风电行业调研报告

研究报告内容摘要：事项：日前国信电新从产业链获悉国电投2020年第六批风机集中采购(通辽1GW、阿拉善0.4G)已经开标，12家风机厂商设备容量投标均价位于3047-3290元/千瓦，符合我们之前对大基地机型均价位于3000-3300元的预测。预期最终入围的四家企业可能有三家来自行业前五，机组选型集中在单机功率4.5-4.8MW，叶轮直径146米以上。国信电新观点：国电投外送基地项目的投标具有代表意义：1)单位扫风面积是业主考虑机组性能的主要因素之一，在单机功率集中在4.5-4.8MW的大背景下，155米以上叶轮直径中标几率更大；2)风机品牌和行业地位也是重要考虑因素；3)按最低报价3047元计算，待未来1-2年大机组实现批量化生产，整机成本有望下降至2250元以下，风机毛利率达到17%，但产业仍需要更高的市场集中度来分摊研发费用。4)风险提示：风电消纳出现新的瓶颈问题，导致装机不达预期。投资建议：风电重回三北平价大基地以后，过去5年迭代降本潜力得以爆发式体现，低成本大叶片是竞争关键要素，平价时代风机毛利率/净利率相较于2019年还会继续提升。我们认为2021年行业发展规模和盈利水平将远超市场预期，建议把握当前底部配置机遇。重点推荐：明阳智能、天顺风能、金风科技、运达股份。风险提示风电消纳出现新的瓶颈问题，导致装机不达预期。（文章来源：国信证券）

随着世界各国对能源安全、生态环境、气候变化等问题的日益重视，加快发展风电产业已成为国际社会推动能源转型发展、应对全球气候变化的普遍共识和一致行动。2019年，中国新增风电并网装机容量25.74GW，其中陆上新增并网装机容量23.76GW，海上新增并网装机容量1.98GW。截至2019年底，我国风电装机容量达209.94GW，自2008年以来一直保持世界第一，占全球累计风电装机量的32.24%。数据来源：国家能源局、中商产业研究院整理国家政策利好支持由于国家不断出台相关的补贴政策鼓励电网企业接纳风电，使得并网风电装机容量在新增风电装机容量中的比例不断提高。风电并网装机容量的提高将有助于风电行业的整体发展，未来我国将在沿海地区建立一批分布式风电基地。根据《可再生能源发展“十三五”规划》，到2020年风电累计容量将要达到200GW以上。风电产业的快速发展将有力拉动风电设备所需的齿轮、轴承等中大型锻件的需求。风电行业发展趋势1。风能是替代生物燃料的理想能源风能作为无碳化可再生能源，是生物燃料理想化的能源替代。2019年，我国风电发电量4057亿千瓦时，首次突破4000亿千瓦时，同比增长10.9%，风电行业已成为我国第二大可再生能源发电来源，风电行业的稳步发展将有效推动未来市场对风电上下游的投资。2。技术日渐成熟，海上风电大势发展数据显示，2019年我国新增海上风电并网装机1.98GW，较2018年增长50.13%；截至2019年底我国海上累计装机容量为5.93GW，是全球第三大海上风电装机国，占全球海上风电装机总量的20.45%。我国拥有18,000公里的海岸线，具有超过200GW的海上风电装机潜力。2019年我国海上风电装机量已取代英国成为全球第一，受益于海上风机技术的成熟与供应链的日趋完善，发展海上风电已成为风电未来主要发展趋势，这将带动海上风电专用设备需求的增加，从而进一步拉动风电装备锻件的需求，风电锻件行业未来发展空间巨大。更多资料请参考中商产业研究院发布的《中国风电行业市场前景及投资机会研究报告》，同时中商产业研究院还提供产业大数据、产业情报、产业研究报告、产业规划、园区规划、十四五规划、产业招商引资等服务。（文章来源：中商产业研究院）

1.2019年全球风电装机规模风力发电是可再生能源领域中最成熟、最具规模开发条件和商业化发展前景的发电方式之一，且可利用的风能在全球范围内分布广泛、储量巨大。同时，随着风电相关技术不断成熟、设备不断升级，全球风力发电行业高速发展中投产业研究院发布的《2020-2024年中国风力发电行业深度调研及投资前景预测报告》中显示：2019年，全球新增风电装机容量超过60GW，同比增长19%，累计装机达到650GW。其中，陆上风电新增装机54.2GW，同比增长17%，累计装机容量达到621GW。海上风电新增装机创纪录地超过6GW，占全球新增装机的10%，累计装机为29.1GW。图表1　2015-2019年全球陆上风电和海上风电新增装机单位：GW数据来源：全球风能理事会（GWEC）2.中国风电总体装机容量一、2019年无论是累计装机容量还是新增装机容量，中国都已经成为世界规模最大的风电市场。根据中国风能协会的统计，截至2019年底，全国风电累计装机容量为2.1亿千瓦，其中陆上风电累计装机2.04亿千瓦、海上风电累计装机593万千瓦，风电装机占全部发电装机的10.4%。图表47　2011-2019年中国风电累计装机容量单位：万千瓦数据来源：中国风能协会2019年，全国风电新增并网装机2574万千瓦，其中陆上风电新增装机2376万千瓦、海上风电新增装机198万千瓦。图表48　2017-2019年中国风电新增装机容量单位：万千瓦数据来源：中国风能协会二、2020年中投产业研究院发布的《2020-2024年中国风力发电行业深度调研及投资前景预测报告》中显示：截至2020年5月底，全国并网风电装机容量累计2.15亿千瓦，同比增长12.4%。3.2020-2024年新疆风电装机规模预测2018年，新疆地区风电装机容量为1，920.1万千瓦；2019年，新疆地区风电装机容量为1，955.13万千瓦；2020年5月末，新疆地区风电装机容量为1，975.1万千瓦。中投产业研究院发布的《2020-2024年中国风力发电行业深度调研及投资前景预测报告》中显示：预测2020年新疆风电装机规模将达到2，010万千瓦，未来五年（2020-2024）年均复合增长率约为2.75%，2024年将达到2，240万千瓦。图表78　中投顾问对2020-2024年新疆风电装机规模预测数据来源：中投产业研究院4.中国风电市场投资价值综合评估图表262　风力发电产业投资价值四维度评估表资料来源：中投顾问产业研究中心一、市场机会很大：海上风电和分散式风电的发展逐渐成为风电产业的主力，具有广阔的发展空间。二、技术及政策双驱动：在风电技术不断进步及产业政策密集发布的大力推动下，我国风电产业蓬勃发展，风力发电量占全国发电量的比重正在逐步增加。三、行业进入壁垒偏高：除政策壁垒相对较低，技术壁垒、竞争壁垒、资金壁垒都偏高。四、行业进入时机很好：我国风电产业呈现出以陆上集中式风电为主，海上风电及分散式风电为辅的局面；风电设备产业链已形成，关键零部件对国外依赖度逐渐降低；风电运维市场将进入持续扩容和需求激增阶段，处于成长期初期，前景看好。五、综合评估：投资价值评级为三颗星，投资建议为“推荐”。

（报告出品方/作者：东方证券，郑华航）报告综述：核心观点全球低碳共振催化新能源，运维服务助力风电长发展。1）随着全球低碳政 策刺激新能源发展，风电行业竞争格局有望深化，全生命周期度电成本为主 要变量。2）高效运维服务助力风电行业长期发展，从海外成熟市场来看， 运维服务长合约模式大势所趋，风机技术主要积累在主机厂，预计国内运维 服务模式趋向完善，行业价值链重心由设备端逐步转向服务端。海外风电巨头服务利润贡献大，运维商业模式成熟稳定。维斯塔斯服务板块2019 年收入占比 15%，而息税&特殊项目前利润占比 48%，息税&特殊项目前利润率由 2016 年的 17%提升至 2019 年的 26%，主要是 1）或受益机组的高可靠性，保持较低的运维成本；2）对服务的长期预期确保服务利润。 海外运维商业模式呈现稳定特点：对比维斯塔斯服务收入与全球陆风累计装机增速，服务增速一般略高于累计装机增速，说明海外运维商业模式长期比较稳定，主要体现在龙头运维份额的保持和运维单价的稳定。风电运维或成平价时代大蛋糕，预计 2025 年全球市场超千亿。十四五随着运维市场增速变快，出保容量中的老机龄比例提升，预计国内培育运维商业模式的机会点来临，主机厂开展机组维修、技改增益、预测预防的技术条件好于业主或第三方运维，而服务价值链的突破关键在于数据应用，主机厂将 通过更多的应用场景培育业主为运维长协付费的习惯。另外，根据埃森哲 2017 年调研，陆风运维成本约占风电 LCOE 的 20％，随着补贴退坡带来的 成本压力，运营商对资产全生命周期成本更为关注，预计高效运维服务带来 的系统价值会逐渐凸显，也会带来运维商业模式的成熟。展望国内运维市场潜力大，商业模式有望逐步完善。国内风机龙头的服务板 块 2019 年毛利贡献仅 3%（含风场 EPC），未来潜力和发展空间大，预计 国内风电运维逐步向高附加值领域（技改、升级、数字化等）拓展。1）从中期来看，亟需加快多方角色定位和运维标准化。业主注重资产投资 回报，释放核心运营数据链，主机厂提高自运维比例，注重全生命周期的维 护和发电量保障，第三方运维走细分特色路线，以长期的视角确保运维行业 效益最大化。2）从远期来看，运维服务大势所趋，主机厂运维价值逐步凸显。2020 年“超 过保修范围”的装机量为 2015 年的两倍，考虑到保修期后，随疲劳和磨损 增加，机组可用性下降，部件故障可能性增加，项目度电成本上升，风电场 业主将联合主机厂积极管理运维，逐步完善风电运维商业模式。1 Vestas: 全球风电龙头，服务贡献主要利润Vestas（维斯塔斯）是全球风电的领路人，集风力发电机设计、制造、销售、安装及服务为一体。公司成立于 1945 年，Vestas Wind Systems A/S 于 1986 年分拆，并于 2004 年和丹麦风力发电机制造商 NEG 合并，市场份额扩大至 32%。公司总部位于丹麦，业务包括陆上风机销售和服务两个板块，海上业务与三菱合营。业务区域覆盖美洲、欧洲、中东、非洲和亚太地区。陆上风机服务主要产品为 AOM2000-5000，覆盖多层次保障范围。1.1 经历业务调整，迈向全球发展公司发展历程三个阶段：第一阶段（1945-2004 年）：业务转型期。公司于 1950 年进军农业设备制造领域，1979 年生产 风力发电机，原有中冷器制造业务于 1980 年代独立为 Vestas aircoil A/S 公司。2003 年公司与丹 麦风力发电机制造商 NEG Micon 合并创立世界最大的风力发电机制造商 Vestas Wind Systems A/S。第二阶段（2005-2008 年）：全球拓展期。公司于 2005 年设立风电竞争性目标，2006 年天津开 业第一家中国生产工厂，并于 2008 年 12 月 1 日宣布将其在美国俄勒冈州波特兰的北美总部扩大。第三阶段（2009 年至今）：行业引领期。公司于 2009 年始推动新型风机进入市场，夯实陆上风 电解决方案能力。2013 年公司同三菱重工合资创立海上风电公司 MHI Vestas Offshore，旨在抗衡 海上风电对手西门子。2016 年公司通过收购 UpWind Solutions 和 Availon 进行进一步扩展，面向 不同厂商机组提供服务并推动增长，服务非 Vestas 机组约 8GW。2018 年公司获得了澳大利亚肯 尼迪并网混合电站项目。2019 年公司收购了能源分析提供商 Utopus Insights, Inc.，挖掘可再生能 源的可用性。1.2 受益市场扩大，服务贡献主要利润维斯塔斯 2019 年服务收入占比 15%，而息税&特殊项目前利润占比 48%。公司 2019 年息税&特 殊项目前利润（EBIT before special items）为 10.04 亿欧元，其中服务板块实现 4.82 亿欧元， 2019 年占比达到 48%。服务模块对整体收入、利润贡献稳中提升。自 2013 年后，服务收入占比 相对稳定在 15%左右，而息税&特殊项目前利润占比由 2014 年的 29%上升至 2019 年的 48%。维斯塔斯服务的息税&特殊项目前利润率（EBIT before special items margin）高于机组销售的 息税&特殊项目前利润率，近三年保持在 20%以上，由 2016 年的 17%提升至 2019 年的 26%。相 较于机组销售，利润率较高，可能由两个原因组成：1、 短期风电机组销售利润率被关税、运输成本的增加，供应链的整体紧张削减，并受引入新产 品的较高的启动成本和保修条款影响；而风电服务利润率则或受益于维斯塔斯机组或解决方案的 高可靠性，保持较低的运维成本。2、 对服务的长期预期确保服务利润。公司 2019 年新签订合同服务时限平均为 18 年，叠加销售 质保 2 年，覆盖全生命周期。目前存量服务合同平均期限为 8 年。服务各大洲折算成人民币的服 务单价约 0.11-0.17 元/W，平均单价为 0.15 元/W。对比服务、销售单价，当年度单位服务单价/销 售单价约为 3.8%，根据服务合同期限 18 年测算，全生命周期总收入约为机组销售收入的 1.7 倍， 因而该部分服务收入相比目前国内市场完全是增量。维斯塔斯服务收入与全球陆风累计装机趋势一致，服务商业盈利模式稳定。自 2004 年始逐步扩 展，受益于风电累计装机量增加，需运维的机组量增加，公司服务收入与累计装机量增长趋势一 致，另外公司在手订单亦保持增长，由 2011 年的 0.04 亿欧元上升至 2019 年的 0.18 亿欧元。考 虑到仅披露 2012 年后公司运维机组数量，我们对比 2012-2019 年公司服务收入增速与全球陆风 累计装机增速，我们发现除 2013 和 2014 年以外（服务单价和服务份额下降，后续年度再度恢复 稳定）的年度，服务增速均高于板块累计装机增速，说明海外风电服务的商业模式长期比较稳 定，主要体现在份额的易保持和运维单价的稳定，海外运营商整体更倾向选择主机设备商的运维 来降本增益。维斯塔斯 2012 年后服务市场占有率保持在 14%-15%。2016 年收购北美服务供应商 UpWind Solutions,Inc.，推动服务市场占有率由 2014 年的 13%上升至 2016 年的 15%。2019 年服务机组 96.3GW，覆盖全球各地，涵盖美洲、欧洲、中东、非洲和亚太地区等。其中，欧洲/中东/非洲 2019 年服务收入达到 10.5 亿欧元，服务装机量达到 48GW，美洲 2019 年服务收入为 6.3 亿欧 元，服务装机量 37GW，亚太 2019 年服务收入为 1.9 亿欧元，服务装机量 11GW。对比公司陆 风新机销售市占率，2012-2015 年间服务份额与新机销售份额一致，自 2015 年后陆风新机销售 份额提升速度快于服务份额提升，潜在原因或是运营商业主自运维和第三方运维比例提高，但我 们认为随着风机老旧加速，风电主机厂商掌握的全套技术能力更有利于风机的运维降本提效，未 来服务份额的提升或逐步趋向新机销售的份额提升量。1.3 主动管理长期合作，数字化驱动未来不同于国内当前对设备的聚焦，VESTAS 注重输出管理来搭建服务合作。VESTAS 输出服务确 保机组在其全生命周期中保持稳定表现，目前高阶 AOM 5000 服务比例明显提升，说明客户更倾 向服务的全面和高效，能够以最低的成本实现发电，而该能力的搭建和加强是由大量数据积累和 强分析能力驱动。高保障服务合同需求提升，服务持续时间延长。VESTAS 在新合同签订和存续服务订单中都可见 服务持续时间的延长，2019 年新增服务合同的平均服务期限为 18 年，也就意味着公司提前锁定 服务收入。服务内容多样化，包括跨品牌提供零件、维修及机组优化服务。零件服务可通过客户服务、 Vestas 在线电子商务平台或 Active Material Management 计划获取，提供零件超过 60000 种。 维修服务为客户提供了遍布整个机组的一站式增值服务，包括高级检查和资产管理程序、上/下塔 维修以及主要部件、叶片的更换等。随着技术成熟，已投入运行的风机可以通过技术升级提高运 行效率，改善发电收益，通过特定的运行参数优化、智能算法实现、增强空气动力组件等实现。数字化形成技术前驱，加快能源信息化革命和应用。公司 2018 年收购 Utopus Insights，开始能 源行业数字化转型，引入先进的能源分析平台Scipher，为客户提供跨能源的分析应用程序套件，支持可再生能源资产和能源系统的数字化，并解决诸如预测性维护等挑战，提供性能分析可视化（Scipher.Vx）、基于预测的能源生产（Scipher.Fx）和高级预测性维护(Scipher.Rx)。2019 年公司宣布澳大利亚成为第一个利用 Scipher.Fx 风能预测产品的国家，该解决方案与澳大利亚可再生能源局合作，改进澳大利亚风能预报系统，并将天气预报的精度从 16 km2 提高到 1 km2，这也为能源数字化提供了应用案例。2 千亿运维市场，数据开启未来随风电装机量扩张，风电运维市场成为平价时代的大蛋糕。受益于装机成本下降，陆上风电度电成 本下降，装机总量大幅扩展。根据 GWEC 报告，至 2020 年全球累计装机量将达到 727 GW，其 中陆上风电超过 691 GW，由此，2020 年“超过保修范围”的装机量为 2014 年的两倍。目前，运 维服务覆盖机组运行全生命周期，通常情况下前 2-5 年运维服务包含在风机组保修期内，由机组供 应商提供。保修期后，随疲劳和磨损增加，机组可用性下降，部件故障可能性增加，项目度电成本 上升，风电场开发商不得不联合运营商积极管理运维，运维市场保持增长。预测全球风电运维市场规模 2025 年或超 1000 亿元。风电运维市场规模受累计装机量直接驱动， 考虑到 2010 年之前累计装机量 CAGR 高达 26%，故 2008-2013 年全球运维市场 CAGR 达 24%， 后随累计装机基数变大和增速变缓，预测 2020-2025 年全球风电运维市场 CAGR 为 10%。受海上 风电扩张和单位运维费用较高影响，预测全球海上风电运维市场 2024 年超过 100 亿元。测算依赖于以下两个假设：假设 1：海外陆上项目前两年运维服务包含在项目初始建设保障内，而海上项目前五年运维服务包 含在项目初始建设保障内，由机组供应商提供，之后由运营商服务；国内陆上项目 2011 年及之前 前两年运维服务包含在项目初始建设保障内，2012 年之后质保期为 5 年，而海上项目质保期一直 为 5 年。假设 2：海外陆上风电运维服务单价预估为 0.15 元/瓦/年，海上风电为 0.4 元/瓦/年，而国内运维 市场相对比较复杂，我们考虑运维费用包含物料费、不含保险费，则假设国内陆上风电运维服务单 价为 0.1 元/瓦/年，海上风电为 0.2 元/瓦/年，同时结合 Vestas 风电运维收入和成本单价预估，人 力成本无明显波动，假设成本单价保持不变。预测国内风电运维市场规模 2025 年约 250 亿元。国内风电起步略迟于全球，国内运维市场规模 2014-2019 年 CAGR 为 11%，而预测 2020-2025 年 CAGR 为 14%。其中海上风电扩张迟于陆 上风电，运维扩张开始于 2015 年，预测 2020-2025 年 CAGR 为 56%。我们认为十四五期间随 着运维市场增速变快，出保容量中的老机龄比例提升，国内培育运维商业模式的机会点来临，主 机设备厂商进行机组维修服务、技改增益、预测预防的能力高于业主或第三方运维商，将通过更 多的应用场景培育起业主为服务长协付费。2.1 陆风运维市场广阔，核心在数据分析碳中和背景下陆上风电运维市场将持续受益于装机量扩张。在新能源度电成本快速下降过程中， 全球开启低碳共振，2020 年 9 月中国在联合国大会承诺将力争 2030 年前实现碳排放达峰，2060 年前实现碳中和。在此背景下，风电去补贴进入最后阶段，迎接平价上网时代，自 2009 年推行 标杆电价以来，国内风电累计装机容量从 25GW 增加至 230GW 以上。2019 年 5 月发布平价政 策：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。风电 开启平价市场化时代，而风电运维面向已装机的存量市场，预测国内陆风运维市场 2020-2025 年 CAGR 为 12%。当前陆上风电运维服务以维修活动为主，预测性维护少。国内陆上风机运维 60%以上的成本支出 为维修费，对数据集成的关注较少。全球陆上风电 2019 年运维成本中，57%源于因部件故障而 产生的非计划性维修成本。而基于大数据分析的预测性维护可大幅削减运维成本，并强化电网整 合协作。该预测性维护依赖于高级分析，包括预测故障时间、原因和措施。未来陆上风电运维将 更注重数据集成，核心包括预测发电、增强计划性维护、维修信息实时反馈等。平价时代，风电运营商的关注点将由便宜的设备转变为全生命周期运营成本和效率。根据埃森哲 2017 年对运营商的调研，陆上风电运维成本约占风电 LCOE 的 20％，在资产生命周期内运维质量至关重要。目前服务价值链的突破关键在于数据集成和分析，运维对预测性需求很大，由于风 机磨损和疲劳增加，可用性降低，部件故障概率变高，特别是运行的第二个十年，运维成本加 大；与计划内维护相比，预测性维护占比越来越高。另外，运维数据流还需要与供应链、能源管理系统集成，提高响应速度和降低整体成本。随着补贴退坡带来的降本压力，运营商对资产全生命周期成本更为关注，高效运维服务带来的系统价值会逐渐凸显，也会带来运维商业模式的长期稳定。运维服务费用单价较稳定，不易受上下游同步挤压。根据中国减排交易平台信息，2013 年至 2017 年国内陆上风电运维成本(含保险费)为 0.29 元/W/年，同时期欧洲风电运维成本区间较大， 位于 0.2 元/W/年至 0.4 元/W/年，而同时期维斯塔斯陆上风电全球运维服务收入单价稳定在 0.15 元/W/年范围，我们可以看出运维服务商收费单价也较为稳定，也说明服务商业模式的稳定。2.2 物流推高海风维护成本，数字化技术崭露头角海上风电运维较陆风最大的区别在于可达性差、物流成本高。根据埃森哲 2017 年对运营商的调研， 海上风电运维成本约占风电 LCOE 的 25％，相比陆上风电运维成本占比更高。主要原因就是可达 性差和物流成本高，其中可达性是指海上物流安全进入施工区的时间比例（取决于海况、波浪等）， 物流推高海上风机维护成本，使海上物流成本约占质保期后年度风电运维成本 50%以上。数字化技术覆盖全海风价值链，并增强供应链协同。数字化技术在运营、供应链、维护和海上配套 已基本覆盖，利用数据分析优化备品备件库存和物流运输，对基础设施进行故障检测、视觉检测等， 而且海上风电场运维受环境影响很大，维护择时非常重要，取决于海风、波浪等环境，不仅需要保 证维护的高效推进，也要考虑电量损失成本和运维成本的平衡，因此海上风电预测性运维需求非常 大，对数字化方法的要求更高。3 对标维斯塔斯，国内运维展望国内风机龙头服务板块 2019 年毛利贡献 3%，未来潜力和发展空间大。2019 年服务板块收入约占 总收入 9%，服务板块毛利占总毛利 3%，服务板块毛利率为 6%。可以看出，国内风机龙头服务贡 献的毛利占比远低于海外风电龙头，一方面是国内服务商业模式尚未完全成熟和爆发（集中在低价 值领域），另一方面金风服务板块结构与海外 Vestas 存在差异，主要是金风服务收入还包括了风 场建设 EPC 收入。随着老化机组增多，我们认为后期国内风电服务也会逐步向高附加值领域（技 改、升级、数字化等）拓展。紧抓国内风电运维服务发展，国内风机龙头定制化混合服务。客户服务需求可以分为基础的日常运 维、大部件维修更换、技术升级、老旧机组改造、提高风场收益和可靠性等等，金风科技针对各种 业主需求推出智慧能源服务 SES-A 系列智慧运维解决方案，包含 SES A100-600 共计 6 种可拆 解、可定制的服务组合，同时金风科技搭建了九大服务事业部，形成区域服务网络，联合供应链建 立三级备件网络供应体系，及时快速响应客户需求。根据北极星报道，国内风机龙头运维服务套餐应用实际效果如下：1、 SES-A100：新疆 33 台 1.5MW 项目，协助减少机组故障停机 150 小时/年，增加发电收益 100万/年，指导 90%故障处理。2、 SES-A200：吉林 33 台 1.5MW 项目，年平均故障排除时长相比非金风运维时下降 29%，帮助搭建运维人员认证培训体系。3、 SES-A300：确保平均 3.69%的机组年利用率提升，5 个典型项目年平均发电量提升 520 万kWh/场，年收入增加 260 万/场，排故时长降低 40%。4、 SES-A400：确保平均 4.3%的机组年利用率提升，3 个典型项目年平均发电量提升 640 万 kWh/场，年收入增加 320 万/场，备件消耗降低 33%。5、 SES-A500：发电量提升 10%以上，客户托管运维，只关注投资回报即可6、 SES-A600：实时响应，共享资源基于国内风机龙头数据，我们做 2021-2025 年运维服务收入测算假设：1、 运维服务单价：考虑到海外风机设计和供应链部件质量好、运行可靠性和稳定性高，大部件更 换少、升级改造空间小，反而国内有较多技改升级等高价值链环节的服务；另外，目前国内服 务商业模式不统一，合同偏短期为主，包含人工费不考虑物料费，我们假设未来随着服务技术 要求变高，主机厂在服务链中的价值增大，国内业主趋向海外的服务长协+人力物料全包合同， 因而假设 2020-2025 年国内陆风服务单价为 0.11-0.16 元/W/年。2、 自运维比例：根据我们测算国内风机龙头 2019 累计装机的出保后容量约 25GW，其中 44% 是自行运维的，其它由业主或者第三方运维，但考虑到随着风机出保比例增加以及服务技术要求变高，我们认为主机厂自运维比例会加大，另外也考虑到 2020 年剥离部分外部机组运维， 因而假设 2020-2025 年国内风机龙头自运维比例为 38%-60%。 通过测算，2025 年国内风机龙头运维服务收入或达 66 亿，假设运维服务毛利率 25%（公司财报 披露的服务板块是包含了运维服务、风场 EPC 等业务），则对应 2025 年运维服务板块毛利约 17 亿。展望国内运维市场：从中期来看，亟需加快多方角色定位和运维标准化1）风电业主普遍为国企，注重就业社会责任，不习惯委外，但业主难以掌握风机核心技术且主机 厂商机型多，导致业主运维效率低和成本高；2）主机厂技术研发力量强，掌握核心技术，质保期运维经验丰富，但较难获得业主的运营数据完 全开放，导致数据链较难打通；3）第三方运维规模、研发实力不及主机厂，但容易在细分方向突破或者只承担基础性劳动服务； 我们认为以上三方应尽快达成行业统一标准的定位，业主注重资产投资回报，释放核心运营数据链， 主机厂提高自运维比例，注重全生命周期的维护和发电量保障，第三方运维走细分特色路线，以长 期的视角确保运维行业效益最大化。从远期来看，运维服务大势所趋，主机厂运维价值逐步凸显1）根据 GWEC 报告 2020 年“超过保修范围”的装机量为 2014 年的两倍，考虑到保修期后，随 疲劳和磨损增加，机组可用性下降，部件故障可能性增加，项目度电成本上升，风电场开发商将联 合主机厂商积极管理运维，运维市场有望保持长期稳定增长；2）从海外成熟市场模式来看，运维服务模式大势所趋，风机技术主要积累在主机厂商，随着平价 时代开启，业主对全生命周期度电成本更为重视，我们认为国内运维服务模式也会趋向完善，价值 链重心由设备端逐步转向服务端。（详见报告原文）。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。

近日，中国可再生能源学会风能专业委员会近日编制完成《2019年风电产业地图》，公布了2019年中国风电总体装机情况、及风电机组制造企业装机情况数据。数据显示，2019年，中国(除港、澳、台地区外)新增装机10916台，新增装机容量2678.5万千瓦，同比增长26.7%；截至2019年底，全国累计装机13.5万多台，累计装机容量约2.36亿千瓦，同比增长12.8%，中国风电装机规模继续保持稳步增长态势。数据来源：风能专委会CWEA、中商产业研究院整理从市场竞争格局来看，截至2019年底，中国风电有装机的整机制造企业近70家，累计装机容量达2.36亿千瓦。其中，金风科技累计装机超过5700万千瓦，市场份额达到24.3%；其后依次为远景能源、明阳智能、联合动力和华锐风电，前五家制造企业累计装机容量占比合计为57.5%。数据来源：风能专委会CWEA、中商产业研究院整理据统计，2020年上半年全国风电新增并网装机632万千瓦，其中陆上风电新增装机526万千瓦、海上风电新增装机106万千瓦。截止6月底，全国风电累计装机2.17亿千瓦，其中陆上风电累计装机2.1亿千瓦、海上风电累计装机699万千瓦。从新增装机布局来看，主要集中在山西、河北、新疆、山东和宁夏五省区，分别为71万千瓦、65万千瓦、50万千瓦、49万千瓦和40万千瓦。数据来源：中电联、中商产业研究院整理从新增装机布局来看，主要集中在山西、河北、新疆、山东和宁夏五省区，分别为71万千瓦、65万千瓦、50万千瓦、49万千瓦和40万千瓦。此外，上半年风电发电量2379亿千瓦时，同比增长10.9%；全国风电平均利用小时数1123小时，利用小时数较高的地区是云南(1736小时)、四川(1488小时)和广西(1414小时)。分地区来看，2020年上半年全国风电累计并网容量排名第一的省市为内蒙古，累计并网容量达3033万千瓦，排名前十省市依次为内蒙古、新疆、河北、山东、山西、甘肃、宁夏、江苏、云南、辽宁。数据来源：中电联、中商产业研究院整理更多资料请参考中商产业研究院发布的《2020-2025年中国风电行业市场前景及投资机会研究报告》，同时中商产业研究院还提供产业大数据、产业规划策划、产业园策划规划、产业招商引资等解决方案。（文章来源：中商产业研究院）

中商情报网讯：中国具有丰富的风能资源，开发潜力巨大。2019年，中国新增风电并网装机容量25.74GW，其中陆上新增并网装机容量23.76GW，海上新增并网装机容量1.98GW。截至2019年底，我国风电装机容量达209.94GW，自2008年以来一直保持世界第一，占全球累计风电装机量的32.24%。数据来源：国家能源局、中商产业研究院整理风电设备行业发展困境1.结构性供需矛盾我国风电行业规模化发展期催生了数量众多的风电设备生产企业。常规陆上及兆瓦级以下风电设备行业产能相对充裕，市场竞争激烈，但规模以上的相对较少，部分企业利润水平较低；而推进风电平价上网、加速海上风电开发所带来的风电设备大型化、生产基地向沿海转移等趋势，也改变了市场需求，部分原有生产厂商因生产设备、产能布局、工艺技术等未及时改进升级，供给能力与市场需求出现错配，造成结构性供需矛盾。2.资金缺乏风电设备行业除技术要求相对较高外，也是资本投入较大的资金密集型行业，因此需要强有力的资金支持。虽然，近几年全球风电行业的高速发展带动了一批风电设备制造企业的快速成长，但总体而言，相比于国外巨头，国内风电设备制造企业的资产规模还普遍较小，获得融资的难度相对较大，制约了企业的持续发展，普遍存在资金不足、融资渠道匮乏的情况，这对行业未来的健康发展形成了一定的不利影响。3.产业政策调整近年来，我国对风电产业激励政策进行调整，发布降低风电上网指导价、逐步取消风电项目补贴、开展风电项目竞争性上网等政策措施，对风电产业链上下游企业的技术升级、成本管控、项目进度控制等方面提出更高的要求，若无法实现降本增效将降低企业的盈利能力，为业内企业的发展带来新的挑战。风电设备行业发展前景1.产业政策的大力扶持风电是未来最具发展潜力的可再生能源技术之一，具有资源丰富、产业基础好、经济竞争力较强、环境影响微小等优势，是最有可能在未来支撑世界经济发展的能源技术之一，各主要国家与地区都出台了鼓励风电发展的行业政策。随着各国政府和产业界对风电行业的持续投入，未来风电设备行业发展空间广阔。2.下游市场需求持续增长国家政策的大力扶持保障了风电行业的正确发展，而风电技术的不断进步也推动了效率提升和成本下降，未来风电市场将不断扩大。未来几年亚洲市场的成长性将最为强劲，尤其是中国其风电需求将持续增长，全球风能理事会预测，中国到2023年在全球新增风电装机的占比将维持在30%以上，始终是全球第一大风电市场。随着全球风电建设的加快，为解决社会经济高速发展带来的清洁能源需求提供重要支撑，未来风电设备的市场需求将会进一步增加。3.终端消纳情况不断改善较长时间以来，我国风电开发集中在三北地区，因当地用电需求量小、配套电力输送基建落后，风电产地与消纳地出现一定空间错配，制约了风电行业健康发展。但随着政府一系列促进消纳政策的实施，以及风电远距离传输、区域开发中心转移，风电产业链逐渐完善，消纳问题持续好转。一方面，国家加大电网基建投入，并将特高压作为“新基建”重点投资建设的七大领域之一开展建设，将为风电的跨区域传输提供硬件支持，实现全面消纳成为可能；另一方面，我国逐步将风电开发中心向中东部、沿海地区转移，并大力发展海上风电，通过开发中心向用电中心靠拢，进一步解决风电消纳问题。更多资料请参考中商产业研究院发布的《中国风电设备制造行业市场前景及投资机会研究报告》，同时中商产业研究院还提供产业大数据、产业情报、产业研究报告、产业规划、园区规划、十四五规划、产业招商引资等服务。

风电作为清洁能源备受各国关注，近年来，我国风电行业快速发展，我国已经成为全球主要的风电市场之一，风电装机量和风力发电量逐年增长，弃风问题逐渐改善。近年来，随着国家风电价格调整和补贴政策的变动，海上风电项目进入抢装阶段。风能是一种清洁无公害的的可再生能源能源，利用风力发电非常环保，且风能蕴量巨大，因此日益受到世界各国的重视，欧洲风电占比量在2019年已经达到15%，其中丹麦更是高达48%。近年来，我国风电市场快速崛起，2019年，中国风电累计装机量占全球的比重达37%，根据国家能源局公布的数据显示，截至2020年年上半年，我国风电占总发电量的比重达6.3%，但与欧洲仍有较大的差距，这意味着我国风电产业成长空间巨大。全球风电装机量稳步增长 中国风电快速崛起近年来，风力发电作为清洁能源备受全球各国关注，全球风力发电规模稳步增长，根据全球风能理事会(GWEC)发布的《全球风能报告2019》公布的数据显示，2019年全球风电装机总容量为651GW，同比增长12%，其中陆上风电装机容量621GW，海上风电装机容量30GW。总体来说，目前全球风力发电以陆上风力发电为主。根据全球风能理事会(GWEC)发布的《全球风能报告2019》公布的数据显示，2019年全球风电新增装机容量为60.4GW，同比增长19%，其中陆上新增风电装机容量54.3GW，海上新增风电装机容量6.1GW。我国风电产业在近几年得到快速发展，风电装机容量快速增长，2019年，我国风电装机容量达到了210.05GW，同比增长14%，截至2020年上半年，我国我国风电装机容量达到了216.75GW。根据全球风能理事会(GWEC)发布的《全球风能报告2019》公布的数据显示，2019年中国风电累计装机量占全球的比重达37%，较2017年提高了19个百分点，新增风电装机量排名全球第一，2019年中国新增风电装机量占全球新增风电装机量的比重达44%。中国已经成为全球主要的风电市场。中国风电开发程度仍有较大的提升空间近年来，我国装机容量的大幅度攀升带动了发电量的高速增长。2019年，中国风电发电大幅增长到4057亿千瓦时，同比增长10.85%;2020年上半年，全国风电发电量为2379亿千瓦时，同比增长10.9%。尽管我国风力发电量不断攀升，但我国风力发电量占全国总发电量的比重仍然处于较低水平，截至2020年上半年，我国风力发电量占全国总发电量的比重为6.3%。虽然已经提前达到了国家能源局发布的《风电发展“十三五”规划》提出的到2020年底我国风电占比要达到6%的发展目标，但与欧洲相比仍然具有较大的差距，我国风电开发程度仍有较大的提升空间。中国风能资源存在空间错配引发弃风问题由于受地域和气候的影响，我国风能资源在地理分布上差异较大，风能资源较多分布在西北、华北和东北地区，2019年我国西北地区风电总储量达1486.85GW，是风电资源储量最大的地区。然而，我国用电需求较大的电力负荷中心多集中在华东、华南、华中地区，我国风电资源丰富的地区与用电需求负荷中心存在空间错配问题。自2010年起，弃风现象开始显现。进入2015年以来，弃风限电问题再次上演“疯狂”一幕，国家能源局公布的数字显示，2015年全年的弃风电量达到339亿千瓦时，直接电费损失超过180亿元。而这些损失最终仍会被转嫁到可再生能源的发电企业身上，由此造成的资金压力将波及整个产业链。特高压建设促进风电跨省跨区消纳近年来，在国家一系列价格补贴以及风电平价化政策的推动下，我国风电消纳能力有所提升，弃风率逐渐下降，2019年，我国弃风率由2018年的7%下降至4%。与此同时，2019年起，国家大力推动特高压基础设施建设，2019年全国共20条特高压线路，共输电4490亿千瓦时，其中输电可再生能源2350亿千瓦时，同比增长12.23%，在特高压总输电中占比52.34%。根据规划，2019-2020年我国需建设完成特高压配套风电基地总容量达18.3GW，特高压建设将有效缓解风资源和电力需求区域错配的问题，推进大规模风电的消纳，帮助解决弃风问题。海上风电中央补贴取消刺激风电抢装2019年起，我国海上风电上网标杆电价调整为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞价方式确定上网电价，而2018年底之前已核准的海上风电项目在2021年底前全部机组完成并网则执行核准时的上网电价，否则执行并网年份的指导价，与此同时，自2021年起，新增海上风电项目将不再纳入中央财政补贴范围，因此，已核准的海上风电项目将在2020-2021年加速抢装。以上数据及分析均来自于前瞻产业研究院《中国风电行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》。

（如需报告原文请登录未来智库）一、行情回顾截至 2019 年 12 月 31 日，风电设备（申万）指数上涨 26.58%，跑输沪深 300 指数 9.49pct。 在抢装强逻辑下，风电板块开年表现出色，一度跑赢指数高达 31.49pct。但随后新增装机不及 预期、预期回归理性，板块走势与大盘指数大体一致,四季度有所回落。另外，由于市场规模 增长、设备商一线龙头鲜有扩产，以及去年基数偏低等因素叠加，设备商二线龙头或者零部件 厂商的股价表现更为突出。二、陆风：抢装行情持续，2021 年开启平价时代（一）2021 年平价开启，抢装趋势明显中国已经成为全球最大风电市场。根据全球风能协会 GWEA 数据，我国风电累计装机容 量占全球比重从 2000 年的 2.0%增长至 2018 年的 35.4%。中电联数据显示，截至 2019 年 11 月底，我国 2019 年风电新增装机达到 16.46GW（-4.3%），预计全年累计容量有望突破 200GW。补贴逐步削减，竞价上网来临。2009 年风电上网电价标杆化，四类风能资源区分别定为 0.51、0.54、0.58、0.61 元/kwh。能源发展“十三五”规划提出，风电实行补贴退坡机制，到 2020 年与煤电上网电价基本相当。为此，近年来国家多次下调风电上网标杆电价。2018 年发 改委规定 2019 年后新增核准项目全部通过竞争方式确定上网电价。政策密集出台，平价加速到来。2019 年 4 月，能源局公布《2019 年风电、光伏发电建设 管理有关要求》征求意见，提出优先开展平价上网风电项目推进，并在确定 2019 年第一批平 价上网项目名单之前，暂不组织需要补贴项目的竞争配置工作。2019 年 5 月，发改委发布《国 家发展改革委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格，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。陆风 2021 年平价开启，倒逼存量项目建设提速。发改委规定，对于“2018 年底之前核准、 2020 年底前未完成并网”、 “2019 年至 2020 年底前核准、2021 年底前未完成并网”的陆风项 目，国家将不再补贴；2021 年 1 月 1 日起新核准的陆风项目全面实现平价上网。我们认为， 集中在 2018 年底之前核准的陆风项目抢装潮，带动了上游零部件产业的需求激增、量价齐升。发电集团新能源布局向风电倾斜。2019 年发电公司纷纷提高风电投资比重。以华能国际 为例，2018 年风电资本支出 70.37 亿元，占比 33%；2019 年风电支出 239.54 亿元，同比增长 240%，占比提升至 67.4%。集中度稳中有降，国企占据主导。根据 CWEA 统计，自 2011 年以来，风电开发商集中度 不断下降。2016 年前五大合计份额首次低于 50%，随后小幅回升，2018 年达 51.4%。2013 年 审批权下放至地方，民企投资开始活跃，但由于风电投资成本较高，资金壁垒仍是发展瓶颈， 2018 年新增及累计装机前十的企业中仅有天润新能一家民营企业。（二）弃风情况好转，解禁推动增长弃风量和弃风率持续“双降”。2019 年 1-9 月，全国弃风电量 128 亿千瓦时，同比减少 74 亿千瓦时；全国风电利用率 95.8%，平均弃风率 4.2%，弃风率同比下降 3.5 个百分点。限电改善显著，三北解禁贡献增长。2017 年甘肃、新疆等六省被列为红色预警区域，规 定不得核准建设新项目。受益于西部用电增长、火电灵活改造、外输通道建成等因素，弃风现 象明显改善，区域解禁逐步打开。2019 年度风电投资监测预警结果显示，三北地区中黑龙江 由橙色转成绿色，吉林由红色转成绿色，为风电装机贡献增长潜力。2020 年弃风率控制在 5%左右。2018 年 10 月，发改委、能源局制定发布《清洁能源消纳 行动计划（2018-2020 年）》，提出清洁能源消纳行动的工作目标及具体指标：规划到 2020 年， 确保全国平均风电利用率达到国际先进水平（力争达到 95%左右），弃风率控制在合理水平（力 争控制在 5%左右）。消纳保障机制落地。2019 年 5 月，发改委、能源局联合下发《关于建立健全可再生能源 电力消纳保障机制的通知》，明确 2020 年之后，除西藏地区外，全国各省每年要按照可再生能 源发电能力和电力输入承接能力，承担一定比例的消纳任务；可再生总量消纳（含水电）和非 水可再生消纳分别设置任务权重；自 2020 年 1 月 1 日起，全面进行监测评价和正式考核。消 纳保障机制的落地，对风电的长期发展产生积极作用。（三）大基地项目储备丰富，保障风电长期发展推进基地建设，保障长期发展。国家能源局逐步推进风电基地项目建设，到目前为止已 经涉及超过 4 个省份 8 个项目，总规模超过 25GW。其中，乌兰察布 6GW、兴安盟 3GW、阿 拉善盟区上海庙 1.6GW 等基地中标结果已出，将逐步开工建设。作为平价上网的示范项目， 风电大基地项目将有效保障风电行业平稳过渡至平价阶段，防止抢装结束后装机量断层下跌， 有效促进北方地区风电复苏和发展。乌兰察布基地开工建设。2019 年 9 月，我国首个大规模风电平价上网示范项目乌兰察布 6GW 风电大基地进入开工建设阶段。该基地也是目前全球最大单体陆上风电项目，预计 2020 年开始并网发电。项目中标企业包括上海电气、金风科技、中国海装、明阳智能及东方风电等。（四）海外新增稳定，中美仍是主力2020 年全球或将平稳增长。根据全球风能理事会（GWEC）的预测，2020 年全球新增装 机 66.8GW，陆上风电超过 60GW，中国占比大于 30%；到 2023 年之前均可维持每年新增装 机 55GW 以上，至 2023 年全球累计装机有望达到 900GW。政策驱动美国抢装。美国风电生产税抵免政策（PTC）自 2016 年起继续延长至 2020 年， 2021 年以后由 PTC 转为 RPS-可再生能源配额制度。全球风能理事会预计 2020 年美国新增装 机将达到 15GW，2018-2020 的年复合平均增长率将高达 18.2%。新兴市场增量存在想象空间。近年风电在全球普及度不断提高，涌现出印度、巴西等刚 刚起步但增长迅速的新兴市场，它们的崛起将为世界风电增长提供强大支撑。以巴西为例，2018 年新增装机 1.9GW 位列全球第五，其中陆风超过 1.4GW。2019 年 4 月举行的 A-4 招标中，发 布 114.4MW 风电项目；随后的 A-6 招标中，发布了超过 1GW 的风电项目。巴西目前风电总 装机容量达到 14.7GW，预计 2022 年累计将超过 17GW。三、海风：国内短期政策托底，欧洲率先进入平价（一）政策退坡启动，海风将迎抢装海上风电蓬勃向上。我国海上风电资源丰富，潜力巨大，且靠近东部负荷中心，就地消 纳方便。发展海上风电或将成为我国能源结构转型的重要战略支撑。2018 年我国海风发展提 速，新增装机 436 台容量 1.65GW，同比增长 42.7%，排名世界第一。截至 2018 年底，我国的 海风累计装机 4.45GW，在建 6.47GW，已成为仅次于英国和德国的第三大海上风电国家。根据国家能源局发布的《风电发展“十三五”规划》，到 2020 年底，我国海上风电开工建 设规模将达到 10GW，力争累计并网容量达到 5GW 以上，政策支持力度明确。我们预计 2019 年海上风电新增装机约 2GW，累计装机将超过 5GW，提前一年实现“十三五”规划目标。假 设 2020 年并网节奏与 2019 年相似，到 2020 年底海上风电累计装机容量有望达到 9GW 左右。政策退坡启动，抢装局面明显。2019 年 5 月，发改委公布的《关于完善风电上网电价政 策的通知》中明确提出：1）将标杆上网电价改为指导价，新核准海风项目（近海及潮间带）全部通过竞争方式确定上网电价且不得高于指导价；2）2019 年符合规划、纳入财政补贴规模 的新核准近海风电指导价调整为 0.8 元/kwh（调整前近海 0.85 元、潮间带 0.75 元） ，2020 年调 整为 0.75 元；3）2018 年底前已核准、2021 年底前全部机组完成并网的项目，执行核准时的 上网电价；2022 年及以后完成并网的，执行并网年份的指导价。我们认为海风与陆风一样， 为锁定高电价收益，也存在抢装逻辑。海风整机壁垒更高、市场更集中。海上风电投资大、技术要求高，容易出现行业集中度 高的局面。根据《2018 年中国风电吊装容量统计简报》，2018 年共有 7 家整机制造企业有新增 装机，其中上海电气最多，共达 181 台容量 726MW，占比高达 43.9%。排名前三的上海电气、 远景能源、金风科技分别实现吊装容量合计 1.53GW，占比 92.39%，龙头集中效应明显。（二）欧洲引领全球，美国潜力巨大欧洲引领海风发展，率先进入平价时代。根据全球风能理事会（GWEC）统计，欧洲从 2000 年就开始大力发展海上风电，2018 年累计装机达 18.28GW，占全球海风总量的约 79%， 并且已经从近海转向远海。2017年4月，德国首轮海上风电竞拍结果公布，OWP West与Borkum Riffgrund West 2 两个大型海上风电项目已经不再依靠政府补贴，率先进入平价上网时代，证 明了通过市场化手段能够有效释放海上风电的中长期成本下移潜力，以此减少对补贴的依赖。美国风力资源优越，装机极具潜力。美国拥有多条海岸线。从风速来看，太平洋和北大 西洋海岸风速湍急且瞬息万变，风能潜力大，但对风机技术要求较高；五大湖区、南大西洋和 墨西哥湾风速平缓且变动幅度小，风能可利用率高。美国的海风市场正在快速发展，根据全球 风能理事会发布的《全球风电统计报告 2018》 ，MHI VESTAS 在波士顿设立了专门办事处，同 时在纽约推进 200-800MW 的招标项目。根据全球风能理事会（GWEC）统计，截至 2018 年 底，美国海风装机 30MW，GWEC 预测 2023 年或 2025 年北美装机或将达到 1GW。四、展望：2020 年新增装机约 30GW2019 年 1-11 月，全国新增风电装机容量 16.46GW，同比下降 4.3%，全年有望超过 20GW 左右。根据彭博新能源的统计数据显示，目前国内已核准尚未开工的项目为 58GW，开发商已 宣布开发计划的项目为 59GW。同时，随着分布式、北方大基地等平价项目的加速推进，项目 储备丰富，可支撑未来几年国内风电装机容量增长。基于谨慎偏乐观假设，我们预计 2020 年 新增装机并网量有望接近 30GW。五、产业链：抢装需求导致供给偏紧（一）风机：招标价格持续走高，盈利拐点已然显现风机招标量快速增长。2019 年 1-9 月，受抢装浪潮影响，国内公开招标量持续上涨，截 至三季度总招标量达到 49.9GW，同比增长 108.5%。其中第三季度招标量 17.6GW，创历史新 高，同比增长 144.44%。招标价格持续走高，盈利拐点已然显现。以 2.5MW 机组为例，2019 年 9 月投标均价为 3898 元/千瓦，较去年同期上涨近 22%。风机整机的交货期相较零部件更长（通常为 12-18 个 月），盈利触底反弹相对滞后。整机厂商的毛利率与价格息息相关，金风科技的毛利率从 2019 年三季报已显复苏之势。招标量价齐升或将有力保障风机业务的盈利水平持续回暖。风电机组功率大型化趋势明显。CWEA（中国风能协会）数据显示，2018 年我国累计风 电机组平均功率为 1.7MW，功率同比增长 2.5%；新增装机平均功率为 2.2MW，功率同比增长 3.4%。其中，2MW 新增机组占全国新增总量的 50.6%，2MW-3MW 占比 31.9%。金风科技龙头地位稳固。根据彭博新能源财经统计数据，金风科技 2018 年度国内新增装 机超过 6.7GW（含海上 400MW），市场占有率达 32%，连续八年国内排名第一，2018 年全球 排名第二。截至 2019 年第二季度，公司全球累计装机超过 50GW、31000 台，其中中国超过 48GW、30000台。截至2019年第三季度，金风科技在手外部订单合计22.8GW，同比增长25.1%， 持续刷新历史记录。竞争格局基本稳定。CWEA 数据显示，2017 年新增装机排名前十的整机企业中有 8 家在 2018 年依旧位居前十，行业竞争格局基本稳定。金风科技 2018 年新增装机占比提升 5.14pct， 远景能源提升 4.31pct，明阳智能与联合动力基本持平，行业整体集中度略有上升。直驱双馈各显神通。发电机大致可分为直驱、双馈两大类型。双馈式技术相对成熟且初 始成本较低，风机质量、尺寸相对较小。直驱式放弃高故障率的齿轮箱而使用永磁同步系统， 发电性能更加平稳，在大功率领域表现良好，同时节省了运维成本，全周期度电成本（LCOE） 更低。明阳智能经过多年研发，已自主拥有全球领先的半直驱永磁混合驱动技术，是国内少数掌 握该技术的风机制造商。根据公司招股说明书，半直驱风机相较直驱风机，体积更小、重量更 轻，便于运输和吊装，同时效率也更高。2018 年公司海上风电累计装机 133MW，连续两年同 比增长 200%以上。2019 年上半年公司新增 5.5MW 及以上海风机组订单 2.16GW，整体在手 订单超过 4GW。2019 年 11 月 29 日，公司 MySE8-10MW 海上风机平台正式下线，标志着公 司在海风领域的竞争力进一步提升。在风机大型化趋势下，半直驱技术优势或将更加凸显。（二）叶片：市场景气度回升，叶片需求旺盛叶片市场景气，销量实现高增长。以叶片龙头中材科技为例，截至 2019 年中报，公司风 电叶片业务合计销售 3201MW，销售收入为 19.8 亿，同比增长 134.53%；毛利率达到 19.12%， 同比增长 7.95pct，环比增长 5.08pct。随着风电开发转向海上及低风速区，对风能利用率及重量提出了更高要求，叶片大型化、 轻量化趋势明显。根据 CWEA 数据，2017 年，115 米及 121 米叶片是风电市场的绝对主力， 但到 2018 年，121 米叶片占领了绝大部分市场，131 米叶片也开始批量生产。2019 年 11 月， 中国海装的科研人员成功设计研发出风轮直径超过 200 米的海上风电机组，已获得中国电力科 学研究院颁发的设计认证证书。叶片行业具备 1000 套以上产能的大型企业有十几家，外资企业以美国 GE、丹麦 LM 为 主导（LM 于 2017 年被 GE 收购），国内龙头包括中材叶片、中复连众等。国内市场多寡头竞 争格局明显，2016 年前四大制造商的市占率达到 50%以上，其中中材叶片 2011-2016 年市占 率稳居第一。由于受到运输半径制约，地方性厂商瓜分了一些区域市场。碳纤维、分段式叶片潜力十足。碳纤维具有质量轻、强度大等显著优势，但由于成本过 高，目前仅用于主梁帽、叶根等关键部位，且专利技术掌握在国外知名企业手中。大型叶片在 提高风机效率的同时，给制造运输带来诸多困难。分段式叶片不仅降低了制造及吊装难度，同 时压缩了运输成本，解除了产能分布限制，商业前景广阔。（三）塔筒：原材料价格下降，塔筒量利齐升原材料价格走低，塔筒望量利齐升。由于成本中 70%来自钢材，钢材价格波动对于风塔 造价至关重要。2018 年很长一段时间内钢材及其它原材料价格较高，导致风塔企业成本压力 较大，利润空间受限。2019 年受益于原材料价格整体下降，塔筒板块单吨毛利小幅回升。风 电抢装加速，国内龙头天顺风能以及泰胜风能产能均加速投放，有助于塔筒业务实现量利齐升。高风塔是未来趋势。风塔主要起到支撑作用，同时吸收风电机组震动。一般情况下，海 拔越高，风资源越好。中国风电市场已向低风速地区大步迈进，高塔架技术可明显提高发电量， 有效提高风场经济效益。2019 年 4 月，江苏扬州风电场已经成功吊装 152 米塔筒，根据维斯 塔斯测算，该风场在 0.3 风切变的条件下可提高年发电量约 16%，按照当地标杆电价折合每年 提升收入超过 2000 万元，显著提高项目收益率。国际认证资质和管理水平决定厂商地位。风塔技术壁垒相对较低，但获得国际认证资格 较困难。由于所需资金量大，客户相对集中，新晋竞争者欲进入市场难度较大。龙头企业往往 从行业发展早期就开始积累客户资源，加上较高管理水平和先进的生产线，品牌优势明显，市 场地位相对稳定。天顺风能海外市场持续向好。截至 2019 年上半年，天顺风能海外业务收入达 11.72 亿（占 总收入 47.31%），再创历史新高。公司上半年塔筒出货量 20.83 万吨，其中出口海外约 10.9 万 吨。2019 年 9 月公司收购德国 Ambau 库克斯港生产中心，该中心靠近北海海岸线，是北海海 上风电桩基的重要供应商之一，也是欧洲海上风电发展的重要区域，预计年产能约 10 万吨。 此次收购有助于天顺风能进一步丰富产品种类，完善全球布局。（四）铸件：供给端扩产难度大，龙头最先受益铸件是用各种铸造方法获得的金属成型物件，即把冶炼好的液态金属，用浇注、压射、吸 入或其它浇铸方法注入预先准备好的铸型中，冷却后经打磨等后续加工手段后，所得到的具有 一定形状、尺寸和性能的物件。从产业链看，大型铸件的上游原材料主要为生铁、废钢和焦炭， 下游涉及电力、海洋、通用机械、轨交等众多行业。国有控股的大型综合性设备制造企业的铸件制造分厂或分公司主要为集团内部成套设备 提供配套服务，较少参与外部市场竞争，可能会面临内部产能不足的缺陷，具有代表性的龙头 企业有一重、二重、上重、中信重工和大连重工等。而在细分领域占据优势的规模化民营企业 则恰恰相反，比如日月股份、永冠集团、吉鑫科技、佳力科技等。整体来看，铸件市场仍将 以国企为主导，具备优势的民企也在不断发展壮大。风电铸件主要包括箱体、扭力臂、轮毂（转子头）、壳体、底座、行星架、主框架、定动 轴、主轴套等，生产过程主要包括铸造和精加工两大环节。其中，精加工工序主要依据毛坯铸 件的形状特点及产品使用要求，采用车、铣、刨、磨、钻、钳等技术手段进行去除加工，加工 环节繁杂精细多样，高度依赖人工操作及特定加工设备。因此，铸件生产同时具备了“资产 重+劳动密集型”的双重特点，给企业扩产增加了难度。日月股份市占率近三成，客户基础深厚。目前国内生产风电铸件的企业主要有日月股份、 吉鑫科技、永冠集团、山东龙马、一汽铸造等。根据中国铸造协会估算，每兆瓦风电整机大约 需要 20-25 吨铸件，以当年新增风电装机容量计算，2018 年我国风电铸件市场约为 40-50 万吨。 日月股份 2018 年风电铸件国内销量为 13.23 万吨，市占率近三成。目前，日月股份已与金风 科技、维斯塔斯（Vestas）、南京高速齿轮、美国 GE、中车电机建立了长期稳定的合作关系。与此同时，日月股份持续为上海电气、金风科技、远景能源和中国海装等主要整机厂家批量供 货，形成了完备的海上风机技术和生产能力储备。日月股份持续扩产巩固龙头地位。日月股份近年来持续扩产。截至 2018 年底，公司拥有 年产 30 万吨铸件的生产能力、最大重量 110 吨大型球墨铸铁件的铸造能力以及年产 7.5 万吨 大型铸件的精加工能力。目前主要在建项目为“年产 10 万吨大型铸件精加工建设项目”、 “新 日星年产 18 万吨（一期 10 万吨）海上装备关键部件项目”和“年产 12 万吨大型海上风电关 键部件精加工生产线建设项目”，计划总投资 21.74 亿元。（五）海缆：海上风电发力，海缆需求增长海缆是用绝缘材料包裹的电缆，铺设在海底或水底，用于电力及电信传输。我国海上风电 场升高电压通常采用二级升压方式，即风电机输出电压 690V 经箱变升压至 35kV 后，分别通 过 35kV 海底电缆汇流至 110kV 或 220kV 升压站，最终通过 110kV 或 220kV 线路接入电网。海缆市场格局稳定。海缆价格是同规格陆缆的 3 至 7 倍，占海风项目投资约 10%。由于 行业壁垒较高，具备供货能力的企业屈指可数；另一方面，因为需要掌握相关海域信息，海缆 供应商基本锁定在国内企业，有代表性的为东方电缆、亨通光电、中天科技以及汉缆股份。东方电缆的海缆业务弹性最大且快速增长。亨通光电、中天科技以及汉缆股份的海缆业 务占比较低，且不是其未来主要发力方向。东方电缆主营海陆电力电缆业务，2018 年海缆收 入占比超过 35%，达 10.72 亿元，毛利率为 29.8%，远高于陆缆的 7.75%。截至 2019 年三季度， 公司海缆收入同比增长 44.9%，占总收入比重提升至 39.5%；中标订单超过 19.29 亿元，在手 订单合计超过 25 亿元。东方电缆扩产进一步提升海缆竞争力。东方电缆目前的募投项目为“高端海洋能源装备 电缆系统项目”，拟投资约 15 亿元，预计于 2021 年 6 月落成投产。六、投资策略：风机迎来业绩拐点，零部件保持高盈利风电资本开支占比提升。近年来，我国用电需求增速持续下滑，新能源作为增长主力军 受到明显波及，叠加补贴拖欠随着存量累积日益严重，各大运营商随之调整新能源板块的资本 开支。但由于抢装逻辑以及项目收益占优，相较于光伏，风电的投资占比显著提升。抢装潮或将在 2020 年上半年集中释放。2020 年为“十三五”收官之年，抢装浪潮再次强 势袭来。由于吊装到并网大概需要半年时间，预计吊装的抢装潮有望在 2020 年上半年得到集 中释放。此轮抢装与 2015 年不同的是持续时间更长、分布更均衡。2021 年还将有部分投产机 组（2019、2020 年新核准项目）可能享受到补贴红利。大基地平价示范项目刚刚开始建设， 投产后的盈利水平或将直接影响运营商对于 2021 年之后的平价新核准项目的投资热情。海风及分散式风电有望成为下一个发力点。从行业生命周期来看，我国陆上风电高速增 长期已过，海上风电开始发力，但相较陆风体量较小，对新增装机带动作用有限。随着微网普 及、配电端放开，由于具备占比面积小、投资成本低等优势，分散式风电有望成为下一个行业 增长点。海外风电市场仍然集中在欧洲及美国等发达国家。设备商维持高景气度。随着招标量屡创新高，设备商出货量明显增加，随之带来盈利水 平提升，规模效益凸显。塔筒、叶片等零部件厂商率先爆发，风电整机厂商的毛利率拐点趋势 也已经初步显现。由于 2019 年下半年风机价格涨幅较大，预计 2020 年设备商“量价齐升”的 逻辑仍然存在，但价格上涨空间有限。运营商或将开启私有化浪潮。在海外证券交易市场，部分新能源发电上市公司的股价长 期未能反映公司内在价值，且交易量偏低。推测出于成本效益等因素考量，中国电力清洁能源 已在 2019 年成功私有化退市，华能新能源（0958.HK）目前发出要约尚在进程中。在港交所 上市的大型新能源运营国企还有龙源电力（0958.HK）、华润电力（0836.HK）、大唐新能源 （1798.HK）、华电福新（0816.HK）等。投资建议。补贴退坡倒逼存量项目建设提速，风电板块在此预期下迎来阶段性投资机会。 目前国内已核准尚未开工的项目为 58GW，开发商已宣布开发计划的项目为 59GW。同时，随 着分布式、北方大基地等平价项目的加速推进，项目储备丰富，可支撑未来几年国内风电装机容量增长。基于谨慎偏乐观假设，我们预计 2020 年新增装机并网量有望接近 30GW。从业绩 角度看，行业正处在量价齐升阶段。零部件企业的业绩在 2019 年快速释放，2020 年有望继续 保持。风机企业在 2019 年已然触底，2020 年或将反弹回升。在投资策略方面，建议把握两条 主线：1）行业龙头，穿越周期，推荐金风科技（002202.SZ）、中材科技（002080.SZ）、天顺 风能（002531.SZ）、 明阳智能（601615.SH）、 东方电缆（603606.SH）； 2）具备海外客户基础 的公司，推荐天顺风能（002531.SZ）、日月股份（603218.SH）。（报告来源：中国银河证券）（如需报告原文请登录未来智库）

新能源板块一直都备受诟病，主要原因在于其长期处于补贴政策的笼罩下，受到政策调整带来的影响是巨大的，18年的光伏再次上演这样的黑天鹅事件。除了补贴外，更加重要的原因是行业的技术迭代是比较快的，往往具备所谓的后发优势，相关公司需要不停的巨额投入才能保持竞争优势，现金流也不是特别理想，所以这类公司市场都不会给于较高的估值，特别是在海外市场，有的才几倍PE。随着行业的进步发展，变化总是会到来的，大家都等候着未来和火电平价的一天，只有这样市场需求才会是持续而真实的，也不再担心受怕政策的变化。平价到底什么时候到来呢，说不清楚，各大专家都有预测，2020年、2022年都可能吧。新闻上不管是国内还是国外都有出现平价风电项目的新闻，全球风电理事会的18年发布的17年年度报告，最低价格突破了每千瓦时0.02美元，不到2毛钱的水平。再加上电池技术、储能的迅速发展，也在加速这一天的到来，所以总的来说平价应该快了，那风电行业也应该值得跟踪下了，他们的估值也有希望回复一个正常的状态了。正文新能源行业一直都受到政府补贴，在此之前要搞清楚补贴政策：电价构成：中国的电价构成如下图所示，而其中的上网电价（一般也当作标杆电价）就是电网公司向发电站买电的价格，上网电价再减去电站自己的发电成本也就是盈利了。可以看到光伏、风电的上网电价明显较高，这就是政府对新能源的补贴。另外多说一句，在销售电价中的工业用电当中有一个附加费用，就是专门收起来用于新能源发展的补贴，所以这部分成本其实是转嫁给企业的。然后对于风电的补贴是分为不同风区的，其对应的标杆电价也是不一样的，每隔几年逐渐降低：在15年末之前由于必须并网才能享受较高的标杆电价，导致了当年疯狂的抢装，装机量大幅上升。熟悉新能源行业的对抢装都应该不会陌生。此后政策以核准而非并网为界限，抢装被弱化了许多。下面就有两组重要的数据了：风电新增装机量 和 核准未建设项目可以看到15年是历史最高水平30.75GW，而17年仅仅15GW，18年也未见起色，还比不上14年的水平。所以标杆电价是可以直接影响风电项目的投资收益率，进而影响行业需求即装机量的。核准的项目在两年内，不开工建设的也就不能享受高标杆电价，所以按这个呢，券商给了一个预计年均31GW的装机量。再加上一个十三五规划的装机数据，晓谷兄认为未来两年年均超过25GW的装机量的应该很低了吧。（17、18年都较低，好不容易获得核准的高电价总要开工吧）最新政策变化：风电竞争性配置新能源行业就是麻烦，政策变动较大，这个也必须得提一下，18年5月又出台了《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，在12月份又开始有广东和宁夏项目开始竞争配置试点了。也就是为加快风电平价，未来的风电项目招标，不一定按照上面写的标杆电价执行了，而是大家来报价的方式获得，谁本事大谁拿订单，不过还未全面展开，只是试点。总结下：对于风电的装机量其实是不太好预测，而且往往还要全球市场的看，这里只是我个人的估计，装机量经历两年的低谷，不会更差，有望回升。风电行业产业链：各环节的市场空间：给一个网上找的资料，也可以参看券商的报告微观上的改善：1.弃风限电率出现好转。红六省市变红三省市：18年3月7日，国家能源局发布《2018年度风电投资监测预警结果的通知》。《通知》显示，甘肃、新疆(含兵团)、吉林继续为红色预警区域，去年为红色预警的内蒙古和黑龙江转为橙色，宁夏则转为绿色。（该六省2016 年新增风电装机容量合计高达7.2GW，占总新增装机容量的21%。）2.原材料价格回落，公司毛利率有望回升。风塔和主轴主要原材料就是钢材，占成本比重都在60%以上。可以看一下相关公司的毛利率变化，这里晓谷兄就偷懒不列数据了。（来源:晓谷雯泰 作者:晓谷兄）