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中金 风电整机:高壁垒+格局集中 行业加速发展

  平价初年,国内陆上大型化风机产业化加速推进,带来风机和发电成本阶梯式下降,我们上调“十四五”中国风电新增装机预测至年均55GW以上。风电整机环节是风电技术进步和推动度电成本下降的核心,其高壁垒、轻资产和强的上下游资金周转能力等特点被市场低估。风电整机环节格局在平价初年快速优化集中,我们认为领先企业有望在行业加速发展的过程中享受高于行业的增速。另外,我们预计运维服务、发电站运营和海外出口等均将给风电整机企业提供增量市场空间。

  上调“十四五”中国风电新增量预测至年均55GW以上。由于陆上风电风机技术进步带来的降本已经较为明显,我们预计下游运营商有望对于后续风电开发规划做出相应调整,进而上调“十四五”中国风电新增装机预测至年均55GW以上,如果考虑中东部分散式资源利用提速和海上风电地方补贴跟进等潜在增益,年均新增装机量仍有提升空间。

  风电整机是风电技术进步和推动度电成本下降的核心环节,兼具高壁垒和轻资产等特点。风机的研发、设计以及全生命周期的运行表现、运维等是推动风电高质量发展、降低度电成本的核心。行业发展至今,领先整机企业已经具备相当高的壁垒,且兼具轻资产和强的上下游资金周转能力。

  整机行业格局在快速优化集中,整机企业也有望受益于大型化零部件溢价率下降。我们统计的2021年1-8月行业中标数据中前6家企业中标份额合计已达85%,头部效应愈发凸显。我们预计国内领先整机企业有望在行业加速发展的过程中享受高于行业的增速。同时,头部零部件厂商持续扩产配套大型化风机的产能,有望带来大型化零部件溢价率下降。

  整机企业有望在运维服务、发电站运营和海外出口上取得增量市场空间。我们预计整机企业有望受益于国内运维服务模式与海外接轨,存量项目老旧机组改造市场逐步打开,新能源发电资产持续重估和整机海外市场开拓。

  国内风机技术进步在平价初年集中推广,陆风成本已较十三五时期迎来阶梯式下降

  国内陆上风电发展起点高,在发展初期上网补贴电价水平就相对较低。自2009年国家发改委正式发布按照四类风资源区制定的度电补贴上网电价政策起,国内陆上风电最高的上网电价为四类资源区的0.61元/度,而直到十年后2019年起的国内光伏地面电站二、三类资源区的上网电价才降至0.6元/度以下,可以说风电是国内发展起点很高的可再生电力来源。以发展起步时期的上网电价距平价上网电价的差距来看,陆上风电差距仅约为30-40%,明显小于光伏的60-70%。

  国内陆上风电过去五年技术演进相对缓慢,成本下降幅度小。根据国际可再生能源机构(IRNEA)数据,国内陆上风电在2011-2015和2016-2020两段时期平均的度电成本CAGR分别为-1.9%和-2.2%,成本降幅小于2001-2005和2006-2010之间-4.2%和-8.0%,也明显小于光伏在2011-2015和2016-2020这两段时期-19.7%和-9.9%的降幅。风电在过去一段时期度电成本下降缓慢,我们认为主要与以下一些因素有关:

  中国风电过去十年需求的周期性波动影响了陆风技术进步。2011-2015年期间陆上风机大型化、零部件国产化仍在推进,对降低项目造价有一定积极贡献。但2016年开始的至少三年的行业下行周期中,风电新增装机被迫向中东部转移,同时这段时期零部件企业产能扩张不足,风机大型化研发到市场化推广明显受阻。而2019-2020年行业抢装中大型化零部件短缺,行业中普遍应用的风机功率仍在3MW及以下,与2015年抢装时期提升并不明显,最终结果为过去5-10年国内风电单机功率对比全球其他市场提升幅度缓慢。

  中国陆风补贴下滑幅度较为温和,制造产业链各环节内部竞争不够激烈,原材料也有涨价趋势。由于风电的高起点,政策层面取消补贴的动力直到2018年附近由于光伏的大规模发展导致补贴资金缺口加大后才出现。而同时由于需求除抢装期外较平稳,制造环节内部竞争不够激烈,通过规模化扩产降低成本的进度也较为缓慢。另外2016年后上游大宗原材料等成本上涨也影响了零部件成本的下降。

  资料来源:国家能源局,中国风电行业协会,国际可再生能源机构,中金公司研究部

  十三五时期发展长叶片和高塔筒已经推动部分中东部和南方区域平价。2015年国内风电第一次抢装后,由于三北新能源电力消纳的压力,风电装机向中东部和南方区域转移。在此过程中,为了更好适应中低风速区的风资源,长叶片和高塔筒来增大扫风面积成为主要降本方式,直接推动了中东部和南方区域迈向平价。

  十三五末至平价初年的2021年开始,大型化风机产业化加速推进。伴随着“碳达峰、碳中和”等相关对新能源发电的支持政策陆续推出后,三北等大基地项目重启,同时平价压力下大功率风机产业化加速推进,一同推动风机成本的下降。

  图表:中国陆上风机的大功率、长叶片和高塔筒发展趋势和近期大功率陆上风机产业化情况

  机组大型化将推动风机降本。由于风机零部件中原材料构成了主要的成本,原材料的定价方式多数是以重量计价,在机组大型化的同时,风机单位功率重量的减小将给零部件采购成本带来节约,推动风机降本。我们以2.0MW风机3,400元/千瓦含税招标价、15%毛利率为基准测算,随着单机功率变大带来的成本节约,同时考虑目前大型化零部件普遍较小型化零部件溢价约30%或以上,我们预计4.0MW/5.0MW/6.0MW风机在规模化生产后有望分别在2,660/2,330/2,100元/千瓦的招标价下实现15%毛利率。如果考虑大型化零部件在此后批量化产能投放后的溢价率下降,风机生产成本还可以进一步降低。

  抢装后风机中标价下行趋势已经体现风机降本。从2020年中开始,随着行业抢装基本到尾声,陆上风电中标价持续下行,到2020年底已经接近3,000元/kW.1Q21行业中标价继续下行,多数项目中标区间在2,700-3,000元/kW附近,2Q21行业平均中标价在2,500元/kW以下的项目占比提升较多。我们统计7M21接近79%的项目中标价格已经低于3,000元/kW,同时中标价格低于2,500元/kW项目占比已经达到36%,对应整机企业用大型化风机拿单的比例已经较为明显。

  注:按照大型化风机成本下降,假设15%的毛利率反推招标价;考虑了大型化零部件的溢价;与实际情况存在偏差,不代表厂商口径

  电力企业规划了饱满的十四五新能源装机,支撑饱满的风电装机规模。过去几年电力企业资本开支中投资新能源的比例均已经实现大幅提升,展望十四五期间,各电力企业也都将新能源电站作为投资重点、盈利增长的驱动力。以国家能源集团为例,集团计划2025年碳达峰,“十四五”新增装机120GW;华能集团、华电集团和三峡集团也计划了“十四五”期间分别新增75GW以上的新能源装机;其他电力集团也均表示将在平价时代保持相当规模的风电和光伏项目建设。我们目前统计的以央企为主的电力企业合计已经规划了接近530GW的新能源装机,而地方国企层面也有相当规模的新能源投资规划,合计装机规划或已达700GW。从主要企业的规划来看,风电在其各自新增装机的比例中大致可以占到40%左右,即根据我们初步统计的运营商开发规划就已经能够支撑“十四五”期间年均新增50GW以上的风电装机规模。

  上调“十四五”中国风电新增量预测至年均55GW以上。由于陆上风电风机技术进步带来的降本已经较为明显,诸多可开发资源的回报率水平已经较为优异,我们预计下游运营商有望对于后续风电开发规划做出相应调整,进而上调“十四五”中国风电新增装机预测至年均55GW以上,如果考虑中东部分散式资源利用提速和海上风电地方补贴跟进等潜在增益,年均新增装机量仍有提升空间。

  风电整机是风电技术进步和推动度电成本下降的核心环节,兼具高壁垒和轻资产等特点

  风电整机环节引领行业技术进步。风电涉及空气动力、结构动力、仿真、电力电子、电气传动、控制技术、人工智能、新材料等前沿和交叉学科,而将这些学科结合和应用来设计出适应不同资源条件的更先进的风机是风电整机企业的核心工作,也是整个风电行业技术进步的关键。

  风电整机是风电降本的核心。在风电项目的全生命周期运行中,仅占项目投资不到50%的风机在很大程度上决定了项目的回报率水平,风机的研发、设计以及全生命周期的运行表现、运维等是推动风电高质量发展、降低度电成本的核心。在过往的定位中,风电整机企业较多仅服务于整机的设计、生产、交付到部分的运维业务,且更多仅专注于新风机产品的研发和生产。随着行业向高质量发展,整机企业将越来越多参与风电项目全流程的定制化开发、建设到运维服务过程,共同推动项目降低度电成本。

  我们认为行业发展至今,领先整机企业已经具备相当高的壁垒,主要为以下几点:

  1)技术壁垒:虽然国内整机厂商原始的风机技术大多自海外引进,但整机厂商仍然需要根据国内不同的风资源条件进行定制,其中涉及的跨学科、跨行业技术整合能力要求很高。特别是当前整机迈向大型化或海上,更需要在大型化的过程中同时满足机型的轻量化进而降低成本,在原始技术基础上投入的研发要求更高。我们统计头部的整机企业和明阳智能分别累计在近5年投入了58亿元和18亿元的研发费用,包括其他一些市场份额常年保持前十的整机企业,均已经通过持续的研发投入构筑了明显的技术壁垒。以研发门槛更高的海上风机为例,截止目前国内也仅有5-6家企业有海风产品的实际安装。

  2)产业链配套壁垒:由于风电产品明显的定制性,风电整机企业在技术研发的过程中,需要不断与上游零部件厂商完善零部件的配套,零部件的批量供应能力也是考验整机企业的核心门槛之一,特别是现在风机大型化趋势下零部件环节中大型化产品供应不足的情况很普遍。为完善零部件供应体系,我们看到头部整机企业能够与各零部件环节领先的企业保持稳定的供应关系,也能看到一些整机企业在个别零部件环节(叶片、发电机等)采用了内部自建产能供应。

  3)品牌壁垒:一般情况下陆上风机单台售价在1,000万元附近(海上风机较陆上要高出几倍),如果后续运行中出现严重的质量问题将给运营商带来较大的维修费用和发电损失,且后续出质保期后的运维也需要整机企业协助,因此下游运营商对于整机产品和整机企业的品质要求较高。目前来看,头部的整机企业已经有多年机组运行、出质保期运维的历史,构筑了较高的品牌壁垒。

  风电整机制造为轻资产模式。根据行业普遍情况,新建一个年产200台风机的整机组装产能的资本开支为1亿元以内,按照每台4MW的功率计算,新建单GW整机产能的资本开支仅略高于1亿元,小于大部分零部件环节的单GW资本开支。按照当前整机售价,单GW整机的收入规模高于20亿元,即整机环节的资产周转率很高。

  资料来源:公司公告(运达股份、新强联、金雷股份、日月股份、天顺风能),中金公司研究部

  整机环节对上下游资金周转情况好于零部件环节。整机环节在上下游资金周转中具有优势,大多数公司都能保持正的“应付-应收”账款周转天数,即占用上游零部件企业的资金周期长于应收下游客户的付款周期。

  风电整机行业发展初期参与者众多,后续趋向集中。根据中国风能协会统计,2009年国内风电整机行业存在超过70家企业,年产能超过40GW。而当时已经实现风机销售的整机企业也超过30家,可以说整机环节在国产化的初期参与者较多,较多企业在发展初期获得了一定市场参与度。而随后行业经历的一些下行的需求周期中,逐步淘汰了落后企业,整机市场份额趋向头部集中,2018-2019年CR360%、CR570%。

  2020年陆上风电抢装周期中,整机行业集中度趋向分散。2020年国内整机行业出货量同比增长114%,此过程中行业集中度出现了一定回落,2020年行业排名4-10名的整机厂商基本实现了同比+200%的出货量增长,而前三名的出货量增速均低于100%,CR3从2019年的62.6%下降至2020年的48.5%。

  风电整机环节格局在平价初年快速优化集中。在国内陆上风电平价初年(2021年),我们统计的2021年1-8月行业中标数据显示仅有约13家企业获得了订单,前6家企业中标份额合计已达85%,前8家已达95%,证明在平价考验下,领先企业已经具备相当的机型研发、降本、产能布局和零部件供应等优势来保证自身的市场份额,头部效应愈发凸显。我们预计国内领先整机企业有望实现类似于海外头部的风电整机企业和头部光伏组件企业的发展历程,在行业加速发展的过程中享受高于行业的增速。

  中国风电零部件环节集中度不高。在中国风电零部件产业链的大部分环节已经有了领先企业,其中齿轮箱、主轴、铸件、变流器环节的第一大厂商的市占率超过了20%,但市占率能超过30%的公司较少,大部分零部件环节行业格局略为分散,暂时少有对整机企业产品定价能力强的零部件环节。

  注:出口较少的环节如叶片、变流器、海缆采用国内市占率,其他环节采用全球市占率

  头部的零部件厂商在抢装开始后在持续扩充先进产能,主要侧重于大型化和海上风电机型的配套。由于2016-2018年行业的低谷期,零部件企业产能扩张不足,抢装开始后头部零部件企业纷纷扩产,且由于后续“十四五”装机展望更加乐观,零部件企业也没有停止扩产,并且扩产呈现出大型化趋势。例如,1)铸件:新增大型化海风铸件和精加工产能;2)叶片:中材科技、、时代新材、艾朗科技等公司积极扩产配套大功率风机的叶片产能;3)主轴:扩产海上风电铸造主轴产能;4)轴承:计划扩产3MW及以上功率风电轴承产,舍弗勒在积极扩产主轴轴承、齿轮箱轴承产能;4)南高齿和采埃孚也在积极扩产齿轮箱产能。

  大型化零部件溢价率有望下降。2021年由于国内海上抢装,引发了较多配套超大型化海上机型的零部件需求,而实际国内超大型化零部件的供应能力还较为紧张,特别是海上风机需要的主轴轴承、齿轮箱等产品还没有完全实现国产化,这些供应紧张的零部件均较普通陆上小型化产品有40%以上的溢价。不过展望2022年海上抢装结束后,我们预计超大型化的零部件需求将回落,而4-5MW陆上风机零部件的需求将会明显提升。根据我们了解,领先的零部件企业均已经在针对4-5MW陆上风机的产品进行扩产或技改,除个别尚未完全国产化的环节如主轴轴承外,我们测算大部分零部件环节如叶片、铸件、齿轮箱、变流器等已经能够满足明年4MW以上陆上风机占需求比例超过40%的情形,我们预计大型化零部件仍将保持溢价,但溢价率有望出现一定下降。

  未来国内新增风电项目有望逐步接轨海外运维服务模式,整机企业将获得高利润率的高增长业务。过往国内的风电市场发展中,整机企业一般只在风机销售后的2-5年内(质保期)负责运维服务,新机组维护费用也较低,随后较多情况下由运营商自行进行运维服务,交由整机企业或第三方专业运维的比例较少。而风电整机企业拥有整机生产和零部件批量采购等多方面优势,在“十四五”开始提速的新增风电建设中,我们预计国内运维服务市场有望逐步与海外接轨,签订较长年限的运维服务合同。对于整机企业来说,我们认为从目前开始运维服务将成为重要的增量业务模式,虽然短期收入规模占比可能不大,但其利润率将明显高于整机销售,且有望保持较高增速。

  资料来源:彭博新能源财经,维斯塔斯公告,西门子歌美飒公告,中金公司研究部

  老旧机组改造市场逐步打开,未来十年老旧机组改造和置换市场或超60GW。国内1.5MW及以下的小功率机组主要集中在2011年以前,这些老机组存在普遍的运行效率差、运维成本高的问题,且有一定安全隐患。按照机组运行15年后开始有改造需求,或是运行20年未改造的机组有退役需求,根据发改委能源研究所初步测算,2021-2030年间累计需要改造或退役的机组容量将超过60GW,即平均每年增加约6GW的额外风机改造/置换需求。

  政策已经开始推动,但具体细则仍待完善。2021年2月国家能源局发布的《关于2021年风电、光伏开发建设有关事项的通知(征求意见稿)》中,已经明确鼓励项目业主对老旧风电项目通过技改、置换等方式启动升级,重点开展单机容量小于1.5兆瓦的风电机组技改升级。但从具体执行细则上,对于改造后电价补贴、发电消纳以及相关输电配套设施的改造等仍不明确,需要后续政策继续完善。

  整机企业在新能源发电资产上的布局较早、较优,且在后续发展中仍有保持高规模增长的空间,有望持续受益于新能源运营资产重估。部分整机企业较早布局了新能源发电资产,例如金风科技和截止1H21在运新能源电站(风电为主)资产规模分别为5.62GW、1.26GW,且仍有较大规模在建项目,两家企业也均在建设过程中会转让部分资产,回笼现金流的同时继续支持新项目建设。自2020年年中至今,特别是“碳达峰、碳中和”规划提出之后,国内新能源发电资产的高成长性、较高回报水平和稳定现金流表现等价值持续处于重估之中,一级市场电站交易价格均高于1倍PB,二级市场上市的新能源运营商PB估值也持续回升,目前普遍交易于1.5倍PB以上。

  多家风电整机企业均有海外市场布局,有望实现海外市场销量增长。由于风机产品的非标准性,单个风机产品价格高昂,以及产品在后续运行中仍需要高质量的运维服务,海外市场在开发风电站过程中对于国产风电整机企业提供的产品认可度不够,再加上早年国内风机出口后的质量表现一般,再之后国内整机企业在出海过程中遇到了较多认证的难度,很难进入海外风电开发商的招标名单。不过,随着国内整机在国内市场较好运行历史的证明,加上在过去多年伴随着中国电力企业海外投资,整机企业也积累了一定的出口历史,其中以金风科技表现最为突出,过去多年在风机出口份额中保持了50%以上的占比。除金风科技外,明阳智能、、远景能源、东方电气等企业均持续在海外市场发力,我们预计在全球碳中和趋势下,风电在更多市场均有很好发展前景,特别是东南亚、南美和非洲市场,中国风机企业有望抓住机遇提升在海外市场的份额。

  平价初年,国内陆上大型化风机产业化加速推进,带来风机和发电成本阶梯式下降,我们预计下游运营商有望对于后续风电开发规划做出相应调整,进而上调“十四五”中国风电新增装机预测至年均55GW以上。风电整机环节是风电技术进步和推动度电成本下降的核心,其高壁垒、轻资产和强的上下游资金周转能力等特点被市场低估。

  风电整机环节格局在平价初年快速优化集中,2021年1-8月行业前6家企业中标份额合计已达85%,领先企业有望在行业加速发展的过程中享受高于行业的增速。同时,我们认为在大部分零部件环节格局较为分散的情形下,整机企业有望受益于先进零部件产能投放带来的大型化零部件溢价率下降。另外,运维服务、发电站运营和海外出口等均将给风电整机企业提供增量市场空间。

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