电力设备新能源行业投资策略：电车全球化加速风光成长性高筑

1、投资摘要关键结论与投资建议风电： 2020 年全球风电市场继续增长，海外市场风机大型化趋势确立，继续争夺国内具有大型机组配套生产能力的头部零部件产能；国内市场海上建设全面爆发、陆上延续抢装潮、三北大基地启动建设，一方面成熟机型的零部件需求扩张，另一方面 4MW 以上大机型需求快速提升并与海外趋势形成共振，制造端由需求扩张和产品升级叠加形成的议价能力提升。下游国内大型电力央企纷纷启动新能源实体资本运作进程，为 2021 年建设平价新能源基地开发的融资活动提前布局。建议重点关注天能重工、日月股份、天顺风能、泰胜风能， 建议关注金风科技。光伏：2019 年国内装机潮已在三季度尾逐步放量，且大概率将加

2、码 20 年需求，同时 20 年为国内最后一批新增光伏上补贴之年，国内市场或将迎来“终极抢装”。全球视角下，全球 178 个国家已签订巴黎协定，将逐步加大对光伏发电需求， 预计全球光伏新增装机仍将保持高速增长。2020 年光伏需求端增长迅速，产业链三条主线强逻辑待验证 A、下半年国内战场将逐步成为光伏行情主焦点；B、电池片环节预期已至低点，关注产能及技术产品超预期释放带来的成长空间。 C、2019 至 2020 年，随着异质结及 PERC+等新技术导入，设备厂商将率先受益于新产品订单释放，关注拥有多代电池片核心设备积累及研发的相关标的。建议关注在传统领域有积累且具有增长潜力的公司，同时在新一轮

3、高效电池扩产潮下，建议关注拥有高弹性机会的设备供应商环节，以及解决存量补贴预期下，估值有大幅上修预期的运营商环节。建议重点关注阳光电源、中环股份、通威股份、捷佳伟创，建议关注太阳能、林洋能源。新能源汽车产业链：目前行业有两条相对明确的主线：1、目前国内市场处于触底企稳阶段，伴随国内纯消费市场渗透率提升以及营运市场政策预期加强，国内新能源汽车销量将逐步走出困境，行业龙头将受益于集中度提升的过程；2、海外供应链从落地到放量，各环节海外业务占比较高的龙头将优先受益。同时我们认为 2020 年新能源汽车与 3C 数码行业有望迎来较高增长，原材料钴环节将存在较大的价格弹性，新型碳纳米管导电剂也会受益于行

4、业渗透率快速提升。建议重点关注宁德时代、新宙邦，建议关注国轩高科。核心假设或逻辑风电：未来行业装机呈现稳步增长趋势，海上风电和海外贸易政策不发生重大恶化。随着外资整机厂商也在加大对中国风电零部件的采购比例，国内优质风电零部件制造企业面临国内和国外市场均供不应求的状况，进入出货量和盈利能力稳步修复的阶段，并需要开启下一轮扩产周期。我们预计这种趋势将在未来 1-2 年内保持下去。国内风电整机板块业绩修复将滞后零部件板块 12 月左右，待消化完手中低价订单，并且新产品进入批量化生产成本降低后，风电整机厂商在 2019 年下半年盈利能力开始修复，并在 2020 年进入业绩快速增长周期。光伏：补贴、电价

5、及分布式政策如预期推进，高效 PERC 电池片推广符合预期， 各环节扩产符合预期。新能源汽车：未来几年国内和全球新能源汽车产量仍将维持快速增长势头。电池企业产能扩张进程按计划推进；乘用车发展呈现逐步高端化趋势。与市场预期不同之处我们认为，风电行业将会存在一个由需求带动产业链规模效应凸显、未来 2-3 年技术迭代产品升级趋势带动局部零部件价格上涨、整机利润率提升、最终全产业扩产收益的过程，由下而上关注产业链龙头。我们认为，光伏行业政策预期拐点已现，行业估值整体提升仍有较大空间，受益于上游成本由政策影响而快速下降，EPC 环节、光伏运营商环节内部收益率提升显著。同时，伴随着当前高效电池全面铺开大趋

6、势，电池片环节将主导此轮光伏行业技术迭代更新。我们认为，新补贴政策落点在于积极推进中国新能源车市向高端化、大型化发 展，在当前车市发展动能逐步转化的时间节点下，关注乘用车向高端化方向发 展所带来的投资机会，建议关注高镍三元+软包电池、乘用车高端零部件；同时看好“三电”行业产业链龙头，将在新一轮产业链洗牌中获得高于行业的发展增速。股价变化的催化因素第一，风电、光伏行业补贴及政策出现重大有利变化； 第二，风电、光伏下游装机量超预期；第三，风电、光伏行业集中度提升，产业链龙头效应加剧； 第四，新能源汽车产销量数据大幅超预期；第五，国产企业倚靠国内景气市场发展壮大，并打入全球新能源汽车产业链。核心假设

7、或逻辑的主要风险第一，全球贸易战使得风电零部件对美出口受阻； 第二，国内风电新增建设进度不达预期；第三，大宗原材料价格重新抬头；第四，光伏行业的整体装机量对产业链公司盈利情况影响较大，同时分布式光伏特别是户用光伏发展速度直接影响相关公司盈利情况；第五，新能源汽车板块受政策影响较大，若补贴政策出现不利变化，行业或面临需求下滑的风险；第六，双积分政策执行不及预期，CAFC、NEV 积分转让不畅通； 第七，新能源车企中高端车型推出不顺利，市场认可度不及预期。内容目录 HYPERLINK l _TOC_250012 风电产业链：2020 年升级换“大” 产能为王8 HYPERLINK l _TOC_2

8、50011 2020 年全球风电市场预计达到 82GW，同比增 17%8 HYPERLINK l _TOC_250010 三北平价大基地启动建设13 HYPERLINK l _TOC_250009 海上装机需求快速崛起15 HYPERLINK l _TOC_250008 光伏：需求有望超预期，寻找产业链优势环节21 HYPERLINK l _TOC_250007 需求端：政策拐点出现，海外市场发力，行业景气度回调21 HYPERLINK l _TOC_250006 供给端：寻找产业链优势环节26 HYPERLINK l _TOC_250005 2020 年光伏三主线，强逻辑待验证37 HYPE

9、RLINK l _TOC_250004 新能源汽车：全球化开启，政策+爆款车型双驱动38 HYPERLINK l _TOC_250003 需求端：政策退坡需求减，爆款车型断档消费市尚需培育38 HYPERLINK l _TOC_250002 供给端：产业链波动大，排产逐步恢复龙头企业抗风险能力强41 HYPERLINK l _TOC_250001 2020 年国内政策端：从中央到地方，存量替代成为增长关键43 HYPERLINK l _TOC_250000 风险提示51国信证券投资评级54分析师承诺54风险提示54证券投资咨询业务的说明54图表目录图 1：维斯塔斯历史新签订单均价（季度）9图

10、2：国内风电机组投标均价走势（含税价，元/千瓦）9图 3：国内季度风电机组季度招标容量（GW）10图 4：机组大型化与度电成本的变动关系示意图12图 5：欧洲海上风电机组大型化趋势（GW）13图 6：全球新增海上风电造价区间和均值（美元/千瓦）13图 7：全球新增海上风电度电成本区间和均值（美元/千瓦时）13图 8：中国海上风电新增吊装容量（GW）和同比增速（%）16图 9：中国海上风电累计并网容量（GW）和同比增速（%）16图 10：风电成本下降空间预测18图 11：中国海上风电 2015-2018 年吊装容量统计（MW）18图 12：2018 年国内海上风电市场份额19图 13：2018

11、年国内海上风电新增吊装分布（MW）19图 14：各省市竞价项目加权电价、度电补贴和指导电价（元/kWh）22图 15：历年光伏系统价格、组件价格和逆变器价格变化22图 16： 2010-2018 年部分国家太阳能光伏总安装成本23图 17：2010-2018 年部分国家太阳能光伏 LCOE23图 18：日本历年装机规模（GW）24图 19：日本 2030 年可再生能源发电占比目标24图 20：最佳倾斜角下辐射量示意图25图 21：2019-2023 年主要海外国家市场规模（GW）及增速25图 22： 全球太阳能光伏市场前景26图 23：中国多晶硅市场仍有 35%的国产替代空间26图 24： 2

12、016-2018 全球前十多晶硅企业产量（万吨）26图 25：改良西门子法综合电耗降低28图 26：综合能耗降低28图 27：2018-2025 年硅粉耗量变化趋势（单位：kg/kg-si）28图 28：系统投资成本不断下降28图 29：历年单位产能投资变化29图 30：多晶硅企业产能与现金成本分布29图 31：单多晶硅片成本结构占比29图 32：2018-2025 年拉棒电耗变化趋势（单位：kWh/kg-si）29图 33：2018-2025 年硅片厚度变化趋势30图 34：大硅片推动非硅成本再度大幅下降30图 35：多晶硅片出厂价(A 片含税，￥/片)30图 36：八寸单晶硅片出厂价(A

13、片含税，￥/片)30图 37：国内单晶/多晶硅片价格及价差（元/片，156mm）31图 38： 2018-2025 年全国不同类型硅片市场占比变化趋势31图 39：2018-2025 年投资成本变化32图 40： 2018-2025 年不同电池技术市场占比变化趋势32图 41：156 多晶硅电池片出厂价（含税，￥/W）33图 42：156 单晶硅电池片出厂价（含税，￥/W）33图 43：多晶硅电池组件(250W，￥/W，含税)35图 44：单晶硅电池组件(280W，￥/W，含税)35图 45：多晶硅电池组件(250W，￥/W，含税)35图 46：单晶硅电池组件(280W，￥/W，含税)35图

14、47：SOLARZOOM 光伏经理人指数（周）36图 48：国内单晶/多晶组件效率变化37图 49：第三批应用领跑者中标组件份额37图 50：2018-2025 年单双面光伏组件市场占有率变化趋势37图 51：2018-2025 年全片、半片和叠瓦电池组件市场占有率变化趋势37图 52：中国新能源汽车产量和销量（辆，%）38图 53：2015-2019 年 10 月我国新能源汽车销售结构（辆）39图 54：2019 年 1-10 月国内新能源乘用车车型结构（%）39图 55：2017 年-2019 年 9 月新能源乘用车租租租赁比例（%）39图 56：2017-2019 年 10 月新能源专用

15、车城市结构（%）39图 57：2014-2019H1 全球累计销量最高的 20 款新能源乘用车40图 58：2016 年-2019 年 10 月新能源客车上牌表现（辆）41图 59：2017-2019 年 10 月新能源客车用途特征（%）41图 60：2016 年-2019 年 10 月新能源专用车销表现（辆）41图 61：2017-2019 年 10 月新能源专用车城市结构（%）41图 62：2019 年国内动力电池逐月装机量（GWh，%）42图 63：2019 年 1-9 月国内锂电池装机竞争格局（%）42图 64：新能源汽车各环节毛利率、净利率和 ROE 情况43图 65：新能源汽车各环

16、节应收账款周转天数43图 66：新能源汽车各环节存货周转天数43图 67：我国 EV 和 PHEV 电池技术发展路线44图 68：我国乘用车新能源积分占比核算44图 69：我国各乘用车集团 2018 年新能源汽车积分情况44图 70：我国存量城市出租车数量（辆）46图 71：我国存量城市公共汽电车数量（万辆）46图 72：2019 年 1-9 月全球新能源汽车销量前 10 分车型情况（辆）46图 73：全球钴下游需求预测48图 74：全球钴供需及缺口预测49图 75：2014-2023 年中国动力锂电池用导电剂渗透率（%）49图 76：2014-2023 年中国动力锂电池用导电剂渗透率（%）4

17、9图 77：CATL 811 电池对应量产产品情况（能量密度 Wh/kg）50图 78：1-10 月份宁德时代 811 电池装机已超过 1.5GWh50图 79：2018 年中国以外地区动力电池装机数据（MWh,%）50图 80：2019 年 1-5 月年中国以外地区动力电池装机数据（MWh,%）50图 81：2014-2023 年全球碳纳米管导电浆料需求量分析及预测（万吨）51表 1：全球风电市场预测值8表 2：全球风电细分市场预测值8表 3：西门子歌美飒新签订单销售均价（季度）8表 4：西门子歌美飒新签订单销售均价（年度）8表 5：维斯塔斯及西门子歌美飒 2018/19 年内新签订单容量比

18、较9表 6：维斯塔斯 2019 年新款陆上风机10表 7：2019 年全球各大整机厂商新产品信息（横线前为叶轮直径、米）10表 8：西门子歌美飒各产品平台预期生产量11表 9：我国海上风电项目造价拆分11表 10：节能风电南鹏岛 300MW 海上项目总投资概算(单位：万元）11表 11：节能风电德令哈 50MW 陆上项目总投资概算(单位：万元）12表 12：我国特高压建设情况14表 13：三北近期启动前期工作的平价风电项目汇总15表 14：我国海上风电已核准和待核准项目梳理（GW）16表 15：我国历史海上风电项目上网电价相关规定16表 16：全国四类风资源区风电风电新增核准项目上网电价及火电

19、燃煤标杆电价对比（元/千瓦时）17表 17：国内海上风电招标市场订单转化情况（单位：GW）17表 18：海上风电项目度电成本测算17表 19：国内商业化海上风机主打产品19表 20：2019 各地海上风电竞争性配置机组容量选型标准19表 21：山东、福建海上风电竞争性配置方案产业带动效应评分标准19表 22：主要整机厂商海上风电装备产业布局20表 23：2019 年海上风电项目开标结果（不完全统计）20表 24：非户用、非扶贫竞价项目装机量的敏感性测算（发电小时数与全国单瓦平价补贴）. 21表 25：2017-2019 年 GW 以上国家23表 26：欧洲地区/国家可再生能源和光伏发展目标24

20、表 27：日本历年固定电价政策（日元/kwh）24表 28：美国 ITC 退坡25表 29： 2016-2019 年中国主要多晶硅生产企业产能 产量 （单位：吨）27表 30： 国内单晶硅片产能（MW）31表 31： 2018-2025 年各种电池转换效率变化趋势32表 32：主流厂商 PERC 电池扩产规划33表 33：行业内部分企业 HIT 电池扩产规划一览34表 34：新能源汽车与燃油车经济性测算40表 35：各板块业绩表现42表 36 ：各省市对新能源汽车推广力度汇总45表 37 ：各省市对新能源汽车推广力度汇总47表 38：主要钴矿企业产量及预测47风电产业链：2020 年升级换“大

21、” 产能为王2020 年全球风电市场预计达到 82GW，同比增 17%全球风电行业在 2020 年延续 2019 年稳步发展的势态，海外和国内市场均因补贴退坡政策带动的增量抢装需求和经济性驱动的自然需求相互叠加而保持高景气度。预计全球总体装机需求从 2019 年的 70GW 增长到 82GW，同比增速 17%；其中国内装机需求增速略高于海外增速，从 27GW 提升至 33GW；海外风电装机需求从 43GW 提升年至 49GW，同比增速为 14%。从细分市场来看，2020 年海外市场增量主要来自陆上风电，这与美国陆上风电补贴退坡政策相关，但其他地区由于风电的平价经济性也呈现高速增长，从增长比例来

22、看，海外新兴市场的陆上风电装机同比增速甚至超过发达地区，从2019 年的 10GW 提升至 14GW，同比增速 40%，而发达地区陆上风电装机预计从 26GW 提升至 29GW，同比增速 12%。2020 年国内风电市场因陆上中低速风区抢装潮、三北平价大基地建设启动，以及海上风电 2021 年抢装开工，将连续第三年同比增长，预计总体装机容量从2019 年的 27GW 提升至 33GW 左右。表 1：全球风电市场预测值当年吊装容量（GW）20182019E2020E2020 年同比增速国内21273322%海外27434914%全球合计49708217%资料来源: 海外预测值来自Wood Mac

23、kenzie Q3 2019 全球风电展望，国内值为 预测。表 2：全球风电细分市场预测值当年吊装容量（GW）20182019E2020E2020 年同比增速海外陆上新兴市场9101440%海外陆上发达地区18262912%海外海上风电2.676-14%国内陆上风电19.32530.522%国内海上风电1.722.525%全球陆上风电合计46.36173.520%全球海上风电合计4.398.5-6%资料来源:海外预测值来自Wood Mackenzie Q3 2019 全球风电展望，国内值为 预测。海外风机价格趋于稳定，国内逐步攀升在总量整体保持稳步增长的同时，从 2019 年新增订单来看，20

24、20 年海外风机销售价格同比持平；国内风机销售价格预计呈现 5-10%的涨幅。表 3：西门子歌美飒新签订单销售均价（季度）18Q419Q119Q219Q319Q4新签订单均价（欧元/千瓦）750760670800710资料来源:SGRE、季节间价格波动与区域市场和销售范围有关，2019 年第四财季剔除中国区域的均价为 740。 整理表 4：西门子歌美飒新签订单销售均价（年度）FY2017FY2018FY2019新签订单均价（欧元/千瓦）810730730资料来源:SGRE， 整理图 1：维斯塔斯历史新签订单均价（季度）95089088088081080081078076075074073071

25、0100095090085080075070075065060016Q2 16Q3 16Q4 17Q1 17Q2 17Q3 17Q4 18Q1 18Q2 18Q3 18Q4 19Q1 19Q2 19Q3资料来源:维斯塔斯， 整理，季节性波动与区域和项目包含的产品和服务范围有关。图 2：国内风电机组投标均价走势（含税价，元/千瓦）40003900380037003600 3750 3739 36953450343734963900389837453616350034003300356234343452333033673509353634103460320033203371332733443100

26、3268300031962.0MW2.5MW3.0MW资料来源:金风科技, 整理2019 年全球市场风机需求继续快速增长2019 年海内外风机招投标市场均保持高景气度，主要厂商新增订单同比实现大幅增长，海外区域美洲和欧洲新增订单最为强劲，头部企业新增订单的容量增速显著高于行业水平，对国内头部零部件企业的采购需求预计增长接近 50%； 国内北方市场和海上是增量招标的主力区域。表 5：维斯塔斯及西门子歌美飒 2018/19 年内新签订单容量比较维斯塔斯西门子歌美飒2018 前三季度2019 前三季度yoy2018 财年2019 财年yoy美洲4671827977%3282413226%欧洲、中东及

27、非洲3100409932%2166282130%亚太地区926106014%35142435-31%合计86971343855%896293885%资料来源:维斯塔斯、SGRE， 整理国内市场由于供应链在 2019 年持续出现供货瓶颈，整机厂商不再看重中标率， 而是关注订单的盈利质量，因此风机价格持续走高。导致下游业主的恐慌，急于锁定持续上涨的风机价格而提前招标，风机招标量在第三季度持续激增，单季度招标 17.6GW，前三季度合计已达到 49.9GW，同比增长 108.5%，超过2018 年全年水平。其中北方项目 30.1GW，占比 60.3%，三北市场回归确立； 南方项目在第三季度新增招标

28、10.5GW，其中海上风电招标 6GW 以上，2021 年以后海上风电退补政策促使存量海上风电项目启动开工建设工作，2020-2021 海上设备供应能力也将面临严峻考验。风机价格继续快速上涨，截至 2019 年 9 月，主力机型 2.5MW 投标均价恢复到3898 元/千瓦，较前期低点累计反弹 17%；3MW 机型投标价格也稳定在 3900 元/千瓦附近。受限于零部件的产能供给，国内整机市场在 2020 年将延续“一机难求”的情况， 上市企业的最终实际交付量也可能低于排产计划，但销售毛利率和净利率仍然会因综合售价提升以及规模效应而提高。图 3：国内季度风电机组季度招标容量（GW）17.417.

29、614.99.68.69.36.77.47.26.15.92018161412108642017Q117Q217Q317Q418Q118Q218Q318Q419Q119Q219Q3资料来源:金风科技， 整理海外陆上风电全面升级至 4-6MW 机型 配套零部件产能稀缺进入 2019 年，为了应对平价时代乃至竞价时代的市场环境，全球风电整机商纷纷通过提升单个机位点的发电效率来降低征地、建设和基础成本，海内外整机厂商进入大型化的新一轮“军备竞赛”。海外领先企业的陆上风机产品从 4MW 平台跨越至 5.5-6MW；海上风机从 8MW跨越至 10MW。国内则在 2-3MW 平台则在“统治”市场 5 年之

30、久后，开始升级至4MW 平台，批量吊装将在 2021 年开始。国内海上风机产品也正式告别 4MW 时代，迈入 6-7MW 阶段，并且各家 8-10MW 也纷纷有样机问世发布。表 6：维斯塔斯 2019年新款陆上风机V150-5.6MWV162-5.6MW额定功率(MW)5.65.6叶轮直径150162扫风面积(平方米）1767120612切入风速（米/秒）33切出风速（米/秒）2525轮毂高度105、125、148、155、166119、125、148、149、166样机发布时间2H192020 年中期量产时间2020 年中期2020 年底资料来源:维斯塔斯， 整理表 7：2019 年全球各大

31、整机厂商新产品信息（横线前为叶轮直径、米）整机厂商陆上风机海上风机维斯塔斯150/162-5.6MW164-10MW西门子歌美飒155/170-5.8MW193-10MWNordex Acciona149-4.0-4.5MW金风科技155-4.5MW、136-4.8MW明阳智能166-5.0MWMySE8-10MW远景能源156-3.XMW上海电气146/155-4.8MW、155-4.5MW172-6.25MW、167-DD8.0MW运达股份147/156/161-4.5MW重庆海装4.2-5.5MW185-6.2/8.XMW、210-8.X/10M中车风电5.XMW6.0M资料来源:公司官

32、网、国信证券经济研究所整理表 8：西门子歌美飒各产品平台预期生产量201920202.X26%29%3.X27%21%4.X17%32%7-8.X30%18%合计容量（GW）9.2-9.412.6-13.0W W资料来源:SGRE， 整理，预期生产量不代表企业销售业绩。机组功率升级需要整体设计载荷的提升，同时新型控制技术可以提高轮毂高度， 进一步提高发电量，因此新一代机型的塔架制造成本将有所上升，但是机组大型化以后，对可大幅节约吊装、征地、电缆和日常运维成本，因此相同容量的项目整体造价和度电成本将有所减少。以中节能集团在广东的某个海上项目为例，发电设备（含塔筒、箱变）占总投资的比例为 44%，

33、其他安装和建筑成本占比 56%，该项目计划选用 5.5MW 机型，未来随着主流机型升级至 8MW，机位点预计减少 30%，相关建筑和安装成本将因此大幅节约。以青海（三北地区）传统陆上风电为例，除设备以外的其他建设吊装成本占比32%，其中施工安装（14%）和风塔（12%）合计占总成本比例为 26%。该项目目前选用 2.5MW 机型，未来如果选用 4.5MW 机型，机位点数量将同比减少44%，相关成本仍有一定下降空间。更少的机位点也意味着风电场之间的尾流影响更小，整场发电量预计将进一步提高。表 9：我国海上风电项目造价拆分江苏、浙江海域近海项目福建、广东海域近海项目风电机组41%36%塔筒5%5%

34、基础及施工24%33%施工辅助工程1%1%阵列电缆4%3%送出电缆7%6%海上升压站5%5%陆上升压站2%1%用海（地）费用2%2%其他9%8%总体造价区间15,000-18,000 元/千瓦17,000-21,000 元/千瓦资料来源：水规总院、微信公号“海上风电分会”， 整理表 10：节能风电南鹏岛 300MW 海上项目总投资概算(单位：万元）费用明细预算金额投资占比发电设备（含塔筒、变压器）253,66044%发电设备安装费474538%施工辅助工程9,3872%升压变电设备及安装工程57,79910%建筑工程14086624%征海费用3,8671%其他费用30,1115%建设期利息18

35、7723%基本预备费162943%总投资合计578,210100%资料来源:节能风电， 整理表 11：节能风电德令哈 50MW 陆上项目总投资概算(单位：万元）费用明细预算金额投资占比发电设备（含风塔、箱变）27,07068%发电设备安装工程2,3766%建筑工程2,7477%施工辅助工程3061%其他费用概算4,46611%接入变电站投资分摊费1,5004%基本预备费7692%建设期利息7652%总投资合计40,000100%资料来源: 节能风电， 整理图 4：机组大型化与度电成本的变动关系示意图资料来源:中国海装， 整理机组大型化提高了风机的设计和制造难度，对叶片、主轴、轴承、发电机、齿轮

36、箱、其他铸件和塔筒的技术和工艺要求均大幅提升，目前全球范围内大型化机组的零部件设计和制造成熟度仍有待提高，同时成本居于高位。总体而言， 叶片长度、重量、载荷、发电量和整机成本多条件影响机组大型化的发展节奏和技术方向。借鉴海外的发展历史，欧洲市场海上风电的区域规模化发展大幅降低了吊装、运维和输电成本，同时技术创新所带动的机组大型化发展和运维经验的积累提升，也相应降低了海上风电的度电成本，海上风电的平均度电成本明显下降。目前海外 8MW 机型已经投入商业运营并成为主流，最新机型已经从 9.5-12MW 方向发展。GE 公司的 12MW 将于 2019 年进行吊装测试。2011 年，由欧盟资助的一项

37、研究表示，目前现有的材料可以支撑高达 20MW 容量的机组研发生产。未来仍有继续进步的空间。彭博新能源预测 2025 年以前海上风电的电价将降至 4 欧分/千瓦时。图 5：欧洲海上风电机组大型化趋势（GW）资料来源:金风科技、明阳智能， 整理2017 年在英格兰东北海岸的 Hornsea One 风电场中标电价为 57.50/MWh， 为 2015 海上风电新增项目电价的一半。2018 年德国也出现了零补贴的海上风电项目。2016-2017 年，英国、德国、丹麦和挪威的最新海上风电项目竞标价格分别为 57.50-119.89 /MWh81.00$/MWh 、 55.00-87.00$/MW和6

38、0.00-101.00$/MWh。英国海上风电价格下降趋势最为明显，根据投产时间， 从 2018 到 2022 年，海上风电价格从 119.89/MWh 下降至 57.50/MWh。美国风能协会预估到 2023 年，欧洲国家的度电成本将下降至 50.00$/MWh。图 6：全球新增海上风电造价区间和均值（美元/千瓦）图 7：全球新增海上风电度电成本区间和均值（美元/千瓦时）539753544982508645724784464243533986700060000.190.180.170.160.160.150.140.130.130.255000400030002000100002010 20

39、11 2012 2013 2014 2015 2016 201720180.210.170.130.09201020112012201320142015201620172018资料来源：国家能源局、 整理资料来源：国家能源局、 整理三北平价大基地启动建设我国不同地区的自然条件不同，风能储量差异很大，“三北（”西北、华北和东北）地区和沿海一带是风能资源最丰富的区域。而且“三北”地区风功率密度和风能密度远大于东南沿海地区，且盛行风向稳定，破坏性风速少，地势平坦，交通方便，工程地质条件好，施工便利，是大型风电场的最佳风能资源区。基于“三北”地区风资源丰富、地缘辽阔、风电场开发建设成本低，2006 至

40、 2015年我国风电开发主要集中在“三北”地区，截至 2017 年，“三北”地区风电累计装机容量占全国比例达 67%。尤其是内蒙古自治区，是中国风电最早的发源地之一，凭借良好的风资源、可集中连片开发的土地，被称为“草原三峡”。内蒙古全区风能可开发资源达到 400GW，居全国首位。然而，“三北”地区风电产业快速发展的同时也遭遇了输出瓶颈，第一，电源与电网规划不同步，大规模和高速发展的风电装机、发电能力与电力消纳、电力输送间发展步调不协调。十二五期间，电网送出线路建设滞后呈鲜明对比，导致弃风限电加重，国家电网加快特高压输电线路的建设，“十二五”期间我国特高压的建设是相对缓慢的，一共建成 9 条，且

41、仅有 1 条线路是在限电区域。第二， 能源发展缺乏统一规划。在经济新常态、电力需求放缓的背景下，火电一度大规模上马加剧电力产能过剩，挤压风电的发展空间与我国提倡“大力发展清洁能源，构建低碳能源体系”的发展理念严重相悖。第三，电力管理存在突出矛盾， 保障可再生能源发展的相关法律法规难以全面落实。多数省区采用年度发电计划管理，维持所有机组“平均上网小时数”的政策，但省级政府具有自由裁量权， 导致出现风电机组为火电机组让路的情况。此外，优质的风力资源区与煤炭资源区重合，在“三北”地区，仅山西、内蒙古、陕西和新疆四省区的煤炭储量即占全国的 76%，各方存在利益角逐。为进一步解决弃风限电问题，推动能源生

42、产，自 2016 年以来发改委及国家能源局密集出台了可再生能源发电全额保障性收购管理办法、关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知、能源生产和消费革命战略（2016-2030）、解决弃水弃风弃光问题实施方案等十余项政策，要求弃风率到 2020 年下降至 5%。“十三五”期间，我国重点优化西部（西北+川渝）、东部（“三华”+东北三省+内蒙古）两个特高压同步电网，形成送、受端结构清晰的“五横五纵”29 条特高压线路的格局，2016-2020 年我国新投运、在建和已规划的还有 20 条特高压线路， 且有 13 条线路是在限电区域。随着三北特高压输电外送通道持续建设投运，以及消纳情况的好转，

43、近期超过7 个三北风电大基地项目陆续启动前期工作，其中内蒙地区需求最为集中。国家规划的多条特高压输电通道也均以内蒙为起点，充分挖掘利空当地丰富的清洁能源资源；目前其他位于风电基地或新能源示范区例如青海(海南州)、陕西（榆林）、甘肃（陇东）、黑龙江（大庆）、吉林（白城）也在积极推进开发。表 12：我国特高压建设情况区间线路投运时间输电能力/ 换流容量是 否在 限 电区截止十二五09-15 年晋东南-南阳-荆门 1000 千伏2009-1-6600 万千伏安楚雄-广州增城800 千伏2010-6-18500 万千瓦向家坝-上海800 千伏2010-7-8720 万千瓦锦屏-苏南800 千伏2012

44、-12-12720 万千瓦皖电东送 1000 千伏2013-9-252100 万千伏安普洱-江门800 千伏2013-9-3500 万千瓦哈密南-郑州800 千伏2014-1-1800 万千瓦是溪洛渡左岸-浙江金华800 千伏2014-7-1840 万千瓦浙北-福州 1000 千伏2014-12-261800 万千伏安十三五期间16 年投运安徽淮南-南京-上海 1000 千伏2016-3-311200 万千伏安内蒙锡盟-山东 1000 千伏2016-8-11500 万千伏安是宁夏宁东-浙江绍兴800 千伏2016-8-212000 万千伏安是蒙西-天津南 1000 千伏2016-11-2924

45、00 万千伏安是17 年投运甘肃酒泉-湖南湘潭800 千伏2017-6-41600 万千瓦是山西晋北-江苏南京800 千伏2017-6-271600 万千瓦内蒙上海庙-山东800 千伏内蒙锡蒙-江苏泰州800 千伏2017-9-302000 万千瓦20002017-12-25 万是是千瓦滇西北大理-广东深圳800 千伏2017-12-27500 万千瓦陕西榆横-山东潍坊 1000 千伏2017-7-171500 万千伏安内蒙扎鲁特-山东青州800 千伏2017-12-312000 万千瓦是新疆淮东-安徽皖南1100 千伏2019E1200 万千瓦是四川雅安-湖北武汉 1000 千伏尚未披露尚未

46、披露蒙西（荆门）-湖南长沙 1000 千尚未披露尚未披露是2017-12-2519 年预计投运十三五规划伏河北张北-江西南昌 1000 千伏甘肃陇彬-连云港 1000 千伏尚未披露尚未披露尚未披露尚未披露是蒙西-湖北800 千伏陕北-江西800 千伏内蒙呼盟-山东800 千伏尚未披露尚未披露尚未披露尚未披露尚未披露尚未披露是是新疆淮东-四川成都800 千伏尚未披露1200 万千瓦是资料来源:运达股份， 整理计划在 2020 年下半年至 2022 年集中建设的风电平价（低价）基地项目已接近20GW，集中吊装期在 2021 年，且所使用的风电机组全部升级为 3.0MW 以上机型，将带动装备制造业的

47、技术创新升级和市场格局集中。表 13：三北近期启动前期工作的平价风电项目汇总项目简称容量（GW）配套外送输电通道最新进展国电投乌兰察布6.0张北柔性直流输电工程2019 年 9 月开工中广核兴安盟扶贫平价基地3.0扎鲁特-青州特高压输电通道2020 年初开工阿拉善盟上海庙至山东1.6上海庙至山东特高压输电通道2019 年底具备开工条件兴安盟配套扎鲁特-青州1.0扎鲁特-青州特高压输电通道2019 年 4 月获得能源局批复通辽扎鲁特-青州1.0扎鲁特-青州特高压输电通道2019 年 4 月获得能源局批复吉林白城配套扎鲁特-青州1.0扎鲁特-青州特高压输电通道2019 年 4 月获得能源局批复青海

48、海南州3.0青海至河南直流特高压输电通道2019 年 8 月投资主体招标，要求要求 2020 年 9 月 30 日前全部并网吉林第一批风电平价示范项目1.22019 年 5 月获能源局公示黑龙江第一批风电平价示范项目1.02019 年 5 月获能源局公示合计18.8资料来源:各地发改委官网， 整理海上装机需求快速崛起随着全球风电技术的不断发展，风电技术发展趋势向增大单机容量、减轻单位千瓦 重量、提高转换效率的方向发展。风电作为目前最具价格竞争优势的可再生能源技 术，已从“补充能源”走向市场化的“替代能源”全面推进。“十三五”时期是我国低碳转型的关键期，是能源革命发力提速的关键时期。新能源 高端

49、装备产业已成为国家重点支持发展，有望突破实现全球领先高端能源装备的重 要产业领域。海上风电具有不占用土地、消纳方便等特点，适用于大规模开发。同时，我国广东、 江苏、上海、浙江和福建等沿海地区经济发展形势较好，是中国主要电力负荷中心， 同时也是海上风电资源最为丰富的区域，具有风能资源供给与符合需求高度匹配的消纳优势；与此同时，东南沿海地区电网结构坚强，为海上风电的接入提供了广阔 的空间，我国海上风电极具发展潜力。据统计，2018 年中国海上风电保持较高增速，当年新增装机容量达到 165.5 万千瓦，同比增长 42.7%，累计装机达到 444.5 万千瓦。根据风电发展“十三五”规划， 2020 年

50、我国海上风电开工建设规模目标为1,000 万千瓦，累计并网容量目标为500 万千瓦以上。其中，广东、江苏、浙江、福建等省的海上风电建设规模均要达到百 万千瓦以上。随着各地积极响应海上风电政策，我国海上风电已进入规模化发展阶 段，呈高速发展态势，迎来黄金时代。图 8：中国海上风电新增吊装容量（GW）和同比增速（%）图 9：中国海上风电累计并网容量（GW）和同比增速（%）1801601401201008060海上新增装机容量同比增速283%116.0575%9.0 64%165.597%300%250%200%150%100%43%50%500450400350300250200150100500

51、44573%780%70%50%54%49%58%279596%0%50%40%16310315263945 15%6730%20%10%0%1%海上累计装机容量同比增速40-3%-19%16%23.036.00%2013.6 11.0 12.76.0 -53%02010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018-50%-100%2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018资料来源：国家能源局、 整理资料来源：国家能源局、 整理截至 2019 年 1 季度末，我国已核准海上风电总容量高达 22

52、GW，主要集中在广东及江苏两省，其中广东 9.6GW，江苏省 8.3GW，福建省 2GW，其他省份 1.9GW。同时各地还有 31GW 已公示开发单位和项目情况的拟核准项目，作为是“十四五” 期间储备项目。表 14：我国海上风电已核准和待核准项目梳理（GW）地区累计正式核准量拟核准容量（已公示）合计项目容量广东9.622.231.8江苏8.33.011.3福建2.03.15.1浙江1.20.51.7其他0.72.33合计223152.9资料来源:明阳智能， 整理2019 年 5 月 30 日能源局正式印发2019 年风电项目建设工作方案，有序稳妥推进海上风电项目建设，2019 年起新增核准的海

53、上风电项目必须通过竞争配置确定项目业主。国家发改委 2019 年 5 月公布的关于完善风电上网电价政策的通知，2019/2020 年新核准近海风电指导价调整为每千瓦时 0.8/0.75 元，项目实际电价不得高于上述指导价；新核准潮间带风电项目不得高于项目所在资源区陆上风电指导价，考虑到 我国海上风电开发区域主要在 IV 类风资源区（辽宁、山东、江苏、浙江、福建、广东），即 2019/2020 年新核准潮间带海上风电项目的指导电价降为 0.52/0.47。表 15：我国历史海上风电项目上网电价相关规定政策发布日期海上风电电价政策主要内容2014 年 6 月 5 日 国家发改委发布关于海上风电上网

54、电价政策的通知（发改价格20141216 号），规定 2017 年以前（不含 2017 年）投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时 0.85 元（含税，下同），潮间带风电项目上网电价为每千瓦时 0.75 元。2018 年 5 月 24 日 国家能源局印发关于 2018 年度风电建设管理有关要求的通知。这个文件的发布，开启了我国风电项目的竞争性资源配置模式，拉开了风电平价上网时代即将到来的序幕。同时，平价上网行动已开始。截至目前我国广东、福建、江苏、浙江等省份均已经公布海上风电竞争性配置方案征求意见稿。2018 年 5 月 21 日 国家发改委公布关于完善风电上网电价政策的通知，规定 2019/2

55、020 年新核准近海风电指导价调整为每千瓦时 0.8/0.75 元，新核准近海风电项目不得高于上述指导价。新核准潮间带风电项目所在资源区 2019/2020 年陆上风电指导价 0.52/0.47。对于 2018 年底前已核准的海上风电项目（近海/潮间带 0.85/0.75 元），如在 2021 年底前全部机组完成并网的，执行原核准电价；2022 年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份指导电价（低于 0.75/0.47 元）。资料来源: 国家能源局、 整理截至目前，已经于 2018 年底之前正式核准但尚未吊装的海上风电项目容量高达高达 16GW，如果能够在 2021 年底之前并网，这些项目将保

56、住每千瓦时 0.85/0.75 元的标杆电价，考虑到未来几年每年新增海上标杆电价的降幅可能维持 6%的年均下降速度，如果未及时并网，将执行并网年份的指导电价（低于 0.75/0.47 元）。因此，是否在 2021 年完成并网，对于 2018 年底前已核准的海上风电项目而言至关重要，一旦未及时在 2021 年底之前全部并网，近海项目面临超过 12%的电价降幅，而潮间带项目则面临超过 40%的电价降幅。因此开发商有动力积极建设，力争尽可能赶在 2021 年底之前建成并网。表 16：全国四类风资源区风电风电新增核准项目上网电价及火电燃煤标杆电价对比（元/千瓦时）风资源区2018 年新核准标杆电价20

57、19 年指导电价同比降幅2020 年指导电价同比降幅同区域火电标杆区间I 类0.400.34-15%0.29-15%0.224-0.295II 类0.450.39-13%0.34-13%0.263-0.363III 类0.490.43-12%0.38-12%0.255-0.368IV 类0.570.52-9%0.47-10%0.316-0.451海上风电（近海）0.850.80-6%0.75-6%0.358-0.444海上风电（潮间带）0.750.52-31%0.47-10%0.358-0.444资料来源:Wind，国家能源局， 整理。注：指导电价为核准电价上限，实际上网电价将低于指导电价。上

58、述政策对已经核准尚未吊装的 16GW 形成较强的约束力。从 2016 年以来，我国海上风电招标容量呈现稳步增长的趋势，带动装机容量逐年提升，但随着陆上风电 临近平价阶段，海上风电项目也开始加速招标。2018 年国内海上风电设备招标容量同比增长42%达到4.8GW，2019 年前6 个月，我国海上风电设备招标容量已经迅速突破 6GW，同比增幅超过 140%。考虑到海上风电建设工程周期较长，通常在 2-3 年左右，因此预计 2018 年和 2019 年上半年之前我国累计招标未并网的 12.5GW，将成为 2019-2021 年期间海上风电抢装的主力项目。同时我国尚有已核准未招标 4.8GW，无法及

59、时在 2021 年底全部并网。表 17：国内海上风电招标市场订单转化情况（单位：GW）年份海上项目机组年新增招标量同比增速已并网已招标未吊装20151.21.030.1720161.958%1.631.4720173.479%2.793.7120184.847%3.67.72019 H164.912.5合计17.5资料来源:国家能源局，金风科技， 整理我国海上风电成本下降空间巨大海上风电行业发展初期，技术创新与产业链不成熟，开发投资技术和成本巨大，对政府补贴依赖度高。目前我国海上风电的单千瓦投资成本是陆上风电的两倍以上。 根据彭博新能源财经的数据，以全生命周期的平准化电力成本（LCOE）测算，

60、目前我国海上风电度电成本区间为 0.675-0.856 元，而且各区域差异较大。表 18：海上风电项目度电成本测算假设条件情景 1情景 2情景 3情景 4项目造价（元/千瓦）12000147761693722000利用小时数2800280028002800贷款比例（%）75757575融资成本（%）6666度电成本（元/千瓦时）0.50.570.630.76资料来源:公众号能源发展与政策， 整理目前风资源最好的广东和福建地区，估算平均度电成本目前是最低的。考虑今后我 国海上风电市场逐步规模化发展，促进施工、运维成本进一步降低，以及海上机组 随着技术进步和工艺提升，成本和售价进一步下降，预计 2