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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
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風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
（登陸未來智庫「鏈接」 獲取本報告及更多卓越報告。）
1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
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2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
（登陸未來智庫「鏈接」 獲取本報告及更多卓越報告。）
1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
2.2.度電成本趨勢性下降，中長期看行業將由補貼政策轉變為成本下降驅動
平準化度電成本(LCOE)是國際上通用的評價度電成本的指標，衡量的是風電項目在整個建設運營週期內全部成 本現值與發電量現值的比值，其計算公式如下圖所示，即LCOE=(初期投資-生命週期內因折舊導致的稅費減免的現 值+生命週期內因項目運營導致的成本的現值-固定資產殘值的現值)/(生命週期內發電量的現值)。從以上的公式中 可以看出度電成本跟初始投資成本、運營維護成本成正相關，跟項目殘值、資產折舊及稅收、年上網電量以及貼現率 負相關。其中，初始投資成本由項目開發、建設期間的資本投入所形成的成本，主要包括設備購置費用、建築工 程費用、安裝工程費用、土地徵用費等其他費用及項目建設期利息，運營維護成本是在項目運營壽命期內為保證 設備正常運行所發生的維護成本，主要包括:維修費、材料費、保險費、其他費、人工工資及福利等。這五個變 量中初始投資成本、運營維護成本、年上網電量跟項目本身相關，是內生變量，而資產折舊及稅收、殘值(前兩者一 般假定為固定值)、貼現率是外在變量，基本不受項目自身影響。運營維護成本在項目週期內相對比較穩定，因此項目自身可以控制的對度電成本影響最大因素就是初始投資成本和年上網電量。
技術進步和年上網電量增加促使中國風電度電成本趨勢性下降。根據 GE 在2017年發佈的《2025 中國風電度電 成本》白皮書預測，中國陸上風電在平坦地區的度電成本將從 2015 年的 0.67 元/度下降至 2025 年0.46元/度，下降幅 度為 31.34%，在複雜地區的度電成本將從 2015 年的 0.75 元/度下降至 2025 年0.50元/度，下降幅度為 33.33%。其中 對度電成本下貢獻最大的依次是技術進步與突破、風機選型和電網調度優化;而根據大唐科研院的《能源政策》2018 年第 10 期中《可再生能源發展模式由補貼驅動向成本驅動》轉型一文中的預測，中國陸上風電的度電成本將從2018年的 0.41 元/度下降至2023年的 0.33 元/度，下降幅度為19.51%，中國海上風電的度電成本將從 2018 年的 0.5 元/度 下降至 2023 年的0.41元/度，下降幅度為 18%。文中認為對度電成本下降貢獻最大的分別是效率提升和投資成本下降， 其中陸上風電度電成本降幅中 13%為效率提升，7%左右為投資成本下降。而海上風電中投資成本下降貢獻更大。
（登陸未來智庫「鏈接」 獲取本報告及更多卓越報告。）
1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
2.2.度電成本趨勢性下降，中長期看行業將由補貼政策轉變為成本下降驅動
平準化度電成本(LCOE)是國際上通用的評價度電成本的指標，衡量的是風電項目在整個建設運營週期內全部成 本現值與發電量現值的比值，其計算公式如下圖所示，即LCOE=(初期投資-生命週期內因折舊導致的稅費減免的現 值+生命週期內因項目運營導致的成本的現值-固定資產殘值的現值)/(生命週期內發電量的現值)。從以上的公式中 可以看出度電成本跟初始投資成本、運營維護成本成正相關，跟項目殘值、資產折舊及稅收、年上網電量以及貼現率 負相關。其中，初始投資成本由項目開發、建設期間的資本投入所形成的成本，主要包括設備購置費用、建築工 程費用、安裝工程費用、土地徵用費等其他費用及項目建設期利息，運營維護成本是在項目運營壽命期內為保證 設備正常運行所發生的維護成本，主要包括:維修費、材料費、保險費、其他費、人工工資及福利等。這五個變 量中初始投資成本、運營維護成本、年上網電量跟項目本身相關，是內生變量，而資產折舊及稅收、殘值(前兩者一 般假定為固定值)、貼現率是外在變量，基本不受項目自身影響。運營維護成本在項目週期內相對比較穩定，因此項目自身可以控制的對度電成本影響最大因素就是初始投資成本和年上網電量。
技術進步和年上網電量增加促使中國風電度電成本趨勢性下降。根據 GE 在2017年發佈的《2025 中國風電度電 成本》白皮書預測，中國陸上風電在平坦地區的度電成本將從 2015 年的 0.67 元/度下降至 2025 年0.46元/度，下降幅 度為 31.34%，在複雜地區的度電成本將從 2015 年的 0.75 元/度下降至 2025 年0.50元/度，下降幅度為 33.33%。其中 對度電成本下貢獻最大的依次是技術進步與突破、風機選型和電網調度優化;而根據大唐科研院的《能源政策》2018 年第 10 期中《可再生能源發展模式由補貼驅動向成本驅動》轉型一文中的預測，中國陸上風電的度電成本將從2018年的 0.41 元/度下降至2023年的 0.33 元/度，下降幅度為19.51%，中國海上風電的度電成本將從 2018 年的 0.5 元/度 下降至 2023 年的0.41元/度，下降幅度為 18%。文中認為對度電成本下降貢獻最大的分別是效率提升和投資成本下降， 其中陸上風電度電成本降幅中 13%為效率提升，7%左右為投資成本下降。而海上風電中投資成本下降貢獻更大。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
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2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
2.2.度電成本趨勢性下降，中長期看行業將由補貼政策轉變為成本下降驅動
平準化度電成本(LCOE)是國際上通用的評價度電成本的指標，衡量的是風電項目在整個建設運營週期內全部成 本現值與發電量現值的比值，其計算公式如下圖所示，即LCOE=(初期投資-生命週期內因折舊導致的稅費減免的現 值+生命週期內因項目運營導致的成本的現值-固定資產殘值的現值)/(生命週期內發電量的現值)。從以上的公式中 可以看出度電成本跟初始投資成本、運營維護成本成正相關，跟項目殘值、資產折舊及稅收、年上網電量以及貼現率 負相關。其中，初始投資成本由項目開發、建設期間的資本投入所形成的成本，主要包括設備購置費用、建築工 程費用、安裝工程費用、土地徵用費等其他費用及項目建設期利息，運營維護成本是在項目運營壽命期內為保證 設備正常運行所發生的維護成本，主要包括:維修費、材料費、保險費、其他費、人工工資及福利等。這五個變 量中初始投資成本、運營維護成本、年上網電量跟項目本身相關，是內生變量，而資產折舊及稅收、殘值(前兩者一 般假定為固定值)、貼現率是外在變量，基本不受項目自身影響。運營維護成本在項目週期內相對比較穩定，因此項目自身可以控制的對度電成本影響最大因素就是初始投資成本和年上網電量。
技術進步和年上網電量增加促使中國風電度電成本趨勢性下降。根據 GE 在2017年發佈的《2025 中國風電度電 成本》白皮書預測，中國陸上風電在平坦地區的度電成本將從 2015 年的 0.67 元/度下降至 2025 年0.46元/度，下降幅 度為 31.34%，在複雜地區的度電成本將從 2015 年的 0.75 元/度下降至 2025 年0.50元/度，下降幅度為 33.33%。其中 對度電成本下貢獻最大的依次是技術進步與突破、風機選型和電網調度優化;而根據大唐科研院的《能源政策》2018 年第 10 期中《可再生能源發展模式由補貼驅動向成本驅動》轉型一文中的預測，中國陸上風電的度電成本將從2018年的 0.41 元/度下降至2023年的 0.33 元/度，下降幅度為19.51%，中國海上風電的度電成本將從 2018 年的 0.5 元/度 下降至 2023 年的0.41元/度，下降幅度為 18%。文中認為對度電成本下降貢獻最大的分別是效率提升和投資成本下降， 其中陸上風電度電成本降幅中 13%為效率提升，7%左右為投資成本下降。而海上風電中投資成本下降貢獻更大。
（登陸未來智庫「鏈接」 獲取本報告及更多卓越報告。）
1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
2.2.度電成本趨勢性下降，中長期看行業將由補貼政策轉變為成本下降驅動
平準化度電成本(LCOE)是國際上通用的評價度電成本的指標，衡量的是風電項目在整個建設運營週期內全部成 本現值與發電量現值的比值，其計算公式如下圖所示，即LCOE=(初期投資-生命週期內因折舊導致的稅費減免的現 值+生命週期內因項目運營導致的成本的現值-固定資產殘值的現值)/(生命週期內發電量的現值)。從以上的公式中 可以看出度電成本跟初始投資成本、運營維護成本成正相關，跟項目殘值、資產折舊及稅收、年上網電量以及貼現率 負相關。其中，初始投資成本由項目開發、建設期間的資本投入所形成的成本，主要包括設備購置費用、建築工 程費用、安裝工程費用、土地徵用費等其他費用及項目建設期利息，運營維護成本是在項目運營壽命期內為保證 設備正常運行所發生的維護成本，主要包括:維修費、材料費、保險費、其他費、人工工資及福利等。這五個變 量中初始投資成本、運營維護成本、年上網電量跟項目本身相關，是內生變量，而資產折舊及稅收、殘值(前兩者一 般假定為固定值)、貼現率是外在變量，基本不受項目自身影響。運營維護成本在項目週期內相對比較穩定，因此項目自身可以控制的對度電成本影響最大因素就是初始投資成本和年上網電量。
技術進步和年上網電量增加促使中國風電度電成本趨勢性下降。根據 GE 在2017年發佈的《2025 中國風電度電 成本》白皮書預測，中國陸上風電在平坦地區的度電成本將從 2015 年的 0.67 元/度下降至 2025 年0.46元/度，下降幅 度為 31.34%，在複雜地區的度電成本將從 2015 年的 0.75 元/度下降至 2025 年0.50元/度，下降幅度為 33.33%。其中 對度電成本下貢獻最大的依次是技術進步與突破、風機選型和電網調度優化;而根據大唐科研院的《能源政策》2018 年第 10 期中《可再生能源發展模式由補貼驅動向成本驅動》轉型一文中的預測，中國陸上風電的度電成本將從2018年的 0.41 元/度下降至2023年的 0.33 元/度，下降幅度為19.51%，中國海上風電的度電成本將從 2018 年的 0.5 元/度 下降至 2023 年的0.41元/度，下降幅度為 18%。文中認為對度電成本下降貢獻最大的分別是效率提升和投資成本下降， 其中陸上風電度電成本降幅中 13%為效率提升，7%左右為投資成本下降。而海上風電中投資成本下降貢獻更大。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
2.2.度電成本趨勢性下降，中長期看行業將由補貼政策轉變為成本下降驅動
平準化度電成本(LCOE)是國際上通用的評價度電成本的指標，衡量的是風電項目在整個建設運營週期內全部成 本現值與發電量現值的比值，其計算公式如下圖所示，即LCOE=(初期投資-生命週期內因折舊導致的稅費減免的現 值+生命週期內因項目運營導致的成本的現值-固定資產殘值的現值)/(生命週期內發電量的現值)。從以上的公式中 可以看出度電成本跟初始投資成本、運營維護成本成正相關，跟項目殘值、資產折舊及稅收、年上網電量以及貼現率 負相關。其中，初始投資成本由項目開發、建設期間的資本投入所形成的成本，主要包括設備購置費用、建築工 程費用、安裝工程費用、土地徵用費等其他費用及項目建設期利息，運營維護成本是在項目運營壽命期內為保證 設備正常運行所發生的維護成本，主要包括:維修費、材料費、保險費、其他費、人工工資及福利等。這五個變 量中初始投資成本、運營維護成本、年上網電量跟項目本身相關，是內生變量，而資產折舊及稅收、殘值(前兩者一 般假定為固定值)、貼現率是外在變量，基本不受項目自身影響。運營維護成本在項目週期內相對比較穩定，因此項目自身可以控制的對度電成本影響最大因素就是初始投資成本和年上網電量。
技術進步和年上網電量增加促使中國風電度電成本趨勢性下降。根據 GE 在2017年發佈的《2025 中國風電度電 成本》白皮書預測，中國陸上風電在平坦地區的度電成本將從 2015 年的 0.67 元/度下降至 2025 年0.46元/度，下降幅 度為 31.34%，在複雜地區的度電成本將從 2015 年的 0.75 元/度下降至 2025 年0.50元/度，下降幅度為 33.33%。其中 對度電成本下貢獻最大的依次是技術進步與突破、風機選型和電網調度優化;而根據大唐科研院的《能源政策》2018 年第 10 期中《可再生能源發展模式由補貼驅動向成本驅動》轉型一文中的預測，中國陸上風電的度電成本將從2018年的 0.41 元/度下降至2023年的 0.33 元/度，下降幅度為19.51%，中國海上風電的度電成本將從 2018 年的 0.5 元/度 下降至 2023 年的0.41元/度，下降幅度為 18%。文中認為對度電成本下降貢獻最大的分別是效率提升和投資成本下降， 其中陸上風電度電成本降幅中 13%為效率提升，7%左右為投資成本下降。而海上風電中投資成本下降貢獻更大。
風電機組招標價格下降和機組容量大型化將帶動初始投資成本下降。初始投資成本中設備購置費用一般佔比最 大。以海上風電為例，設備購置費用佔比 50%，建安工程費佔比 30%，其他費用及建設期利息佔比分別佔投資成本的 10%和 3.5%。設備購置費用中風電機組和塔筒佔比分別達到86%和 9.69%。因此，1)風電機組招標價格下降能夠帶 動初始投資成本下降。2019年 Q1 國內 2.0MW 風機公開招標價格為3410元/KW，儘管環比上漲了 3.33%，同比與 18年 Q1 基本持平，但是距離 2015 年 Q24295元/KW 的招標價相比已經下降了 20.61%，因此風電機組的招標價格整體仍 處在下降通道中;2)隨著風電機組大型化趨勢發展，裝機臺數減少的同時單機成本並沒成比例的增加，這就為設備 購置成本提供了下降的空間。比較金風科技、運達風電和明陽智能三家公司 1.5MW、2.0MW和 3.0MW 的招標價格， 可以發現 1.5MW 風機的招標價格與 2.0MW 的相差不多，3MW 風機的招標價格與1.5MW價格相比有較大幅度提升， 但是平均提升幅度為 80.70%。並且隨著 3MW 風機技術成熟和大規模裝機之後其價格可能會繼續下降。
（登陸未來智庫「鏈接」 獲取本報告及更多卓越報告。）
1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
2.2.度電成本趨勢性下降，中長期看行業將由補貼政策轉變為成本下降驅動
平準化度電成本(LCOE)是國際上通用的評價度電成本的指標，衡量的是風電項目在整個建設運營週期內全部成 本現值與發電量現值的比值，其計算公式如下圖所示，即LCOE=(初期投資-生命週期內因折舊導致的稅費減免的現 值+生命週期內因項目運營導致的成本的現值-固定資產殘值的現值)/(生命週期內發電量的現值)。從以上的公式中 可以看出度電成本跟初始投資成本、運營維護成本成正相關，跟項目殘值、資產折舊及稅收、年上網電量以及貼現率 負相關。其中，初始投資成本由項目開發、建設期間的資本投入所形成的成本，主要包括設備購置費用、建築工 程費用、安裝工程費用、土地徵用費等其他費用及項目建設期利息，運營維護成本是在項目運營壽命期內為保證 設備正常運行所發生的維護成本，主要包括:維修費、材料費、保險費、其他費、人工工資及福利等。這五個變 量中初始投資成本、運營維護成本、年上網電量跟項目本身相關，是內生變量，而資產折舊及稅收、殘值(前兩者一 般假定為固定值)、貼現率是外在變量，基本不受項目自身影響。運營維護成本在項目週期內相對比較穩定，因此項目自身可以控制的對度電成本影響最大因素就是初始投資成本和年上網電量。
技術進步和年上網電量增加促使中國風電度電成本趨勢性下降。根據 GE 在2017年發佈的《2025 中國風電度電 成本》白皮書預測，中國陸上風電在平坦地區的度電成本將從 2015 年的 0.67 元/度下降至 2025 年0.46元/度，下降幅 度為 31.34%，在複雜地區的度電成本將從 2015 年的 0.75 元/度下降至 2025 年0.50元/度，下降幅度為 33.33%。其中 對度電成本下貢獻最大的依次是技術進步與突破、風機選型和電網調度優化;而根據大唐科研院的《能源政策》2018 年第 10 期中《可再生能源發展模式由補貼驅動向成本驅動》轉型一文中的預測，中國陸上風電的度電成本將從2018年的 0.41 元/度下降至2023年的 0.33 元/度，下降幅度為19.51%，中國海上風電的度電成本將從 2018 年的 0.5 元/度 下降至 2023 年的0.41元/度，下降幅度為 18%。文中認為對度電成本下降貢獻最大的分別是效率提升和投資成本下降， 其中陸上風電度電成本降幅中 13%為效率提升，7%左右為投資成本下降。而海上風電中投資成本下降貢獻更大。
風電機組招標價格下降和機組容量大型化將帶動初始投資成本下降。初始投資成本中設備購置費用一般佔比最 大。以海上風電為例，設備購置費用佔比 50%，建安工程費佔比 30%，其他費用及建設期利息佔比分別佔投資成本的 10%和 3.5%。設備購置費用中風電機組和塔筒佔比分別達到86%和 9.69%。因此，1)風電機組招標價格下降能夠帶 動初始投資成本下降。2019年 Q1 國內 2.0MW 風機公開招標價格為3410元/KW，儘管環比上漲了 3.33%，同比與 18年 Q1 基本持平，但是距離 2015 年 Q24295元/KW 的招標價相比已經下降了 20.61%，因此風電機組的招標價格整體仍 處在下降通道中;2)隨著風電機組大型化趨勢發展，裝機臺數減少的同時單機成本並沒成比例的增加，這就為設備 購置成本提供了下降的空間。比較金風科技、運達風電和明陽智能三家公司 1.5MW、2.0MW和 3.0MW 的招標價格， 可以發現 1.5MW 風機的招標價格與 2.0MW 的相差不多，3MW 風機的招標價格與1.5MW價格相比有較大幅度提升， 但是平均提升幅度為 80.70%。並且隨著 3MW 風機技術成熟和大規模裝機之後其價格可能會繼續下降。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
2.2.度電成本趨勢性下降，中長期看行業將由補貼政策轉變為成本下降驅動
平準化度電成本(LCOE)是國際上通用的評價度電成本的指標，衡量的是風電項目在整個建設運營週期內全部成 本現值與發電量現值的比值，其計算公式如下圖所示，即LCOE=(初期投資-生命週期內因折舊導致的稅費減免的現 值+生命週期內因項目運營導致的成本的現值-固定資產殘值的現值)/(生命週期內發電量的現值)。從以上的公式中 可以看出度電成本跟初始投資成本、運營維護成本成正相關，跟項目殘值、資產折舊及稅收、年上網電量以及貼現率 負相關。其中，初始投資成本由項目開發、建設期間的資本投入所形成的成本，主要包括設備購置費用、建築工 程費用、安裝工程費用、土地徵用費等其他費用及項目建設期利息，運營維護成本是在項目運營壽命期內為保證 設備正常運行所發生的維護成本，主要包括:維修費、材料費、保險費、其他費、人工工資及福利等。這五個變 量中初始投資成本、運營維護成本、年上網電量跟項目本身相關，是內生變量，而資產折舊及稅收、殘值(前兩者一 般假定為固定值)、貼現率是外在變量，基本不受項目自身影響。運營維護成本在項目週期內相對比較穩定，因此項目自身可以控制的對度電成本影響最大因素就是初始投資成本和年上網電量。
技術進步和年上網電量增加促使中國風電度電成本趨勢性下降。根據 GE 在2017年發佈的《2025 中國風電度電 成本》白皮書預測，中國陸上風電在平坦地區的度電成本將從 2015 年的 0.67 元/度下降至 2025 年0.46元/度，下降幅 度為 31.34%，在複雜地區的度電成本將從 2015 年的 0.75 元/度下降至 2025 年0.50元/度，下降幅度為 33.33%。其中 對度電成本下貢獻最大的依次是技術進步與突破、風機選型和電網調度優化;而根據大唐科研院的《能源政策》2018 年第 10 期中《可再生能源發展模式由補貼驅動向成本驅動》轉型一文中的預測，中國陸上風電的度電成本將從2018年的 0.41 元/度下降至2023年的 0.33 元/度，下降幅度為19.51%，中國海上風電的度電成本將從 2018 年的 0.5 元/度 下降至 2023 年的0.41元/度，下降幅度為 18%。文中認為對度電成本下降貢獻最大的分別是效率提升和投資成本下降， 其中陸上風電度電成本降幅中 13%為效率提升，7%左右為投資成本下降。而海上風電中投資成本下降貢獻更大。
風電機組招標價格下降和機組容量大型化將帶動初始投資成本下降。初始投資成本中設備購置費用一般佔比最 大。以海上風電為例，設備購置費用佔比 50%，建安工程費佔比 30%，其他費用及建設期利息佔比分別佔投資成本的 10%和 3.5%。設備購置費用中風電機組和塔筒佔比分別達到86%和 9.69%。因此，1)風電機組招標價格下降能夠帶 動初始投資成本下降。2019年 Q1 國內 2.0MW 風機公開招標價格為3410元/KW，儘管環比上漲了 3.33%，同比與 18年 Q1 基本持平，但是距離 2015 年 Q24295元/KW 的招標價相比已經下降了 20.61%，因此風電機組的招標價格整體仍 處在下降通道中;2)隨著風電機組大型化趨勢發展，裝機臺數減少的同時單機成本並沒成比例的增加，這就為設備 購置成本提供了下降的空間。比較金風科技、運達風電和明陽智能三家公司 1.5MW、2.0MW和 3.0MW 的招標價格， 可以發現 1.5MW 風機的招標價格與 2.0MW 的相差不多，3MW 風機的招標價格與1.5MW價格相比有較大幅度提升， 但是平均提升幅度為 80.70%。並且隨著 3MW 風機技術成熟和大規模裝機之後其價格可能會繼續下降。
（登陸未來智庫「鏈接」 獲取本報告及更多卓越報告。）
1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
2.2.度電成本趨勢性下降，中長期看行業將由補貼政策轉變為成本下降驅動
平準化度電成本(LCOE)是國際上通用的評價度電成本的指標，衡量的是風電項目在整個建設運營週期內全部成 本現值與發電量現值的比值，其計算公式如下圖所示，即LCOE=(初期投資-生命週期內因折舊導致的稅費減免的現 值+生命週期內因項目運營導致的成本的現值-固定資產殘值的現值)/(生命週期內發電量的現值)。從以上的公式中 可以看出度電成本跟初始投資成本、運營維護成本成正相關，跟項目殘值、資產折舊及稅收、年上網電量以及貼現率 負相關。其中，初始投資成本由項目開發、建設期間的資本投入所形成的成本，主要包括設備購置費用、建築工 程費用、安裝工程費用、土地徵用費等其他費用及項目建設期利息，運營維護成本是在項目運營壽命期內為保證 設備正常運行所發生的維護成本，主要包括:維修費、材料費、保險費、其他費、人工工資及福利等。這五個變 量中初始投資成本、運營維護成本、年上網電量跟項目本身相關，是內生變量，而資產折舊及稅收、殘值(前兩者一 般假定為固定值)、貼現率是外在變量，基本不受項目自身影響。運營維護成本在項目週期內相對比較穩定，因此項目自身可以控制的對度電成本影響最大因素就是初始投資成本和年上網電量。
技術進步和年上網電量增加促使中國風電度電成本趨勢性下降。根據 GE 在2017年發佈的《2025 中國風電度電 成本》白皮書預測，中國陸上風電在平坦地區的度電成本將從 2015 年的 0.67 元/度下降至 2025 年0.46元/度，下降幅 度為 31.34%，在複雜地區的度電成本將從 2015 年的 0.75 元/度下降至 2025 年0.50元/度，下降幅度為 33.33%。其中 對度電成本下貢獻最大的依次是技術進步與突破、風機選型和電網調度優化;而根據大唐科研院的《能源政策》2018 年第 10 期中《可再生能源發展模式由補貼驅動向成本驅動》轉型一文中的預測，中國陸上風電的度電成本將從2018年的 0.41 元/度下降至2023年的 0.33 元/度，下降幅度為19.51%，中國海上風電的度電成本將從 2018 年的 0.5 元/度 下降至 2023 年的0.41元/度，下降幅度為 18%。文中認為對度電成本下降貢獻最大的分別是效率提升和投資成本下降， 其中陸上風電度電成本降幅中 13%為效率提升，7%左右為投資成本下降。而海上風電中投資成本下降貢獻更大。
風電機組招標價格下降和機組容量大型化將帶動初始投資成本下降。初始投資成本中設備購置費用一般佔比最 大。以海上風電為例，設備購置費用佔比 50%，建安工程費佔比 30%，其他費用及建設期利息佔比分別佔投資成本的 10%和 3.5%。設備購置費用中風電機組和塔筒佔比分別達到86%和 9.69%。因此，1)風電機組招標價格下降能夠帶 動初始投資成本下降。2019年 Q1 國內 2.0MW 風機公開招標價格為3410元/KW，儘管環比上漲了 3.33%，同比與 18年 Q1 基本持平，但是距離 2015 年 Q24295元/KW 的招標價相比已經下降了 20.61%，因此風電機組的招標價格整體仍 處在下降通道中;2)隨著風電機組大型化趨勢發展，裝機臺數減少的同時單機成本並沒成比例的增加，這就為設備 購置成本提供了下降的空間。比較金風科技、運達風電和明陽智能三家公司 1.5MW、2.0MW和 3.0MW 的招標價格， 可以發現 1.5MW 風機的招標價格與 2.0MW 的相差不多，3MW 風機的招標價格與1.5MW價格相比有較大幅度提升， 但是平均提升幅度為 80.70%。並且隨著 3MW 風機技術成熟和大規模裝機之後其價格可能會繼續下降。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
2.2.度電成本趨勢性下降，中長期看行業將由補貼政策轉變為成本下降驅動
平準化度電成本(LCOE)是國際上通用的評價度電成本的指標，衡量的是風電項目在整個建設運營週期內全部成 本現值與發電量現值的比值，其計算公式如下圖所示，即LCOE=(初期投資-生命週期內因折舊導致的稅費減免的現 值+生命週期內因項目運營導致的成本的現值-固定資產殘值的現值)/(生命週期內發電量的現值)。從以上的公式中 可以看出度電成本跟初始投資成本、運營維護成本成正相關，跟項目殘值、資產折舊及稅收、年上網電量以及貼現率 負相關。其中，初始投資成本由項目開發、建設期間的資本投入所形成的成本，主要包括設備購置費用、建築工 程費用、安裝工程費用、土地徵用費等其他費用及項目建設期利息，運營維護成本是在項目運營壽命期內為保證 設備正常運行所發生的維護成本，主要包括:維修費、材料費、保險費、其他費、人工工資及福利等。這五個變 量中初始投資成本、運營維護成本、年上網電量跟項目本身相關，是內生變量，而資產折舊及稅收、殘值(前兩者一 般假定為固定值)、貼現率是外在變量，基本不受項目自身影響。運營維護成本在項目週期內相對比較穩定，因此項目自身可以控制的對度電成本影響最大因素就是初始投資成本和年上網電量。
技術進步和年上網電量增加促使中國風電度電成本趨勢性下降。根據 GE 在2017年發佈的《2025 中國風電度電 成本》白皮書預測，中國陸上風電在平坦地區的度電成本將從 2015 年的 0.67 元/度下降至 2025 年0.46元/度，下降幅 度為 31.34%，在複雜地區的度電成本將從 2015 年的 0.75 元/度下降至 2025 年0.50元/度，下降幅度為 33.33%。其中 對度電成本下貢獻最大的依次是技術進步與突破、風機選型和電網調度優化;而根據大唐科研院的《能源政策》2018 年第 10 期中《可再生能源發展模式由補貼驅動向成本驅動》轉型一文中的預測，中國陸上風電的度電成本將從2018年的 0.41 元/度下降至2023年的 0.33 元/度，下降幅度為19.51%，中國海上風電的度電成本將從 2018 年的 0.5 元/度 下降至 2023 年的0.41元/度，下降幅度為 18%。文中認為對度電成本下降貢獻最大的分別是效率提升和投資成本下降， 其中陸上風電度電成本降幅中 13%為效率提升，7%左右為投資成本下降。而海上風電中投資成本下降貢獻更大。
風電機組招標價格下降和機組容量大型化將帶動初始投資成本下降。初始投資成本中設備購置費用一般佔比最 大。以海上風電為例，設備購置費用佔比 50%，建安工程費佔比 30%，其他費用及建設期利息佔比分別佔投資成本的 10%和 3.5%。設備購置費用中風電機組和塔筒佔比分別達到86%和 9.69%。因此，1)風電機組招標價格下降能夠帶 動初始投資成本下降。2019年 Q1 國內 2.0MW 風機公開招標價格為3410元/KW，儘管環比上漲了 3.33%，同比與 18年 Q1 基本持平，但是距離 2015 年 Q24295元/KW 的招標價相比已經下降了 20.61%，因此風電機組的招標價格整體仍 處在下降通道中;2)隨著風電機組大型化趨勢發展，裝機臺數減少的同時單機成本並沒成比例的增加，這就為設備 購置成本提供了下降的空間。比較金風科技、運達風電和明陽智能三家公司 1.5MW、2.0MW和 3.0MW 的招標價格， 可以發現 1.5MW 風機的招標價格與 2.0MW 的相差不多，3MW 風機的招標價格與1.5MW價格相比有較大幅度提升， 但是平均提升幅度為 80.70%。並且隨著 3MW 風機技術成熟和大規模裝機之後其價格可能會繼續下降。
發電利用小時數上升和棄風率下降將帶動年上網電量增加。年上網電量主要受發電利用利用小時數和棄風率的 影響。1)隨著風機制造和運維技術的進步，我國風機發電利用小時數連續三年實現正增長。2018 年全國風電平均利 用小時數 2095 小時，較 2017 年增加147小時，為 2011 年以來最高值;2)隨著“三北”地區風電投資建設減少以及 國家出臺一系列促進風電消納的政策，增加多條外送通道保障可再生能源發電優先上網，我國棄風率自2016年的高點 以來已經連續 13 個季度下降。2018 年全國棄風率7%，同比下降 5 個 pct，相比 2016 年Q1下降了 18.81pct，2019 年Q1全國棄風率為 4.01%，環比又下降了 3 個 pct。
受益於技術進步帶來總安裝成本(設備購置費用+建安工程費)的下降，全球陸上和海上風電度電成本也進 入下降通道。根據國際可再生能源署發佈的《2018 年可再生能源發電成本報告》中指出，2018 年全球投產的陸上風 電加權平均 LCOE 為 0.056 美元/千瓦時，比 2017 年低13%，比 2010 年低 35%;2018 年海上風電全球加權平均LCOE為 0.127 美元/千瓦時，比2017年低 1%，比 2010 年低 20%。1)風機設計和製造的持續改進、更具競爭力的全球供 應鏈、風機系列的增加是導致陸上風電度電成本下降的主要動力。技術進步使得風機機組價格不斷下降，2018 年陸上 風電全球加權平均總安裝成本同比下降 6%，從 2017 年的 1600 美元/千瓦下降到 2018 年的1500美元/千瓦;風力發電 機組輪轂高度增加、葉片掃掠面積增大、容量增加幫助從相同的風能資源中獲取更多的電力。2018 年投產的陸上風電 全球加權平均容量係數從 2017 年的 32%增加到 34%;2)技術進步、規模化效應是海上風電成本下降的主要驅動。 大型風力發電機擴大了風電場的容量並減少風機數量，降低了安裝成本和項目開發成本，運營和維護成本因風機技術 的優化也有所降低。
（登陸未來智庫「鏈接」 獲取本報告及更多卓越報告。）
1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
2.2.度電成本趨勢性下降，中長期看行業將由補貼政策轉變為成本下降驅動
平準化度電成本(LCOE)是國際上通用的評價度電成本的指標，衡量的是風電項目在整個建設運營週期內全部成 本現值與發電量現值的比值，其計算公式如下圖所示，即LCOE=(初期投資-生命週期內因折舊導致的稅費減免的現 值+生命週期內因項目運營導致的成本的現值-固定資產殘值的現值)/(生命週期內發電量的現值)。從以上的公式中 可以看出度電成本跟初始投資成本、運營維護成本成正相關，跟項目殘值、資產折舊及稅收、年上網電量以及貼現率 負相關。其中，初始投資成本由項目開發、建設期間的資本投入所形成的成本，主要包括設備購置費用、建築工 程費用、安裝工程費用、土地徵用費等其他費用及項目建設期利息，運營維護成本是在項目運營壽命期內為保證 設備正常運行所發生的維護成本，主要包括:維修費、材料費、保險費、其他費、人工工資及福利等。這五個變 量中初始投資成本、運營維護成本、年上網電量跟項目本身相關，是內生變量，而資產折舊及稅收、殘值(前兩者一 般假定為固定值)、貼現率是外在變量，基本不受項目自身影響。運營維護成本在項目週期內相對比較穩定，因此項目自身可以控制的對度電成本影響最大因素就是初始投資成本和年上網電量。
技術進步和年上網電量增加促使中國風電度電成本趨勢性下降。根據 GE 在2017年發佈的《2025 中國風電度電 成本》白皮書預測，中國陸上風電在平坦地區的度電成本將從 2015 年的 0.67 元/度下降至 2025 年0.46元/度，下降幅 度為 31.34%，在複雜地區的度電成本將從 2015 年的 0.75 元/度下降至 2025 年0.50元/度，下降幅度為 33.33%。其中 對度電成本下貢獻最大的依次是技術進步與突破、風機選型和電網調度優化;而根據大唐科研院的《能源政策》2018 年第 10 期中《可再生能源發展模式由補貼驅動向成本驅動》轉型一文中的預測，中國陸上風電的度電成本將從2018年的 0.41 元/度下降至2023年的 0.33 元/度，下降幅度為19.51%，中國海上風電的度電成本將從 2018 年的 0.5 元/度 下降至 2023 年的0.41元/度，下降幅度為 18%。文中認為對度電成本下降貢獻最大的分別是效率提升和投資成本下降， 其中陸上風電度電成本降幅中 13%為效率提升，7%左右為投資成本下降。而海上風電中投資成本下降貢獻更大。
風電機組招標價格下降和機組容量大型化將帶動初始投資成本下降。初始投資成本中設備購置費用一般佔比最 大。以海上風電為例，設備購置費用佔比 50%，建安工程費佔比 30%，其他費用及建設期利息佔比分別佔投資成本的 10%和 3.5%。設備購置費用中風電機組和塔筒佔比分別達到86%和 9.69%。因此，1)風電機組招標價格下降能夠帶 動初始投資成本下降。2019年 Q1 國內 2.0MW 風機公開招標價格為3410元/KW，儘管環比上漲了 3.33%，同比與 18年 Q1 基本持平，但是距離 2015 年 Q24295元/KW 的招標價相比已經下降了 20.61%，因此風電機組的招標價格整體仍 處在下降通道中;2)隨著風電機組大型化趨勢發展，裝機臺數減少的同時單機成本並沒成比例的增加，這就為設備 購置成本提供了下降的空間。比較金風科技、運達風電和明陽智能三家公司 1.5MW、2.0MW和 3.0MW 的招標價格， 可以發現 1.5MW 風機的招標價格與 2.0MW 的相差不多，3MW 風機的招標價格與1.5MW價格相比有較大幅度提升， 但是平均提升幅度為 80.70%。並且隨著 3MW 風機技術成熟和大規模裝機之後其價格可能會繼續下降。
發電利用小時數上升和棄風率下降將帶動年上網電量增加。年上網電量主要受發電利用利用小時數和棄風率的 影響。1)隨著風機制造和運維技術的進步，我國風機發電利用小時數連續三年實現正增長。2018 年全國風電平均利 用小時數 2095 小時，較 2017 年增加147小時，為 2011 年以來最高值;2)隨著“三北”地區風電投資建設減少以及 國家出臺一系列促進風電消納的政策，增加多條外送通道保障可再生能源發電優先上網，我國棄風率自2016年的高點 以來已經連續 13 個季度下降。2018 年全國棄風率7%，同比下降 5 個 pct，相比 2016 年Q1下降了 18.81pct，2019 年Q1全國棄風率為 4.01%，環比又下降了 3 個 pct。
受益於技術進步帶來總安裝成本(設備購置費用+建安工程費)的下降，全球陸上和海上風電度電成本也進 入下降通道。根據國際可再生能源署發佈的《2018 年可再生能源發電成本報告》中指出，2018 年全球投產的陸上風 電加權平均 LCOE 為 0.056 美元/千瓦時，比 2017 年低13%，比 2010 年低 35%;2018 年海上風電全球加權平均LCOE為 0.127 美元/千瓦時，比2017年低 1%，比 2010 年低 20%。1)風機設計和製造的持續改進、更具競爭力的全球供 應鏈、風機系列的增加是導致陸上風電度電成本下降的主要動力。技術進步使得風機機組價格不斷下降，2018 年陸上 風電全球加權平均總安裝成本同比下降 6%，從 2017 年的 1600 美元/千瓦下降到 2018 年的1500美元/千瓦;風力發電 機組輪轂高度增加、葉片掃掠面積增大、容量增加幫助從相同的風能資源中獲取更多的電力。2018 年投產的陸上風電 全球加權平均容量係數從 2017 年的 32%增加到 34%;2)技術進步、規模化效應是海上風電成本下降的主要驅動。 大型風力發電機擴大了風電場的容量並減少風機數量，降低了安裝成本和項目開發成本，運營和維護成本因風機技術 的優化也有所降低。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
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2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
2.2.度電成本趨勢性下降，中長期看行業將由補貼政策轉變為成本下降驅動
平準化度電成本(LCOE)是國際上通用的評價度電成本的指標，衡量的是風電項目在整個建設運營週期內全部成 本現值與發電量現值的比值，其計算公式如下圖所示，即LCOE=(初期投資-生命週期內因折舊導致的稅費減免的現 值+生命週期內因項目運營導致的成本的現值-固定資產殘值的現值)/(生命週期內發電量的現值)。從以上的公式中 可以看出度電成本跟初始投資成本、運營維護成本成正相關，跟項目殘值、資產折舊及稅收、年上網電量以及貼現率 負相關。其中，初始投資成本由項目開發、建設期間的資本投入所形成的成本，主要包括設備購置費用、建築工 程費用、安裝工程費用、土地徵用費等其他費用及項目建設期利息，運營維護成本是在項目運營壽命期內為保證 設備正常運行所發生的維護成本，主要包括:維修費、材料費、保險費、其他費、人工工資及福利等。這五個變 量中初始投資成本、運營維護成本、年上網電量跟項目本身相關，是內生變量，而資產折舊及稅收、殘值(前兩者一 般假定為固定值)、貼現率是外在變量，基本不受項目自身影響。運營維護成本在項目週期內相對比較穩定，因此項目自身可以控制的對度電成本影響最大因素就是初始投資成本和年上網電量。
技術進步和年上網電量增加促使中國風電度電成本趨勢性下降。根據 GE 在2017年發佈的《2025 中國風電度電 成本》白皮書預測，中國陸上風電在平坦地區的度電成本將從 2015 年的 0.67 元/度下降至 2025 年0.46元/度，下降幅 度為 31.34%，在複雜地區的度電成本將從 2015 年的 0.75 元/度下降至 2025 年0.50元/度，下降幅度為 33.33%。其中 對度電成本下貢獻最大的依次是技術進步與突破、風機選型和電網調度優化;而根據大唐科研院的《能源政策》2018 年第 10 期中《可再生能源發展模式由補貼驅動向成本驅動》轉型一文中的預測，中國陸上風電的度電成本將從2018年的 0.41 元/度下降至2023年的 0.33 元/度，下降幅度為19.51%，中國海上風電的度電成本將從 2018 年的 0.5 元/度 下降至 2023 年的0.41元/度，下降幅度為 18%。文中認為對度電成本下降貢獻最大的分別是效率提升和投資成本下降， 其中陸上風電度電成本降幅中 13%為效率提升，7%左右為投資成本下降。而海上風電中投資成本下降貢獻更大。
風電機組招標價格下降和機組容量大型化將帶動初始投資成本下降。初始投資成本中設備購置費用一般佔比最 大。以海上風電為例，設備購置費用佔比 50%，建安工程費佔比 30%，其他費用及建設期利息佔比分別佔投資成本的 10%和 3.5%。設備購置費用中風電機組和塔筒佔比分別達到86%和 9.69%。因此，1)風電機組招標價格下降能夠帶 動初始投資成本下降。2019年 Q1 國內 2.0MW 風機公開招標價格為3410元/KW，儘管環比上漲了 3.33%，同比與 18年 Q1 基本持平，但是距離 2015 年 Q24295元/KW 的招標價相比已經下降了 20.61%，因此風電機組的招標價格整體仍 處在下降通道中;2)隨著風電機組大型化趨勢發展，裝機臺數減少的同時單機成本並沒成比例的增加，這就為設備 購置成本提供了下降的空間。比較金風科技、運達風電和明陽智能三家公司 1.5MW、2.0MW和 3.0MW 的招標價格， 可以發現 1.5MW 風機的招標價格與 2.0MW 的相差不多，3MW 風機的招標價格與1.5MW價格相比有較大幅度提升， 但是平均提升幅度為 80.70%。並且隨著 3MW 風機技術成熟和大規模裝機之後其價格可能會繼續下降。
發電利用小時數上升和棄風率下降將帶動年上網電量增加。年上網電量主要受發電利用利用小時數和棄風率的 影響。1)隨著風機制造和運維技術的進步，我國風機發電利用小時數連續三年實現正增長。2018 年全國風電平均利 用小時數 2095 小時，較 2017 年增加147小時，為 2011 年以來最高值;2)隨著“三北”地區風電投資建設減少以及 國家出臺一系列促進風電消納的政策，增加多條外送通道保障可再生能源發電優先上網，我國棄風率自2016年的高點 以來已經連續 13 個季度下降。2018 年全國棄風率7%，同比下降 5 個 pct，相比 2016 年Q1下降了 18.81pct，2019 年Q1全國棄風率為 4.01%，環比又下降了 3 個 pct。
受益於技術進步帶來總安裝成本(設備購置費用+建安工程費)的下降，全球陸上和海上風電度電成本也進 入下降通道。根據國際可再生能源署發佈的《2018 年可再生能源發電成本報告》中指出，2018 年全球投產的陸上風 電加權平均 LCOE 為 0.056 美元/千瓦時，比 2017 年低13%，比 2010 年低 35%;2018 年海上風電全球加權平均LCOE為 0.127 美元/千瓦時，比2017年低 1%，比 2010 年低 20%。1)風機設計和製造的持續改進、更具競爭力的全球供 應鏈、風機系列的增加是導致陸上風電度電成本下降的主要動力。技術進步使得風機機組價格不斷下降，2018 年陸上 風電全球加權平均總安裝成本同比下降 6%，從 2017 年的 1600 美元/千瓦下降到 2018 年的1500美元/千瓦;風力發電 機組輪轂高度增加、葉片掃掠面積增大、容量增加幫助從相同的風能資源中獲取更多的電力。2018 年投產的陸上風電 全球加權平均容量係數從 2017 年的 32%增加到 34%;2)技術進步、規模化效應是海上風電成本下降的主要驅動。 大型風力發電機擴大了風電場的容量並減少風機數量，降低了安裝成本和項目開發成本，運營和維護成本因風機技術 的優化也有所降低。
2.3.原材料價格高峰已過，毛利率有望逐步恢復
風電結構件的主要原材料為各類鋼材，因此鋼材價格的波動會影響公司毛利率的變動。本文所分析的風電結構件 主要是以鋼材為主要原材料的風電零部件。例如風電鑄件的原材料為主要為生鐵和廢鋼，二者佔營業成本的比例在30%~47%之間;主軸的原材料為鋼錠，鋼錠主要以生鐵、廢鋼為基礎材料冶煉而成，鋼錠佔營業成本的比例在35%~40%之間;塔筒的原材料主要為鋼板，鋼板成本佔主營成本比例在50%~70%之間;機艙罩、轉子房和定子段的主要原材料 為鋼材和油漆，其中鋼材佔比較高。
原材料採購價格跟產品銷售價格變動的不對稱性是其影響毛利率變動的主要原因。1)第一類不對稱性體現在產 品價格提前鎖定，而原材料採購價格隨行就市。風電結構件公司一般會在前一年的三季度(海外客戶)或者當年的一 季度(國內客戶)與客戶協商好當年產品售價及自己所佔客戶的採購份額，具體銷量視客戶當年裝機量具體確定，產 品收入確認則受客戶施工進度影響。由於產品售價基本鎖定(除非原材料價格發生大幅波動需要重新議價)，因此實際 生產過程中原材料採購價格的變動就會影響毛利率的變化。一般原材料採購價格下降，產品的毛利率會提升;原材料 採購價格上升，毛利率會下降;2)第二類不對稱性體現在原材料價格和產品銷售價格變動幅度不一致。風電結構件 的原材料生鐵、廢鋼、鋼錠、鋼板等屬於大宗商品，風電行業消費量佔比很小，基本屬於價格接受者。因此原材料價 格的波動是公司無法掌控的，其波動幅度一般較大;而產品的銷售價格除了受原材料價格變動影響外，還會受到公司 產品質量以及行業競爭格局以及其所處的產業鏈位置影響，一般是公司與客戶綜合考慮協商決定的，變動幅度較小。 所以當原材料價格下降幅度大於產品價格下降的幅度時毛利率是上升的，當原材料價格下降幅度小於產品降價的幅度， 毛利率可能會下降。
始於供給側改革帶來鋼材價格高峰已出現於 2018年，在宏觀經濟承壓情況下主要鋼材價格已經在 2019年出現 趨勢性回落，以鋼材為主要原材料的鋼結構件公司的毛利率有望得到修復。2016 年我國對鋼鐵行業實現供給側改革， 截至 2018 年粗鋼已經累計去產能接近 1.5 億噸，主要鋼材的價格在 2018 年也迎來近 3 年高峰。其中 2016~2018 年生 鐵價格分別上漲 3.92%、46.06%和 14.12%，廢鋼的價格分別上漲3.98%、20.64%和36.84%，鋼坯(方坯 Q235)的價 格分別上漲13.94%、58.14%和9.55%，鋼板(中厚板 20mm)價格 17.39%、41.33%和12.35%。2019 年截至8月除受 鐵礦石價格上漲導致廢鋼價格繼續上漲 8.54%以外，其他生鐵、鋼坯和鋼板的價格分別下降了 4.39%、3.52%和6.33%。 目前鐵礦石價格從 7 月份高點已經下跌，預計後續廢鋼的價格也會相對回落。預計在 2019 年二季報就可以看到部分鋼 結構公司因為原材料價格下降而導致毛利率有所修復。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
2.2.度電成本趨勢性下降，中長期看行業將由補貼政策轉變為成本下降驅動
平準化度電成本(LCOE)是國際上通用的評價度電成本的指標，衡量的是風電項目在整個建設運營週期內全部成 本現值與發電量現值的比值，其計算公式如下圖所示，即LCOE=(初期投資-生命週期內因折舊導致的稅費減免的現 值+生命週期內因項目運營導致的成本的現值-固定資產殘值的現值)/(生命週期內發電量的現值)。從以上的公式中 可以看出度電成本跟初始投資成本、運營維護成本成正相關，跟項目殘值、資產折舊及稅收、年上網電量以及貼現率 負相關。其中，初始投資成本由項目開發、建設期間的資本投入所形成的成本，主要包括設備購置費用、建築工 程費用、安裝工程費用、土地徵用費等其他費用及項目建設期利息，運營維護成本是在項目運營壽命期內為保證 設備正常運行所發生的維護成本，主要包括:維修費、材料費、保險費、其他費、人工工資及福利等。這五個變 量中初始投資成本、運營維護成本、年上網電量跟項目本身相關，是內生變量，而資產折舊及稅收、殘值(前兩者一 般假定為固定值)、貼現率是外在變量，基本不受項目自身影響。運營維護成本在項目週期內相對比較穩定，因此項目自身可以控制的對度電成本影響最大因素就是初始投資成本和年上網電量。
技術進步和年上網電量增加促使中國風電度電成本趨勢性下降。根據 GE 在2017年發佈的《2025 中國風電度電 成本》白皮書預測，中國陸上風電在平坦地區的度電成本將從 2015 年的 0.67 元/度下降至 2025 年0.46元/度，下降幅 度為 31.34%，在複雜地區的度電成本將從 2015 年的 0.75 元/度下降至 2025 年0.50元/度，下降幅度為 33.33%。其中 對度電成本下貢獻最大的依次是技術進步與突破、風機選型和電網調度優化;而根據大唐科研院的《能源政策》2018 年第 10 期中《可再生能源發展模式由補貼驅動向成本驅動》轉型一文中的預測，中國陸上風電的度電成本將從2018年的 0.41 元/度下降至2023年的 0.33 元/度，下降幅度為19.51%，中國海上風電的度電成本將從 2018 年的 0.5 元/度 下降至 2023 年的0.41元/度，下降幅度為 18%。文中認為對度電成本下降貢獻最大的分別是效率提升和投資成本下降， 其中陸上風電度電成本降幅中 13%為效率提升，7%左右為投資成本下降。而海上風電中投資成本下降貢獻更大。
風電機組招標價格下降和機組容量大型化將帶動初始投資成本下降。初始投資成本中設備購置費用一般佔比最 大。以海上風電為例，設備購置費用佔比 50%，建安工程費佔比 30%，其他費用及建設期利息佔比分別佔投資成本的 10%和 3.5%。設備購置費用中風電機組和塔筒佔比分別達到86%和 9.69%。因此，1)風電機組招標價格下降能夠帶 動初始投資成本下降。2019年 Q1 國內 2.0MW 風機公開招標價格為3410元/KW，儘管環比上漲了 3.33%，同比與 18年 Q1 基本持平，但是距離 2015 年 Q24295元/KW 的招標價相比已經下降了 20.61%，因此風電機組的招標價格整體仍 處在下降通道中;2)隨著風電機組大型化趨勢發展，裝機臺數減少的同時單機成本並沒成比例的增加，這就為設備 購置成本提供了下降的空間。比較金風科技、運達風電和明陽智能三家公司 1.5MW、2.0MW和 3.0MW 的招標價格， 可以發現 1.5MW 風機的招標價格與 2.0MW 的相差不多，3MW 風機的招標價格與1.5MW價格相比有較大幅度提升， 但是平均提升幅度為 80.70%。並且隨著 3MW 風機技術成熟和大規模裝機之後其價格可能會繼續下降。
發電利用小時數上升和棄風率下降將帶動年上網電量增加。年上網電量主要受發電利用利用小時數和棄風率的 影響。1)隨著風機制造和運維技術的進步，我國風機發電利用小時數連續三年實現正增長。2018 年全國風電平均利 用小時數 2095 小時，較 2017 年增加147小時，為 2011 年以來最高值;2)隨著“三北”地區風電投資建設減少以及 國家出臺一系列促進風電消納的政策，增加多條外送通道保障可再生能源發電優先上網，我國棄風率自2016年的高點 以來已經連續 13 個季度下降。2018 年全國棄風率7%，同比下降 5 個 pct，相比 2016 年Q1下降了 18.81pct，2019 年Q1全國棄風率為 4.01%，環比又下降了 3 個 pct。
受益於技術進步帶來總安裝成本(設備購置費用+建安工程費)的下降，全球陸上和海上風電度電成本也進 入下降通道。根據國際可再生能源署發佈的《2018 年可再生能源發電成本報告》中指出，2018 年全球投產的陸上風 電加權平均 LCOE 為 0.056 美元/千瓦時，比 2017 年低13%，比 2010 年低 35%;2018 年海上風電全球加權平均LCOE為 0.127 美元/千瓦時，比2017年低 1%，比 2010 年低 20%。1)風機設計和製造的持續改進、更具競爭力的全球供 應鏈、風機系列的增加是導致陸上風電度電成本下降的主要動力。技術進步使得風機機組價格不斷下降，2018 年陸上 風電全球加權平均總安裝成本同比下降 6%，從 2017 年的 1600 美元/千瓦下降到 2018 年的1500美元/千瓦;風力發電 機組輪轂高度增加、葉片掃掠面積增大、容量增加幫助從相同的風能資源中獲取更多的電力。2018 年投產的陸上風電 全球加權平均容量係數從 2017 年的 32%增加到 34%;2)技術進步、規模化效應是海上風電成本下降的主要驅動。 大型風力發電機擴大了風電場的容量並減少風機數量，降低了安裝成本和項目開發成本，運營和維護成本因風機技術 的優化也有所降低。
2.3.原材料價格高峰已過，毛利率有望逐步恢復
風電結構件的主要原材料為各類鋼材，因此鋼材價格的波動會影響公司毛利率的變動。本文所分析的風電結構件 主要是以鋼材為主要原材料的風電零部件。例如風電鑄件的原材料為主要為生鐵和廢鋼，二者佔營業成本的比例在30%~47%之間;主軸的原材料為鋼錠，鋼錠主要以生鐵、廢鋼為基礎材料冶煉而成，鋼錠佔營業成本的比例在35%~40%之間;塔筒的原材料主要為鋼板，鋼板成本佔主營成本比例在50%~70%之間;機艙罩、轉子房和定子段的主要原材料 為鋼材和油漆，其中鋼材佔比較高。
原材料採購價格跟產品銷售價格變動的不對稱性是其影響毛利率變動的主要原因。1)第一類不對稱性體現在產 品價格提前鎖定，而原材料採購價格隨行就市。風電結構件公司一般會在前一年的三季度(海外客戶)或者當年的一 季度(國內客戶)與客戶協商好當年產品售價及自己所佔客戶的採購份額，具體銷量視客戶當年裝機量具體確定，產 品收入確認則受客戶施工進度影響。由於產品售價基本鎖定(除非原材料價格發生大幅波動需要重新議價)，因此實際 生產過程中原材料採購價格的變動就會影響毛利率的變化。一般原材料採購價格下降，產品的毛利率會提升;原材料 採購價格上升，毛利率會下降;2)第二類不對稱性體現在原材料價格和產品銷售價格變動幅度不一致。風電結構件 的原材料生鐵、廢鋼、鋼錠、鋼板等屬於大宗商品，風電行業消費量佔比很小，基本屬於價格接受者。因此原材料價 格的波動是公司無法掌控的，其波動幅度一般較大;而產品的銷售價格除了受原材料價格變動影響外，還會受到公司 產品質量以及行業競爭格局以及其所處的產業鏈位置影響，一般是公司與客戶綜合考慮協商決定的，變動幅度較小。 所以當原材料價格下降幅度大於產品價格下降的幅度時毛利率是上升的，當原材料價格下降幅度小於產品降價的幅度， 毛利率可能會下降。
始於供給側改革帶來鋼材價格高峰已出現於 2018年，在宏觀經濟承壓情況下主要鋼材價格已經在 2019年出現 趨勢性回落，以鋼材為主要原材料的鋼結構件公司的毛利率有望得到修復。2016 年我國對鋼鐵行業實現供給側改革， 截至 2018 年粗鋼已經累計去產能接近 1.5 億噸，主要鋼材的價格在 2018 年也迎來近 3 年高峰。其中 2016~2018 年生 鐵價格分別上漲 3.92%、46.06%和 14.12%，廢鋼的價格分別上漲3.98%、20.64%和36.84%，鋼坯(方坯 Q235)的價 格分別上漲13.94%、58.14%和9.55%，鋼板(中厚板 20mm)價格 17.39%、41.33%和12.35%。2019 年截至8月除受 鐵礦石價格上漲導致廢鋼價格繼續上漲 8.54%以外，其他生鐵、鋼坯和鋼板的價格分別下降了 4.39%、3.52%和6.33%。 目前鐵礦石價格從 7 月份高點已經下跌，預計後續廢鋼的價格也會相對回落。預計在 2019 年二季報就可以看到部分鋼 結構公司因為原材料價格下降而導致毛利率有所修復。
（登陸未來智庫「鏈接」 獲取本報告及更多卓越報告。）
1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
2.2.度電成本趨勢性下降，中長期看行業將由補貼政策轉變為成本下降驅動
平準化度電成本(LCOE)是國際上通用的評價度電成本的指標，衡量的是風電項目在整個建設運營週期內全部成 本現值與發電量現值的比值，其計算公式如下圖所示，即LCOE=(初期投資-生命週期內因折舊導致的稅費減免的現 值+生命週期內因項目運營導致的成本的現值-固定資產殘值的現值)/(生命週期內發電量的現值)。從以上的公式中 可以看出度電成本跟初始投資成本、運營維護成本成正相關，跟項目殘值、資產折舊及稅收、年上網電量以及貼現率 負相關。其中，初始投資成本由項目開發、建設期間的資本投入所形成的成本，主要包括設備購置費用、建築工 程費用、安裝工程費用、土地徵用費等其他費用及項目建設期利息，運營維護成本是在項目運營壽命期內為保證 設備正常運行所發生的維護成本，主要包括:維修費、材料費、保險費、其他費、人工工資及福利等。這五個變 量中初始投資成本、運營維護成本、年上網電量跟項目本身相關，是內生變量，而資產折舊及稅收、殘值(前兩者一 般假定為固定值)、貼現率是外在變量，基本不受項目自身影響。運營維護成本在項目週期內相對比較穩定，因此項目自身可以控制的對度電成本影響最大因素就是初始投資成本和年上網電量。
技術進步和年上網電量增加促使中國風電度電成本趨勢性下降。根據 GE 在2017年發佈的《2025 中國風電度電 成本》白皮書預測，中國陸上風電在平坦地區的度電成本將從 2015 年的 0.67 元/度下降至 2025 年0.46元/度，下降幅 度為 31.34%，在複雜地區的度電成本將從 2015 年的 0.75 元/度下降至 2025 年0.50元/度，下降幅度為 33.33%。其中 對度電成本下貢獻最大的依次是技術進步與突破、風機選型和電網調度優化;而根據大唐科研院的《能源政策》2018 年第 10 期中《可再生能源發展模式由補貼驅動向成本驅動》轉型一文中的預測，中國陸上風電的度電成本將從2018年的 0.41 元/度下降至2023年的 0.33 元/度，下降幅度為19.51%，中國海上風電的度電成本將從 2018 年的 0.5 元/度 下降至 2023 年的0.41元/度，下降幅度為 18%。文中認為對度電成本下降貢獻最大的分別是效率提升和投資成本下降， 其中陸上風電度電成本降幅中 13%為效率提升，7%左右為投資成本下降。而海上風電中投資成本下降貢獻更大。
風電機組招標價格下降和機組容量大型化將帶動初始投資成本下降。初始投資成本中設備購置費用一般佔比最 大。以海上風電為例，設備購置費用佔比 50%，建安工程費佔比 30%，其他費用及建設期利息佔比分別佔投資成本的 10%和 3.5%。設備購置費用中風電機組和塔筒佔比分別達到86%和 9.69%。因此，1)風電機組招標價格下降能夠帶 動初始投資成本下降。2019年 Q1 國內 2.0MW 風機公開招標價格為3410元/KW，儘管環比上漲了 3.33%，同比與 18年 Q1 基本持平，但是距離 2015 年 Q24295元/KW 的招標價相比已經下降了 20.61%，因此風電機組的招標價格整體仍 處在下降通道中;2)隨著風電機組大型化趨勢發展，裝機臺數減少的同時單機成本並沒成比例的增加，這就為設備 購置成本提供了下降的空間。比較金風科技、運達風電和明陽智能三家公司 1.5MW、2.0MW和 3.0MW 的招標價格， 可以發現 1.5MW 風機的招標價格與 2.0MW 的相差不多，3MW 風機的招標價格與1.5MW價格相比有較大幅度提升， 但是平均提升幅度為 80.70%。並且隨著 3MW 風機技術成熟和大規模裝機之後其價格可能會繼續下降。
發電利用小時數上升和棄風率下降將帶動年上網電量增加。年上網電量主要受發電利用利用小時數和棄風率的 影響。1)隨著風機制造和運維技術的進步，我國風機發電利用小時數連續三年實現正增長。2018 年全國風電平均利 用小時數 2095 小時，較 2017 年增加147小時，為 2011 年以來最高值;2)隨著“三北”地區風電投資建設減少以及 國家出臺一系列促進風電消納的政策，增加多條外送通道保障可再生能源發電優先上網，我國棄風率自2016年的高點 以來已經連續 13 個季度下降。2018 年全國棄風率7%，同比下降 5 個 pct，相比 2016 年Q1下降了 18.81pct，2019 年Q1全國棄風率為 4.01%，環比又下降了 3 個 pct。
受益於技術進步帶來總安裝成本(設備購置費用+建安工程費)的下降，全球陸上和海上風電度電成本也進 入下降通道。根據國際可再生能源署發佈的《2018 年可再生能源發電成本報告》中指出，2018 年全球投產的陸上風 電加權平均 LCOE 為 0.056 美元/千瓦時，比 2017 年低13%，比 2010 年低 35%;2018 年海上風電全球加權平均LCOE為 0.127 美元/千瓦時，比2017年低 1%，比 2010 年低 20%。1)風機設計和製造的持續改進、更具競爭力的全球供 應鏈、風機系列的增加是導致陸上風電度電成本下降的主要動力。技術進步使得風機機組價格不斷下降，2018 年陸上 風電全球加權平均總安裝成本同比下降 6%，從 2017 年的 1600 美元/千瓦下降到 2018 年的1500美元/千瓦;風力發電 機組輪轂高度增加、葉片掃掠面積增大、容量增加幫助從相同的風能資源中獲取更多的電力。2018 年投產的陸上風電 全球加權平均容量係數從 2017 年的 32%增加到 34%;2)技術進步、規模化效應是海上風電成本下降的主要驅動。 大型風力發電機擴大了風電場的容量並減少風機數量，降低了安裝成本和項目開發成本，運營和維護成本因風機技術 的優化也有所降低。
2.3.原材料價格高峰已過，毛利率有望逐步恢復
風電結構件的主要原材料為各類鋼材，因此鋼材價格的波動會影響公司毛利率的變動。本文所分析的風電結構件 主要是以鋼材為主要原材料的風電零部件。例如風電鑄件的原材料為主要為生鐵和廢鋼，二者佔營業成本的比例在30%~47%之間;主軸的原材料為鋼錠，鋼錠主要以生鐵、廢鋼為基礎材料冶煉而成，鋼錠佔營業成本的比例在35%~40%之間;塔筒的原材料主要為鋼板，鋼板成本佔主營成本比例在50%~70%之間;機艙罩、轉子房和定子段的主要原材料 為鋼材和油漆，其中鋼材佔比較高。
原材料採購價格跟產品銷售價格變動的不對稱性是其影響毛利率變動的主要原因。1)第一類不對稱性體現在產 品價格提前鎖定，而原材料採購價格隨行就市。風電結構件公司一般會在前一年的三季度(海外客戶)或者當年的一 季度(國內客戶)與客戶協商好當年產品售價及自己所佔客戶的採購份額，具體銷量視客戶當年裝機量具體確定，產 品收入確認則受客戶施工進度影響。由於產品售價基本鎖定(除非原材料價格發生大幅波動需要重新議價)，因此實際 生產過程中原材料採購價格的變動就會影響毛利率的變化。一般原材料採購價格下降，產品的毛利率會提升;原材料 採購價格上升，毛利率會下降;2)第二類不對稱性體現在原材料價格和產品銷售價格變動幅度不一致。風電結構件 的原材料生鐵、廢鋼、鋼錠、鋼板等屬於大宗商品，風電行業消費量佔比很小，基本屬於價格接受者。因此原材料價 格的波動是公司無法掌控的，其波動幅度一般較大;而產品的銷售價格除了受原材料價格變動影響外，還會受到公司 產品質量以及行業競爭格局以及其所處的產業鏈位置影響，一般是公司與客戶綜合考慮協商決定的，變動幅度較小。 所以當原材料價格下降幅度大於產品價格下降的幅度時毛利率是上升的，當原材料價格下降幅度小於產品降價的幅度， 毛利率可能會下降。
始於供給側改革帶來鋼材價格高峰已出現於 2018年，在宏觀經濟承壓情況下主要鋼材價格已經在 2019年出現 趨勢性回落，以鋼材為主要原材料的鋼結構件公司的毛利率有望得到修復。2016 年我國對鋼鐵行業實現供給側改革， 截至 2018 年粗鋼已經累計去產能接近 1.5 億噸，主要鋼材的價格在 2018 年也迎來近 3 年高峰。其中 2016~2018 年生 鐵價格分別上漲 3.92%、46.06%和 14.12%，廢鋼的價格分別上漲3.98%、20.64%和36.84%，鋼坯(方坯 Q235)的價 格分別上漲13.94%、58.14%和9.55%，鋼板(中厚板 20mm)價格 17.39%、41.33%和12.35%。2019 年截至8月除受 鐵礦石價格上漲導致廢鋼價格繼續上漲 8.54%以外，其他生鐵、鋼坯和鋼板的價格分別下降了 4.39%、3.52%和6.33%。 目前鐵礦石價格從 7 月份高點已經下跌，預計後續廢鋼的價格也會相對回落。預計在 2019 年二季報就可以看到部分鋼 結構公司因為原材料價格下降而導致毛利率有所修復。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
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2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
2.2.度電成本趨勢性下降，中長期看行業將由補貼政策轉變為成本下降驅動
平準化度電成本(LCOE)是國際上通用的評價度電成本的指標，衡量的是風電項目在整個建設運營週期內全部成 本現值與發電量現值的比值，其計算公式如下圖所示，即LCOE=(初期投資-生命週期內因折舊導致的稅費減免的現 值+生命週期內因項目運營導致的成本的現值-固定資產殘值的現值)/(生命週期內發電量的現值)。從以上的公式中 可以看出度電成本跟初始投資成本、運營維護成本成正相關，跟項目殘值、資產折舊及稅收、年上網電量以及貼現率 負相關。其中，初始投資成本由項目開發、建設期間的資本投入所形成的成本，主要包括設備購置費用、建築工 程費用、安裝工程費用、土地徵用費等其他費用及項目建設期利息，運營維護成本是在項目運營壽命期內為保證 設備正常運行所發生的維護成本，主要包括:維修費、材料費、保險費、其他費、人工工資及福利等。這五個變 量中初始投資成本、運營維護成本、年上網電量跟項目本身相關，是內生變量，而資產折舊及稅收、殘值(前兩者一 般假定為固定值)、貼現率是外在變量，基本不受項目自身影響。運營維護成本在項目週期內相對比較穩定，因此項目自身可以控制的對度電成本影響最大因素就是初始投資成本和年上網電量。
技術進步和年上網電量增加促使中國風電度電成本趨勢性下降。根據 GE 在2017年發佈的《2025 中國風電度電 成本》白皮書預測，中國陸上風電在平坦地區的度電成本將從 2015 年的 0.67 元/度下降至 2025 年0.46元/度，下降幅 度為 31.34%，在複雜地區的度電成本將從 2015 年的 0.75 元/度下降至 2025 年0.50元/度，下降幅度為 33.33%。其中 對度電成本下貢獻最大的依次是技術進步與突破、風機選型和電網調度優化;而根據大唐科研院的《能源政策》2018 年第 10 期中《可再生能源發展模式由補貼驅動向成本驅動》轉型一文中的預測，中國陸上風電的度電成本將從2018年的 0.41 元/度下降至2023年的 0.33 元/度，下降幅度為19.51%，中國海上風電的度電成本將從 2018 年的 0.5 元/度 下降至 2023 年的0.41元/度，下降幅度為 18%。文中認為對度電成本下降貢獻最大的分別是效率提升和投資成本下降， 其中陸上風電度電成本降幅中 13%為效率提升，7%左右為投資成本下降。而海上風電中投資成本下降貢獻更大。
風電機組招標價格下降和機組容量大型化將帶動初始投資成本下降。初始投資成本中設備購置費用一般佔比最 大。以海上風電為例，設備購置費用佔比 50%，建安工程費佔比 30%，其他費用及建設期利息佔比分別佔投資成本的 10%和 3.5%。設備購置費用中風電機組和塔筒佔比分別達到86%和 9.69%。因此，1)風電機組招標價格下降能夠帶 動初始投資成本下降。2019年 Q1 國內 2.0MW 風機公開招標價格為3410元/KW，儘管環比上漲了 3.33%，同比與 18年 Q1 基本持平，但是距離 2015 年 Q24295元/KW 的招標價相比已經下降了 20.61%，因此風電機組的招標價格整體仍 處在下降通道中;2)隨著風電機組大型化趨勢發展，裝機臺數減少的同時單機成本並沒成比例的增加，這就為設備 購置成本提供了下降的空間。比較金風科技、運達風電和明陽智能三家公司 1.5MW、2.0MW和 3.0MW 的招標價格， 可以發現 1.5MW 風機的招標價格與 2.0MW 的相差不多，3MW 風機的招標價格與1.5MW價格相比有較大幅度提升， 但是平均提升幅度為 80.70%。並且隨著 3MW 風機技術成熟和大規模裝機之後其價格可能會繼續下降。
發電利用小時數上升和棄風率下降將帶動年上網電量增加。年上網電量主要受發電利用利用小時數和棄風率的 影響。1)隨著風機制造和運維技術的進步，我國風機發電利用小時數連續三年實現正增長。2018 年全國風電平均利 用小時數 2095 小時，較 2017 年增加147小時，為 2011 年以來最高值;2)隨著“三北”地區風電投資建設減少以及 國家出臺一系列促進風電消納的政策，增加多條外送通道保障可再生能源發電優先上網，我國棄風率自2016年的高點 以來已經連續 13 個季度下降。2018 年全國棄風率7%，同比下降 5 個 pct，相比 2016 年Q1下降了 18.81pct，2019 年Q1全國棄風率為 4.01%，環比又下降了 3 個 pct。
受益於技術進步帶來總安裝成本(設備購置費用+建安工程費)的下降，全球陸上和海上風電度電成本也進 入下降通道。根據國際可再生能源署發佈的《2018 年可再生能源發電成本報告》中指出，2018 年全球投產的陸上風 電加權平均 LCOE 為 0.056 美元/千瓦時，比 2017 年低13%，比 2010 年低 35%;2018 年海上風電全球加權平均LCOE為 0.127 美元/千瓦時，比2017年低 1%，比 2010 年低 20%。1)風機設計和製造的持續改進、更具競爭力的全球供 應鏈、風機系列的增加是導致陸上風電度電成本下降的主要動力。技術進步使得風機機組價格不斷下降，2018 年陸上 風電全球加權平均總安裝成本同比下降 6%，從 2017 年的 1600 美元/千瓦下降到 2018 年的1500美元/千瓦;風力發電 機組輪轂高度增加、葉片掃掠面積增大、容量增加幫助從相同的風能資源中獲取更多的電力。2018 年投產的陸上風電 全球加權平均容量係數從 2017 年的 32%增加到 34%;2)技術進步、規模化效應是海上風電成本下降的主要驅動。 大型風力發電機擴大了風電場的容量並減少風機數量，降低了安裝成本和項目開發成本，運營和維護成本因風機技術 的優化也有所降低。
2.3.原材料價格高峰已過，毛利率有望逐步恢復
風電結構件的主要原材料為各類鋼材，因此鋼材價格的波動會影響公司毛利率的變動。本文所分析的風電結構件 主要是以鋼材為主要原材料的風電零部件。例如風電鑄件的原材料為主要為生鐵和廢鋼，二者佔營業成本的比例在30%~47%之間;主軸的原材料為鋼錠，鋼錠主要以生鐵、廢鋼為基礎材料冶煉而成，鋼錠佔營業成本的比例在35%~40%之間;塔筒的原材料主要為鋼板，鋼板成本佔主營成本比例在50%~70%之間;機艙罩、轉子房和定子段的主要原材料 為鋼材和油漆，其中鋼材佔比較高。
原材料採購價格跟產品銷售價格變動的不對稱性是其影響毛利率變動的主要原因。1)第一類不對稱性體現在產 品價格提前鎖定，而原材料採購價格隨行就市。風電結構件公司一般會在前一年的三季度(海外客戶)或者當年的一 季度(國內客戶)與客戶協商好當年產品售價及自己所佔客戶的採購份額，具體銷量視客戶當年裝機量具體確定，產 品收入確認則受客戶施工進度影響。由於產品售價基本鎖定(除非原材料價格發生大幅波動需要重新議價)，因此實際 生產過程中原材料採購價格的變動就會影響毛利率的變化。一般原材料採購價格下降，產品的毛利率會提升;原材料 採購價格上升，毛利率會下降;2)第二類不對稱性體現在原材料價格和產品銷售價格變動幅度不一致。風電結構件 的原材料生鐵、廢鋼、鋼錠、鋼板等屬於大宗商品，風電行業消費量佔比很小，基本屬於價格接受者。因此原材料價 格的波動是公司無法掌控的，其波動幅度一般較大;而產品的銷售價格除了受原材料價格變動影響外，還會受到公司 產品質量以及行業競爭格局以及其所處的產業鏈位置影響，一般是公司與客戶綜合考慮協商決定的，變動幅度較小。 所以當原材料價格下降幅度大於產品價格下降的幅度時毛利率是上升的，當原材料價格下降幅度小於產品降價的幅度， 毛利率可能會下降。
始於供給側改革帶來鋼材價格高峰已出現於 2018年，在宏觀經濟承壓情況下主要鋼材價格已經在 2019年出現 趨勢性回落，以鋼材為主要原材料的鋼結構件公司的毛利率有望得到修復。2016 年我國對鋼鐵行業實現供給側改革， 截至 2018 年粗鋼已經累計去產能接近 1.5 億噸，主要鋼材的價格在 2018 年也迎來近 3 年高峰。其中 2016~2018 年生 鐵價格分別上漲 3.92%、46.06%和 14.12%，廢鋼的價格分別上漲3.98%、20.64%和36.84%，鋼坯(方坯 Q235)的價 格分別上漲13.94%、58.14%和9.55%，鋼板(中厚板 20mm)價格 17.39%、41.33%和12.35%。2019 年截至8月除受 鐵礦石價格上漲導致廢鋼價格繼續上漲 8.54%以外，其他生鐵、鋼坯和鋼板的價格分別下降了 4.39%、3.52%和6.33%。 目前鐵礦石價格從 7 月份高點已經下跌，預計後續廢鋼的價格也會相對回落。預計在 2019 年二季報就可以看到部分鋼 結構公司因為原材料價格下降而導致毛利率有所修復。
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1. 風電結構件——對風電機組起到支撐、保護和傳動作用
風力發電機組主要部件包括葉片、變頻器、齒輪箱、電氣控制系統、發電機、主軸、輪轂等。因驅動方式的不同， 雙饋式和直驅式風機零部件有所差異，主要涉及到有無齒輪箱。本篇報告我們主要討論的廣義範圍的風電結構件，即 對風電機組起到支撐、保護和傳動的零部件，並且這些零部件以鋼材為主要原材料，生產工藝包括鍛造、鑄造和板材 加工、焊接等。這些零部件主要包括鑄件、主軸、塔筒、法蘭、機艙罩、定子和轉子。這些結構件雖然佔風電機組的 成本不高，一般風電鑄件佔機組成本在 5%~8%之間，主軸佔機組成本 2~3%，塔筒佔風機成本 20%左右，但是由於其 對機組起著支撐、保護和傳動的作用，其重要性是不言而喻的。以明陽智能2.0MW的雙饋式風力發電機組風機為例: 單颱風機售價639萬元，成本 528 萬元，其中葉片佔材料成本比重最高(23.89%)，依次為齒輪箱(18.67%)、變槳控 制系統(17.05%)、發電機(6.67%)。
風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、扭力臂、輪轂、底座、行星架、定動軸、主軸套等，主要起著支撐、保護和傳動 的作用。鑄件一般經過熔鍊、澆注、熱處理和機加工等主要工序生產。風電鑄件原材料是要求很高的鐵素體球墨鑄鐵 件，其材質在歐洲都是用EN-GJS-400-18U-LT，DINEN 1563或比其更高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長 率和剛度，而且還要求具有在低溫下的高衝擊強度。目前國內生產風電鑄件的企業有20-30家，其中規模較大的企業主 要有日月股份、吉鑫科技、永冠集團、山東龍馬、一汽鑄造等。
風電主軸主要用於雙饋式風力發電機，主要用於連接輪轂和齒輪箱，將葉片產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整 機的重要零部件，其機械性能、加工精度和使用壽命等會直接影響整機的運行與使用情況;此外，風電主軸具有定製 化程度高的特點，主要原材料為鋼錠，一般經過鍛壓、熱處理、粗加工、精加工和塗裝等五道工序製作而成。目前國 內主要的風電主軸供應企業主要有金雷股份、通裕重工等。
風電塔筒主要用於支撐風力發電機，除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。風電塔筒一般 企業通過採購板材、法蘭的主要原材料進行分段生產、分段組對，分段運輸。塔筒法蘭主要用於將分段製造的塔體連 接起來。一般塔筒樁體用鋼板卷制焊接而成,而法蘭的製作安裝難度更大,其製作精度、裝配誤差、焊接質量和表面平整 度等方面都有很高的要求。目前國內主要塔筒生產商包括天順風能、泰勝風電、天能重工、大金重工等，塔筒法蘭主 要生產商包括恆潤股份、伊萊特等。
風電機艙罩是覆蓋風力發電機組內部的設備和電氣組件，使得風力發電機組能夠在惡劣的氣象環境中正常工作， 保護內部設備和人員不受風、雪、雨、鹽霧、紫外線輻射等外部環境因素的侵害。由於機艙罩、輪轂罩長期遭受自然 界及外界環境的侵襲，故對其強度和剛度的要求比較高，同時要有耐候性、抗腐蝕性、抗溫差性、抗老化性、抗疲勞 性、抗紫外線輻射等性能。考慮到整個風電機組的承重，機艙罩要求重量輕、強度高、承載能力大，目前主要以玻璃 纖維、樹脂等複合材料為主，主要代表有雙一科技;也有少部分機艙罩是金屬材料製成的，主要代表為振江股份。
轉子房和定子段是直驅式風機的核心裝備部件之一，其中轉子房主要用於內置安裝軸承和永磁片，而定子段主要 用於內置線圈包，二者對於工藝要求以及加工精度有著嚴苛的要求，因此生產、加工難度非常之高。目前國內轉子房 和定子段的主要代表廠商為振江股份。
……
2. 行業驅動力
2.1. 補貼調整政策落定，2019~2021 年風我國電將進入新一輪搶裝潮
2019年 5 月 21 日，國家發改委下發了關於《完善風電上網電價政策的通知》，明確了2019~2021年陸上及海上風 電電價政策。綜合來看，陸上風電 2019~2021年補貼逐步退坡，2018 年底前核準的存量項目、2019-2020 年新核准項 目分別在 2020 年、2021年沒有併網的，國家將不再補貼，並且 2021 年以後新核准的陸上風電項目全面實現平價上網， 國家不再補貼;海上風電補貼退坡力度相對較小，其中潮間帶受影響更大，2019 年以後新核准的項目將按照所在資源 區陸上風電指導價進行補貼;近海2019-2020年新核准的項目的指導價調整為每千瓦時 0.8 元、0.75 元。2022 年及以 後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
補貼政策調整是我國風電新增裝機容量主要驅動因素。2009 年我國首次實施風電上網標杆電價政策，2009-2010年風電新增裝機容量大幅增長，2010 年首次達到歷史新高 18.93GW;2015 年風電上網標杆電價首次下調，再次引起 搶裝潮，2014-2015年風電新增裝機容量大幅增長，2015 年裝機容量再創新高達到 30.75GW。2019 年本次風電補貼政 策的下調，我們判斷仍會引領新一輪風電搶裝潮。根據 BNEF 的數據，截止2018年底我國已核准的風電項目裝機容量達到 88GW，其中已開工達到 46GW，未開工達到 42GW。根據最新的補貼政策，這些存量項目必須在2020年、2021 年之前完成併網才能適用當年的補貼政策，否則 2021 年之後國家將不再補貼。不考慮 2019/2020 年新核准項目，我們 判斷僅存量項目在 2019-2021 年完成併網的情況下每年新增裝機容量分別為 26GW、30GW 和 32GW，年均複合增長 率達到 15%。其中，陸上風電 2019~2021 年預計增速會逐步下滑，海上風電由於補貼退坡力度相對較小，加上風電機 組及產業鏈技術更加成熟，未來三年的新增裝機容量有望維持高速增長。2016 年 11 月國家能源局在印發的《風電發 展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力 爭累計併網容量達到 500 萬千瓦以上。截至 2018 年底我國海上風電累計裝機規模為 444.5 萬千瓦，已核准的海上風電 項目達 2300萬千瓦。我們預計 2019~2020 年我國海上風電新增裝機容量分別為 2.2GW、3GW、4GW。
技術進步、新興市場及海上風電的競爭力日益提高，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。儘管 2018 年全球新 增裝機容量 51.32GW，同比下滑 4.02%，但是隨著技術進步，非洲，中東，拉丁美洲和東南亞等新興市場的政府支持 以及中國等海上風電裝機容量的大幅增加，全球風電新增裝機容量有望止跌回升。GWEC 預測 2019-2020年全球風電 新增裝機容量分別為 65GW、67GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 58.7~65.1GW，其中海上風電新增裝 機容量到 2023 年達到 10.1GW;BNEF 預測2019-2020年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、66GW，並且在2021~2023年新增裝機容量維持在 52~59GW，其中 2019-2020 年海上風電新增裝機容量分別為 8GW、9GW;Wood Mackenzie 則 預測 2019-2023 年年均新增裝機容量達到 71GW，2024~2028年年均新增裝機容量 76GW，其中海上風電 10 年間年均 新增裝機容量達到 12.9GW。參考各大機構預測，我們採取相對保守的預測，預計 2019~2021 年全球新增風電裝機容 量分別為 62GW、68GW、70GW，其中海上風電新增裝機容量分別為 6GW、7GW、8GW。
2.2.度電成本趨勢性下降，中長期看行業將由補貼政策轉變為成本下降驅動
平準化度電成本(LCOE)是國際上通用的評價度電成本的指標，衡量的是風電項目在整個建設運營週期內全部成 本現值與發電量現值的比值，其計算公式如下圖所示，即LCOE=(初期投資-生命週期內因折舊導致的稅費減免的現 值+生命週期內因項目運營導致的成本的現值-固定資產殘值的現值)/(生命週期內發電量的現值)。從以上的公式中 可以看出度電成本跟初始投資成本、運營維護成本成正相關，跟項目殘值、資產折舊及稅收、年上網電量以及貼現率 負相關。其中，初始投資成本由項目開發、建設期間的資本投入所形成的成本，主要包括設備購置費用、建築工 程費用、安裝工程費用、土地徵用費等其他費用及項目建設期利息，運營維護成本是在項目運營壽命期內為保證 設備正常運行所發生的維護成本，主要包括:維修費、材料費、保險費、其他費、人工工資及福利等。這五個變 量中初始投資成本、運營維護成本、年上網電量跟項目本身相關，是內生變量，而資產折舊及稅收、殘值(前兩者一 般假定為固定值)、貼現率是外在變量，基本不受項目自身影響。運營維護成本在項目週期內相對比較穩定，因此項目自身可以控制的對度電成本影響最大因素就是初始投資成本和年上網電量。
技術進步和年上網電量增加促使中國風電度電成本趨勢性下降。根據 GE 在2017年發佈的《2025 中國風電度電 成本》白皮書預測，中國陸上風電在平坦地區的度電成本將從 2015 年的 0.67 元/度下降至 2025 年0.46元/度，下降幅 度為 31.34%，在複雜地區的度電成本將從 2015 年的 0.75 元/度下降至 2025 年0.50元/度，下降幅度為 33.33%。其中 對度電成本下貢獻最大的依次是技術進步與突破、風機選型和電網調度優化;而根據大唐科研院的《能源政策》2018 年第 10 期中《可再生能源發展模式由補貼驅動向成本驅動》轉型一文中的預測，中國陸上風電的度電成本將從2018年的 0.41 元/度下降至2023年的 0.33 元/度，下降幅度為19.51%，中國海上風電的度電成本將從 2018 年的 0.5 元/度 下降至 2023 年的0.41元/度，下降幅度為 18%。文中認為對度電成本下降貢獻最大的分別是效率提升和投資成本下降， 其中陸上風電度電成本降幅中 13%為效率提升，7%左右為投資成本下降。而海上風電中投資成本下降貢獻更大。
風電機組招標價格下降和機組容量大型化將帶動初始投資成本下降。初始投資成本中設備購置費用一般佔比最 大。以海上風電為例，設備購置費用佔比 50%，建安工程費佔比 30%，其他費用及建設期利息佔比分別佔投資成本的 10%和 3.5%。設備購置費用中風電機組和塔筒佔比分別達到86%和 9.69%。因此，1)風電機組招標價格下降能夠帶 動初始投資成本下降。2019年 Q1 國內 2.0MW 風機公開招標價格為3410元/KW，儘管環比上漲了 3.33%，同比與 18年 Q1 基本持平，但是距離 2015 年 Q24295元/KW 的招標價相比已經下降了 20.61%，因此風電機組的招標價格整體仍 處在下降通道中;2)隨著風電機組大型化趨勢發展，裝機臺數減少的同時單機成本並沒成比例的增加，這就為設備 購置成本提供了下降的空間。比較金風科技、運達風電和明陽智能三家公司 1.5MW、2.0MW和 3.0MW 的招標價格， 可以發現 1.5MW 風機的招標價格與 2.0MW 的相差不多，3MW 風機的招標價格與1.5MW價格相比有較大幅度提升， 但是平均提升幅度為 80.70%。並且隨著 3MW 風機技術成熟和大規模裝機之後其價格可能會繼續下降。
發電利用小時數上升和棄風率下降將帶動年上網電量增加。年上網電量主要受發電利用利用小時數和棄風率的 影響。1)隨著風機制造和運維技術的進步，我國風機發電利用小時數連續三年實現正增長。2018 年全國風電平均利 用小時數 2095 小時，較 2017 年增加147小時，為 2011 年以來最高值;2)隨著“三北”地區風電投資建設減少以及 國家出臺一系列促進風電消納的政策，增加多條外送通道保障可再生能源發電優先上網，我國棄風率自2016年的高點 以來已經連續 13 個季度下降。2018 年全國棄風率7%，同比下降 5 個 pct，相比 2016 年Q1下降了 18.81pct，2019 年Q1全國棄風率為 4.01%，環比又下降了 3 個 pct。
受益於技術進步帶來總安裝成本(設備購置費用+建安工程費)的下降，全球陸上和海上風電度電成本也進 入下降通道。根據國際可再生能源署發佈的《2018 年可再生能源發電成本報告》中指出，2018 年全球投產的陸上風 電加權平均 LCOE 為 0.056 美元/千瓦時，比 2017 年低13%，比 2010 年低 35%;2018 年海上風電全球加權平均LCOE為 0.127 美元/千瓦時，比2017年低 1%，比 2010 年低 20%。1)風機設計和製造的持續改進、更具競爭力的全球供 應鏈、風機系列的增加是導致陸上風電度電成本下降的主要動力。技術進步使得風機機組價格不斷下降，2018 年陸上 風電全球加權平均總安裝成本同比下降 6%，從 2017 年的 1600 美元/千瓦下降到 2018 年的1500美元/千瓦;風力發電 機組輪轂高度增加、葉片掃掠面積增大、容量增加幫助從相同的風能資源中獲取更多的電力。2018 年投產的陸上風電 全球加權平均容量係數從 2017 年的 32%增加到 34%;2)技術進步、規模化效應是海上風電成本下降的主要驅動。 大型風力發電機擴大了風電場的容量並減少風機數量，降低了安裝成本和項目開發成本，運營和維護成本因風機技術 的優化也有所降低。
2.3.原材料價格高峰已過，毛利率有望逐步恢復
風電結構件的主要原材料為各類鋼材，因此鋼材價格的波動會影響公司毛利率的變動。本文所分析的風電結構件 主要是以鋼材為主要原材料的風電零部件。例如風電鑄件的原材料為主要為生鐵和廢鋼，二者佔營業成本的比例在30%~47%之間;主軸的原材料為鋼錠，鋼錠主要以生鐵、廢鋼為基礎材料冶煉而成，鋼錠佔營業成本的比例在35%~40%之間;塔筒的原材料主要為鋼板，鋼板成本佔主營成本比例在50%~70%之間;機艙罩、轉子房和定子段的主要原材料 為鋼材和油漆，其中鋼材佔比較高。
原材料採購價格跟產品銷售價格變動的不對稱性是其影響毛利率變動的主要原因。1)第一類不對稱性體現在產 品價格提前鎖定，而原材料採購價格隨行就市。風電結構件公司一般會在前一年的三季度(海外客戶)或者當年的一 季度(國內客戶)與客戶協商好當年產品售價及自己所佔客戶的採購份額，具體銷量視客戶當年裝機量具體確定，產 品收入確認則受客戶施工進度影響。由於產品售價基本鎖定(除非原材料價格發生大幅波動需要重新議價)，因此實際 生產過程中原材料採購價格的變動就會影響毛利率的變化。一般原材料採購價格下降，產品的毛利率會提升;原材料 採購價格上升，毛利率會下降;2)第二類不對稱性體現在原材料價格和產品銷售價格變動幅度不一致。風電結構件 的原材料生鐵、廢鋼、鋼錠、鋼板等屬於大宗商品，風電行業消費量佔比很小，基本屬於價格接受者。因此原材料價 格的波動是公司無法掌控的，其波動幅度一般較大;而產品的銷售價格除了受原材料價格變動影響外，還會受到公司 產品質量以及行業競爭格局以及其所處的產業鏈位置影響，一般是公司與客戶綜合考慮協商決定的，變動幅度較小。 所以當原材料價格下降幅度大於產品價格下降的幅度時毛利率是上升的，當原材料價格下降幅度小於產品降價的幅度， 毛利率可能會下降。
始於供給側改革帶來鋼材價格高峰已出現於 2018年，在宏觀經濟承壓情況下主要鋼材價格已經在 2019年出現 趨勢性回落，以鋼材為主要原材料的鋼結構件公司的毛利率有望得到修復。2016 年我國對鋼鐵行業實現供給側改革， 截至 2018 年粗鋼已經累計去產能接近 1.5 億噸，主要鋼材的價格在 2018 年也迎來近 3 年高峰。其中 2016~2018 年生 鐵價格分別上漲 3.92%、46.06%和 14.12%，廢鋼的價格分別上漲3.98%、20.64%和36.84%，鋼坯(方坯 Q235)的價 格分別上漲13.94%、58.14%和9.55%，鋼板(中厚板 20mm)價格 17.39%、41.33%和12.35%。2019 年截至8月除受 鐵礦石價格上漲導致廢鋼價格繼續上漲 8.54%以外，其他生鐵、鋼坯和鋼板的價格分別下降了 4.39%、3.52%和6.33%。 目前鐵礦石價格從 7 月份高點已經下跌，預計後續廢鋼的價格也會相對回落。預計在 2019 年二季報就可以看到部分鋼 結構公司因為原材料價格下降而導致毛利率有所修復。
3. 三大維度比較風電結構件細分領域
3.1. 市場空間:塔筒最大，鑄件次之，法蘭、機艙罩和轉子房在20-30 億之間，定子最小
塔筒市場空間最大，鑄件次之，主軸、塔筒法蘭、機艙罩和轉子房市場空間在 20~30億水平，定子最小。根據我 們前文的預測，2019~2021年全球風電新增裝機容量分別為 62GW、68GW 和70GW，其中中國風電新增裝機容量分 別 26GW、30GW 和32GW。 基於以上風電新增裝機容量的預測，我們分別測算了風電鑄件、主軸、塔筒、塔筒法蘭、 機艙罩、轉子房和定子段未來三年的市場空間:1)根據中國鑄造協會估算，每 MW 風電整機大約需要 20~25 噸鑄件， 其中輪轂、底座、主樑、軸承座等合計約15~18噸，齒輪箱部分約 5~7 噸。我們取其均值作為預測值，假設每 MW 鑄件需求為 22.5 噸，結合日月股份風電鑄件均價假設每噸鑄件價格11000元，據此預測 2019~2021 全球風電鑄件市場 空間分別為 153 億元、168 億元和 173億元;2)風電主軸的重量及鍛造難度隨著風機功率增加而增大，1.5MW 風電 主軸鍛件毛坯通常重 10 噸，3MW風電主軸鍛件毛坯通常重 25 噸;2018 年全球平均每颱風機功率為 2.5MW;國內平 均每颱風機功率為 2.2MW，我們假設 2.2MW~2.5MW 主軸 12.5噸，結合金雷股份風電主軸均價假定主軸均價為 9500 元/噸，據此預測2019~2021全球風電主軸市場空間分別為 29.45 億元、32.30-億元和 33.25億元;3)塔筒主要用於承 載風力發電主機艙、葉片的大型部件，其重量佔風力發電機組總重量的 1/2，成本佔風力發電機組的成本15%。我們 以 2.0MW~2.5MW 的風機對應 80米塔筒，四段式，平均每段中 40 噸，再加上基礎段和其他附件重量 15 噸，則塔筒 的單重為 175 噸，結合天順風能等四家上市公司 2018 年塔筒的平均價格7545元/噸作為預測值，據此預測 2019~2021 全球風電塔筒市場空間分別為 327 億元、359-億元和 370億元;同樣以四段式塔筒為例，一般需要7節法蘭，按照平 均每節法蘭重 5.25 噸測算，結合恆潤股份塔筒法蘭單價 15000 元/噸測算，據此預測2019~2021全球風電塔筒法蘭市 場空間分別為 19.53 億元、21.42 億元和 22.05億元;4)一般一臺機組對應一個機艙罩，目前市場機艙罩主要以玻璃 纖維為主，佔比達 95%以上，其餘部分為金屬機艙罩，按照雙一科技(玻璃纖維為主)和振江股份(金屬材料為主) 機艙罩均價及其各自的市場佔比，我們假定每臺機艙罩的價格在15.66萬元，據此預測 2019~2021 全球風電機艙罩市 場空間分別為 33.19 億元、33.98 億元和 32.74億元;轉子房和定子均為每臺直驅式風機對應一套，其中6個定子段組 成一個定子。根據 FTI 直驅式風機裝機佔比數據，我們預測 2019~2021 年直驅式風機新增裝機容量佔比為 26%、26.5% 和27%，對應的直驅式風機裝機臺數為 5512 臺、5752 臺和5647臺，結合振江股份轉子房均價 57.35 萬元/套、定子段 均價 2.12萬元/套，據此預測 2019~2021 全球直驅式風電轉子房市場空間分別為 31.61 億元、32.99 億元和 32.39億元; 定子段市場空間為 7.02億元、7.33 億元、7.20 億元。
3.2.行業格局:鑄件、主軸和法蘭行業集中度高，塔筒、機艙罩和轉子房、定子段較為分散
風電鑄件、主軸的產能主要在集中在中國，行業集中度高。 1)風電鑄件80%以上的產能集中在中國，其餘 20%主要在歐洲和印度。國內目前生產風電鑄件的企業有 20-~30 家，2019 年產能規模較大的主要有日月股份(40 萬噸)、 吉鑫科技(16 萬噸)、永冠集團(21.2 萬噸)和山東龍馬(14 萬噸)，其餘各家產能在 10 萬噸以下。日月股份國內鑄 件產能最大，公司同時先後通過 IPO、發行可轉債募集資金建設件加工產能，到 2019 年底公司預計將實現 40 萬噸鑄 件產能和 22 萬噸精加工產能，成為全球最大的風電鑄件生產商，全球市佔率達到24..24%;國外丹麥的歌博產能最大， 約有 14.5萬噸，行業 CR5 為 64%。2)風電主軸67%產能集中在中國，其餘產能主要分佈在歐洲和韓國。2019 年國 內生產風電主軸的公司主要有金雷股份(8000 支)、通裕重工(6000 支)、國光機械(1500 支)、振宏鍛造(1400 支)、 南工鍛造(1000 支)，國外主要有捷克 PILSENSTEELs.r.o.、意大利 Metalcam、韓國的 Teawoong、YonghyunBasematerialsco、 MyongKwang、平山集團。國內金雷股份(30%)和通裕重工(22.5%)合計全球市佔率超過 50%，行業集中度較高。 風電鑄件和主軸的產能主要集中在國內，並且行業集中度都較高，因此此類廠商具備一定的議價權，在下游原材料出 現較大幅度波動情形下能夠將價格標動的壓力向下遊客戶部分或全部轉移。
風電塔筒行業集中度較低，但是塔筒法蘭產能相對集中。全球風塔生產商可以分為兩類:第一類為風電整機廠 商設立的風塔生產企業或工廠，生產的風塔可滿足風電整機廠商部分自用的需求，如Vestas在美國及丹麥共設有三個 風塔工廠;第二類為獨立的專業風塔生產企業，為全球風塔市場主要的供應者，如天順風能、泰勝風能等。塔筒製造 無法實現產線自動化，產品運輸半徑有限，國內行業集中度較低，數量超過 100 多家。國內規模較大的有四家，分別 是天順風能(48 萬噸)、泰勝風能(33 萬噸)、天能重工(30 萬噸)和大金重工(20 萬噸)，四家合計全球市佔率達到 28.07%;國外主要公司為韓國重山、Dongkuk S&C 等;塔筒法蘭主要產能集中在伊萊特和恆潤股份兩家公司。根據2017年年報伊萊特風電法蘭收入為 6.06 億元，估計產量約為 4.33 萬噸，恆潤股份風電法蘭收入為 3.92 億元，估計產 量約為 2.78萬噸，二者合計全球市佔率為 63.32%。除此之外，國內還有徐州羅特艾德、山西金瑞高壓;國外有韓國 太熊株式會社等。總體來看，塔筒環節議價能力較低，塔筒法蘭環節有一定議價能力。
機艙罩、轉子房和定子段市場較為分散。1)機艙罩:雙一科技 2018 年銷量 2083 套，全球市佔率11.0%，振江 股份銷量 327 套，全球市佔率 1.73%，兩家公司全球市場份額均比較低。除了這兩家公司，國內生產機艙罩的企業還 有北京優利康達、山東株丕特等;2)轉子房和定子段:振江股份轉子房 2018 年銷量 200 套，全球市佔率4.12%，定 子段銷量 2362 套，全球市佔率8.12%。二者的市場份額都比較小。
3.3.經營質量:細分領域龍頭公司經營質量全面佔優
3.3.1. 行業盈利能力與產能規模正相關，細分領域龍頭盈利能力更強
風電鑄件企業:日月股份毛利率和淨利率最高，尤其是在 2018 年吉鑫科技、永冠集團分別虧損 5.22%、4.42%的 情況下，公司仍能維持 11.94%的淨利率。一方面公司的毛利率分別高於吉鑫科技、永冠集團 18.06 和 7.98 個pct，同 時日月股份的期間費用率也低於吉鑫科技 5.39pct;風電主軸企業:總體上看金雷風電的毛利率和淨利率略高於通裕重工，2018 年通裕重工淨利率高於金雷股份主要是由於管理費用減少， 2018 年度未計提業績獎勵基金使工資費用減少 所致;風電塔筒:整體看天順風能和天能重工的毛利率和淨利率較為穩定，並且保持較高水平。其中天順風能的盈利 能力和盈利質量都要好於天能重工，天順風能的毛利率比天能重工高2.64pct，同時淨利潤現金含量大幅高於天能重工; 塔筒法蘭:整體看恆股股份的毛利率和淨利率都要好於伊萊特，恆潤股份海外客戶佔比相對較高;雙一科技的毛利率和淨利率要高於振江股份，最主要原因是振江股份毛利率較低的光伏支架數據佔比44.13%。
3.3.2. 細分領域龍頭經營效率相比同行全面佔優
風電鑄件企業:日月股份的應收賬款週轉率低於永冠集團，但是高於吉鑫科技;但是日月股份的存貨週轉率在三 家公司中最高，反映出了公司良好的經營管理效率;風電主軸企業:金雷風電的應收賬款週轉率和存貨週轉率都遠高 於通裕重工，主要是由於通裕重工的業務較為結構複雜，部分業務對原材料和資金的佔用較多;塔筒法蘭企業:恆潤 股份的應收賬款週轉率和存貨週轉率均不及伊萊特;風電塔筒企業:天順風能的應收賬款週轉率和存貨週轉率都高於 其他三家塔筒企業，體現了公司高於同行的管理水平;機艙罩企業:雙一科技的應收賬款週轉率和存貨週轉率與振江 股份相比全面佔優。
3.3.3. 塔筒企業資本結構更為積極，鑄件、主軸、法蘭和機艙罩的後起之秀資本結構更為保守風電鑄件企業:日月股份的資產負債率顯著低於吉鑫科技和永冠集團，並且公司的帶息負債在 2017 年、2018 年 連續為 0，未來存在較大的槓桿率提升空間;風電主軸企業:金雷股份在上市前資產負債率就低於通裕重工，IPO 後 公司的資產負債率進一步下降，2018 年帶息負債也為 0，未來通過增加槓桿提高ROE的空間很大;風電塔筒法蘭企 業:恆潤股份通過 IPO 大幅降低了公司的資產負債率，並且將帶息負債降低到比較低的水平，為以後的業務擴張提供 了空間;風電塔筒企業:整體資產負債率和有息負債佔比較高，其中天順風能和天能重工的資產負債率和帶息負債佔 比均高於泰勝風能和大金重工，顯示除了兩家公司採用比同行更加積極的財務政策，但是他們的資產負債率和帶息債 務佔比均處在合理的水平;機艙罩企業:雙一科技的資產負債率和帶息債務佔比均低於振江股份，公司採取了相對保守的財務政策。
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（報告來源：浙商證券；分析師：李鋒）
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