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来源：东兴证券

1. 风电已成我国重要的发电形式

在中国大陆，主要的发电形式有：燃煤发电、水电、核电、风电、光伏发电和生物质发电等。风电是一 种重要的可再生能源发电形式，在资源获取方面十分便利，优于煤电、核电、生物质发电和水电，在发电年 等效利用小时数方面优于光伏（如图 1 所示）。

在中国大陆，风电建设的历史可以追溯至 20 世纪 80 年代。据明阳智能《招股说明书》披露，境内首座 风电场——马兰风电场，1986 年在山东荣成并网发电，成为我国风电发展史上重要的里程碑。

2003 年 9 月 30 日，国家发改委发布的《风电特许权项目前期工作管理办法》（发改能源[2003]1403 号）， 成为一轮风电建设热潮启动前的重要政策文件。该文件提出：风电特许权项目前期工作包括风能资源评价、 风电场选址和风电场预可行性研究，实行国家统一管理，各省（区、市）具体负责的管理体制，技术管理、 监督检查和成果验收工作由中国水电工程顾问集团公司负责。风电特许权项目前期工作经费由国家和各省 （区、市）共同承担；国家对风电特许权项目前期工作经费进行定额补助，由国家发改委负责安排，其余部 分由各省（区、市）计委（发改委）负责安排；国家补助风电特许权项目前期工作的经费下达给各省（区、 市）计委（发改委），风电特许权项目前期工作管理经费下达给中国水电工程顾问集团公司。

《中国经济信息》2004 年第 14 期刊载的《风电特权经营闪亮登场》（作者：张剑）提到，2003 年底, 江苏如东和广东惠来石碑山两座 100MW 风电场，分别被北京华睿集团牵头的神州·欧中·万京联合体和广东 省粤电集团有限公司中标夺取特许经营权，是由国家发改委于 2002 年底批复的我国首批风电场特许示范项 目。该文引述国家发改委人士的介绍称，我国（大陆地区）2003 年底风电总装机规模约 500MW。

此后，风电行业迈入快速发展阶段。据国家能源局发布的《2019 年风电并网运行情况》，截至 2019 年 底，中国大陆风电累计装机 210GW，其中陆上、海上风电累计装机分别为 204GW、5.93GW，近年来累计 并网统计如图 2 所示。

据中电联发布的《2019 年全国电力工业统计快报一览表》，截至 2019 年底，中国大陆发电装机总容量 为 2,010.66GW，其中风电占比 10.45%，如图 3 所示；2019 年中国大陆总发电量7.3253 万亿 kWh，风电 贡献了 5.54%，如图 4 所示。可见，风电已成为我国重要的发电形式。全球来看，中国大陆的陆上、海上风电累计装机分别占全球的 37%、23%，分别位列第一、第三，如图 5、图 6 所示。

2. 补贴退坡加快，招标放量

2.1 陆上风电和海上风电处于不同发展阶段

据 GWEC 统计，2019 年全球新增风电装机 60.4GW，同比增长 19%。由此测算，能源局发布的 2019 年中国大陆风电 25.74GW 新增并网量占全球市场逾4 成份额。总体来说，陆上风电的发展较为成熟，在 2019 年底中国大陆累计并网风电容量中占比约 97%；而海上风电尚处发展较早阶段，在工程难度、产业配套完备 度等方面相对处于劣势，故建设成本相对较高。但是，海上风资源较好，如能降本，未来发展空间广阔。

关于造价：根据近一两年来多家上市公司披露的项目信息，陆上风电造价一般为 7 元/W 左右；而部分 平价示范项目的建设成本则更低。据微信公众号“每日风电”2019 年 8 月 2 日文章报道，中国大陆首个实 现平价上网的风电项目——中核汇能甘肃玉门黒崖子 50MW 平价风电示范项目，造价控制在 5.7 元/W以内。海上风电的项目动态投资额目前大多在 17~21 元/W 之间，工程静态投资（固定资产投资）一般占 96%左右。

关于利用小时数：根据能源局披露的统计数据，2019 年中国大陆风电平均利用小时数为 2,082h，扣除 4.00%弃风率影响，折算后的利用小时数为 2,169h，考虑前述存量陆上风电占比，该利用小时数基本体现了 我国陆上风电的平均风资源情况。据《风能》（2018 年第 6 期）中《我国海上风电区域开发方案浅析》（作 者：张继立、王益群、吕鹏远，中国三峡新能源有限公司）一文，我国近海各典型海域的年等效利用小时数 在 2,000~3,800 之间，如表 1 所示。从各地发改委（局）等相关单位披露的海上风电项目信息来看，一般纳 入开发考量的海上风电项目利用小时数（设计值）一般不低于 2,400h。

2.2 补贴倒计时，招标量“井喷”

近年来，我国出台多项政策支持新能源发电产业的发展，取得较好收效。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，近年来风电电价调整如表 2 所示。

对于陆上风电：根据 2019 年 5 月 21 日国家发改委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》，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：前述《通知》提出，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。财政部、国家发改委、国家能 源局 2020 年 1 月 20 日发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》提出：对于海上风电， 中央财政仅补贴 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。

由此可见，风电补贴退坡已提上议事日程。

由于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），显著高于 2018 年、2017 年的 33.50GW、27.20GW，如图 7 所示。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。

2020 年以来，风电项目招标持续推进。据微信公众号“每日风电”统计，2020 年 1-4 月中国大陆风电 中标项目规模合计 8.64GW（其中一季度 6.95GW），相当于 2019 年新增并网（25.74GW）的 33.57%。

2.3 电力央企积极参与风电开发运营市场

风电项目对资金规模要求大，如以 7 元/W 的造价测算，1 处 50MW 的陆上风电项目的投资额需要 3.5 亿元。相对而言，央企在融资难易度和融资成本方面，较一般民营企业更有优势。近年来，一些电力央企积 极参与风电开发运营市场，获得一定份额。

据中国可再生能源学会风能专业委员会、中国农业机械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》，截至2018 年底，在中国大陆风电存量 市场，国际能源集团、华能集团、大唐集团、国电投、华电集团和中广核这六家央企各自累计开发的装机规 模均超过了 10GW，合计份额达到 57.7%，如图 8 所示。

2.4 风机市场呈寡头垄断之象

一个常见的风电系统的主要构成部分有：风机、塔筒、变电站，其中风机为核心发电装置。我们测算认 为，在典型风电项目的建设投入（含设备购置外的土地、施工等成本）中，风机采购额占约一半。由于海上 风电的发展阶段较早，不同省区的建造结构存在一定差异，据水电水利规划设计总院胡小峰先生 2019 年 12 月 7 日在 2019 中国海上风电工程技术大会公开演讲资料（由中国海上风电协会于其官方微信公众号刊载）， 江苏、广东和福建的海上风电项目单位容量造价分别为14.4~16.3元/W、16.2~17.6元/W和17.3~18.5元/W， 其中风机及安装、塔筒、风机基础的合计成本占比在 71%~75%之间，仅风机及安装的成本占比就高达 43%~48%，其造价细分结构如图 9 所示。

过去 16 年风电大发展推动了本土产业链的成长，一些优质企业借势开拓海外市场，成为一些国际风机 巨头的重要供应商。截至 2020 年 5 月 12 日，于 A 股上市的风机制造商有：金风科技、华锐风电、上海电气、 东方电气、湘电股份、运达股份、明阳智能等，塔筒、定转子、主轴等机械类零部件制造商有：天顺风能、 泰胜风能、振江股份、天能重工、日月股份、吉鑫科技、金雷股份等，海缆制造商有：东方电缆、汉缆股份、 中天科技、亨通光电等。

在风电制造领域，风机厂商的话语权相对较强，主流厂商的供应链体系相对稳定。因此，制造领域的竞 争，主要围绕风机大厂之间的竞争展开。限于篇幅，本段落仅重点讨论风机厂商的竞争格局。

2019 年风电招标量激增，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《2020 年一季度业绩》演示材料，其不同功 率机型的投标价格在 2019 年总体呈逐步上升之势，如图 10 所示。2020 年以来，价格总体稳定。2020 年 3 月，该公司 2.5MW、3.0MW 级别机组的投标均价分别为 4.037 元/W、3.997 元/W，前者同比上涨 16.5%，后者 较 2019 年 7 月价格累计上涨 7.5%。

关于风机市场份额，据前述《2018 年中国风电吊装容量统计简报》，2018 年中国大陆有新增装机记录的 整机制造商共 22 家，金风科技、远景能源、明阳智能位列前三甲，份额分别为 31.7%、19.8%、12.4%；加上 联合动力和上海电气，前五强合计份额为 75.2%，如图 11 所示。由此可见，风机市场总体呈现寡头垄断之象。

2.5 产业发展存在的问题

我们认为，当前风电行业发展主要存在以下问题。

第一，招标量“井喷”凸显供应链瓶颈，尤其在适配大功率风机的高端轴承、用于制造风电叶片的巴沙木(如 图 12 所示)、海上风机吊装船（如图 13 所示）、大型液压打桩锤等环节，预计将对一些项目的实际并网进度 产生一定拖累。

第二，尽管中国大陆市场的项目运营商和风机供应商以本土企业为主，但在颇具发展潜力的海上风电领 域（尤其对远海风资源开发的探索），本土企业与海外巨头仍存在一定实力差距。

第三，随着陆上风电补贴全面退坡，中国大陆下游市场需求或于 2021~2023 年出现一定波动。

3. 风电产业将持续向“降本增效”发展

3.1 “平价”要求下，降本压力增大

基于政策变化压力，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。

根据近一两年来多家上市公司披露的项目信息，陆上风电造价一般为 7 元/W 左右，项目投资回收期一 般为 11 年；根据若干项目的公开信息，海上风电项目的动态投资额目前大多在 17~21 元/W 之间，工程静态 投资（固定资产投资）一般占 96%左右。根据当前全国各地脱硫脱硝煤电上网电价情况，取 0.39 元/kWh（含 税）作为研究模型的上网电价基准；取 14 年为项目投资回收期门槛期望值；我们输入不同假设条件，测算 出具有一定可行性的不同预期平价项目对应的各类参数组合，如表 3 所示。

可见，对于陆上风电开发来说，年利用小时数低于 2,200h 的项目对于造价要求非常苛刻，吸引力不大；对于海上风电开发来说，沿海各省区在“国补”退坡后能否推出“地补”接力，对于 2022~2027 年海上风 电市场的发展至关重要。据微信公众号“能源杂志”2020.4.24 文章引述中广核新能源副总经理章建忠公开陈述， 广东、江苏、辽宁支持接力海上风电补贴，但尚未明确地方补贴政策，预计有可能开展省补，而上海、福建、 天津、浙江、山东、河北则态度尚不明确。

2019 年中国大陆各省区的并网风电利用小时数（基本等同于各区域陆上风电利用小时数），如表4 所示。纳入统计的 31 个省区中，使用弃风率数据折算，利用小时数超过 2,200h 的省区仅有 10 个：云南、福建、 四川、新疆、内蒙古、广西、黑龙江、辽宁、吉林、河北。可见，大多数地区尤其东部省区，在开发陆上风 电平价项目方面，优势不大。但是，广东、山东、浙江等沿海省区的海上风资源优势较大。

我们认为，通过各种途径提高指定风电场的实际利用小时数，是实现“平价”的重要着力点。

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。

总的来说，政策层面对“平价”的引导，将促使产业界多方面积极“降本增效”，谋求长期健康发展。

3.2 大容量风机将加大应用

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。而对于风资源较好的大规模陆上风 电场和海上风电项目来说，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。

据前文述及的《 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 14 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。据微信公众号“每日风 电”2019 年 9 月 27 日文章报道，乌兰察布风电基地一期6GW 项目中标机型的单机平均容量为4.16MW，显 著高于 2018 年市场平均水平。

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 15 所示。

主流风机厂商已将大功率机型作为重要研发方向，在 2019 北京国际风能大会暨展览会（CWP2019）上 展出的陆上风机新产品一般超过 3MW 甚至 5MW，海上风机新产品以 10MW 为目标，如表 5 所示。

我们预计，2022 年以后，随着“平价”要求执行力度加大，陆上风电新建项目的单机容量将普遍达到 3MW 以上；如 GE、东方电气、上海电气、明阳智能的相关新机型产业化顺利推进，8MW 及以上机型在海上风 电新项目中将加大应用，一定程度上将对我国远海风电资源开发起到重要支撑。

值得一提的是，在这个过程中，外资风机巨头有望借助过硬的技术实力，打破中国大陆海上风机市场此 前国产机型主导的格局。

以 GE 为例，其研制的 12MW 风机为全球风机单机容量之最。综合多家媒体报道，该机型（Haliade-X 12MW，如图 16 所示）已获来自沃旭能源（Orsted）的首笔商业订单，涉及 100 台风机，将应用于美国大 西洋海岸的两个海上风电场开发项目，其一为马里兰州 120MW Skipjack 项目，计划 2022 年投运；其二为 新泽西州 1.1GW Ocean Wind 项目，计划 2024 年投运。据《揭阳日报》（2019.7.15）报道，2019 年 7 月 12 日，揭阳市政府、广州开发区分别与 GE 签署海上风电项目投资协议，GE 将在揭阳市临港产业园设立 GE 海 上风电机组总装基地，并在广州开发区投资建设 GE 海上风电运营和开发中心，前者将生产制造 Haliade-X 12MW 风机，计划 2021 年建成并于下半年开始组装生产。我们认为，如 GE 在广东的产业化项目进展顺利， 其将深度参与中国海上风电市场的开发。

3.3 海上大风机量产降本将助力海上风电发展

前文已述，海上风电利用小时数高，但单位造价高。

海上风机的研发制造壁垒比陆上风机还高，从业者寡，头部企业的优势更加明显。据前文述及的《2018 年中国风电吊装容量统计简报》 ，2018 年中国大陆地区新增风电吊装容量（不同于并网容量）21.143GW，其中 海上风电新增吊装风机 436 台，对应容量 1.655GW；仅 7家整机商实现新增吊装业绩，位列前三的上海电气、远 景能源、金风科技合计实现吊装 1.53GW，占比92.4%，如图 17 所示。

基于前述数据，我们测算，2018 年吊装的海上风机平均功率为 3.80MW，市场产品结构如图 18 所示。其 中，4MW 级风机 2018 年吊装容量最多，占比 67.8%；2MW 级（2.5MW）小容量风机占比仅有 5.3%。在 5MW 及 以上大容量风机领域中，2018 年完成了 11 台 6~6.7MW 风机吊装，由金风科技、GE、上海电气供货。我们判 断，这些风机应用于福建福清兴化湾一期样机试验风场、江苏大丰 H11#等项目。

据新华网广东频道 2020 年 1 月 16 日转载《广州日报》报道，上海电气 8MW 海上风机在汕头市濠江区 完成吊装，成为国内完成吊装的单机功率最大的海上风机。该风机风轮直径 167 米，扫风面积达到了 21,900 平方米；8MW 海上风机与 7MW 风机相比，发电量提高约 20%，度电成本下降约 11%，可从容面对台风、 地震、高温和低温等挑战。随着粤闽等地的中高风速海域海上风电项目开发加速推进，以及产业链配套日趋 完善，我们预计，2020~2022 年将有更多实力供应商实现 8MW 级海上风机吊装。

关于海上风机市场的价格最新变化趋势，我们以披露较为详尽的明阳智能 2018、2019 年年报及相关公 告为样本，进行测算、分析，如表 6 所示。我们测算，3.0MW 海上风机产品 2019 年、2018 年销售单价分别 为 4.47 元/W、4.86 元/W，分别同比下降 7.93%、16.2%；5.5MW 海上风机产品 2019 年销售单价为 5.84 元/W， 同比下降 3.49%。

展望未来数年，我们预计，海上风电整机市场仍将维持寡头垄断的格局，5MW 及以上大功率机组应用 将加快；考虑技术进步、规模效应、市场博弈、产业链配套趋于完善等因素带来的影响，各类型海上风机价 格将呈逐步下降趋势，进而将助力海上风电项目的经济性提高。

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