风电行业深度报告:全产业链降本赛跑孕育结构性投资机会.docx
《风电行业深度报告:全产业链降本赛跑孕育结构性投资机会.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《风电行业深度报告:全产业链降本赛跑孕育结构性投资机会.docx(57页珍藏版)》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。
1、风电行业深度报告:全产业链降本赛跑孕育结构性投资机会1. 核心观点首先,风电、光伏行业符合“能源转型”大的时代背景。不同时代背景下孕育不同的投资机 会,从行业大方向来看,我们看好以风电、光伏为代表的清洁能源,在双碳目标为指引的背 景下,向主流能源地位转变的趋势。2021 年,风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到 11%左右,该指标未来将逐年提高,意味着未来全社会用电来源里,风、光占比仍有很大提 升空间。目前社会运行中消耗的能源分为两大类:一是以煤炭、石油天然气为代表的的石化能源;二 是以风能、光能、核能和生物质能源为代表的非化石能源。根据国家能源局和金风科技年报 中对政策的梳理,2020
2、年,非化石能源在我国一次能源消费中的占比预计为 15.4%,2025 年, 非化石能源消费占比目标是 20%,国务院关于印发2030 年前碳达峰行动方案的通知,提 出 2030 年非化石能源消费比重达到 25%左右。在政策目标导向下,我国将大力发展新能源, 全面推进风电、太阳能发电大规模开发,加快建设风电和光伏发电基地。在这样的能源转型 大浪潮下,会涌现出一批抓住时代机遇的,优秀的制造业龙头企业。其次,对比风电、光伏行业,我们认为:风机通过大型化方式降本,相较于光伏产业其创新 速度不算极快,但制造端技术诀窍(know-how)的延续性更强,业态及格局相对稳定。风机 依靠大型化增加捕风效率同时摊
3、低单 MW 生产成本,相比于光伏众多颠覆性技术更替带来格 局重塑,风机大型化的创新过程则更多是“渐进式”的改良。以光伏电池片厂商为例看竞争 格局,2011-2020 年行业龙头几经易主,格局颠覆性强。而从风电主机厂份额排名来看,金风 科技自 2011-2020 连续 10 年蝉联龙头,前三大主机厂金风科技、远景能源、明阳智能格局 2016-2020 亦连续 5 年维持相对稳定,产业链相关部分标的或能看长。最后,大型化趋势与主机厂价格竞争双重因素影响下带来全产业链产值通缩,投资机会在全 产业链降本赛跑中孕育而生。本篇聚焦风电行业,通过梳理我国风电产业发展历程,我们认 为,行业经过十多年的发展,从
4、发展驱动力来看,目前阶段已经由政策驱动转变为以市场需 求驱动。在全新发展阶段,降本作为能源装备核心关注点,决定了新能源产业发展节奏。对 风电来说,风机大型化有利于形成“大型化降本放量大型化”的良性循环。 从装机量数据看, 2021 年陆风新增吊装 41.6GW,预计 2025 年新增 60GW(“十四五”年均 新增 65GW,处于 60-70GW 区间,我们假设 2025 年位于区间上限,并减去海风 10GW 装机), 对应 4MW 机型 2021 年招标均价 2500 元/kw,预计 8MW 机型 2025 年招标均价1400 元/kw(不 高于 1500 元/kw),主机环节产值从 202
5、1 年 1040 亿降低到 2025 年 840 亿,CAGR 为-5.2%。 单 MW 主机厂与零部件产值均出现“通缩”,背后的实质是电站运营方、主机厂、零部件厂 商之间向下倒逼进行降本赛跑,不同降本阶段受益环节或将不同。当前市场对于风电行业主要关心两点:一、对装机量的判断;二、成本上行后,对产业链各 环节盈利能力的影响。我们认为:(1)“碳达峰”目标有望提前完成,我们预计“十四五”平价时代年均新增装机有望达到约 65GW(并网口径下推算)。2021 年 10 月,国务院2030 年前碳达峰行动方案提出 2030 年 风光累计并网 1200GW 目标,根据当前公开的各省规划,该目标大概率提前
6、完成。2020 年末, 全国累计风光并网规模 535.2GW,距目标缺口约 664.8GW;根据已明确的 16 省“十四五” 新能源规划累计并网将达到 701.7GW,按 2020 年末 16 省风光合计并网装机规模占全国比重 59.3%计算,预估 2025 年全国风光累计并网规模将达到 1183.1GW,其中新增约 648GW。按 新能源新增装机中风电占比 50%进行粗略估计,十四五期间风电新增并网约 324GW,年均新 增约 65GW。对比 2010-2015 年和 2016-2020 年两个时间段,年均新增装机分别为 20、29GW, 平价时代年均新增装机显著提升。(2)原材料成本上行对
7、产业链盈利能力的影响出现分化。通过对比 2020-2021 年分季度钢材 价格指数和风电产业链毛利率表现,我们认为,塔筒、铸锻件与钢价变动相关性较高,且毛 利率变化有一定延后性。整机厂方面:影响整机厂毛利率的因素较多:价格端受市场竞争 影响,整机厂战略选择分化,价格战发起者压低毛利抢占份额,同样有厂商放弃低价订单; 成本端由品类繁多的零部件决定,2021 年抢装潮后,零部件溢价降低,整机厂供应链成本 压力释放;出货结构优化:陆风、海风交付高峰错期,2021 年高毛利海风设备出货占比提 升;大型化技术升级推动设计优化降本。因此,其毛利率同钢材价格反向变动的季度虽然 较多,但相关性有限。零部件方面
8、:轴承、齿轮箱、塔筒、铸锻件钢材占比极高(以新强联 为例,其主要原材料为钢锭,原材料在轴承和锻件业务成本占比分别为 64%、82%),但塔筒、 铸锻件这类以成本定价的环节同钢价变动相关性更高,主要系产品价格一年一议,往往在年 初确定,不能较好的锚定钢材价格;延后性则是考虑到原材料库存,塔筒、铸锻件不同企业 库存周转天数存在一定差异,基本处于 60-150 天区间(2-5 个月)。2. 政策导向转为市场导向,新增装机有望迈入稳增长阶段过去 20 年,我国风电产业相关政策发生了由支持到限制,到电价补贴调控,再到市场化导 向下引导鼓励为主的明显变化。结合我国风电新增吊装规模的周期性波动,复盘我国风电
9、产 业发展历史,可大致分为以下四个阶段:(1)快速发展期(2004-2010 年):该阶段我国风电产业凭借探索期的技术积累完成了从 1 到 10 的高速发展。国家不断出台一系列鼓励风电开发的政策和法律法规,包括 2005 年颁布的 可再生能源法和 2007 年实施的电网企业全额收购可再生能源电量监管办法,以解决 风电产业发展中存在的障碍,迅速提升风电的开发规模。2004-2010 年,国内风电年新增吊装 由 0.2GW 增长到 18.9GW,累计装机规模由 0.7GW 增长到 44.7GW,复合增速分别达到 114%、 98%。(2)行业调整期(2011 年-2013 年):由于风电“波动性”
10、、“间歇性”的特征及风电场与 电网建设不同步,我国出现明显的弃风限电现象,根据国家能源局信息,2011-2013 年,全国 弃风率分别达到 16%、17%、11%,限电量分别为 100、208、162 亿 Kw/h,同时监管端对项 目的审批也在逐步收紧,综合导致装机量进入低谷期。(3)标杆电价引导期(2014-2020 年):受政策和标杆电价影响,风电新增装机规模波动明显。2014 年:在大气污染防治工作要求下,风电消纳得到更多支持,当年弃风率 8%,达近年 来最低值,新增装机规模达 23.2GW,创历史新高;2015 年:自实行固定电价政策后,国 家发改委首次下调风电标杆上网电价(标杆上网电
11、价=标杆电价+绿电补贴),已核准的风电 项目为实现次年投运,在当年进行抢装,新增吊装、并网同比增速分别达到 33%、66%; 2016 年:能源局建立“风电预警监测制度”,将风能平均利用小时数低于地区设定的最低保 障性收购小时数的新疆、甘肃、宁夏、吉林、黑龙江、内蒙古共 6 个省份列入红色预警,严 格限制新增装机量;2018 年:弃风率连续三年下降回归至 10%以下,风电收益率回升,新 核准的风电推行竞价,各地方及风电开发企业加快了核准与开工进度,进一步刺激行业需求; 2020 年:陆上风机(2018 年底前核准)补贴进入最后窗口期,引发抢装,新增吊装、并网 同比增速分别达到 103%、178
12、%。(4)平价上网期(2021 年至今):2021 年,我国陆上风电正式进入平价时代,海上风电为国 家补贴最后一年,根据彭博新能源数据,我国新增吊装 55.8GW,同比增长 2.5%,其中陆风、 海风分别为 41.6、14.2GW,抢装潮后仍实现正增长,维持较高装机水平。未来,“双碳”目 标指引行业发展的大方向,风电产业迈入以降本为手段,需求为导向的市场化发展阶段,预 计新增装机规模将保持稳定。总结来看:2021 年,我国陆上风电实现平价上网,海上风电也在 2022 年正式进入平价时代, 而在此之前,我国风电新增装机量伴随政策调整呈现一定周期性特征,2015、2020 年行业高 点是由于退补引
13、起的两次“抢装潮”,2012、2017 年行业谷底则是由于严峻的弃风限电现象 导致政策限制新增项目上马。我们判断:在平价时代,我国风电产业发展核心驱动力由政策 导向转为市场竞争导向,预计未来风电年新增装机量有望保持稳定增长。平价时代,新能源发电行业以市场化竞争为导向,其发展节奏取决于三个因素:经济性、可 控性、外部性。(1)经济性(即电站友好):平价时代,无论是风电、光伏、水电、核电还是火电,其供电 侧(上网端)和用电侧(用户端)价格都是平等的。因而对于电站投资方来说,投资回报水 平是其首要考量的目标,即降低电站投资的 LCOE(平准化度电成本),或者说提高电站投资 的 IRR,因此投资光伏、
14、风电等新能源产业链通常需要关注其各产业环节的降本进程,各产业环节乃至更细微的不同技术路径的投资机会,往往在“降本赛跑”中孕育而生。以风电为 例,其降本路径有大型化技术降本、规模效应、供应链降本。(2)可控性(即电网友好):新能源电力发展面临较为严重的电网消纳问题(如“弃风率”、 “弃光率”提升),电网消纳问题的产生的主要原因:新能源发电多具有“随机性”、“波 动性”、“间歇性”等特征,对电力的稳定供应产生冲击;发电高峰时段与用电高峰时段 可能不同步;电站建设与输变电系统等电网配套设施建设节奏往往不同步,且新能源电力 行业前期受政策影响常常出现“抢装潮”,进一步加剧了电网消纳的矛盾。未来随着新能
15、源 大规模、高比例并网的持续推进,势必要强化配套、加配储能等手段削峰填谷进行调节,孕 育新能板块性投资机会。(3)外部性(即环境友好):相比于火电高污染带来明显的负外部性,光伏、风电等新能源 发展更多地带来积极的正外部性,或成为各地方持续推动能源转型的重要考量。我国部分地 区打造的特色的“风电小镇”成为当地特色的旅游风景线,光伏“板上发电、板下种植”模 式下治沙改土,均是电站运营带来直接经济效益以外额外性收益的体现。我们认为未来新能 源电力行业将朝“新能源发电+生态农业+生态旅游+产业扶贫”及更多“新能源+”领域跨 界融合,未来或产生全新的业态与投资机会。3. 双碳目标确定风电行业高天花板,风
16、机大型化带来降本良性循环有望加快产业步伐3.1. 需求驱动力分析:新增与更新需求叠加,四重催化有望推动风电新增装机超 预期市场化竞争驱动新增装机稳增长背景下,我们判断“十四五”期间风电新增装机有望超预期。 风能北京宣言提出在十四五期间需保证风电年均新增装机 50GW,我们认为该预期偏保 守,主要考虑了以下四方面催化:新增需求方面:大型化加速演进,降本与大型化的良性 循环支持新增装机规模稳定增长;地方补贴支持下海风的快速发展;消纳体系逐步完善 背景下,风光大基地的有序推进以及风电下乡行动带来的规划外增量;更新需求方面:老旧 风场进入更新替换期,“十四五”期间更新需求超过 20GW,“扩容更新”下
17、有望带动装机规 模进一步提高。从当前政策角度来看,主要以鼓励支持为主,发电侧主流开发商积极响应中央新能源发展目 标。3 月 29 日,国家能源局最新发布的2022 年能源工作指导意见系统性地提出:加大 力度规划建设以大型风光基地为基础的新能源供给消纳体系,健全可再生能源电力消纳保障 机制;稳妥推动海上风电基地建设;因地制宜组织开展“千乡万村驭风行动”。同时各 大能源集团积极响应中央“十四五末期可再生能源发电装机占比将超过 50%”要求,“十四 五”期间将加速补齐新能源装机占比缺口。3.2. 催化剂一:大型化趋势加速,有望形成全产业链降本良性循环3.2.1. 大型化是风电产业降本核心手段电站端降
18、本平价的最终落脚点在于 LCOE(平准化度电成本),其有三个核心变量:初始投 资、运维成本、发电量。根据大型风电项目平准化成本模型研究,风电 LCOE 是指项目 总成本的最小现值与总净发电量年值之比,其中项目总成本包括初始投资、运维成本、融资 成本以及税费,贴现率 r 根据加权资本成本计算,为全投资 IRR。初始投资:风机机组成本在其中的占比最高。主要包括风机、电气、通讯等设备的采购安 装、工程施工、土地占用、其他管理、利息等费用。初始投资在风电项目全生命周期总成本 中占比较高,根据大型风电项目平准化成本模型研究,某陆上风电场的初始投资在总成 本中的比重约为 70%。其中,又以风机机组价格为核
19、心影响因素,综合远景、金风等头部主 机厂近年招投标项目推算,风机机组占陆上风场初始投资比重约 50%。运维成本:主要包括运行成本、维护成本、报废成本三部分。根据中国可再生能源发展 路线图 2050,运维成本在总成本中的比重约为 15%-25%。发电量:在额定功率一定的条件下,衡量发电量的直观指标为风电利用小时数。根据国家 能源局,2020 年,全国风电平均利用小时数为 2097 小时,相较 2014 年提升 204 小时。2020 年 10 月,能源局等三部委联合印发关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见, 确定风电全生命周期(20 年)利用小时数,其中陆风类和海风年均合理利用小时数分别
20、为 2400,2600 小时。结合政策要求,未来新增风电等效利用小时数将持续提高,除受到消纳影 响外,其他客观影响因素包括地理位臵(风资源条件)、气候变化(大、小风年)、开发设计 (点位布局、减小尾流)、技术进步(利用效率)等。从 LCOE 计算公式来看,要降低 LCOE(平准化度电成本),要么降低分子(初始投资+运维 成本+融资成本+税),要么增大分母(即提高净发电量),而风机大型化满足发电侧降本要求, 是产业降本核心手段:针对设备成本、非设备成本、发电量三方面。(1)降低设备成本:风机招标单价持续降低,系大型化摊薄风机单位容量成本,其背后离 不开产业链联合降本。根据金风科技官网,横向比较来
21、看:2020 年,2.5、3、4MW 风机平均 招标价格分别为 3604、3460、3360 元/kw,随着单机容量提升,单位价格降低,大型化有利 于摊薄成本;纵向比较来看:2021 年,3、4MW 风机平均招标价格进一步降至 2671、2525 元 /kw,分别同比下降 23%、25%,同机型招标单价降低的核心在于整机造价降低,一方面得益 于供应链降本和整机厂的规模化效应;另一方面,也应考虑到供需关系影响,例如:抢装行 情、整机厂价格战等。根据 2022 年一季度公开招标信息,部分陆风项目 5MW 及以上机型报 价基本处于 2000 元/kw 水平以下,最低已达 1500 元/kw; (2)
22、降低非设备成本:大型风机可摊薄非设备成本,具体体现在:在相同装机规模下,大 型化风机台数减少,对应的土地、建设、运维成本减少,从风场建设角度看,根据平价时 代风电项目投资特点与趋势一文中得测算,4MW 风机的土地、基础、安装所需单位成本 较 3MW 级别,分别下降 15.2%、14.7%、13.8%。(3)提高年发电量:大型化风机对应高塔筒和长叶片,有利于提高资源利用率,根据平 价时代风电项目投资特点与趋势一文,以 3MW 机组为例,若叶片加长 5m,扫风面积可增 加 0.81m/kW,年利用小时数可提升 208 小时,在切变为 0.13 的情况下,3MW 机组的塔筒每 增高 5m,年利用小时
23、数可提升 26 小时。3.2.2. 风机大型化势不可挡大兆瓦机型替代势头强劲,陆上新增装机逐步向 3MW 以上切换。根据 CWEA 数据, 2011-2020 年,容量小于 2.5MW 机型占比从 95%下降至 11%,2.5MW 机型从 1%上升到 51%, 3MW+机型从 4%上升到 38%,小兆瓦机型被逐渐替代。2017 年以来,2.5MW 机型从 26% 上升至 51%,CAGR 为 25.18%;3MW+机型从 8%上升至 38%,CAGR 为 67.95%,显示出目 前容量更大的 3MW+机型相对 2.5MW 机型增长性更好、替代势头更强。 新增吊装风机平均容量稳步增长,风机大型化
24、趋势明显。2020 年,国内新增吊装风机平均容 量已达 2.67MW;自 1991 年 0.19MW 起算,新增吊装平均容量 CAGR 为 9.54%、累计吊装平 均容量 CAGR 为 9.63%;预计 2021 年新增吊装风机平均容量约 2.92MW、累计平均容量约 2.05MW,大型化趋势明显。大兆瓦机型加速迭代。以金风科技为例,2005 年,金风 750kW 机型开始销售;2007 年,1.5MW 机型正式开售,并于 2009 年占据 78%销售容量,成为主力机型;2010 年,覆盖 2-3MW 的 2S 平台机型开售,开始了对 1.5MW 机型的逐渐替代;2015 年,覆盖 3.6-4
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 行业 深度 报告 产业链 赛跑 孕育 结构性 投资 机会
限制150内