2022風(fēng)電上中下游產(chǎn)業(yè)生態(tài)調(diào)研及平價(jià)壓力測(cè)試

風(fēng)電上中下游產(chǎn)業(yè)生態(tài)調(diào)研及平價(jià)壓力測(cè)試目錄一、風(fēng)電整機(jī)制造毛利連續(xù)下挫，壓力暫緩二、風(fēng)機(jī)中游制造供需天平短暫失衡三、風(fēng)電運(yùn)營(yíng)端：風(fēng)電資產(chǎn)價(jià)值回歸，搶裝四、風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)壓力測(cè)試SECTION一、風(fēng)電整機(jī)制造毛利連續(xù)下挫風(fēng)機(jī)投標(biāo)價(jià)格震蕩圖表3：2018年風(fēng)機(jī)招投標(biāo)價(jià)格觸底反彈圖表4：風(fēng)電項(xiàng)目投資構(gòu)成，設(shè)備及建安成本占70%以上圖表1：十年間不同階段主流機(jī)型價(jià)格由6200元/千瓦砍半圖表2：

2017年以來(lái)國(guó)內(nèi)主流風(fēng)機(jī)招投標(biāo)價(jià)格持續(xù)下行風(fēng)機(jī)板塊微利；壓力暫緩，買方-賣方圖表7：金風(fēng)科技風(fēng)機(jī)平均銷售價(jià)格自2017年開始連續(xù)下行圖表8：金風(fēng)科技整體毛利率、凈利率、凈資產(chǎn)收益率下滑圖表5：金風(fēng)科技風(fēng)機(jī)毛利率持續(xù)下行，2019年預(yù)期下探至13%圖表6：

2017年以來(lái)國(guó)內(nèi)主流風(fēng)機(jī)招投標(biāo)價(jià)格持續(xù)下行SECTION二、風(fēng)機(jī)中游制造供需天平短暫失衡中游制造業(yè)訂單飽滿，排產(chǎn)緊湊中游需求旺盛，緊缺。風(fēng)機(jī)主軸、輪轂、底座、葉片等零部件訂單充足，產(chǎn)品交付需求旺盛。去產(chǎn)能部分公司破產(chǎn)或轉(zhuǎn)行，供應(yīng)斷層。風(fēng)機(jī)主軸供應(yīng)商金雷風(fēng)電：風(fēng)電主軸全球、中國(guó)市占率分別達(dá)到22.72%和24.42%。自2018年二季度開始公司新增客戶、國(guó)內(nèi)客戶發(fā)貨量增加。2018年12月月發(fā)貨量高于當(dāng)年一季度。當(dāng)前，生產(chǎn)均處于飽和狀態(tài)，緊鑼密鼓開展生產(chǎn)工作。鋼價(jià)下降改善零部件企業(yè)盈利能力。圖表10：金雷風(fēng)電毛利率有望在2019年得到修復(fù)19%19%3%2%

3%

4%50%葉片塔筒主軸風(fēng)電鑄件風(fēng)電變流器機(jī)艙罩其他圖表9：風(fēng)機(jī)主要零部件在風(fēng)場(chǎng)中投資占比SECTION三、風(fēng)電運(yùn)營(yíng)端：搶裝風(fēng)電資產(chǎn)價(jià)值回歸

政策支持+行業(yè)成長(zhǎng)，風(fēng)電進(jìn)入第三個(gè)成長(zhǎng)周期。圖表11：國(guó)內(nèi)風(fēng)電發(fā)展正在經(jīng)歷第三個(gè)成長(zhǎng)周期圖表12：風(fēng)電發(fā)電利用小時(shí)數(shù)提升、棄風(fēng)改善明顯圖表13：風(fēng)電發(fā)電量及占比不斷提升圖表14：金風(fēng)科技、天順風(fēng)能上市公司資本市場(chǎng)曲線風(fēng)電場(chǎng)資產(chǎn)價(jià)值回歸，高盈利屬性明顯隨著國(guó)內(nèi)棄風(fēng)限電改善，風(fēng)電資產(chǎn)價(jià)值回歸，具有較高資產(chǎn)收益水平。金風(fēng)科技持有4720MW風(fēng)場(chǎng)，為設(shè)備研發(fā)、“價(jià)格戰(zhàn)”輸血。

2018年風(fēng)場(chǎng)收入39.15億元，同比增長(zhǎng)6.61億元；同比增長(zhǎng)20.30%；毛利率64.17%，同比下降1.74%。發(fā)電利用小時(shí)數(shù)2244小時(shí)，同比增加250小時(shí)，高于全國(guó)平均水平149小時(shí)。

2018年風(fēng)場(chǎng)發(fā)電量同增長(zhǎng)17.4%，發(fā)電規(guī)模76.45億千瓦時(shí)，市場(chǎng)化交易比例26.9%。圖表15：金風(fēng)科技所屬風(fēng)場(chǎng)具有高盈利水平圖表16：2018年金風(fēng)科技風(fēng)場(chǎng)凈利率超過貴州茅臺(tái)告別標(biāo)桿電價(jià)時(shí)代，搶裝標(biāo)桿電價(jià)—競(jìng)價(jià)—平價(jià)，2021年是全面平價(jià)起點(diǎn)。2009年標(biāo)桿電價(jià)政策確定，2015年首次下調(diào)引發(fā)風(fēng)電行業(yè)“搶裝”，新增裝機(jī)30.75GW。2019年5月，發(fā)改委下調(diào)風(fēng)電標(biāo)桿電價(jià)。2018年底之前核準(zhǔn)的陸上風(fēng)電項(xiàng)目，2020年底前仍未完成并網(wǎng)的，國(guó)家不再補(bǔ)貼。搶裝：清理廢止過期項(xiàng)目；已核準(zhǔn)未并網(wǎng)、且具備開工條件的風(fēng)電項(xiàng)目80GW左右。中廣核新能源新增并網(wǎng)3GW/年；華能2019年風(fēng)電資本支出計(jì)劃高達(dá)239.54億元

同比增240%圖表17：政策驅(qū)動(dòng)下國(guó)內(nèi)標(biāo)桿電價(jià)不斷下調(diào)圖表18：風(fēng)電競(jìng)價(jià)配置資源模式SECTION三、風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)壓力測(cè)試蒙東風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)量化分析3100小時(shí)是蒙東平價(jià)生命線。燃煤標(biāo)桿0.3035元/千瓦時(shí)；50MW風(fēng)電，工程造價(jià)6500元/千瓦；不考慮非技術(shù)成本下降，不考慮市場(chǎng)交易折價(jià)。平價(jià)情景下，發(fā)電利用小時(shí)數(shù)為3000小時(shí)，不具備開發(fā)價(jià)值；3100小時(shí)IRR（稅后）>8。2018年內(nèi)蒙古風(fēng)電平均利用小時(shí)數(shù)為2204小時(shí)，900小時(shí)缺口。若考慮參與市場(chǎng)化交易，需要更高的發(fā)電小時(shí)數(shù)。利用小時(shí)3100小時(shí)，電價(jià)0.3035元/kwh，實(shí)現(xiàn)正凈現(xiàn)值，IRR在8%以上圖表19：3100小時(shí)是蒙東風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)底線發(fā)電小時(shí)數(shù)相關(guān)性分析風(fēng)電內(nèi)部收益率與發(fā)電利用小時(shí)數(shù)正相關(guān)。發(fā)電小時(shí)數(shù)提高50小時(shí)，內(nèi)部收益率提高0.26%；提高100小時(shí)，內(nèi)部收益率提高0.6%左右;每提高100小時(shí)，全生命周期凈利潤(rùn)增加2244萬(wàn)元。度電成本與小時(shí)數(shù)負(fù)相關(guān)。小時(shí)數(shù)每提高100小時(shí)，度電成本下降0.7分左右；3000→3300小時(shí)，度電成本0.216

→0.197元/千瓦時(shí)。實(shí)現(xiàn)同等收益，工程造價(jià)需要從6500元/千瓦下降至5850元/千瓦，累計(jì)下降650元/千瓦。圖表20：發(fā)電小時(shí)數(shù)每提高100小時(shí)，內(nèi)部收益提高0.6%圖表21：發(fā)電利用小時(shí)數(shù)每提高100小時(shí)，度電成本降低0.7分左右量化分析結(jié)論風(fēng)電加速平價(jià)上網(wǎng)仍有難度。需要從提高發(fā)電利用小時(shí)數(shù)、降低工程造價(jià)、降低非技術(shù)成本等三方面入手。發(fā)電利用小時(shí)數(shù)是風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)的生命線。在相同情境下，發(fā)電小時(shí)數(shù)每提高100小時(shí)，項(xiàng)目?jī)?nèi)部收益率提高0.6%左右，度電成本下降0.7分左右，全生命周期凈利潤(rùn)增加2244萬(wàn)元。若項(xiàng)目實(shí)現(xiàn)相同幅度的改善，單位千瓦工程造價(jià)需要下降650元，