碳达峰碳中和系列研究之风电制造篇：风电市场向好，深耕产业链经营-招商银行.pdf-solarbe文库

资源描述：

[Table_Yemei0] 行业研究 · 深度报告2022年12月15日[Table_Title1]碳达峰碳中和系列研究之风电制造篇风电市场向好，深耕产业链经营[Table_summary1]■ 风电新增装机空间广阔，未来全球风电市场增量主要看中国。 2021 年全球风电发电量占比为 6.6，预计 2030 年该比重或将达到 21左右。国内风电新增装机占电源装机结构比重在 27，随着风电度电成本持续降低，未来风电新增装机规模提升空间广阔。预计未来国内风电新增装机占全球比重会在40以上，未来增量市场主要看中国。■ 国内风电新增装机迈入平稳增长阶段，后市场增速快。国内陆上风电基本实现平价上网，在经济性驱动下陆风装机有望稳步增长，保守预计 “ 十四五 ”期间国内陆风年均装机容量在 50GW 左右，未来 3 年 CAGR 在 14以上。国内海风国补取消地补接力，未来海风仍有较大降本空间助力实现全面平价上网。 2022 年海风经过去年抢装潮之后短期面临回调压力，根据国内主要地区海风规划情况，保守预计 “ 十四五 ” 期间国内海风年均新增装机规模在14GW 左右，未来 3 年 CAGR 在 30以上。中长期来看，分散式和深远海的风电建设是重要看点，存量风电场逐步累积未来将激发上千亿元的技改、更新换代和运维等后市场潜力。■ 半直驱、大型化是风机降本的必经之路，主机厂头部集中趋势明显。目前国内陆上风机中双馈机型仍然占据主流，半直驱技术路线有望在海风领域加速渗透。国内风电主机厂的产能基本能够满足未来新增装机需求，各大主机厂也形成了多种大兆瓦机型平台化生产能力，未来风机价格仍存在下行压力。未来陆风整体竞争格局趋于白热化，海风格局或将开启变数。头部风电主机厂或将继续致力于产业投资换资源和成本控制，行业集中度或将继续提升。■ 风电产业链中海缆、主轴承、塔筒受大型化单位零部件用量摊薄的影响较小，值得关注。海缆在深远海趋势下未来三年市场规模能够保持 CAGR 在40以上，并且竞争格局稳定；主轴轴承往大兆瓦升级趋势明确，目前 30 的国产化率水平下未来国产替代空间广阔；国内塔筒厂商的成本优势助力其出海打造新的增长极，头部厂商规模效应强化下集中度或迎来提升。■ 业务布局建议及风险分析。建议与优质的风电主机厂及海缆、主轴承、塔筒领域的头部零部件供应商建立综合授信、项目贷、供应链金融等业务合作，关注风电消纳困难、主机厂非理性价格战和上游原材料价格上涨等风险。 [Table_Author1] 杨荣成行业研究员 0755-82901273yangrongchengcmbchina.com相关研究报告碳中和碳达峰系列研究之电力行业篇构建新型电力系统，寻找确定性高成长赛道敬请参阅尾页之免责声明 [Table_Yemei1 ] 行业研究 · 深度报告 1/3 目录1．风电装机空间广阔，未来增量市场主要看中国 11.1风电渗透率提升空间大，度电成本降低驱动装机持续提升 11.2全球风电市场蓬勃发展，中国已经成为全球风电主要市场 22. 国内风电新增装机迈入平稳增长，后市场增速快 .32.1陆风投资成本持续下降，经济性保障装机增长 32.2 海风全面平价尚需时日，抢装回调后有望继续稳步上行 62.3分散式、深远海是中长期看点，后市场增速快 .103.半直驱、大型化是降本必经之路，头部集中趋势明显 113.1半直驱和大型化是风电主机降本的必经之路 .123.2风机往大型平台化生产转型升级，价格仍存下行压力 .16 3.3头部效应明显，未来海风竞争格局或存变数 .184.产业链中海缆、主轴承和塔筒受大型化影响最小 214.1海缆市场规模在深远海趋势下保持高速增长，竞争格局稳定 .234.2主轴轴承结构性升级趋势明显，国产替代空间广阔 .254.3塔筒出海打造新增长极，行业集中度或迎来提升 .285.业务布局建议及风险分析 31 敬请参阅尾页之免责声明 [Table_Yemei1 ] 行业研究 · 深度报告 2/3 图目录图 1 中国和全球风力发电占总发电量比重（） .1图 2 中国风电新增装机占电源装机比重（） .1图 3 2030 和 2050年全球总发电量分结构预测 1图 4 2030 和 2050年全球电源总装机结构预测 1图 5 全球风电建设成本和平准化度电成本持续下降 2图 6 全球风电新增装机容量及预测情况 3图 7 中国风电新增装机容量及占全球比重 .3图 8 2021 年全球风电新增装机容量区域分布 3图 9 中国陆上风电新增装机容量历史变化情况 4图 10 中国陆上风电投资建设成本结构情况 5图 11 我国陆上风电投资建设成本有望持续下降 5图 12 国内分散式风电历史装机情况 .6图 13 国内十四五陆风装机规模预测情况 .6 图 14 中国海上风电新增装机规模及增速 .7图 15 国内海风装机占风电总体比重变化 .7图 16 国内海风建设成本结构占比 8图 17 国内海风资源分布图 .8图 18 海上风电项目投资成本变化趋势 9图 19 2025年主要沿海省份海上风电平价预测 9图 20 海风主要省市十四五期间规划情况 10图 21 海风十四五期间装机规模预测 10图 22 每年寿命达 20年的风电机组数量预测 .11图 23 我国风电运维后市场规模预测情况 11图 24 风电整机成本拆分情况 .12图 25 风电主机结构示意图 12图 26 风电产业链全景图包括产业链上下游以及主要玩家 .12图 27 不同技术路线风电机组示意图 13 图 28 不同技术路线陆风新增装机占比（） 13图 29 风机大型化迭代趋势演进图 .15图 30 国内海上风机大型化趋势（ MW） .15图 31 陆上风电新增机组平均单机容量变化 .16图 32 2021年陆风新增装机以 3.0-3.9MW为主 16图 33 海上风电新增机组平均单机容量变化 .16图 34 2021年海风新增装机以 6.0-6.9MW为主 16图 35 运达股份历史产能、产量及利用率情况 17图 36 电气风电历史产能、产量及利用率情况 17图 37 各容量机组月度公开招标均价情况 18图 38 全市场整机投标均价持续下行 18图 39 2022年陆风整机招标价格月度情况 .18图 40 海上风电整机招标价格月度变化情况 .18图 41 中国风电整机企业集中度变化情况 19 图 42 2021年中国风电整机企业新增装机占比 .19图 43 2021年中国整机企业陆上新增装机占比 .20图 44 2021年中国整机企业海上新增装机占比 .20图 45 风机各零部件环节在大型化过程中单位价值量的变化情况 22图 46 海缆分类示意图 23图 47 国内海缆行业市场竞争格局情况 .25图 48 风电轴承分布图示 .26图 49 大功率主轴轴承示意图 .26图 50 三一重能主轴轴承采购单位价值量变化 26图 51 我国陆风主轴轴承国产化率变化趋势 .28 敬请参阅尾页之免责声明 [Table_Yemei1 ] 行业研究 · 深度报告 3/3 图 52 2019年全球风电轴承市场格局情况 .28图 53 风机大型化带来相应塔筒高度增加 29图 54 塔筒成本结构 .30图 55 国内和欧盟塔筒成本对比 30图 56 2020年塔筒行业市场竞争格局 .31图 57 国内主要塔筒厂商海外业务收入变化情况 .31图 58 国内四大龙头塔筒厂商国内产能分布情况 .31表目录表 1 我国陆上风电补贴政策（元 /千瓦时） .4表 2 陆上风电全投资 IRR 敏感性分析情况 .4表 3 国内海风补贴政策含国补和地补 .7表 4 海上风电 0.193元 /千瓦时上网电价对应的项目收益率（元 /KW、小时） .7 表 5 国内不同地区海风资源、发电量水平、平价造价范围及 “ 十四五 ” 平价上网的难度评估 8表 6 国内分散式风电项目开发流程与集中式对比 .10表 7 2025 年近海与远海风电 LCO E对比情况 10表 8 三种海上风电机组技术路线对比 13表 9 采用不同单机容量机组的项目经济指标 .14表 10 主要主机厂目前建立的平台化生产信息汇总 17表 11 2017-2021年我国风电整机企业市占率情况 .19表 12 2019-2021年我国海上风电整机企业市占率情况 .20表 13 不同风电主机厂商在全国范围内的资源布局情况和成本控制策略 .21表 14 风电整机各零部件环节市场基本情况 .22表 15 海缆占海上风电投资总额的成本占比 .23表 16 不同电压等级海缆输送容量情况 .24表 17 柔性直流输电海缆示意图 24表 18 国内海缆市场规模预测 .24 表 19 国内主要海缆企业制造基地布局情况 .25表 20 风电轴承的成本占比情况 26表 21 风电主轴轴承市场规模预测情况 .27表 22 风电轴承主要供应商以及客户、产品梳理情况 .28表 23 全球及国内塔筒市场规模预测 30附录附录 1 “十四五 ”第一批风光大基地项目名单（全国各省分类） .32附录 2 “十四五 ”第二批风光大基地项目基本情况 .35 敬请参阅尾页之免责声明 [Table_Yemei2 ] 行业研究 · 深度报告 1/35 1．风电装机空间广阔，未来增量市场主要看中国1.1风电渗透率提升空间大，度电成本降低驱动装机持续提升未来风力发电渗透率提升空间大。风电凭借其清洁、环境效益好等特点成为新能源发电中渗透率提升相对较快的一种能源，它本质上利用风资源驱动风机叶片转动，进而将机械能转换为电能。截至 2021 年底，全球风力发电占总发电量比重在 6.6，我国这一比重在 7.8左右，根据 IRENA 的预测，预计2030 年左右全球风力发电占总发电量比重或将达到 21左右。风力发电占总发电量比重提升依赖于风电装机在电源结构中占比的增加， 2021 年我国风电新增装机容量占总电源装机规模的比例为 26.62，未来随着 “ 30-60 碳达峰碳中和 ” 的目标规划推进，风电装机占比还会持续提升，未来风电渗透率仍有较大提升空间。图 1 中国和全球风力发电占总发电量比重（）图 2 中国风电新增装机占电源装机比重（）资料来源能源环境独立智库、 Wind、招商银行研究院资料来源 Wind、招商银行研究院图 3 2030和 2050年全球总发电量分结构预测图 4 2030和 2050年全球电源总装机结构预测资料来源 IRENA、招商银行研究院资料来源 IRENA、招商银行研究院敬请参阅尾页之免责声明 [Table_Yemei2 ] 行业研究 · 深度报告 2/35 未来在风电技术进步成本持续降低的驱动下其渗透率提升确定性强。风电经过 10 多年的发展，全球风电的建设成本和平准化度电成本已经下降明显。根据 IRENA 的数据， 2021 年全球海上风电和陆上风电的建设成本较 2010 年分别下降 41和 35至 2858 美元 /千瓦和 1325 美元 /千瓦。 2021 年全球海风和陆风的 LCOE 分别达到 0.075 美元 /千瓦时和 0.033 美元 /千瓦时，较 2010年分别下降 60和 68。未来在风电技术内生进步持续降本的推动下，风电的度电成本有望继续下降，风电渗透率必将保持增加趋势。图 5 全球风电建设成本和平准化度电成本持续下降资料来源 IRNEA、招商银行研究院1.2全球风电市场蓬勃发展，中国已经成为全球风电主要市场过去全球风电新增装机容量波动上行，未来或将呈现平稳增长的趋势。根据全球风能协会的数据， 2021 年全球风电新增装机容量达到 93.60GW，同比略微下滑 1.77，主要系 2020 年中国风电抢装带来的高基数影响。过去 10年全球风电新增装机容量年均复合增速为 8.62，全球风电历史装机主要受技术进步降本不及预期、主要国家风电补贴退坡、风电等新能源消纳困难等因素冲击，呈现周期性波动上行的特点。未来在风电技术进步日趋成熟、风电补贴全面退出、新能源消纳配套政策逐步完善的情况下，预计全球风电新增装机或呈现平稳增长趋势。根据 GWEC的预测， 2026年全球风电新增装机容量或达到 128.8GW，未来 5年年均复合增速在 6.6左右。敬请参阅尾页之免责声明 [Table_Yemei2 ] 行业研究 · 深度报告 3/35 图 6 全球风电新增装机容量及预测情况资料来源 GWEC、招商银行研究院中国已成为全球风电市场的主导力量，未来全球风电看中国。 2021 年中国风电新增并网装机容量为 47.57GW，受 2020 年陆风抢装的高基数影响同比下滑 12.60，占全球风电新增装机容量的 50.82，中国已经成为全球风电市场的主导力量，而新增装机容量前五名中美国、巴西、越南和英国风电新增装机合计占比仅为 25。根据 GWEC 的预测，未来 5 年中国风电新增装机容量占全球比重将继续保持在 40以上，未来全球风电市场的发展主要看中国。图 7 中国风电新增装机容量及占全球比重图 8 2021年全球风电新增装机容量区域分布资料来源 GWEC、招商银行研究院资料来源 GWEC、招商银行研究院2. 国内风电新增装机迈入平稳增长，后市场增速快2.1陆风投资成本持续下降，经济性保障装机增长敬请参阅尾页之免责声明 [Table_Yemei2 ] 行业研究 · 深度报告 4/35 国内陆上风电已实现平价上网，未来装机规模主要依赖风电建设成本的降低。我国陆上风电经历了漫长的补贴退坡过程以及风电抢装带来弃风率高企等粗放式发展，逐步通过消纳政策实施、规模化降本实现了平价上网，由此开启了内生技术进步降本驱动的高质量发展之路。 2020 年为陆上风电补贴的最后一年，当年新增并网装机规模达到了 68.3GW，同比大幅增长 193.7，创造历史最高水平。随着陆风补贴完全退出，陆上风电项目投资回报 IRR（内部收益率）情况根据不同的初始建设成本和风资源的利用小时数测算表现较为乐观，国内陆风投资的积极性较强。 2021 年国内陆风完成了 30.7GW 的装机容量，尽管相对抢装影响的 2020年明显下降，但全年仍然相较 2019年增长了 32。未来国内陆上风电的新增装机需求主要依赖于初始建设成本的降低，以收益率为导向驱动。图 9 中国陆上风电新增装机容量历史变化情况资料来源 GWEC、国家能源局、招商银行研究院表 1 我国陆上风电补贴政策（元 /千瓦时）2009-2015年 2016-2017年 2018年前核准、2019年前开工且2020年底前并网 2018年核准且2020年底前并网 2019年核准且2021年底前并网Ⅰ类资源区 0.51 0.49 0.47 0.40 0.34Ⅱ类资源区 0.54 0.52 0.50 0.45 0.39Ⅲ类资源区 0.58 0.56 0.54 0.49 0.43Ⅳ类资源区 0.61 0.61 0.60 0.57 0.52资料来源国家能源局、招商银行研究院表 2 陆上风电全投资 IRR敏感性分析情况项目全投资 IRR 上网电价元 /kWh0.29 0.31 0.33 0.35 0.37 0.39 0.41 敬请参阅尾页之免责声明 [Table_Yemei2 ] 行业研究 · 深度报告 5/35 利用小时数 3200 14.70 16.00 17.20 18.40 19.60 20.70 21.903000 13.60 14.80 15.90 17.10 18.20 19.30 20.402800 12.40 13.60 14.70 15.70 16.80 17.90 18.902600 11.20 12.30 13.40 14.40 15.40 16.40 17.402400 10.00 11.00 12.00 13.00 14.00 14.90 15.802200 8.80 9.70 10.70 11.60 12.50 13.40 14.202000 7.50 8.40 9.20 10.10 10.90 11.80 12.601800 6.10 6.90 7.80 8.60 9.40 10.10 10.90资料来源安信证券、招商银行研究院国内陆上风电的初始投资建设成本持续下降依然是趋势。陆上风电项目投资建设成本主要包括设备及安装工程、建筑工程、施工辅助工程、其他费用、预备费和建设期利息，其中设备及安装工程投资占成本比重高达 78，是陆风降本的核心所在。陆上风电项目的投资成本在 2020 年受抢装带来设备及施工资源紧张迎来了短暂的回升，当年陆上集中式风电的平均造价达到了 6500元 /千瓦左右，随着抢装效应退潮，相关的设备及施工资源存在一定过剩压力，陆风的投资成本再次步入下行通道。往后看，随着设备全产业链推动降本以及安装、施工等费用继续压缩，根据彭博新能源财经的预测，到 2025 年国内的陆上风电平均建设成本还将下降 30左右。图 10 中国陆上风电投资建设成本结构情况图 11 我国陆上风电投资建设成本有望持续下降资料来源水电水利规划设计总院、招商银行研究院资料来源 Wind、招商银行研究院陆上风电在国内大基地项目规划下未来有望逐年增长。根据国家 “ 十四五 ” 可再生能源发展规划明确要求，坚持集中式与分布式并举，在大力推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设的同时，在东中南部地区积极推进分布式风电的开发。考虑到国内分散式风电目前主要由国家政策推动在东中南部因地制宜就地、就近开发，总体规模绝对量和占比都相对较小，短期难以成为陆风新增装机增长的主要驱动力，因此陆风装机未来主要看大型集中式项目。未来国内陆上集中式风电装机规模主要由国内西北、华北、东北地区的两批风光大基地项目（见报告附录 1 和 2）规划保证，同时根据全国主敬请参阅尾页之免责声明 [Table_Yemei2 ] 行业研究 · 深度报告 6/35 要省市公布的 “ 十四五 ” 期间的可再生能源发展规划，我们保守预计整个 “ 十四五 ” 期间全国陆上风电年均装机容量在 50GW 左右，未来 3 年年均复合增速在 14以上。图 12 国内分散式风电历史装机情况图 13 国内十四五陆风装机规模预测情况资料来源 CWEA、招商银行研究院资料来源政府官网、国家能源局、招商银行研究院2.2 海风全面平价尚需时日，抢装回调后有望继续稳步上行国内海上风电国补取消地补接力，距离全面平价上网尚需时间。我国海上风电起步相对较晚，过去整体发展速度较为缓慢， 2014 年海上风电开始施行固定电价上网，叠加海上风电靠近用电负荷侧基本不存在弃风问题，行业发展开始提速。 2021 年为海上风电国补的最后一年，海上风电抢装效应显著，去年海风装机规模达到了 16.9GW，同比增长 3 倍多。国补全面取消的同时行业内也都认识到目前的海风建设成本总体还处于较高水平，在失去补贴等政策支持下想要依靠自身努力降低成本实现平价上网，短期还难以实现，因此国内部分省份相继出台了地方性补贴接力。从广东、山东、浙江三省的地方补贴政策来看，补贴期限基本都在十四五末期。尽管今年福建省的个别项目通过竞价方式出现项目申报电价低至 0.2 元 /千瓦时，相比此前享受国家补贴时 0.8 元 /千瓦时的电价下降了 75左右，这种通过竞争性配置中标的低电价结果对于海风的长期健康发展是不利的，海风的全面平价上网是需要根据不同地区海风降本节奏因地制宜推进。敬请参阅尾页之免责声明 [Table_Yemei2 ] 行业研究 · 深度报告 7/35 图 14 中国海上风电新增装机规模及增速图 15 国内海风装机占风电总体比重变化资料来源风能协会、招商银行研究院资料来源风能协会、招商银行研究院表 3 国内海风补贴政策含国补和地补省市发布时间具体内容广东 2021年 6月补贴范围 2018年底前已完成核准、在 2022年至 2024年全容量并网的省管海域项目，对 2025年起并网的项目不再补贴；补贴标准 2022年、 2023 年、 2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1,500元、 1,000元、 500元。山东 2022年 4月对 2022 2024 年建成并网的 “ 十四五 ” 海上风电项目，省财政分别按照每千瓦 800 元、 500 元、 300 元的标准给予补贴，补贴规模分别不超过 200 万千瓦、 340 万千瓦、 160 万千瓦。 2023 年底前建成并网的海上风电项目，免于配建或租赁储能设施。浙江舟山 2022年 7月 2022年和 2023年，全省享受海上风电省级补贴规模分别按 60万千瓦和150万千瓦控制、补贴标准分别为 0.03元 /千瓦时和 0.015元 /千瓦时。项目补贴期限为 10 年，从项目全容量并网的第二年开始，按等效年利用小时数 2600小时进行补贴。资料来源政府官网、招商银行研究院表 4 海上风电 0.193元 /千瓦时上网电价对应的项目收益率（元 /KW、小时）项目造价发电小时数 13000 12000 11000 10000 9000 8000 70004200 0.30 1.00 1.80 2.60 3.70 4.90 6.404400 0.70 1.40 2.20 3.10 4.20 5.40 7.004600 1.20 1.90 2.70 3.60 4.70 6.00 7.604800 1.60 2.30 3.10 4.10 5.20 6.50 8.105000 2.00 2.70 3.50 4.50 5.70 7.00 8.70 5200 2.30 3.10 4.00 5.00 6.10 7.50 9.305400 2.70 3.50 4.40 5.40 6.60 8.00 9.805600 3.10 3.90 4.80 5.80 7.10 8.50 10.405800 3.50 4.30 5.20 6.30 7.50 9.00 10.906000 3.80 4.60 5.60 6.70 8.00 9.50 11.406200 4.20 5.00 6.00 7.10 8.40 10.00 12.006400 4.50 5.40 6.