(报告出品方/作者:首创证券,王帅)
1海上风电方兴未艾,未来五年高增可期
1.1“双碳”全球共识达成,海风有望贡献中坚力量
碳中和远景下世界各国相继确立海上风电目标。截止目前,包括欧盟、美国、日本、英国、中国、加拿大等在内的世界主要经济体已相继明确碳中和目标,而且无一例外地将风电、光伏发展作为实现碳中和的重要路径之一。受到新冠疫情的影响,预计年除中国外世界主要经济体经济均为负增长;为了刺激经济增长和促进就业,世界各国相继制定了绿色纾困计划。欧盟方面,欧盟委员会已提出为了实现年碳中和,希望将海上风电装机从目前的25GW提升至年的GW;波罗的海区域八国已签署联合协议计划到年海上风电装机达到93GW。美国方面已明确对年1月1日至年12月31日开始建设的项目给予30%的海上风电投资税收抵免;近日宣布计划到年将累计部署30GW海上风电(美国目前仅有2个小型海上风电场),每年减少万吨的二氧化碳排放。根据脱碳路线图草案,日本计划到年将海上风电装机增至10GW,年达到30-45GW,并在-年间将海上风电成本削减至8-9日元/千瓦时(约合0.08-0.09美元/千瓦时)。此外,英国、德国作为全球海上风电装机第一与第三的国家分别确立了年和年海上风电装机达到40GW的目标。年,中国台湾举行了两轮海上风电竞标,分配给7家开发商,预计年至年中国台湾第一阶段海上风电开发总量达到5.5GW。此外,中国台湾在年修改了海上风电中长期计划,年到年将新增10GW海上风电,年中国台湾海上风电累计装机将达到15.5GW。
我国首次提出构建以新能源为主体的新型电力系统。年9月,我国在第七十五届联合国大会上首次提出要力争于年前实现碳排放达峰,努力争取年前实现碳中和。年12月,在气候雄心峰会上进一步明确目标——年我国单位GDP的二氧化碳排放要比年下降65%以上,非化石能源在一次能源消费中的比重达到25%左右。今年3月份以来,利好新能源长期稳定发展的政策频出。《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》指明了未来新能源消纳的新模式,电源侧多种资源协同和负荷侧就地消纳将拓展特高压大规模远距离外送之外的新途径。在3月15日召开的中央财经委员会第九次会议指出:“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期,要构建清洁低碳安全高效的能源体系,控制化石能源总量,着力提高利用效能,实施可再生能源替代行动,深化电力体制改革,构建以新能源为主体的新型电力系统。以新能源为主体的电力系统这一概念在学术界早已有人提出,对于%新能源电力系统的讨论也有多年。中央在财经委员会上的表态意味着这一概念从论证阶段进入实施阶段,正式成为实现“双碳”目标的核心思想。
中国风电发展进入3.0时代。经历过以采购进口机组为特征的风电1.0时代和以“西电东送”、“北电南送”为特征的风电2.0时代后,中国正式迈入风电发展的3.0时代。据国家能源局数据,年全国风电新增并网容量达到71.67GW,其中陆上风电新增装机在国补取消催化下达到68.61GW,海上风电新增装机达到3.06GW;截止年底,我国风电累计装机容量达到2.82亿千瓦,同比增长34.6%,其中海上风电累计装机容量约为万千瓦。根据中电联数据,年全国全口径发电量7.62万亿千瓦时,同比增长4.0%,其中并网风电发电量达亿千瓦时,同比增长15.1%,占全国发电量的6.12%。风电的大规模发展与此前十余年新能源大规模远距离配置指导思想下的特高压高速发展密不可分。我国的第三轮特高压建设高峰始于国家能源局在年9月下发的《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》。根据国家电网公司年3月发布的特高压项目前期工作计划,“5交2直”计划在年内核准,同时在年中完成三条线路的预可研工作;截止年6月底,仍有“2交1直”待核准,三条线路的预可研工作仍在进行中,整体进度低于预期。此外,上述“5交”线路均集中在华中区域,“2直”均为白鹤滩水电站专用配套工程,新能源消纳水平的进一步提高仅靠特高压工程作用有限。随着新能源渗透率的不断提升,我们认为“十四五”期间新能源消纳将在远距离外送之外开拓就地消纳的新途径。
陆上趋稳,海上有望贡献主要增量。根据伍德麦肯兹发布的《年中国风电市场展望》,中国目前有25+陆上风电基地项目处于规划或建设中,总容量超过GW,基本分布在三北地区,其中超过45%的基地规划在内蒙古。根据能见统计,今年一季度陆上风电招标量超过15GW,抢装潮后陆上风电开发热情并未出现断崖式下降。相比之下,此前被寄予厚望的中东南部陆上风电开发却低于预期。在生态保护红线、永久基本农田和城镇开发边界三条控制线的约束下,中东南部可用于风电开发的土地捉襟见肘。与陆上相比,我国海上风电资源主要分布在东南沿海负荷中心地区,不需要远距离的电力传输,消纳条件良好;此外,海上风电开发不占用土地资源,对生态环境的影响也相对较小。结合产业链调研,我们预计未来五年我国陆上风电新增装机增速趋稳,随着降本的加速和消纳方式的转变,“十四五”期间海上风电有望贡献主要增量。
1.2未来五年全球海上风电迎来阶跃式发展
未来五年海风新增装机有望超过70GW。根据GWEC统计,截止年底全球陆上风电累计装机GW,海上风电累计装机35GW。陆上方面,-年抢装潮后新增装机有一定程度回落,年开始企稳回升,未来五年CAGR为0.3%;海上方面,年随着中国抢装结束新增装机有一定程度回落,但年将开启高增态势,未来五年CAGR达到31.5%。根据年底IRENA发布的报告,预计年全球海上风电累计装机容量将达到GW,年全球海上风电累计装机将超过0GW,年至年CAGR可达11.5%;年海上风电新增装机容量将突破10GW,年新增装机将突破20GW。此外,未来十年海上风电开发重心将由北海和大西洋东岸向东亚和东南亚转移,年亚洲海上风电累计装机将达到GW,欧洲将达到78GW,北美将达到23GW。BNEF今年1月给出测算,预计年全球海上风电累计装机将达到GW;根据WoodMac预测,年海上风电累计装机将达到GW。结合各方数据和我们的测算,未来五年海上风电新增装机将超过70GW,随着各国不断上修目标,新增装机有超预期的可能。
全球海上风电重心东移。根据世界银行数据,中国海上风电开发潜力高达GW,其中固定式GW,漂浮式GW。根据WFO统计,截止年底,全球共有26个在建海上风电项目,容量接近10GW;其中约44%的在建容量来自中国。累计装机方面,中国在去年成功赶超荷兰位居世界第三,我们预计中国将在今年赶超英国、德国两大海上风电大国,累计装机容量称霸全球。此外,日本、越南、中国台湾、菲律宾也有望在未来几年开启海上风电的大规模开发。
1.3“十四五”我国海上风电新增装机有望突破37GW
东南沿海各省海风发展目标陆续出台。“双碳”目标发布以来,沿海各省基于消纳和风资源优势纷纷积极响应,将海上风电作为“十四五”期间新能源发展的重要方向。《江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划(征求意见稿)》中提出要以“近海为主、远海示范”为原则,稳妥推进近海海上风电项目开发,力争推动深远海海上风电示范项目建设,“十四五”期间全省风电的新增装机11GW,其中海上风电新增装机8GW。《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》中提出广东省年底装机达到18GW(即“十四五”期间新增装机17GW),并进一步摸查其他可开发的海上风能资源,对发展规划进行修编。此外,浙江、福建、山东也纷纷公布海上风电发展目标。结合规划项目容量和各省市目标,我们预计“十四五”期间我国海上风电新增装机容量有望突破37GW。
“十四五”全国海上风电新增装机有望突破37GW。根据BNEF数据,年全国风电新增吊装容量高达57.8GW。经历年陆上风电抢装后,未来五年行业新增装机将有适度回调,根据近期招标和调研情况,我们预计年我国新增陆上风电30-40GW,新增海上风电7-8GW,年我国新增陆上风电40-50W,新增海上风电4-6GW。远期看,我们判断陆上风电年起陆上风电新增装机将保持微增态势,而海上风电“十四五”期间将进入快速成长期。截止年底,我国海上风电累计装机容量约9GW,新增装机方面,截止今年6月底广东、江苏、浙江三省已基本明确“十四五”海上风电新增装机目标(分别为17GW、8GW和4.5GW),其余省份均已出台海上风电相关支持政策,但未明确给出“十四五”新增装机目标;根据我们的测算,我们预计“十四五”我国海上风电新增装机将达到46.8GW,新增装机达到37.8GW,年均新增装机容量达到7.6GW。
1.3越南海上风电高速增长启动在即
优势得天独厚,海风发展坡长雪厚。越南国土南北狭长,地势西高东低,境内75%左右领土面积为山地和高原,主要人口和用电负荷均分布在海岸线附近,仅有8.6%的陆地面积便于安装风力发电;越南海岸线长达公里且领海基本为浅水区域,发展海上风电具有得天独厚的优势。根据年1月最新研究数据,越南海上风电开发潜力GW,其中固定式GW,漂浮式GW。根据世界银行研究成果,在低增长场景下,到年越南固定式海上风电累计装机将达到7GW,漂浮式海上风电累计装机达到0.4GW,潮间带风电累计装机达到3.3GW;在高增长场景下,到年越南固定式海上风电累计装机将达到17.5GW,漂浮式海上风电累计装机达到2.9GW,潮间带风电累计装机达到4.1GW。
规划上修+补贴延期助力行业快速发展。根据越南此前发布的《电力发展规划(第七版)》(年发布),年11月1日前投产的陆上和海上风电项目分别可以享受8.5美分/千瓦时和9.8美分/千瓦时的补贴电价,此外风电企业还能享受进口关税、企业所得税、土地税以及环保费用的减免。根据越南在今年2月发布的《电力发展规划(第八版)》,考虑到疫情和项目建设进度情况,将补贴退出时间延期至年底,并将/年全国风电装机目标从此前的2GW和6GW分别大幅上修至12GW和19GW,并列出了共计59GW的海上风电潜力场址详细分布情况。
1.4欧洲海上风电装机未来五年有望翻番
截止年底,欧洲海上风电累计装机容量达到25GW,根据欧洲各国政府出台的海上风电发展规划,年欧洲海上风电累计装机容量将超过54GW,累计装机容量五年时间将实现翻倍。英国方面,截止年底海上风电累计装机容量达到10.43GW,未来五年将维持高速增长,年海上风电累计装机有望突破25GW,年装机容量有望突破40GW。荷兰方面,截止年底海上风电累计装机容量达到2.61GW,未来五年新增装机容量预计可达4.4GW,年累计装机容量预计达到11GW。德国方面,截止年底海上风电累计装机容量达到7.69GW,根据年底颁布的《可再生能源法(修正案)》,年海上风电累计装机将达到20GW,年将达到40GW。德国当前在建海上风电项目均为/竞标项目,预计将在未来五年并网,新增装机预计3.1GW;新一轮竞标预计在-年启动,预计在-年陆续并网。(报告来源:未来智库)
2降本乃海上风电发展的首要任务
2.1全面平价尚需时日,多渠道降本方为正途
补贴退坡海上风电平价承压。据IRENA统计,全球光伏LCOE由年的0.美元/度降至年的0.美元/度,降幅达85%;陆上风电LCOE由年的0.美元/度降至年的0.美元/度,降幅56%;海上风电LCOE由年的0.美元/度降至年的0.美元/度,降幅48%。根据年5月国家发改委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》,年起核准的海上风电标杆电价改为指导价,全部通过竞争方式确定上网电价,且上网电价不得高于当年核准的指导价;年底前核准且年底前全容量并网的海上风电项目可以享受核准时的标杆上网电价,年及以后全部机组完成并网的执行并网年份的指导价。年6月国家发改委发布《关于年新能源上网电价政策有关事项的通知》,指出年起新核准(备案)海上风电项目上网电价由省级价格主管部门制订,这意味着年起海上风电新项目将全面取消国补。根据IRENA最新数据,年中国海上风电总安装成本为美元/kW,LCOE为0.美元/度(约0.54元/度),我国海上风电距离平价仍有差距。
广东、江苏预计年率先实现海风平价上网。根据大唐电科院预测,我国陆上风电度电成本将从年0.41元/千瓦时下降至年0.33元/千瓦时,下降幅度为20%;海上风电度电成本将从年0.5元/千瓦时下降至年0.41元/千瓦时,下降幅度为18%。吴睿等学者测算表明,年广东、江苏海上风电可以实现平价甚至低价上网,海南、福建、浙江基本可以实现平价上网,山东暂时仍无法实现平价上网。相晨曦等学者给出了度电成本与投资成本/利用小时数的关系。根据测算,当海上风电单位造价为1.2万元/kW且利用小时数达到h时,度电成本可以下降到大约0.4元/kWh(假设资本金内部收益率为10%)。据中国电建集团福建省电力勘测设计院测算,以闽南外海浅滩示范项目为例进行测算,在平价上网条件下(以福建省燃煤标杆电价0.39元/kWh计算),当等效满负荷小时数h,单位千瓦静态投资降至元/kW,项目资本金内部收益率可达到6%;单位千瓦静态投资降至0元/kW,项目资本金内部收益率可达到8%。根据三峡能源招股说明书数据,今年抢装潮下海上风电建设成本有所上升,江苏、浙江海上风电单位造价约为1.5-1.7万元/kW,福建、广东海上风电单位造价约为1.7-2.4万元/kW;预计年之后海上风电单位造价将明显下降。根据三峡兴化湾试验风电场的数据,海上风电利用小时数普遍达到h以上,个别机组高达h,利用小时数的优势将大幅摊薄海上风电高造价,我们预计广东省有望在年率先实现海风平价上网。
机组、基础和运维是海上风电降本的关键环节。风电项目全寿命周期成本包括CAPEX和OPEX两大部分。不同区域和类型的风电项目成本结构有较大区别,对于三北地区陆上风电,风机占投资成本比例可达55%,基础占比仅为4%,而对于广东海上风电项目而言,风机(含安装)占投资成本比例约为43%,基础占比达到24%,是海上风电CAPEX成本中占比最高的两项。此外,海上风电OPEX成本占全寿命周期成本的比重约为40%,后期运维质量与水平很大程度上决定了项目的收益。机组方面,大型化可以有效降低单位容量造价,基础方面,工艺和技术水平的提升将有效降低相关成本,运维方面,无人化、智能化和专业化将在提升MTBF同时有效降低项目后期成本。从成本占比和降本空间两个维度看,机组、基础和运维都是海上风电降本的关键环节。
2.2大型化是海风降本的核心
机组大型化助力海上风电开源节流。风机大型化是降低海上风电成本最有效的途径。其一,单机容量的提升意味着更大的扫风面积和更高的轮毂高度,切入风速更低,在同一地理位置可以捕获更多风能,可有效提升全寿命周期风电机组发电量;其二,同容量风电场采用更大单机容量的机组可以有效降低分摊到单位容量的原材料、基础、吊装、线路、土地等投资成本,其三,机组大型化将降低后期运维和管理成本及难度。综合以上三点因素,机组大型化将有效降低风力发电的LCOE。对于海上风电,更大的单机容量同时也意味着同容量风电场需要的风机点位更少,相应的风机基础、运输、安装和维保成本也较陆上风电下降更为明显。以海上风电发展最成熟的欧洲为例,年海上风电新增装机平均容量达到8.2MW,远高于我国同期水平。
整机龙头加紧海上大型化布局。年以来,国内外风电整机龙头加紧机组大型化布局,Vestas早在年9月即发布10MW海上风机,今年已陆续交付苏格兰Seagreen风电场;今年2月,Vestas发布15MW海上机组,再度刷新全球海上风电装机容量。GE方面,其12MW海上风机样机于年在荷兰并网发电,截止目前已获得巴西、瑞典、美国、英国等多地订单,并于年11月与国家电投签署合作协议引进12MW机组并于广东揭阳设立总装基地;去年年底GE再度发布14MW机型,预计年在DoggerBankC并网投产。西门子歌美飒于年11月发布11MW海上机组,次年2月在丹麦Orsterild风场完成样机并网,目前已获得来自荷兰、德国等地的订单;年5月西门子歌美飒发布14MW机型,目前已获得来自中国台湾、美国等地的订单。国内整机厂的海风大机组布局整体滞后于海外三巨头,目前已实现样机吊装并网的大容量机组主要包括明阳智能10MW、东方电气10MW、电气风电8MW和金风科技10MW。
核心零部件进口替代进一步打开降本空间。目前风电大部分零部件已实现国产化,但在大容量、海上风电机组的主轴承、变流器、变压器和变桨系统等少数部件仍旧依赖进口。以轴承板块为例,风电主要包括主轴轴承、变桨轴承和偏航轴承,其中主轴轴承部分进口占比较高,目前全球主轴承市占率前三分别为舍弗勒(29%)、斯凯孚(24%)和NTN(12%)。变流器方面,部分大功率海上风电变流器依赖ABB、西门子、KK、艾默生等外资品牌。但需要指出的是,目前依赖进口的零部件在风电整机价值量占比不高但对于长期运行可靠性的要求极高,故整机厂家和业主对于国产替代的积极性有限,但随着风电平价和整机中标价格的持续下探,核心零部件的国产替代步伐势必加快。
2.3规模化集约化组合拳打通海风降本痛点
规模效应是任何一项新技术降本的重要方式。从最早仅用于卫星领域到如今成为人类最便宜的能源形式之一,光伏发电成本的快速下降主要得益于规模效应和技术迭代。与光伏相比,风电作为机械属性较强的行业技术迭代速度较慢,但规模效应的适用性毋庸置疑。任何一项技术如果确有优势(暂不考虑价格)即会出现初始的特定小范围应用;若其优势足够突出,则应用范围会逐渐扩大,价格随之下降,价格的下降使其在市场上更具竞争优势,从而需求进一步增长,最终落实为更大范围的应用。上述过程构成良性循环,最终推动技术的大幅降本。若将某项发电技术的累计装机容量翻倍时成本下降的幅度定义为学习率,则相关研究表明年-年光伏、陆上风电和海上风电的LCOE学习率分别为36%、23%和10%。此外,学习率往往具有前低后高的特征——在技术应用初期学习率较低,降本速度较慢;在技术应用成熟后学习率明显提高,降本速度加快。海上风电正处于应用初期到应用成熟期的转折点,降本速度正大幅加快。
集约化规模化开发是海上风电降本利器。集约化和规模化将从初始投资成本和后期运维成本两方面助力海风降本。规模的扩大将有效摊薄设计勘测、风电机组、送出线路、输变电设备、安装与施工等环节投资成本,并大幅降低运维难度,减少船只、人员用量和频次。例如,去年7月德国输电运营商Amprion提出在北海建立“欧洲海上风电母线”,旨在通过建立跨国共享的海上共用输电网架降低海上风电送出成本。在东南沿海各省最新出台的政策文件中,海上风电集中连片开发、打造千万千瓦级海上风电基地均为高频词汇,海上风电规模化开发已经成为了各省共识。此外,各省区已根据海上风电开发规划就近建设海风装备制造基地,其中江苏、福建和广东三省布局最早、规模最大,涵盖设计研发、装备制造、检验测试、安装施工、后期运维全环节,目前大部分项目仍处于产能爬坡阶段,随着基地的全面竣工,海风全产业链成本将有显著下降。此外规模化开发还有助于上下游产业链能获得长期采购订单,提振行业信心。
抢装潮下施工能力短板凸显。我国目前已竣工的海上风电场项目数量少、规模小,相应船机设备技术不成熟,施工队伍较为单一,施工经验不足,造成建设成本较高,加上海上施工条件复杂、施工难度大,施工所需的专用大型船/平台等关键装备(如基础打桩、风电机组运输、吊装等)较少,船班费用高昂,相对陆上风电,海上风电的安装施工费用占总成本的比重大。龙源振华技术研究院表示,海上风电施工环境复杂多变,施工窗口受天气等外在因素影响较大,导致其施工效率存在天花板。一条性能优异的施工船,一年最多也只能吊装大约40台海上风机。目前国内在役海上风电施工船大约40艘,年理论吊装能力上限大约为台。据估计,抢装造成的成本上升大约为-元/kW,且主要来自安装成本的上升,专业施工船租金已从去年年中的万/月上涨到今年4月底的0万元/月。在全球海上风电高增预期下,近期海上风电施工船/平台招标频繁,随着新增施工能力的逐渐爬坡,海上风电总体成本将进一步下降。
规模化、智能化、无人化运维助力海风OPEX降低。运维成本支出占海上风电项目生命周期成本的15%至25%,仅次于风电机组采购成本。目前我国海上风电的运维方式为五年质保期内由机组整机厂商提供相关服务,出质保后由风电场投资开发商自行招聘人员运维或通过寻找第三方运维服务商提供运维服务。目前我国海风运维采取周期性计划检修为主、突发性故障检修为辅的运维模式,仍面临风电机组故障率高、无相关标准、运维水平有限、专用运输工具短缺等问题。降低运维成本需要从四方面着手:其一,提高风电机组可靠性,一方面可以从源头减少运维次数,另一方面可以提高全寿命周期发电量从而摊薄度电成本;其二,基于数字化手段开展机组故障预警与诊断,建立“云运维”平台或大数据中心,实现运维智能化和无人化。其三,提高运维交通工具技术水平,提升专用船/飞行器工作效率的同时降本。其四,通过海上风电集群化开发实现“共享式”运维。例如,欧洲各业主在北海区域已形成项目集群,新建项目与相邻的投产项目之间能够形成协同效应,共享人员、运维基地、船只等,运营成本随之降低。
2.4财政与金融政策助力海风扶摇直上
它山之石可以攻玉。以海上风电累计开发规模最大的英国为例,年英国启动实施可再生能源义务证书制度,英国政府每年制定当年电力供应商可再生能源消纳义务权重,电力供应商向发电企业购买ROC(可再生能源义务证书)或者在二级市场购买。RO制度促进了早期英国可再生能源的快速发展,但由于消纳义务由政府确定,供应商、发电商、政府和电力用户之间始终存在供需错配。年基于“多退少补”原则的差价合约机制(CFD)逐步取代RO制度并在年全年取代,其主要原则是当市场电价高于合同执行电价时发电企业返还差价,而当市场电价低于合同电价时政府向发电企业补贴差价(实际操作中由国有公司LCCC执行)。CFD制度实现了英国已有电力市场与可再生能源补贴需求之间的衔接,大幅降低了可再生能源投资风险,此外竞标制度保证了最具成本优势项目中选。目前CFD竞标进行到第三轮(年),共授予6GW可再生能源项目,其中海上风电高达5.47GW,/年并网中标电价为39.65英镑/MWh(约0.35元/kWh,远低于指导结算电价),英国海上风电已基本实现平价。
地补接力在即,海风增长无虞。年初广东省发布《关于促进我省海上风电有序开发及相关产业可持续发展的指导意见(征求意见稿)》,指出对于年、年全容量并网的项目分别给予元/kW和0元/kW的补贴,补贴后的项目电价采用燃煤发电基准价(0.元/kWh),总补贴容量不超过4.5GW。正式稿预计近期将正式发布,我们认为不排除超出预期的可能性。今年2月,浙江省发布《浙江省能源发展“十四五”规划(征求意见稿)》,明确提出加快建立省级财政补贴制度,通过竞争性方式配置新增项目。与英国相比,我国尚未建立完善的包括现货市场在内的电力市场体制机制,上网电价仍以固定电价为主(标杆电价/指导价),国补全面退坡后促进海上风电发展的新政策仍需探索;广东省虽然开创了由“后端补贴”转向“前端补贴”的先河,但补贴方式仍未实现市场化,无法凸显技术迭代的作用和项目之间的比较优势。《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和年远景目标纲要》中重点明确要建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地,我们预计为了应对国补取消至平价上网间2-3年的窗口期,下半年各省将有具体政策陆续出台。
绿证、CCER交易将为海上风电带来额外收益。年1月我国印发了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》,初步建立了绿证资源认购机制,一定程度上弥补新能源补贴资金缺口。年5月我国印发了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》,首次明确建立可再生能源电力消纳考核机制,对于未完成消纳责任的主体可以通过购买绿证的方式完成,此政策的出台有望改变当前绿证交易惨淡的局面,大幅提高责任主体购买绿证的积极性,提高新能源项目收益。由于绿证制度建立较早且初衷是弥补补贴缺口,故截止目前海上风电尚未被纳入绿证核发范围,随着非水可再生能源消纳责任制度的确立,海上风电有望纳入绿证核发范围。此外,年底发布的《碳排放权交易管理办法(试行)》中指出重点排放单位可使用国家核证自愿减排量(CCER)抵消其不超过5%的经核查排放量。根据光伏智库测算,MW光伏项目通过出售CCER可以使LCOE降低7%左右(假设CCER价格为20元/吨),随着CCER价格的走高,项目收益更加可观。(报告来源:未来智库)
3海风黑科技不断延伸想象空间
漂浮式开创风资源利用新纪元。据研究,世界上超过80%的可利用海上风能资源分布在水深大于60米的位置,而漂浮式海上风电技术是捕获深水区域风能的必然选择。深海漂浮式机组与近海固定式机组相比具有风能资源更好、位置灵活、基础安装成本低、环境影响小、消纳方式更加灵活等优势,但目前由于技术限制成本大约是固定式机组的2倍,尚处于起步阶段。漂浮式海上风电基础主要包括张力腿式、半潜式和单柱式,此外还有驳船型、混合型等衍生类型,应用中需要根据实际地理和海况条件选取。
欧日韩起步较早,我国首台样机近期并网。年,世界上第一台2.3MW漂浮式风机出现在挪威海域;年,全球第一座商业化漂浮式风场Hywind在苏格兰投产;年7月,世界首个半潜式漂浮风电场WindFloatAtlantic投产(共3台MHIVestas8.4MW风机);年10月,Equinor开建世界最大漂浮式海上风电项目HywindTampen,采用11台西门子歌美飒8MW风机,预计年底投产,届时将为5个海上油气平台供应每年35%的用电。截止目前,包括英国、葡萄牙、西班牙、法国、挪威、瑞典、日本、韩国在内的国家已具有漂浮式海上风电样机研发和商业化运行经验。我国对于漂浮式海上风电的研究始于年,中广核、华能、三峡、明阳智能、上海电气、湘电风能、金风科技、海装风电等企业均开展了前期基础工作;今年5月,由明阳智能生产的国内首台漂浮式海上风电机组在阳江下线,预计7月底在三峡阳江沙扒风电场安装并网。
漂浮式海上风电最晚年实现平价上网。漂浮式风电适用于水深大于60米或海床条件不适宜采用固定式的场景,与固定式相比目前最大的制约因素在于成本较高。据伍德麦肯兹测算,未来十年亚太地区将建成超过10GW漂浮式风电项目,总投资大约亿美元(约合0美元/kW),年至年漂浮式风电造价将下降40%左右,达到-美元/kW的水平。此外,我们预计目前在建项目HywindTampen造价约为美元/kW,韩国蔚山待建项目造价约为5美元/kW,造价大约为固定式海上风电的两倍。目前漂浮式海上风电项目运行数据有限,尚无可靠的LCOE测算。根据美国能源部在年对各方对于漂浮式海上风电LCOE预测结果的分析可知,漂浮式LCEO有望从年的0.2美元/kWh下降到年的0.07美元/kWh。根据英国海上可再生能源孵化中心(ORECatapult)最新研究,预计到年英国浮式风电项目在CFD中的中标电价将低于电力市场批发价,意味着届时浮式风电将实现平价上网。此外,考虑到固定式海上风电技术及其商业化经验可以快速移植到漂浮式,降本速度有望进一步加快。目前可见的降本途径主要包括固定式机组经验移植、充分利用现有供应链、机组轻量化和模块化、充分利用现有施工资源、借鉴海洋工程平台技术和获取优于近岸的风能资源。根据碳信托(CarbonTrust)的研究,到年,全球浮式海上风电规模将达到15GW,到年将达到70GW;DNVGL预测,到年,全球浮式风电规模有望达到GW。
无塔筒设计有望重新定义海上风电。今年5月,西班牙公司X1Wind设计的PivotBuoy无塔筒浮式风机首台1:3原型样机X30进入组装阶段,配套一台kW的VestasV29风机,即将部署到西班牙附近海域。PivotBuoy颠覆了现有的浮式结构设计,首创下风式(即叶轮背对来风方向)浮式风机,配合单点系泊,实现自动对风;无塔筒设计可以大幅减少用钢量,且便于搭配更大型的风机叶片。根据X1Wind的测算,PivotBuoy设计比常规浮式设计轻80%,适用水深最大可达米,总体成本下降50%,LCOE可以达到0.05欧元/kWh左右。年7月,法国初创公司EOlink宣布其研发的金字塔形无塔筒风电设计获得了欧盟“海洋示范计划”的资金支持,该设计旨在减少钢材用量,减重同时大幅降本,同时平衡应力分布,降低疲劳载荷,最大机组容量可达15MW。目前EOlink已完成1:10模型测试,并表示该设计可以将浮式风电的LCOE降低到0.欧元/kWh左右;公司计划在年开展5MW样机测试。
海上风电制氢打破新能源/石化产业次元壁。从消费端看,由于制备成本较高且煤炭、石油、天然气储运简单且蕴藏丰富,全球每年氢气产量的90%用于炼油和化工行业,在交运、热力与电力生产领域的使用极少。从供给端看,由于突出的成本优势,目前98%的氢能来自于化石燃料制备(灰氢),仅有不到2%的用量来自蓝氢和绿氢。根据测算,年前氢能有望在供热和重卡行业得到大范围推广,年后将逐渐在主流工业和交运行业展现出成本竞争力;叠加全球双碳愿景,氢能产业增速有望进一步加快,预计到年氢能在全球一次能源消费的占比有望达到15%-25%。随着海上风电离岸距离的增大和输电容量的提高,海底电缆在项目投资支出的占比将显著升高,基于Power-to-X思路的海上风电制氢将凸显其优势。目前主流的海上风电制氢方案包括三种:一、直接在海上平台电解制氢并加压储存,通过船只外运高压氢气瓶;二、在靠岸陆地电解制氢并通过车辆或者管道外送;三、在已有海上油气钻探平台电解制氢通过海底管道外送。以欧洲为例,经过六十余年的北海油气田开发,油气管道遍布欧洲陆上和海底,随着油气产量的逐渐下降,不少管网面临淘汰废弃的结局。为此,英国、德国盘活存量油气管道资源,利用海上风电制氢并大规模远距离输送,大幅降低海上风电开发成本的同时减少碳排放。
海洋牧场:筑巢引凤,构礁引鱼。在海上风电区域构建海洋牧场的思路类似“农光互补、渔光互补”,即利用近海风电场水下桩基做固泊基础,在此桩基上构建适宜的人工鱼礁,形成“新型复合型海洋牧场平台”,达到保护和增殖渔业资源、改善水域环境等目的。海洋牧场与海上风电融合发展是节约集约用海的重要新型产业模式与未来发展方向。目前,以德国、荷兰、比利时、挪威等为代表的欧洲国家已于年实施了海上风电和海水增养殖结合的试点研究,其原理为将鱼类养殖网箱、贝藻养殖筏架固定在风机基础之上,以达到集约用海的目标,为评估海上风电和多营养层次海水养殖融合发展潜力提供了典型案例。以韩国为代表的亚洲国家于年也开展了海上风电与海水养殖结合项目,其结果表明双壳贝类和海藻等重要经济生物资源量在海上风电区都出现增加。目前,广东、山东等省区已明确提出发展“海上风电+海洋牧场”模式。
4景气需求带动海上风电企业高歌猛进
市场格局尚未成熟,细分环节技术壁垒较高。与陆上风电相比,海上风电运行环境更加恶劣复杂、运维难度更大,往往需要满足抗台风、抗腐蚀、轻量化、载荷优化等特殊要求,故对整机和零部件的可靠性要求明显高于陆上。截止目前,海上风电大部分相关企业主要从事陆上风电业务,海上风电业务大多是陆上业务的移植和延伸;随着我国风电增量装机重心逐渐由陆上转向海上,风电产业链企业的海上风电业务占比也逐年增高。总体而言,我国海上风电产业尚处于快速成长阶段,市场格局尚未成熟。与陆上风电相比,海上风电对基础、电缆和施工的要求较高,存在一定的技术和经验壁垒。基础方面,海上风电机组除使用传统单桩基础外需要根据海床条件选用导管架或浮式基础,海上升压站往往需要专用导管架基础支撑;电缆方面,受制于恶劣海况和节省空间的需求,往往需要使用专用防腐蚀防冲击光电复合缆;施工方面,需要专业从事海洋工程的企业负责安装和施工。除传统风电制造企业之外,包括长风海工、惠生海工、龙源振华、招商局重工、中集来福士、Equinor、Shell、Total等在内的专业从事海工、船舶、海洋油气开采的企业正快速进入海上风电行业,依托其在海洋工程方面的丰富经验积累和专用装备优势,成为行业新的搅局者和挑战者。
4.1整机环节“3+4”格局初显
东西方市场相对独立,渗透进程有望加速。根据BNEF数据,年海上风电新增装机排名中,西门子歌美飒、上海电气和明阳智能分别以1.91GW、1.26GW和0.88GW分列三甲。截止年底,由于风电整机运输半径限制,国产整机厂商供货范围以本土为主,而欧美、中东和非洲市场主要由海外整机厂商主宰。国内市场方面,年及以前市场主要由上海电气主宰,金风科技和远景能源市占率大约8%;随后金风科技和远景能源迅速崛起,上海电气市占率有较大幅度下降;年明阳智能崛起,至此形成国内四大海上整机商格局。年,四家整机商的国内海上风电市占率总和达到83.25%。海外市场方面,如果不考虑中国市场,则年以来一直保持西门子歌美飒一家独大的局面,维斯塔斯常年保持第二,GE、Senvion装机容量常年保持低位。需要注意的是,由于海上风电在全球范围也仍处于起步阶段,个别项目的集中吊装可能造成整机商市占率的较大幅度波动,市场竞争格局尚未稳定。根据GE近期公布的海上风电机型和中标情况,预计未来两年GE市场份额将有明显提高。近两年,随着投资的兴起,东南亚、南亚、南美等地区也正加入海上风电开发大军,我国整机商已有海上风电机型远销海外;而海外三巨头早已嗅到中国海上风电开发的趋势,纷纷在本土建厂,对本土整机厂商构成了一定威胁。随着全球海上风电高增速时代的到来,中国/西方整机厂商的下游市场将相互渗透,正面竞争就在眼前。
海上毛利率显著高于陆上,出货量占比提升大幅提振龙头盈利能力。海上风电整机与陆上相比对载荷设计、环境适应性和复杂工况控制的要求更高,毛利率普遍高于陆上机组。一般来说,我国销售的陆上风电机组毛利率普遍在10%-15%的水平(年),而海上风电机组毛利率基本都在20%以上。根据电气风电招股说明书,年公司4.X陆上机组毛利率为11.09%,同容量海上风电机组毛利率高达26.16%。我们认为,尽管海上风电整机毛利率较高虽与行业处于成长阶段有关,但由于海上风电整机设计相对陆上要求更高,故长期看仍将维持高于陆上风电的毛利率。陆上风电抢装潮过后,陆上风电行业整机增速趋缓,海上风电出货量和业务占比提升的行业龙头有望拥抱量利双升,国内整机行业格局有望发生较大变化。国内除海上风电市场四家龙头外,包括运达股份、中国海装、东方电气在内的整机企业在海上风电领域均有积极布局。对于出货量处于行业二三线地位的整机厂商,由于出货量基数小,海上风电放量出货量增长将给业绩带来极大弹性,在海风下游高景气预期下有望走出黑马。
4.2海上风电助力零部件环节“二次起跳”
“两海战略”有望改变零部件未来格局。选取风电行业典型零部件公司(风电装备制造业务营收占公司总营收75%以上),对比其海外营收占比可发现国内零部件厂商可以分为三类:第一类公司主要面向国内市场(如新强联、日月股份、天能重工、东方电缆、恒润股份),第二类公司海外业务占比较高但在去年抢装/疫情因素下海外业务占比大幅下降(如泰胜风能、天顺风能),第三类公司海外业务占比较高且去年占比下降不多(如金雷股份、吉鑫科技)。第一类公司市场目前主要在国内或海外市场销售增速较低,未来海外市场增量空间巨大;第二类公司主要受制于产能约束,在国内抢装潮下优先交付国内订单,随着产能的不断释放海外市场有望快速打开局面;第三类公司与国内外客户均保持稳定的合作关系,在客户延伸开拓方面具有较好的潜质。海上风电方面,目前国内零部件厂商均刚刚涉足,年报中鲜有公司单独披露海上风电业务营收。今年以来,零部件厂商纷纷提出“两海”战略,随着海上风电在各公司业务占比的不断提升,零部件竞争格局有望发生较大变化。
海上风电部分环节技术壁垒较高,行业龙头know-how优势逐步凸显。由于海上风电运维难度大、成本高,故与陆上风电相比对整机和零部件的可靠性要求更高,行业龙头know-how优势在海上将比陆上更加凸显。在诸多零部件环节中,主轴及轴承、齿轮箱、电缆由于维护成本极高故而存在较高的技术壁垒。主轴方面,由于海上运行环境更加恶劣和复杂,对主轴强度、韧性和均一性要求更高,中小锻造/铸造企业将被阻隔在海上风电主轴市场之外。风电轴承包括主轴轴承、变桨轴承、偏航轴承、齿轮箱轴承和电机轴承,其中海上风电主轴轴承处于安全性和可靠性的考虑目前基本全部进口,但部分国产厂家已进入整机厂测试阶段,预计未来2-3年海上风电主轴轴承国产化率将有大幅提升。对于双馈和半直驱海上风电机组,齿轮箱可靠性是决定MTBF(平均无故障工作时间)的核心零部件,而海风用齿轮箱售价与陆上差别不大,只有具有成本优势和大量经验积累的行业龙头有望在海上风电市场打开局面。电缆方面,海上风电在项目施工、运行和运维各阶段对电缆存在不同的需求,超高压直流/交流电缆、光电复合缆、动态缆、脐带缆等细分方向都存在较高的技术壁垒,部分环节还处于研发与测试阶段(如±kV以上直流海缆、漂浮式海上风电动态缆、高可靠性接头技术),技术更新与换代仍有较大空间。此外,海缆需要专门的敷设/运维船只和队伍作为后勤支持,需要企业具备全生命周期服务能力。
海风零部件龙头产能扩张/业务占比提升带来业绩弹性。与整机环节不同,国内零部件龙头企业具备供货全球的能力,近两年龙头企业纷纷加紧海上风电产能布局,目前扩产的环节主要集中在塔筒、桩基、海缆、大型铸件、叶片等运输和安装难度较大的环节。其中叶片环节由于运输难度最大故国内外主流制造商已基本完成海上风电用叶片产能布局,其他环节的海上专用产能尚在加紧建设之中。需要指出的是,海上风电大型零部件产能高度依赖码头和岸线等稀缺资源,拥有海岸土地资源的企业将在产能扩张进程中占据显著优势。一般而言,海上风电配套零部件毛利率普遍高于陆地,产能扩张带来的海上风电业务占比提升将为零部件龙头企业带来较强的业绩弹性。以电缆环节为例,典型企业年海缆毛利率在50%以上,而陆缆产品毛利率仅略高于10%,公司海上、陆上产品销量比例的变化降为企业利润增长带来新动能。
4.3越南市场率先放量,走出国门指日可待
如前所述,包括欧洲、美国、日韩、越南等国在内的诸多国家纷纷制定了激进的海上风电发展目标。除了向海外整机制造商出口零部件以外,中国企业正开始直接参与到海外风电项目的开发建设中。截止目前,中国企业在越南市场进展迅速,包括整机制造商、零部件制造商和EPC总包企业均已在越南市场有所斩获,中国企业在越南市场已经初步得到了认可。需要指出的是,目前整机和关键零部件的出口销售大多通过中标中国企业总包的风电项目完成,整机和关键零部件企业尚未实现大规模直接中标海外项目;随着中国风电企业知名度和口碑的提升、对海外标准/信贷/管理制度的不断熟悉,中国风电产业链有望全面走出国门,享受海上风电发展红利。
5投资策略及重点公司
零部件方面,按照销售对象可以分为向业主销售(塔筒、桩基、导管架)和向整机商销售(其他零部件)。塔筒、桩基、导管架主要成本为包括中厚板、水泥、混凝土等在内的原材料成本,今年在原材料全面涨价情况下成本基本可以传导到业主端。以陆上塔筒为例,塔筒用低合金中厚板价格在今年5月中旬达到高点后快速回落,目前价格维持在5元/吨-元/吨的水平,而售价已上涨至00元/吨-10元/吨的水平,单吨毛利约为元/吨-元/吨,维持去年同期水平。
5.1明阳智能:海上风电出货量大增,漂浮式引领远期行业发展
明阳智能坚持超紧凑半直驱技术路线,在陆上风电市场不断提升的同时前瞻布局大容量海上风电机组,基于大量海上气象和工况数据分析针对我国不同区域海域特点推出定制化海上风电系列产品,是国内领先的海上风电机组整机制造商。根据CWEA数据,截至年底,全国5.0MW及以上海上风电机组累计装机MW,明阳智能占比29.6%;年,全国5.0MW及以上海上风电机组新增装机MW,明阳智能占比40.8%。公司坚持关键零部件自研自产战略,具备较高的市场价格风险对抗能力,陆上风电机组毛利率维持在18%-19%,海上风电机组毛利率维持在20%以上。截止今年一季度末,公司风机在手订单高达15.77GW,再创历史新高,其中海上机组占比达到35%。年Q1公司对外销售容量MW(+33.4%),其中海上出货量MW(+.8%),出货量占比高达31%。我们预计公司年陆上风电机组出货量约为3GW,海上风电机组出货量为3-3.5GW,年陆上、海上风电机组出货量维持增长。
除风电机组销售业务外,公司在坚持“滚动开发”模式的基础上大力加强项目(包括两个“一体化”)储备力度,未来公司将保持一定的自有电站规模,其余储备项目通过转让方式获取投资收益,业绩增厚空间巨大。
今年5月,由公司开发的全球首台抗台风型5.5MW海上漂浮式试验样机在阳江产业基地下线,是我国率先完成漂浮式样机研制和生产的整机制造商,该样机最高可以抵抗17级台风,采用半潜式浮式基础。截止目前该项目系泊吸力锚、基础平台、塔筒等均已完工,首台样机预计年底前在三峡阳西沙扒海上风电场完成并网。我们预计,年起公司漂浮式风电技术将初步具备商业化条件,有望引领风电行业远期发展方向。
5.2运达股份:毛利率/市占率修复,新产品有望打开海上风电市场空间
上一轮价格战和年抢装潮下的原材料涨价使得公司销售毛利率/净利率受到重创,公司年销售毛利率、净利率分别下跌到13.84%和1.51%。在去年零部件大幅涨价环境下,公司坚持以客户利益为中心,坚持履行合同,诚信经营的理念得到了大量业主的认可。年公司客户营销取得重大突破,与中广核新能源、三峡新能源等重点业主签订战略合作协议,年荣获中广核新能源唯一整机“五星级供应商”。据不完全统计,截止今年5月底公司今年已新增订单超过6GW,名列市场前茅(截止年底公司在有订单为6.16GW),公司未来市占率提升确定性较高。此外,随着今年零部件采购价格的大幅回调公司盈利能力大幅修复,年一季度公司销售毛利率和净利率分别达到16.35%和2.15%(年全年分别为13.84%和1.)。根据售价和订单情况判断,我们预计公司全年销售毛利率将维持在16%以上。
公司今年海外市场开拓取得重大突破,截止今年5月底已在越南斩获近MW风电订单。近期,公司重磅推出陆上WD-/机型和海上7MW平台,宣告公司正式加入大型化和海上风电朋友圈。根据公开信息,公司目前已签订首个海外海上风电机组批量采购合同并将在年内完成交付;此外公司控股股东浙江省机电集团近期与浙江省能源集团签署战略合作框架协议拟在海上风电等领域加强合作,预计“十四五”浙江省海上风电增量需求预计有较大份额将由公司承接,海上风电有望成为公司业务全新的增长点。
此外,年也是公司发电业务的转折点,公司控股的MW风电场均于年底并网,禹城一期50MW项目也顺利开工,发电业务将于今年起实质性助力公司业绩。此外,年公司分别新签订风电、光伏开发协议1.7GW和0.8GW,为公司发电业务的增长奠定了良好的基础。
5.3东方电缆:掌握海缆核心技术,产能扩张助力公司开拓新市场
公司作为行业领先的电缆及系统解决方案供应商,现拥有陆缆系统、海缆系统、海洋工程三大产品领域,拥有kV及以下交流海缆/陆缆,±kV及以下直流海缆、陆缆的系统研发生产能力,在软接头、动态缆、脐带缆等核心技术领域行业领先,产品广泛应用于电力、石化、轨道交通、海上风电、海洋油气勘采等领域。截止今年一季度,公司在手订单总额为77.80亿元,其中海缆系统及海洋工程57.24亿元,占比高达73.57%。
公司推出的漂浮式海上风电专用动态缆将于近期用于三峡阳西沙扒明阳智能漂浮式样机,开创了国内漂浮式动态缆的先河。全国首个海上石油平台岸电项目由公司摘取,已于今年4月分别在秦皇岛和曹妃甸交付。去年年底公司成功中标欧洲海底电缆项目,将为南苏格兰电网公司Skye-Harris岛屿链接项目提供光电复合海底电缆,以满足岛上近两万户居民的用电需求。今年6月底,公司承担的首个海外海上风电海缆EPC总包项目(越南BinhDaiMW海上风电场)海缆敷设工作正式启动,这也是国内海缆企业在东南亚承接的首个海上风电海缆EPC项目。除电缆优势领域外,公司推出精品家装电线系列产品,积极开拓C端市场。我们预计,海上风电、海上油气、民用低压线缆将成为公司“十四五”期间重点发展方向。
为顺应下游需求的快速增长,公司积极推进产能扩张。公司宁波北仑海工基地将于今年7月投产,新增各类海缆产能约公里,新增智能交通装备电缆产能约9万公里。公司广东阳江产业基地预计今年四季度开工建设,年底投产,预计年起开始创造收入,主要定位于深远海电缆,预计满产后将创造13-15亿元的年营收规模。
5.4日月股份:产能扩张+结构优化,风电核电成为业务增长双极
公司是大型球墨铸铁龙头企业,主要从事风电、注塑机等装备专用铸件研发与生产。截止年底公司已形成年产40万吨铸件的产能规模,海装关键铸件二期8万吨产能预计今年年底投产;公司IPO项目年产10万吨大型铸件精加工产能已满产,年产12万吨大型海上风电关键部件精加工项目从年7月份开始释放产能,项目预计在年内建设完成,公司年11月定增项目22万吨大型铸件精加工项目已着手建设,届时公司将形成48万吨铸造+44万吨精加工产能,量利齐升指日可待。公司在年报中提出,将适时启动年产15万吨铸造产能再扩产项目建设,公司盈利空间有望进一步扩展。
分产品看,公司-年风电铸件销售容量增速CAGR高达%,单吨毛利稳定增长,随着精加工产能的逐步达产,毛利率提升迅速,目前已达到28.99%。注塑机方面,公司近几年销量、单吨毛利和毛利率均保持稳定,未来随着公司产能扩张注塑机业务有望跟随行业保持稳定增长。公司其他铸件业务主要包括柴油机铸件、加工中心铸件等产品。公司年11月成立宁波日月核装备制造有限公司开展核电乏燃料转运储存罐研发与生产;今年6月,公司生产的第三台百吨级球墨铸铁乏燃料运输容器发货。球墨铸铁乏燃料容器铸件为超厚壁筒型铸件,单件重量在吨以上,铸件生产的首要难题是缩短热节区域的冷却时间,防止产生碎块状石墨等缺陷,避免铸件性能劣化;其次,需要考虑运输过程中低温和多载荷环境,保证铸件均匀性和致密度;第三,铸件铸造需在极短的时间内完成铁水生产组织,目前全球范围内,具备全套厂房、设备和生产能力的生产企业仅有少数几家。公司核电乏燃料转运储存罐产品有望在今明两年开始批量生产,较高的价值量和毛利水平有望使之成为公司业务全新的增长极。
5.5天顺风能:塔筒+叶片+电站三足支撑公司业绩可持续发展
在今年大宗商品涨价条件下,公司塔筒业务基本可以实现成本的下游传导,单吨毛利维持在元-元水平。公司积极应对未来风电发展“区域集中、客户集中”两大趋势,“十四五”期间塔筒业务重点聚焦“三北”地区、中原地区和海上地区,重点服务央企国企风电项目开发需求,实现产能精细化、精准化布局。截止年底公司陆上塔筒产能合计60万吨,预计今年有望达到75-80万吨,年底有望达到万吨。海上方面,公司射阳30万吨+德国30万吨海工产能预计年底投产,年开始贡献业绩。公司年出口塔筒12万吨左右,德国海工基地投产后将大幅降低塔筒出口相关成本,海外业务有望成为业绩增长的重要引擎。
叶片方面,公司年由于叶片销量大幅增长导致模具业务占比下降造成总体毛利率从年的31.33%下降到21.29%。截止年底公司拥有14条叶片产线和4条模具产线,未来三年预计产能翻番,叶片销售规模有望突破套(片)。客户方面,此前公司产品主要面向远景能源,今年预计会开拓包括金风科技、运达股份在内的新客户。
电站运营方面,公司提前拥抱资源为王时代的到来,截止6月底储备资源体量大约15GW,未来将采取“自营+转让”的轻资产运营模式,大规模转让预计将在年启动,公司利润有望通过电站转让大幅增厚。
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