报告导读

市场认为抢装过后产业链可能面临量价齐跌的双杀局面，不愿意给予优质公司过高估值。我们认为日月股份在平价时代具有大兆瓦产能优势，同时拥有独立于行业的成长逻辑，理应给予更高估值。

报告正文

1. 风电抢装盛宴后大兆瓦产能为王

1.1. 补贴退坡促使风电产业链进入新一轮抢装盛宴

新核准陆上风电21年之后将全面平价，海上风电21年后大概率启动退补。2019年5月21日，国家发改委下发了关于《完善风电上网电价政策的通知》：陆上风电2021年后将不再补贴逐步。其中2018年底前核准的存量项目、2019-2020年新核准项目分别在2020年、2021年没有并网的将不再补贴，且2021年以后新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴；海上风电补贴退坡力度相对较小。其中潮间带2019年以后新核准的项目将按照所在资源区陆上风电指导价进行补贴；近海2019-2020年新核准项目的指导价调整为每千瓦时0.8元、0.75元。2020年1月6日上海证券报称有关部门正在研究2021年后取消新增海上风电项目国家补贴。

历史经验看，补贴政策退坡是我国风电新增装机容量变化主要驱动因素。2009年我国首次实施风电上网标杆电价政策，2009-2010年风电新增装机容量大幅增长，2010年首次达到历史新高18.93GW；2015年风电上网标杆电价首次下调，再次引起抢装潮，2014-2015年风电新增装机容量大幅增长，2015年装机容量再创新高达到30.75GW。2019年本次风电补贴政策的下调，仍会引领新一轮风电抢装潮。

根据BNEF的数据，截止2018年底我国已核准的风电项目装机容量达到88GW，其中已开工达到46GW，未开工达到42GW。根据最新的补贴政策，这些存量项目必须在2020年、2021年之前完成并网才能适用当年的补贴政策，否则2021年之后国家将不再补贴。不考虑2019/2020年新核准项目，我们判断仅存量项目在2019-2021年完成并网的情况下每年新增装机容量分别为25GW、32GW和30GW。其中，陆上风电2019~2021年预计增速会逐步下滑，海上风电由于补贴退坡力度相对较小，加上风电机组及产业链技术更加成熟，未来三年的新增装机容量有望维持高速增长。2016年11月国家能源局在印发的《风电发展“十三五”规划》中提出积极稳妥推进海上风电建设，到2020年全国海上风电开工建设规模达到1000 万千瓦，力争累计并网容量达到500 万千瓦以上。截至2018年底我国海上风电累计装机规模为444.5万千瓦，已核准的海上风电项目达2300万千瓦。我们预计2019~2020年我国海上风电新增装机容量分别为2.2GW、3GW、4GW。

1.2. 机组大型化是抢装后进入平价时代的必然选择

目前全球和中国新增装机的风电机组平均功率处在2~3MW，并且持续提升。根据FTI数据：2017年全球风电机组平均单机功率首次突破2.5MW，达到2.525MW，同比增长16.9%。其中英国、德国、丹麦和加拿大四个国家的平均单机功率超过3MW。主流风电机组（2MW至2.5MW）的全球市场份额达到了60.3%，3MW至3.6MW（不包含3.6MW）风电机组市场份额也增加到23.5%，5MW以上占比达到5.4%；而根据CWEA的数据，2018年中国新增装机的风电机组平均功率为2.2MW，同比增长3.4%。其中2MW占比达到50.6%，同比下降7.8%；2MW至3MW(不含3MW)占比达31.9%，同比增长31.7%；3MW至4MW（不含4MW）占比提高至7.1%。

平价时代机组大型化是降低度电成本的必然选择。进入平价时代，国家对陆上和海上风电将陆续不再补贴，风电上网电价必然下降。风电运营商为了盈利必须努力降低度电成本。而机组大型化就是降低度电成本的重要措施。目前陆上风电的机组成本占比为65%~75%，基础和安装占比5%~15%；海上风电机组成本占比在30%~50%，而基础和安装成本占比20%~55%。大容量机组虽然在单机基础施工及吊装上的投资较高，但由于数量少在降低风电场总投资上具有明显优势；同时还可减少可能故障输入点数量和机组间的尾流等影响，有利于提高发电效益。

全球海上风电机组已经进入6-8MW+时代。据中国可再生能源学会数据显示，2017年之前全球海上风电市场平均商用风机容量低于5MW，2018年全球海上风电机组平均容量超过了7MW，预计2020年达到8 MW，2023年达到10MW。在近两年开发的海上风电项目中，欧洲海上风电6 MW以上机组已经占据了主流，机型占比达到80%，我国海上风电机组以4MW为主，6MW以上机组在逐渐增多。而2019年1月明阳智能全球首台MySE7.25MW超大型海上抗台风机组在广东揭阳惠来启动吊装；2019年8月国内首台10兆瓦海上永磁直驱风力发电机在东方电气研制成功，并将发往福建安装在兴化湾风场。2019年10月GE的12MW（Haliade-x-12）样机吊装完成，这一机型将在全球最大的海上风电项目-英国Dogger Bank海上风电场应用。目前国内主要海上风电设备商的主力机型基本都在6MW及以上，并且各主机厂的研发重点已经放在8-10MW机组。海上风电机组大型化趋势不可逆转。

陆上风电机组即将迈入4MW+时代。从运营商项目招标来看，全球规模最大单一陆上风电项目—乌兰察布风电基地一期示范项目中标结果出炉，从各家整机厂中标机型来看，风机的选型主要集中在3.4MW~5.6MW之间。可以看出三北平价基地的主力机型从2019年招标就开始转向4MW+机型，预计未来2年即将招标的15GW平价风电基地建设项目仍会大量采用4MW+机型；从主机厂产品研发来看，继Vestas、GE等先后发布陆上4MW陆上风机之后，国内主机厂明阳智能、东方风电等陆续在2018年也陆续发布4MW陆上风机。从产品储备角度看各家整机厂都做好了进入4MW+的陆上风电大型化时代。

1.3. 日月通过大兆瓦风电铸件产能优势掌握话语权

风电机组大型化对叶片和轮毂的要求更高。从叶轮的直径来看，2017 年底我国风轮直径最大为 171m，较 2016 年增加 11m。110m 及以上的风电机组的装机容量占比由 2012 年的 3%提升到 2017 年的 76%；从轮毂高度来看，2017 年，全国新增装机的平均轮毂高度达到 85m，轮毂最高高度为 140m，比 2016 年的最高高度增加了 20m。

大兆瓦（本文主要指4MW及以上）风电铸件壁垒相对更高。1）生产技术更加复杂。随着机组大型化后叶轮直径不断升高，与之匹配的风电铸件尺寸、重量都将提高，UT、MT检验标准也将提高，-40℃风场的球磨铸铁铸件材料屈服强度需达到220MPa，-20℃风场的球铁铸件材料屈服强度需达到240MPa，材料配比更加复杂。海上风电铸件对防腐的要求更高。2）需要资金支持更多。大型铸件产能投资大，建设周期长，需要企业有良好的现金流循环才能支撑产能的扩张。铸件生产需要众多设备和原辅材料。其中混砂机、中频炉和砂处理等设备大多均需进口，树脂、涂料、球化剂、孕育剂等核心原材料也需要从国外进口。为了保证产品质量，越来越多的客户要求大兆瓦铸件精加工交付，因此与产能相匹配的精加工能力也至关重要。这些都需要充足的资金支撑才能实现。以日月股份为例，公司年产18万吨海上装备关键部件项目一期10万吨产能投资金额达到6.75亿元，二期8万吨产能投资额为3.25亿元；IPO募投的年产10万吨大型铸件精加工产能投资额达到6.07亿元，而2019年发行可转债募投年产12万吨大型海上风电关键部件精加工产能的投资额达到8.41亿元。

日月拥有全球最大风电铸件产能，其中大兆瓦产能市占率50%。风电铸件80%以上的产能集中在中国，其余20%主要在欧洲和印度。国内目前生产风电铸件的企业有20-~30家，2019年产能规模较大的主要有日月股份（40万吨）、吉鑫科技（16万吨）、永冠集团（21.2万吨）和山东龙马（14万吨），其余各家产能在10万吨以下。日月股份国内铸件产能最大，公司同时先后通过IPO、发行可转债募集资金建设件加工产能，到2020年底公司预计将实现40万吨铸件产能和22万吨精加工产能，成为全球最大的风电铸件生产商，全球市占率达到24.24%；国外丹麦的歌博产能最大，约有14.5万吨，行业CR5为64%。截至2019年底国内大兆瓦产能供给严重不足，其中日月股份18万吨海上装备关键部件项目一期10万吨产能于2019年8月开始投产、大连重工8万吨产能于9月投产，吉鑫科技通过技改投产了2万吨产能。静态来看日月股份大兆瓦产能市占率达到50%，与竞争对手相比优势更加明显。由此可见，公司在风电进入平价时代之后将在产业链中拥有更大的话语权。

仅考虑全球海上风电和国内平价项目，目前大兆瓦风电铸件产能严重不足。1）全球海上风电未来五年最大年新增装机容量约为10GW。根据GWEC的预测，2019~2024年全球海上风电每年增加7-11GW，2025~2030年每年新增15-21GW；截至2018年底，我国已正式核准的海上风电达到22GW，已公示待核准达31GW，2019年又新增核准5.25GW，预计2020年仍有5GW左右的海上风电核准。2018年以前核准的海上风电只有在2021年前全容量并网才能适用0.85元/度的核准电价；2019年核准的必须在2021年开工并在2022年并网才能适用含补贴的电价；2020年核准的需要在2022年开工并在2023年并网才能适用含补贴的电价。除去2018年底已经累计并网4.45GW海上风电，我们预计国内2019~2021年海上风电新增装机容量2.2GW、3GW和4GW，2022~2022年新增装机容量为5.0GW、6.0GW；2）国内未来每年平均新增6GW平价项目。2019年国内特高压配套的平价基地项目累计招标已经达到9GW，加上三北地区2019年启动前期工作评价的平价项目合计达到20GW，如果考虑到2020-2021年不能完成抢装的核准容量也转入平价项目，那么未来5年平价项目很可能超过30GW，每年平价项目吊装容量超过6GW。3）未来五年全球大兆瓦铸件最大需求为40万吨/年，目前产能仅为20万吨+，严重不足。海上风电和平价基地项目至少需要4MW以上的机组。根据过往经验，每GW大兆瓦风电机组所需铸件为2.5万吨，则未来每年对大兆瓦铸件的需求为40万吨。而截至2019年国内大兆瓦产能仅20万吨，即便加上欧洲少部分产能。全球范围看大兆瓦产能依然严重不足。

2. 两海战略蕴含独立内生成长逻辑

2.1. 高毛利海外客户收入占比提升提高综合毛利率

日月股份海外收入占比显著低于上游零部件同行。风电产业链上游零部件环节的优质公司大都是伴随着Vestas、GE和Siemens等海外巨头成长起来（海外公司付款及时，现金流对初创公司至关重要），海外收入占其营业收入的比例基本都在50%以上。随着国内风电装机容量不断提升，海外收入占比虽有下降，但也基本维持在40%~50%水平。2018年天顺风能（塔筒）、泰胜风能（塔筒）、金雷股份（主轴）、恒润股份（塔筒法兰）、振江股份（机舱罩、转子和定子段）、吉鑫科技（铸件）7家风电零部件厂商的海外收入平均占比48.34%，而日月股份的海外收入占比仅为15.29%（其中还包括销往日本的注塑机铸件），低于同行业33.05pct。

海外收入毛利率水平平均高于国内毛利率9.26pct。海外公司一般对产品质量要求更高、要求精加工交付，同时以FOB价格交付，运输费用一般由客户承担，所以总体上来自海外客户收入的毛利率更高。2017年天顺等7家上游零部件厂商的海外平均毛利率为32.73%，高于国内收入23.47%的毛利率9.26pct。日月股份2016~2018年海外收入毛利率均超过40%，而国内收入的毛利率仅为20%左右，海外毛利率比国内平均高20pct以上。

海外收入占比提升将会提高日月综合毛利率。日月风电铸件的海外收入主要来自Vestas、Siemens-Gamesa和GE。三巨头2017-2018年新增装机容量分别占全球40.9%、42.60%。GWEC对2019~2023年全球装机容量的年平均预测值为66GW，保守假设三巨头未来五年占全球新增装机容量的40%，即三巨头每年新增装机容量为26.4GW。按照每GW风机需要2.2万吨风电铸件计算，则三巨头每年风电铸件需求为58万吨；单一供应商最多占主机厂市场份额30%~35%，保守估计日月未来在三巨头风电铸件需求能占到30%份额，则来自海外三巨头的风电铸件需求最多可以达到17.4万吨。2018年公司海外客户销量4万吨，预计2019~2022年来自海外客户风电铸件销量分别为5.5万吨、8.5万吨、12万吨和15万吨，销量占比从2018年16.16%提升至2022年28.85%，到2022年可以提升毛利率5pct。

2.2. 高毛利海上风电收入占比提升提高综合毛利率

海上风电铸件的技术要求更高，毛利率远高于陆上风电。海外风电铸件的高要求主要体现在：1）风电机组长期暴露在潮湿和高盐的环境下，防腐要求远高于陆上风电；2）海上风电机组基本都是大兆瓦机型，对产品的配合面加工精度、强度、抗疲劳性、可靠性等性能指标要求不断提高，精加工能力要求更高。与陆上风电相比，海上风电铸件由于技术复杂度更高（防腐要求高）、需要精加工交付（可将给予外协厂的利润内化），加之目前大兆瓦产能紧缺，其单价比陆上风电高4000元/吨，成本高1500元/吨。根据我们的测算海上风电的毛利率也超过了40%。

传统的外协加工厂因规模化程度一般、资金实力受限，无力匹配大型数控精密加工设备及对应的操作管理人才，并且随着业务规模扩大，及客户对产品性能要求不断提高，公司与外协厂商之间就机加工艺方案、品控方责任界定等面的沟通协调工作激增，生产效率大为降低业务。因此只有同时具备铸造和精加工“一站式”交付能力的企业才能在大兆瓦时代占得先机。截至2019年底，日月股份已经形成了40万吨铸造能力和7.5万吨的精加工能力，随着IPO募投项目和可转募投项目逐渐达产，公司最终会形成22万吨精加工能力。其中IPO募投的10万吨精加工产能最大可以加工6.5MW机组所需的铸件，而可转债募投12万吨精加工项目最大可以加工12MW机组所需的铸件。

海上风电收入占比提升提高日月综合毛利率。尽管2018年日月股份4MW以上机组配套产品收入7616万元，约0.5万吨（按15000元/吨价格折算），但是截至2019年8月27日，公司4MW以上风电机组配套产品在手订单约为7.24万吨。这些订单都要在2020年、2021年交付，可以预见未来海上风电收入占比将会大幅提升。我们预计2019~2023年国内海上风电新增装机量分别为2.2GW、3GW、4GW、5GW和6GW，按照每GW机组需要2.5万吨铸件测算，则国内2019~2023年海上风电所需铸件分别为5.5万吨、7.5万吨、10万吨、12.5万吨和15万吨。我们预计2019~2023年日月股份海上风电铸件的出货量分别为1.5万吨、4万吨、6万吨、7.5万吨和9万吨，市场份额分别为27.3%、53.3%、60%、60%和60%。海上风电出货量占比从2018年2%上升至2022年的17%，由此到2022年可以提升毛利率7pct。

3. 乏燃料干法贮存罐带来增量利润

3.1. 乏燃料的贮存正处于湿法贮存向干法贮存转变

干法贮存更加灵活安全、运行和维护成本低，代表乏燃料中间贮存的方向。核电站日常产生的核废料需要在核电站内部离堆中间贮存来减少其放射性强度，以便于日后运输至后处理厂，减少其在运输途中的危险性。目前离堆中间贮存主要有两种方式：湿法贮存和干法贮存。湿法贮存通常在厂房内建造乏燃料水池，将乏燃料放置在水下的贮存格架中，通过含硼水循环冷却乏燃料并控制其反应性。湿法贮存发展较早，技术相对成熟，具有冷却能力高、密集贮存、易于燃料操作等特点。但是湿法贮存需要水池冷却系统的连续运行和维护，易产生二次废物，运行成本很高，并且一旦水池破损在有水状态下很难对水池进行维修，因此已渐渐不能满足核安全、经济和环保的要求；干法贮存的贮存容器一般为钢制密封容器，外部通过金属或者混凝土来提供放射性屏蔽，内部通过空气、二氧化碳或惰性气体等冷却乏燃料。干法贮存地点既可以在厂区内也可以在厂区外，既可以是室外或室内、也可以是地上或地下贮存，既可以是集中放也可以分散存放，既可以是单一贮存功能也可以是贮存/运输两用的形式，既可以是金属容器也可以是混凝土容器。干法贮存容器通常采用非能动的自然循环冷却，运行和维护成本相对湿法较低。干法贮存由于没有液体存在，不会产生慢化中子自持裂变反应，更不会产生氢气引发爆炸，同时通过设计计算和验证保证其容器强度可以抵御自然灾害和恐怖袭击。美国的乏燃料离堆贮存采用干法贮存的方式，目前有超过70%的核电厂建立了乏燃料干法贮存设施，有约2 万吨的乏燃料贮存在或即将转移至干法贮存设施中。美国核管会经分析得出：乏燃料干容器贮存可以安全贮存100 年，远超通常设计所要求的30-50 年。我国现已产生的乏燃料除大亚湾核电站约400 吨的乏燃料已运输到中核404 有限公司乏燃料贮存水池外，其他仍贮存在堆水池中，期间有部分被运输到岭澳核电站的蓄水池中。我国初期建设的500 吨核电站乏燃料离堆贮存水池已接近饱和，正在扩建800 吨离堆贮存水池对于日益增多的乏燃料来说也是杯水车薪。虽然目前国内还是以湿式贮存为主，但是干式贮存带来的灵活性、稳定性、经济性都被圈内专家认可，尤其是日本福岛核电站事故的发生，使得很多人对湿式贮存的安全性提出了质疑，因此，我国已确定未来使用干法贮存技术。

3.2. 干法贮存罐全部依赖进口国产化利润空间巨大

金属容器系统是干法贮存的主要载体。金属容器系统广泛应用于美国、日本和欧洲的核电厂。金属容器除了提供足够的辐射屏蔽外，能将内部热量直接通过热传导导出，在早期的乏燃料干法贮存设备上常被采用。金属容器除作为贮存功能外，也常搭配燃料运输需求，设计成贮存／运输双功能的容器。金属容器的制造厂家主要有GNS、HOLTEC、NAC、Transnuclear 等。目前，CASTOR 容器、TN24 容器、HI-STAR100容器以及NAC-SAC 容器都是双功能干法贮存容器。干法贮存设备厂商大多向乏燃料干法贮存设施集成化发展，开发出完整的乏燃料贮存运输整套解决方案，如HOLTEC 公司的HI-STORM Family 贮存系统、BNG 公司的FuelsolutionsTM 和NAC公司的MAGNASTOR 系统。目前，市场上美国制作的金属贮存容器单台造价约为2500万，能贮存约10吨乏燃料，而一台贮存、运输双功能干法贮存容器造价在8000万~10000万元之间。目前国内还没有生产干法贮存容器的经验，短期内主要以进口为主。2019年10月日月股份在宁波象山县设立孙公司宁波日月核装备制造有限公司，有望在双功能干法贮存容器中取得突破。

未来五年干法贮存金属容器的市场需求为106只/年，对应市场空间31.8亿元。截至2019年底，我国在运的核电机组为47个，累计装机容量48.75GW，目前在建的核电机组由9个。在不考虑新核准项目的前提下，预计到2022年我国在运核电机组可达到56个，累计装机容量66.75GW。一般对于装机容量1GW核电机组，一般换料周期为1或1.5年，每次换料卸出的乏燃料为25吨，我们按照平均1.25年更换频率年化后1GW机组每年大约卸出20吨的乏燃料。我们按照目前在运和在建的核电机组商业运行或预计商业运行的开始计算其每年产生的乏燃料，得出2023年我国产生乏燃料1153.41吨，累计产生乏燃料10582.57吨。2019~2023年年平均新增乏燃料1058吨，按照每个金属贮存期贮存10吨乏燃料计算，则未来五年平均每年需要106只金属容器。假设干法贮存容器未来国产化的价格在3000万/只，则对应的市场空间为31.8亿元。考虑到干法贮存容器国产化的难度，我们认为其毛利率能达到50%以上，净利率可能处于30%~40%。假设未来日月股份成功研制金属容器后2/3干法贮存容器将被国产替代，则其为日月股份能带来21.2亿元收入和6~8亿元净利润（仅为空间的估算，不是具体的盈利预测）。

4. 盈利预测与估值

4.1. 盈利预测

关键假设：

1）收入假设：

销量方面：预计2019~2021年风电铸件销量分别为24.00万吨、29.3万吨、34万吨；注塑机铸件销量分别为7.5万吨、8万吨、9万吨；其他铸件销量分别为0.6万吨、0.7万吨和0.8万吨。

价格方面：预计2019-2021年风电铸件的单价增速分别为5%、5%、2%；注塑机铸件单价增速分别为0%、0%、0%；其它铸件单价增速分别为-1%、0%和0%。

2）成本假设：

预计2019~2021年风电铸件成本增速分别为55%%、24%、13%；注塑机铸件成本增速分别为-18%、7%、10%；其它铸件成本增速分别为8%、17%和14%。

3）毛利率假设：

考虑到风电铸件由于产能紧张而涨价以及高毛利率的海上风电和海外客户收入占比逐年提升。我们预计2019-2021年风电铸件的毛利率分别为27.58%、29.61%、32.62%；注塑机铸件预计在2021年会随着销量增加会有提升，2019~2021的毛利率分别为20.31%、20.31%和22.08%；其他铸件由于出货量较小，预计毛利率基本保持不变，2019~2021的毛利率分别为24.90%、24.90%和24.90%。

根据以上假设，我们预计公司2019-2021年实现营业收入分别为33.10亿元、40.94亿元和47.94亿元，同比增长40.82%、23.69%和17.09%；实现净利润5.01亿元、8.01亿元和10.47亿元，同比增长78.41%、59.99%和30.79%，年均复合增长率55.13%；对应EPS为0.94元/股、1.51元/股和1.93元/股。

4.2. 估值

与可比公司（天顺风能、泰胜风能、金雷股份和振江股份）相比，除了振江股份由于基数小的原因导致2020-2021年一致预期净利润增长比日月股份快以外，日月股份未来两年净利润增速最快；从2019年的预测ROE来看，日月股份是可比公司中最高的15%（振江股份ROE仅为3%）。目前可比公司2020~2021年平均预测PE分别为13.31倍、10.09倍，而我们测算的日月股份2020~2021年预测PE分别为12.70和9.71，均低于行业平均估值。考虑到公司2020-2021年净利润复合增速为45%，加之公司在进入平价时代之后大兆瓦产能优势以及独立于行业的成长逻辑，我们认为公司理应获得高于行业的平均估值。我们认为公司2020年合理的动态PE为20倍，目前PE为12.70倍，给予买入评级。2020年目标价30.14元/股，目前股价距离20年目标价上涨幅度57.5%。

5. 风险提示

5.1. 原材料价格持续大幅上升导致毛利率快速下降

铸件主要原材料为生铁和废钢，主要的辅料有树脂、涂料、球化剂、孕育剂等。其中生铁和废钢的配比约在80:23，而这两者的价格与钢材价格相关度高。因此，当生铁和废钢价格持续大幅上升时，就会导致生产成本大幅提高，而公司产品的售价每年调整一次，如果缺乏议价能力则有可能在重新议价时不能将原材料价格上涨的压力转移，这样就会减少公司当期营业利润。从历史数据看，2015~2016年myspic综合钢价指数处于最近10年的底部区域，而公司综合毛利率却在2015~2016年创出历史新高。可以看出公司毛利率跟原材料的价格呈现明显的负相关关系，是公司面临的主要风险。

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