风电行业迎自下而上复苏

　　在经历低谷之后，风电行业弃风率大幅缩减，迎来自下而上的复苏。尤其是海上风电，由于能源局规划，未来市场空间可达到4500-6000亿元，未来，海上风电市场一旦启动，全产业链公司都将受益。

　　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，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。

　　海上风电市场一旦启动，全产业链公司都将受益，具备海上风电运营经验、或是具有海上风电整机及零部件配套产能的公司可以关注，风电零部件环节主要有天顺风能[0.00% 资金 研报]、吉鑫科技、泰胜风能[0.00% 资金 研报]，这些公司均具备海上风电零部件或大功率风机配件产能；风电整机环节有金风科技[0.00% 资金 研报]、明阳风电，金风科技是国内风机龙头、明阳风电研发的SCD紧凑型风机可以节约海上运输吊装成本；运营商环节的主要公司为龙源电力，国内风电运营商龙头，运营国内绝大部分海上风电项目。