风电塔筒行业专题研究：什么风电看好塔筒这个细分赛道_.docx

风电塔筒行业专题研究：什么风电看好塔筒这个细分赛道_1为什么当前时点看好塔筒这个细分赛道？风电行业：从周期迈向成长，核心在于IRR复盘11-20年国内风电装机量，可见风电板块具有明显的周期属性；预计随着21年陆风平价、23年海风平价，风电周期属性将逐渐弱化，逐步迈向成长。底层逻辑：IRR是装机的直接驱动因素。IRR即业主方的收益率，可简单理解为（①发电收入折现-②投入成本折现）/②投入成本折现。简化折现，①=发电小时数*（1-弃风率）*单瓦电价；②=单瓦投资成本。因此IRR与单瓦电价成正比，与弃风率、单瓦投资成本成反比。周期性：从近10年装机量看，风电基本5年一个周期，核心在于IRR具有周期性。11-13、16-18年为两轮周期的低点，15、20年分别为两轮周期的高点。之所以形成明显的周期性，1）高点：因为此前陆风并未实现平价，需要国家对电价进行补贴，业主方才有动力去做风电项目。09-20年陆风有补贴，而16年为补贴退坡的起点，20年为补贴的最后一年，因此业主方为赶上网电价，追求高IRR，造成15、20年的两波抢装潮。2）低点：10、15年装机量高企，但由于存在电网消纳问题，12年、16年弃风率达顶峰，造成业主端发电收入↓，导致IRR↓，进而装机下滑。成长性：我们认为从21年开始，风电板块将主要体现成长属性，核心逻辑是成本端下降→IRR提升拉动装机。从发电收入端看：1）21年后陆风无补贴，因此上网电价端可认为不再波动；2）发改委于2018年底出台清洁能源消纳行动计划（2018-2020年），要求弃风率低于5%，19年后，弃风率明显好转，21H1弃风率在3-4%，并无抬头趋势。3）理论上随着风机的技术进步，可利用小时数仍将有所增加，虽然增幅有限，但可认为发电收入端至少稳定向好。从成本端看：降本关键在风机（一般占风电项目40-50%），从全市场投标价格看，21年1月投标价格2991元/kw（基本可对应22年1月交付项目价格）较20年5月3738元/kw下降大约700-800元/kw。预计十四五期间陆风+海风复合增速为21%。1）陆风：我们假设造价下降均由风机价格下降带来，700-800元的降幅对应到整体成本端大约10-15%的降幅，目前Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区陆风平价项目IRR基本已经高于此前有补贴的IRR（Ⅳ略低，考虑继续降本后，预计Ⅳ类平价项目IRR也将高于有补贴项目），因此综合发电收入端和成本端，往后看风电项目IRR，将呈现上升趋势，进而带动装机提升，不再具有周期性，因此我们认为21年后陆风将凸显其成长性，预计21年装机量在35GW，十四五期间复合增速达21%。2）海风：21年为抢装年（海上国补最后1年，地补很少可忽略），我们预计在23年左右实现平价，将带动海风装机，十四五期间复合增速在19%。若考虑剔除21年抢装的影响，以22年海风装机7GW低基数测算，22-25年复合增速达42%。风电行业：IRR提升关键在于降本，而风机大型化是最主要的降本途径降本主要依靠风机大型化。平均来看，由于风机在整个项目中占40%+，因此风机的成本下降至关重要。但风机原材料成本占比90%，虽然可依靠设计的轻量化实现降本，但整体幅度有限。目前所看到的同MW机型价格下杀主要是价格战影响，我们预计长期看不可持续。而现阶段看风机大型化趋势加速，摊薄单位材料用量，进而为风机的降本提供了可持续的路径。我们预计陆上风机大型化将在22H2明显加速，海上目前招标项目较少，暂不做判断。18-21年单机容量基本上是匀速从2.1MW到2.9MW，每年基本递增0.2MW，而根据21年H2招标机型看基本在4-5MW，因此按一年的交付周期推算，预计22H2单机容量在4.5MW，呈明显加速的趋势。2塔筒行业竞争要素：产能布局比拼核心是产能布局，陆上500km运输半径寻求最佳布局，海上考验码头资源获取能力比拼核心是产能布局。塔筒与风机配套，一般由主机厂根据风机机型和地形进行设计，而塔筒企业仅负责生产制造，可基本认为是标品。成本端中直接材料（占比80%+）、人工（5%）、制造费用（5%）各家差异不大。但塔筒的特殊性在于重，存在运输半径，因此塔筒比拼的核心就是产能布局，合理布局产能会摊薄运费，进而在盈利端拉开差距，单吨盈利最好的在1000元，而差的则在500元。陆上：500公里的运输半径，寻找最佳布局点，本质上是综合能力的考核。海上：考验的是码头资源获取能力。天顺和大金主要布局东部沿海，天能和泰胜全国布局头部企业产能布局策略不同，天顺和大金为东部沿海大基地布局，便于出口海外+布局海上，而天能和泰胜则为小基地全国布局。天顺是陆上老大，大金是海上老大。截至21年末，天顺风能约94万吨（纯陆上）、大金约84万吨（陆上40，海上44）、天能约59万吨（陆上31、海上28）、泰胜约53万吨（陆上33