风电行业确定性反转。在经历了2005-2010 年我国风电装机量年均80%增速的爆发式增长后,严重的弃风限电现象将行业带入低谷。2011、2012 连续两年国内风电新装机量下滑,2012 年我国弃风率创出历史最高的17.12%,新增风电装机量同比减少26.49%。为了遏制弃风限电、引导行业良性发展,国家相关部门出台了一系列支持政策,2013 年全国弃风率从2012 年的17%大幅下降到2013年的10.7%,平均利用小时数从1890 提高到2074 小时,风电行业迎来复苏。
本轮风电行业复苏是自下而上由需求端向供给端传导,全产业链受益。我们从风电整机季度招标量环比增幅明显和整机价格的变化趋势可以得到印证。“十二五”期间风电已核准项目总量超过100GW,储备充足。从最新一批核准项目的区域分布上来看,有近45%的项目位于风电消纳能力较强的华东地区和具备跨区域电力外输渠道的西北地区,而弃风限电严重的东北地区的新增风机核准量占比仅为3%。新增装机区域分布得到改善有利于风电行业长期良性发展。
中国海上风电将于2014 迎来启动元年。根据能源局规划,到2015 年,我国将实现海上风电并网装机5GW,到2020 年,实现海上风电并网装机30GW。截止2013 年我国海上风电累计装机量为335MW,未来七年复合增速为90%,远超风电行业整体装机增速。目前海上风电平均装机成本约为15000-20000 元/KW,结合2020 年我国海上风电30GW 的装机目标,我国海上风电市场启动后,远景市场空间可达到4500-6000 亿元。
目前限制我国海上风电市场发展的主要原因是标杆电价缺位,我们预计这一问题将于年内得到解决。经测算,海上风电标杆电价定在0.8 元/kwh 左右将使大部分项目具备开发价值。从敏感性分析的结果上看,标杆电价介于0.75-0.85元/kwh、年利用小时数2500-2700 小时的情况下,海上风电场运营的内部收益率达介于7.06~18.46%之间。目前国内获得核准而尚未开工的海上风电项目为1.8GW,已经获得回复函的项目装机量达到4.09GW,项目储备充足,只待支持政策落地,国内海上风电市场便可快速启动。
海上风电项目主要由风电整机、风塔及桩基、海底电缆三部分构成。海上风电的总投资中,整机、风塔、海底电缆等设备投资约占50-60%,意味着面向整机制造商以及零部件供应商的海上风电市场约为2500-3500 亿元。风电整机是海上风电项目中成本占比最高的,大约占单位总投资的30-40%,对应1350-2400亿元空间。塔架成本一般占海上风机总成本的10-15%,对应450-900 亿元空间。
海底电缆约占海上风电投资额的比例大约为5-7%,按照30GW 的目标测算,我国的近海风电场建设约需2.4 万km 海缆,总价值接近300 亿元。海上风电装机成本显著高于陆上风电装机成本除了设备投资差异之外,更主要的差异来自于安装成本。我们估计海上风电安装成本约占总投资的30%以上。
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