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【风电】专家观点:2021中国风电市场研究

   日期:2021-11-22     来源:大树股票研究    浏览:670    
核心提示:从过去几年的装机数据来看,风电作为全球减碳的一个绝对主力,它的装机整体上还是处于稳步增长的趋势的。去年全球风电新增装机量
从过去几年的装机数据来看,风电作为全球减碳的一个绝对主力,它的装机整体上还是处于稳步增长的趋势的。去年全球风电新增装机量是高达93千瓦,同比增长超过50%,累计装机量已经达到了743GW。国内作为全球主要的风电市场,去年新增装机和累计装机的全球占比分别接近60%和40%。我们报告里对风电年均新增装机的测算已经做了预期上调。
  
这个调整的依据主要基于首先碳达峰的战略目标是非化能源占比在25年、30年持续提升到20%和25%,我们考虑到近期国家对高耗能行业的限制以及对绿电使用的鼓励,所以假设非化能源占比在战略目标的基础上再上浮10%,最后达到22%和27.5%这样一个水平。同时也基于平均发电煤耗逐年下降、风光发电量占比逐年提升这些前提假设,最终测算出十四、五期间风电年均新增装机的中枢会上浮到57瓦以上,十五五期间可能会达到70GW。以上是我们根据目标进行的倒算,也可以从资源和项目端进行双向验证。
  
站在当前时点来看的话,国内风电的可开发项目和资源量是非常充足的,比如说陆上风光大基地,风电、老旧风机改造,再加上海上风电,这些项目都属于能见度和可行性比较高的项目和资源,是能够有力支撑十四五期间、甚至十五五期间国内风电装机量的。
  具体拆分一下。首先就是分散式风电,也就是千家万村计划,它其实也不是一个新的名词了。早在11年的时候,国家就已经提出了相关的概念。从规模上来看的话,截止到去年,国内陆上分散式风电的累计装机容量也仅仅是1.9GW,同比增长超过100%,潜在的开发空间是比较大的。在十月中旬的时候发布的风电伙伴行动具体方案,其中就已经明确了将在十四、五期间,在全国选一百个县、优选五千个村安装一万台风机,那么预计将在十、十四五期间贡献新增装机规模达到50GW。
  第二方面是老旧风机改造。老式风机改造根据经济效益的不同,也根据风场、资源等其他因素的不同,是可以采取不同模式的,比如说等容更新、增容更新或者直接退役等等。那么在进行这一方面空间测算的时候,我们基于的底层逻辑是风电使用寿命大概二十年,然后对服役二十、二十年以上的风机采取直接退役,十五到二十年的风机采取1.5兆瓦以下全部改造,1.5兆瓦这个层级的改造一定的比例。最终我们测算下来,大概十四五期间能够带来20GW的置换需求。
  第三个部分是风光大基地,有望在十四五期间带来新增装机100GW。根据相关的报道我们可以看到,装机容量约100GW的这个项目已经于近期有序开工了,预计大基地项目会成为十四五期间的一个装机主力。以上三个方面其实是陆上的部分。
  说到海上风电的话,因为海上资源禀赋它本身具有一定的特殊性,所以我们重点关注的是具有区位和资源优势的沿海几个省份。具体来看,目前浙江、江苏、山东已经明确公布的十四五期间新增海上风电装机规划合计大概二十几万,然后再加上广东、广西合计大概25GW。预计十四五期间海上风电将贡献45GW以上的新增装机。近期大家也可以看到,短期有一个催化因素,就是在中国海上风电产业合作论坛上,江苏盐城提到了一个十四五海上风电规划是比较超预期的,就是十四五期间盐城大概规划了9GW的近海,24GW的深远海,江苏省全省的规划大概也就是9GW。所以这是短期的一个催化因素。以上就是我们对资源的一个分析。
  接下来从风电行业增长的内生动力来看,它主要表现为经济性的凸显。首先全球层面,过去十年间我们可以看到风电的度电成本下降了大概50%这样一个幅度,那么这个降幅是仅次于光伏和光热的。然后它下降到了四美分多一点的度电水平也是仅次于水电的,这样可以体现出风电的经济性是不断增长的。我们预期随着技术持续进步、产业链不断成熟以及风电项目开发的规模化,风电租赁成本在全范围内依然有一定的下降空间。回归到国内来看的话,年初至今国内的风机价格降幅和招标量是比较超预期的,主要的原因就在于年初至今风机大型化和轻量化的这个进程加速。根据cwea的统计,国内风电新增装机的平均工单机功率在11年和17年分别突破了1.5MW和2MW,那么第十六年平均单机功率相当于提升了仅仅0.5MW。但是从今年风电项目的招标情况来看,陆上机组的单机容量基本都在3MW以上,低风速和中、高风速区域也已经出现了5MW的机型,整体来说大型化趋势是明显加快的。
  主要遵循的是三条路径,首先来看就是风机大型化,包括轻量化,给风机本身提供了成本的下降空间,最明显的就是作用于单位零部件用量的下降。从今年情况来看,成本下降的空间其实整机企业没有留存太多,基本上已经通过风机降价的形式让利给下游了。第二条路径就是风机大型化能够摊薄非风机成本,比如说正式安装成本、运维成本。第三点就是与大型化相配套的大叶片和高塔筒,它能够带来利用小时数的提升,也相应的就调高了度电成本计算时的分母。具体来看的话,就是在同等风速风速的情况下,风电机组的发电量是和扫风面积成正比的。以3MW机组为例,如果叶片加长五米,它的扫风面积大概增加0.8平方米每千瓦,然后年利用小时数可以提升超过200小时。那么当前风机的主流价格已经落在了2200到2400这样一个区间内。整体来看,在建设成本大幅下降、平价时代风电项目的收益率降反而有所提升的背景下,前三季度国内风电的招标量已经突破了四十几万,同比增速超过110%。此外,也可以把风电和光伏横向对比来看。今年风机价格的下降和光伏组件价格的上涨,其实一升一降对于两个行业的经济性方面产生了截然不同的影响。如果光伏按照当前单瓦4块钱左右的初始投资成本来计算,当前项目投资收益率大概只有六个多点,风电来说的话,当前单位初始投资成本大概6.5元/W,测算下来IRR大概有八个点左右。结合调研情况来看,当前收益率基本上在十个点以上,加上杠杆之后可能能达到二十个点以上。
  综上,不论是从国家层面政策支持,资源的确立,还是风电行业本身经济性的体现,今年风电整体都已经表现出了非常积极的信号。以上是我们从需求端的进行分析。
  第二个大的方面是从供给端来看,供给端其实就是对风电产业链的分析,风电产业链其实不算很长,主要包括上游零部件、中游整机和下游投资运营商。当前时点,我们认为能够顺应甚至引领风机大型化、海上风电国产、替代这些主要行业发展趋势,并且具有先进产能布局和较深的行业护城河、竞争格局、优质的环节是值得重点关注的。
  首先来看组件环节,组件环节的龙头企业当前是在持续提升大兆瓦配套能力的。一方面受益于大兆瓦机型,它适配更高精度和强度的风电铸件,一定程度上提升了这个环节的工艺技术壁垒。另一方面在于大兆瓦产品存在一定的溢价,当前来看大小兆瓦的价差大概是在两千到三千,这有利于保持头部企业的定价优势和盈利水平。
  第二个主要环节是塔筒环节。在盈利能力方面,塔筒因为主要采取的是成本加成的定价模式,所以对原材料涨价的传导比较顺畅,并且订单交付周期也比较短,所以综合来看,这个环节的盈利水平基本是可控了。重点关注它的先进产能布局,主要表现为就近配套的能力。陆上风电的塔筒大概有五百到八百公里的运输半径,区域内集中扩产的企业能够获取一定的规模和成本优势。海上风电也是需要大量的支撑结构管桩,港口和码头资源是有利于提升相关企业的核心竞争力。
  第三个环节是主轴轴承环节。当前时点来看,全球主要的消费市场和生产地是不匹配的。目前国内已经成为全球最大的轴承消费市场,占比大概超过30%。但是我们从供给端来看,目前全球70%以上的轴承市场份额,基本被来自瑞典、德国、日本、美国这些国家的大型跨国轴承企业所占据,而我国主要占据的是轴承行业中的中低端市场。主轴轴承的技术和工艺难度是比较高的,当前仍然处在国产替代前夜。同时风电轴承它的尺寸会随着风机容量的增加而增大,加工难度也会随之增加,因此有配套产能,并且能够实现对核心客户批量供应的企业是更具有竞争优势的。
  接下来一个环节是风电主轴,主要应用于双佩式和水龙式的风机,以及部分的半直驱风机,它在风电整机总成本中的占比大概是2%-3%。与其他产业各个环节的盈利能力对比来看,主轴环节的毛利率是具有比较明显优势的。一方面在于头部企业基本上实现了主轴生产的全流程供应,另一方面主轴是有一定技术难度的,主要体现在钢锭锻造、退火过程中,有一些细微工艺带来的表面硬度和应力的一致性、稳定性这些方面,因此行业技术壁垒还是比较高的。头部企业可以凭借产品稳定性来获取一定的溢价。调研情况的反馈来看,随着配套机型的增大,大兆瓦机组的主轴售价也有一定溢价,因此龙头企业的竞争优势是比较明显的。
  最后是整机环节。头部企业的市场份额还是相对集中的。但是从去年甚至前年,因为受到厂庄的影响,包括一些交付的影响,部分头部企业的市场份额是有一定溢出的。因此一些二线的优质企业,比如说东方电气,他们也是拿了比较多的单子,市场份额也是有一定提升的。在未来行业趋势下,我们认为整机厂商更多的是综合实力的考量。首先从技术层面来说,能够顺应或者引领大型化趋势的也是更容易占据优势地位的,比如说明阳在海上风电领域,比如说运达在陆上风电领域。其次整机环节跟光伏组件这个环节有点类似,有较强的供应链管理能力,包括成本控制能力的企业,是有利于掌握更大的话语权和更好盈利能力的。
  投资方面,首先建议关注紧跟大型化、国产替代海上风电这些主要趋势,同时加速先进产能布局,有希望实现市占率提升的零部件龙头。其次是建议关注成本下降、刺激下中标和出货提升的二线整机商。
  问答环节
  1、接下来继续降本的话,主机厂会不会向上游要利润,零部件企业就要远离了?
  大型化肯定降本了是没问题的,但大型化其实是一个平台一个平台往上走,比如说三兆瓦、四兆瓦、五兆瓦、六兆瓦,现在陆上的有的大概做到六兆瓦,海上的从8MW开始往上做,现在有些企业大概也能做到16MW,这是大家往前走的一个趋势。那这个大型化的过程中,不仅仅是这个主机厂,主机厂要带着所有的这个设备厂、部件厂、材料厂一起去做,比如说叶片的长度、扫风半径,既考虑扫风半径,还要考虑整个安全性,还有它的结构、强度等等都要考虑的。所以这是降本的一个趋势。第二个我们会发现在今年的某些时间段里面,风机价格降的有点过了,比如说最低的时候曾经报过一千八的,过去的四千多肯定是不合理的,现在一千八肯定也是不合理的。所以近期我们看到招标价格它开始有一点往回,之前低的时候两千一、两千二,现在可能两千三、两千四,我自己觉得这个东西也不一定正确,大家保持20%出点头的毛利率,可能是属于行业比较正常的情况。因为现在是产业链末端的运营商那边收益率特别高,大概加完杠杆后,二十五到三十超过历史以来的水平,最后也会回归正常。所以我觉得这个价格往上涨一涨也属于正常的,所以我觉得不太存在往上去压的状态。上游压力比较大的在什么地方呢?主要还是在于电费,还有焦炭的价格比较高,这个可能对于一些企业来说有一定的影响和压力。
  2、明阳智能做到十六兆瓦的风机这个能力,全球应该可以说是非常领先的。那是不是可以认为未来在海外市场它可能有比较好的优势。我们的主机厂出海有没有什么困难?
  主机厂出海其实是有一点点难度的,早年我们有一些企业其实也做过两海战略之类的,这些东西大家其实是努力过了,都去做了,但是就从执行效果上来说,不见得有那么好。第一我们过去风机大型化进度其实是比较慢的,而海外同行大型化做的很早,人家很早之前海上风电就能做到8甚至10或者更高,国内比较慢,所以导致我们在很长一段时间内没有优势。第二海外很多风电企业本身在海外的资源关系,银行的渠道关系,各个方面比国内企业呢要好很多,往年我们一些企业去海外拓展,就发现举步维艰,因为什么呢?一开始就是量比较小,不太可能去建一个本地化的团队解决问题。如果不建一个本地化的团队,又很难到那种商业文化里边去拿到订单,所以一直是比较悖论的。第三个海上风电在海外有很多项目,往往是跟钻井平台相关的,它可能周边的比如像墨西哥湾、还有波罗的海那些区域,他们有很多海上风电的项目。这个你就要跟石油公司关系不错,或者说以往就跟人家合作比较多,中国企业这方面是劣势。所以过去几年很多公司的海外战略推行比较慢。现在来看,产品方面中国企业跟海外企业是差不多的,已经有一定优势了,其他的就是看商务。看成本方面应该还是有一些机会吧。
  3、运营商收益有这么高吗?运营商如果配储能,应该不会有这么高的收益率吧?
  现在没有要求说是完全都要强制配储能。中国市场空间那么大,大家肯定是一个区一个区转移,最后转移的发现每个地方都没有消纳能力的时候,就要被迫上储能了,短期我觉得不用考虑这个问题。
  4、老旧风机改造,技术上我问过很多专家,有的专家说老旧风机改造需要把风塔连根拔起,然后重新立一个风塔,有的说不需要只需要换一个主机就好了。这个到底是什么样的技术路径啊?
  得看情况,比如原来就是个五百千瓦或者七五零的,你现在想换三兆瓦的,不换风塔叶片怎么制动的起来呢?扫风半径是确定,所以这个具体情况具体看。比如原来是个一点五的,然后干塔竖的比较高,现在换了三个,导通半径也够,那他也没必要了。
  5、海上风电明年各地方的补贴政策能不能介绍一下
  海风就是取决于地方政府了,就是看你地方政府愿意出多少钱。当前来看比较明确的还是只有广东省这样一个规划。
  6、那现在只有广州明确,但是地方又规划了很多海上风电项目,这个补贴没有跟上去,规划能不能落地呢?
  海上风电很简单,大家为什么要去规划?比如说盐城、漳州,大家都觉得这些地方政府是疯了,规划这么大的项目,会有这种想法。说白了就是当时广东的阳江给大家开了个头。我们思考的维度是电价,我们只想着这个问题,地方政府会只思考电价这个问题吗?肯定不是,他为什么要去建那个大型基地,包括盐城为什么要配套多少的产能到那个地方?海上风电就得离那个项目地要近,就在海边得去建厂,对吧?他会鼓励你去,那你新的产业园就会带动,就增加利税,那这对于地方政府来说就是一笔收益。至于说补贴出去的钱,是以当地居民的用电户补贴出去的还是怎么补出去?我觉得这个东西不重要,但它给当地创造了就业,解决了税收、还有利润贡献等问题。这个属于整体的一个经济效益,我们其实只算了一个单单发电的效应,政府层面考虑问题跟我们考虑问题是完全不一样。
  7、对明年的陆上和海上风电装机量有没有一个大概的预期?
  只讲市场预期啊,我觉得这个东西需要等等看,市场的预期就是说我们明年整体的风电的量应该是会上到五十七瓦以上,有的可能预期五十五,诸如此类。今年的预期我相信大家都已经降下来了,可能三十到三十五之间,这是整体的情况。单纯看海风,原来觉得今年的装机量其实是比较大的,原来大家觉得至少就8GW。有几个东西是可以跟踪的,变流器、海工,一些etc,海上的一些塔筒、变压器等,都可以作为佐证。目前看下来,今年可能不会有那么多,可能五附近或者五到六这种水平。明年可能海上风电大概又在八以上或者更多。
  8、明年陆上风电整机厂,零部件厂,他们的盈利情况大概在什么水平?
  同比今年的情况来看,上半年肯定不行,下半年不知道。上半年不行是因为有一些低价单子。
  9、明年交付订单,上半年和下半年的价格会有差异吗?
  有一段时间就交了一两千一、两千二,一千八的也有。那个单子肯定是先交的,最近才开始往上回,这是第一个。第二个现在焦炭的价格还是很高,有些像做铸件的,他要用焦炭的要用冲天炉,焦炭价格还没下去,虽然期货的价格下去,现货价格没下去。原材料成本都是偏高的,如果明年还维持这个水平,其实边际上也没有至少没有变差。
  10、十月份浙江华润电力招标,它的海风价格做到四千块钱左右,相比之前七千块钱大幅度的下降了。有人测算过这个价格可能已经到平价了,折算下来大概三毛五的电费,但也有很多说法就是要24、25年平价,这个平价进程怎么看
  光伏也好、风电也好,我觉得都是属于从点到线、最后到面的一个过程,它可能有些风资源条件比较好的区域,可能算下来算是平价了。如果换一个区域,比如说这个项目离开陆地只有一公里,然后另外一个项目离陆地有十公里,底下不知道是岩石基地还是泥沙基地,施工的难度是不一样的。所以我觉得目前的这个情况,只能说某些特定的项目它可能是能实现平价的,但你不能说所有项目都能平价,这事儿不好说。之前的一些案例,2018年的时候,乌兰察布就已经平价了,就是不给补贴的,但能说乌兰察布所有项目都平价了吗?没有,只有能源局当时那个示范基地的6GW项目是平价的。
  11、大面积的海上风电平价估计会到什么时候能实现?
  大家说24、25年应该是有一定的依据,这个东西其实还是取决于我们大型化,以及规模效应上来以后把成本降下去。海上风电跟陆上风电不一样,它涉及的东西比较多,这个基地的形式就是在中国的某几个地方形成产业基地,然后一批一批建,它很多成本被动就可以摊下去了。在建立的过程中,很多项目就已经平价了,如果是这里建一个、那里建一个,我觉得不论多久可能平价都挺难的,所以可能还是要以这种就是海洋风电基地的方式去发展,情况会更好一些。
  12、漳州,盐城,很小的地级市吧,大概加起来就有83GW的这种规划,怎么看?能不能实现,还是完全停留在口号上面?
  首先这两个地级市它的量其实比省的规划都还大,确实听起来是有点吓人的,就能不能在五年之内做完?不知道。国家层面以后深海开发,那就是离海边稍微远一点的地方,空间肯定是有的,但是你说这多长时间把这东西开发出来,那不知道。现在停留在规划,要实现的话需要一点时间的。换一句话说,就说未来可能十年、二十年海上风电应该都是个成长性非常好的行业,十年这个行业会增长十倍?那这个不知道就边走边看。
  13、风电设备降价到底哪个降得多?
  因为今年影响因素比较多,所以我不知道这个东西到底应该怎么去理解。就是放在正常年份可能比较好理解,因为今年你像钢材,还有包括焦炭的价格其实涨得很多,波动比较剧烈的情况下不太好测算。今年结束以后,我们可以把全年的情况拿来去做个测算,可能会有一个比较明确的结论,但是现在因为三季报很多公司没有披露分项产品的毛利率和净利率水平,比较难做测算。
  14、价格对塔筒企业的盈利能力的影响?传统企业除了可能有必须有一些区位优势,比如说靠近基地或者项目,在生产、制造环节有没有什么壁垒?
  塔筒的定价模式是成本加成,它基本上是能够把中控板材的涨价进行传导的。然据我们了解,塔筒大概三季度的时候价格在八千三四均价,四季度可能是到九千,这个是不含税的,对应的钢材三季度均价六千三左右,Q4大概也是这样一个水平。所以总体来看,如果明年这钢价不会跌很多,横在六千高位的话,那么对塔筒盈利能力不会产生特别大的影响。这个环节其实最重要的一个看点,还是先进产能布局的问题。为什么强调这一点?主要还是塔筒比较大,运输比较受限,像一些企业,它可能在三北地区,就是那些资源比较集中覆盖的地区,把它自己的产能铺开是有一定的优势的。海上其实不太有运输半径这个问题,但是因为它比较重、比较大,所以在码头或者港口附近建设基地,或者说自己本身有码头或者港口是非常有竞争优势的。不太会在绝对的技术上面有非常强竞争优势的体现。
  15、主机的技术路线?
  当前主要是三个技术路线,海上风电大家可能更多会采取半指示路径,在于它可能重量比较轻,它中间的那个绳上的设计比较紧凑,所以它在海上风电的运输成本方面,包括后期的运维成本方面可能会有一定的优势。
  16、为什么塔筒这个环节利润压缩的空间会更小呢?
  大型化趋势下,降本其中一个路径就是它会摊薄零部件的用量,这个体现最明显的是在组件环节。我们了解情况来看,当前这个用量可能从二十五已经降到了二十。塔筒环节单次码配套量现在是九吨,之前是十吨,六兆瓦的机型可能会降到八吨。一方面这个降幅其实并不是特别大,另一方面做大型化的这个机型,需要配套的是更高、更大的塔筒,所以说单根的用量并不会减少,所以说它是在大型化摊薄零部件用量这个背景下,受损最小的一个环节。
 
 
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