?官方對風電補貼項目并網時間設了嚴格要求，近年來獲得核準的風電項目，正在緊鑼密鼓地推進工程建設，力求及時并網，享受原定補貼額度。 綜合風電開發商電子商務平臺及公開招標 網站信息的不完全統計，2019 年，中國（大陸）風電市場公開招標量達 68.3829GW（不含民營企業未 公開招標數據），而 2018 年、2017 年分別為 33.50GW、27.20GW分類來看，2019 年陸上、海上風電市場公開招標量分別為 52.1691GW、16.2138GW，分別是 2018 年的近 2 倍、逾 3 倍，分別占總招 標量的 76.29%、23.71%。由此可見，2019 年風電招標量呈現“井噴”之勢。

風電招標量激增，使得重要配套設備市場一時間供不應求。從最重要的設備——風機角度來看，其價格一路上漲。以風機龍頭金風科技為例，根據其官網發布的《2019 年三季度業績報告》演示材料，其 不同功率機型投標價格從 2018 年 7 月開始回升，2019 年 9 月 2.5MW 機型投標均價 3,898 元/kW，自2018 年 8 月價格低點 3,330 元/kW 回升 17.06%，2019 年 9 月 3MW 機型投標均價已達到 3900 元/kW， 有報道稱2019 年 10 月下旬風機價格 出現 4150 元/kW 的案例，達到 2016 年同期價格高位區間。

我們認為，在市場需求旺盛的背景下，2020 年風機價格或將維持高位。展望未來，隨著補貼退坡、上網電價下移，風機價格進一步上漲的空間有限。隨著陸上風電補貼全面退坡，下游市場需求或于 2021 年出現波動，亦將對后續風機價格走勢形成一定壓力。

在下游需求驟升的刺激下，諸多環節的供應商紛紛擴產，增加供應。以風塔供應商天順風能為例， 據其官方微信公眾號報道，其新建的山東鄄城 10 萬噸風電塔筒基地已于 2019 年 12 月 18 日正式投產，

我們判斷，公司 2019 年底風塔產能已增至 55 萬噸左右；另據公司 2020 年 1 月 9 日公告，全資子公司 “蘇州天順”將于內蒙古烏蘭察布市商都縣投資建設 12 萬噸陸上風塔及其配套零部件產能，公司還將于江 蘇射陽投資建設約 25 萬噸風電海工產品產能。

然而，風電行業仍有一些環節存在一定程度的供應鏈瓶頸，比如，適配大功率風機的高端軸承、用 于制造風電葉片的巴沙木、海上風機吊裝船、大型液壓打樁錘等。

據中電聯《2019 年全國電力工業統計快報一覽表》，中國大陸 2019 年風電新增并網 25.74GW。同時考慮中國市場的招標量“井噴”情況，以及供應鏈瓶頸的存在，我們預計，2020 年中國大陸將新增 風電并網 36GW。但是，隨著一批 2018 年底前核準的項目在 2020 年底前完成“搶裝”并網，2021 年 的國內風電市場或將有所“降溫”；隨著一批 2019~2020 年核準的項目在 2021 年底前完成“搶裝”并 網，補貼政策對此輪風電市場的刺激效應，將告一段落。

因此，對于優質供應商來說，適時布局海外市場，順應國際客戶需求變化，將有助減緩中國市場需 求波動對業績走勢的沖擊。舉例來說，振江股份的下游客戶包括（但不限于）西門子、通用電氣（GE）、 Enercon、Senvion 等國際知名風機制造商。其 2018 年營業收入中，轉子房、機艙罩、定子段等風電設 備占比達到 48.9%；當期主營收入中，超過 77%來自國外市場的貢獻。

我們預計，2019 ~2023 年全球風電新增裝機將維持在 55~61GW 之間，總體保持平穩。關于 2017~2023 年中國大陸及全球風電新增裝機的統計與預測。

提升利用小時數是風電實現平價的重要著力點，大容量風機將加大應用

對于國內風電行業來說，實現平價上網，是當期重要的階段性目標。對于風資源確定的風電場而言， 若鎖定上網價格（如與當地煤電上網基準價保持一致），影響項目收益率的主要因素有：機組利用小時 數、單位容量造價、項目融資結構及貸款利率等。結合產業發展現狀，我們認為，通過各種途徑提升利用小時數，是實現平價的重要著力點；在大規模陸上風電場和海上風電項目中，大容量風機將加大應用。

從設備供應角度看，如自然環境等其他因素不變，提高指定風電場年利用小時數的主要途徑有：改 進風機設計，增大單位容量掃風面積（m2 /kW）；適當增加塔筒高度，使風機獲得更大風速的運行環境； 優化風電場設計，在保證風機安全的前提下減小風機之間的“尾流”影響。

為迎接“平價”時代到來，具有陸上風資源天然優勢的地區，如“三北”（西北、華北、東北）地區與云南、福建、四川等省區，將對陸上風電項目投資資金產生較大的“虹吸”效應；遠海風電開發， 也將逐步提上議事日程。而對于風資源較好的大規模陸上風電場和海上（尤其遠海）風電項目來說，大 容量風機的應用，將有助提高風電場整體經濟效益。

過去一兩年，國內涌現一批頗具“規模效應”的大型單體陸上風電場開發項目，如：國家電投投資 建設的烏蘭察布風電基地一期 6GW 項目、青海海南州特高壓外送基地（2GW 風電+3GW 光伏）、上海 廟至山東直流特高壓輸電通道配套可再生能源基地阿拉善盟區域 1.6GW 風電項目。其中，烏蘭察布風 電基地一期 6GW 項目已于 2019 上半年完成風機招標，上海電氣、金風科技、中國海裝、明陽智能和東方風電（東方電氣下屬公司）分別中標該項目五 個標段的配套風機采購招標，容量分別為 1.4GW、1.3GW、0.9GW、1.3GW 和 1.1GW。上述 5 家風機制造商投標時報送的機型單機功率在 3.2~5.6GW 之間，該項目中標機型單機平均容量為 4.16GW。

據中國可再生能源學會風能專業委員會、中國農機工業協會風力機械分會、國家可再生能源中心 2019 年 4 月 4 日聯合發布的《2018 年中國風電吊裝容量統計簡報》，2018 年中國（大陸）市場新增風 電機組中，2MW 機型在新增裝機容量中占比 50.6%，2~3MW（不含 3MW）機型占比 31.9%，為市場 主力，如圖 15 所示；而當期 3~3.9MW、4~5.9MW 機型合計占比僅有 12.9%，且多用于海上風電項目。

對比可見，烏蘭察布風電基地一期 6GW 項目的應用機型顯著高于 2018 年市場平均水平。

海上風電方面，2018 年 12 月 28 日出臺的《福建省海上風電項目競爭配置辦法（試行）（公開征求 意見稿）》提出，“原則上采用的風電機組應具有自主知識產權、單機容量不低于 8000 千瓦（即 8MW）”； 廣東、浙江等地的規劃也倡導海上風電采用 5MW 及以上機型。

我們分析認為，在運行環境允許的情況下，如以大功率風機代替小功率風機，可整體減少風電場單 位容量的投資額。比如，在大型陸上風電場用 5.0MW 風機替代 2.5MW 風機，在海上（尤其遠海）風電 場用 12MW 風機（GE 已著手實施該類產品在中國廣東揭陽的產業化）替代 6MW 風機，可以將風機、 塔筒的數量減少一半，盡管大容量風機及配套塔筒的單價或有一定上浮，但整體的塔筒投資、風機吊裝 費用和風機維護費用，以及在配電系統方面的投入，有望得到一定縮減。

從實際裝機情況看，風機應用的平均功率不斷提升。中國風能協會（CWEA）統計數據表明，

2008~2013 年，1.5~2MW 風機在相應年度新增裝機中的占比超過 50%；2015 年以來，2.0~2.5MW 風機占比超過 50%，擠占了 2MW 以下風機的份額，且 2.5MW 以上風機的占比逐年提升，主流風機廠商已將大功率機型作為重要研發方向，在 2019 北京國際風能大會暨展覽會（CWP2019） 上展出的陸上風機新產品一般超過 3MW 甚至 5MW，海上風機新產品以 10MW 為目標。

我們預計，2022 年以后，隨著“平價”要求執行力度加大，陸上風電新建項目的單機容量將達到 3MW 以上；如 GE、東方電氣、上海電氣、明陽智能的相關新機型產業化順利推進，8MW 及以上機型 在海上風電新項目中將加大應用，一定程度上將對我國遠海風電資源開發起到重要支撐。