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风电行业分析报告

2020年风电行业分析报告

2020年10月

一、长期：

风力发展基本面良好，发展空间较大5

1、中国风电资源总量丰富，高风速区域有限5

（1）世界风能资源丰富，区域资源质量差异大5

（2）我国风电资源蕴藏量总量充足，地区差异明显6

2、陆上风电增长放缓，海上风电高速增长8

3、行业潜在容量巨大，开发程度不足9

二、中期：

风电经济性凸显，消纳改善景气度上升10

1、风电具备经济性，平价趋势确定10

2、当前弃风限电明显改善叠加特高压促消纳，向上周期将持续11

（1）弃风率下行，为周期向上提供保障12

（2）特高压建设促进风电有效消纳12

三、短期：

抢装加速，YQ不改风电高景气13

1、海上风电电价调整叠加中央补贴取消，海上风电短期或迎加速开发13

2、企业陆续复工，一季度装机需求后移14

四、风电产业链：

短期抢装释放需求量，长期政策预期提升利好全产业链龙头15

1、风机：

2020H1招标价、招标量双双回落，风机功率大型化趋势明显16

（1）招标价、招标量双双回落，预收账款+合同负债增长迅速16

①下游需求萎缩，风电招标量价齐跌16

②整机企业订单量、预收账款增长迅速，将逐步兑现业绩的增长17

（2）头部效应明显，金风科技龙头地位稳固17

（3）大功率转型持续推进，双馈/直驱/半直驱路线各有千秋19

①风机功率向大型化发展19

②双馈式与直驱式发电机组优势互补，互相促进19

③国内三大龙头企业风机技术路线选择各异20

2、叶片：

大型化趋势明显，龙头企业市场份额有望继续增加22

（1）叶片市场高景气，短期供给紧张22

（2）叶片大型化与轻量化发展趋势显著，技术迭代速度快23

（3）市场集中度高，中材科技长期领跑25

3、塔筒：

高塔架提高发电利用水平，天顺风能引领行业发展26

（1）原材料价格振荡维稳，龙头企业毛利率小幅提升26

（2）天顺风能引领国内塔筒发展，深度绑定全球知名风机企业28

（3）塔筒大型化发展，壁垒较高31

4、铸件：

由毛坯铸造向精加工发展，日月股份盈利复苏33

（1）风电铸件生产流程繁杂精细，成本受原材料价格影响大33

（2）竞争格局：

整体铸件中国主导，日月股份风电铸件约占全球十分之一35

5、海缆：

海上风电促海缆需求增长，技术壁垒高利好龙头企业37

（1）海上风电发展，促进海缆需求增长37

（2）海缆生产工序复杂，原材料是主要成本38

（3）东方电缆海缆订单量领先，海缆制造进入壁垒较高39

（4）发展趋势向直流化、大长度、总包模式发展40

长期：

全球风能资源丰富，风力发电成长空间巨大。

全球风能资源丰富，每年约产生4.3×l012kWh的风能，2019年全球陆上风电新增装机量为54.2GW，同比+16%，中国占比达到44%，中国、印度风电市场崛起。

而海上风电装机目前规模小，截至2019年底全球海上风电累计装机量为29294MW，2010年至2019年同比+26.41%。

从能源结构来看，风电在欧洲总电力中占比逐渐提升，2018年欧洲风电在总发电量中平均占比15%，其中丹麦最高，达到48%。

国家能源局发布的《风电发展“十三五”规划》中提出，到2020年底，风电约占全国总发电量的6%，距欧洲仍有较大差距，风力发电成长空间可期。

中期：

全国多地区具备平价条件，风电景气度上扬。

通过选取2018年四类风区进行平价测算，预计76%的区域风电可以实现平价；若选取四类风区2019年和2020年上网指导价格上限作为测算对象，其他条件与上述相同，则所有地区可以实现IRR大于0。

此外，2019年弃风电量和弃风率继续实现双降，红六省弃风问题持续改善，2019年全国共20条特高压线路，共输电4490亿千瓦时，其中输电可再生能源2350亿千瓦时（含水电），在特高压总输电中占比52.34%，同比增长12.23%，弃风限电改善叠加特高压促进风电景气度上扬。

短期：

补贴取消刺激风电抢装。

2019年起，海上风电上网标杆电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞价方式确定上网电价，海上风电电价调整叠加中央补贴取消，海上风电短期或迎加速开发。

由于需求端大量的风电存量订单需要在2020年底以前实现并网，下半年将迎来更密集的风电抢装。

风电产业链：

风机功率大型化是技术发展主旋律，产业链龙头收益。

2008年，1.5-2.0MW机组占全国新增装机总量的59%，2018年，2.0-2.5MW机组占全国新增总量的73%，目前金风科技已经具备6MW/8MW机组生产能力。

叶片大型化、塔筒大型化是提升风机功率的重要路径；据测算，叶片直径从116m增加到160m，发电量可提高一倍并降低30%的度电成本，塔架高度从100m增加到140m，年平均风速将从5.0m/s增加到5.53m/s，机组的年等效满发小时数可从1991h增加到2396h。

海上风电作为重要的发展趋势，海缆的发展迎来重要机遇，目前国内技术尚未完全成熟；此外风电机组对铸件工艺也愈加精细化。

金风科技、中材科技、天顺风能、日月股份、东方电缆等各环节龙头有望受益。

一、长期：

风力发展基本面良好，发展空间较大

1、中国风电资源总量丰富，高风速区域有限

（1）世界风能资源丰富，区域资源质量差异大

风能资源受地形的影响较大，世界风能资源多集中在沿海和开阔大陆的收缩地带。

每年来自外层空间的太阳辐射能为1.5×1018kWh，其中的2.5％，即3.8×1016kWh的能量被大气吸收，产生大约4.3×l012kWh的风能。

8级以上的风能高值区主要分布于南半球中高纬度洋面和北半球的北大西洋、北太平洋以及北冰洋的中高纬度部分洋面上。

大陆上风能则一般不超过7级，其中以美国西部、西北欧沿海、乌拉尔山顶部和黑海地区等多风地带较大。

（2）我国风电资源蕴藏量总量充足，地区差异明显

我国风电可开发资源充裕，“三北”地区占比较高。

我国风能资源丰富，开发潜力巨大，在现有技术条件下，中国风能资源足够支撑20亿千瓦以上的风电装机。

截至2019年底，国内并网风电2.1亿千瓦，仅占潜在开发量的4.4%，开发潜力巨大。

受地域和气候影响，我国风能资源在地理分布上差异较大，风能资源集中分布在“三北”地区和东南沿海地区，其中“三北”地区约占到总蕴藏量的69%。

高风速优质资源区较少，位置集中在北方，且存在风能资源与电力需求区域错配的问题。

根据《2019年中国风能太阳能资源年景公报》数据，各省陆地70米高度平均风速在4.0m/s-6.6m/s之间，平均风功率密度在96.6W/𝑚2-353W/𝑚2之间，其中16个省份年平均风速超过5.0m/s。

根据《低风速风力发电机组选型导则》，年平均风速不高于6.5m/s、风功率密度不高于320W/𝑚2的地区为低风速地区，全国仅有内蒙古和吉林两个地区为非低风速地区。

另外，风能资源丰富的地区与用电需求负荷中心存在空间错配问题。

风能资源丰富的三北地区工业基础较为欠缺，电力消纳能力弱；而经济发达、用电量需求大的城市电力负荷中心多集中在华东、华南、华中地区。

供需空间错配容易引发弃风限电问题。

2、陆上风电增长放缓，海上风电高速增长

近年来全球陆上风电装机放缓。

2019年全球陆上风电新增装机量为54.2GW，同比+16%，2016年以来全球风电景气度不高，2016-2018年全球风电新增装机量负增长；截至2019年全球陆上风电累计装机量为622.61GW，2010-2019年CAGR13.60%。

中国风电崛起，在全球风电新增装机占比不断提高。

根据全球风能理事会统计，2019年中国风电累计装机占全球37%，较2007年提高19pct。

中国陆上新增风电装机在2010年超过美国，排名全球第一。

2019年中国在全球陆上新增风电装机中的比例达到44%。

目前海上风电装机保持较高增速。

截至2019年底全球海上风电累计装机量为29.29GW。

2019年，全球海上风电新增装机量为6145MW，同比+36.88%，年新增装机量创历史新高。

3、行业潜在容量巨大，开发程度不足

我国风电开发程度较发达国家仍有一定差距。

目前核能仍是欧洲的主要非化石能源，但受福岛事故影响，近年来欧洲核能发电占比逐渐下降。

风电在欧洲总电力中占比逐渐提升并成为第一大可再生能源，2019年欧洲风电在总发电量中平均占比15%，其中丹麦最高，达到48%。

国家能源局发布的《风电发展“十三五”规划》中提出，到2020年底，风电约占全国总发电量的6%，这一比例距离欧洲仍有较大差距。

二、中期：

风电经济性凸显，消纳改善景气度上升

1、风电具备经济性，平价趋势确定

四类分区大部分情况可实现平价上网。

考虑不同区域所占国土面积比例和新增装机的区位特点，我们选取四类风能资源区分别进行讨论。

以装机容量10万千瓦的风电场（以下简称为风电场）作为测算标准，选取2018年四类风区内海南和云南的利用小时数（1524h和2654h）的近似值为风电利用情况上下限，选取2017年山西和广东地区的含环保燃煤上网电价（0.33202元/KWh和0.45296元/KWh）的近似值作为上网电价上下限，测算风电场运营的IRR。

测算结果表明风电场若以燃煤价格上网，其IRR在-3.63%-9.76%之间波动，则76%的情况下风电可以实现平价。

若选取四类风区2019年和2020年上网指导价格上限作为测算对象，其他条件与上述相同，从测算结果来看，在考虑竞价上网电价小于指导价格时，大部分区域也可以基本实现平价上网。

2、当前弃风限电明显改善叠加特高压促消纳，向上周期将持续

在前两次风电周期中，周期下行主要受消纳与补贴的双重影响。

2010年弃风率较高，同时新增装机达到周期高点。

2011年弃风率达到16.2%，随后市场进入下行阶段。

2015年风电装机达到高点后，弃风率再次迅速爬坡，国家出台政策禁止红六省新建风电装机。

（1）弃风率下行，为周期向上提供保障

2019年，弃风率下降，弃风电量168.6亿千瓦时，同比下降39.13%，弃风率4%，其中红六省弃风问题持续改善，截止2019年底，原红六省中，黑龙江、吉林和宁夏三个省份的弃风率已经低于全国平均弃风率，甘肃弃风率降至7.6%，仅新疆的弃风率仍在10%以上，为2020年装机规模增长提供保障。

（2）特高压建设促进风电有效消纳

《风电发展“十三五”规划》提出充分利用跨省跨区输电通道，促进风电跨省跨区消纳。

我国目前地区间可再生能源消纳水平仍然存在较大差异，从可再生能源电力消纳量占全社会用电量比重来看，全国8省（区）合计占比超过40%，其中西藏、云南、青海和四川占比超过80%。

全国10省（区）占比低于20%。

2019年全国共20条特高压线路，共输电4490亿千瓦时，其中输电可再生能源2350亿千瓦时（含水电），在特高压总输电中占比52.34%，同比增长12.23%。

2019年-2020年期间需建设完成的特高压配套风电基地总容量达到18.3GW，特高压建设将有效缓解风资源和电力需求区域错配的问题，促进“三北”等风电资源区弃风问题的解决，推进大规模风电的消纳。

三、短期：

抢装加速，YQ不改风电高景气

1、海上风电电价调整叠加中央补贴取消，海上风电短期或迎加速开发

2019年起，海上风电上网标杆电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞价方式确定上网电价。

2018年底之前已核准的海上风电项目，若在2021年底前全部机组完成并网，则执行核准时的上网电价，否则执行并网年份的指导价。

此外，三部委联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》提出，自2021年起，新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围。

短期看，在海上风电价格调整和中央补贴取消的作用下，2020年存量开发动力强劲。

长期看，目前海上风电依然存在成本高和建设难度大等问题，集中开发可能为产业技术升级和规模效益提供助力。

2、企业陆续复工，一季度装机需求后移

2020年Q1/Q2国内风电装机规模分别为2.36GW/4.28GW，分别同比下滑50.6%/0.7%。

由于需求端大量的风电存量订单需要在2020年底以前实现并网，短期停工不影响风电景气度持续。

随着产业链上下游企业陆续复工。

预计因YQ而后延的需求有望递延至三、四季度甚至是2021年。

四、风电产业链：

短期抢装释放需求量，长期政策预期提升利好全产业链龙头

风电产业链可分为上游原材料、中游制造（零部件和整机）以及下游风电运营商三大部分。

关键原材料主要包括用于发动机制造的稀土永磁材料，用于叶片制造的玻璃纤维、碳纤维，以及用于塔架制造的中厚板钢材。

关键零部件主要包括发电机、轮毂、轴承、齿轮箱、控制系统、叶片、塔架这几部分。

其中，叶片、齿轮箱是风电机组成本构成中所占比例最大的。

对于直驱式风电机组，其关键零部件中没有齿轮箱，但其发电机成本很高，总成本比同级别的双馈风机高。

风电整机供应商将以上零部件整合制造成为风电机组再出售给下游的风电运营商。

1、风机：

2020H1招标价、招标量双双回落，风机功率大型化趋势明显

（1）招标价、招标量双双回落，预收账款+合同负债增长迅速

①下游需求萎缩，风电招标量价齐跌

2020年以来受下游需求影响，风机招标价格回落，2020年2月风机招标价格达到历史高位，2.5MW和3.0MW招标价格分别为4155元/kW、4040元/kW，截止2020年6月，价格分别回落至3707元/kW和3507元/kW。

风机招标量也在持续下跌，2020Q1和2020Q2招标容量分别为4.3GW、6.7GW，同比-71.14%和-61.49%；随着二季度抢装潮的来临和YQ的逐步控制，风机招标量和新增装机量有所回升。

②整机企业订单量、预收账款增长迅速，将逐步兑现业绩的增长

尽管上半年风机招标量回落，但是头部企业订单仍旧充足。

2020H1明阳智能的在手订单量已经达到了15.13GW，同比增长23.6%。

金风科技2020H1在手订单达到了17.96GW。

另外，2020H1两家企业的预收账款也有较大幅度的增加，金风科技预收账款+合同负债为172.68亿元，同比增加147.68%。

明阳智能预收款+合同负债为102.35亿元，同比增加323.6%。

短期YQ造成需求的回落不改长期风电景气度的上升。

（2）头部效应明显，金风科技龙头地位稳固

竞争格局稳定，金风科技龙头地位稳固。

2010-2019年，国内风电整机制造企业历年新增装机前十企业市占率在80%-90%左右。

2013-2019年，新增装机前十和前五的企业占比逐年提升，CR5由54.10%提升至73.43%，CR10由77.77%上升至92.18%，头部效应明显。

同时，2013-2019年，有十家整机企业连续六年位居新增装机排名前十，行业格局稳定。

以2018年排名新增装机前十的企业为例，回顾这十家企业近九年的装机量情况，金风科技表现抢眼，装机量连续九年国内排名第一，2018年占据市场高达32%的份额，与第二名保持较大差距，龙头地位稳固。

（3）大功率转型持续推进，双馈/直驱/半直驱路线各有千秋

①风机功率向大型化发展

中国风能协会数据显示，我国新增装机平均功率自2008年的1.2MW提升至2018年2.2MW，增长了79.8%。

2008年，1.5-2.0MW是新增装机的主力，占全国新增总量的59%。

而到了2018年，2.0-2.5MW机组成为了主要的新增机组，占全国新增总量的73%。

②双馈式与直驱式发电机组优势互补，互相促进

双馈风电机组采用典型的高速齿轮箱+异步发电机+部分功率变流器的传动形式，双馈型机组转速较快，齿轮箱输出端齿轮容易损坏，维修量较大。

直驱式发电机组中叶轮通过主轴直接与永磁同步发动机组相连，通过全功率变流器接入电网，发电机转速较低，叶轮直径较大，制造和运输挑战较大，但可靠性较高。

半直驱风电机组结合了直驱和双馈风电机组的优势，通过风叶带动齿轮箱来驱动永磁同步电机发电，齿轮箱的调速较双馈方式低。

在满足传动和载荷设计的同时，结构更为紧凑，重量轻。

双馈技术由于技术较为成熟，使用时间较长，且成本较低，目前仍然是业内的主要选择。

③国内三大龙头企业风机技术路线选择各异

金风科技的风机产品全部使用直驱发电机，额定功率最高可达到8.0MW，引领国内风机企业发展。

金风科技的GW175-8.0MW海上风机于2019年9月25日推出，是国内首台具有完全自主知识产权的国产8MW机组。

金风科技的风机叶片也秉承大叶片的原则，叶片直径从121m到184m不等。

明阳智能的风机在低功率平台选择了双馈技术。

在中高功率平台为了使风机机组重量和体积保持在较小的范围内，明阳智能选择使用半直驱技术。

明阳智能的产品线覆盖范围在三家龙头企业中最广，额定功率覆盖1.5MW至7.25MW，叶轮直径从70m至178m。

凭借着覆盖面广的产品线，和灵活的技术路线选择，明阳智能未来的市占率有望进一步得到提升。

远景能源的风机全部使用双馈技术，目前只有2.X、3.X、4.X三个平台，还没有推出大功率的风机。

在风机功率大型化的趋势下，远景能源未来市场份额可能会有较大的下降。

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2、叶片：

大型化趋势明显，龙头企业市场份额有望继续增加

（1）叶片市场高景气，短期供给紧张

企业叶片业务向好，2020H1中材科技叶片营业收入达到15.86亿元，同比增长113.54%。

天顺风能叶片业务也发生迅速增长，2020年上半年叶片收入6.43亿元，同比增长153%。

此外，两企业叶片业务的毛利率也都出现了增长，天顺风能叶片毛利率由2017年的3.27%增长至2020年上半年的25%，中材科技叶片毛利率从2017年触底后回升到2019年上半年的23%。

短期内叶片将继续处于供不应求的状态。

1）大功率叶片趋势增加了行业进入的技术壁垒，小企业对大型叶片产能的贡献有限。

2）重要原材料巴沙木供应紧张。

巴沙木高度轻量化的特点与叶片轻型化的要求相符，因此对巴沙木的需求大增。

上一轮风电上升周期过后巴沙木价格由于供过于求而下降，进而导致种植量随后的大幅下降，叶片扩产周期在一年到一年半，而巴沙木的生长周期一般为4-5年，因此短期内巴沙木供给仍将处于紧张状态。

3）在叶片产线投资中，模具占较高的比重，且目前叶片迭代速度较快，很多模具还未满使用期限，由于其对应的叶片需求下降而处于闲置状态或被报废。

在叶片型号快速迭代的背景下，许多叶片生产厂商对扩产持较为谨慎的态度。

（2）叶片大型化与轻量化发展趋势显著，技术迭代速度快

大型化叶片降低度电成本，技术壁垒利好龙头。

叶片大型化为风电资源相对较弱的区域提供了风电经济可行性。

据GE测算，若叶片直径从116m增加到160m，则发电量可提高一倍并降低30%的度电成本。

风机大型化是降低风电成本的重要途径，而叶片大型化是风机大型化的主要方式。

据明阳智能测算，叶片约占风机总成本的23.3%，是风机成本中最大的单项零部件。

大功率叶片转型中的装备升级与智能化生产提高了行业的进入门槛，技术上的壁垒将保障头部公司未来身位的领先。

叶片大型化趋势明显，迭代迅速。

风轮由叶片和轮毂组成，其直径部分主要为叶片。

CWEA统计结果显示，2018年平均风轮直径达到120米，同比增长6.67%。

2008-2018年平均风轮直径的CAGR为6.32%。

由于“红六省”未完全解禁，风电装机向低风速资源区转移的趋势明显，此外，海上风电装机对叶片长度有更高的要求，因此预计叶片及风轮长度增长的趋势还将继续维持。

叶片轻量化是大型化趋势的必然要求，碳纤维等新材料有研发空间。

大尺寸叶片的制造需解决叶片质量增加而带来的气动弹性耦的问题。

叶片长度的增长将使其重量增加，从而导致气动效率降低，进而影响发电量。

因此，需兼顾叶片的大型化和轻薄化。

此外，叶片重量增加，还将带来机组运转载荷及运输便利性的问题。

目前市面主流风机厂商广泛采用巴沙木这一号称世界上最轻的木材作为夹心材料来减轻重量。

为实现叶片轻型化，对叶片新型结构的设计及对碳纤维和高模高强玻璃纤维等新型材料的研发也将成为未来的研究方向。

（3）市场集中度高，中材科技长期领跑

受大型化趋势影响，CR5市占率持续提升。

风机功率的提升对叶片大型化提出了更高的要求，而叶片的大型化和智能化生产有较高的技术壁垒。

由于叶片的迭代速度较快，且大型化趋势不可逆，行业落后产能会被迅速出清。

国内风电叶片头部企业市占率不断攀升，2019年，风电叶片行业CR5市占率达68%以上。

伴随海上风电发展、装机区域转移和竞价上网等因素的影响，叶片大型化趋势还将继续，行业集中度将继续提高。

中材科技连续九年市场占有率第一，技术实力与产能突出。

中材叶片创立于2007年6月，是中材科技的全资子公司，负责风电叶片业务的经营。

公司产能相对优势明显，年产能位居全国第一。

在行业总体生产单只叶片需要36-48小时的情况下，中材科技可以控制在24小时内完成单只叶片的生产。

技术方面，公司产品类别丰富，2MW及以上大叶片占主导地位，且拥有开发海上超大叶片的技术。

此外，公司客户资源优质，与金风科技和远景能源等龙头整机厂开展深度合作，公司有望享受风电下游市场中客户增长的红利。

3、塔筒：

高塔架提高发电利用水平，天顺风能引领行业发展

（1）原材料价格振荡维稳，龙头企业毛利率小幅提升

钢板价格振荡维稳，风塔利润空间扩大。

风塔制造的主要原材料为钢板，钢板价格变动对风塔毛利率有较大影响。

2013-2015年，由于钢铁行业产能严重过剩，钢材价格持续下跌。

风塔毛利率也因此大幅度上升，四家龙头企业的平均毛利率由21.15%上升至31.29%。

2016-2018年，钢铁行业淘汰落后产能、钢材价格呈上升趋势，风塔毛利率回落至2013年的水平。

2019年以来钢材价格在4000元左右振荡维稳，2020H1风塔毛利率小幅度回升。

风塔单位售价回调，单吨毛利率逐步改善。

2020年上半年，龙头公司天顺风能的风塔销售单价从2019年8987元回调至8198元，同比-10.87%；尽管如此，天顺风能风塔单吨毛利逆势升至2048元，同比增长8.76%。

（2）天顺风能引领国内塔筒发展，深度绑定全球知名风机企业

天顺风能在国内塔筒行业中优势不断扩大。

国内塔筒上市企业主要有天顺风能、泰胜风能、天能重工和大金重工，其中天顺风能是国内风塔行业的领军企业。

2011-2019年，天顺风能凭借着绑定Vestas、GE、西门子歌美飒、金风等全球大型风电整机厂商的客户优势，风塔业务营业收入逐步与其他三家上市风塔企业拉开差距。

2020H1天顺风能塔筒营业收入21.32亿元，竞争优势不断扩大。

天顺风能预收账款高增长将逐步兑现到业绩高增长。

天顺风能自2017年以来，预收账款保持高增长趋势，半年度的预收账款同比维持在60%-70%的高增长水平。

2019年，天顺风能的预收账款高达4.64亿元，同比增长173%。

天顺风能预收账款的增长预示着其在手订单的高增长。

随着大量订单的逐步兑现，天顺风能的营收也将迎来高增长。

风塔企业的产能多分布在沿海和三北地区。

风塔企业的产能布局主要围绕着沿海和三北地区。

位于沿海的生产基地主要对接海上风塔和出口产品，方便运输体积和重量相对较大的风塔。

位于三北地区的生产基地主要对接平价大基地。

沿海地区方面，天顺风能、天能重工和泰胜风能都有多个生产基地。

三北地区方面，天顺风能、泰胜风能都在内蒙古包头建厂，位置优势较大。

天能重工和泰胜风能还各有一个生产基地位于新疆，距离平价大基地也较近，可共享下游建设平价大基地的红利。

天顺风能发展势头良好，布局全球市场。

天顺风能的国内产能目前总计达到70万吨，远超国内其他风塔企业，奠定了国内行业龙头地位。

天顺风能还积极布局海外市场。

天顺风能客户覆盖全球风机巨头。

天顺风能的风塔客户主要覆盖Vestas、GE、西门子歌美飒、金风科