2022年風電行業(yè)市場現(xiàn)狀分析

1、2022年風電行業(yè)市場現(xiàn)狀分析1.風電：大兆瓦推進，海風 23 年景氣度高2022 年風機招標價格持續(xù)下探，疊加鋼價高位運行，導(dǎo)致行業(yè)盈利承壓。一季 度受疫情、機型換代等多方面因素影響，風電行業(yè)排產(chǎn)低于預(yù)期，導(dǎo)致交付周期 較短的零部件環(huán)節(jié)普遍出現(xiàn)業(yè)績下滑。 4 月中旬后，上游大宗商品松動，鐵礦石、螺紋鋼價格持續(xù)下調(diào)，風機產(chǎn)業(yè)鏈成 本壓力得到邊際緩解。同時，多家整機廠推出新機型，葉片長度不斷打破新紀錄， 標志著風機大型化取得階段性成果。行業(yè)估值具備一定吸引力的前提下，行情轉(zhuǎn) 暖。2.招標數(shù)據(jù)超預(yù)期，整機廠商話語權(quán)提升2020 年底風能北京宣言提出保證“十四五”期間風電年均新增裝機 50GW 以上

2、，GWEC（國際風能協(xié)會）預(yù)計“十四五”期間我國風電年均新增裝機 54GW， 大基地、企業(yè)“十四五”規(guī)劃、度電成本降低等三因素保證新增裝機規(guī)模穩(wěn)健增 長。2022Q1 風電招標量超預(yù)期,預(yù)計全年招標量有望實現(xiàn) 70GW。2022Q1 國內(nèi)風電 招標量約為 24.7GW，同比增加 74%，海上風電 2021Q4-2022Q1 招標量約為 5.4GW，我們預(yù)計 2022 年全年風電招標量為 70GW 以上；裝機量有望達到 60GW，陸上風電約 50GW，海上風電約 8GW。風電今年快速發(fā)展的根本原因在 于風電機組大型化快速降本以及光伏組件價格較高反襯風電更好的經(jīng)濟性，直接 原因在于風光大基地政策帶

3、動。我們認為，風電與光伏的比價優(yōu)勢在 2023 年可 能隨著硅料價格的下降而削弱，但不影響整體行業(yè)的景氣性。平價后向整機商頭部集中但競爭加劇，海風仍有一定技術(shù)和過往業(yè)績壁壘。2020 年陸風搶裝，零部件廠商供需更緊導(dǎo)致整機商的盈利受損較為嚴重，這種趨勢在 2021 開始已經(jīng)發(fā)生變化。一方面，整機龍頭金風科技、遠景能源、明陽智能龍 頭地位穩(wěn)固，二線廠商如三一重能、中車風電進入雖然加劇了競爭，但 TOP10 整機廠未發(fā)生變化，且 CR10 集中度持續(xù)提升，而 CR3 集中度從 2019 年的 63% 下降至 2021 年的 47%。最終共同推動了整體行業(yè)降本，經(jīng)濟性提高，單年裝機 量也實現(xiàn)了較高水

4、平。項目招標中的議價能力同樣會影響公司盈利，陸風平價對整機廠降本壓力較大， 陸風機組大型化已經(jīng)達到較好水平，疊加競爭激烈導(dǎo)致整機全產(chǎn)業(yè)鏈均有較大降 本壓力。整機商更傾向于獲取海上風電項目以實現(xiàn)高收益，同時快速推動海風機 組大型化實現(xiàn)技術(shù)降本。此外，零部件廠商隨產(chǎn)能逐步釋放，競爭加劇盈利下滑， 反而需要整機廠商更多的扶持與帶動，整機廠商的議價能力相對提升，訂單量與 成本成為零部件廠商業(yè)績驅(qū)動的核心因素。獨立或部分獨立招標的海纜、塔筒、 樁基等業(yè)務(wù)受下游議價壓力影響相對較小，盈利能力得以維持。整體上來說，海 風在實現(xiàn)平價過程中，增速快、壁壘相對高、競爭壓力小，產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)業(yè)務(wù)“含 海量”較高的盈利能

5、力相對較好。3.機組大型化提速，海上風電平價可期5 月 5 日，三一重能首支 FB99067 型風電葉片在湖南韶山正式下線，該葉片長 99 米，是目前國內(nèi)已下線的最長的陸上風電葉片（截至當日）。5 月 7 日，運 達股份與中復(fù)連眾舉行 YD110 海上葉片下線儀式，該葉片長 110 米，匹配運達 股份最新發(fā)布的 8-10MW 海上風電機組平臺，由運達股份自主研發(fā)，是目前國 內(nèi)首支成功下線的最長風電葉片（截至當日）。 機組大型化的快速迭代，主機廠商從機組整體性能出發(fā)，往往聯(lián)合葉片廠商，或 獨立進行葉片設(shè)計。從目前的趨勢來看，隨著主機廠商對葉片設(shè)計、制造的逐步 深入，其對上游葉片廠商及全產(chǎn)業(yè)鏈的話

6、語權(quán)逐步增強。大型化趨勢加速，有望進一步降低風機成本與風電發(fā)電成本。我國風電機組大型化趨勢隨著補貼下降和技術(shù)進步持續(xù)加速，2021年陸風平均單機容量已達3.1MW（對比 2011 年 1.5MW 已翻倍）。單機容量提升具有以下優(yōu)勢：單位重量下降（造價更低）、更大掃風面積（全生命周期發(fā)電量更多）、機組數(shù)量需求變少（同容量風電場吊裝及運維單位成本更低）。大型化、國產(chǎn)化帶動項目投資成本下降，運維效率提升帶動收入規(guī)模提升。2021 年以來風電整機招標價格快速下降，技術(shù)方面原因就是大型化帶來成本快速下 降。我們也對陸風項目投資收益進行了敏感性測算， 主要假設(shè)條件如下： 1）假設(shè) 2020 年 4 月開工

7、建設(shè)，2021 年 10 月完工開始運營，運營期 20 年； 2）假設(shè)項目規(guī)模為 50MW，項目靜態(tài)總投資額為 40000 萬元； 3）假設(shè)年發(fā)電小時數(shù)為 2200 小時（容量系數(shù) 0.25），綜合場用電率為 3%， 上網(wǎng)電價為 450 元/MWh；若風機成本從 2200 元/KW 下降至 1760 元/kW（-20%），則 項目 IRR 將從原先的 8.79%提升至 9.93%；若利用小時數(shù)從 2200 小時提升至 2640 小時（+20%），則項目 IRR 將從原先的 8.79%提升至 11.54%。2023-2024 年我國海上風電有望實現(xiàn)多區(qū)域平價。根據(jù)風資源情況的不同，預(yù)計 總投資在

8、 10000-15000 元/KW 的范圍內(nèi)有望實現(xiàn)平價。運維同樣是重中之重， 包括機組可靠性、運維可達性、碼頭配備、智能化手段等。近期海上風電風機價 格 3600 元/kW-4700 元/kW 為主，總投資約 14000-15000 元/kW。 在國補退坡后，地方政府的政策傾斜/補貼支持也將推動海風配套設(shè)施的完善， 同時彌補項目平價壓力，廣東、山東已明確海風省補計劃，浙江臺州出臺征求意 見。降本、海風、出海等發(fā)展趨勢下，整機、海纜、軸承、塔筒環(huán)節(jié)具備潛在投資機 會。 （1）整機 2022 年盈利承壓，但平價后價格趨穩(wěn)、出海規(guī)模提升等因素有望改善盈利能力；（2）海纜成本面臨壓力（成本占比較高），但技術(shù)領(lǐng)先公司 仍有望