兴业证券：即使没有消息刺激，风电行业当前空间又有多大？-韭研公社

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兴业证券：即使没有消息刺激，风电行业当前空间又有多大？

tony2001

中线波段

2021-09-02 14:16:09

风电景气度提升体现在两方面，

1）装机量增：短期来看，上半年全国风电新增装机量 10.84GW，同比+71.5%，同时中电联预测 2021 年新增装机量将达到 50GW，两年 CAGR 为 41.8%，体现出行业高涨的景气度。长期来看，多重政策与行业规划支撑下，“十四五”时期有望保持年化 60GW 的装机增量。

2）经济性提升：在平价上网的条件下，我们基于合理假设对国内风电项目进行经济性测算，大部分省份陆上风电项目全投资 IRR 已达 7%+，海上风电仍为平价在途阶段，部分风能资源禀赋或开发条件较好的地区，将在海风平价化的过程中占据先机。着眼边际，提升经济性的核心在于压低装机成本，其中，风机成本约占 5 成，建安费用约占 2-3 成。风机方面，上轮抢装潮退，产业链供需矛盾大幅缓解，风机价格下行回归至理性区间。建安费用，风机大型化趋势与 EPC 价格下行带来成本下降。

正文

1、风电行业复盘：以往行业周而复始，如今周期属性弱化

1.1、产业链分拆：三大环节构成风电全产业链

风电产业链包含零部件制造、整机制造及配套、风电运营三大环节。具体而言，零部件制造环节包含 1）叶片、2）轮毂等铸件、3）轴承、4）齿轮箱、5）主轴等锻件、6）变流器、7）法兰等主要环节，该环节主要为风机整机制造各类零部件；整机制造及配套环节包含 1）整机制造、2）风机塔筒、3）电缆等主要环节，该环节主要为风机装机环节所需装备，塔筒、电缆配套整机进行安装；风电运营环节则指风电运营商，也即新能源发电业主。

2020 年产业链毛利率对比：下游风电项目运营 > 上游零部件制造 > 中游整机制造及配套。在 2020 年风电行业“抢装潮”的背景下，毛利率方面，1）整机制造及配套环节毛利率承压下滑，在产业链中毛利率最低；2）上游零部件环节厂商则因与中游供需关系较为紧张，普遍维持较高毛利；3）而下游风电运营商则因其运营资产属性以及补贴电价等原因，普遍具有产业链最高的毛利率。

复盘 2015、2020 年两轮风电周期与“抢装潮”，弃风率抬头与电价补贴退坡是导致风电周期形成的主要原因。1）其一，弃风率抬头直接降低项目利用小时数，拉高运营商度电成本，降低项目经济性；2）其二，在我国此前的陆上风电电价政策中，陆风项目的上网电价和项目的核准时间与并网时间直接相关，上网电价为逐年退坡态势，运营商为实现经济效益最大化，会加快政策节点到来前加快项目投资进度，风电下游需求景气度提升，而在上网电价下调后的初期，投资者开发风电项目的热情收到一定的抑制，需求景气度下滑。

立足当下：制约因素消退，周期属性弱化而对比 2015 与 2020 两轮风电景气周期，导致两轮周期形成的因素以及所处行业环境存在较大差异，2015 年景气周期中弃风率下降因素更大，2020 年景气周期中政策节点因素更大。

其一，弃风率方面，2014 年弃风率下降并非风电消纳水平的实际改善的体现。 2014-2015 年风电景气周期经历 2014 年弃风率的低点，装机迅速放量增长，随即2015 年弃风率大幅提升，2016 年新增装机量-51.1%。尽管 2014 年全国弃风率降低 2.7pct 至 8.0%，但同年全国风电利用小时数却与弃风率同步下降，表明对于运营商而言，弃风率的降低实际并未带来经营效益的提高。换言之，此阶段弃风率的表面降低并非由消纳问题的实际改善所导致，更大可能的因素为全年来风量偏低、各地电力上网政策边际调整等方面，但弃风限电问题尚未得到实质性改善。

其二，电价政策方面，若 2018 年前审核的陆上风电项目未于 2020 年底前并网发电，其将承受远高于 2015-2016 年的补贴电价降幅。若风电项目于 2015 年底后并网发电，相较于 2015 年底前并网，I-Ⅳ类区域上网电价将分别降低 0.02、0.02、0.02、0 元/千瓦时，降幅分别为-3.9%、-3.7%、-3.4%、0%；而若项目于 2020 年底后并网发电，相较于 2020 年底前并网，2019 年核准项目四类电价将分别降低0.06、0.06、0.06、0.05 元/千瓦时，降幅分别为-15.0%、-13.3%、-12.2%、-8.8%，2020 年核准项目四类电价将分别降低 0.11、0.11、0.11、0.10 元/千瓦时，降幅分别高达-27.5%、-24.4%、-22.4%、-17.5%。总体而言，在电价分化的时点之前，为获取更大的经营效益，运营商存在抢装赶工的意愿，而更大的电价降幅将加强此种意愿，进而带动风电需求景气周期的到来。

站在当前时点，兴业证券认为驱动风电行业再度步入产业周期循环的因素已渐消退。弃风限电方面，三北地区风电自 2018 年开始大幅改善消纳问题并逐步进行装机解禁，地区装机增长已有所提升，而三北地区弃风率并未同步增长，表明弃风限电对于风电行业的影响已逐步消退；补贴政策方面，若不考虑占比较低的海上风电可能出台的省补政策（2020 年海上风电新增装机占比为 4.2%），陆上风电 202年底后将进入全面平价开发阶段，价格补贴完全退坡，补贴政策的时间节点临近与否或将不再作为左右风电行业发展节奏的影响因素。

2、行业展望：量利齐升，风电景气度上行

2.1、量增：“3060”背景下，规划预计推动风电装机需求保持高增

短期风电年内新增装机或近 50GW，长期装机需求预计保持高增 2021 年内风电装机需求预计同比有所回落，但仍处于历史高位。基于中电联《2021年上半年全国电力供需形势分析预测报告》中的预测，至年底我国并网风电将达到 330GW（2020 年底风电装机量 282.53GW），全年风电新增装机量接近 50GW，预计全年同比-30.9%，较 2019 年两年复合增长 41.8%。此外，据国家统计局统计，2021 年上半年全国风电新增装机量已达 10.84GW，同比+71.5%。相较之下，2015年“抢装潮”过后的 2016 年全年 16.72GW，同比-51.1%，预计全年降幅超出 2021年 20.2pct，表现出 2021 年风电行业高涨的景气度。

宏观层面，“十四五”期间风电有望保持年化 60GW 的装机增量。以能源结构转型的角度来看，“30·60”双碳背景之下，风电光伏为主的非水可再生能源在我国能源结构中的占比预计将持续提高，多重政策与行业规划均支撑风电装机量长期保持高增态势。

其一，国家能源局发布的《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》中明确指出，至 2030 年风电光伏装机总容量将达到 12 亿千瓦以上（约合 1200GW），假设风电光伏装机量相等，则风电装机量将至少达到 600GW，据此推算，2022-2030 年风电装机将至少保持 30GW 的装机规模；

其二，2020 年 10 月北京风能大会中，400 余家风能企业联合发布《北京风能宣言》，保证“十四五”期间年均保证风电新增装机 50GW 以上，2025 年后年均新增风电装机 60GW 以上，至 2030 年装机总量达到 8 亿千瓦（800GW）；

其三，“五大四小”电力央企集团陆续提出“十四五”时期新能源装机规划，依据各集团规划，并假定风电与光伏新增装机量相等，大致可推算出九大集团将至少年化贡献 40-50GW 风电装机增量，考虑地方性中小运营商开展装机，结合“30·60”双碳规划下的压力，央企与地方政府具备大规模开发新能源意愿，兴业证券预计“十四五”期间风电将保持年化 60GW 的装机增量。

宏观层面，“十四五”期间风电有望保持年化 60GW 的装机增量。以能源结构转型的角度来看，“30·60”双碳背景之下，风电光伏为主的非水可再生能源在我国能源结构中的占比预计将持续提高，多重政策与行业规划均支撑风电装机量长期保持高增态势。

其一，国家能源局发布的《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》中明确指出，至 2030 年风电光伏装机总容量将达到 12 亿千瓦以上（约合 1200GW），假设风电光伏装机量相等，则风电装机量将至少达到 600GW，据此推算，2022-2030 年风电装机将至少保持 30GW 的装机规模；

其二，2020 年 10 月北京风能大会中，400 余家风能企业联合发布《北京风能宣言》，保证“十四五”期间年均保证风电新增装机 50GW 以上，2025 年后年均新增风电装机 60GW 以上，至 2030 年装机总量达到 8 亿千瓦（800GW）；

其三，“五大四小”电力央企集团陆续提出“十四五”时期新能源装机规划，依据各集团规划，并假定风电与光伏新增装机量相等，大致可推算出九大集团将至少年化贡献 40-50GW 风电装机增量，考虑地方性中小运营商开展装机，结合“30·60”双碳规划下的压力，央企与地方政府具备大规模开发新能源意愿，兴业证券预计“十四五”期间风电将保持年化 60GW 的装机增量。

海上风电：平价在途，补贴临期+经济性看涨+政策指引，长短期装机或放量

2021 年底为此前海上风电国家补贴的最后时限，若在此时限前未完成并网，将不再享受 0.85/0.80/0.75 元/度的三档补贴电价。因此，2021 年实际为海上风电的抢装之年，叠加风机招标价格的普遍下降与大型机组的逐步上装，海上风电年内预计将提供较为可观的装机增量。其中，依据国家统计局统计，2021 年上半年海上风电新增装机量达 2.13GW，同比+102.0%，2020 年全年新增海上风电装机量3.07GW，2021 年全年新增装机量有望大幅超越 2020 年水平。

展望“十四五”时期，广东、江苏、浙江、山东等多个沿海省份发布了海上风电相关的产业或装机规划，据此可大致推算出四省份 2022-2025 年合计年均贡献约8GW 左右的海上风电装机增量。

2.2、利升：多重因素催化，风电经济性提升

微观层面，风电项目经济性的提高将增强运营商开发意愿，因此风电项目的经济性边际变化为影响风电行业需求景气度的核心因素之一。近年以来，技术进步、EPC 设计优化、供应链成熟等因素的共同催化下，风机成本、风电项目装配成本出现一定程度上的下降，已逐渐具有平价开发吸引力。依据国际可再生能源署IRENA 于 2021 年 6 月发布的《Renewable Power Generation Cost in 2020》报告，2010-2020 年内，陆上风电装机成本下降 31%，成本降幅明显，但相较于光伏发电 81%的装机成本降幅仍有较大前进空间。

风电项目经济性测算：陆上风电全面平价时代已至，海上风电平价在途兴业证券对全国范围内的陆上、海上风电项目进行了经济性测算，具体假设包含：

1）资金结构与综合融资成本：项目 20%的资本金，WACC 为 5%；

2）装机成本：陆上风电方面，基于保守测算，除福建省外，其他地区单位投资成本均假设为 6000 元/千瓦，福建地区因多为沿海陆上风电，建设成本较高，故假设为 7000 元/千瓦；海上风电方面，沿海各省海上风电装机成本均假设为 17000 元/千瓦；

3）等效利用小时数：陆上风电采用各省 2020 年全年风电利用小时数；海上风电参考三峡能源招股书中所披露数据；

4）上网电价：采用 2020 年各省燃煤上网基准价，含增值税；

5）项目与机组装机量假设：陆上风电选用当前主流 4MW 陆上风电机组，项目总装机容量 100MW，共计 25 台发电机组；海上风电选用 8MW 海上风电机组，项目总装机容量 400MW，共计 50 台发电机组；

6）税收优惠：增值税享受即征即退 50%优惠，所得税“三免三减半”政策。

3、装机成本：风机价格处于下行通道，大兆瓦趋势提供降本空间

风机方面，上轮抢装热潮退去，风机价格正处于下行通道。复盘 2020 年风电“抢装潮”：

1）首先于 2019 年出现国内风机招标量显著增长，2019 年全年风机招标量同比+94.6%，风电全产业链供需关系收紧，风机招标价格迅速攀升，至 2019Q4、2020Q1 见顶；

2）此后 2020 年风机招标量同比大幅-52.3%，叠加产业链整体产能提升，产业链供需关系转向宽松，风机招标价格迅速下降。

3）着眼边际，因风电补贴的确定性退坡，以往因电价补贴而出现的抢装现象将不复存在，风电招标量、新增装机量进入平稳区间，因零部件环节短期供需矛盾而产生的整机成本激增情况预计将大幅减少，风机价格回归理性区间。同时风机产业链供应配套能力提高，带来零部件、人工、制造费用等方面的整体性降本，拓宽风机价格下探空间。

机组大型化为近年来风电行业的最主要趋势之一，其一为大功率机组带来的整机降本，其二，大型机组有利于提高在中东部等中低风速地区的风能利用效率，其三为建安成本的降低。

3.1、整机制造：格局持续优化带来话语权提升，关注龙头企业市占率提高与毛利率回升

“抢装潮”之下，龙头市占率下滑，潮退后，龙头市占率回升

1）2020 年风电抢装潮期间，下游运营商装机需求超预期释放，风机整机环节供不应求，龙头企业产能增幅有限，后排非龙头整机厂商大规模释放产能。尽管此类产能所产风机在部分情况下相较于龙头企业所产风机质量稍差，但在 2020 年底补贴电价临期的大背景下，风机供应极度紧缺，因此亦被认作有效产能；2）伴随“抢装潮”退去，装机需求下滑，尽管同样出现非上市中小型整机厂商释放产能低价抢单的情况，但龙头企业市占率于 2021 年上半年显著回升。