【国联证券】风电行业2024年度策略迎接周期新阶段,双海助力新成长.pdf

2024-01-24
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1. 复盘与展望:需求阶段性问题改善

1.1 复盘:风电发展核心问题是需求


风电的核心问题是需求,且是需求的阶段性问题。万得风电指数 2023 年下跌 11.5%,跌幅小于电新其他行业。2022Q3 以来,风电行业受海风重点项目开工延缓、 “单 30”政策、海风招标及建设不及预期等不利因素影响,导致产业链的排产交付 与盈利能力不及预期,市场也下调未来国内风电装机预期以及风电企业的盈利预期, 股价表现较弱。23 年 9 月底以来,随着江苏、广东重点海上风电项目审批进度边际 好转,风电需求阶段性问题边际改善,行业触底反弹。


1.2 展望:需求阶段性问题改善,迎接周期新阶段


需求阶段性问题改善,迎接周期新阶段。与电新其他行业不同,风电的装机需求 受政策规划影响相对较强,且资本投资热度相对较低,风电的核心问题在于需求侧。 营收及利润维度,2020 年陆上风电“抢装潮”后,风电需求阶段性下滑,风电企业 进入营收与利润的下行周期;现阶段,历经 2022-23 年的调整,处于五年周期的需求 拐点。资本开支与库存维度,风电行业资本开支增速较为平缓,行业投资力度相对较 低。




展望 2024 年,国内重点海风项目稳步推进是基础,核心催化因素是国内海风招 标回暖,在江苏、广东重点海上风电项目审批进度顺利推进,国内海风招标持续回暖 的背景下,2024-25 年国内海风装机需求确定性增强,有望带动行业估值提升。 着眼当下,也要放眼未来,建议关注出海与深远海产业链。根据 GWEC 预测,海 外陆风与海外海风有望分别于 2024/2025 年起量,国内企业有望凭借更成熟的供应 体系,受益于海外风电需求增长。深远海方面,2024-25 年是国内漂浮式海上风电从 样机试验过渡到小批量商用化的关键阶段,相关企业有望取得订单突破。


2. 供需:装机规模稳步提升,大型化趋势延续

2.1 需求端:国内风电装机规模稳步增长


新增装机规模同比提升,海风装机不及预期。2023 年 1-11 月国内风电累计新增 装机 41.39GW,同比+83.8%,其中 11 月新增 4.08GW,同比+195.7%。国内风电新增装 机规模保持高增长趋势。海风需求不及预期,2023 年前三季度,海风新增装机达 1.43GW,同比仅增长 15%,主要系广东、江苏重点海风项目建设进度延缓。


2021 年以来,风电行业受强装后需求透支、疫情、海风项目延期等不利因素影 响,建设进度不及预期,促使招标量大于新增装机量。根据金风科技与 CWEA 披露, 2021/2022 年国内招标量分别为 54.2/98.5GW,而装机量分别为 47.57/37.63GW,近 两年已招标未装机规模已达 67.4GW。根据我们统计,2023 年风电招标突破 60GW,招 标量与新增装机量的差异扩大。


展望 2024-25 年,随着限制因素逐步解除,2024-25 年风电有望进入加速建设 期,我们预计 2023-26 年国内风电新增装机有望达 61/70/87/87GW,2023-25 年 CAGR 为 19%。


2.2 供给端:大型化趋势延续


风机大型化趋势不改。据 CWEA 披露,2022 年国内新增装机的风机平均功率达 4.5MW,同比提升 28%,其中陆上风机平均功率为 4.3MW,同比提升 38%,海上风机平 均功率为 7.4MW,同比提升 33%。风机大型化有望延续,根据我们统计,以海上风电 为例,2023 年以来国内海上风机中标项目的风机平均功率为 8.6MW,国内海上风机招 标项目的平均功率达 9.8MW。


中标价格处于历史低位。近年来,在风机大型化趋势下,以及风机环节较为激烈 的竞争环节下,国内风机中标价持续走低,2023 年 11 月,陆上风机(含塔筒)中标 价为 1899 元/kW,月环比-5.3%,同比-15.0%;2023 年 9 月,海上风机(含塔筒)中 标价为 3613 元/kW,月环比+0.17%,同比+0.6%。展望未来,在风机大型化趋势下, 国内风机价格或继续下探,进一步降低风电建设成本。




3. 海风:催化积蓄,需求边际向好

2022Q3 以来,风电行业受海风重点项目开工延缓、“单 30”政策、海风招标及建 设不及预期等不利因素影响,导致产业链的排产交付与盈利能力不及预期,市场也下 调未来国内风电装机预期以及风电企业的盈利预期,股价表现较弱。23 年 9 月底以 来,随着江苏、广东重点海上风电项目审批进度边际好转,风电需求阶段性问题边际 改善。


3.1 审批进展可期,需求阶段性问题改善


根据国家能源局发布的《海上风电开发建设管理实施细则》、《海上风电开发建设 管理办法》、《2019 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》、《2020 年风电、光 伏发电项目建设有关事项的通知》,国内省管领域的海上风电开发可划分为 5 个阶段, 分别为规划、竞配、核准、招标、开工。 1)规划:各省级能源主管部门编制海规划,后需上报国家能源局审批。 2)竞配:规划获得批复后,省级能源主管部门开展竞配。 3)核准:中标的企业提交用地用海预审和项目申请报告,核准后两年内需要开 工,有效期经申请可延长一年。 4)招标:开发企业(业主)展开施工服务于设备招标。 5)开工:办理开工手续,主要手续包括环评、通航、用海等。


江苏海风项目稳步推进。截至2022年江苏海上风电累计装机并网规模达11.8GW, 为我国存量第一海风装机省份;2021 年国内海上风电项目国家补贴退出后,受非经 济性因素影响,江苏省 21 年启动竞配的 2.65GW 至今未开工建设。2023 年 9 月下旬 以来,伴随着龙源射阳 1GW 海上风电项目、国信大丰 850MW 海上风电项目、三峡大丰 800MW 海上风电项目相继核准,江苏海风建设有望稳步推进,我们预计江苏存量 2.65GW 有望于 24Q1 末或 24Q2 初开工。


三峡青洲五/六/七以及中广核帆石一/二的航道问题是制约广东海上风电发展 的关键因素,也导致 23 年以来广东地区海上风电招标规模有所下降。


广东海风变化积极。9 月下旬以来,航道问题变化积极,23 年 10 月青洲六项目 的相关供应商启动备货,青洲项目启动设备端招标;23 年 11 月,阳江市发改委发布 青洲五/海上风电场海缆送出工程项目核准前公示、青洲五/七项目提交海域使用论 证书。竞配方面,23 年 10 月,广东省公布 23 年省管 7GW 海风项目竞配结果。综上所述,广东海风短期限制因素有望逐步解除,开工建设或有序推进。


3.2 海风有望进入加速建设期


规划体量突破 50GW,2024-25 年海风建设加速。根据各省十四五新能源装机规 划及相关文件,沿海各省“十四五”期间的海风新增装机规划规模达 57.1W,2021- 22 年我国海风新增装机规模突破 20GW,若根据规划测算,则 2023-25 年国内海风新 增装机需求达 36.4GW。


2023 年国内海上风电新增装机规模约为 5-6GW。2023 年上半年国内海风新增并 网 1.1GW。2021 年后已公布但还未并网的海上风电项目中项目进度符合预期且有可 能在 23 年下半年并网的项目(全容量并网与首批并网)共 18 个,对应项目规模为 6.5GW,考虑到天气等限制海风建设因素,我们预计 23H2 国内海风新增装机规模达 5GW,23 年全年装机规模达 6GW。


国内海风有望进入加速建设期,2023-25 年海风新增装机增速有望达到 68%。现 阶段,在跟踪国内各海风项目进展的基础下,我们认为 24 年国内海风吊装/并网规 模在 10-12GW 的确定性相对较高,现阶段展望 2025 年国内海风装机需求仍较为模糊。 随着审批等不利因素逐步解除,结合现阶段各地区海风项目进展,我们预计 2024-25 年国内海风新增装机有望达 10-12GW/15-17GW,2023-25 年 CAGR 有望 68%。




4. 出海:需求起量,龙头受益

4.1 海外风电建设有望稳步推进


从新增装机规模的份额来看,近两年国内风电市场占全球风电市场比例约为 50%。 根据 GWEC 测算,除中国外的海外地区 2023-26 年陆上风电装机有望达到 38/45/48/55GW,对应 2023-26 年 CAGR 达 13%;海上风电方面,海外地区 2023-26 年 海上风电装机量有望达到 7/6/15/18GW,对应 2023-26 年 CAGR 达 33%。


重点关注欧洲海风中长期市场空间。2020 年 11 月,欧盟委员会宣布将海上风电 装机量从 12GW 增长到 2030 年的 60GW,到 2050 年达到 300GW。2022 年 1 月以来欧洲 多国陆续提速海风规划装机量。根据 GWEC 测算,预计 2022-32 年间欧洲新增海风装 机总计接近 160GW,对应十年 CAGR 达 28%。


4.2 产业链龙头有望受益海外供应缺口


在需求高增的背景下,海外市场本地产能或存在缺口


以欧洲的塔筒/管桩市场为例,根据 Rystad Energy 披露,2022 年欧洲本土塔 筒(陆+海)与管桩产能分别为 210 万吨与 110 万吨,预计欧洲塔筒与管桩需求将分 别于 2026 与 2027 年超过其本地产能。2030 年欧洲塔筒与管桩、供给缺口合计达 299 万吨,考虑到单 GW 塔筒+基础用量在 25-28 万吨左右,则到 2030 年,欧洲塔 筒及基础缺口约达 11GW。


以欧洲海缆市场为例,根据 Rystad Energy 预测 欧洲阵列缆需求到 2030 年有 望接近翻 7 倍,虽然风机大型化减少了同一风场容量下的风机台数,但风机之间的 距离也因此增加;欧洲送出缆需求有望增长 14 倍以上,主要受益于海风项目的离岸 距离增长。供给方面,根据 Rystad Energy 披露, 欧洲本地的海缆产能在 1.5-2 万 公里之间,从竞争格局的角度来看,欧洲厂家竞争格局集中度高,前三厂家主要为 NKT、Nexans、Prysmian 三家公司送出海缆市占率达到 80%。 现阶段,欧洲三大海缆公司(普睿司曼、耐克森、NKT)产能已经全面排满至 2024 年,产能扩张周期为 3-4 年以上,我们预计国内海缆厂商有望凭借 供需缺口、技术 经验入局欧洲市场。




5. 深远海:空间广阔,仍需降本

5.1 开发潜力较大,批量投产可期


政府积极规划,深远海风电空间广阔。国内沿海省市积极出台政策支持国内深远 海风电有序发展,其中广东省于 23 年 6 月启动国内首个国管海域海风项目竞配,广 西、江苏分别于 23 年启动深远海风电项目前期招标。海外方面,多国政府发布漂浮 式风电发展目标,其中美国计划到 2035 年建成 15GW 漂浮式海上风电。


根据 GWEC 披露,全球超过 80%的海上风力资源来自水深超过 60 米的海域,现阶 段我国海上风电的开发建设主要集中在近海海域,随着近海开发资源饱和以及国内 漂浮式技术进步,国内海风正逐步向深远海域发展。根据《中国风电发展路线图 2050》 披露,中国水深 5-50 米海域,100 米高度的海上风能资源开放量为 5 亿千瓦,总面积为 39.4 万平方千米。


国内深远海开发有望从样机示范阶段进入批量投产阶段


海外漂浮式风电发展更早。全球首台漂浮式风机于 2009 年在挪威投运,2009- 2021 年间,葡萄牙、日本、英国、法国、西班牙、韩国、挪威相继投运漂浮式海上风 电项目,海外漂浮式风电已从样机示范阶段过渡到小批量示范风场阶段。


2021 年至今国内深远海风电处于样机示范阶段。2021 年 8 月我国首台漂浮式海 上风机“三峡引领号”完成吊装,标志着我国漂浮式风电进入样机示范阶段, 2023 年,“扶摇号”、“海澜号”等深远海漂浮式样机相继并网发电。 2024-25 年我国深远海风电有望迈入小批量投产阶段。2023 年 12 月,万宁海上 漂浮式项目发布风机中标公告,规划装机容量为 1GW,一期装机规模为 200MW,包括100MW 试验样机工程和 100MW 示范工程,2025 年底全部建成并网;二期工程装机容 量 800MW,计划于 2027 年底建成并网。此次万宁项目是我国首个规模化深远海项目, 也是全球最大商业化漂浮式海上风电项目。


市场空间广阔,2027 年进入加速建设期。根据 GWEC 测算,全球漂浮式风电新增 装机规模有望于 2032 年突破 8GW,2022-32 年 CAGR 有望突破 62%;考虑到漂浮式技 术仍未成熟,且部分国家近海海域风电有待开发,未来 2-3 年为新增装机规模或会 出现波动,预计全球漂浮式风电新增装机有望于 2027 年突破 1GW,进入加速建设期。




5.2 商用化仍需降本


仍有较大降本空间。根据中国电建海风公司董事长闫建国于 2023 年 1 月接受 CWEA 采访时透露,现阶段海外漂浮式海上风电的成本约为 5 万元/kW,国内已下线的 灵台漂浮式样机在 4.8-5 万元/kW 之间,与现阶段国内固定式海风项目造价 1.3-1.5万元/kW 相比,漂浮式海上风电仍有较大降本空间。 以万宁漂浮式海风项目为例,一期工程规模约 0.2GW,预计于 2025 年 10 月建成 并网,目标降本至 2.5 万元/kW;二期工程规模约为 0.8GW,预计于 2027 年建成并网, 目标降低成本至 2 万元/kW 以下。参考万宁漂浮式海上风电项目的降本目标以及并网 时间,国内漂浮式海风项目降本空间在 50%以上,我们预计国内漂浮式海上风电有望 于 2026-2027 年逐步进入商用化阶段。


成本构成发生变化,降低浮体成本是商业化关键。在国内省管海域的海风项目及 固定式海风项目的成本构成中,风机的占比最高,在 30%-40%之间,省管海域的海风 项目平价主要依托于海上风机价格下降;漂浮式海风项目成本构成中,风机的比例下 降明显,根据《加速中国漂浮式风电发展——如何通过英中战略合作来克服关键技术 和供应链瓶颈》披露,风机占漂浮式海风成本比例为 14%,浮式基础成本占比最高, 达到 31%,未来或成为漂浮式海风项目降低建设成本的关键。


现阶段浮体以半潜式、立柱式为主。漂浮式基础可分为立柱式、半潜式、张力腿 式、驳船式,从 CWEA 披露的全球已投运的漂浮式海风项目来看,现阶段全球已投运 的漂浮式海风项目以立柱式与半潜式为主。


降低材料费用是降本关键。漂浮式基础降本核心是降低材料费用,浮式基础的用 钢量较大,根据水电水利规划设计总院发布的《漂浮式海上风电关键技术与发展趋势》 披露,三峡引领号用钢量约为 5500 吨,单位用钢量 1000 吨/MW;海装扶摇号用钢量 3900 吨,单位用钢量为 630 吨/MW,距离国家科技部重点专项中提出的 500 吨/MW 考 核指标还有差距。未来需要持续优化浮式基础结构型式,或使用混凝土、玻璃钢、钢 材和混凝土等复合材料来降低用钢量。


产业链仍在早期阶段,塔筒/管桩企业积极布局。漂浮式基础产业链仍处于早期 阶段,国内现有漂浮式风电基础供应商以造船企业为主,已投运的“引领号”、“扶摇 号”的漂浮式基础分别由惠生海工、黄埔文冲建造。泰胜风能等塔筒企业已有漂浮式 基础的相关产品及技术储备,未来有望成为漂浮式基础领域的主体供应商。



(本文仅供参考,不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息,请参阅报告原文。)


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