?？偨Y(jié)來看：2021年，我國陸上風電實現(xiàn)平價上網(wǎng)，海上風電也在2022年正式進入平價時代，而在此之前，我國風電新增裝機量伴隨政策調(diào)整呈現(xiàn)一定周期性特征，2015、2020年行業(yè)高點是由于退補引起的兩次“搶裝潮”，2012、2017年行業(yè)谷底則是由于嚴峻的棄風限電現(xiàn)象導致政策限制新增項目上馬。我們判斷：在平價時代，我國風電產(chǎn)業(yè)發(fā)展核心驅(qū)動力由政策導向轉(zhuǎn)為市場競爭導向，預計未來風電年新增裝機量有望保持穩(wěn)定增長。平價時代，新能源發(fā)電行業(yè)以市場化競爭為導向，其發(fā)展節(jié)奏取決于三個因素：經(jīng)濟性、可控性、外部性。（1）經(jīng)濟性（即電站友好）：平價時代，無論是風電、光伏、水電、核電還是火電，其供電側(cè)（上網(wǎng)端）和用電側(cè)（用戶端）價格都是平等的。因而對于電站投資方來說，投資回報水平是其首要考量的目標，即降低電站投資的LCOE（平準化度電成本），或者說提高電站投資的IRR，因此投資光伏、風電等新能源產(chǎn)業(yè)鏈通常需要關(guān)注其各產(chǎn)業(yè)環(huán)節(jié)的降本進程，各產(chǎn)業(yè)環(huán)節(jié)乃至更細微的不同技術(shù)路徑的投資機會，往往在“降本賽跑”中孕育而生。以風電為例，其降本路徑有大型化技術(shù)降本、規(guī)模效應、供應鏈降本。（2）可控性（即電網(wǎng)友好）：新能源電力發(fā)展面臨較為嚴重的電網(wǎng)消納問題（如“棄風率”、“棄光率”提升），電網(wǎng)消納問題的產(chǎn)生的主要原因：①新能源發(fā)電多具有“隨機性”、“波動性”、“間歇性”等特征，對電力的穩(wěn)定供應產(chǎn)生沖擊；②發(fā)電高峰時段與用電高峰時段可能不同步；③電站建設與輸變電系統(tǒng)等電網(wǎng)配套設施建設節(jié)奏往往不同步，且新能源電力行業(yè)前期受政策影響常常出現(xiàn)“搶裝潮”，進一步加劇了電網(wǎng)消納的矛盾。未來隨著新能源大規(guī)模、高比例并網(wǎng)的持續(xù)推進，勢必要強化配套、加配儲能等手段削峰填谷進行調(diào)節(jié)，孕育新能板塊性投資機會。（3）外部性（即環(huán)境友好）：相比于火電高污染帶來明顯的負外部性，光伏、風電等新能源

發(fā)展更多地帶來積極的正外部性，或成為各地方持續(xù)推動能源轉(zhuǎn)型的重要考量。我國部分地區(qū)打造的特色的“風電小鎮(zhèn)”成為當?shù)靥厣穆糜物L景線，光伏“板上發(fā)電、板下種植”模式下治沙改土，均是電站運營帶來直接經(jīng)濟效益以外額外性收益的體現(xiàn)。我們認為未來新能源電力行業(yè)將朝“新能源發(fā)電+生態(tài)農(nóng)業(yè)+生態(tài)旅游+產(chǎn)業(yè)扶貧”及更多“新能源+”領域跨界融合，未來或產(chǎn)生全新的業(yè)態(tài)與投資機會。3.雙碳目標確定風電行業(yè)高天花板，風機大型化帶來降本良性循環(huán)有望加快產(chǎn)業(yè)步伐3.1.需求驅(qū)動力分析：新增與更新需求疊加，四重催化有望推動風電新增裝機超預期市場化競爭驅(qū)動新增裝機穩(wěn)增長背景下，我們判斷“十四五”期間風電新增裝機有望超預期?！讹L能北京宣言》提出在十四五期間需保證風電年均新增裝機50GW，我們認為該預期偏保守，主要考慮了以下四方面催化：新增需求方面：①大型化加速演進，降本與大型化的良性循環(huán)支持新增裝機規(guī)模穩(wěn)定增長；②地方補貼支持下海風的快速發(fā)展；③消納體系逐步完善背景下，風光大基地的有序推進以及風電下鄉(xiāng)行動帶來的規(guī)劃外增量；更新需求方面：老舊風場進入更新替換期，“十四五”期間更新需求超過20GW，“擴容更新”下有望帶動裝機規(guī)模進一步提高。從當前政策角度來看，主要以鼓勵支持為主，發(fā)電側(cè)主流開發(fā)商積極響應中央新能源發(fā)展目標。3月29日，國家能源局最新發(fā)布的《2022年能源工作指導意見》系統(tǒng)性地提出：①加大力度規(guī)劃建設以大型風光基地為基礎的新能源供給消納體系，健全可再生能源電力消納保障機制；②穩(wěn)妥推動海上風電基地建設；③因地制宜組織開展“千鄉(xiāng)萬村馭風行動”。同時各大能源集團積極響應中央“十四五末期可再生能源發(fā)電裝機占比將超過50%”要求，“十四五”期間將加速補齊新能源裝機占比缺口。3.2.催化劑一：大型化趨勢加速，有望形成全產(chǎn)業(yè)鏈降本良性循環(huán)3.2.1.大型化是風電產(chǎn)業(yè)降本核心手段電站端降本平價的最終落腳點在于LCOE（平準化度電成本），其有三個核心變量：初始投資、運維成本、發(fā)電量。根據(jù)《大型風電項目平準化成本模型研究》，風電LCOE是指項目總成本的最小現(xiàn)值與總凈發(fā)電量年值之比，其中項目總成本包括初始投資、運維成本、融資成本以及稅費，貼現(xiàn)率r根據(jù)加權(quán)資本成本計算，為全投資IRR。①初始投資：風機機組成本在其中的占比最高。主要包括風機、電氣、通訊等設備的采購安裝、工程施工、土地占用、其他管理、利息等費用。初始投資在風電項目全生命周期總成本中占比較高，根據(jù)《大型風電項目平準化成本模型研究》，某陸上風電場的初始投資在總成本中的比重約為70%。其中，又以風機機組價格為核心影響因素，綜合遠景、金風等頭部主機廠近年招投標項目推算，風機機組占陸上風場初始投資比重約50%。②運維成本：主要包括運行成本、維護成本、報廢成本三部分。根據(jù)《中國可再生能源發(fā)展路線圖2050》，運維成本在總成本中的比重約為15%-25%。③發(fā)電量：在額定功率一定的條件下，衡量發(fā)電量的直觀指標為風電利用小時數(shù)。根據(jù)國家能源局，2020年，全國風電平均利用小時數(shù)為2097小時，相較2014年提升204小時。2020年10月，能源局等三部委聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》，確定風電全生命周期（20年）利用小時數(shù)，其中陸風Ⅰ類和海風年均合理利用小時數(shù)分別為2400，2600小時。結(jié)合政策要求，未來新增風電等效利用小時數(shù)將持續(xù)提高，除受到消納影響外，其他客觀影響因素包括地理位臵（風資源條件）、氣候變化（大、小風年）、開發(fā)設計

（點位布局、減小尾流）、技術(shù)