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开源证券:风电迎来发展新阶段 产业链龙头御风而上

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  来源:金融界网站

  来源:开源证券新能源

  核心观点

  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,我们预计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

  产品力提升、较好的政策氛围叠加传统车企加速转型,全球电动车市场进入新一 轮景气周期,电池参与方增加。我们认为,第三方龙头优于合资或自建电池厂, 看好其长期竞争力和相关产业链投资机会。1)中短期,动力电池技术壁垒高, 新进入者需经过一段时间的摸索与磨合才有能力与龙头企业抗衡。2)长期,合 资厂不足以威胁动力电池龙头:龙头早已形成规模效应与供应链管理体系,其成 本管控等能力强大;而合资、自建电池厂主要为相关车企服务,其进化能力稍弱, 难以与第三方龙头企业抗衡。类比光伏产业链中硅片环节的竞争格局:三大龙头 硅片厂商合计占据约 40%的全球市场份额(隆基股份占全球单晶硅片市场 35% 以上份额),晶科能源等六大一体化厂商的产量份额约占 15%。

  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。

  风险提示:风电新增装机不及预期;海上风电政策不及预期;原材料价格波动风险。

  正文内容

  1、长期:风力发展基本面良好,发展空间较大

  1.1、 中国风电资源总量丰富,高风速区域有限

  1.1.1、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。


  1.1.2、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/-353W/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/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。


  1.2、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CAGR 13.60%。


  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。


  1.3、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。


  2、中期:风电经济性凸显,消纳改善景气度上升

  2.1、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。


  2.2、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。


  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,截至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。


  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。


  3、短期:抢装加速,疫情不改风电高景气

  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。


  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。预计因疫情而后延的需求有望递延至三、四季度甚至是2021年。


  4、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。



  4.1、风机:2020H1招标价、招标量双双回落,风机功率大型化趋势明显

  4.1.1、招标价、招标量双双回落,预收账款+合同负债增长迅速

  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,截至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疫情的逐步控制,风机招标量和新增装机量有所回升。


  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%。短期疫情造成需求的回落不改长期风电景气度的上升。



  4.1.2、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。



  4.1.3、大功率转型持续推进,双馈/直驱/半直驱路线各有千秋

  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%。


  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。


  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。




  4.2、叶片:大型化趋势明显,龙头企业市场份额有望继续增加

  4.2.1、叶片市场高景气,短期供给紧张

  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。

  4.2.2、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。


  4.2.3、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。


  4.3、塔筒:高塔架提高发电利用水平,天顺风能引领行业发展

  4.3.1、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%。


  4.3.2、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、金风科技等全球风机巨头。装载的风机功率主要在2.5MW以上,产品线覆盖范围较广,在装风机功率可高达8MW。公司与Vestas深度绑定,2011年和2017年分别和Vestas签订了长达三年和五年的塔架采购协议,有效期至2020年。我们预计天顺风能和Vestas等全球大型风电整机厂商的合作关系会继续保持稳定,有望持续享受风电下游市场红利。


  4.3.3、塔筒大型化发展,壁垒较高

  高风筒发展趋势,提高发电利用能力。风速在空中水平和(或)垂直距离上会发生变化,不同高度在不同风切变下的风速有明显区别,高切变下,高度增加会显著提升风速。由于风电功率与风速的三次方成正比,高塔筒可以显著提高风电发电功率,降低度电成本。以0.3的风切变为例,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,某131-2.2机组的年等效满发小时数可从1991h增加到2396h,提升了20.34%。高风机塔架生产成本和技术要求较高,在执行标杆价格时不会受到较大青睐,全面竞价上网将使企业对成本的关注更大地转移到风电的全生命周期成本,高塔架对低风速地区的风电发展将起到有效促进。


  风塔具有一定的技术壁垒和客户壁垒,新晋竞争者进入市场有一定难度。由于风塔常年在野外恶劣环境下运行,客户对风塔的可靠性要求较高,运行寿命一般要保证20年,塔筒制造具有一定的技术壁垒。具体包括在法兰平面度要求、法兰的内倾量要求、焊缝的棱角要求、错边量控制、厚板焊接和防腐要求等。另外,整机厂商通常会对塔筒供应商进行严格的认证,并对其后续生产进行持续的督导与指导。龙头塔架企业一般都与下游客户建立了长久的合作关系,拥有优质的客户资源,新晋竞争者进入市场有一定难度。


  4.4、铸件:由毛坯铸造向精加工发展,日月股份盈利复苏

  4.4.1、风电铸件生产流程繁杂精细,成本受原材料价格影响大

  风电铸件种类繁多。以铸件龙头企业的风电铸件产品为例,风电铸件主要包括箱体、扭力臂、轮毂、壳体、底座、行星架、主框架、定动轴、主轴套等。


  铸件是技术密集型和资金密集型行业。铸件生产过程主要包括铸造和精加工两大环节。铸造环节生产毛坯铸件。随后的精加工工序根据毛坯铸件的形状特点及产品使用要求,采用车、铣、刨、磨、钻、钳等技术手段进行去除加工,以达到交付状态。精加工环节既需要高精度的设备投入,也需要技术熟练的工人操作。另外,风电铸件精加工生产线的建设资金投入较大。民营企业限于前期资金实力、风险承受能力制约,往往优先投资毛坯铸造这一核心流程,精加工工序通过外协解决。


  铸件的成本受生铁等原材料价格影响较大。2016年-2019年,铸件龙头日月股份主营成本中,直接材料占比过半,铸件原材料主要包括生铁、废钢和焦炭等。其中生铁的价格对成本影响最大,占直接材料成本的50%左右。自2016年起,随着钢铁行业淘汰落后产能基本完成,钢铁景气度回升,生铁价格持续回升,导致铸件的直接材料占比由2016年的54.2%上升至2018年的70.2%。我们预计未来生铁价格依然是影响铸件成本的最主要因素。


  原材料价格逐步稳定,风电铸件毛利率有所回升。2016年-2018年,随着生铁、废钢等主要原材料价格大幅上涨,风电铸件的毛利率也进入下行通道。日月股份风电铸件毛利率从2016年的34.59%下降至2018年的21.64%,降低了12.95pct。2019年以来,生铁和废钢价格逐步稳定,叠加铸件销售价格上涨,风电铸件毛利率开始回升。2019日月股份风电铸件毛利率回升至25.32%。下游风电铸件需求随抢装持续扩大,铸件销售价格上涨,叠加生铁和废钢价格回稳,风电铸件毛利率有望继续回升。



  4.4.2、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

  整体铸件生产的重心从发达国家转移至中国。欧洲、日本和韩国等发达地区有一些历史悠久,技术水平先进的铸件制造企业,包括法国克鲁索、德国辛北尔康普、日本制钢所、日本铸锻钢公司、神户制钢、韩国斗山重工等。但由于铸件是能源密集型和劳动密集型行业,铸件制造业的重心近年来从发达国家转移至中国、印度等发展中国家。铸件生产过程中需要耗费大量的资源和能源,以及使用大量的技术工人。发达国家受环保压力、人工成本等因素影响,近年来铸件产量较小。同时,中国基础设施建设、风电建设不断推进,也带动了对铸件的需求。


  国内方面,国企保持行业领先地位,民营企业在细分领域占据优势并不断发展壮大。在行业发展初期,以一重、二重、上重、中信重工、大连重工等为代表的国有铸件企业占据市场主导地位。这些国企主要给集团内部的成套设备提供配套铸件,较少参与市场化竞争。以日月股份、永冠集团、吉鑫科技以及山东龙马为代表的民营企业后期发力,为其他市场化成套设备制造商提供配套铸件。其中日月股份、永冠集团、吉鑫科技、佳力科技是上市公司。

  日月股份占中国风电铸件市场15-22%,目前扩产积极。2019年,日月股份风电铸件销售量分别为25.53万吨,按照中国铸造协会估算,每MW风电整机大约需要20-25吨铸件。目前,日月股份有三个扩产在建项目,包括“年产10万吨大型铸件精加工建设项目”、“新日星年产18万吨(一期10万吨)海上装备关键部件项目”,以及“年产12万吨大型海上风电关键部件精加工生产线建设项目”。随着上述项目逐步落成,日月股份的产能将有大幅度提升,有望强势占领市场。

  4.5、海缆:海上风电促海缆需求增长,技术壁垒高利好龙头企业

  4.5.1、海上风电发展,促进海缆需求增长。

  海上风电带动海缆需求增长。由于海上风电有风能资源丰富、发电利用小时数高、不占用土地等优点,风电开发逐渐从陆上风电向海陆风电双重发展。海上风电的建设需要在海底铺设海缆用于电力的传输。我国海上风电通常采取二级升压(少数采用三级)的方式将电力传输回陆上。二级升压即指风电机输出电压690V经箱变升压至35kV后,分别通过35kV海底电缆汇流至110kV或220kV升压站,最终以110kV或220kV线路接入电网。三级升压则将输出电压650V依次通过35kV、110kV和220kV三次升压,最后并入电网。因此目前海缆的规格多分为35kV、110kV、220kV三大类。随着海上风电进一步向远海发展,海缆未来还会向500kV发展。


  4.5.2、海缆生产工序复杂,原材料是主要成本

  宁德时代与 LG 化学产能快速扩张。宁德时代和 LG 化学两家企业在全球化战略的 实施具有前瞻性,在产能规模方面具有较大的领先优势,松下作为日本企业,保守的 竞争策略导致公司对产能扩张保持较强的谨慎性,未来随着中国以及欧洲动力电池 需求快速增长,短期新增产能难以建成投产,规模竞争优势将处于下风。Northvolt 公 司由于发展起点较晚,产能处于第一轮扩张周期,总体产能无法与其他三个竞争对 手相比较。


  海缆性能要求更高,技术门槛高。1)海缆生产工艺流程较多。由于海底的环境复杂且海水具有强腐蚀性,海缆相较于陆上电缆技术更复杂,生产难度较大。海缆的生产流程相比陆上高压电缆的生产多了约50%的工艺流程。对比东方电缆220kV海缆和陆缆产品,海缆结构比同样电压的陆缆结构多了近一倍。2)需要掌握接头、敷设、施工的核心技术。海缆的接头技术、敷设设计施工要求更高,需要专门的技术和设备。3)海缆长度更长。海上风电项目距离陆地较远,通常采取一次性运输大长度海缆的方式节约运输成本。而大长度海缆也对制造的稳定性、一致性要求非常高。


  海缆成本主要受铜等原材料价格影响。龙头公司东方电缆的海缆成本构成中,原材料占比达到90%以上。其中铜材料的占比最大。另一家龙头公司中天科技披露铜材料占其海缆总成本的65%左右。依据以上信息推算,铜材料在海缆原材料成本中大约占70%左右。为了对冲铜价对海缆成本的影响,部分企业通过期货套期保值、签订远期合同来规避价格波动的风险。


  4.5.3、东方电缆海缆订单量领先,海缆制造进入壁垒较高

  东方电缆订单量大且连续性强,支撑业绩增长。2005年以前,海缆市场主要由国外的海缆企业垄断,主要包括耐克森、普睿司曼、阿尔卡、特朗讯、泰科和日本富士通株式会社等。目前在国内具备海缆制造和施工能力的企业还较少,主要有中天科技、东方电缆、亨通光电、汉缆股份等,其中东方电缆和中天科技是第一梯队。


  海缆具有资金壁垒和资质壁垒。海缆生产需要巨大的前期资本投入。东方电缆2016年募投一个海缆生产基地需要约8亿元的总投资,其中设备购置2.5亿元。另外,海缆生产需要取得国家的实行生产许可证以及通过强制性产品认证。海上项目竞标还设有客户验证环节,对供货经验和业绩有要求。

  4.5.4、发展趋势向直流化、大长度、总包模式发展

  海缆技术向直流化发展。相比于传统的直流输电,柔性直流技术具有众多优势,是目前远海风电最优的选择。在柔性直流输电并网方案中,需要在风电场增加一个海上换流站,将交流电转换为直流电,再通过直流海缆传回到陆地上的换流站,然后再以交流电并网。虽然直流柔性技术增设了更多的中间环节,但其能大幅度解决海上长距离输电的问题以及改善风电场并网性能。柔性直流输电的优势体现在:1)孤岛供电。传统的直流输电是点对点单向输电,不能向没有电源点的电网送电。而柔性直流输电可以灵活双向调配电能,可以直接向海上孤岛等偏远地区供电。2)可独立控制有功功率与无功功率。柔性直流输电不需要单独配置无功补偿装置,运行方式灵活,提高系统可控性。3)长距离输电损耗小。使用交流电缆输电时,海水与电芯形成的电容效应会随海缆长度增加而增大,损耗电能,输送到终端的有效电能少。柔性直流输电过程中电能基本保持恒定。4)携带多个站点的电能。柔性直流输电可以携带来自多个站点的风能,达到多个城市的负荷中心。目前中天科技、东方电缆、亨通光电和汉缆股份都有柔性直流输电的技术,主要应用在远海风电项目中。


  大长度海缆、软接头技术是海缆核心技术。由于海缆连接处比单段海缆本体更脆弱,更容易出现问题,目前市场趋向于使用连续长度大的海缆,以减少风险。在单根无接头海缆无法满足长度需求的情况下,海缆制造商会运用软接头的工艺,将多段单根无接头的海缆连接到所需要的长度。另外,软接头技术也是修复海缆故障的重要手段。软接头的工艺技术要求非常严苛,需要保证在接头处海缆的各项性能与单段海缆本体的性能基本一致。大长度无接头海缆和软接头技术的研发,是实现大长度海缆的基础,也是海缆生产企业技术先进性的集中体现。


  海缆业务由单纯提供海缆装备转向总包。海缆业务涉及海缆设计、研发、生产、运输、敷设、维护、配套多重环节。在行业发展早期,海缆企业仅涉足海缆设计、研发、生产这些前端环节。敷设由专业的海工企业完成。但随着海缆企业实力增强,逐步具备了海缆项目总包的能力。以东方电缆为例,2018年之前公司中标项目全部为海缆及附件,并未涉及敷设施工。2018年和2019年,东方电缆各中标了2个总包项目,分别占全年中标金额的33.5%和26.1%。中天科技在2019年中标的2个海缆项目全部是总包项目,总金额高达39.94亿元。我们预计未来海缆招标模式会进一步从装备采购转向整包,具有先发优势的龙头企业市场份额将进一步提升。

  5、 风险提示

  风电新增装机不及预期;海上风电政策不及预期;原材料价格波动风险。

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