抢装潮告一段落 关注海上风电发展

　　风电设备高景气仍在持续。2015年新增装机容量30500MW，同比增长31.5%;累计装机145000MW，同比增长26.6%。截至2015年底，我国风电总装机量已达1.45亿千瓦，若以2020年2.5亿千瓦的目标来测算，未来5年年均规划的装机量为0.21亿千瓦，这将低于2015年0.30亿千瓦的装机规模，与2014年0.23亿千瓦的装机规模相当。我们认为，在2015年抢装潮后，随着风电补贴的逐级下调，未来风电新增装机容量的增速有望回归平稳态势。 　　从同比增速可以看出，我国风电新增装机量在经历了2010、2011、2012年3年的快速下滑后，目前已经稳定在30%左右的水平上;而累计装机量增速波动较为平滑，近4年来持续稳定在25%以上。从区域的角度来看，当前我国风电累计装机量最大的省份依然是内蒙古，根据中国风能协会统计，2014年内蒙古累计风电装机量高达22312.31MW，新增2081MW。从下图可以看出，我国目前的风电发展以西北部为主，内蒙古、新疆、甘肃无疑是当前我国风电发展最快的区域。我们认为，风能的发展对于当地风力条件有着重要的依赖作用，风能发展的区域性与各地的风能分布有着较大的关系。根据第四次全国风能资源详查评价结果，从我国陆地70米高度风功率分布来看，当前我国可供开发陆地风电规模约为36亿千瓦，且主要分布于西北部地区。 　　从陆上风电的分布来看，我国当前风力发电的主要区域并非缺电区域，风电外送成制约风电发展的主要问题。从目前看，解决这一问题的直接方式就是发展特高压输电，而间接方式就是大力发展东南沿海的海上风电项目。根据中国风能协会统计，截至2014年我国海上风电总装机量657.88MW，同比增长53.50%;新增装机量229.3MW，同比增长487.9%，增速远高于陆上风电。 　　整体来说，我国当前的风电潜在的开发空间依旧较大。目前我国的风能资源开发主要集中在七个千万千瓦级风电基地，主要包括了内蒙古(蒙东、蒙西)、新疆(哈密)、甘肃(酒泉)、河北(坝上)、吉林、江苏(海上风电)等六个省份。根据中国气象局的统计资料，我国这七大风电基地的风能潜在开发量约为18.5亿千瓦，可装机容量为5.57亿千瓦。截至2014年底，我国七大风电基地的总装机量为0.61亿千瓦，未来仍有足够的可开发空间。 　　根据我国风能发展规划，2020年累计装机量上调至2.5-2.8亿千瓦，风电装机量占电力总装机比例达到11%，风能发电量满足全国5%的电力需求。截至2015年底，我国风电总装机量已达到1.45亿千瓦，若以2020年2.5亿千瓦的目标来测算，未来5年年均规划的装机量为0.21亿千瓦，这将低于2015年0.30亿千瓦的装机规模，与2014年0.23亿千瓦的装机规模相当。我们认为，在2015年抢装潮后，随着风电补贴的逐级下调，未来风电新增装机容量的增速有望回归平稳态势。 　　弃风现象依然严重且短期不易解决。2015年上半年全国风电弃风电量175亿千瓦时，同比增加了101亿千瓦时，平均弃风率15.2%，同比上升了6.8个百分点。2015年上半年弃风主要集中在内蒙古的蒙西基地(弃风电量33亿千瓦时，弃风率20%)、甘肃(弃风电量31亿千瓦时，弃风率31%)、新疆(弃风电量29.7亿千瓦时，弃风率28.82%)、吉林(弃风电量22.9亿千瓦时，弃风率43%)这四个地区。从时间轴来说，2013年我国风电弃风率为10.7%，2014年下降到8%，2015年上半年再次大幅上升至15.2%的高位水平。从近年来数据统计来看，我国风电的弃风现象与前一年的新增装机量有一定的关联性，随着2015年风电新增装机量再创新高，我们预计未来短期内我国的弃风问题依旧较为严重。 　　我们认为，风电主要依靠就地消化和对外输送两个方式，在目前由于风电发电的主要基地经济基础并不十分发达，能够就地消化的量有限，而对外输送又受制于特高压的建设进度。因此短期内风电弃风严重的情况较难解决。 　　下调标杆上网电价对行业的影响将逐步显现。国家发改委于2015年1月发布了《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》，通知中将第Ⅰ类、第Ⅱ类和第Ⅲ类地区风电标杆上网电价每千瓦时下调0.02元，调整后的标杆电价分别为0.49元/KWH、0.52元/KWH、0.56元/KWH，而第Ⅳ类地区的标杆上网电价维持0.61元/KWH不变。通知中明确该规定适用于2015年1月1日后核准的陆地风电项目以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日后投运的陆地风电项目。这一规定直接造成了2015年陆地风电的抢装潮。
　　根据相关统计，目前我国陆地风电的开发成本在0.35-0.50元/KWH之间，再考虑到陆地风电约0.1元/KWH的运行成本，第Ⅰ类地区的标杆电价已经接近风电运营商的成本线。由于风机成本大约占据整个风电开发成本的一半左右，我们认为，只有未来风电机组的价格能够出现一定程度的下降，才能够为新建风电场提供足够的盈利空间。 　　海上风电是未来行业的发展方向。考虑到陆地风电主要位于我国西北部，当地消纳能力有限，对外输送有赖于特高压输电线路建设的现状，发展海上风电成为当前我国风力发电的方向。对于风电投资方而言，海上风电目前的标杆电价尚未有显著的下调趋势(潮间带0.75元/KWH、近海0.85元/KWH)，因此海上风电在未来陆地风电利润率下滑的背景下也成为了风电投资方的次优选择。
　　上风电机组、施工和运行成本目前显著高于陆地风电。近海风电的投资大约是陆地风电的1.5-2倍之间。目前陆地风电的投资成本一般在8000-9000元/KW，而海上风电的投资成本则高达14000-19000元/KW。在运行成本方面，目前近海风电的运行成本在0.15元/KWH，大约是陆地风电的1.5倍左右。我们认为由于技术的进步，未来海上风电的运行成本将有望与陆地风电相接近。 　　根据我国风电发展目标，2020年我国近海风电目标规模在3000MW，而截至2014年底我国海上风电的总装机量仅有657.88MW，未来发展空间十分巨大。按照2020年装机目标规模进行估算，未来每年我国近海风电的装机量平均将达到390MW左右，其增速规模十分可观。
　　核心观点：
　　风电设备在经历了2015年抢装潮的高增速之后，短期内增速可能将趋于平稳。由于弃风现象短期难以解决，叠加因标杆电价下调对风电投资的负面影响，短期内风电设备价格有一定的下行趋势。但海上风电却有望成为我国风电行业未来的发展方向，尤其是对于近海风电投资的高速增长对相关设备上市公司的业绩拉动作用，投资者需给予重点关注。