中财龙马资本:补贴过后风电行业迎平价时代未来30年保持7%增长率_新浪财经

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　　原标题：【龙马研究】风电行业：补贴过后将迎平价新时代

　　来源：中财龙马资本

　　文|南阳

　　本研报核心内容及观点概要如下：

　　1、预判风电行业未来走向的指标：装机量和弃风率；

　　2、风电产业链上下游基本面分析；

　　3、当补贴退出风电实现平价上网之后，补贴和抢装将不会再是风电周期的主导因素，宏观上的国家产业结构的变化，对未来能源结构的规划，社会总用电量的增长，电网消纳能力的提升，微观上的行业供需，市场竞争格局等将变成影响风电周期的主导因素；

　　4、预测未来30年风电行业的增长率将保持在7%左右；

　　5、从宏观和微观层面来看，宏观层面风电长期增长率较为确定，微观层面行业经过一轮洗牌竞争格局趋于稳定，未来行业发展长期向好。

　　一、风电行业基本情况

　　1.1 风电行业产业链

　　1.2 风电的需求情况

　　1.3 国内风电增长空间

　　1.4 风电周期

　　1.5 弃风率

　　二、风电行业上下游代表企业基本面

　　2.1 风电行业上下游企业回报情况

　　三、对国内风电行业未来发展主要分歧的分析

　　3.1 宏观因素

　　3.2 微观因素

　　四、风险因素

　　4.1 政策性风险

　　4.2 市场竞争风险

　　4.3 弃风限电

　　4.4 经济环境及汇率波动

　　4.5 疫情对生产经营的影响

　　一、风电行业基本情况

　　1.1 风电行业产业链

　　风电产业链围绕风电场的开发、建设、日常运营构建为四大环节。自下而上分别为：一、风电场开发运营商、运维服务和设备提供商；二、风电整机制造商、风塔制造商、风场施工建设提供商；三、风电整机的零部件制造商，有些风塔（塔筒、法兰）由整机企业整体采购，因此风塔制造企业也可以视为风电零部件制造商；四、整机和风塔各类零部件所使用的原材料，包括钢铁类（风电厚板、合金钢、生铁、废钢）、玻纤、碳纤、树脂、防腐漆、胶类等等。

　　上游：主要是风电的零部件制造商，包括叶片、发电机、轴承、电控系统等，上市的企业包括中材科技（叶片）、双一科技（机舱罩）、日月股份（铸件）、国电南瑞（控制系统）、金雷股份（主轴）等；

　　中游：主要是风电整机和风塔的制造商，整机（风机）是发电机组，风塔是风力发电的塔杆，上市的企业包括金风科技（整机）、明阳智能（整机）、天顺风能（风塔）、泰胜风能（风塔）等；

　　下游：主要是风电运营商，上市的企业包括中广核新能源、大唐新能源、北控清洁能源等。

　　1.2 风电的需求情况

　　风电由于其机组、塔桶等部件体积庞大、重量极重（比如塔筒一般超过80米，单个塔筒重量超过150吨），运输成为制约国内风电出口的重要因素。这一点和光伏产业链有本质的差别。

　　虽然企业可以选择在海外建厂，但问题在于：厂址周围需求被满足后，则需不断建设新产能才能覆盖新需求，这种模式难以大幅扩张，所以对于风电来说，海外需求（出口）确定性不如光伏，主要判断风电国内需求的天花板。

　　这条产业链的宏观指标，主要看的是国内全社会用电量和用电结构。全社会用电量，过去三年复合增速为6.8%，2020年3月以来用电量增速逐渐回暖，4月较3月回升1.79个百分点，为-4.74%。

　　从风力发电的占比（用电结构）情况看，根据国家能源局数据，2019年风电发电量4057亿千瓦时，首次突破4000亿千瓦时，占2019年总发电量的5.5%。

　　风电比重和欧美等国家进行对比：

　　1）欧洲——2019年欧洲风力发电占总电量的比重为15%，较2018年上升1个百分点。其中，丹麦、爱尔兰、葡萄牙、德国、英国、西班牙占比较高，丹麦排首位，占比接近50%。

　　来源：WindEurope

　　2）美国——根据测算，美国风力发电在2007年之前占比较低（不到1%），自2007年左右起占比快速增加，2019年风力发电占总发电量的比重在7.29%左右。

　　对比下来，国内风电还存在较大的发展空间，但需要注意的是，增长空间的天花板究竟在哪里，到底是对标占比较高的欧洲，还是占比较为接近的美国？

　　1.3 国内风电增长空间

　　对于国内风电来说，其实无论哪种对标都不太合适，主要原因是风电场对场址的选择比较敏感，需要在风能资源较为丰富的区域建设，而不同国家的风能禀赋并不相同，难以通过简单对标来考虑增长空间。因此，主要从国内风能资源量上来预测后期增长天花板。

　　受气候影响，我国的风能资源分布较为广泛，其中比较丰富的地区包括三北（东北、华北、西北，包括内蒙古、新疆等地）地区、东南沿海以及附近岛屿（山东、江苏、上海等地）。

　　根据国际可再生能源机构（IRENA）的预测，到2050年国内陆上风电装机可达到2150GW，2150GW（占国内潜在风电装机量的24%，潜在装机量为8800GW），而2018年国内陆上装机为205GW，该预测潜在的复合增速为7.62%。

　　此外，该机构预测我国海上潜在装机量为3860GW（水深小于20米的装机为496GW、水深在20米至50米之间的为1127GW、水深在50米至100米之间的为2237GW），到2050年，仅有10%，即386GW可以被使用，2018年海上风电累计装机量为4.44GW，复合增速为14.97%

　　不过，上面给出的增速，是从可利用资源的逻辑出发，并没有考虑国内电力供给情况，因而逻辑上存在缺陷，只能作为参考。

　　因此，这里再用另一种方式测算——风电、光伏等清洁能源将长期替代火电的逻辑。

　　假定后期不再新增火电机组、以及现有火电机组35年后，也就是2055年全部退役（参考大唐发电机组的折旧年限35年）、火电机组需要由风电、光伏等新能源替代，按照此种方法测算后期风电的装机空间，具体计算公式如下：

　　风电所需装机容量=火电装机容量*火电利用小时/风电利用小时数。

　　目前火电机组的装机容量为：1190.55GW、利用小时数为4293小时（年），风电的装机容量为210GW、利用小时数为2082小时（年）。

　　按照此公式，计算出的2055年风电所需装机容量为2454.87GW，年复合增速为7.28%。暂这个方式计算下来的增速，已经是非常乐观了——隐含假设是火电全部由风电替代，如果假设仅有50%的火电被风电替代，则年复合增速仅有5.17%。

　　注：上述测算较为简单粗略，单从风电对火电的替代测算，并未考虑到全社会用电量的增长和风电在整体能源结构中的比重变化。

　　根据国家发改委能源研究所研究员王斯成的观点，他认为影响新能源发展的主要障碍，是因为可再生能源和传统能源属于顶替和被顶替的关系，两者之间存在“利益”之争。

　　所以，火电被替代的过程，究竟需要多少年，目前还很难说。因而，以上“替代火电”方法测算的数据，也存在不确定性。不过，这样的测算市场容量的方法，和前面的“以可开发潜力来测算”的逻辑结合在一起，得出的结论能够印证。

　　另外，这个市场目前的热点是：海上风电。不过，虽然前景更好，但目前仍处于起步阶段，目前存在技术（比如风电设备的设计、制造、安装技术仍不够成熟）、高额投资成本（海上风电的度电成本为0.5元/千瓦时的制约，其份额快速提升的可能性较小。

　　各类能源的度电成本，来对比一下：光伏、煤电、水电、核电的度电成本分别为0.44元/千瓦时、0.36元/千瓦时、0.26元/千瓦时、0.34元/千瓦时。

　　因此，尽管风电可开发容量很大，但如果从替换火电角度考虑，风电的增长速度并没有想象的高（行业年化增长大约5%到7%左右）。

　　远期增长大致了解后，接着来看近期增长的几个主要因素。

　　1.4 风电周期

　　行业高频指标方面，可以看新增装机容量。从上图可以看出，风电的发展大致经历了两个周期：

　　1）2005年-2012年，2008年之前增速较高主要是风电装机基数较低，2009年增速超过100%，主要是当年出台政策制定陆上风电标杆上网电价，刺激风电发展；2011年开始新增装机出现下滑，主要和前期发展过快导致风电消纳出现困难、风电质量事故频发有关。

　　2）2013年-2017年，2014年、2015年新增装机大幅增加，主要原因是监管层出台政策下调补贴，带动行业出现抢装；2016年开始，新增装机再次下滑，主要原因是前期增长过快导致弃风现象再次严重、政府限制内蒙古、黑龙江等北方六省的新增装机。

　　综上，可以看出，前期风电装机和政策（主要驱动）、风电消纳情况有关：政策出台——装机量大幅上升——产能过剩（弃风率上升）——装机量大幅下滑（弃风率改善）。

　　2019年5月，监管层再次发布下调补贴的政策，要求2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

　　简单总结一下，一是之前积压的核准项目，必须在2020年或者2021年底建设完毕，否则不能享受补贴；二是从2021年开始，陆上风电项目全面取消补贴。

　　因此，可以确定，2019年-2021年是抢装时点，新增装机量会大幅增加。目前，受公共卫生事件影响，2020年一季度装机量出现下滑（50.63%），预计从2020年4月开始逐渐恢复，累计增速较上月上升15个百分点，但增速仍未负（35.45%）。

　　当前，风电因抢装处于景气度较高的阶段，那么，这样的景气度能延续到什么时候？需要看另一个高频指标——弃风率。

　　1.5 弃风率

　　首先，电力系统是一个发电、输电、用电同时进行的系统，每分每秒都必须保证发电与用电一致。用电负荷可以准确预测，准确度可达99%，而水电、火电等常规可控电源必须配合难以准确预测的风电、光伏发电进行电力平衡。

　　图：平衡是电力系统的基本属性，电网就是一座天秤

　　当水电、火电（火电存在最小技术出力，出力范围一般在50%~100%）调节空间不足时，新能源也就没有了消纳空间。

　　弃风，指的是由于电网消纳不足等原因，导致风能资源浪费的现象，描述这种浪费程度的指标就是弃风率。

　　在缺少补贴的时代，影响风电装机的首要因素就是弃风率——弃风率高、反映风电消纳不足，后期新增装机规模会受限。

　　从上图可以看出，历史弃风率和新增装机呈现明显的负相关关系——比如2012年，受前期新增装机影响，弃风率达到高点（17%左右），当年新增装机出现大幅下滑；2016年受前两年抢装影响，弃风率再次高企（17%左右）同时新增装机增速大幅放缓。

　　看上图，虽然弃风率之前有波动，但未来，大概率会维持在一个比较低的水平，较难再上升。主要原因是监管层通过政策严格限制弃风率，比如2020年国家电网设定的弃风率为低于5%，南方电网要求不弃风。

　　不弃风，并不代表后期风电新增装机会大幅放量，主要原因是提升风电，就意味着火电消纳的减少，而在火电机组还能使用的情况下，火电消纳难以快速下降（利益博弈）。如果此时大幅提高风电、光伏等新能源的装机，可能会影响其消纳，进而使得弃风弃光率上扬。

　　因此，从行业逻辑来看，和在宏观研究中得出的结论相印证，抢装是短期业绩增长逻辑，这个逻辑结束后，风电的增长速度可能并不乐观。综上，可以看出，目前短期增长较为确定，但2021年之后增速大概率会回落（低速增长，甚至受如全社会用电量增长放缓、风电成本下降不及预期、风电消纳能力恶化等因素的影响，负增长都有可能）。

　　那么风电周期是否会一直存在下去吗？可以参考一下风电最发达的欧洲地区的风电发展进程。

　　不同于国内装机主要以路上风电为主，欧洲国家因为受国土面积因素的影响，主要以发展海上风电为主。

　　欧洲海上风电市场经过30年的努力发展已经实现平价上网。取得这样的成就与政策支持、技术创新、供应链建设的贡献密不可分，过去10年欧洲海上风电产业无论从技术、产能还是装机规模均取得长足进步。2019年欧洲海上风电新增并网容量3.6GW，截至2019年底，欧洲海上风电累计装机22GW。

　　在2010年欧洲国家的海上风电度电补贴均远高于中国，经过10年的规模化发展，新项目电价自2017年以来就接近平价，2019年英国新项目中标电价甚至低至0.35元/千瓦时。

　　1991-2011：欧洲海上风电处于探索示范阶段：

　　1991-2001年的第一个10年间，丹麦、荷兰、英国等合计建设了9个海上风电项目，其中5个项目容量低于10MW。这一阶段主要关注海上风电技术的可行性，在不计单位成本投入时控制建设规模，小步快跑迭代技术和建设经验。

　　经过10年的探索论证，以丹麦、英国、德国为首的西欧国家逐步认可海上风电的可行性和资源潜力，形成坚定的政策支持。从2002年-2011年，欧洲市场进入商业化开发阶段，通过加大单体项目开发规模来降低成本。

　　海上风电最先在西欧发展的主要因素有三点：

　　西欧国家处于能源安全和低碳发展的考虑支持海上风电技术作为可再生能源的探索发展；

　　欧洲陆上风电发展的土地资源有限；

　　海上风电可以很好地利用海上石油开发及运营经验，随着北海油田的衰落，当地石油产业转型发展海上风电以维持增长和就业岗位。

　　2012-2019：商业化规模化、平价、远海前行：

　　进入2012年以来，欧洲海上风电开发迅速向商业化、大规模、零补贴模式靠拢，2007年英国批准了爱尔兰海域450MW的Walney风电场，全球首个应用轻型高压直流（HVDClight）的德国BardOffshore1（400MW）也提上开发日程。由于水深和离岸距离的增加，2016年之前单千瓦资本开支并非线性下降，而是先抑后扬，2016年左右稳定在人民币2.4万元，水深和离岸距离较小的项目单位造价可降至1.8万元人民币。

　　图：欧洲海上风电容量越来越大，平均单机功率越来越高，水深和离岸距离也不断增长

　　经过持续的政策支持、技术创新、供应链建设，欧洲海上风电在过去的10年取得长足发展。2019年，欧洲海上风电新增并网容量3.6GW，其中英国刷新最高纪录达到1.8GW，德国新投运1.1GW，同比增长13%；丹麦新增374MW。

　　葡萄牙的WindfloatAtlanticPhase1漂浮式项目使用半潜式平台安装3台V164-8.4MW风电机组，目前其中一台机组已完成并网，该机组也成为世界上最大的漂浮式风电机组。该项目属于试商用规模，同时也是全球第一个获得银行商业金融支持的漂浮式海上风电项目。

　　截至2019年底，欧洲海上风电累计装机22GW，合计5047台海上风机分布于12个国家。累计装机容量排名前五的国家所占份额达99%，分别是英国（45%）、德国（34%）、丹麦（8%）、比利时（7%）和荷兰（5%）。

　　随着度电成本的快速下降，过去五年欧洲海上风电的上网电价快速下降。英国海上风电的招标电价已经下降至0.35元/千瓦时，德国也实现了零补贴。目前计划在2023-2025年投运的欧洲项目多数电价在0.4元以下。

　　未来全球海上风电仍有成本优化空间，随着漂浮式风电进入商业化阶段（风场规模更大）、使用更大的风机、技术进步、供应链的成熟，漂浮式风电的度电成本将大幅下降（采用这种设计的初衷，其实也很务实，就是要降低海上风电的成本。因为当水深超过50-60米后，安装水下基础的价格就变得极为昂贵，所以采用浮式风机将会极大的节省成本），不仅有能力与固定基础海上风电项目竞争，甚至与陆上风电相比也有很强的竞争力。

　　图：漂浮式风电

　　欧盟委员会在2019年11月提出2050年欧洲海上风电装机达到450GW的宏伟目标，该目标报告由10个与欧盟共同协调海上风能方面工作的“北海”国家的能源部提交，预期2050年欧盟仅需开发3%的海域面积，获得30%的所需能源。

　　欧洲主要国家装机量和弃风率

　　图表：欧洲历史风电新增装机（MW）

　　2018年欧洲新增装机12.11GW，同降24%，主要原因是英国（可再生能源义务证书政策的终结）和德国（不利的招标设计机制和审批问题）下滑，展望未来欧洲发展动力主要来自于“2030年气候与能源政策框架”，可再生能源占比提升至27%。

　　意大利：2009~2012年，意大利的弃风率分别是10.7%、5.8%、2.7%、1.2%，弃风原因包括火电机组最小出力限制、保证备用量以及输电阻塞。

　　德国：截至2014年年底，风电装机容量38115兆瓦，而弃风率却不到1%，如此高的消纳利用率，得益于各个输网公司对其控制区域内风电相对精确的预测。

　　欧洲弃风率低的原因：

　　（1）输送距离短，电源接在负荷侧

　　首先看我国风电分布情况：

　　颜色深的地方代表新能源装机多。我们可以看到，新疆、甘肃、宁夏、内蒙古这些颜色深的区域，自己是用不了这么多电的，而需要用清洁电的东部地区装机容量少。所以，在我国想要大规模使用新能源，只能长距离输送。因此，国家电网公司建设了多个特高压输电工程，就是为了把清洁电送得更远、更多。

　　举个例子：

　　酒泉—湖南±800千伏特高压工程线路全长2383千米。

　　再看看这张图——可再生能源非常发达的北欧地区，包括瑞典、挪威以及丹麦、德国北部。白色的斯堪的纳维亚半岛长1850千米，大约比酒泉—湖南特高压线路还要短533千米。

　　与我国更为不同的是，欧洲地区的可再生能源大多是分布式接入，并且接入在负荷侧，相当于风机就建在用电多的地区。再简单粗暴地类比一下呢，相当于把内蒙古的大风机直接装在江苏一样，传输距离短，即发即用，清洁能源消纳更容易。

　　即便欧洲有传输距离短的优势，但和我们一样，欧洲也正在大力建设输电网架，实现清洁能源在大范围内的优化配置。

　　（2）灵活调节电源比例大，电力系统更灵活

　　从这张2015年的数据图可以看到，我国“三北”地区火电占比达到71.1%（很高），抽蓄、常规水电等灵活调节电源占比不足8%（很低）。

　　而美国和西班牙的灵活调节电源（水电、燃油燃气、抽蓄）则分别达到新能源电源装机的8.5倍和1.5倍。

　　再举个例子：

　　2015年7月25日，德国太阳能、风能和其他可再生能源的发电量创下占该国当日总用电量78%的纪录。

　　主要调节的其他电源当天在7个小时内由1443万千瓦降至309万千瓦，这样大的波动对电网灵活性和坚强性的考验很大。

　　丹麦的风电资源非常丰富，2015年第1周就有34个小时的全国负荷由风电提供。在这周，丹麦全国五分之一的电都是清洁风电。丹麦的风电通过与挪威水电相配合调度，减少了调峰的成本。

　　对比国内，国内也有这样的“风水互济”模式——甘肃与湖南。酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程正式投运后，甘肃的风电就可以和湖南的水电配合调度。（当然，这距离可比丹麦到挪威远得多。）

　　（3）精准预测

　　可再生能源特别是风电，光伏等发电受气候与天气影响较大，在一天内可能波动幅度巨大，其不稳定性与不可靠性是造成其无法大规模消纳的重要因素。如果能提前相对精确预测出可再生能源特别是风电光伏的当日发电功率曲线与用电负荷曲线，那么就可以根据预测曲线提前安排火电等传统化石能源发电厂的发电计划，以达到最大幅度消纳新能源的目的。

　　在德国四个大输电区域中，由相应的输网公司负责维持电网稳定。厂网分离之后输电公司必须向调频市场购买平衡电力，以平衡计划与实际之差。目前一次，二次，三次调频能量可以按需拍卖，其中除一次调频由于无法计量而按功率收取费用外，其余两种调频皆按功率与电量进行二元计费。由输网公司向相应的调节商支付。同时由于德国存在四大输电网区，各个输电区域之间也会在进行一些平衡。

　　同时，每个大输电区又由许多平衡基团组成，每个区域100个到200个不等。平衡基团是德国电网调节中虚拟的基本单元，在此单元中，所有的终端用户消耗电量、产电商发电量以及输入输出电量必须达到平衡。单元内发电量，耗电量，流入流出电量都由平衡基团责任方负责预测与经营，并且受到区域输电网公司的管理。平衡基团可大可小，在德国任何一个参与电力交易的能源公司，必须拥有至少一个平衡基团，所以平衡基团责任方可以是单纯一家发电厂，也可以是负责给一片小区供电的能源公司。平衡基团责任方必须每天预测自身区域内流入与流出的电量，并制成计划上交给输网公司，而输网公司会根据这些表格在内部平衡之后做出全区域的计划。

　　每当实际流入流出平衡基团的电量与计划表发生偏差，平衡基团责任方就必须向其所在输电区域的输电公司购买平衡电力，而价格由输电公司在二次调频与三次调频中的投入计算得出。在德国无论是正向平衡电力，还是逆向平衡电力的费用是一样的，都按照平衡电力的电量价格的加权平均值计算得出。而这个值，往往远大于在欧洲电力交易市场中的交易电价。

　　由此可见，一个平衡基团责任方的预测准确与否，会直接影响到其在电力交易中的盈利。同时输网公司的盈利也一定程度上与之相关，当大输电区的整体偏差较大时，会使输网公司在一次调频上的投入增大，对于这一部分支出，输网公司不能从与下面的平衡基团责任方的交易中得到补偿，这就驱使输网公司对其管理的平衡基团责任方加强管理。由此，精准预测负荷与发电量，尤其是不稳定的新能源的发电功率，成为输网公司与平衡基团责任方的利益诉求，大大提高了二者预测的积极性。提高了预测精度后便可以大大减少拥堵的可能性，增加新能源的消纳。

　　（4）开放的电力市场&灵活的电价机制

　　在欧盟统一电力市场的建设目标的指导下，欧盟各国市场间相互开放，逐步向统一电力市场发展，促进了新能源的消纳。葡萄牙和西班牙同属伊比利亚电力市场MIBEL，德国属于EPEX电力市场，包括MIBEL、EPEX在内的欧洲7个主要市场已经实现了日前和日内市场联合出清，与跨国双边交易共同构成了欧洲统一电力市场。

　　另外，欧美国家还实施了绿色证书交易。绿色证书交易是在强制性可再生能源配额制基础上引入的一种市场化机制，促进可再生能源配额制的实施，增强配额任务的灵活性，降低可再生能源实施成本。今年，我国也会开始实施这项政策。

　　但是，新能源发电的综合成本高，发展新能源势必带来整体发电成本的上涨，最终体现在终端销售电价中，由每一位用户承担。

　　虽然使用清洁电让电费变贵了，但是欧洲居民还是在热情地用钱包支持新能源事业。英国卡迪夫大学的一项民意调查显示，太阳能发电、风电、水电等清洁能源广受好评，石油、煤电、核电等传统能源成为了“不受欢迎的能源”。

　　纵观欧洲的风电发展历程，可以看出：

　　（1）规模化发展是欧洲海上风电降本的核心驱动力

　　（2）从补贴到平价是新能源发展的必经之路

　　对比2010年欧洲主要国家与中国的海上风电度电补贴可以看出，在2010年欧洲海上风电项目均享受远超中国的高补贴，但正是由于2012年开始进入规模化商业化开发，欧洲海上风电的成本和招标电价快速下降。

　　德国海上风电招标电价自2017年开始已经实现了零补贴，2017年招标的GodeWind3招标电价甚至低至0.46元/千瓦时，接近我国东南沿海省份的火电燃煤标杆电价。

　　英国海上风电的招标电价从2013年的1.43元/千瓦时已下降至0.35元/千瓦时，5年内累计降幅达到76%。

　　从欧洲的风电发展历史来看，从最开始的探索示范阶段，再到商业化规模化平价阶段，政府补贴和政策支持是必不可少的推动力量，在产业发展初期起到了举足轻重的力量。

　　（3）补贴退出，平价上网之后，风电周期会继续存在

　　从欧洲17年风电基本实现平价上网后可以看出，平价上网后，装机量没有出现明显的增长，18年反而出现了下滑，所以当补贴退出风电实现平价上网之后，补贴和抢装将不会再是风电周期的主导因素，宏观上的国家产业结构的变化，对未来能源结构的规划，社会总用电量的增长，电网消纳能力的提升，微观上的行业供需，市场竞争格局等将变成影响风电周期的主导因素。未来怎样让新能源更多消纳，怎样让新能源更便宜，怎样让新能源更安全，才是行业内的各个参与者应该为之努力的方向，对平价上网后，补贴和政策不再占据主导地位的这种风电周期我们暂且称它为“新风电周期”。

　　二、风电行业上下游代表企业基本面

　　通过上图，可以发现几点：

　　1）风电行业上中游环节收入增长速度较高一些，主要原因是2019年5月政策落地，平价前下游运营商开始抢装，带动中上游收入上涨，而下游由于需要电站并网才能产生收入，收入增长时点晚于中上游，所以其收入增长不明显；

　　2）整体看，上游龙头收入增速要高于中游，主要的原因是收入体量不同，导致平价抢装刺激的影响也不同。中游企业的收入体量在100亿元以上（金风科技在380亿元左右），而上游除叶片环节收入体量在100亿元以上外，其余赛道收入体量较小，导致平价对其刺激更大，收入波动更大。

　　政策对中上游的影响要先于下游（2016年装机大幅下滑，同年中上游收入增速开始转负，而下游电站运营商收入未受影响）、上游由于体量问题增速变动比中游明显。

　　再来看各环节道回报情况。

　　2.1 风电行业上下游企业回报情况

　　这里重点来看中上游企业回报情况。从回报层面来看，上游零部件环节的回报要明显好于中游整机环节。

　　从历史十年的回报来看，上游的回报也确实好于中游。此外，各环节的回报波动比较大，主要和风电装机周期有关，比如2014年、2015年为周期高点，各环节回报也较高，2016年、2017年行业进入下行周期，回报也开始走低。

　　从利润率水平来看，上游的毛（净）利率水平要高于中游：

　　1）上游几大回报较高的零配件环节，挨个来看：

　　机舱罩，双一科技毛利率相对较高，主要原因是其在定价时会将运输费用包含在销售价格里，而实际发生的运输费用在销售费用中核算。这个环节集中度较低，龙头市占率在10%左右。

　　铸件（日月股份）、主轴（金雷股份）环节的毛利率较高，主要是其竞争格局较好（铸件CR5为81%，主轴CR2超过50%），具备一定定价权。

　　塔筒集中度较低，天顺风能的市占率在10%左右。

　　另外，出口逻辑也需要考虑，出口多，意味着增长空间更大。

　　从海外收入占总收入的比重来看，机舱罩（34.5%）、主轴（54%）、塔筒（34.5%）的海外收入占比较高，叶片、铸件在15%左右。整体来看，机舱罩、主轴、塔筒的出口逻辑更强。

　　2）整机中的龙头金风科技毛利率较低，主要是因为其下游为大型央企，话语权强，导致其定价权较低，另一个原因是2019年结算的是2018年及以前市场竞争积累的低价订单。

　　从周转率水平来看，应收账款周转率较为接近，但上游的周转率略高于中游，主要原因是下游电站运营商多为大型央企，话语权较强。固定资产周转率差异较大，但并无明显规律，可能是企业的其他业务导致，比如金风科技的固定资产周转率偏低，主要是其还运营风电场，导致固定资产较高，拉低周转率。

　　而从资产负债表结构来看，固定资产是该赛道的核心资产，以一单位核心资产所带来的收益能力来看，日月股份的综合能力较高，能达到3.11元的收入、0.45元的净利润及0.76的现金流。其次，是双一科技、金雷股份。

　　综上，可以发现风电环节的上游回报要高于中游，主要原因是其竞争格局较好，拥有定价权，而中游整机虽然同样格局较好，但由于其下游为大型央企，其定价权较小，导致其回报、周转率较低。

　　研究完以上信息，总结一下这条产业链的基本面：

　　1、增长空间：风电陆上、海上潜在装机量可以达到8800GW、3860GW，不过实际替代火电所需装机量（目前火电机组的装机容量为：1190.55GW）显著小于该潜在装机量，根据测算，2055年替换火电所需装机容量为2454.87GW，年复合增速为7.28%；

　　2、风电行业的前瞻指标：风电赛道主要关注指标包括装机量、弃风率，但这两个指标前瞻性不强；

　　3、回报情况：整体来看，上游回报好于中游，主要是上游环节铸件、主轴等环节竞争格局较好，而中游整机环节受上下游挤压，回报偏低；

　　4、增长情况：2019年-2021年在2019年政策刺激下，存在一轮抢装时间，但长期增长需要考虑火电机组退出情况；

　　5、估值情况：由于各细分赛道龙头公司和其可比公司差异过大。总体来看，估值水平为下游<上游<中游。

　　三、对国内风电行业未来发展主要分歧的分析

　　2021年在国内风电抢装潮过后，行业的装机量是会明显收缩还是持续增长？如果装机量出现收缩，那么制造业环节的企业是否会因为订单减少出现恶性竞争，打价格战导致盈利能力下滑？还是行业集中度进一步提升，头部企业强者恒强？

　　3.1 宏观因素

　　在前文风电对火电替代的测算中提及风电所需装机容量=火电装机容量*火电利用小时/风电利用小时数，上述测算较为简单粗略，单从风电对火电的替代测算，并未考虑到全社会用电量的增长和风电在整体能源结构中的比重变化。”

　　如果采用另一种测算方法来测算较为长期的未来30年风电发电情况的话，我们采用：下一年的风电发电量=当年风电发电量*（1+全社会用电量同比增长率）*（1+风电渗透率同比增长率）进行分析，这样就需要考虑全社会用电量和国家的能源结构两个因素。

　　那么接下来将从国家产业结构、单位GDP能耗及能源结构方面对未来全社会用电量的增长情况和未来能源结构的变化进行分析。

　　3.1.1 国家产业结构

　　首先，当前我国工业化已经进入成熟阶段。按照工业化发展阶段的划分，按照2005年美元标准计，2014年我国人均GDP首次突破6000美元大关，意味着我国在人均GDP标准意义上已经实现进入工业化后期；而此前我国已经于2009年实现第一产业GDP占比不足10%，且保持第二产业占比领先，意味着按照产业结构标准我国已经进入工业化后期；2012年，我国第三产业占比又超过第二产业意味着我国进入后工业化时代。

　　可以看到发电量与工业增加值增速呈现较高的相关性，随着国内第二产业占比的下降，工业增加值增速放缓，且第二产业的在用电结构中的地位举足轻重，亦会使得用电需求承压。

　　3.1.2 单位GDP能耗

　　近年来随着经济结构调整和环保监管加强，国家大力推进节能减排工作，单位GDP能耗同比下降显著。能源消费效率的提升、以及用电结构的转换亦对电力的消费/生产形成负面影响。

　　综上所述，从国家产业结构和单位GDP能耗的情况来看，随着产业结构升级，能源消费效率提升等因素的影响，全社会用电量的增速将不会有明显的提升，未来30年其增速维持在5%以内且逐年放缓是一个较为合理的预测。

　　3.1.3 国家能源结构

　　图释：图中曲折线以下为化石能源（油气煤），线上是可再生能源、核能、其他；百分比是2018年化石能源供应总量增长率。

　　发达国家目前一次能源消费以石油和天然气为主，而我国的煤炭消费占比超过60%。

　　2017年全球风电发电量占比5.6%。

　　2017年国内风电发电量占比5%

　　2019年中国风电发电量占比10%。

　　可再生能源将成为我国能源供应的主体力量，到2050年时在电力消费中比重将达到80%，预计光伏风电将成为这些新增可再生能源能源的主体力量。

　　彭博新能源财经预测，到2050年，全球风能发电总量占比将达到24%

　　如果按照2050年可再生能源在电力消费比重可达到80%，主要以风电光伏为主，2019年中国风电发电量占比10%，光伏发电量占比10%，假设2050风电光伏维持目前1：1的比例，即风电占比40%，那么2020-2050年，风电未来30年的渗透率还有30%的提升空间，那么风电渗透率的年化增长率约为4.7%

　　如果按照下一年的风电发电量=当年风电发电量*（1+全社会用电量同比增长率）*（1+风电渗透率同比增长率）来进行测算，那么未来30年全社会用电量同比增长率按照5%以内且逐年下降来预计，30年年化增长率采用0%~5%的中位数2.5%来计算，那么未来30年风电行业的复合增长率则为[{（1+2.5%）*（1+4.7%）}^30]^（1/30）-1=7.32%，这与前文中所提到的“因此，尽管风电可开发容量很大，但如果从替换火电角度考虑，风电的增长速度并没有想象的高（行业年化增长大约5%到7%左右）。”基本吻合。

　　注：一台风机的运行期为20年，这种测算方式并未考虑风机的维护，替换等因素。

　　综上所述，从宏观因素来分析国内风电行业未来发展的分歧，则行业长期发展的增长是可以确定的，而装机量的增长率则会在“新风电周期”影响下围绕7%这个年化增长率上下波动。

　　3.2 微观因素

　　3.2.1 行业集中度

　　（1）下游风电运营商

　　风电运营业务隶属于整个电力系统的发电环节，其核心竞争要素为风资源开发能力、资本金、债务融资能力和融资成本，而非技术、经验等。因此从市场格局来看，风电运营行业格局相对比较分散，每家企业在各自的传统优势区域进行开发，然后将风电电量销售给所在区域电网。

　　随着我国风电在十三五期间经历补贴退坡，直至2020年过渡到平价开发，对开发商的专业化水平程度也在提高。叠加近年来国内环保政策加强，开发商的精细化管理程度更加严格，粗放式的开发模式无法满足当地和行业的相关标准。因此国内风电开发商的头部集中效应在2017年开始凸显2016-2018年国内前10名风电开发商新增装机的份额占全市场的比例从2016年的59%逐步提升至70%；2015-2018年我国风电新增装机容量达到95GW，国能投（原国电集团和国华合并计算）新增装机占比最大，达到14.6%，国电投9.4%，华能集团达到7.5%，大唐集团6.9%，中广核5.7%，华润集团4.2%。国内专业化水平日趋提高，集中度加强。

　　（2）中游风机整机

　　CR5增速明显，超过CR10的增速，表现行业向龙头集中速度加快。

　　新增装机功率的不断提升，对整机厂技术实力提出了高要求，风机行业落后产能出清，行业集中度不断攀升。国内风机CR5市占率从2013年的54%提升至2018年的75%，CR10的市占率从2013年的78%提升至2018年的90%。2016-2018年，国内风电整机厂商的集中度逐步提升，行业前十家整机企业的合计占有率逐年攀升，反映在行业体系和技术标准日趋严格，解决方案创新加强、行业规范性提高和管理效率加强的大背景下，风机产业格局集中度加强是必然趋势。

　　a）政策支持——2016年年底，我国发布风电十三五规划，规划要求促进风电行业优胜劣汰、淘汰落后产能、鼓励风电设备制造企业兼并重组，提高市场集中度；

　　b）国外对标——2018年海外市场CR5为83%，维斯塔斯、歌美飒、GE海外市场市占率分别为35%、19%、17%。而国内2018年CR5为75%，对标海外来看国内集中度仍有进一步提升空间；

　　c）产品规格——由于机组大型化（功率）可以减少吊装、土地、日常运营维护等的成本，进而降低度电成本，因此机组大型化是未来风机的发展趋势。不过这种趋势增加了风机的生产难度（设计及制造），目前大型机组的生产集中在头部企业（金风科技等）。

　　（3）塔筒

　　风电塔筒行业集中度较低，但是塔筒法兰产能相对集中。全球风塔生产商可以分为两类：第一类为风电整机厂商设立的风塔生产企业或工厂，生产的风塔可满足风电整机厂商部分自用的需求，如Vestas在美国及丹麦共设有三个风塔工厂；第二类为独立的专业风塔生产企业，为全球风塔市场主要的供应者，如天顺风能、泰胜风能等。国内规模较大的有四家，分别是天顺风能（48万吨）、泰胜风能（33万吨）、天能重工（30万吨）和大金重工（20万吨），四家合计全球市占率达到28.07%；国外主要公司为韩国重山、DongkukS&C等；塔筒法兰主要产能集中在伊莱特和恒润股份两家公司。根据2017年年报伊莱特风电法兰收入为6.06亿元，估计产量约为4.33万吨，恒润股份风电法兰收入为3.92亿元，估计产量约为2.78万吨，二者合计全球市占率为63.32%。除此之外，国内还有徐州罗特艾德、山西金瑞高压；国外有韩国太熊株式会社等。总体来看，塔筒环节议价能力较低，塔筒法兰环节有一定议价能力。

　　塔筒需要多年野外运行，在保证风机稳固的同时还能够抵御风沙、雨水及恶劣气候条件对塔体的腐蚀。塔架提升高度后，对工艺和材料剔除更高的要求。由于风塔制造无法实现产线自动化，产品陆上运输半径有限，国内行业集中度仍相对较低，，国内行业集中度较低，数量超过100多家。技术水平与生产规模差别较大。但随着利润承压淘汰了无效逞能，行业市场竞争逐步有序化，国内风塔企业集中度逐步提升。

　　（4）叶片

　　图：2008-2018年国内新增风电机组平均风轮直径持续提升

　　图：2008-2018年国内新增风电机组平均装机规模持续提升

　　随着技术和供应链日益成熟，风机叶片大功率、大型化成为发展趋势，产品迭代速度逐步加快。为降低风力发电成本，须不断提高风电机组功率。国内新增装机的平均单机容量由2008年的1.21MW上升至2019年的2.18MW，累计增幅80%。2019年新增2.0-2.5MW功率机组占73%，成为主流机型。以2.0MW机组为准，十年间此功率新增装机的平均风轮直径由80m上升至118m，累计增幅47.5%。2019年大于等于120m的风轮直径占比56%，同比提升19个百分点，叶片大型化趋势明显。而大型叶片技术难度较高，需兼具叶片大、重量轻、强度高的特点，只有少数厂商具备量产能力。因此，技术实力领先、客户资源占优的叶片厂商市场份额有望持续提升。

　　（5）机舱罩、转子房

　　机舱罩、转子房和定子段市场较为分散。1）机舱罩：双一科技2018年销量2083套，全球市占率11.0%，振江股份销量327套，全球市占率1.73%，两家公司全球市场份额均比较低。除了这两家公司，国内生产机舱罩的企业还有北京优利康达、山东株丕特等；2）转子房和定子段：振江股份转子房2018年销量200套，全球市占率4.12%，定子段销量2362套，全球市占率8.12%。二者的市场份额都比较小。

　　（6）铸件

　　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2019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%。

　　随着未来全球海上风电的占比提升，以及陆上机组大型化趋势使得4MW机组占比快速提升，风电铸件的销售均价也将随着机组大型化而明显提升。因此全球风电铸件总产值的同比增速将高于销售重量。龙头企业也将充分获益于高价产品占比提升的行业发展机遇。

　　综上所述，从行业各环节的集中度来看，收益于整个产业的规模化，风机的大型化，各环节的集中度不断提升，龙头企业的产能扩张提升议价能力，竞争格局不断改善。

　　3.2.2 行业护城河

　　（1）下游风电运营

　　风电站运营的竞争，主要看的是融资、资金成本等，而不是技术。央企的融资能力、融资成本要优于民营企业，且考虑电力涉及能源安全，民营、外资企业在电站运营上的竞争力不及央企。国外的市场结构和国内类似，主导电站运营的同样是国家电力集团或者其他资金实力雄厚的大型传统企业。

　　（2）中游风机整机

　　风机交付给客户通常需要提供5年质保，在质保期间内整机厂商会负责风机出现的质量问题，负责无偿更换备品备件，同时需要派驻技术人员在现场进行技术支持、日常维护，以及提供远程的技术支持。质保期结束后风机零部件更换、有偿维修也依赖原厂商的支撑。

　　对于运行期长达20年的风电项目而言，风机资产是其最主要的资产，占整体资本开支50%以上。如果风机厂商不能维持合理的毛利率将很难长期存在，更不要说投入研发实现技术进步了，也无法向客户兑现20年的承诺。国内风机在交付后可能会有5%~10%尾款押在客户方面，直到质保期之能后才收回因此对于轻资产的整机厂商而言，至少要维持5%~10%的净销售净利率，才能实现长期正现金。

　　综上所述，当前商业模式下，只有资金实力雄厚，运营效率高，产品质量优良，售后服务能力强的企业才能在整机行业中长久生存下去。

　　（3）上游零部件

　　上游零部件中，除叶片外，其他赛道技术壁垒不高，但对产品的质量要求很高，塔筒、铸件都要用20年左右，一旦发生质量问题，更换造成的损失非常大（可能超过新建投资），在机组大型化对质量要求更高的情况下，龙头品牌效应会更显著。对于上游偏重资产的企业来说，它的资产周转率要优于整机厂，所以资金压力较小，但必须拥有足够大的产能，及时的扩产能力，高品质的产品，更先进部件的研发能力才能维持住自己的市场地位。

　　分析完行业集中度和护城河后，那么未来在平价上网之后，平价机型完全不受抢装时限影响，低价竞争是否卷土重来？

　　2020年3月26日中广核连续发布330MW的平价项目风电机组招标结果，上海电气、明阳智能、山东中车风电分别预中标，总价超12.7亿元。从中标价格看，平价风机价格依然坚挺，二线厂商中标价格均在3800元以上，有市场溢价的一线厂商价格还维持在4000元千瓦附近。

　　与中广核不同的是中核汇能属于集中采购也就是企业在生产阶段更具规模效应价格天然可以有所降低。而上海电气23MW机型报价基本与3月份中广核项目接近，本轮上海电气只有一款3MW以下机型参与报价，为2.5MW/146米叶轮直径报价区间3880-3970元千瓦，价格完全没有松动。东方电气全部以3MW以上机型报价，因此无法进行比较。

　　湘电的机型全部采用相对较小的146米叶轮直径，机型多以3.2MW为主。不考虑运输、质保、研发和管理费用等，保守估计此款机型单千瓦成本可以优化至2450元以下，毛利率接近17%%，规模化生产后成本还有进一步下降空间。

　　从产品报价和交付日期来看，甘肃七墩滩项目是典型的抢装项目，因此交付日期自2020年下半年开始，在这个项目上东方电气和湘电股份的报价也比其他项目高100元kW左右。而同样为2020年开工的内蒙化德县分散式由于抢装压力不大，报价与2021年交付项目无差异。总体来看，抢装项目报价略高于平价项目报价，但差价不大。

　　真正差异体现在机型的大小，在平价项目中上海电气4.5MW报价比2.5MW低300元以上，这基本符合行业情况因为仅仅考虑4.5MW单位容量分摊的叶轮成本（每套200万元以上）明显要低于2.5MW，大机组单千瓦报价将低于小机型。

　　上图是2017年下半年以来国内风机价格走势与行业招标需求的关系，各家整机厂商通常提前跟踪需求，因此报价时对短期招标需求存在预见性。那么问题来了，似乎价格与需求并未呈现的反向关系，当需求提高时，价格反而一路下行到底部后才强劲反弹，而今年一季度需求明显出现“断崖式”下跌，但价格却依然坚挺，这其中虽然包含2020年抢装项目但从上表我们看到即使是明确在2021交付的平价项目上海电气这样的主流厂商依然报在3900元附近。

　　关键之所在是产品选型和供给格局。从选型来说，一季度招标机组没有升级到大兆瓦机型，否则我们也将看到报价随成本显著降低。从供给格局来说2018年前后正值2MW低风速机型同质化竞争加剧时期，且行业有三家整机厂商明阳、运达、海装同时申报IPO。产品同质化和抢单压力骤增，导致价格战兴起并严重侵蚀行业利润长达两年。而2020年以来，行业经过一轮洗牌格局已经基本稳定，平价项目没有补贴电价的的护城河，必须保证设备的发电效率并降低运维成本，此时开发商可选择的优质企业已经变相缩小竞争范围。加上市场向大机组升级迭代，除叶片以外的配套大部件产能持续吃紧因此毛利率将趋于17%以上的合理水平，回归企业原有的价值创造属性，为股东创造利润。而这正印证了我们前面所提到的“新风电周期”。

　　综上所述，不难发现，价格战不是平价的必然产物，混乱的供给格局和市场秩序才会助长“价格屠夫”。在行业各环节的竞争格局不断改善，龙头护城河越来越深的趋势下，行业中的龙头企业将会充分收益。

　　四、风险因素

　　4.1 政策性风险

　　风电产业的发展受国家政策、行业发展政策的影响，相关政策的调整变动将会对业内公司主要产品的生产和销售产生影响。

　　4.2 市场竞争风险

　　根据彭博新能源财经公布的数据，2019年前五大整机制造商总吊装容量达21.7GW，囊括76%的新增市场份额，相较于2018年上升3个百分点。随着行业集中度的提升；产品的提质增效、抢占优势资源及扩大市场份额的诉求也将进一步加剧企业之间的竞争。

　　4.3 弃风限电

　　报告期内，我国弃风限电情况虽有较明显改善，但仍有部分地区处于限电区域，弃风限电在一定时期内仍将是制约风电发展的重要因素。

　　4.4 经济环境及汇率波动

　　世界主要经济体增长格局出现分化，全球一体化及地缘政治等问题对世界经济的发展产生不确定性影响，可能出现的国际贸易保护主义及人民币汇率波动，或将影响业内公司国际化战略及国际业务的拓展。

　　4.5 疫情对生产经营的影响

　　截至报告披露日，新型冠状病毒仍在在全球范围肆虐，在短期内或将对风电产业在生产排产、采购、零部件供应、运输、人员到岗等方面造成一定影响。