風電設備高景氣仍在持續(xù)。2015年新增裝機容量30500MW，同比增長31.5%;累計裝機145000MW，同比增長26.6%。截至2015年底，我國風電總裝機量已達1.45億千瓦，若以2020年2.5億千瓦的目標來測算，未來5年年均規(guī)劃的裝機量為0.21億千瓦，這將低于2015年0.30億千瓦的裝機規(guī)模，與2014年0.23億千瓦的裝機規(guī)模相當。我們認為，在2015年搶裝潮后，隨著風電補貼的逐級下調(diào)，未來風電新增裝機容量的增速有望回歸平穩(wěn)態(tài)勢。 　　從同比增速可以看出，我國風電新增裝機量在經(jīng)歷了2010、2011、2012年3年的快速下滑后，目前已經(jīng)穩(wěn)定在30%左右的水平上;而累計裝機量增速波動較為平滑，近4年來持續(xù)穩(wěn)定在25%以上。從區(qū)域的角度來看，當前我國風電累計裝機量最大的省份依然是內(nèi)蒙古，根據(jù)中國風能協(xié)會統(tǒng)計，2014年內(nèi)蒙古累計風電裝機量高達22312.31MW，新增2081MW。從下圖可以看出，我國目前的風電發(fā)展以西北部為主，內(nèi)蒙古、新疆、甘肅無疑是當前我國風電發(fā)展最快的區(qū)域。我們認為，風能的發(fā)展對于當?shù)仫L力條件有著重要的依賴作用，風能發(fā)展的區(qū)域性與各地的風能分布有著較大的關系。根據(jù)第四次全國風能資源詳查評價結(jié)果，從我國陸地70米高度風功率分布來看，當前我國可供開發(fā)陸地風電規(guī)模約為36億千瓦，且主要分布于西北部地區(qū)。 　　從陸上風電的分布來看，我國當前風力發(fā)電的主要區(qū)域并非缺電區(qū)域，風電外送成制約風電發(fā)展的主要問題。從目前看，解決這一問題的直接方式就是發(fā)展特高壓輸電，而間接方式就是大力發(fā)展東南沿海的海上風電項目。根據(jù)中國風能協(xié)會統(tǒng)計，截至2014年我國海上風電總裝機量657.88MW，同比增長53.50%;新增裝機量229.3MW，同比增長487.9%，增速遠高于陸上風電。 　　整體來說，我國當前的風電潛在的開發(fā)空間依舊較大。目前我國的風能資源開發(fā)主要集中在七個千萬千瓦級風電基地，主要包括了內(nèi)蒙古(蒙東、蒙西)、新疆(哈密)、甘肅(酒泉)、河北(壩上)、吉林、江蘇(海上風電)等六個省份。根據(jù)中國氣象局的統(tǒng)計資料，我國這七大風電基地的風能潛在開發(fā)量約為18.5億千瓦，可裝機容量為5.57億千瓦。截至2014年底，我國七大風電基地的總裝機量為0.61億千瓦，未來仍有足夠的可開發(fā)空間。 　　根據(jù)我國風能發(fā)展規(guī)劃，2020年累計裝機量上調(diào)至2.5-2.8億千瓦，風電裝機量占電力總裝機比例達到11%，風能發(fā)電量滿足全國5%的電力需求。截至2015年底，我國風電總裝機量已達到1.45億千瓦，若以2020年2.5億千瓦的目標來測算，未來5年年均規(guī)劃的裝機量為0.21億千瓦，這將低于2015年0.30億千瓦的裝機規(guī)模，與2014年0.23億千瓦的裝機規(guī)模相當。我們認為，在2015年搶裝潮后，隨著風電補貼的逐級下調(diào)，未來風電新增裝機容量的增速有望回歸平穩(wěn)態(tài)勢。 　　棄風現(xiàn)象依然嚴重且短期不易解決。2015年上半年全國風電棄風電量175億千瓦時，同比增加了101億千瓦時，平均棄風率15.2%，同比上升了6.8個百分點。2015年上半年棄風主要集中在內(nèi)蒙古的蒙西基地(棄風電量33億千瓦時，棄風率20%)、甘肅(棄風電量31億千瓦時，棄風率31%)、新疆(棄風電量29.7億千瓦時，棄風率28.82%)、吉林(棄風電量22.9億千瓦時，棄風率43%)這四個地區(qū)。從時間軸來說，2013年我國風電棄風率為10.7%，2014年下降到8%，2015年上半年再次大幅上升至15.2%的高位水平。從近年來數(shù)據(jù)統(tǒng)計來看，我國風電的棄風現(xiàn)象與前一年的新增裝機量有一定的關聯(lián)性，隨著2015年風電新增裝機量再創(chuàng)新高，我們預計未來短期內(nèi)我國的棄風問題依舊較為嚴重。 　　我們認為，風電主要依靠就地消化和對外輸送兩個方式，在目前由于風電發(fā)電的主要基地經(jīng)濟基礎并不十分發(fā)達，能夠就地消化的量有限，而對外輸送又受制于特高壓的建設進度。因此短期內(nèi)風電棄風嚴重的情況較難解決。 　　下調(diào)標桿上網(wǎng)電價對行業(yè)的影響將逐步顯現(xiàn)。國家發(fā)改委于2015年1月發(fā)布了《關于適當調(diào)整陸上風電標桿上網(wǎng)電價的通知》，通知中將第Ⅰ類、第Ⅱ類和第Ⅲ類地區(qū)風電標桿上網(wǎng)電價每千瓦時下調(diào)0.02元，調(diào)整后的標桿電價分別為0.49元/KWH、0.52元/KWH、0.56元/KWH，而第Ⅳ類地區(qū)的標桿上網(wǎng)電價維持0.61元/KWH不變。通知中明確該規(guī)定適用于2015年1月1日后核準的陸地風電項目以及2015年1月1日前核準但于2016年1月1日后投運的陸地風電項目。這一規(guī)定直接造成了2015年陸地風電的搶裝潮。
　　根據(jù)相關統(tǒng)計，目前我國陸地風電的開發(fā)成本在0.35-0.50元/KWH之間，再考慮到陸地風電約0.1元/KWH的運行成本，第Ⅰ類地區(qū)的標桿電價已經(jīng)接近風電運營商的成本線。由于風機成本大約占據(jù)整個風電開發(fā)成本的一半左右，我們認為，只有未來風電機組的價格能夠出現(xiàn)一定程度的下降，才能夠為新建風電場提供足夠的盈利空間。 　　海上風電是未來行業(yè)的發(fā)展方向?？紤]到陸地風電主要位于我國西北部，當?shù)叵{能力有限，對外輸送有賴于特高壓輸電線路建設的現(xiàn)狀，發(fā)展海上風電成為當前我國風力發(fā)電的方向。對于風電投資方而言，海上風電目前的標桿電價尚未有顯著的下調(diào)趨勢(潮間帶0.75元/KWH、近海0.85元/KWH)，因此海上風電在未來陸地風電利潤率下滑的背景下也成為了風電投資方的次優(yōu)選擇。
　　上風電機組、施工和運行成本目前顯著高于陸地風電。近海風電的投資大約是陸地風電的1.5-2倍之間。目前陸地風電的投資成本一般在8000-9000元/KW，而海上風電的投資成本則高達14000-19000元/KW。在運行成本方面，目前近海風電的運行成本在0.15元/KWH，大約是陸地風電的1.5倍左右。我們認為由于技術的進步，未來海上風電的運行成本將有望與陸地風電相接近。 　　根據(jù)我國風電發(fā)展目標，2020年我國近海風電目標規(guī)模在3000MW，而截至2014年底我國海上風電的總裝機量僅有657.88MW，未來發(fā)展空間十分巨大。按照2020年裝機目標規(guī)模進行估算，未來每年我國近海風電的裝機量平均將達到390MW左右，其增速規(guī)模十分可觀。
　　核心觀點：
　　風電設備在經(jīng)歷了2015年搶裝潮的高增速之后，短期內(nèi)增速可能將趨于平穩(wěn)。由于棄風現(xiàn)象短期難以解決，疊加因標桿電價下調(diào)對風電投資的負面影響，短期內(nèi)風電設備價格有一定的下行趨勢。但海上風電卻有望成為我國風電行業(yè)未來的發(fā)展方向，尤其是對于近海風電投資的高速增長對相關設備上市公司的業(yè)績拉動作用，投資者需給予重點關注。