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　　风电行业：在招标井喷与补贴退坡中前行

本文节选自东兴证券研究所2020年2月13日发布的报告《迎战后补贴时代——电新行业深度暨庚子年（2020）投资策略》。

来源：微信公众号“分析师”ID：iAnalyst

分析师：郑丹丹、李远山，研究助理：张阳。

1、补贴退坡，产业界积极应对

据国家能源局发布的统计数据，截至2019年底，中国大陆风电累计并网装机容量达到210.05GW。然而，为了引导产业长期健康发展，官方亦明确对新能源产业的相关补贴将逐步退坡，近年来电价调整如表3所示。

2019年5月21日国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，将风电标杆上网电价改为指导价，且2019年指导价较此前标杆价有所下调，明确提出2019年开始新核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目，全部通过竞争方式确定上网电价；分散式风电项目中，如参与分布式市场化交易，上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴，否则执行项目所在资源区指导价。对于陆上风电项目，如2018年底之前核准但2020年底前仍未完成并网，或2019~2020年核准但2021年底前仍未完成并网，国家不再补贴；2021年1月1日及以后新核准的项目，全面实现平价上网，国家不再补贴。对于海上风电项目，对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部并网，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部并网的，执行并网年份的指导价。

2020年1月23日，国家能源局发布《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知（征求意见稿）》，对于风电部分，要点如下：

1）强调电网并网关口作用，要求国家电网、南方电网和内蒙古电力公司会同新能源消纳监测预警中心及时测算论证经营区域内各省级区域2020年风电、光伏发电新增消纳能力，报国家能源局审核后于3月底前对社会发布；

2）倡导投资企业理性投资，防范投资风险；

3）积极支持、优先推进无补贴平价上网项目建设，要求3月中旬报送项目信息，项目必须在2020年底前能够核准、备案，且开工建设。

4）对于需要国家财政补贴的风电项目，要求落实“十三五”规划总量控制，要求集中式陆上风电项目和海上风电项目组织竞争性配置，提出依法撤销核准两年仍未开工也未按规定办理延期或不具备开工条件的项目之核准文件；对于海上风电并网容量、开工规模已超出规划目标的省农机补贴退坡份，要求暂停2020年海上风电项目竞争性配置和核准工作；对照已公示的2020年底前可建成并网、2020年底前可开工建设、2021年底前可建成并网的三类海上风电项目清单，有序组织建设。此外，鼓励各地积极推动分散式风电参与分布式发电市场化交易试点。

2020年1月22日，财政部经济建设司官网发布了财政部、国家发改委、国家能源局《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》及解读，要求“以收定支”确定补贴，确保2020年新增项目补贴额度控制在50亿元以内（含光伏15亿元）。对于海上风电，中央财政仅2021年底前全部机组完成并网的存量合规项目，不再补贴新增项目；对于陆上风电，引导尽快平价上网；2021年起，实行配额制下的绿色电力证书（简称“绿证”）交易，企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴。

我们判断，风电产业2019年招标量“井喷”至68GW以上的火爆局面有望有所“降温”，海上风电领域将从比拼核准开工过渡到研究降本增效、谋求长期发展的状态中来。我们预计，2020年中国大陆地区将新增风电并网36GW，同比增长39.9%。

早在2017年8月31日，国家能源局便通过“国能发新能[2017]49号”文件公布了位于河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆等地的13个共707MW的“风电平价上网示范项目”。2019年5月20日，国家发改委办公厅、国家能源局通过“发改办新能[2019]594号”文件公布了2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目，由16个省区（含直辖市）能源主管部门报送，共计20.76GW。在实际项目建设中，中核汇能甘肃玉门黒崖子50MW 平价风电示范项目在风电领域成为首个实现“平价”上网的并网项目。

中核汇能甘肃玉门黒崖子50MW 平价风电示范项目

据微信公众号“每日风电”2019 年8 月2 日文章报道，被纳入国家能源局批准的首批风电平价示范项目的中核汇能甘肃玉门黒崖子50MW 平价风电示范项目自2019 年3月25日开工建设，同年7 月31 日并网发电，成为全国首个并网发电的平价风电示范项目，共安装25 台2MW 风机，造价控制在5.7 元/W 以内；预计年利用小时数超过3000h，较中电联《2019年全国电力工业统计快报一览表》披露的2019年中国大陆风电平均利用小时数2,082h高出44%。另据北极星售电网2017年11月21日转载玉门新闻中心报道，玉门市自2017年7月1日起调整燃煤发电标杆上网电价至0.3078元/kWh。

考虑大多数项目的具体情况，“平价上网”短期内在全国大面积普及仍有一定难度。但是，展望未来，我们认为，在补贴退坡预期的引导下，产业界优质企业将持续以“降本增效”为核心目标，发展新技术，优化资源配置，并积极开拓新市场，最终促进产业进步。

2、招标市场活跃，供应商议价能力提高

如前文所述，官方对风电补贴项目并网时间设了严格要求，近年来获得核准的风电项目，正在紧锣密鼓地推进工程建设，力求及时并网，享受原定补贴额度。

据中国风电新闻网2020年1月2日转载界面新闻报道，综合风电开发商电子商务平台及公开招标网站信息的不完全统计，2019年，中国（大陆）风电市场公开招标量达68.3829GW（不含民营企业未公开招标数据），而2018年、2017年分别为33.50GW、27.20GW；分类来看，2019年陆上、海上风电市场公开招标量分别为52.1691GW、16.2138GW，分别是2018年的近2倍、逾3倍，分别占总招标量的76.29%、23.71%。由此可见，2019年风电招标量呈现“井喷”之势，如图13所示。

风电招标量激增，使得重要配套设备市场一时间供不应求。从最重要的设备——风机角度来看，其价格一路上涨。以风机龙头金风科技为例，根据其官网发布的《2019年三季度业绩报告》演示材料，其不同功率机型投标价格从2018年7月开始回升，2019年9月2.5MW机型投标均价3,898元/kW，自2018年8月价格低点3,330元/kW回升17.06%，2019年9月3MW机型投标均价已达到3900元/kW，如图14所示。另据微信公众号“每日风电”2019年10月20日文章报道，2019年10月下旬风机价格出现4150元/kW的案例，达到2016年同期价格高位区间。

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我们认为，在市场需求旺盛的背景下，2020年风机价格或将维持高位。展望未来，随着补贴退坡、上网电价下移，风机价格进一步上涨的空间有限。随着陆上风电补贴全面退坡，下游市场需求或于2021年出现波动，亦将对后续风机价格走势形成一定压力。

在下游需求骤升的刺激下，诸多环节的供应商纷纷扩产，增加供应。以风塔供应商天顺风能为例，据其官方微信公众号报道，其新建的山东鄄城10万吨风电塔筒基地已于2019年12月18日正式投产，我们判断，公司2019年底风塔产能已增至55万吨左右；另据公司2020年1月9日公告，全资子公司“苏州天顺”将于内蒙古乌兰察布市商都县投资建设12万吨陆上风塔及其配套零部件产能，公司还将于江苏射阳投资建设约25万吨风电海工产品产能。

然而，风电行业仍有一些环节存在一定程度的供应链瓶颈，比如，适配大功率风机的高端轴承、用于制造风电叶片的巴沙木、海上风机吊装船、大型液压打桩锤等。

据中电联《2019年全国电力工业统计快报一览表》，中国大陆2019年风电新增并网25.74GW。同时考虑中国市场的招标量“井喷”情况，以及供应链瓶颈的存在，我们预计，2020年中国大陆将新增风电并网36GW。但是，随着一批2018年底前核准的项目在2020年底前完成“抢装”并网，2021年的国内风电市场或将有所“降温”；随着一批2019~2020年核准的项目在2021年底前完成“抢装”并网，补贴政策对此轮风电市场的刺激效应，将告一段落。

因此，对于优质供应商来说，适时布局海外市场，顺应国际客户需求变化，将有助减缓中国市场需求波动对业绩走势的冲击。举例来说，振江股份的下游客户包括（但不限于）西门子、通用电气（GE）、Enercon、Senvion等国际知名风机制造商。其2018年营业收入中，转子房、机舱罩、定子段等风电设备占比达到48.9%；当期主营收入中，超过77%来自国外市场的贡献。

我们预计，2019

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~2023年全球风电新增装机将维持在55~61GW之间，总体保持平稳。关于2017~2023年中国大陆及全球风电新增装机的统计与预测，如表5所示。

3、大容量风机将加大应用

对于国内风电行业来说，实现平价上网，是当期重要的阶段性目标。对于风资源确定的风电场而言，若锁定上网价格（如与当地煤电上网基准价保持一致），影响项目收益率的主要因素有：机组利用小时数、单位容量造价、项目融资结构及贷款利率等。结合产业发展现状，我们认为，通过各种途径提升利用小时数，是实现平价的重要着力点；在大规模陆上风电场和海上风电项目中，大容量风机将加大应用。

从设备供应角度看，如自然环境等其他因素不变，提高指定风电场年利用小时数的主要途径有：改进风机设计，增大单位容量扫风面积（m2/kW）；适当增加塔筒高度，使风机获得更大风速的运行环境；优化风电场设计，在保证风机安全的前提下减小风机之间的“尾流”影响。

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为迎接“平价”时代到来，具有陆上风资源天然优势的地区，如“三北”（西北、华北、东北）地区与云南、福建、四川等省区，将对陆上风电项目投资资金产生较大的“虹吸”效应；远海风电开发，也将逐步提上议事日程。而对于风资源较好的大规模陆上风电场和海上（尤其远海）风电项目来说，大容量风机的应用，将有助提高风电场整体经济效益。

过去一两年，国内涌现一批颇具“规模效应”的大型单体陆上风电场开发项目，如：国家电投投资建设的乌兰察布风电基地一期6GW项目、青海海南州特高压外送基地（2GW风电+3GW光伏）、上海庙至山东直流特高压输电通道配套可再生能源基地阿拉善盟区域1.6GW风电项目。其中，乌兰察布风电基地一期6GW项目已于2019上半年完成风机招标，据微信公众号“风能产业”2019 年4 月3 日文章，上海电气、金风科技、中国海装、明阳智能和东方风电（东方电气下属公司）分别中标该项目五个标段的配套风机采购招标，容量分别为1.4GW、1.3GW、0.9GW、1.3GW 和1.1GW。结合微信公众号“风电财经”2019年3月18日文章，上述5家风机制造商投标时报送的机型单机功率在3.2~5.6GW之间。据微信公众号“每日风电”2019年9月27日文章报道，该项目中标机型单机平均容量为4.16MW。

据中国可再生能源学会风能专业委员会、中国农机工业协会风力机械分会、国家可再生能源中心2019年4月4日联合发布的《2018 年中国风电吊装容量统计简报》，2018年中国（大陆）市场新增风电机组中，2MW机型在新增装机容量中占比50.6%，2~3MW（不含3MW）机型占比31.9%，为市场主力，如图15所示；而当期3~3.9MW、4~5.9MW机型合计占比仅有12.9%，且多用于海上风电项目。对比可见，乌兰察布风电基地一期6GW项目的应用机型显著高于2018年市场平均水平。

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海上风电方面，2018年12月28日出台的《福建省海上风电项目竞争配置办法（试行）》（公开征求意见稿）提出，“原则上采用的风电机组应具有自主知识产权、单机容量不低于8000千瓦（即8MW）”；广东、浙江等地的规划也倡导海上风电采用5MW及以上机型。

我们分析认为，在运行环境允许的情况下，如以大功率风机代替小功率风机，可整体减少风电场单位容量的投资额。比如，在大型陆上风电场用5.0MW风机替代2.5MW风机，在海上（尤其远海）风电场用12MW风机（GE已着手实施该类产品在中国广东揭阳的产业化）替代6MW风机，可以将风机、塔筒的数量减少一半，尽管大容量风机及配套塔筒的单价或有一定上浮，但整体的塔筒投资、风机吊装费用和风机维护费用，以及在配电系统方面的投入，有望得到一定缩减。

从实际装机情况看，风机应用的平均功率不断提升。中国风能协会（CWEA）统计数据表明，2008~2013年，1.5~2MW风机在相应年度新增装机中的占比超过50%；2015年以来，2.0~2.5MW风机占比超过50%，挤占了2MW以下风机的份额，且2.5MW以上风机的占比逐年提升，如图16所示。