一、行情回顾
截至2019年12月31日，风电设备（申万）指数上涨26.58%，跑输沪深300指数9.49pct。在抢装强逻辑下，风电板块开年表现出色，一度跑赢指数高达31.49pct。但随后新增装机不及预期、预期回归理性，板块走势与大盘指数大体一致,四季度有所回落。另外，由于市场规模增长、设备商一线龙头鲜有扩产，以及去年基数偏低等因素叠加，设备商二线龙头或者零部件厂商的股价表现更为突出。
二、陆风：抢装行情持续，2021年开启平价时代
（一）2021年平价开启，抢装趋势明显
中国已经成为全球最大风电市场。根据全球风能协会GWEA数据，我国风电累计装机容量占全球比重从2000年的2.0%增长至2018年的35.4%。中电联数据显示，截至2019年11月底，我国2019年风电新增装机达到16.46GW（-4.3%），预计全年累计容量有望突破200GW。
补贴逐步削减，竞价上网来临。2009年风电上网电价标杆化，四类风能资源区分别定为0.51、0.54、0.58、0.61元/kwh。能源发展“十三五”规划提出，风电实行补贴退坡机制，到2020年与煤电上网电价基本相当。为此，近年来国家多次下调风电上网标杆电价。2018年发改委规定2019年后新增核准项目全部通过竞争方式确定上网电价。
政策密集出台，平价加速到来。2019年4月，能源局公布《2019年风电、光伏发电建设管理有关要求》征求意见，提出优先开展平价上网风电项目推进，并在确定2019年第一批平价上网项目名单之前，暂不组织需要补贴项目的竞争配置工作。2019年5月，发改委发布《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》，将风电标杆上网电价改为指导价格，新核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。
陆风2021年平价开启，倒逼存量项目建设提速。发改委规定，对于“2018年底之前核准、2020年底前未完成并网”、“2019年至2020年底前核准、2021年底前未完成并网”的陆风项目，国家将不再补贴；2021年1月1日起新核准的陆风项目全面实现平价上网。我们认为，集中在2018年底之前核准的陆风项目抢装潮，带动了上游零部件产业的需求激增、量价齐升。
发电集团新能源布局向风电倾斜。2019年发电公司纷纷提高风电投资比重。以华能国际为例，2018年风电资本支出70.37亿元，占比33%；2019年风电支出239.54亿元，同比增长240%，占比提升至67.4%。
集中度稳中有降，国企占据主导。根据CWEA统计，自2011年以来，风电开发商集中度不断下降。2016年前五大合计份额首次低于50%，随后小幅回升，2018年达51.4%。2013年审批权下放至地方，民企投资开始活跃，但由于风电投资成本较高，资金壁垒仍是发展瓶颈，2018年新增及累计装机前十的企业中仅有天润新能一家民营企业。
（二）弃风情况好转，解禁推动增长
弃风量和弃风率持续“双降”。2019年1-9月，全国弃风电量128亿千瓦时，同比减少74亿千瓦时；全国风电利用率95.8%，平均弃风率4.2%，弃风率同比下降3.5个百分点。
限电改善显著，三北解禁贡献增长。2017年甘肃、新疆等六省被列为红色预警区域，规定不得核准建设新项目。受益于西部用电增长、火电灵活改造、外输通道建成等因素，弃风现象明显改善，区域解禁逐步打开。2019年度风电投资监测预警结果显示，三北地区中黑龙江由橙色转成绿色，吉林由红色转成绿色，为风电装机贡献增长潜力。
2020年弃风率控制在5%左右。2018年10月，发改委、能源局制定发布《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，提出清洁能源消纳行动的工作目标及具体指标：规划到2020年，确保全国平均风电利用率达到国际先进水平（力争达到95%左右），弃风率控制在合理水平（力争控制在5%左右）。
消纳保障机制落地。2019年5月，发改委、能源局联合下发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，明确2020年之后，除西藏地区外，全国各省每年要按照可再生能源发电能力和电力输入承接能力，承担一定比例的消纳任务；可再生总量消纳（含水电）和非水可再生消纳分别设置任务权重；自2020年1月1日起，全面进行监测评价和正式考核。消纳保障机制的落地，对风电的长期发展产生积极作用。
（三）大基地项目储备丰富，保障风电长期发展
推进基地建设，保障长期发展。国家能源局逐步推进风电基地项目建设，到目前为止已经涉及超过4个省份8个项目，总规模超过25GW。其中，乌兰察布6GW、兴安盟3GW、阿拉善盟区上海庙1.6GW等基地中标结果已出，将逐步开工建设。作为平价上网的示范项目，风电大基地项目将有效保障风电行业平稳过渡至平价阶段，防止抢装结束后装机量断层下跌，有效促进北方地区风电复苏和发展。
乌兰察布基地开工建设。2019年9月，我国首个大规模风电平价上网示范项目乌兰察布6GW风电大基地进入开工建设阶段。该基地也是目前全球最大单体陆上风电项目，预计2020年开始并网发电。项目中标企业包括上海电气、金风科技、中国海装、明阳智能及东方风电等。
（四）海外新增稳定，中美仍是主力
2020年全球或将平稳增长。根据全球风能理事会（GWEC）的预测，2020年全球新增装机66.8GW，陆上风电超过60GW，中国占比大于30%；到2023年之前均可维持每年新增装机55GW以上，至2023年全球累计装机有望达到900GW。
政策驱动美国抢装。美国风电生产税抵免政策（PTC）自2016年起继续延长至2020年，2021年以后由PTC转为RPS-可再生能源配额制度。全球风能理事会预计2020年美国新增装机将达到15GW，2018-2020的年复合平均增长率将高达18.2%。
新兴市场增量存在想象空间。近年风电在全球普及度不断提高，涌现出印度、巴西等刚刚起步但增长迅速的新兴市场，它们的崛起将为世界风电增长提供强大支撑。以巴西为例，2018年新增装机1.9GW位列全球第五，其中陆风超过1.4GW。2019年4月举行的A-4招标中，发布114.4MW风电项目；随后的A-6招标中，发布了超过1GW的风电项目。巴西目前风电总装机容量达到14.7GW，预计2022年累计将超过17GW。
三、海风：国内短期政策托底，欧洲率先进入平价
（一）政策退坡启动，海风将迎抢装
海上风电蓬勃向上。我国海上风电资源丰富，潜力巨大，且靠近东部负荷中心，就地消纳方便。发展海上风电或将成为我国能源结构转型的重要战略支撑。2018年我国海风发展提速，新增装机436台容量1.65GW，同比增长42.7%，排名世界第一。截至2018年底，我国的海风累计装机4.45GW，在建6.47GW，已成为仅次于英国和德国的第三大海上风电国家。
根据国家能源局发布的《风电发展“十三五”规划》，到2020年底，我国海上风电开工建设规模将达到10GW，力争累计并网容量达到5GW以上，政策支持力度明确。我们预计2019年海上风电新增装机约2GW，累计装机将超过5GW，提前一年实现“十三五”规划目标。假设2020年并网节奏与2019年相似，到2020年底海上风电累计装机容量有望达到9GW左右。
政策退坡启动，抢装局面明显。2019年5月，发改委公布的《关于完善风电上网电价政策的通知》中明确提出：1）将标杆上网电价改为指导价，新核准海风项目（近海及潮间带）全部通过竞争方式确定上网电价且不得高于指导价；2）2019年符合规划、纳入财政补贴规模的新核准近海风电指导价调整为0.8元/kwh（调整前近海0.85元、潮间带0.75元），2020年调整为0.75元；3）2018年底前已核准、2021年底前全部机组完成并网的项目，执行核准时的上网电价；2022年及以后完成并网的，执行并网年份的指导价。我们认为海风与陆风一样，为锁定高电价收益，也存在抢装逻辑。
海风整机壁垒更高、市场更集中。海上风电投资大、技术要求高，容易出现行业集中度高的局面。根据《2018年中国风电吊装容量统计简报》，2018年共有7家整机制造企业有新增装机，其中上海电气最多，共达181台容量726MW，占比高达43.9%。排名前三的上海电气、远景能源、金风科技分别实现吊装容量合计1.53GW，占比92.39%，龙头集中效应明显。
（二）欧洲引领全球，美国潜力巨大
欧洲引领海风发展，率先进入平价时代。根据全球风能理事会（GWEC）统计，欧洲从2000年就开始大力发展海上风电，2018年累计装机达18.28GW，占全球海风总量的约79%，并且已经从近海转向远海。2017年4月，德国首轮海上风电竞拍结果公布，OWPWest与BorkumRiffgrundWest2两个大型海上风电项目已经不再依靠政府补贴，率先进入平价上网时代，证明了通过市场化手段能够有效释放海上风电的中长期成本下移潜力，以此减少对补贴的依赖。
美国风力资源优越，装机极具潜力。美国拥有多条海岸线。从风速来看，太平洋和北大西洋海岸风速湍急且瞬息万变，风能潜力大，但对风机技术要求较高；五大湖区、南大西洋和墨西哥湾风速平缓且变动幅度小，风能可利用率高。美国的海风市场正在快速发展，根据全球风能理事会发布的《全球风电统计报告2018》，MHIVESTAS在波士顿设立了专门办事处，同时在纽约推进200-800MW的招标项目。根据全球风能理事会（GWEC）统计，截至2018年底，美国海风装机30MW，GWEC预测2023年或2025年北美装机或将达到1GW。
四、展望：2020年新增装机约30GW
2019年1-11月，全国新增风电装机容量16.46GW，同比下降4.3%，全年有望超过20GW左右。根据彭博新能源的统计数据显示，目前国内已核准尚未开工的项目为58GW，开发商已宣布开发计划的项目为59GW。同时，随着分布式、北方大基地等平价项目的加速推进，项目储备丰富，可支撑未来几年国内风电装机容量增长。基于谨慎偏乐观假设，我们预计2020年新增装机并网量有望接近30GW。
五、产业链：抢装需求导致供给偏紧
（一）风机：招标价格持续走高，盈利拐点已然显现
风机招标量快速增长。2019年1-9月，受抢装浪潮影响，国内公开招标量持续上涨，截至三季度总招标量达到49.9GW，同比增长108.5%。其中第三季度招标量17.6GW，创历史新高，同比增长144.44%。
招标价格持续走高，盈利拐点已然显现。以2.5MW机组为例，2019年9月投标均价为3898元/千瓦，较去年同期上涨近22%。风机整机的交货期相较零部件更长（通常为12-18个月），盈利触底反弹相对滞后。整机厂商的毛利率与价格息息相关，金风科技的毛利率从2019年三季报已显复苏之势。招标量价齐升或将有力保障风机业务的盈利水平持续回暖。
风电机组功率大型化趋势明显。CWEA（中国风能协会）数据显示，2018年我国累计风电机组平均功率为1.7MW，功率同比增长2.5%；新增装机平均功率为2.2MW，功率同比增长3.4%。其中，2MW新增机组占全国新增总量的50.6%，2MW-3MW占比31.9%。
金风科技龙头地位稳固。根据彭博新能源财经统计数据，金风科技2018年度国内新增装机超过6.7GW（含海上400MW），市场占有率达32%，连续八年国内排名第一，2018年全球排名第二。截至2019年第二季度，公司全球累计装机超过50GW、31000台，其中中国超过48GW、30000台。截至2019年第三季度，金风科技在手外部订单合计22.8GW，同比增长25.1%，持续刷新历史记录。
竞争格局基本稳定。CWEA数据显示，2017年新增装机排名前十的整机企业中有8家在2018年依旧位居前十，行业竞争格局基本稳定。金风科技2018年新增装机占比提升5.14pct，远景能源提升4.31pct，明阳智能与联合动力基本持平，行业整体集中度略有上升。
直驱双馈各显神通。发电机大致可分为直驱、双馈两大类型。双馈式技术相对成熟且初始成本较低，风机质量、尺寸相对较小。直驱式放弃高故障率的齿轮箱而使用永磁同步系统，发电性能更加平稳，在大功率领域表现良好，同时节省了运维成本，全周期度电成本（LCOE）更低。
明阳智能经过多年研发，已自主拥有全球领先的半直驱永磁混合驱动技术，是国内少数掌握该技术的风机制造商。根据公司招股说明书，半直驱风机相较直驱风机，体积更小、重量更轻，便于运输和吊装，同时效率也更高。2018年公司海上风电累计装机133MW，连续两年同比增长200%以上。2019年上半年公司新增5.5MW及以上海风机组订单2.16GW，整体在手订单超过4GW。2019年11月29日，公司MySE8-10MW海上风机平台正式下线，标志着公司在海风领域的竞争力进一步提升。在风机大型化趋势下，半直驱技术优势或将更加凸显。
（二）叶片：市场景气度回升，叶片需求旺盛
叶片市场景气，销量实现高增长。以叶片龙头中材科技为例，截至2019年中报，公司风电叶片业务合计销售3201MW，销售收入为19.8亿，同比增长134.53%；毛利率达到19.12%，同比增长7.95pct，环比增长5.08pct。
随着风电开发转向海上及低风速区，对风能利用率及重量提出了更高要求，叶片大型化、轻量化趋势明显。根据CWEA数据，2017年，115米及121米叶片是风电市场的绝对主力，但到2018年，121米叶片占领了绝大部分市场，131米叶片也开始批量生产。2019年11月，中国海装的科研人员成功设计研发出风轮直径超过200米的海上风电机组，已获得中国电力科学研究院颁发的设计认证证书。
叶片行业具备1000套以上产能的大型企业有十几家，外资企业以美国GE、丹麦LM为主导（LM于2017年被GE收购），国内龙头包括中材叶片、中复连众等。国内市场多寡头竞争格局明显，2016年前四大制造商的市占率达到50%以上，其中中材叶片2011-2016年市占率稳居第一。由于受到运输半径制约，地方性厂商瓜分了一些区域市场。
碳纤维、分段式叶片潜力十足。碳纤维具有质量轻、强度大等显著优势，但由于成本过高，目前仅用于主梁帽、叶根等关键部位，且专利技术掌握在国外知名企业手中。大型叶片在提高风机效率的同时，给制造运输带来诸多困难。分段式叶片不仅降低了制造及吊装难度，同时压缩了运输成本，解除了产能分布限制，商业前景广阔。
（三）塔筒：原材料价格下降，塔筒量利齐升
原材料价格走低，塔筒望量利齐升。由于成本中70%来自钢材，钢材价格波动对于风塔造价至关重要。2018年很长一段时间内钢材及其它原材料价格较高，导致风塔企业成本压力较大，利润空间受限。2019年受益于原材料价格整体下降，塔筒板块单吨毛利小幅回升。风电抢装加速，国内龙头天顺风能以及泰胜风能产能均加速投放，有助于塔筒业务实现量利齐升。
高风塔是未来趋势。风塔主要起到支撑作用，同时吸收风电机组震动。一般情况下，海拔越高，风资源越好。中国风电市场已向低风速地区大步迈进，高塔架技术可明显提高发电量，有效提高风场经济效益。2019年4月，江苏扬州风电场已经成功吊装152米塔筒，根据维斯塔斯测算，该风场在0.3风切变的条件下可提高年发电量约16%，按照当地标杆电价折合每年提升收入超过2000万元，显著提高项目收益率。
国际认证资质和管理水平决定厂商地位。风塔技术壁垒相对较低，但获得国际认证资格较困难。由于所需资金量大，客户相对集中，新晋竞争者欲进入市场难度较大。龙头企业往往从行业发展早期就开始积累客户资源，加上较高管理水平和先进的生产线，品牌优势明显，市场地位相对稳定。
天顺风能海外市场持续向好。截至2019年上半年，天顺风能海外业务收入达11.72亿（占总收入47.31%），再创历史新高。公司上半年塔筒出货量20.83万吨，其中出口海外约10.9万吨。2019年9月公司收购德国Ambau库克斯港生产中心，该中心靠近北海海岸线，是北海海上风电桩基的重要供应商之一，也是欧洲海上风电发展的重要区域，预计年产能约10万吨。此次收购有助于天顺风能进一步丰富产品种类，完善全球布局。
（四）铸件：供给端扩产难度大，龙头最先受益
铸件是用各种铸造方法获得的金属成型物件，即把冶炼好的液态金属，用浇注、压射、吸入或其它浇铸方法注入预先准备好的铸型中，冷却后经打磨等后续加工手段后，所得到的具有一定形状、尺寸和性能的物件。从产业链看，大型铸件的上游原材料主要为生铁、废钢和焦炭，下游涉及电力、海洋、通用机械、轨交等众多行业。
国有控股的大型综合性设备制造企业的铸件制造分厂或分公司主要为集团内部成套设备提供配套服务，较少参与外部市场竞争，可能会面临内部产能不足的缺陷，具有代表性的龙头企业有一重、二重、上重、中信重工和大连重工等。而在细分领域占据优势的规模化民营企业则恰恰相反，比如日月股份、永冠集团、吉鑫科技、佳力科技等。整体来看，铸件市场仍将以国企为主导，具备优势的民企也在不断发展壮大。
风电铸件主要包括箱体、扭力臂、轮毂（转子头）、壳体、底座、行星架、主框架、定动轴、主轴套等，生产过程主要包括铸造和精加工两大环节。其中，精加工工序主要依据毛坯铸件的形状特点及产品使用要求，采用车、铣、刨、磨、钻、钳等技术手段进行去除加工，加工环节繁杂精细多样，高度依赖人工操作及特定加工设备。因此，铸件生产同时具备了“资产重+劳动密集型”的双重特点，给企业扩产增加了难度。
日月股份市占率近三成，客户基础深厚。目前国内生产风电铸件的企业主要有日月股份、吉鑫科技、永冠集团、山东龙马、一汽铸造等。根据中国铸造协会估算，每兆瓦风电整机大约需要20-25吨铸件，以当年新增风电装机容量计算，2018年我国风电铸件市场约为40-50万吨。日月股份2018年风电铸件国内销量为13.23万吨，市占率近三成。目前，日月股份已与金风科技、维斯塔斯（Vestas）、南京高速齿轮、美国GE、中车电机建立了长期稳定的合作关系。
与此同时，日月股份持续为上海电气、金风科技、远景能源和中国海装等主要整机厂家批量供货，形成了完备的海上风机技术和生产能力储备。
日月股份持续扩产巩固龙头地位。日月股份近年来持续扩产。截至2018年底，公司拥有年产30万吨铸件的生产能力、最大重量110吨大型球墨铸铁件的铸造能力以及年产7.5万吨大型铸件的精加工能力。目前主要在建项目为“年产10万吨大型铸件精加工建设项目”、“新日星年产18万吨（一期10万吨）海上装备关键部件项目”和“年产12万吨大型海上风电关键部件精加工生产线建设项目”，计划总投资21.74亿元。
（五）海缆：海上风电发力，海缆需求增长
海缆是用绝缘材料包裹的电缆，铺设在海底或水底，用于电力及电信传输。我国海上风电场升高电压通常采用二级升压方式，即风电机输出电压690V经箱变升压至35kV后，分别通过35kV海底电缆汇流至110kV或220kV升压站，最终通过110kV或220kV线路接入电网。
海缆市场格局稳定。海缆价格是同规格陆缆的3至7倍，占海风项目投资约10%。由于行业壁垒较高，具备供货能力的企业屈指可数；另一方面，因为需要掌握相关海域信息，海缆供应商基本锁定在国内企业，有代表性的为东方电缆、亨通光电、中天科技以及汉缆股份。
东方电缆的海缆业务弹性最大且快速增长。亨通光电、中天科技以及汉缆股份的海缆业务占比较低，且不是其未来主要发力方向。东方电缆主营海陆电力电缆业务，2018年海缆收入占比超过35%，达10.72亿元，毛利率为29.8%，远高于陆缆的7.75%。截至2019年三季度，公司海缆收入同比增长44.9%，占总收入比重提升至39.5%；中标订单超过19.29亿元，在手订单合计超过25亿元。
东方电缆扩产进一步提升海缆竞争力。东方电缆目前的募投项目为“高端海洋能源装备电缆系统项目”，拟投资约15亿元，预计于2021年6月落成投产。
