本文節選自東興證券研究所2020年2月13日發布的報告《迎戰后補貼時代——電新行業深度暨庚子年（2020）投資策略》。

來源：微信公眾號“分析師”ID：iAnalyst

分析師：鄭丹丹、李遠山，研究助理：張陽。

1、補貼退坡，產業界積極應對

據國家能源局發布的統計數據，截至2019年底，中國大陸風電累計并網裝機容量達到210.05GW。然而，為了引導產業長期健康發展，官方亦明確對新能源產業的相關補貼將逐步退坡，近年來電價調整如表3所示。


2019年5月21日國家發改委發布《關于完善風電上網電價政策的通知》，將風電標桿上網電價改為指導價，且2019年指導價較此前標桿價有所下調，明確提出2019年開始新核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目，全部通過競爭方式確定上網電價；分散式風電項目中，如參與分布式市場化交易，上網電價由發電企業與電力用戶直接協商形成，不享受國家補貼，否則執行項目所在資源區指導價。對于陸上風電項目，如2018年底之前核準但2020年底前仍未完成并網，或2019~2020年核準但2021年底前仍未完成并網，國家不再補貼；2021年1月1日及以后新核準的項目，全面實現平價上網，國家不再補貼。對于海上風電項目，對2018年底前已核準的海上風電項目，如在2021年底前全部并網，執行核準時的上網電價；2022年及以后全部并網的，執行并網年份的指導價。

2020年1月23日，國家能源局發布《關于2020年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知（征求意見稿）》，對于風電部分，要點如下：

1）強調電網并網關口作用，要求國家電網、南方電網和內蒙古電力公司會同新能源消納監測預警中心及時測算論證經營區域內各省級區域2020年風電、光伏發電新增消納能力，報國家能源局審核后于3月底前對社會發布；

2）倡導投資企業理性投資，防范投資風險；

3）積極支持、優先推進無補貼平價上網項目建設，要求3月中旬報送項目信息，項目必須在2020年底前能夠核準、備案，且開工建設。

4）對于需要國家財政補貼的風電項目，要求落實“十三五”規劃總量控制，要求集中式陸上風電項目和海上風電項目組織競爭性配置，提出依法撤銷核準兩年仍未開工也未按規定辦理延期或不具備開工條件的項目之核準文件；對于海上風電并網容量、開工規模已超出規劃目標的省份，要求暫停2020年海上風電項目競爭性配置和核準工作；對照已公示的2020年底前可建成并網、2020年底前可開工建設、2021年底前可建成并網的三類海上風電項目清單，有序組織建設。此外，鼓勵各地積極推動分散式風電參與分布式發電市場化交易試點。

2020年1月22日，財政部經濟建設司官網發布了財政部、國家發改委、國家能源局《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》及解讀，要求“以收定支”確定補貼，確保2020年新增項目補貼額度控制在50億元以內（含光伏15億元）。對于海上風電，中央財政僅2021年底前全部機組完成并網的存量合規項目，不再補貼新增項目；對于陸上風電，引導盡快平價上網；2021年起，實行配額制下的綠色電力證書（簡稱“綠證”）交易，企業通過綠證交易獲得收入相應替代財政補貼。

我們判斷，風電產業2019年招標量“井噴”至68GW以上的火爆局面有望有所“降溫”，海上風電領域將從比拼核準開工過渡到研究降本增效、謀求長期發展的狀態中來。我們預計，2020年中國大陸地區將新增風電并網36GW，同比增長39.9%。

早在2017年8月31日，國家能源局便通過“國能發新能[2017]49號”文件公布了位于河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆等地的13個共707MW的“風電平價上網示范項目”。2019年5月20日，國家發改委辦公廳、國家能源局通過“發改辦新能[2019]594號”文件公布了2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目，由16個省區（含直轄市）能源主管部門報送，共計20.76GW。在實際項目建設中，中核匯能甘肅玉門黒崖子50MW 平價風電示范項目在風電領域成為首個實現“平價”上網的并網項目。

中核匯能甘肅玉門黒崖子50MW 平價風電示范項目

據微信公眾號“每日風電”2019 年8 月2 日文章報道，被納入國家能源局批準的首批風電平價示范項目的中核匯能甘肅玉門黒崖子50MW 平價風電示范項目自2019 年3月25日開工建設，同年7 月31 日并網發電，成為全國首個并網發電的平價風電示范項目，共安裝25 臺2MW 風機，造價控制在5.7 元/W 以內；預計年利用小時數超過3000h，較中電聯《2019年全國電力工業統計快報一覽表》披露的2019年中國大陸風電平均利用小時數2,082h高出44%。另據北極星售電網2017年11月21日轉載玉門新聞中心報道，玉門市自2017年7月1日起調整燃煤發電標桿上網電價至0.3078元/kWh。

考慮大多數項目的具體情況，“平價上網”短期內在全國大面積普及仍有一定難度。但是，展望未來，我們認為，在補貼退坡預期的引導下，產業界優質企業將持續以“降本增效”為核心目標，發展新技術，優化資源配置，并積極開拓新市場，最終促進產業進步。

2、招標市場活躍，供應商議價能力提高

如前文所述，官方對風電補貼項目并網時間設了嚴格要求，近年來獲得核準的風電項目，正在緊鑼密鼓地推進工程建設，力求及時并網，享受原定補貼額度。

據中國風電新聞網2020年1月2日轉載界面新聞報道，綜合風電開發商電子商務平臺及公開招標網站信息的不完全統計，2019年，中國（大陸）風電市場公開招標量達68.3829GW（不含民營企業未公開招標數據），而2018年、2017年分別為33.50GW、27.20GW；分類來看，2019年陸上、海上風電市場公開招標量分別為52.1691GW、16.2138GW，分別是2018年的近2倍、逾3倍，分別占總招標量的76.29%、23.71%。由此可見，2019年風電招標量呈現“井噴”之勢，如圖13所示。


風電招標量激增，使得重要配套設備市場一時間供不應求。從最重要的設備——風機角度來看，其價格一路上漲。以風機龍頭金風科技為例，根據其官網發布的《2019年三季度業績報告》演示材料，其不同功率機型投標價格從2018年7月開始回升，2019年9月2.5MW機型投標均價3,898元/kW，自2018年8月價格低點3,330元/kW回升17.06%，2019年9月3MW機型投標均價已達到3900元/kW，如圖14所示。另據微信公眾號“每日風電”2019年10月20日文章報道，2019年10月下旬風機價格出現4150元/kW的案例，達到2016年同期價格高位區間。


我們認為，在市場需求旺盛的背景下，2020年風機價格或將維持高位。展望未來，隨著補貼退坡、上網電價下移，風機價格進一步上漲的空間有限。隨著陸上風電補貼全面退坡，下游市場需求或于2021年出現波動，亦將對后續風機價格走勢形成一定壓力。

在下游需求驟升的刺激下，諸多環節的供應商紛紛擴產，增加供應。以風塔供應商天順風能為例，據其官方微信公眾號報道，其新建的山東鄄城10萬噸風電塔筒基地已于2019年12月18日正式投產，我們判斷，公司2019年底風塔產能已增至55萬噸左右；另據公司2020年1月9日公告，全資子公司“蘇州天順”將于內蒙古烏蘭察布市商都縣投資建設12萬噸陸上風塔及其配套零部件產能，公司還將于江蘇射陽投資建設約25萬噸風電海工產品產能。

然而，風電行業仍有一些環節存在一定程度的供應鏈瓶頸，比如，適配大功率風機的高端軸承、用于制造風電葉片的巴沙木、海上風機吊裝船、大型液壓打樁錘等。

據中電聯《2019年全國電力工業統計快報一覽表》，中國大陸2019年風電新增并網25.74GW。同時考慮中國市場的招標量“井噴”情況，以及供應鏈瓶頸的存在，我們預計，2020年中國大陸將新增風電并網36GW。但是，隨著一批2018年底前核準的項目在2020年底前完成“搶裝”并網，2021年的國內風電市場或將有所“降溫”；隨著一批2019~2020年核準的項目在2021年底前完成“搶裝”并網，補貼政策對此輪風電市場的刺激效應，將告一段落。

因此，對于優質供應商來說，適時布局海外市場，順應國際客戶需求變化，將有助減緩中國市場需求波動對業績走勢的沖擊。舉例來說，振江股份的下游客戶包括（但不限于）西門子、通用電氣（GE）、Enercon、Senvion等國際知名風機制造商。其2018年營業收入中，轉子房、機艙罩、定子段等風電設備占比達到48.9%；當期主營收入中，超過77%來自國外市場的貢獻。

我們預計，2019 ~2023年全球風電新增裝機將維持在55~61GW之間，總體保持平穩。關于2017~2023年中國大陸及全球風電新增裝機的統計與預測，如表5所示。


3、大容量風機將加大應用

對于國內風電行業來說，實現平價上網，是當期重要的階段性目標。對于風資源確定的風電場而言，若鎖定上網價格（如與當地煤電上網基準價保持一致），影響項目收益率的主要因素有：機組利用小時數、單位容量造價、項目融資結構及貸款利率等。結合產業發展現狀，我們認為，通過各種途徑提升利用小時數，是實現平價的重要著力點；在大規模陸上風電場和海上風電項目中，大容量風機將加大應用。

從設備供應角度看，如自然環境等其他因素不變，提高指定風電場年利用小時數的主要途徑有：改進風機設計，增大單位容量掃風面積（m2/kW）；適當增加塔筒高度，使風機獲得更大風速的運行環境；優化風電場設計，在保證風機安全的前提下減小風機之間的“尾流”影響。

為迎接“平價”時代到來，具有陸上風資源天然優勢的地區，如“三北”（西北、華北、東北）地區與云南、福建、四川等省區，將對陸上風電項目投資資金產生較大的“虹吸”效應；遠海風電開發，也將逐步提上議事日程。而對于風資源較好的大規模陸上風電場和海上（尤其遠海）風電項目來說，大容量風機的應用，將有助提高風電場整體經濟效益。

過去一兩年，國內涌現一批頗具“規模效應”的大型單體陸上風電場開發項目，如：國家電投投資建設的烏蘭察布風電基地一期6GW項目、青海海南州特高壓外送基地（2GW風電+3GW光伏）、上海廟至山東直流特高壓輸電通道配套可再生能源基地阿拉善盟區域1.6GW風電項目。其中，烏蘭察布風電基地一期6GW項目已于2019上半年完成風機招標，據微信公眾號“風能產業”2019 年4 月3 日文章，上海電氣、金風科技、中國海裝、明陽智能和東方風電（東方電氣下屬公司）分別中標該項目五個標段的配套風機采購招標，容量分別為1.4GW、1.3GW、0.9GW、1.3GW 和1.1GW。結合微信公眾號“風電財經”2019年3月18日文章，上述5家風機制造商投標時報送的機型單機功率在3.2~5.6GW之間。據微信公眾號“每日風電”2019年9月27日文章報道，該項目中標機型單機平均容量為4.16MW。

據中國可再生能源學會風能專業委員會、中國農機工業協會風力機械分會、國家可再生能源中心2019年4月4日聯合發布的《2018 年中國風電吊裝容量統計簡報》，2018年中國（大陸）市場新增風電機組中，2MW機型在新增裝機容量中占比50.6%，2~3MW（不含3MW）機型占比31.9%，為市場主力，如圖15所示；而當期3~3.9MW、4~5.9MW機型合計占比僅有12.9%，且多用于海上風電項目。對比可見，烏蘭察布風電基地一期6GW項目的應用機型顯著高于2018年市場平均水平。


海上風電方面，2018年12月28日出臺的《福建省海上風電項目競爭配置辦法（試行）》（公開征求意見稿）提出，“原則上采用的風電機組應具有自主知識產權、單機容量不低于8000千瓦（即8MW）”；廣東、浙江等地的規劃也倡導海上風電采用5MW及以上機型。

我們分析認為，在運行環境允許的情況下，如以大功率風機代替小功率風機，可整體減少風電場單位容量的投資額。比如，在大型陸上風電場用5.0MW風機替代2.5MW風機，在海上（尤其遠海）風電場用12MW風機（GE已著手實施該類產品在中國廣東揭陽的產業化）替代6MW風機，可以將風機、塔筒的數量減少一半，盡管大容量風機及配套塔筒的單價或有一定上浮，但整體的塔筒投資、風機吊裝費用和風機維護費用，以及在配電系統方面的投入，有望得到一定縮減。

從實際裝機情況看，風機應用的平均功率不斷提升。中國風能協會（CWEA）統計數據表明，2008~2013年，1.5~2MW風機在相應年度新增裝機中的占比超過50%；2015年以來，2.0~2.5MW風機占比超過50%，擠占了2MW以下風機的份額，且2.5MW以上風機的占比逐年提升，如圖16所示。


主流風機廠商已將大功率機型作為重要研發方向，在2019北京國際風能大會暨展覽會（CWP2019）上展出的陸上風機新產品一般超過3MW甚至5MW，海上風機新產品以10MW為目標，如表6所示。


我們預計，2022年以后，隨著“平價”要求執行力度加大，陸上風電新建項目的單機容量將達到3MW以上；如GE、東方電氣、上海電氣、明陽智能的相關新機型產業化順利推進，8MW及以上機型在海上風電新項目中將加大應用，一定程度上將對我國遠海風電資源開發起到重要支撐。