光伏与风电行业发展及2020年度投资策略

3.2 海上风电如火如荼，机组大型化步伐加快

从装机结构看，可分为陆上风电、海上风电。陆上风电优点是机组成熟、成本较低、 运维简单，但风资源集中在三北地区，外送通道容量有限使得消纳水平低。海上风 电优点在于风资源优势明显、距离东部城市近而消纳水平高，缺点是成本高、维护 难。目前，海上风电正成为各国风电发展的趋势。

海上风电快速增长。海上风电具有风资源丰富、发电利用小时数高、消纳能力好、 不占用土地资源等优势，全球正在积极探索发展海上风电。2018 年国内海上风电新 增装机为 1.65GW，同比提升 42.24%；装机占全球海上新增装机的 38.02%，且占 比逐年递增。据全球风能协会预测，到 2030 年，全球海上风电累计装机容量将达 到 120GW。而陆上风电，全球年度新增装机量呈下降趋势，其中 2018 年中国装机 有所提升至 19.45GW，同比提升 4.9%。

根据《风电发展“十三五”规划》，到 2020 年全国海上风电开工建设规模达到 1000 万千瓦，累计并网容量达到 500 万千瓦。而彭博新能源财经估计，到 2020 年中国 的海上风电累计装机容量可以达到 800 万千瓦。海上风电建设力度及进度最快的省 份为广东、江苏及福建，其中，广东省项目总量占国内总容量的近 62%。

机组大型化趋势加快。由于 2021 年陆上风电实施无补贴政策，倒逼风电度电成本 进一步下降，早日实现平价上网。因此风电场需要在既定的风况下，尽可能的提高 发电量同时降低工程造价。大容量机组在应用中有更多优势，（1）中高风速适应性 好；（ 2）节约征占地费用；（3）便于运维、管理；（4）整体上降低造价。因此目前 行业呈现机组大型化趋势。而海上风电机型大型化更加明显，目前 GE 已安装的最大风电机组 12MW，西门子歌美飒 10MW 风机目前已完成首台样机机舱制造。

海上风力发电侧平价上网经济性测算。目前，我国海上风电单位千瓦投资一般在 15000～19000元之间。假设按照2019年新核准海上风电指导价是0.8元/度测算， 运维费 1-3 年，3-5 年，6-10 年，10 年以后占总成本分别为 0%，1.1%，1.4%， 2.5%，其他固定成本每年 500 万元，利息 6%，等额本金测算如下：

根据中国电力行业年度发展报告，海上风电目前平价造价在 16233 元/kw，因此在 利用小时数达到 3400 以上时，内部收益率超过 8%，可以达到合理投资收益。未来 因设备价格下降、建安经验愈丰富、技术水平更高，使得系统成本下降潜力较大， 内部收益率或将十分可观。

3.3 抢装行情正当时，产业链价格持续下行

抢装行情正开启。风电行情的抢装，源于上半年风电政策的出台。5 月 24 日，国家 发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，明确了 2019-2020 年陆上风电 和海上风电新核准项目的电价政策，以及之前核准项目所适用的电价。利用市场的 逐利性，通过对度电补贴的调整，来改变国内新增装机的进度。

陆上风电项目政策梳理：1、2019 年 I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度 规模管理的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（含税、下同）；2020 年指导价分别调整为每千瓦时 0.29 元、0.34 元、0.38 元、0.47 元。2、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 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。自 2021 年 1 月 1 日开始，新核准的陆上 风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

海上风电项目政策梳理：1、2018 年底前大量核准的海上风电项目，如在 2021 年 底前全部机组完成并网的，才能执行每千瓦时 0.85 元的上网电价。2022 年及以后 全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。2、2019 年符合规划、纳入财政补 贴年度规模管理的新核准近海风电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。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述 指导价。

风机设备价格持续回升。根据金风统计数据，行业招标容量显著提升，产业链处于 供不应求状态。风电整机企业的议价能力在不断提升，截止三季度末，主流陆上风 机投标价格已从 2018 年底的 3327 元/千瓦反弹至 3800 元/千瓦，上涨 14.22%，部 分投标价格甚至超过 4200 元/千瓦。风机价格的提升，使得整机企业的盈利能力不 断改善。

零部件企业盈利能力显著提高。由于抢装带来的产品供不应求，零部件企业产品单 价都有较多提升，其中 2019 年上半年风塔、铸件价格相对 2017 年都有 28.10%、17.54%的增幅。而公司预收账款持续提升，显示在手订单持续增多。

抢装带来的收益丰厚。由于风电机组的全周期寿命为 20 年，无论是陆上风电或海 上风电，假设延迟并网使得度电补贴相差 0.05 元，则对于一个 500MW 的中型陆上 风电场，假设投资成本为 7000 元/kw，则总投资额约为 35 亿元。假设利用小时数 2000h，则因为度电补贴减少 0.05 元，每年的收入将减少 0.5 亿元，全周期 20 年 收入合计将减少 10 亿元，粗略估计占初始总投资额 35%。所以，补贴的稍许差别 可带来收益的巨大区别，因此抢装行情在利益驱使下开启。3.4 平价上网渐进，未来装机空间广阔

风电度电成本持续下降。2018 年全球陆上风电加权平均 LCOE 为 0.056 美元/千瓦 时，相比 2017 年下降了 13％，比 2010 年降低 35％；2018 年海上风电全球加权 平均 LCOE 为 0.127 美元/千瓦时，比 2017 年低 1％，比 2010 年低 20％。目前海 上风电市场主要参与者仍局限于少数国家，中国目前仅次于英国、德国，位居全球 第三，占全球海上风电装机总容量的 20%。

而根据国网能源研究院发布的《中国新能源发电分析报告（2019）》，2018 年陆上 风电投资成本约为 7500 元/kw，同比下降 6%；而海上风电投资成本约为14000-19000 元/kw。陆上风电、海上风电平均度电成本约为 0.38 元/kwh、0.64 元 /kwh。根据彭博新能源财经最新预测，2020 年，我国陆上风电成本将下降至 0.3-0.4 元/kwh；2025 年，将下降到 0.20-0.23 元/kwh。而海上风电度电成本 2020 年将下 降至 0.56 元/kwh；2030 年下降至 0.41 元/kwh。

各省份风电项目收益率情况。从开发经济性看，目前已有省份有不错的内部收益率。 “三北”地区、以及山东、江苏、上海、福建、四川等中东部和南方地区，由于资 源条件优越、建设成本和非技术成本较低，预计 2020 年可以实现平价上网。根据 国网能源研究院测算，福建、辽宁、四川、河北Ⅱ、湖南风电项目内部收益率排名 靠前，超过 10%；而贵州、宁夏、重庆、海南等受资源条件、土地、市场等非技术 成本影响，内部收益率较低，不具备平价上网的条件。

4. 建议关注细分领域龙头企业

4.1 隆基股份（601012）：成长的蜕变，进击的巨人

4.1 通威股份（600438）： 产能扩张，成本为王

4.3 晶盛机电（300316）： 光伏王者迎扩产，半导体蓄势待发

4.4 捷佳伟创（300724）： 光伏设备领军前行，技术升级使命光荣

4.5 迈为股份（300751）：丝网印刷领军企业，积极布局 HIT、叠瓦设备

4.6 金风科技（002202）： 行业复苏，迎风起航

4.7 天顺风能（002531）： 风塔量价齐升，叶片持续加码