行業供應比較緊張，而隨著鑄件等部分零部件產能的擴張，下半年新增裝機將會表現出同比和環比增長的情況。對于風電行業來說，限電改善，補貼退坡，較大規模的已核準項目等因素推動行業裝機向上，預計2019年新增風電裝機超過25GW，同比增長超過20%。

    部分零部件環節表現出供應緊張的局面，主要集中在鑄件和葉片等環節，而對于行業來說需求向上帶動了周轉率的提升，產能的擴張提升了出貨量，預期鋼材價格中樞的下移也將推動毛利率的提升。對于風電整機來說，隨著低價訂單逐漸減少和供應的緊張，預計下半年毛利率也將有望環比提升。

    上半年國內風電市場交貨緊張，伴隨著產能的擴張下半年進入裝機旺季。而裝機的上行主要是由于政策的調整，限電的改善和項目儲備等因素推動的，我們預計2019-2020年國內新增風電裝機將超過25GW和30GW，年均增長超過20%，其中最重要的表現為北方地區裝機的復蘇和海上風電的崛起。這主要得益于一方面隨著限電的持續改善，北方地區逐步解禁，良好的資源條件和運輸吊裝的便利性將會為風電裝機打開空間；另一方面，在競價配置的情況下，開發商需要將比較好的已經核準的裝機資源盡快完成，以鎖定比較好的收益率；同時，部分省份加緊核準了一批海上風電項目，以鎖定0.85元/千瓦時的電價。

2008-2020年國內新增風電裝機和預測（萬千瓦）

數據來源：公開資料整理

    北方地區裝機的復蘇是國內風電行業裝機上行的重要表現，主要是因為北方地區資源良好，運輸吊裝方便，但因為限電的緣故需求處于被壓制的狀態。2017年年初，國家能源局將內蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆等6省區列為2017年風電開發建設紅色預警區域，但是隨著限電的持續改善，內蒙古、黑龍江、吉林、寧夏都已經解除了紅色預警。2019年一季度，上述六省份的限電情況進一步好轉。

    隨著多項政策和措施的頒布，隨后棄風率開始出現下降，到目前為止，只有新疆和甘肅尚未解除紅色預警，其他省份都已經解除且棄風率下降到10%及以下，已經具備較好的并網安裝條件。

2011-2019Q1六省份棄風限電趨勢

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    隨著限電的改善，上述六省份在2018年的情況已經開始出現好轉，而隨著限電的持續降低，預計情況將進一步好轉且在多因素的影響下有可能出現加速的趨勢。

六省份累計新增并網裝機和占比情況（萬千瓦）

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    過去幾年，國內海上風電一直處在緩慢發展的狀態，這主要是因為海上風電的工況條件相較于陸上差異比較大、海上風電對安裝施工條件，對風電機組的要求，對防腐蝕和電氣部件的要求等相較于陸上都有了明顯的提高。而隨著產業鏈的不斷成熟，海上風電的發展潛力不斷增加，目前來看，國內沿海各個省份中江蘇、福建和廣東三個省份海上風電發展較快。今年上半年，上述省份加快了海上風電項目的招標。

    2017年開始，國內新增海上風電裝機開始超過1GW，并在2018年保持了穩定增長，預計海上風電新增裝機在2019-2020年將保持持續穩定增長的趨勢，成為新增風電裝機的重要組成部分。

中國海上風電累計裝機規模

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2013-2018年中國海上風電新增裝機容量

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    地方政府集中核準了一批海上風電項目，從各省的批復文件來看，預計總規模超過40GW。而且近海海上風電電價為0.85元/千瓦時，為2014年確立，經過這么多年發展，海上風電產業鏈不斷成熟，主要表現在6MW風電機組逐漸成為海上風電的主力，安裝船數量不斷增多等等，海上風電上網電價的下調也會成為必然的趨勢。由此看來產業鏈不斷完善，地方政府集中核準了一批海上風電項目，電價下調的必然趨勢，成為海上風電崛起的關鍵因素。

    電價的不斷退坡將刺激開發商加快裝機速度，保住現有電價條件下的收益率。2019年5月，國家發改委發布《關于完善風電上網電價政策的通知》，將風電標桿上網電價改為指導價，新核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目上網電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區指導價。2019年I～Ⅳ類資源區符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核準陸上風電指導價分別調整為每千瓦時0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含稅、下同）；2020年指導價分別調整為每千瓦時0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指導價低于當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫銷、除塵電價，下同）的地區，以燃煤機組標桿上網電價作為指導價。

    2018年底之前核準的陸上風電項目，2020年底前仍未完成并網的，國家不再補貼；2019年1月1日至2020年底前核準的陸上風電項目，2021年底前仍未完成并網的，國家不再補貼。自2021年1月1日開始，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。2019年符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核準近海風電指導價調整為每千瓦時0.8元，2020年調整為每千瓦時0.75元。

陸上風電電價調整（以核準為時間點）（單位：元/千瓦時）

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    棄風率的下降會為新增裝機打開空間。棄風率和新增裝機呈現逆相關的關系，也就是說棄風率下降裝機量就會上升，尤其是棄風比較嚴重，但是風資源條件較好，運輸安裝便利的北方地區。國家能源局的數據顯示，2018年全國平均限電率為7.2%，和2017年的12%相比改善明顯，2019年進一步下降至4%，雖然有有今年風況條件不好的原因，但是限電改善的趨勢依然持續。

國內棄風限電率變化情況（單位：%）

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    目前來看，行業需求旺盛，部分零部件企業供應緊張，產能擴張持續，將受益于出貨量的增長和原材料價格中樞的下移。2016-2017年的行業下行周期，還伴隨著原材料價格的上行，部分產能逐漸淘汰，龍頭部件企業在這個時期實現了產能的擴張和市占率的提升。

    為較好利用的海上風能資源，我國海上風電項目將逐漸向深海、遠海方向發展。但由于技術的限制，場址離岸越來越遠的海上風電機組基礎需要的技術條件越來越高，運維成本也會隨之增大。所以我國呈現由近海到遠海、由淺水到深水、由小規模示范到大規模集中開發的特點。

    過去幾年，由于缺乏海上風電機組的研發技術，大批量的運行經驗，我國風電機組及運維服務都依賴于進口。現今，我國企業加大對技術的研發，像華銳、金風、湘電等一批整機制造廠家都致力于海上機組的研發工作，已經能夠生產出高質量的風電機組，基本已經實現國產化。

    巨大的市場需求將帶動海上風電機組的迅猛發展，隨著海上風電機組成熟度不斷提高，成本下降。我國海上風電開發成本單位千瓦投資一般在15000-19000元之間，根據歐洲海上風電機組發展歷程，到2020年海上風電場開發建設成本將有所下降。

全球海上風電累計裝機量區域占比

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    隨著經濟的發展，海上風電從最初的試運行，到現在向規模化發展。從技術上看，大直徑單樁等海上施工技術開始進入大規模應用的階段。從歐洲企業追求降低成本的效應來看，大規劃實行海上風電將推動成本的下降。歐洲海上風電也是如此，2017年，歐洲海上風電場平均規模達453MW;測算2018年平均規模達593MW。

2014-2018年歐洲海上風電場平均規模

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    伴隨著深海勘探技術的發展，為了更大程度獲取海風的接觸程度，海上風電設施向深海化方向發展。風電規模的擴大，發電機的功率也相應擴大。自2004年開始應用超過2.3MW的海上風機以來，機組單機容量呈波動增加趨勢。

    相關報告：智研咨詢發布的《2019-2025年中國風電場行業市場研究及發展趨勢研究報告》