【平安电力设备行业专题报告】新一轮风电抢装之后，萧条还是繁荣

摘要

风电抢装再起，繁荣背后存隐忧。受国家发改委2019年发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》政策影响，继2015年抢装之后，国内陆上风电有望在2020年底之前再次呈现抢装，估计2020年新增装机规模有望达到35GW，超过2015年历史高点。伴随新增装机的大幅增长，2020年风电制造产业整体的盈利水平有望提升。但繁荣背后亦有隐忧，抢装往往对应需求的透支，2021年新增装机是否会大幅下滑成为市场担忧点。

2020 VS 2015，两轮抢装有何不同。首先，2015年的抢装主要面向的是Ⅰ-Ⅲ类资源区，而2020年的风电抢装将是面向全国，且新一轮抢装之后电价下调幅度更大。其次，2015年抢装导致弃风问题的严重恶化以及政策的收紧，新一轮风电抢装面临的弃风环境明显改善，预计2020年全国平均弃风率5%以内，不会出现类似于2015年弃风率大幅攀升的情况。第三，不同于2016年，2021年仍存在陆上项目和海上项目的抢装需求；当前国内风电行业已经呈现多元化特点，以海上、平价等为代表的新兴项目崛起将一定程度对冲新一轮抢装所造成的透支效应。

2021年的风电装机，该如何期待。补贴退坡倒逼行业技术进步，推动全国平价版图不断扩大，海上风电景气延续，分散式风电项目有望成为香饽饽，风电行业发展将呈现多元化特点。基于对现有项目储备的分析和预测，估计2021年新增装机仍有望达到30GW，依然处于历史高位。

投资建议：2020年抢装之后，不应对需求过于悲观，新增装机仍有望处于历史高位；2021年风电行业正式步入平价时代，平价项目将免受补贴拖欠影响，行业现金流将明显改善，投资主体有望多元化，风电板块估值水平有望提升。建议重点关注风电制造环节龙头企业，包括风机环节的明阳智能、金风科技，铸件环节的日月股份，塔筒和叶片环节的天顺风能等。

风险提示：1）风电行业政策属性较强，现有政策的调整可能导致未来新增装机规模的不确定。2）分散式风电属于新兴的风电项目类型，发展模式尚不完全成熟，可能存在装机规模不及预期风险。3）北方平价大基地已经成为风电行业重要发展模式，输电通道建设以及受端负荷需求等消纳因素可能影响项目进度和装机规模。4）如果钢材等原材料价格大幅上涨，可能影响产业链整体盈利水平。5）部分风电制造环节呈现同质化竞争特点，抢装之后竞争可能加剧，产品价格以及盈利水平可能下滑。

01

风电抢装再起，繁荣背后存隐忧

（1）抢装再现，2020年新增装机有望达35GW

2019年5月，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，政策明确：

陆上风电：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I～Ⅳ类资源区新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元；2020年新核准项目指导价分别为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元；2021年新核准的陆上风电项目全面平价上网，国家不再补贴。

海上风电：对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；在2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。2019年新核准近海风电项目指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元，具体项目通过竞争方式确定上网电价，且不得高于上述指导价。

上述政策意味着，继2015年抢装之后，国内陆上风电有望在2020年底之前再次呈现抢装；海上风电在2021年底之前有望呈现抢装。

2019年前三季度，主要风机企业营收规模呈现高增长，反映了行业当前的景气程度。受益于近期风机招标规模的大幅增长，风机企业在2019年普遍斩获了大量新订单，目前在手订单饱满。考虑2020年底这一陆上风电并网截止期限，估计主要风机企业2020年出货量都将有较明显的增长，2020年国内新增装机有望进一步提升。

我们估计2019年国内风电新增装机超过25GW；2020年陆上风电的抢装规模有望超过2015年，全年新增装机规模有望达到35GW。

（2）风电制造环节整体盈利水平有望提升

伴随新增装机的大幅增长，2020年风电制造产业整体的盈利水平有望提升：

首先，以风机为代表的终端产品价格处于平稳上升趋势。自2018年三季度以来，风机的招标价格呈上涨趋势，目前一线企业风机产品处于供不应求状态；考虑2019年招标的风机规模较大，而且招标价格更高，估计风机企业2020年交付的陆上风机平均价格有望同比提升。塔筒方面，2019年塔筒的价格整体平稳，受运输半径的限制，2020年需求的快速增长可能导致局部地区塔筒的供应偏紧。

第二，受经济增速下行等宏观层面的影响，上游原材料价格呈现缓降趋势。风电制造成本受钢材等原材料价格的影响较大，例如玻纤是叶片生产的主要原材料、中厚板是塔筒生产的主要原材料、生铁是铸件生产的主要原材料；2019年以来，上述原材料价格整体呈现企稳或小幅下降的趋势，意味着风电制造成本端处于平稳下行通道。

第三，规模效应带来的费用率下降不容忽视。2019年三季度，风机企业的盈利状况明显好转，除了毛利率略有提升以外，三季度出货量大幅增长导致的费用率压缩也是重要原因。展望2020年，我们估计风电制造企业收入规模将普遍大幅增长，费用率有望进一步大幅下降。

（3）繁荣背后的隐忧

风电行业具有较强的周期属性，抢装往往对应一定程度的需求透支。2015年，在行业抢装之下，新增装机规模达到历史高点30.75GW，随后2016年国内新增风电装机23.4GW，同比下滑约24%，风机企业出货量亦呈现下滑。

2020年，在新一轮抢装推动之下，国内新增装机有望超过2015年，创历史新高。但繁荣背后亦有隐忧，2021年是否会复制甚至超过2016年的下滑幅度？

02

2020 VS 2015，两轮抢装有何不同

2.1 抢装区域和电价下滑幅度不同

根据《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知（发改价格[2014]3008号）》，对于2015年新核准的项目以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目，第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元、0.56元；第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。

因此，2015年的抢装主要面向的是国内Ⅰ-Ⅲ类资源区，IV类资源区不受影响，且Ⅰ-Ⅲ类资源区标杆电价均下调2分钱，幅度为3.4%-3.9%，下调力度温和。

而《关于完善风电上网电价政策的通知（发改价格〔2019〕882号）》规定，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。因此，2020年的风电抢装将是面向全国；以IV类资源区为例，目前各省的煤电标杆电价基本都在0.45元/kWh以下，如果2018年底之前核准的项目不能按期并网，意味着电价的下降幅度达到20%以上。

从抢装的区域范围以及电价退坡幅度方面看，可以认为2015年的风电抢装是弱抢装，而2020年则是强抢装。值得注意的是，2015年抢装的电价政策文件是2014年12月31日出台，抢装的时间集中在2015年；而本轮抢装的电价政策文件出台时间是2019年5月，给开发商预留的抢装时间更长。

与本轮风电抢装之后电价大幅退坡相对应的是，风电机组技术迭代速度的加快。2015年及之前，风电标杆电价退坡较为缓慢，对风机技术进步倒逼力度偏弱；近年，受可再生能源补贴缺口问题突出影响，风电、光伏去补贴力度大幅加大，从而倒逼风电产业加快技术升级。从近年的北京国际风能展新品发布情况可以看出，风机容量、叶片长度、塔筒高度等均节节攀升，主流风机企业每年均推出重磅新品。

从2019年集中式风电项目竞价结果来看，部分地区风电项目中标电价大幅低于国家能源局制定的2019年指导价，表明风电产业能够有效消化电价下调对于投资收益率的影响。

2.2 风电消纳环境明显改善

弃风率是影响风电政策监管的重要因素。2015年，三北地区是我国风电开发的重点区域，国内新增装机主要位于Ⅰ-Ⅲ类资源区，也即主要是新疆、甘肃、宁夏、内蒙、黑龙江、吉林六省，上述北方六省的新增装机约占2015年全国新增装机的一半。由于消纳能力有限，抢装导致的供给端大幅增长推升了相关省份的弃风率，也推升了全国平均弃风率。

弃风率的攀升直接导致政策监管趋严。2016年7月，国家能源局发布《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》（国能新能[2016]196号），风电投资监测预警机制正式启动，按照该机制，风电平均利用小时数低于地区设定的最低保障性收购小时数的，风险预警结果将直接定为红色预警；发布年前一年度弃风率超20%的地区，风险预警结果将为橙色或橙色以上。

对于红色预警省份，要求不得核准建设新的风电项目，电网企业不得受理红色预警的省份风电项目的新增并网申请（含在建、已核准和纳入规划的项目），派出机构不再对红色预警的省份新建风电项目发放新的发电业务许可。

2016年，新疆、甘肃、宁夏、吉林、黑龙江等5省被核定为红色预警省份，2017年，新疆、甘肃、宁夏、吉林、黑龙江、内蒙等6省被核定红色预警省份。红色预警机制导致相关省份新增装机的持续下降。

新一轮风电抢装面临的弃风环境明显改善，预计2020年全国平均弃风率5%以内，不会出现类似于2015年弃风率大幅攀升的情况：

一方面，2017年以来，受益于红色预警机制控制新增供给，以及外送通道建设等措施，三北地区弃风问题明显改善，且近年新增核准的项目（不包括超特高压输电通道配套项目）较少，预计2020年Ⅰ-Ⅲ类资源区的本地消纳项目抢装力度不大。

近期，国资委发布《中央企业煤电资源区域整合试点方案》，将甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏等5个煤电产能过剩、连年亏损的区域，纳入第一批央企煤电资源区域整合试点，力争到2021年末，试点区域煤电产能结构明显优化，产能压降四分之一至三分之一；意味新疆、甘肃等省份电源结构有望优化，弃风率有望进一步下降。

另一方面，近年国内新增风电装机已经明显向IV类资源区转移， IV类资源区2018年新增装机占比达到84%，也将成为新一轮抢装的主战场，而IV类资源区具有相对较好的消纳能力。

2.3 抢装延续性及项目多元化差异

2015年抢装结束之后，2016年并无严格的抢装需求；但2020年抢装结束之后，2021仍将呈现一定强度的抢装。根据国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》：

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。

2018年底前已核准的海上风电项目，在2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。

因此，2021年是2019-2020年核准的陆上带补贴项目的抢装年，也是2018年底前核准海上风电项目的抢装年。

2015-2016年，分散式风电尚未兴起、海上风电规模尚小、特高压投运及配套电源的核准建设高峰未至，国内新投运和核准的风电项目主要为常规陆上集中式风电项目，项目类型相对单一。根据金风科技披露数据，截止2016年底国内已核准未建设项目容量为94.35GW，其中位于非限电地区的项目总容量为77.25GW。由于2016年新核准风电项目标杆电价的全面下调，2015年呈现一定的抢核准，全国新增核准风电项目达43GW，而2015、2016年全国风电核准计划分别为34、30.8GW，估算截至2015年底全国已核准未建项目规模达到70GW及以上，这些项目实际对应2016年可开发建设的储备项目。

展望2021年，可开发建设的陆上带补贴项目主要为2019-2020年新核准的陆上风电，其中，常规陆上集中式风电项目较少，主体为分散式风电项目，另有部分特高压配套项目，估计整体规模相对2016年明显减少。但行业业态已发生较大改变，国内海上风电已经成长起来，平价大基地风起云涌，常规平价项目也有望星火燎原，这些项目类型均不受2020年抢装影响。

我们认为，相比2015-2016年常规陆上集中式风电项目一枝独秀，当前国内风电行业已经呈现多元化特点，这一特点将显著增强行业发展韧性。在新一轮抢装潮之下，以海上、平价等为代表的新兴项目类型崛起将一定程度对冲陆上集中式风电项目抢装所造成的透支效应。

03

2021年风电装机，该如何期待

3.1 海上风电：2021年繁荣延续，中长期前景乐观

根据《关于完善风电上网电价政策的通知（发改价格〔2019〕882号）》，对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；在2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。因此，2021年将是国内海上风电抢装的最后一年。

自2014年标杆电价确立以来，随着技术的逐渐成熟和投资成本的下降，国内海上风电呈现加速发展态势；2018年，国内新增海上风电装机166万千瓦，同比增长约43%。

在电价下调预期之下，2018年，国内海上风电呈现明显的抢核准。据统计，截至2019年上半年，国内在建和已核准待建的海上风电项目规模超过50GW，这些项目只有在2021年底前全容量并网才能锁定核准时的标杆电价，预计2019-2021年国内海上风电新增装机持续增长，2021年新增装机规模有望达5GW，处于历史高位。

中长期来看，国内海上风电的发展取决于降本能力。

近期，英国发布海上风电第三轮CfD招标结果，本轮招标的海上风电项目规模约5.5GW，计划的投产时间在2025年之前，中标电价约40英镑/MWh，对应人民币约0.36元/千瓦时。自2015年第一轮招标以来，英国海上风电中标电价下降了65%，体现出极强的降本能力。欧洲海上风电的快速降本主要还是依赖技术进步，其中大型风机是降本的重要推手，目前，三菱-维斯塔斯、西门子-歌美飒、GE都推出了10MW及以上单机容量的风电机组，且获得了批量订单，为国内海上风电技术进步和降本提供了借鉴。

近期，国内海上风电大风机迅猛发展，金风、明阳、上海电气等主流风机企业均推出8MW及以上单机容量的海风机组，参考欧洲发展历程，国内海上风电降本思路较为清晰。2019年，上海、温州、宁波等地公布海风项目竞价结果，上网电价呈现较明显的下降，部分项目中标电价低至0.7388元/千瓦时；另外，大连花园口海上风电场、大连庄河海上风电场址Ⅰ项目、大连市庄河海上风电场址Ⅳ项目、大连市庄河海上风电场址Ⅴ项目均已公布竞争配置评审结果，估计2019年全国范围内通过竞价方式新推出的海上风电项目总规模超过3GW，有力支撑抢装之后海上风电的可持续发展。

3.2 常规陆上带补贴项目：分散式风电有望发力

《2019年风电项目建设工作方案》规定：2019年各省级区域竞争配置需国家补贴风电项目的总规模，为2020年规划并网目标减去2018年底前已并网和已核准在有效期并承诺建设的风电项目规模（不包括分散式风电、海上风电、平价上网风电项目、国家能源局专项布置的示范试点项目和跨省跨区外送通道配套项目）；对不参与分布式发电市场化交易试点的分散式风电项目，可不参与竞争性配置，按有关管理和技术要求由地方政府能源主管部门核准建设。

据此，2019年可能获得核准的带补贴常规陆上项目主要有两类，一类是采用竞价方式在2019和2020年获得核准的集中式项目，另一类是分散式风电项目。

（1）集中式竞价项目规模较小

对于采用竞价方式在2019和2020年获得核准的集中式项目，这类项目因为受到十三五规划目标等方面的约束，目前来看体量不大。以湖北为例，十三五规划的累计装机目标500万千瓦，但截至2018年底累计核准的风电项目达1033.97万千瓦（不含超过核准有效期的项目）。

2019年，重庆和青海公布的集中式竞价项目合计规模超过1GW，未来个别省份可能也会有竞价项目落地，但规模有限，预计将集中于2021年建设。

（2）分散式风电有望成为国内风电发展新引擎

2011年，能源局发布《关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知（国能新能〔2011〕374号）》，我国正式开始探索分散式风电的开发模式。截至2018年底，我国已经开发的分散式风电累计装机容量约625MW，进展相对缓慢。

分散式风电具有化零为整及有效利用风能资源、就近消纳、建设工期短等系列优点。根据《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》，分散式风电项目应接入电压等级110千伏及以下的配电网，并在110千伏及以下电压等级内消纳，单个项目容量不超过50MW。

2017年以来，政策对于分散式风电的支持力度提升：2017年5月，国家能源局发布《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知（国能发新能[2017]3号）》；2018年4月，国家能源局印发《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》。在政策层面的大力支持下，国内分散式风电发展提速，2017年河南出台《“十三五”分散式风电开发方案》，合计项目规模达2.1GW，河北等地亦出台分散式风电专项规划。

根据有关要求，分散式风电开发建设规划应做好与《风电发展“十三五”规划》的衔接，严格按照《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》对风电建设规模的相关要求编制，不得随意扩大建设规模。根据2017年国家能源局发布的《2017-2020年风电新增建设规模方案》，广西、安徽、江西、河南等省份2017-2020年累计指标高于十三五规划目标，这些省份较大概率会在2019-2020年新核准分散式风电。

2019年，多个地区公布了分散式风电建设方案，其中河南、湖北、江西、内蒙等省份的分散式风电项目规模超过1GW，目前已公布建设方案地区的合计规模超过11GW，后续广东、山东等地分散式风电建设方案也有望出台。

我们估计，国内2019-2020年出台的分散式风电项目规模有望达到20GW，这些项目属于稀缺的带补贴的项目。

目前分散式风电发展也面临系列困难，包括规模劣势、融资难、征地、民营投资主体专业水平相对偏弱等。根据河南发改委披露数据，截至2018底处于在建或待建，且承诺于2019-2020年并网的分散式风电项目规模达1.85GW，这些项目的建设将为分散式风电发展积累丰富的经验，为2021年国内分散式风电大发展奠定基础。预计2019-2020年国内分散式风电逐步起量，2021年有望成为分散式风电的爆发年，吊装规模有望达到8GW及以上。

3.3 特高压配套项目规模可观

近年，国内特高压工程批量投运，构建了大量北方能源基地外送通道。从新近投产特高压直流工程2018年电力输送以及新能源占比情况来看，其与早期投运的哈密-郑州特高压工程相去较远，未来输送新能源发电的提升空间较大。

2018年，国家能源局印发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》，提出加快推进9项重点输变电工程建设，其中青海至河南特高压直流、陕北至湖北特高压直流工程均有望配套较大规模的风电、光伏等新能源。

上述已投产或在建特高压工程为北方风电基地发展提供了巨大空间，下表所列特高压工程配套风电项目（尚未建成）合计规模约25GW。由于特高压工程已经先行布局，这些风电项目建设的确定性较大，且具有较强的紧迫性。

此外，仍有新的特高压工程处于酝酿之中。据报道，甘肃和山东两省正在合力推动陇东-山东特高压直流工程的核准，按照初步设计方案，有望在送端配套5.5GW的风电项目。

理论上，锡盟特高压7GW外送基地项目核准日期在2018年底前，面临抢装需求，青海-河南特高压配套风电项目也要求在2019年9月底前并网，但实际项目推进进度受配套电网建设等多重因素影响，部分项目建设可能结转到2021年。根据锡盟当地报道：2019-2020年国网蒙东公司将投资近53亿元，在锡林浩特市、阿巴嘎旗、苏尼特左旗、正蓝旗、正镶白旗、太仆寺旗和多伦县等7个地区，建设5座500千伏变电站、5条500千伏输电线路及29条220千伏输电线路，该工程已于2019年8月全面启动，计划于2020年9月末全部投入运行；该工程建成后，可为锡盟地区36个风电场提供可靠的外送通道，助力7GW风电项目输出。

估计2021年吊装的特高压配套风电项目有望达到10GW。

3.4 平价版图扩大，无补贴项目逐步放量

2021年及以后，政策层面已经明确新核准的陆上风电项目不再给予补贴，陆上风电有望迎来平价时代。风机企业对于2021年及以后陆上风电全面平价已有充分的预期，推出满足平价需求的风机产品是风机企业必须面对的课题。在2019年国际风能展会上（CWP2019），主流风机企业纷纷推出面向平价市场的陆上风机新品，行业大环境倒逼风机技术进步步伐加快。

自2017年起，监管层已经开始着力推动风电平价。2017年8月，国家能源局下发《关于公布风电平价上网示范项目的通知》，河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆相关省（区）总规模70.7万千瓦的项目纳入试点范围，上网电价按当地煤电标杆上网电价执行，所发电量不核发绿色电力证书，在本地电网范围内消纳。

2019年8月，全国首个平价风电示范项目——中核黑崖子5万千瓦风电平价上网示范项目建成并网发电。据报道，该项目总投资3.3亿元，对应单位千瓦投资约6600元，安装2兆瓦风电机组25台，年可发电1.54亿千瓦时，对应的利用小时超过3000小时，按照甘肃当地燃煤标杆电价水平，该项目全部投资IRR能够达到8%以上。2019年11月，华能瓜州干河口北50MW风电平价上网示范项目投产运行，项目总投资3.09亿元，年均发电1.47亿千瓦时，亦能获得合理的投资收益率。这些项目的建设对于国内推行风电平价起到了较好的示范效应。

展望2021年，随着风机技术的快速进步，风电平价的版图有望大幅拓展，平价项目有望起量。目前来看，北方的平价大基地（不含特高压配套）有望规模化发展，中东南部地区的平价项目星火燎原可期。

（1）三北平价基地及示范类项目

基于大风机技术的快速发展以及平价项目优先发电等政策支持，以内蒙为代表的三北地区平价风电基地商业模式涌现，三北地区平价资源成为大型能源央企争相争夺的目标，中广核、国家电投、华能、大唐等央企均已着手布局。

目前，非特高压外送的平价大基地项目主要集中在内蒙地区。2019年9月，国家电投乌兰察布风电基地一期600万千瓦示范项目开工，该项目已完成风机设备招标，项目静态投资计划361亿元，建成后每年提供约180亿千瓦时绿色电力，通过500千伏交流通道跨区域输送至京津冀电网。

2019年11月，华能集团与锡林郭勒盟行政公署签署战略合作框架协议，双方拟在清洁能源基地建设等方面开展合作，构建风、光、煤、电、储一体化多能互补试验示范项目；另外，华能通榆200万千瓦风电平价上网项目可研工作已经开启。中广核和大唐也分别在乌兰察布和呼和浩特布局的大基地项目。

此外，大型示范项目包含规模可观的风电建设内容。2018年9月，国家能源局印发《国家能源局综合司关于齐齐哈尔市、大庆市、包头市可再生能源综合应用示范区建设有关事项的复函》（国能综函新能〔2018〕376号），批复同意三地可再生能源综合应用示范区建设。2019年以来上述项目陆续开展风电投资主体招标，风电项目规模达到5GW。

随着风机技术的加速迭代，三北地区将会有越来越多的地区适合规划平价基地。我们认为消纳可能是上述平价基地项目面临的主要不确定因素，配套输电网、负荷等消纳因素可能影响项目的推进进度。例如，国家电投乌兰察布风电基地建设进度可能受限于500千伏交流输电通道的建设情况；而包头市可再生能源综合应用示范区首期1.6GW风电项目采用“源网荷”一体化消纳利用模式，其建设进度受“网”（约200km的交流与柔性直流绿色供电专线）与“荷”（包头铝业产业园区负荷中心）等因素影响。

基于下表所列的平价基地和示范类项目，估计在2021年贡献的吊装规模有望达到3GW及以上。

（2）常规平价项目

2021年，除了规模较大的平价基地和示范类项目，单体规模较小的常规平价项目亦值得期待。

2019年5月，能源局发布《关于公布2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目的通知》，风电平价项目规模约4.5GW，其中河南、山东、湖南、广东等中东南部地区均有一定规模的风电项目入选。

对于中东南部地区，由于具有较好的消纳能力和成熟的常规风电项目开发模式，平价项目面临的主要问题是经济性问题。在市场倒逼之下，风机企业加速开发适应于中东南部平价市场的风机产品，单位千瓦扫风面积以及塔筒高度均不断提升，更长的叶片、更高的塔筒支撑风电场利用小时较快增长。2019年国际风能展上，远景能源推出EN-156/3.XMW系列机型，配套塔筒高度最高达160米，较EN-141/3.2MW机型发电能力提升10%以上；金风、明阳、上海电气等亦新近推出功率等级3MW左右、叶轮直径150米以上的面向中东南部地区的新型机组。

有关研究显示，依托当前现有风机技术，全国部分地区已基本具备与燃煤标杆上网电价平价的条件，东北和内蒙大部分地区、中东南部风资源相对较好的局部区域有望在满足全部投资IRR超过8%的基础上实现平价。随着长叶片、高塔筒技术的继续升级，中东南部地区的平价版图有望快速扩大。

考虑抢装背景下风机价格高企且供不应求，估计2019年第一批4.5GW风电平价项目主要建设期将在2021年，预期2020年新一批的风电平价项目有望出台，且部分2018年底前核准但无法在2020年底前完成抢装的项目有望转平价项目，预计2021年吊装的常规风电平价项目规模超过3GW。

综上，综合考虑海上风电、分散式风电、集中式竞价项目、特高压配套项目、平价基地及示范类项目、常规平价项目，预期2021年的风电装机仍有望达到30GW。

04

投资建议

1）2020年抢装之后，不应对需求过于悲观。补贴退坡倒逼行业技术进步，推动全国平价版图不断扩大，海上风电景气延续，分散式风电项目有望成为香饽饽，风电行业发展将呈现多元化特点。基于对现有项目储备的分析和预测，估计2021年新增装机仍有望达到30GW，依然处于历史高位。

2）2021年风电行业正式步入平价时代，平价项目将免受补贴拖欠影响，行业现金流将明显改善，开发商持续投资能力增强，中小民营企业也有望参与到平价风电项目投资（估计未来越来越多的风电零部件企业投资风电场），风电投资主体有望多元化，风电板块估值水平有望提升。

3）2021年，风机技术要求相对较高的海上风电和平价（或竞价）大基地项目比重有望明显提升，中小民营投资主体比例相对较高的分散式风电项目更加注重投资收益率以及风机供应商综合服务能力，风机企业淘汰赛真正开始，国内风机竞争格局可能将逐渐趋同于海外。

看好风电板块，建议重点关注风电制造环节龙头企业，包括风机环节的明阳智能、金风科技，铸件环节的日月股份，塔筒和叶片环节的天顺风能等。

05

风险提示

1）政策风险。风电行业政策属性较强，无论是分散式风电、特高压配套项目、结转项目、平价大基地和平价示范项目，均易受国家政策影响，现有政策的调整可能导致未来新增装机规模的不确定。

2）分散式风电属于新兴的风电项目类型，发展模式尚不完全成熟，目前仍存在征地、项目审核等方面的困难和问题，未来如果解决不好，可能导致装机规模不及预期。

3）北方平价大基地已经成为风电行业重要发展模式，输电通道建设以及受端负荷需求等因素都可能影响项目进度，导致装机规模的不确定性。

4）原材料价格波动风险。风电制造成本受钢材等大宗品价格影响较大，如果钢材等价格大幅上涨，可能影响产业链整体盈利水平。

评级说明及声明

股票投资评级:

强烈推荐 （预计6个月内，股价表现强于沪深300指数20%以上）

推       荐 （预计6个月内，股价表现强于沪深300指数10%至20%之间）

中       性 （预计6个月内，股价表现相对沪深300指数在±10%之间）

回       避 （预计6个月内，股价表现弱于沪深300指数10%以上）

行业投资评级:

强于大市 （预计6个月内，行业指数表现强于沪深300指数5%以上）

中       性 （预计6个月内，行业指数表现相对沪深300指数在±5%之间）

弱于大市 （预计6个月内，行业指数表现弱于沪深300指数5%以上）

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