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。