电气设备行业风电系列研究报告之三：风电中观行业景气或将传递到微观企业盈利

1、内容目录 HYPERLINK l _bookmark0 1、2018 年复盘：风电中观行业景气和微观企业盈利背离. - 5 - HYPERLINK l _bookmark1 三北解禁、中东部常态化、海上风电放量，2018 年中观行业反转. - 5 - HYPERLINK l _bookmark11 成本高位、风机价格下行，微观企业盈利与中观行业景气背离. - 8 - HYPERLINK l _bookmark15 2、2019 年风电需求持续增长，1-2 年全国约 80%用电区域有望实现平价 . - 11 - HYPERLINK l _bookmark16 2.1 2019 年需求：三北继续解

2、禁、电价抢开工，短期需求持续增长 . - 11 - HYPERLINK l _bookmark24 2.2 中长期需求：1-2 年约 80%用电区域有望实现平价. - 13 - HYPERLINK l _bookmark31 3、 竞争趋缓、成本下行，2019 年中观行业景气或将传导到微观企业盈利 . - 17 - HYPERLINK l _bookmark32 3.1 竞争有望趋缓，风机价格或将短期见底. - 17 - HYPERLINK l _bookmark40 3.2 钢价预期下行，成本需求现“金叉”，零部件盈利现拐点 . - 19 - HYPERLINK l _bookmark45

3、4、投资建议：行业景气持续，优选确定性龙头. - 21 - HYPERLINK l _bookmark46 4.1 行业景气持续，平价有望接力政策，中微观同时趋好. - 21 - HYPERLINK l _bookmark47 4.2 估值相对较低，优选确定性细分龙头 . - 21 - HYPERLINK l _bookmark49 5、风险提示. - 22 -图表目录 HYPERLINK l _bookmark2 图表 1：中国风电新增吊装容量（GW）. - 5 - HYPERLINK l _bookmark3 图表 2：2016、2017 连续两年风电并网容量下滑. - 5 - HYPER

4、LINK l _bookmark4 图表 3：三北复苏、中东部常态化趋势明显（GW）. - 6 - HYPERLINK l _bookmark5 图表 4：2017 年弃风率开始下降. - 7 - HYPERLINK l _bookmark6 图表 5：西北弃风率为 15.9%，同降 8.3PCT . - 7 - HYPERLINK l _bookmark7 图表 6：风电红色（含橙色）预警区域近几年新增装机情况（GW） . - 7 - HYPERLINK l _bookmark8 图表 7：2018 年是装机区域转移的第三年. - 8 - HYPERLINK l _bookmark9 图表

5、8：分散式风电规划. - 8 - HYPERLINK l _bookmark10 图表 9：海上风电新增装机容量. - 8 - HYPERLINK l _bookmark12 图表 10：风电中游制造各环节历年毛利率及国内风电装机增速（%）. - 9 - HYPERLINK l _bookmark13 图表 11：风电中游制造环节主要钢材原料价格走势（元/吨） . - 9 - HYPERLINK l _bookmark14 图表 12：行业风机投标价格处于下行通道. - 10 - HYPERLINK l _bookmark17 图表 13：2019 年国内风电新增装机预计 28GW . - 1

6、1 - HYPERLINK l _bookmark18 图表 14：新能源发电项目投资驱动力分解. - 11 - HYPERLINK l _bookmark19 图表 15：风电装机增速与 GDP 增速关系（%） . - 12 - HYPERLINK l _bookmark20 图表 16：风电装机增速与基建增速关系（%） . - 12 - HYPERLINK l _bookmark21 图表 17：2019 年预计三北红三省有望解禁两个. - 12 - HYPERLINK l _bookmark22 图表 18：2019 年非竞价项目约 104.77GW . - 13 - HYPERLINK

7、 l _bookmark23 图表 19：最新风电电价调整政策（元/kWh，含税） . - 13 - HYPERLINK l _bookmark25 图表 20：2018 年底风电补贴缺口 617 亿. - 13 - HYPERLINK l _bookmark26 图表 21：2018 年底光伏补贴缺口 1045 亿元. - 14 - HYPERLINK l _bookmark27 图表 22：不同风电项目收益率测算的假设. - 14 - HYPERLINK l _bookmark28 图表 23：不同系统成本下风电平价区域用电量的占比情况. - 15 - HYPERLINK l _bookm

8、ark29 图表 24：2021-2025 年风电每年新增装机均值约为 109GW . - 15 - HYPERLINK l _bookmark30 图表 25：不同地区风力发电实现平价时的系统成本. - 16 - HYPERLINK l _bookmark33 图表 26：2018 年整机 CR4 为 67.6%，同增 9.8PCT . - 17 - HYPERLINK l _bookmark34 图表 27：中国整机环节前四名竞争格局演变. - 17 - HYPERLINK l _bookmark35 图表 28：金风主要风机产品均价（元/W，不含税）. - 17 - HYPERLINK

9、l _bookmark36 图表 29：广东、宁夏风电竞价细则对比. - 18 - HYPERLINK l _bookmark37 图表 30：广东陆上风电竞价电价得分随电价降幅关系. - 18 - HYPERLINK l _bookmark38 图表 31：2025 中国陆上风电 LCOE 路线图. - 18 - HYPERLINK l _bookmark39 图表 32：美国风电主流机型度电成本走势. - 18 - HYPERLINK l _bookmark41 图表 33：螺纹钢期货出现大幅下行（元/吨）. - 19 - HYPERLINK l _bookmark42 图表 34：风电新

10、增装机增速与钢价增速出现反向交叉. - 19 - HYPERLINK l _bookmark43 图表 35：风电中游制造各环节毛利率随需求增速和钢价增速的变化（%） . - 20 - HYPERLINK l _bookmark44 图表 36：钢价对风电中游铸锻件 2019 年毛利率敏感性分析. - 20 - HYPERLINK l _bookmark48 图表 37：风电板块 2019 年的估值约为 14 倍（2019-1-29） . - 21 -1、2018 年复盘：风电中观行业景气和微观企业盈利背离三北解禁、中东部常态化、海上风电放量，2018 年中观行业反转受三北红色预警、中东部建设

11、周期拉长，2016-2017 年我国风电新增并网容量连续两年下滑。受 2015 年抢装回调的影响，2016 年风电新增并网容量降为 19.3GW，同比降低 41.5%。进入 2017 年以来，风电行业持续低迷，新增并网容量 15.0GW，同比降低 22.0%。这表明从 2016 年开始，我国风电新增并网容量连续两年下滑，主要原因包括：弃风限电导致三北红色预警（国能新能2016196 号），2016 年吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆红色预警，2017 年内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆红色预警；由于三北预警，风电新增装机向中东部转移，而中东部前期项目 开发相对繁琐，同时建设周期较长，打乱了

12、风电装机释放节奏。图表 1：中国风电新增吊装容量（GW）图表 2：2016、2017 连续两年风电并网容量下滑来源：CWEA，中泰证券研究所来源：能源局，中泰证券研究所三北解禁、中东部常态化、海上风电和分散式贡献增量，2018 年风电新增并网容量 20.59GW，同增 37.0，行业反转验证。能源局数据显示，2018年风电新增并网容量 20.59GW，同增 37.0 。其中，三北地区新增并网容 量 11.06GW，同增 57；中东部（不含云南）新增装机 9.15GW，同增 27， 这表明弃风限电改善带来的三北复苏（2018 年三北红六省解禁三个省份） 以及中东部常态化已经被装机数据验证。此外，

13、2018 年分散式、海上风电也贡献了增量。图表 3：三北复苏、中东部常态化趋势明显（GW）指标名称20182017同比指标名称20182017同比华东3.011.8761南方1.382.39-42 上海0.000.00广东0.220.67-67江苏2.090.95120 广西0.580.83-30浙江0.150.147海南0.030.00安徽0.290.40-28贵州0.170.07143 福建0.480.3826 云南*0.380.82-54西北3.312.4237华中5.143.7836西藏0.000.00江西0.560.61-8陕西0.421.14-63河南2.351.2982 甘肃0.

14、000.05-100 湖北0.780.5250 青海1.050.9313 湖南0.850.4685 宁夏0.690.00重庆0.170.05240 新疆1.150.30283 四川0.430.85-49华北6.884.3658东北0.870.25248 北京0.000.00辽宁0.500.16213 天津0.230.00吉林0.090.00河北2.100.00黑龙江0.280.09211 山西1.711.0169 全国20.5915.0737山东0.852.22-62三北11.067.0357内蒙古1.991.1376 中东部9.538.0419中东部(不含云南)9.157.2227来源：能源

15、局，中泰证券研究所2018 风电需求反转原因之一：弃风限电改善，2018 年三北解禁三个省区。由于国家密集出台多项政策来改善风电等新能源的消纳问题，主要包括风电的红色预警机制、解决风光上网调峰问题的火电厂灵活改性政策、解决北方地区冬季弃风弃光严重的可再生能源清洁取暖的政策等， 从 2017 年开始弃风限电逐步改善，2017 年全国风电平均弃风率 12%， 同比下降 5PCT。在弃风限电改善背景下，2018 年三北红六省中有黑龙江、宁夏、内蒙古三个省区解禁，仅吉林、甘肃、新疆还处于红色预警。解禁的三个省份 2018 年新增并网 2.96GW，同增 143%。图表 4：2017 年弃风率开始下降图

16、表 5：西北弃风率为 15.9%，同降 8.3PCT来源：能源局，中泰证券研究所来源：能源局，中泰证券研究所图表 6：风电红色（含橙色）预警区域近几年新增装机情况（GW）序号地区2013201420152016201720181吉林0.480.310.360.6100.092黑龙江0.660.620.490.580.090.283甘肃0.693.052.450.250.0504宁夏0.221.164.041.2000.695新疆（含兵团）2.443.038.870.850.301.156蒙东1.321.131.991.181.664.077蒙西8河北北网-来源：能源局，中泰证券研究所2018

17、风电需求反转原因之二：2018 年是装机区域转移第三年，中东部装机理顺，释放节奏趋于常态化。由于三北弃风率较高以及风电投资红色预警，从 2016 年开始，风电新增装机向中东部转移，2018 年是区域转移的第三年。风电行业在这个过程中进行了很多努力来应对区域转移带来的周期拉长问题，比如减少施工机器和人员在每个机位点的等待时间、通过预装式升压站将设计+交付时间由 9 个月降低至 6 个月等。通过这些努力，加上业主对中东部风电项目的开发流程更加熟悉，中东部风电装机理顺，释放节奏趋于常态化。图表 7：2018 年是装机区域转移的第三年来源：能源局，中泰证券研究所2018 风电需求反转原因之三：分散式风

18、电、海上风电贡献新增量。由于靠近负荷中心、消纳好、作为集中式补充、审批时间短、可不参与竞价，分散式受到广泛关注，山西、陕西、河北、河南、天津先后出台分散式风电建设方案，2018-2020 年建设容量 8.0GW。此外，海上风电靠近用电负荷中心，不存在限电，同时利用小时数长，成为行业新增长点。彭博新能源财经数据显示，2018 年海上风电新增吊装容量 1.7GW，同比提高 47。风图表 9：海上风电新增装机容量图表 8：分散式电规划序号省份2018-2020 年建设规划（GW）1河南2.082河北4.303天津0.204山西0.995陕西0.43合计8.00来源：金风科技 2018Q3 展示材料，

19、中泰证券研究所来源：CWEA，BNEF，中泰证券研究所成本高位、风机价格下行，微观企业盈利与中观行业景气背离微观企业盈利与中观行业景气出现背离。由于三北复苏、中东部常态化、海上风电放量、分散式多点开花，2018 年风电行业反转，全年新增并网容量 20.59GW，同增 37.0 ，是 2016、2017 年连续两年下滑之后增速首次转正。但是风电中游制造环节毛利率并未出现相应的改善，几乎所有环节都出现了毛利率的下滑，即出现了微观企业盈利与中观行业景气相背离的情况。图表 10：风电中游制造各环节历年毛利率及国内风电装机增速（%）来源：Wind，中泰证券研究所背离原因之一：钢材等大宗商品价格处于高位。

20、2016 年以来，由于供给侧改革等原因，钢材价格处于上升通道，2018 年风电制造环节使用的生铁、废钢、中厚板、钢锭等价格处于 2016 年以来的高位区间，影响了成本中钢材占比较高环节（如铸锻件、风塔等）的毛利率。图表 11：风电中游制造环节主要钢材原料价格走势（元/吨）来源：Wind，中泰证券研究所背离原因之二：风机投标价格不断下滑。由于技术进步、竞争加剧等原因，风机投标价持续走低，2.0/118-121 级别 2017 年的投标均价为 3831 元/千瓦，较 2016 年的 4214 元/千瓦，同比下降 9.1%；2.5MW 机型 2017年内投标均价也同比下跌 9.1%，达到 3948

21、元。按照交付周期，这部分订单一般是 2018 年交付的，也影响了整机商及其零部件的毛利率。图表 12：行业风机投标价格处于下行通道来源：能源局，中泰证券研究所2、2019 年风电需求持续增长，1-2 年全国约 80%用电区域有望实现平价2019 年需求：三北继续解禁、电价抢开工，短期需求持续增长积极因素持续，2019 年新增装机或达 28GW，同增约 20%。在三北解禁、中东部常态化、海上和分散式放量等因素驱使下，2018 年风电行业迎来反转。展望 2019 年，除了 2018 年的好转逻辑之外，行业还有三个积极的因素：利率下行、三北地区继续解禁、电价抢开工，我们预计 2019 年新增装机约

22、28GW，同增约 20%（预计 2018 年新增装机 23GW）。图表 13：2019 年国内风电新增装机预计 28GW来源：中电联，中泰证券研究所变化一：宏观经济承压，贷款利率和预期收益率下行提升风电投资热情。市场预期2019 年宏观经济短期承压，新能源发电需求具有弱周期属性， 其需求基本不受宏观经济拖累。但由于新能源发电项目一般是重资产投资，风电贷款比例通常为 80%，其投资吸引力会受贷款利率影响。据中泰银行团队观点，2019 年贷款供给和需求有望保持弱平衡，贷款利率预计缓慢下行。我们认为这会从两个维度提升新能源发电投资热情：（1）从成本角度看，由于贷款利率下行，资金成本降低，项目 IRR

23、 会增加；（2）从收益率吸引力角度看，由于预期收益率下降，新能源发电项目IRR（8%以上）相对而言更具吸引力。图表 14：新能源发电项目投资驱动力分解来源：中泰证券研究所图表 15：风电装机增速与 GDP 增速关系（%）图表 16：风电装机增速与基建增速关系（%）来源：Wind、中电联，中泰证券研究所来源：Wind、中电联，中泰证券研究所变化二：弃风限电改善，三北红三省有望解禁两个。由于弃风限电改善，2018 年三北地区的黑龙江、内蒙古、宁夏解除红色预警，红色预警省份仅剩吉林、甘肃和新疆。2018 年以来弃风限电持续改善，2018 年全国平均弃风率是 7，比去年同期减少了 5 个百分点。在此背

24、景下，结合各省 2018 年利用小时数、弃风率数据以及风电预警政策（国能新能2016196 号），我们判断 2019 年吉林和新疆有望解除红色预警。图表 17：2019 年预计三北红三省有望解禁两个地区2016 预警2017 预警2018 预警2018 年弃风率2018 年利用小时保障小时要求2019 年预警结果预测吉林红色红色红色6.8 20571800绿色黑龙江红色红色橙色4.4 21441850-1900绿色甘肃红色红色红色19.0 17721800红色宁夏红色红色绿色2.3 18881850绿色新疆红色红色红色22.9 19511800-1900橙色蒙东橙色红色橙色10.3 22041

25、900-2000绿色蒙西橙色红色橙色绿色河北北网*橙色绿色绿色5.2 22762000绿色来源：能源局、Wind，中泰证券研究所，*备注：河北北网用全省数据替代变化三：根据风电电价政策，我们预计2019 年底抢开工规模约64.51GW。据金风科技统计，截止 2018 年 6 月底，国内有 104.77GW 的项目不受竞 价政策影响。根据国家能源局的风电电价调整方案的要求（2 年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价），上述项目中除 了海上风电、分散式、大型风电基地以及 2018 年下半年 15.47GW 的装机（预计 2018 年新增 23GW）之外，其余 64.51GW 的项

26、目需要在 2020 年前开工建设，以获得相应核准的标杆电价。虽然开工的条件界定并不苛刻， 且开工到并网存在 9-18 个月的间隔，但是由于能源局在清理核准项目， 因此我们判断这部分抢开工规模很可能会直接吊装。图表 18：2019 年非竞价项目约 104.77GW图表 19：最新风电电价调整政策（元/kWh，含税）来源：金风科技 2018Q3 业绩演示材料，中泰证券研究所来源：金风科技 2018Q3 业绩演示材料，中泰证券研究所中长期需求：1-2 年约 80%用电区域有望实现平价风电补贴缺口约 600 亿，平价打开成长瓶颈。目前来看，新能源发电主要面临三个问题：电力产出不稳定、全社会电源过剩以及

27、补贴缺口。其中，补贴缺口是解决难度最大的问题，也是对新能源行业影响最大的问题。据 Solarzoom 测算，2018 年底光伏补贴缺口为 1045 亿、风电补贴缺口为 617 亿，且缺口不断扩大。我们判断，当新能源发电达到平价之后，新增装机不需要补贴，行业将不受补贴问题的限制，新增装机增速将上升一个维度。图表 20：2018 年底风电补贴缺口 617 亿并网时间装机量（GW）一年所需补贴（亿元）截止 2018 年末补贴拖欠金额（亿元）截止 2019 年末补贴拖欠金额（亿元）截止 2020 年末补贴拖欠金额（亿元）前五批74.21290第六批32.711242015.03-2015.1231.2

28、61223674906122016.01-2016.06833821151482016.07-2016.1211.5647951421892017.01-2017.065192847652017.07-2017.12124545901342018.01-2018.12E25810811632019.01-2019.12E25670067一年所需补贴总额828补贴缺口6179641380来源：Solarzoom，中泰证券研究所，2018 年初测算结果图表 21：2018 年底光伏补贴缺口 1045 亿元并网时间装机量（GW）一年所需补贴（亿元）截止 2018 年末补贴拖欠金额（亿元）截止 201

29、9 年末补贴拖欠金额（亿元）截止 2020 年末补贴拖欠金额（亿元）前五批6.4148第六批19.51292015.03-2015.1210.6875227303782016.01-2016.0617.561223054275492016.07-2016.1216.49961912873832017.01-2017.0623.291311973284602017.07-2017.1229.351241242493742018.01-2018.12E5017601763522019.01-2019.12E5012100121一年所需补贴总额1022补贴缺口104517692617来源：Solar

30、zoom，中泰证券研究所，2018 年初测算结果图表 22：不同风电项目收益率测算的假设风电项目收益率测算假设*项目描述数值项目描述数值集中式4.90 土地占用情况（亩/W）集中式0.0000025贷款利率分散式8.00分散式0.0000025贷款比例70自发自用电价折扣80I 类区600I 类区2600II 类区700利用小时数（作为各地有效小时数缺省时参考）II 类区2400土地租金（元/亩）III 类区800III 类区2200IV 类区900IV 类区2000来源：中泰证券研究所，*详细假设和计算过程参见风电系列报告之一：为什么 2018 年风电新增装机或将反转？1-2 年内系统成本或

31、可降低至 6.0-6.5 元/W，全国 80%用电量的地区有望实现平价。风电项目实现平价测算主要是基于项目系统成本降低到什么程度才可以实现平价来考虑，具体来说，在设定的情况下，求解系统成本的值以使得项目 IRR 达到 8%，并将求解的系统成本与当前系统成本的情况进行对比，来判断与平价的距离。测算结果显示，当风电系统成本下降至 6.0-6.5 元/W 时，对于集中式（不弃风）、集中式（弃风率5%）、集中式（弃风率 10%）、分散式（50%自用）、分散式（100%自用）五类风电项目，全国可以实现平价区域的占比分别为 78%、73%、57%、92%、100%，这些区域用电量占全国用电量的比例分别为

32、86%、82%、61%、96%、100%。当前我国陆上风电系统成本约为 7.0-7.5 元/W，考虑到路条费取消以及机组大型化等技术进步，我们预计我国陆上风电系统成本 1-2 年内或可降低至 6.0-6.5 元/W，届时全国 80%用电量的地区有望实现平价。图表 23：不同系统成本下风电平价区域用电量的占比情况来源：中泰证券研究所测算，测算详细结果见图表 25平价后，2021-2025 年风电每年新增装机的均值或达 109GW。基于上述测算，我们假设 2021 年开始，风电全部实现上网侧平价，基于全国电力系统平衡进行测算，2021-2025 年我国风电每年新增装机的均值或达到 109GW，是

33、2016-2020 年均值的 4.6 倍。图表 24：2021-2025 年风电每年新增装机均值约为 109GW来源：中电联，中泰证券研究所测算图表 25：不同地区风力发电实现平价时的系统成本脱硫标杆电价（元/kWh，含税）一般工商业用电电价（元/kWh，含税）风资源区13-17 年有效利用小数均值平价时 IRR=8集中式系统成本（元/W)平价时 IRR=8自发自用分散式系统成本（元/W)省市不弃风弃风率5弃风率1050自用100 自用福建0.39320.72IV26129.028.578.129.9111.76四川0.40120.80IV23628.337.917.499.6211.84上海

34、0.41550.85IV21727.937.547.149.3311.60湖南0.450.84IV20047.937.537.138.7610.45广西0.42070.80IV21377.897.497.108.8710.72河北 II 区0.3720.64II24007.867.467.078.289.58湖北0.41610.85IV20577.527.146.768.8310.95浙江0.41530.83IV20417.467.086.718.5810.54云南0.33580.65II25257.457.086.718.4210.19江西0.41430.77IV20477.447.076.

35、698.239.82西藏0.49930.66IV16687.306.946.576.716.90黑龙江 III 区0.3740.82III22007.236.876.518.8811.35吉林 III 区0.37310.87III22007.236.866.519.2112.01河北 IV 区0.36440.66IV22587.236.876.517.929.40天津0.36550.81IV22287.176.816.458.7911.25海南0.42980.64IV18857.126.776.416.927.51广东0.4530.83IV17797.106.746.397.789.28重庆0

36、.39640.77IV20107.016.666.317.999.74黑龙江 IV 区0.3740.82IV20956.886.546.198.4710.80辽宁0.37490.79IV20816.866.516.178.2010.29江苏0.3910.80IV19876.846.496.158.049.98吉林 IV 区0.37310.87IV20156.606.275.948.4411.00甘肃 II 区0.30780.76II24006.516.185.868.5911.40山东0.39490.74IV18516.436.115.787.138.56河南0.37790.72IV19356

37、.426.105.787.238.75安徽0.38440.75IV18946.426.105.777.308.91陕西0.35450.75IV20486.396.075.757.649.62蒙东0.30350.79II23426.245.935.628.5411.55蒙西0.28290.62I24916.205.895.587.579.66北京0.35980.86IV18875.975.675.377.7310.16山西0.3320.65IV20105.875.585.286.678.10甘肃 III 区0.30780.76III20225.475.204.937.249.61新疆 I 区0.

38、250.51I24095.305.034.776.237.72贵州0.35150.70IV16925.224.964.706.067.46青海0.32470.57IV17645.044.784.535.416.34新疆 III 区0.250.51III22004.834.584.345.677.04宁夏0.25950.65III18904.304.083.865.767.69来源：中泰证券研究所，注：不同颜色对应不同系统成本，浅黄色7 元/W（基本平价）、浅蓝色为 6-7 元/W（1-2 年平价）、灰色为 5-6 元/W（3-5 年平价）、浅红色5 元/W（5 年以上平价）。图表 28：金风主

39、要风机产品均价（元/W，不含税）来源：金风科技，中泰证券研究所3、 竞争趋缓、成本下行，2019 年中观行业景气或将传导到微观企业盈利竞争有望趋缓，风机价格或将短期见底行业集中度提升，后续竞争有望趋缓，风机价格或将短期见底。2010、2011 年行业弃风限电严重、同时出现多起质量和安全事故（主要是机组脱网和烧机），行业发生动荡，整机商竞争格局剧烈变化。CR4 由 2010年的 65.4%下降至 2013 年的 47.6%，且前四名整机商由 2010 年的华锐、金风、东汽、联合动力变成了 2013-2018 年的金风、联合动力、明阳、远景。2018 年以来，整机环节 CR4 增加 9.8PCT

40、至 67.6%，增幅较 2017 年提高 6PCT，同时 CR1 也逐步增加，可以看出来行业集中度明显提升，竞争格局加速清晰，后续竞争有望趋缓，因此我们预测风机价格或将短期见底，并有望环比提高，这将释放微观企业的盈利空间。图表 26：2018 年整机 CR4 为 67.6%，同增 9.8PCT图表 27：中国整机环节前四名竞争格局演变来源：BNEF、CWEA、Wind，中泰证券研究所，注：18 年毛利率为 18H1 数据来源：BNEF、CWEA，中泰证券研究所图表 31：2025 中国陆上风电 LCOE 路线图图表 32：美国风电主流机型度电成本走势来源：2025 中国风电度电成本，中泰证券研

41、究所，注：复杂地形来源：2025 中国风电度电成本，中泰证券研究所风电竞价政策推行，引导行业更加关注度电成本，龙头整机商有望强者恒强，集中度将进一步提升。2018 年 5 月 18 日，能源局印发关于 2018年度风电建设管理有关要求的通知（国能发新能201847 号），指出从 2019 年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价，竞争要素包括企业能力、设备先进性、技术方案、已开展前期工作、接入消纳条件和申报电价，这引导行业更加关注度电成本。度电成本影响因素中风机选型、技术进步及突破对于度电成本降低的作用最明显，而龙头整机商在这些

42、方面上占优势，有望强者恒强，集中度进一步提升。关于市场关注的申报电价可能出现低价竞争的情况，我们认为不必过于担忧，主要是：（1）各省区内不同业主的得分区分度除了申报电价之外，还有企业能力和已开展前期工作；（2）各省分别设置了分档降价、加权平均基准电价等避免出现恶意电价竞争的细则。而宁夏公示的全国首份风电“竞价”结果也验证了该推论，前 28 个项目平均电价为 0.44857元/千瓦时（宁夏标杆电价 0.49 元/千瓦时），降幅约 0.04143 元/千瓦时。图表 29：广东、宁夏风电竞价细则对比图表 30：广东陆上风电竞价电价得分随电价降幅关系来源：广东发改委、宁夏发改委，中泰证券研究所来源：广

43、东发改委，中泰证券研究所图表 34：风电新增装机增速与钢价增速出现反向交叉来源：Wind，中泰证券研究所钢价预期下行，成本需求现“金叉”，零部件盈利现拐点需求向上、成本向下，风电中游零部件环节迎历史性盈利拐点。上文分析可知，由于利率下行、三北地区继续解禁以及电价抢开工，我们预计2019 年新增装机约 28GW，同增约 20 。与此同时，环保限产边际放松， 需求偏弱，2019 年钢材价格预期处于下行周期。对于风电中游零部件企业（尤其是铸锻件环节）来说，风电需求景气向上、成本钢材价格预期下行，风电中游将进入类似于 2013-2015 年的历史性的盈利向上周期。图表 33：螺纹钢期货出现大幅下行（元

44、/吨）来源：Wind，中泰证券研究所，截止 2019-1-28图表 35：风电中游制造各环节毛利率随需求增速和钢价增速的变化（%）来源：Wind，中泰证券研究所风电中游零部件（铸锻件环节）销售模式一般为提前锁量锁价，且钢材是最大的成本，钢价下行盈利弹性大。在风电中游零部件环节中，铸锻件的销售策略一般是提前锁量（或份额）、锁价（产品价格），而原材料采购根据下游客户下订单的节奏进行。如果 2019 年钢价下行，铸锻件环节将锁住钢价下行带来的全部收益。而且，钢材成本占铸锻件环节成本的 50-80，业绩弹性大。图表 36：钢价对风电中游铸锻件 2019 年毛利率敏感性分析吉鑫科技（铸件）日月重工（铸件

45、）通裕重工（主轴）金雷风电（主轴）钢材占成本比例(2017 年）16557563铸锻件业务营收占比（2017 年）9764189110钢价降低时 2019 铸锻件毛利率变化+1.6PCT+4.1PCT+4.3PCT+4.6PCT10钢价降低时 2019 综合毛利率变化+1.5PCT+2.7PCT+0.7PCT+3.5PCT20钢价降低时 2019 铸锻件毛利率变化+3.2PCT+8.2PCT+8.6PCT+9.3PCT20钢价降低时 2019 综合毛利率变化+3.1PCT+5.5PCT+1.4PCT+6.9PCT来源：Wind，中泰证券研究所4、投资建议：行业景气持续，优选确定性龙头行业景气持

46、续，平价有望接力政策，中微观同时趋好1-2 年平价区域或达 80%，行业将迎来长景气周期，短期来看，由于贷款利率下行、三北继续解禁、电价抢开工，2019 年国内风电新增装机或达 28GW，同增 20%，同时竞争有望趋缓、钢价预期下行，释放微观企业盈利空间，中观行业景气将传递至微观企业盈利端。当前我国陆上风电系统成本约为 7.0-7.5 元/W，考虑到路条费取消以及机组大型化等技术进步，我们预计我国陆上风电系统成本 1-2 年内或将降低到 6.0-6.5 元/W，届时全国 80%用电量的地区可以实现平价，平价项目将成为需求主要驱动力，政策影响将边际弱化。短期来看，在 2018 年三北解禁、中东部常态化、海上和分散式放量等行业反转逻辑基础上