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风电招标量激增，使得重要配套设备市场一时间供不应求。从最重要的设备——风机角度来看，其价格一路上涨。以风机龙头金风科技为例，根据其官网发布的《2019 年三季度业绩报告》演示材料，其 不同功率机型投标价格从 2018 年 7 月开始回升，2019 年 9 月 2.5MW 机型投标均价 3,898 元/kW，自2018 年 8 月价格低点 3,330 元/kW 回升 17.06%，2019 年 9 月 3MW 机型投标均价已达到 3900 元/kW， 有报道称2019 年 10 月下旬风机价格 出现 4150 元/kW 的案例，达到 2016 年同期价格高位区间。
我们认为，在市场需求旺盛的背景下，2020 年风机价格或将维持高位。展望未来，随着补贴退坡、上网电价下移，风机价格进一步上涨的空间有限。随着陆上风电补贴全面退坡，下游市场需求或于 2021 年出现波动，亦将对后续风机价格走势形成一定压力。
在下游需求骤升的刺激下，诸多环节的供应商纷纷扩产，增加供应。以风塔供应商天顺风能为例， 据其官方微信公众号报道，其新建的山东鄄城 10 万吨风电塔筒基地已于 2019 年 12 月 18 日正式投产，
我们判断，公司 2019 年底风塔产能已增至 55 万吨左右；另据公司 2020 年 1 月 9 日公告，全资子公司 “苏州天顺”将于内蒙古乌兰察布市商都县投资建设 12 万吨陆上风塔及其配套零部件产能，公司还将于江 苏射阳投资建设约 25 万吨风电海工产品产能。
然而，风电行业仍有一些环节存在一定程度的供应链瓶颈，比如，适配大功率风机的高端轴承、用 于制造风电叶片的巴沙木、海上风机吊装船、大型液压打桩锤等。
据中电联《2019 年全国电力工业统计快报一览表》，中国大陆 2019 年风电新增并网 25.74GW。同时考虑中国市场的招标量“井喷”情况，以及供应链瓶颈的存在，我们预计，2020 年中国大陆将新增 风电并网 36GW。但是，随着一批 2018 年底前核准的项目在 2020 年底前完成“抢装”并网，2021 年 的国内风电市场或将有所“降温”；随着一批 2019~2020 年核准的项目在 2021 年底前完成“抢装”并 网，补贴政策对此轮风电市场的刺激效应，将告一段落。
因此，对于优质供应商来说，适时布局海外市场，顺应国际客户需求变化，将有助减缓中国市场需 求波动对业绩走势的冲击。举例来说，振江股份的下游客户包括（但不限于）西门子、通用电气（GE）、 Enercon、Senvion 等国际知名风机制造商。其 2018 年营业收入中，转子房、机舱罩、定子段等风电设 备占比达到 48.9%；当期主营收入中，超过 77%来自国外市场的贡献。
我们预计，2019 ~2023 年全球风电新增装机将维持在 55~61GW 之间，总体保持平稳。关于 2017~2023 年中国大陆及全球风电新增装机的统计与预测。
提升利用小时数是风电实现平价的重要着力点，大容量风机将加大应用
对于国内风电行业来说，实现平价上网，是当期重要的阶段性目标。对于风资源确定的风电场而言， 若锁定上网价格（如与当地煤电上网基准价保持一致），影响项目收益率的主要因素有：机组利用小时 数、单位容量造价、项目融资结构及贷款利率等。结合产业发展现状，我们认为，通过各种途径提升利用小时数，是实现平价的重要着力点；在大规模陆上风电场和海上风电项目中，大容量风机将加大应用。
从设备供应角度看，如自然环境等其他因素不变，提高指定风电场年利用小时数的主要途径有：改 进风机设计，增大单位容量扫风面积（m2 /kW）；适当增加塔筒高度，使风机获得更大风速的运行环境； 优化风电场设计，在保证风机安全的前提下减小风机之间的“尾流”影响。
为迎接“平价”时代到来，具有陆上风资源天然优势的地区，如“三北”（西北、华北、东北）地区与云南、福建、四川等省区，将对陆上风电项目投资资金产生较大的“虹吸”效应；远海风电开发， 也将逐步提上议事日程。而对于风资源较好的大规模陆上风电场和海上（尤其远海）风电项目来说，大 容量风机的应用，将有助提高风电场整体经济效益。
过去一两年，国内涌现一批颇具“规模效应”的大型单体陆上风电场开发项目，如：国家电投投资 建设的乌兰察布风电基地一期 6GW 项目、青海海南州特高压外送基地（2GW 风电+3GW 光伏）、上海 庙至山东直流特高压输电通道配套可再生能源基地阿拉善盟区域 1.6GW 风电项目。其中，乌兰察布风 电基地一期 6GW 项目已于 2019 上半年完成风机招标，上海电气、金风科技、中国海装、明阳智能和东方风电（东方电气下属公司）分别中标该项目五 个标段的配套风机采购招标，容量分别为 1.4GW、1.3GW、0.9GW、1.3GW 和 1.1GW。上述 5 家风机制造商投标时报送的机型单机功率在 3.2~5.6GW 之间，该项目中标机型单机平均容量为 4.16GW。
据中国可再生能源学会风能专业委员会、中国农机工业协会风力机械分会、国家可再生能源中心 2019 年 4 月 4 日联合发布的《2018 年中国风电吊装容量统计简报》，2018 年中国（大陆）市场新增风 电机组中，2MW 机型在新增装机容量中占比 50.6%，2~3MW（不含 3MW）机型占比 31.9%，为市场 主力，如图 15 所示；而当期 3~3.9MW、4~5.9MW 机型合计占比仅有 12.9%，且多用于海上风电项目。
对比可见，乌兰察布风电基地一期 6GW 项目的应用机型显著高于 2018 年市场平均水平。
海上风电方面，2018 年 12 月 28 日出台的《福建省海上风电项目竞争配置办法（试行）（公开征求 意见稿）》提出，“原则上采用的风电机组应具有自主知识产权、单机容量不低于 8000 千瓦（即 8MW）”； 广东、浙江等地的规划也倡导海上风电采用 5MW 及以上机型。
我们分析认为，在运行环境允许的情况下，如以大功率风机代替小功率风机，可整体减少风电场单 位容量的投资额。比如，在大型陆上风电场用 5.0MW 风机替代 2.5MW 风机，在海上（尤其远海）风电 场用 12MW 风机（GE 已着手实施该类产品在中国广东揭阳的产业化）替代 6MW 风机，可以将风机、 塔筒的数量减少一半，尽管大容量风机及配套塔筒的单价或有一定上浮，但整体的塔筒投资、风机吊装 费用和风机维护费用，以及在配电系统方面的投入，有望得到一定缩减。
从实际装机情况看，风机应用的平均功率不断提升。中国风能协会（CWEA）统计数据表明，
2008~2013 年，1.5~2MW 风机在相应年度新增装机中的占比超过 50%；2015 年以来，2.0~2.5MW 风机占比超过 50%，挤占了 2MW 以下风机的份额，且 2.5MW 以上风机的占比逐年提升，主流风机厂商已将大功率机型作为重要研发方向，在 2019 北京国际风能大会暨展览会（CWP2019） 上展出的陆上风机新产品一般超过 3MW 甚至 5MW，海上风机新产品以 10MW 为目标。
我们预计，2022 年以后，随着“平价”要求执行力度加大，陆上风电新建项目的单机容量将达到 3MW 以上；如 GE、东方电气、上海电气、明阳智能的相关新机型产业化顺利推进，8MW 及以上机型 在海上风电新项目中将加大应用，一定程度上将对我国远海风电资源开发起到重要支撑。
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