风电行业把握行业集中度提升的成长机遇：风电平价时代产业格局重新洗牌

1、内容目录 HYPERLINK l _TOC_250017 三北平价大基地启动建设5 HYPERLINK l _TOC_250016 2019 年消纳改善 三北红橙区域有望摘帽重启建设5 HYPERLINK l _TOC_250015 特高压集中建设和柔性输电技术推广，配套新能源送出需求6 HYPERLINK l _TOC_250014 平价大基地项目推广推动风机大型化浪潮9 HYPERLINK l _TOC_250013 海上风电跑步进入 6MW 时代11 HYPERLINK l _TOC_250012 国内海上风电进入密集抢装期11 HYPERLINK l _TOC_250011 海上风机全

2、面进入 6MW 时代，未来将快速切入 8-10MW12 HYPERLINK l _TOC_250010 零部件细分市场显著分化 “两海”龙头获蓝海机遇15 HYPERLINK l _TOC_250009 风机涨价为制造产业链争取更多利润空间15 HYPERLINK l _TOC_250008 国内外风电装备制造业整合促进上游零部件企业扩产15 HYPERLINK l _TOC_250007 开发主导权回归国有发电集团 头部风塔厂获益显著17 HYPERLINK l _TOC_250006 海外客户加码中国采购，优质零部件企业扩产增收18 HYPERLINK l _TOC_250005 国产风电

3、零部件具有全球竞争力和领先的性价比18 HYPERLINK l _TOC_250004 首推具有海外及海上产品的零部件龙头22 HYPERLINK l _TOC_250003 代表企业：日月股份22 HYPERLINK l _TOC_250002 代表企业：天顺风能23 HYPERLINK l _TOC_250001 投资建议24 HYPERLINK l _TOC_250000 风险提示24国信证券投资评级26分析师承诺26风险提示26证券投资咨询业务的说明26图表目录图 1：我国能源资源与用电区域分布5图 2：我国历年核准/开工特高压数量及类型（条）6图 3：柔性直流输电技术的典型应用场景8

4、图 4：机组大型化与度电成本的变动关系示意图9图 5：主要风机厂商毛利率历年走势10图 6：我国海上风电发展历史及未来新增装机规模（万千瓦）12图 7：2018 年国内海上风电市场份额13图 8：2018 年国内海上风电新增吊装分布（MW）13图 9：风电成本下降空间预测14图 10：国内风电设备季度招标容量（GW）15图 11：国内风电设备投标均价（元/千瓦）15图 12：海外风机市场 2018 年份额20图 13：西欧海上风电上网电价走势21图 14：2008-2018 欧洲海上风机新增装机容量（万千瓦）21图 15：欧洲海上风电 2018-2050 年新增装机规划（GW）22图 16：风

5、电铸件产品示例23图 17：塑料机械铸件产品示例23图 18：天顺塔筒年销售量（万吨）24图 19：天顺海外业务销售占比（%）24表 1：我国特高压已投运特高压7表 2：2018 年国家能源局规划 9 条重点输变电工程7表 3：三北近期启动前期工作的平价风电项目汇总8表 4：节能风电德令哈 50MW 陆上项目总投资概算(单位：万元）9表 5：乌兰察布 6GW 项目风机中标价结果9表 6：中广核兴安盟平价风电基地机组选型10表 7：阿拉善盟地区配套上海庙至山东直流特高压风电基地开发企业评优结果10表 8：2019 年全球各大整机厂商陆上新产品信息（横线前为叶轮直径、米）10表 9：截至 2018

6、 年底我国海上风电已核准和待核准项目梳理（GW）11表 10：我国历史海上风电项目上网电价相关规定11表 11：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）11表 12：国内海上风电招标市场订单转化情况（单位：GW）12表 13：2019 年新核准海上风电项目统计12表 14：国内商业化海上风机主打产品13表 15：2019 年国内海上风电风机中标概览（不完全统计，MW）14表 16：海上风电项目度电成本测算14表 17：机组大型化铸件产品的变化差异15表 18：中国风电吊装市场排名16表 19：国内外风机市场集中度对比16表 20：国内主要铸件制造企业产能

7、对比16表 21：国内主要风塔制造企业产能对比17表 22：风电零部件企业 2019 年新增产能及未来扩产潜力17表 23：国内风塔企业历史出货量和市场占有率（万吨，%）18表 24：中国风电装备制造业全球渗透率19表 25：全球风电细分市场预测值19表 26：维斯塔斯及西门子歌美飒 2018/19 年内新签订单容量比较19表 27：维斯塔斯 2019 年新款陆上风机20表 28：西门子歌美飒各产品平台预期生产量20表 29：欧洲海上风电 2050 规划21表 30：2018 年全球海上风电制造商市场份额（前五）22表 31：全球风电整机厂商市场份额及排名23表 32：天顺风能风塔/桩基产能（

8、2019 年底）24三北平价大基地启动建设2019 年消纳改善 三北红橙区域有望摘帽重启建设从能源消费革命看，2016 年国家发改委、能源局印发能源生产和消费革命战略（2016-2030）文件指出，20212030 年，可再生能源、天然气和核能利用持续增长，高碳化石能源利用大幅减少，能源消费总量控制在 60 亿吨标准煤以内，非化石能源占能源消费总量比重达到 20%左右；展望 2050 年，能源消费总量基本稳定，非化石能源占比超过一半；国网能源研究院预测，为实现一次能源的低碳化目标，2050 年电能占终端能源的比重须超过 50%，有望达到52%；而 2025 年该比例将从目前的 25.5%提升到

9、 30%以上。电能的利用范围前所未有地拓展，交通等传统化石能源消费市场出现明显的电能替代趋势。我国不同地区的自然条件不同，我国大型能源基地与能源消费地之间的输送距离将达到 2500 公里以上。由于我国能源资源与需求逆向分布的基本国情，以及能源转型发展的需要，决定了必须建设大电网、构建大市场，在更大范围优化能源资源配置。以风电为例，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

10、丰富、地缘辽阔、风电场开发建设成本低，2006 至 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%。图 1：我国能源资源与用电区域分布资料来源:电力科学研究院， 整理因此中国风电发展历史自“十二五”期间以来，始终与并网消纳的瓶颈问题高度相关。历年限电率高企之后，国内风电装机均会出现明显回落，而随着限电问题的解决，风电装机增速又会重新起步。2013 年国内弃风率较 2012 年的 17%有明显好转，同比下滑 5 个百分点，随后开启了为期三年的装机快速增长阶段。2016 年随着北方抢装过后形成了短暂的严重限电问题，北方风电装机市场

11、被迫暂停，开发商被迫南下开发，行业装机增速也连续两年下滑，从 2015 年的 30.75下滑至 2017 年的 19.66GW。“十三五”期间以来，国家能源局出台风电消纳预警机制，同时大力推动电力体制改革，旨在从根本上解决新能源消纳瓶颈问题，为新能源平价发展，实现能源结构调整的宏伟目标提供现实基础。弃风率在 2016 年以来明显回落，从 2016年的 17%改善至 2018 年的 7%。2019 年 1-9 月我国风电消纳持续改善，平均弃风率 4.0%，同比下降 4.5 个百分点，风电预警监测红色、橙色地区的弃风率显著下降，2020 年有望“摘帽”： 橙色区域弃风率已降至 10%以内，其中河北

12、降至 4.0%、内蒙降至 6.6%，山西下降至 0.8%。红色地区甘肃已经下降到 8.9%。新疆自治区发改委也于日前宣布，新疆前 11 个月弃风率下降到 8.2%，同比下降 6.1 个百分点。2019 年三北地区弃风率全面下降为未来的三北市场重启和平价项目切入提供前提基础。预计 2020 年红色区域新疆、甘肃将转为橙色，存量路条可以恢复开工建设，河北、内蒙将转为绿色区域，启动平价项目的核准工作。特高压集中建设和柔性输电技术推广，配套新能源送出需求随着能源输送距离和规模越来越大，为满足大型可再生能源基地的集约化开发和利用，2020 年我国特高压及跨区、跨国电网输送容量将达到 4.1 亿千瓦。“十

13、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。图 2：我国历年核准/开工特高压数量及类型（条）46交流 直流531111211112221220062008201120122013201420152016201720182019资料来源:北极星电力网， 整理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，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

14、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 1：我国特高压已投运特高压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2012-12-12720 万千瓦皖电东送 1000 千伏2013-

15、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2016-11-292400 万千伏安是17 年投运甘肃酒泉-湖南湘潭800 千伏2

16、017-6-41600 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2017-12-252000 万千瓦是内蒙锡蒙-江苏泰州800 千伏2017-9-3020002017-12-25 万是千瓦滇西北大理-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 万千瓦是资料来源:运达股份， 整理国家能源局在 2018 年 9 月 7 日印发的关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知，要求在今明两年核准开工

17、九项重点输变电工程，合计输电能力 5700 万千瓦。表 2：2018 年国家能源局规划 9 条重点输变电工程重点输电工程进展输电能力（万千瓦）配套工程（34 亿）张北-雄安 1000kV 特高压交流开工600陕北-湖北800 千伏特高压直流输电工程开工800荆门-武汉特高压交流工程雅中-江西特高压直流工程开工800南昌-武汉、南昌-长沙特高压交流工程南阳-荆门-长沙特高压交流工程核准600闽粤联网工程核准200云贵互联通道工程开工300白鹤滩-江苏特高压直流2019 年内核准开工800白鹤滩-浙江特高压直流2019 年内核准开工800资料来源:国家能源局，国信证券经济研究所整理青海-河南800

18、kV 特高压直流开工800驻马店-南阳（51 亿）、驻马店-武汉特高压交流工程得益于 2014-2016 年批量规划的特高压投运，以及 2019-2020 年新一批输电通道的建设，目前计划在 2020 年下半年至 2022 年集中建设的配套风电平价（低价）基地项目达到 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技术创新升级和市场格局集中。表 3：三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

19、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1.02

20、019 年 5 月获能源局公示吉林 2019 年底批复平价项目1.22019 年 11 月吉林发改委批复合计20.0资料来源:各地发改委官网， 整理可再生能源的大范围、规模性开发，将对电网的控制和运行将带来挑战，智能化的并网和控制技术的推广普及，是缓解可再生能源发电对电网安全运行影响的有效手段。柔性直流输电技术是目前国际上公认的最具技术优势的风场接入方式，其适用于任何形式的风场并网。尤其是对于百兆瓦和千兆瓦级的偏远陆地及海上风电场来说，使用智能化的柔性直流输电装备进行风场并网，可以满足风场运行时的故障穿越及稳态和暂态性能的要求，具有显著的技术竞争力。图 3：柔性直流输电技术的典型应用场景资料来

21、源:中国电力科学研究院，汤广福， 整理随着可再生能源发电项目的不断增多，我国柔性直流输电工程预计将以每年 12 条的数量持续增长，平均每年新增输电容量可达 200WM 以上。为智能电网接纳大规模间歇式电源，提供更好的技术保障。图：2015 年国内柔性直流输电工程初步规划资料来源:中国电力科学研究院， 整理从设备需求分析，已经启动开发工作，并计划在 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，从产业链供给能力分析，上述项目的集中吊装期在 2021 年，且所使用的风电机组全部升级为 4.0MW 以上机型，将带动装备制造业的技术创新升级和市场格局集中。平价大

22、基地项目推广推动风机大型化浪潮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

23、将进一步提高。表 4：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， 整理表 5：乌兰察布 6GW 项目风机中标价结果标段项目装机容量（MW）中标风机企业机组选型一幸福第一风电场+大板梁第四风电场1400上海电气4.5MW-

24、115、4.8MW-146、5.0MW-155二幸福第二风电场+大板梁第二风电场1300金风科技4.8MW-136、4.5MW-155、5.6MW-155三大板梁第一风电场+大板梁第三风电场900中国海装3.4MW-136、3.4MW-140、4.2MW-146、3.6MW-146四红格尔第一风电场和红格尔第二风电场1300明阳智能4.0MW-156五红格尔第三风电场和红格尔第四风电场1100东方电气4.2MW-155资料来源:每日风电微信公众号， 整理，最终机组选型以项目为准表 6：中广核兴安盟平价风电基地机组选型区域地块装机容量(MW)机组选型兴安盟科尔沁右翼前旗A 区502.5101 台

25、金风 4.5MW 风电机组、10 台金风 4.8MW 风电机组B 区499.8119 台东方电气 4.2MW 的风电机组科尔沁右翼中旗C 区、D 区、E 区、F 区、G 区资料来源:中广核集团、 整理2000222 台金风 4.5MW 风电机组、201 台东方电气 4.2MW风电机组及 49 台东方电气 3.2MW 机组表 7：阿拉善盟地区配套上海庙至山东直流特高压风电基地开发企业评优结果序号企业名称装机容量（MW）设备主要参数1山东能源集团400单机容量 3.2MW，叶轮直径 141 米2华能新能源股份有限公司400单机容量 2.5/3MW，叶轮直径 146 米3国家电力投资集团有限公司40

26、0单机容量 3MW，叶轮直径 145 米4中国大唐集团有限公司400单机容量 3.45MW，叶轮直径 146 米资料来源:阿拉善盟行政公署， 整理为顺应市场需求变化，2019 年国内各家整机厂商均发布了更大容量的陆上风机产品，满足业主对度电成本快速下降的需求。与此同时，机组大型化，还可以有利于整机厂商在当前 3MW 级别的机型向上兼容，做到单机成本上升的速度缓于单机容量提升的速度，来实现制造毛利率的修复。表 8：2019 年全球各大整机厂商陆上新产品信息（横线前为叶轮直径、米）整机厂商陆上风机维斯塔斯150/162-5.6MW西门子歌美飒155/170-5.8MWNordex Acciona1

27、49-4.0-4.5MW金风科技4.8MW-136、4.5MW-155、5.6MW-155明阳智能166-5.0MW远景能源156-3.XMW上海电气146/155-4.8MW、155-4.5MW运达股份147/156-4.5MW重庆海装4.2-5.5MW中车风电5.XMW资料来源:公司官网、 整理图 5：主要风机厂商毛利率历年走势30.00%明阳智能金风科技运达股份25.00%20.00%15.00%10.00%5.00%0.00%2010201120122013201420152016201720182019H1资料来源:公司公告， 整理海上风电跑步进入 6MW 时代海上风电具有不占用土地

28、、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。表 9：截至 2018 年底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， 整理国内海上风电进入密

29、集抢装期国家发改委 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 10：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电价政策的通知（发改价格2014

30、1216 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 2019/2020 年新核准近海风电指导价调

31、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，上述项目如果没有在 2021 年底之前全部并网，近海项目面临超过 12% 的电价

32、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 11：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2019 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

33、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。因此2019 年我国海上项目招标量激增，从2018 年的5GW 激增至15GW 以上。业主纷纷希望加快招标、微观选址和开工进程，以锁定较高的补贴电价， 2020-2021 年我国海上风电装备需求将持续提升。与此同时，2019 年各地已经完成海上风电新增核准容量为 5.25GW，电价降幅在 0.06-0.12 元之间，为 2021年以后的建设需求打好坚实基

34、础。表 12：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 1-3Q114.918.5合计23.5资料来源:国家能源局，金风科技， 整理表 13：2019 年新核准海上风电项目统计2019 年海上新增核准容量（GW）中标电价（元/千瓦时）山东1.20.79辽宁1.3上海0.20.7388浙江2.550.765合计5.25资料来源:各地发改为网站， 整理图 6：我国海上风电发展历史及未来新增装机规模（

35、万千瓦）964.5664.5444.54006 4523673610416359279116300165.22051364.52013201420152016201720182019E2020E2021E当年新增吊装累计吊装资料来源:风能协会， 预测海上风机全面进入 6MW 时代，未来将快速切入 8-10MW由于机组大型化是全行业公认的度电成本下降的核心路径，因此国内海上风电厂商的竞争必然离不开对大容量机组的布局速度。目前只有具备 6MW 以上海上风机产品的整机厂商，才能够继续保持国内市场领先地位。由下表可见，目前已经将主打 产品布局在 6MW 以上级别的整机厂商只有上海电气、金风科技、明阳智

36、能、东方电气等。而重庆海装和远景能源的主力海上产品暂时停留在 4-5MW 区间。目前各家整机厂商已经将新机型开发重点落在 8-10MW 区间，未来我国海上风电的机组大型化进程将呈现加速趋势。表 14：国内商业化海上风机主打产品整机厂商主打产品单机容量上海电气SWT7.0-1547SWT6.0-1546金风科技GW6.X6-6.7明阳智能MySE7.25-1557.25MySE5.5-1555.5东方电气重庆海装H171-55远景能源4.2-130/1364资料来源:公司官网，国信证券经济研究所整理大型风机的轻量化改进，颠覆了传统设计理念，能够实现超大叶轮动态载荷的精确控制，结合柔性高塔技术，实

37、现轮毂高度和单机发电量提升的同时，有效控制风塔成本的上升，从而达到降低度电成本的目标。50%44%80072645%70040%35%30%24%24%50040240125%40020%30015%10%5%5.5%1.1%0.7%0.3%20010091181250%上海电气远景金风科技明阳智能GE联合动力湘电风能上海电气远景金风科技明阳智能GE联合动力 湘电风能从海上风电设备格局来看，国内海上风电吊装容量在 2015 年以前较为低迷， 每年新增装机容量低于 400MW，即仅仅相当于一个规模化海上项目的容量。多数整机厂商主要以试验样机吊装为主，没有形成海上产品的批量化生产销售。2016 年

38、我国海上装机首次突破 500WM，达到 592MW，上海电气、金风科技、远景能源、明阳智能和重庆海装海上装机规模迅速崛起。以往的市场格局将被彻底洗牌。明阳智能、东方电气份额快速上升，将取代远景跻身行业前四。同时行业龙头与后面几名的差距也在扩大。图 7：2018 年国内海上风电市场份额图 8：2018 年国内海上风电新增吊装分布（MW）6000资料来源：CWEA， 整理资料来源：CWEA， 整理表 15：2019 年国内海上风电风机中标概览（不完全统计，MW）整机厂商中标项目中标容量上海电气国电投揭阳神泉 400MW200上海电气如东 H5 海上风场300上海电气中闽莆田平海湾三期102上海电气

39、昌邑莱州湾一期150上海电气华能汕头海门（场址二、场址三）550上海电气华能嘉兴 2 号海上风电300上海电气三峡江苏如东（H6、H10）800明阳智能广东阳江阳西沙扒三期标段一200明阳智能昌邑莱州湾一期150明阳智能国电投揭阳神泉 400MW200明阳智能国电投揭阳靖海150明阳智能汕尾后湖海上风电500明阳智能汕尾甲子500明阳智能汕尾陆丰400明阳智能汕头勒门400金风科技长乐海外海上风电项目100金风科技漳浦六鳌海上风电场 I202金风科技漳浦六鳌海上风电场 III100东方电气阳江阳西沙扒三期标段二200东方电气阳江阳西沙扒四期300东方电气阳江阳西沙扒五期300东方电气漳浦六鳌海

40、上风电场 II100湘电风能浙能嘉兴 1 号海上风电场300合计6,904资料来源:行业公开新闻，为不完全统计，数据不代表企业实际市场份额， 整理以全生命周期的平准化电力成本（LCOE）测算，目前我国海上风电度电成本区间 为 0.5-0.76 元，而且各区域差异较大。表 16：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， 整理下图为国际能源

41、署预测的未来各种技术路线的海上风电度电成本下降空间，其中漂浮是海上风电的成本下降空间最大，达到 50%；而目前主流的固定式海上风电仍有接近 40%的成本下降空间，未来海上风电完全具备全面平价的潜力。图 9：风电成本下降空间预测201520182020202520302035204020452050 陆上风电漂浮式海上风电（保守估计）固定式海上风电 漂浮式海上风电（乐观估计）10%0%-10%-20%-30%-40%-50%-60%资料来源:国际能源署， 整理零部件细分市场显著分化 “两海”龙头获蓝海机遇风机涨价为制造产业链争取更多利润空间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

42、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”。而与此同时，大容量、大叶轮机组的供应能力，则深深受制于产业链上游的供应能力。自 2019 年初，行业内即出现主轴承和铸件的短期供应瓶颈，进入下半年，叶片的缺货再次进一步制约行业出货量增长。由于产能的匮乏，国内份额较为领先的整机厂商如金风科技、运达股份等，已经基本停止参与 2020 年内的供货项目，这也导致业主的焦虑和恐慌，招标量继续放大，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。风机价格继续快速上涨，截至 2019 年 9

43、 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。图 10：国内风电设备季度招标容量（GW）图 11：国内风电设备投标均价（元/千瓦）17.4 17.614.99.68.69.36.77.47.26.15.920184000163900143800370012 2.0MW2.5MW3.0MW349638983745361639003600 3750 37393450 3437103500340083300369535623434 34523330 33673371350935363410 346064

44、2017Q1 17Q2 17Q3 17Q4 18Q1 18Q2 18Q3 18Q4 19Q1 19Q2 19Q33200310033203268300031963327 3344资料来源：金风科技， 整理资料来源：金风科技， 整理在行业招标容量翻倍的前提下，零部件的供应能力无法同步提升，成为行业出货量的硬约束。单风机价格的快速上涨为零部件企业留出涨价空间，鼓励企业进入下一轮扩产周期。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，叶片长度、重量、载荷、发电量和整机成本

45、多条件影响机组大型化的发展节奏和技术方向。以风电铸件为例，目前大兆瓦的供应能力集中在日月股份、吉鑫科技、歌博铸造、大连重工、豪迈科技、台湾永冠等几家企业，4MW 以上风电铸件配套的精加工能力则更为稀缺。表 17：机组大型化铸件产品的变化差异铸件单价（万元/吨）单位用量（吨/MW)单吨机加工成本（万元）2-3MW1.0-1.220-220.18-0.24MW 以上1.5-1.722-230.25-0.3资料来源:日月股份， 整理国内外风电装备制造业整合促进上游零部件企业扩产2018 年中国风电吊装容量排名前 5 名的整机厂商市占率合计达到 75.2%，同比提升 8.3 个百分点；行业龙头金风科技

46、市场占有率跃升 5.1 个百分点，反映风机市场行业集中度显著加强。国际市场排名前六位的整机厂商市场占有率达到87%，而国内目前为 79%，仍有进一步提升空间。整机厂商集中度的提升意味着上游零部件企业的集中度也被动提升，行业前五名整机厂商的主力零部件供应商将获得更高的市场份额。表 18：中国风电吊装市场排名2018 年国内排名单位：万千瓦2018 年吊装容量2018 年市场份额2017 年吊装容量2017 年市场份额1金风科技67131.7%52326.6%2远景能源41819.8%30415.5%3明阳智能26212.4%24612.5%4联合动力1245.9%1316.7%5上海电气1145

47、.4%1125.7%6运达风电854.0%834.2%7中国海装813.8%934.7%8湘电风能552.6%934.7%9Vestas542.6%392.0%10东方电气381.8%804.1%11中车风电301.4%412.1%12南京风电301.4%0.0%13Siemens Gamesa281.3%110.6%14三一重能251.2%422.1%15华仪风能231.1%100.5%其他773.6%1588.0%合计2,114100.0%1,966100.0%资料来源:中国风能协会， 整理表 19：国内外风机市场集中度对比海外整机厂商海外风机市场占有率中国整机厂商中国风机市场占有率维斯塔

48、斯35%金风科技32%西门子歌美飒19%远景能源20%GE17%明阳智能12%Nordex8%联合动力6%MHI-Vestas4%上海电气5%Suzlon4%运达风电4%海外其他13%国内其他21%资料来源:GWEC、中国风能协会， 整理与此同时，随着风电整机制造企业竞争格局的快速集中，与之对应的优质风电零部件企业，也面临着市场份额被动快速提升的局面，细分行业龙头不仅在扩产后的前提下，产品供不应求，而且销售价格和毛利率均有所提高。龙头企业的扩产能力远超竞争对手，继续以超越同行的速度进行扩张。表 20：国内主要铸件制造企业产能对比企业名称铸造产能（万吨）产品类型日月股份40铸铁件永冠集团20铸铁

49、件吉鑫科技16铸铁件山东龙马15铸铁件歌博铸造15铸铁件华东风能8铸铁件佳力科技3.5铸铁件资料来源:公开资料， 整理。注：歌博产能为估计值。表 21：国内主要风塔制造企业产能对比风塔企业风塔年产能天顺风能48 万吨泰胜风能33 万吨天能重工30 万吨大金重工20 万吨资料来源: 公开资料， 整理。表 22：风电零部件企业 2019 年新增产能及未来扩产潜力2019 年新增扩产计划2020 年后潜在扩产空间日月股份12 万吨大型铸件机加工能力10 万吨大型风电铸件产能金雷股份新增 2.4 万吨/年锻造主轴、3 万吨/年其他精密传动轴恒润股份新上 8 千吨锻压机天顺风能山东鄄城 10 万吨风塔产

50、能，德国 10 万吨海上风电桩基产能三北、美国新增设厂计划天能重工兴安盟投资设厂（约 3 万吨）大金重工兴安盟投资设厂（约 3 万吨）资料来源:各家企业公开信息， 整理开发主导权回归国有发电集团 头部风塔厂获益显著2019 年 10 月 3 日晚，香港第二大上市风电运营商华能新能源（00958.HK）宣布私有化计划，为后续融资发展安排做铺垫。2019 年 7 月三峡新能源也力争年底具备 A 股 IPO 申报条件，2020 年完成上市。2019 年 9 月国电投集团也启动旗下黄河上游水电开发有限公司的引战工作。国有发电集团一方面在三北和海上跑马圈地争夺资源，另一方面则筹措资本，为未来庞大的资本开

51、支做准备。2021 年以后国内风电市场的开发主体将快速集中到 10-15 家国有企业之中。由于大型央企的设备招标、工程建设均有严格规范的要求，因此对风塔供应商的体系和业绩门槛迅速拔高，极大的利好头部 5-6 家风塔厂商，如天顺风能、天能重工、泰胜风能等。以中广核兴安盟项目的风塔采购投标资质要求来看，投标人必须具备年产 5 万吨塔筒的产能，并且在 2017-2018 年每年销售量在 4 万吨以上。而能够满足上述生产和销售纪录的风塔企业并不是很多，国内行业排名第四的大金重工 2018年的出货量也仅为 9-10 万吨，而 2018 年国内前四家风塔企业的市场占有率仅为 31%，市场格局较为分散，随着

52、电力央企高比例占据下游市场，风塔行业将迎来强者恒强的洗牌。表 23：国内风塔企业历史出货量和市场占有率（万吨，%）企业201620172018天顺风能国内出货量（吨）9.619.822国内市占率4%10%12%海外出货量（吨）2018.416海外占有率10%8%8%泰胜风能国内出货量（吨）9.613.510国内市占率4%7%5%海外出货量（吨）206.56海外占有率10%3%3%天能重工国内出货量17.513.417国内市占率8%7%9%海外出货量（吨）海外占有率0%0%0%大金重工国内出货量（吨）14.416.410国内市占率6%8%5%海外出货量（吨）海外占有率0%0%0%国内吊装容量(G

53、W)23.219.6621海外吊装容量(GW)31.432.8428.7国内合计占有率22%32%31%海外合计占有率19%11%11%国内合计销量（吨）51.163.159.0国内需求合计（吨）232196.6210资料来源:出货量根据企业营收和市场均价估算所得， 整理。2021 年集中吊装的三北大基地项目和存量海上风电逐步进入密集的前期工作和招标建设阶段，大规模的大兆瓦风机和风塔招标需求在市场涌现，支撑 2021 年计划交付的风机设备和风塔的价格保持坚挺，部分风塔中标价格甚至超过2019 年上半年的销售均价。海外客户加码中国采购，优质零部件企业扩产增收国产风电零部件具有全球竞争力和领先的性

54、价比全球风电行业已有超过 40 年的发展历史，技术和产业起源于丹麦，并在西欧地区率先发展壮大。目前全球领先的外资整机厂商和零部件制造商，多数为丹麦或者德国企业。上世纪九十年代起步之初，我国通过“乘风计划”、国家科技攻关计划、“863”计划以及国债项目和风电特许权项目等，支持风电制造业的技术引进、吸收和再创新，大力发展风电市场并培育了国内装备制造业，形成具有竞争力的风电装备全产业链。2000 年我国风电装机仅 0.3GW，2002 年我国国产化机组开始批量生产，2012 年中国风电装机突破 60GW，取代美国成为世界第一风电大国；截至 2018 年中国陆上风电新增装机已连续 9 年保持全球第一，

55、超过 21GW。中国已经成为风电铸件、主轴、甚至整个机舱系统的全球供应中心，占全球市场份额 80%以上。表 24：中国风电装备制造业全球渗透率类别国内占有率海外占有率说明风电整机96%4%国产整机尚未完全打开国际市场，出口主要依靠国内资金投资海外项目实现出口。风电铸件100%50%国内整机厂商以外采为主，国外整机厂商以配套外商在国内投资的铸件厂为主。风电叶片100%20%40%国内整机厂商以外采为主，自产为辅，国外整机厂商以采购配套厂商在国内投资的叶片产能为主。风电塔架100%2030%国内风塔厂的出口历史较为悠久，与国际客户形成良好的合作关系。发电机100%4050%中车集团旗下电机厂为国内

56、外主要整机厂商供应各种型号的发电机电控系统100%4050%国内外风机整机厂商以在国内投资自有组装厂为主，外采为辅。资料来源： 估计海外风电市场早已经进入平价乃至低价阶段，正在快速替代存量火电，以及作为新兴市场的基础清洁能源发展。行业前 90%的参与者在经历了 6 进 5 的整合后，未来甚至有可能进一步整合成 4 家企业。头部整机厂商在吞并竞争对手后， 采购区域进一步向中国倾斜，为国内优质零部件制造企业带来量价齐升的效益， 企业扩张高端产能决心坚定；运输半径有限的风塔产业，甚至逐步走出去建设产能，实现全球大一统的竞争力。2020 年全球风电行业延续稳步发展的势态，海外市场均因补贴退坡带动的抢装

57、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 2020 年海外风电装机需求从 43GW 提升年至 49GW，同比增速为 14%。表 25：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。2019 年海外风

58、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，头部企业维斯塔斯和西门子歌美飒订单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%。表 26：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、中东及非洲3100409932%2166282130%亚太地区926106014%35142435-31%合计86971343855%896293885%资料来源:维斯塔斯、

59、SGRE， 整理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 27：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）25轮毂高度105、125、148、155、1

60、66样机发布时间2H19量产时间2020 年中期25119、125、148、149、1662020 年中期2020 年底资料来源:维斯塔斯， 整理表 28：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）9.2-9.412.6-13.0资料来源:SGRE， 整理，预期生产量不代表企业销售业绩。自从 2011 年欧债危机大规模爆发后，欧洲各国政府对于风电项目的补贴均出现大规模萎缩。特别世界风电第三大国的德国，于 2016 年开始执行的新能源法案，将原先的统一电价政策改为竞价模式。竞价模式下风机厂商的市场份