文 | 王秀強

舞榭歌臺，風流總被，雨打風吹去。

在歲末年初，我們對風電產(chǎn)業(yè)鏈做了相對完整的產(chǎn)業(yè)調(diào)研，調(diào)研對象包括風機零部件供應商、整機制造商、風電運營企業(yè)、地方能源管理部門，希望通過產(chǎn)業(yè)鏈主體的經(jīng)營狀況來窺探風電及新能源行業(yè)發(fā)展的脈絡。

一、中游制造供需天平短暫失衡

對于整機制造商而言，2018年始料未及的是中游零部件（輪轂、主軸、鑄件、底座等）供應環(huán)節(jié)的失衡。受去產(chǎn)能等因素影響，鋼材價格大幅上漲，風機中游制造環(huán)節(jié)不少供應商轉行或破產(chǎn)。2017、2018年中游制造企業(yè)遭遇訂單價格下行與鋼材等原材料價格上漲雙擊，行業(yè)產(chǎn)能出清，在去年三季度風機需求量增長的背景下，中游制造環(huán)節(jié)出現(xiàn)短缺、供應不足的問題。

整機制造企業(yè)對這一狀況并未有預期，去年三季度供貨合同出現(xiàn)延后。

在當前行業(yè)格局下，多數(shù)整機制造商實際是整機組裝商，除少部分零部件自產(chǎn)外，塔筒、主軸等零部件采取外購外采模式，由整機企業(yè)提供標準，與中游制造企業(yè)簽訂采購合同。2018年下半年，部分整機制造企業(yè)為保證設備交付，選擇為供應緊張的零部件提價，并優(yōu)化貨款結算方式。

在這一背景下，風電中游制造行業(yè)景氣度提升。根據(jù)我們調(diào)研，當前中游風機主軸、輪轂、底座等零部件供應商訂單充足，產(chǎn)品交付需求旺盛，葉片制造商供貨也在去年四季度放量。

以風機主軸供應商金雷風電為例，自二季度開始其新增客戶、國內(nèi)客戶發(fā)貨量增加，大客戶對零部件交付需求增強，擔心供應商供貨不到位。2018年12月當月發(fā)貨量高于去年一季度，各車間均處于飽和狀態(tài)，緊鑼密鼓開展生產(chǎn)工作，保障按時、保質(zhì)、保量交貨。

自2018年11月以來，國內(nèi)鋼材價格連續(xù)回調(diào)，風機制造商、零部件企業(yè)獲得利潤修復的契機。在供應緊張、原材料價格下降的雙重利好下，風機中游制造企業(yè)迎來近年來最好的光景。從零部件生產(chǎn)交付的周期看，鋼材價格下降對產(chǎn)品毛利改善傳導期短，預計在今年二季度就可以得到反映。

從資本市場的表現(xiàn)看，風機中游制造商日月股份、金雷風電、天順風能、天能重工等均獲得高的溢價，上市公司市值在近三個月均獲得50%左右的上漲。

二、整機回調(diào)壓力暫緩：投標價格觸底回升

在技術進步、風電行業(yè)規(guī)模化發(fā)展的格局下，近十年來國內(nèi)外風機價格呈下降趨勢。2008年國內(nèi)主流機型（1.5MW）招標價格為6200元/千瓦，現(xiàn)階段2.0MW風機招標價格為3300元/千瓦左右，不考慮機型因素，單位千瓦風機報價下降在50%左右。

2008-2009年風機價格下降1000元/千瓦，這是風機價格波動最為激烈的時期。隨后，從2009年的5000元/千瓦下降到2017年4000元/千瓦，累計下降1000元/千瓦；2017年至今，風機行業(yè)洗牌仍在繼續(xù)。

受益于整機價格下降，風場工程造價也由十年前9000元/千瓦左右，出現(xiàn)大幅下降。當前，北方地區(qū)主流風場工程造價在6500-7000元/千瓦，南方成本7500-8000元/千瓦。

如上文所述，2017年下半年以來國內(nèi)風機招投標價格持續(xù)下行，某整機制造商2.0MW風機價格累計下降861元/千瓦。2018年8、9月風機投標價格達到低點3194元/千瓦，10月、11月投標價格出現(xiàn)反彈。

從招投標價格變化的動因分析，2017年風機價格大幅下調(diào)主要有兩個因素：其一，主要整機制造商借“價格戰(zhàn)”提高市場占有率，招投標價格持續(xù)下降；其二，國內(nèi)風電新增并網(wǎng)裝機在2015年達到峰值，2017年風電行業(yè)景氣度下行，整機制造商通過降低價格提高風電運營商投資積極性。

在2018年風機價格下降背后，整機制造商價格戰(zhàn)是誘因，提高市場占有率仍是動力，再者在環(huán)保等約束下，行業(yè)新增裝機規(guī)模低于預期，供應商為獲取訂單采取低價投標策略。

2018年的“價格戰(zhàn)”在10月告一段落，當月2MW風機平均招標價格比9月高200元/千瓦左右。主要兩個原因一是行業(yè)需求提升，二是受成本上漲影響，整機毛利下降至微利，個別項目甚至虧損。目前，2.0MW主要供應商項目投標價格在3300元/千瓦左右，3.0MW價格也出現(xiàn)上漲。

從趨勢上看，預計風機招投標價格在當前位置持續(xù)震蕩，尤其是在風機競價配置資源的格局下，風機價格大幅上漲的動力不足。同時，風場競價后經(jīng)濟效益收縮，由此產(chǎn)生的壓力將向風機制造環(huán)節(jié)傳導。

從競價后的市場格局上看，風場運營商與設備制造商是利益共同體，運營商不僅關注初始建設成本，更將注重風場全生命周期的度電成本，并不希望制造商犧牲質(zhì)量換價格、換市場份額。從這個維度看，設備質(zhì)量好、發(fā)電效率高、運維成本低的供應商將更具備市場競爭力。

三、風機運營端：高收益與競價和補貼拖欠壓力并存

在棄風限電持續(xù)改善、風場發(fā)電利用小時數(shù)提高的背景下，風場資產(chǎn)價值持續(xù)回歸。

根據(jù)中國風能協(xié)會統(tǒng)計，2018年風電新增并網(wǎng)裝機20.33GW；利用小時數(shù)2103小時，同比增長153個小時；平均棄風率7%左右，同比下降5.3個百分點；海上風電新增116萬千瓦，累計363萬千瓦。2018年發(fā)電小時數(shù)、棄風率兩個重要的指標不斷改善。

從主要風電運營商的運營情況看，龍源電力1月7日公布數(shù)據(jù)顯示，受風資源改善影響，12月風電發(fā)電量為41.3億千瓦時，環(huán)比增長30.2%，同比增長20.1%，增速較11月的-14.8%反彈。分區(qū)域看，華北和華東區(qū)域發(fā)電量增長明顯，華北區(qū)域的黑龍江和吉林風電發(fā)電量分別同比增長106%和179%（環(huán)比亦分別增長42%和35%），華東區(qū)域的江蘇和上海風電發(fā)電量分別同比增長73%和78%（環(huán)比亦分別增長65%和109%）。12月公司棄風率5.76%，較11月的3.5%略有反彈，較去年同期的8.96%下降了3.2個百分點。全年預計棄風率在6.5%以內(nèi)。

從風場盈利能力看，得益于發(fā)電利用小時數(shù)提升、風機工程造價下降，風場銷售毛利、凈利等財務指標維持高位。以金風科技為例，截至2018年三季度末，公司累計并網(wǎng)自營風電場權益裝機容量4，197MW，近五年毛利率都在60%以上。風場高收益在平抑公司利潤波動方面起到重要作用。

在高收益驅動下，國內(nèi)風電行業(yè)進入第三個成長周期。但同時，風電運營企業(yè)面臨補貼拖欠和競價的雙重壓力。補貼拖欠影響企業(yè)現(xiàn)金流，對于民營企業(yè)而言則將增加財務費用支出，影響正常運營。調(diào)研了解到，已經(jīng)有部分民企因風電補貼拖欠出現(xiàn)經(jīng)營困難。

從資源配置方式看，按照國家政策，從2019年起，各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網(wǎng)電價。2018年12月17日，寧夏發(fā)改委公示2018年度風電項目競爭配置評優(yōu)結果，在全國首推競價配置資源，共有28個項目合計272.794萬千瓦項目列入2018年開發(fā)計劃。

從寧夏（三類風資源區(qū)，標桿電價0.49元/千瓦時）申報電價情況看，28個項目平均電價下調(diào)幅度為0.05043元/千瓦時，其中寧夏鹽池馬斯特王樂井鴉兒溝等5個項目申報電價為標桿電價，電價未出現(xiàn)下調(diào)；下調(diào)幅度在2-5分/千瓦時項目為18個，大多數(shù)項目未出現(xiàn)惡性報價。

除寧夏外，廣東、福建等均出臺競價配置資源的方案。在當前風電政策調(diào)整下，競爭配置資源是風電平價上網(wǎng)之前的過渡。隨著競價配置資源在全國范圍內(nèi)推行，若非技術成本不能同步下調(diào)，或者發(fā)電利用小時數(shù)不能隨之提升，風電項目的內(nèi)部收益必然面臨收縮。

寧夏風電項目申報也為其他地區(qū)提供了借鑒，在平價上網(wǎng)到來之前，企業(yè)為保證項目收益水平，競價采取更為理性的方式，預計其他省份競價降幅集中在3-5分之間。當然，不排除個別項目報出超低電價的情形。