风电行业：在招标井喷与补贴退坡中前行-第2页-北极星风力发电网

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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。

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 ~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。

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。

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。

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6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。

原标题：東兴·电新 | 风电行业：在招标井喷与补贴退坡中前行

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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