我国核电设计环节主要由中国核动力研究设计院、深圳中广核工程设计有限公司、国核电力规划设计研究院及上海核工程研究设计院等四家公司承担，其中中国核动力研究设计院和深圳中广核工程设计有限公司占据主要市场。
核电设备主要分为核岛设备、常规岛设备和辅助设备系统（BOP）。核电站主要由核岛和常规岛组成，核岛主要用于核反应堆的运行，常规岛主要用于将核反应堆产生的能量转变为电能。核岛主设备主要包括核反应堆（包括堆芯、压力容器、堆内构件）、反应堆冷却剂泵、蒸汽发生器、控制棒及驱动机构、稳压器、主管道等，常规岛设备主要包括汽轮机、发电机、汽水分离再热器等。辅助设备系统即核蒸汽供应系统之外的部分，包括供热通风与空气调节系统（HVAC 系统）、排水系统等。
核电站建设中主要包括穹顶吊装、EESR、热试完成、装料及并网等关键里程碑。穹顶吊装完成意味着土建工程结束，核电站将全面转入以设备安装为主的施工阶段；EESR（End of Erection Status Report）意味着某一系统/子系统的安装完成，该系统转入调试阶段；热试全称热态功能试验，是核反应堆装载核燃料前的综合性能试验，热试完成意味着核电站具备装料条件；装料指的是装载核燃料，作为核电站建设中有核与无核的分界点，它是核电站并网发电前最后的一个关键环节；并网发电意味着核电站建设基本完成，具备商运条件。
从产业链的毛利率来看，核岛关键零部件的利润率最高，高达 45%左右，其次是电站运营（36%）和核岛设备（35%），常规岛设备和施工建设利润率约为 10%。将核岛和常规岛的主设备的毛利率进行比较，堆内构件的利润率最高，高达 61%，其次是主泵（40%）和铸锻件（38%），再次为汽轮机（30%）和蒸汽发生器（28%），发电机、压力容器和汽水分离器的毛利率均较低，分别为 22%、20%和 19.8%。
复盘过去十年核电指数，可分为四个阶段：
1）2011-2015 年：福岛核事故后，国内核电进行了历时一年半的安全检查，虽然得出安全有保障的结论，但不上马新的核电项目，核电审批速度放缓。同时德国、意大利、瑞士等提出了“弃核”的主张，公众对于核电安全性的担忧有所增加。新机组审批速度放缓+舆论压力导致核电行业发展放缓，核电指数持续下行；
2）2015 年：“十二五”规划收官之年，核能协会、国家能源局等相关人员均在不同场合透漏年内将有 6-8 台核电机组开工建设，随后8 台新机组被审批，核电重启预期升温，核电指数大幅上涨；
3）2016-2018 年：2015 年审批 8 台机组之后，虽然国家政策多次提到过核电建设目标，但并无新核电机组审批，主要原因，一方面是福岛事故后公众舆论压力仍然存在；另一方面，福岛核事故后，新机组要求具备三代安全性，2018 年之前国内三代核电并无商运投产案例，因此整体审批较为谨慎，核电指数走弱。
4）2019 至今：随着三代核电项目落地，2019-2020年国家每年核准新机组4台，2021 年国家核准 5 台机组，审批和开工节奏明显加快，同时在“碳达峰”、“碳中和”等大力发展绿电背景下，核电指数回升。https://t.cn/A675OtPx
四大国企垄断主要设备市场，民营企业细分领域占据优势地位。核电设备行业存在较高的行业壁垒。从技术壁垒上讲，核电关键设备技术难度大，技术门槛高，同时核电对安全和质量的要求需要技术相对成熟可靠，一般需要供货商有过往的供货业绩；从准入资质壁垒上讲，企业生产核电设备需要获得民用核设备的设计制造资质，其中核一级、二级资质获取难度极大，需要企业长期的技术积累和资本投入；从资金壁垒上讲，核电设备生产需投入大量资金用建设厂房和购买专用设备，而且核电设备合同金额大，周期长，也将占用大量流动资金。正因为以上原因，核电市场呈现垄断竞争的态势。核电站主设备主要由上海电气、东方电气、哈电集团、中国一重及中国二重垄断，包括反应堆压力容器、堆内构件、控制棒及驱动机构、稳压器、蒸汽发生器、汽轮发电机、主冷却剂泵等；近年来，部分民营企业占据细分领域主导地位，并通过产品线延伸进一步发展。应流股份在主泵泵壳取得主导地位，江苏神通、纽威股份、中核科技等企业在阀门市场取得主导地位。
核电设备投资中，主设备投资占据主要份额。核岛中，各核岛设备的投资占比分别为：压力容器约 24%，堆内构件约 6%，反应堆冷却剂泵约8%，蒸汽发生器约17%、控制棒及驱动机构约 4%、稳压器 2%，阀门约 12%、主管道约3%、燃料运输系统约4%，其他约 20%；常规岛中，各常规岛设备的投资占比分别为：汽轮机约24%，发电机约 18%，汽水分离再热器 12%，其他 46%。
土建施工与设备安装：核岛中国核建独大，常规岛多强并存
核电站的土建工程与设备安装主要包括前期准备工程、土建工程和设备安装及其他核电站相关工程，其中前期准备工程是核电站 FCD 正式开工前的阶段，土建工程和设备安装是核电建设中的阶段，两者均可以细分为核岛、常规岛以及BOP的施工和安装。一般而言，有关核岛的土建施工和安装难度最高，常规岛次之。
核电站核岛土建工程与设备安装呈现中国核建一家独大的竞争格局。核岛建设工程的难度与特殊性最高，一直以来几乎都被中国核工业建设集团有限公司一家垄断，其中子公司中核工业华兴建设有限公司主要负责核岛土建施工业务，中核二三建设公司负责核岛设备安装业务。中国核建是国内外唯一一家连续30 余年不间断从事核电建造的企业集团，承担了我国大陆和出口的所有核电机组的建造任务，掌握了包括压水堆、重水堆、实验快中子堆、高温气冷堆等各种堆型、各种规格系列的核电建造能力，具备同时承担 40 台核电机组的建造资源和能力，中国核建正在承建的核电项目包括红沿河、徐大堡、昌江、防城港、福清、田湾、漳州、太平岭、三澳、以及巴基斯坦卡拉奇等 10 个项目共18 台机组，是世界上在建机组数量最多的企业，中国核建在市场中处于绝对主导地位。另外，广东火电工程总公司参与部分核岛设备安装业务。
核电站常规岛土建工程与设备安装呈现多强并存的局面。在常规岛土建工程中，中国建筑第二工程局有限公司和中核工业华兴建设有限公司共同占据主导地位，中建二局参与承建了大亚湾核电站、岭澳一期、二期、台山、红沿河等多个核电站的常规岛土建工程；常规岛与辅助设备安装准入门槛相对较低，且与火电站相应工程相似度较高，各大型火电建设企业也纷纷想要分一杯羹，如广东火电工程公司、浙江火电建设公司等，广东火电工程公司先后承建了岭澳核电站常规岛设备安装、台山核电站常规岛及 BOP 安装、阳江核电厂常规岛及BOP 安装、海南昌江核电站 1、2 号机组常规岛及 BOP 安装等工程任务，广东火电工程公司先后参建了秦山核电、方家山核电、三门核电等 14 台核电常规岛装机工程任务。
核燃料是指含有易裂变核素，能够在反应堆内实现自持链式核裂变反应的物质。它是核电机组持续输出电力的能量之源。当今核电站使用的核燃料主要是铀235，且纯度需达到 3%（而铀 235 在天然铀中的含量仅为0.71%），因此铀燃料的生产、供应是核燃料的重点。天然铀是以矿石形式存在的，经过勘、探开采、水冶铀转化与浓缩等过程，最终送往核燃料加工厂制造，目前核燃料主要由中核下属的铀业公司进行制造。
由二氧化铀组成的燃料芯块是核燃料元件棒最核心的材料，是反应产生热量的主要原料。铀矿石经过水冶厂冶炼提纯后，得出铀矿粉俗称黄饼，黄饼经过复杂化学反应和浓缩等步骤，将天然铀中丰度 0.7%左右的铀235，逐步浓缩到4.5%左右，这个过程是以六氟化铀形式存在的。六氟化铀再次经过转化，变成氧化铀，然后经过制胚、在摄氏 1750 度的高温下的氢还原环境中烧制20 个小时烧结成氧化铀陶瓷，也就是所谓的核燃料（芯块）了，燃料芯块，按照一定要求装入锆管中，加上相应附件，封装后就成了燃料棒。
我国铀矿主要依赖进口。我国铀矿勘查程度较低，探明有限，我国的已经发现的铀资源并不丰富，仅占全球 1.3%，大量的铀资源需要进口。近年来，随着铀矿勘察的不断深入，临近的蒙古、哈萨克斯坦跟中国的边境地区都发现大量的铀矿矿床，说明了我国铀矿资源潜在总量较大，前景广阔。一般情况下，铀矿从勘探到开采周期很长，地质勘探从普查到详查再到正式提交储量，需10 年左右时间，而此后的矿山建设还需要 4 年左右时间。随着我国天然铀矿需求的逐年上升，中期内中国对铀矿的需求缺口巨大。
铀矿供给国内采矿中核独大、中广核海外采矿量领先。2018 年以前，我国的铀矿资源由政府严格把控，即便是对国内企业的资质要求都非常严格，进入该领域者寥寥无几。长期以来，中核集团在国内铀矿勘察、开采方面一家独大，中国唯一的完整的核燃料循环产业体系。其子公司中国核燃料有限公司公司是中国最主要的核燃料生产商、供应商、服务商，并为我国所有投运核电站提供优质的核燃料。
核电设备主要分为核岛设备、常规岛设备和辅助设备系统（BOP）。核电站主要由核岛和常规岛组成，核岛主要用于核反应堆的运行，常规岛主要用于将核反应堆产生的能量转变为电能。核岛主设备主要包括核反应堆（包括堆芯、压力容器、堆内构件）、反应堆冷却剂泵、蒸汽发生器、控制棒及驱动机构、稳压器、主管道等，常规岛设备主要包括汽轮机、发电机、汽水分离再热器等。辅助设备系统即核蒸汽供应系统之外的部分，包括供热通风与空气调节系统（HVAC 系统）、排水系统等。
核电站建设中主要包括穹顶吊装、EESR、热试完成、装料及并网等关键里程碑。穹顶吊装完成意味着土建工程结束，核电站将全面转入以设备安装为主的施工阶段；EESR（End of Erection Status Report）意味着某一系统/子系统的安装完成，该系统转入调试阶段；热试全称热态功能试验，是核反应堆装载核燃料前的综合性能试验，热试完成意味着核电站具备装料条件；装料指的是装载核燃料，作为核电站建设中有核与无核的分界点，它是核电站并网发电前最后的一个关键环节；并网发电意味着核电站建设基本完成，具备商运条件。
从产业链的毛利率来看，核岛关键零部件的利润率最高，高达 45%左右，其次是电站运营（36%）和核岛设备（35%），常规岛设备和施工建设利润率约为 10%。将核岛和常规岛的主设备的毛利率进行比较，堆内构件的利润率最高，高达 61%，其次是主泵（40%）和铸锻件（38%），再次为汽轮机（30%）和蒸汽发生器（28%），发电机、压力容器和汽水分离器的毛利率均较低，分别为 22%、20%和 19.8%。
复盘过去十年核电指数，可分为四个阶段：
1）2011-2015 年：福岛核事故后，国内核电进行了历时一年半的安全检查，虽然得出安全有保障的结论，但不上马新的核电项目，核电审批速度放缓。同时德国、意大利、瑞士等提出了“弃核”的主张，公众对于核电安全性的担忧有所增加。新机组审批速度放缓+舆论压力导致核电行业发展放缓，核电指数持续下行；
2）2015 年：“十二五”规划收官之年，核能协会、国家能源局等相关人员均在不同场合透漏年内将有 6-8 台核电机组开工建设，随后8 台新机组被审批，核电重启预期升温，核电指数大幅上涨；
3）2016-2018 年：2015 年审批 8 台机组之后，虽然国家政策多次提到过核电建设目标，但并无新核电机组审批，主要原因，一方面是福岛事故后公众舆论压力仍然存在；另一方面，福岛核事故后，新机组要求具备三代安全性，2018 年之前国内三代核电并无商运投产案例，因此整体审批较为谨慎，核电指数走弱。
4）2019 至今：随着三代核电项目落地，2019-2020年国家每年核准新机组4台，2021 年国家核准 5 台机组，审批和开工节奏明显加快，同时在“碳达峰”、“碳中和”等大力发展绿电背景下，核电指数回升。https://t.cn/A675OtPx
四大国企垄断主要设备市场，民营企业细分领域占据优势地位。核电设备行业存在较高的行业壁垒。从技术壁垒上讲，核电关键设备技术难度大，技术门槛高，同时核电对安全和质量的要求需要技术相对成熟可靠，一般需要供货商有过往的供货业绩；从准入资质壁垒上讲，企业生产核电设备需要获得民用核设备的设计制造资质，其中核一级、二级资质获取难度极大，需要企业长期的技术积累和资本投入；从资金壁垒上讲，核电设备生产需投入大量资金用建设厂房和购买专用设备，而且核电设备合同金额大，周期长，也将占用大量流动资金。正因为以上原因，核电市场呈现垄断竞争的态势。核电站主设备主要由上海电气、东方电气、哈电集团、中国一重及中国二重垄断，包括反应堆压力容器、堆内构件、控制棒及驱动机构、稳压器、蒸汽发生器、汽轮发电机、主冷却剂泵等；近年来，部分民营企业占据细分领域主导地位，并通过产品线延伸进一步发展。应流股份在主泵泵壳取得主导地位，江苏神通、纽威股份、中核科技等企业在阀门市场取得主导地位。
核电设备投资中，主设备投资占据主要份额。核岛中，各核岛设备的投资占比分别为：压力容器约 24%，堆内构件约 6%，反应堆冷却剂泵约8%，蒸汽发生器约17%、控制棒及驱动机构约 4%、稳压器 2%，阀门约 12%、主管道约3%、燃料运输系统约4%，其他约 20%；常规岛中，各常规岛设备的投资占比分别为：汽轮机约24%，发电机约 18%，汽水分离再热器 12%，其他 46%。
土建施工与设备安装：核岛中国核建独大，常规岛多强并存
核电站的土建工程与设备安装主要包括前期准备工程、土建工程和设备安装及其他核电站相关工程，其中前期准备工程是核电站 FCD 正式开工前的阶段，土建工程和设备安装是核电建设中的阶段，两者均可以细分为核岛、常规岛以及BOP的施工和安装。一般而言，有关核岛的土建施工和安装难度最高，常规岛次之。
核电站核岛土建工程与设备安装呈现中国核建一家独大的竞争格局。核岛建设工程的难度与特殊性最高，一直以来几乎都被中国核工业建设集团有限公司一家垄断，其中子公司中核工业华兴建设有限公司主要负责核岛土建施工业务，中核二三建设公司负责核岛设备安装业务。中国核建是国内外唯一一家连续30 余年不间断从事核电建造的企业集团，承担了我国大陆和出口的所有核电机组的建造任务，掌握了包括压水堆、重水堆、实验快中子堆、高温气冷堆等各种堆型、各种规格系列的核电建造能力，具备同时承担 40 台核电机组的建造资源和能力，中国核建正在承建的核电项目包括红沿河、徐大堡、昌江、防城港、福清、田湾、漳州、太平岭、三澳、以及巴基斯坦卡拉奇等 10 个项目共18 台机组，是世界上在建机组数量最多的企业，中国核建在市场中处于绝对主导地位。另外，广东火电工程总公司参与部分核岛设备安装业务。
核电站常规岛土建工程与设备安装呈现多强并存的局面。在常规岛土建工程中，中国建筑第二工程局有限公司和中核工业华兴建设有限公司共同占据主导地位，中建二局参与承建了大亚湾核电站、岭澳一期、二期、台山、红沿河等多个核电站的常规岛土建工程；常规岛与辅助设备安装准入门槛相对较低，且与火电站相应工程相似度较高，各大型火电建设企业也纷纷想要分一杯羹，如广东火电工程公司、浙江火电建设公司等，广东火电工程公司先后承建了岭澳核电站常规岛设备安装、台山核电站常规岛及 BOP 安装、阳江核电厂常规岛及BOP 安装、海南昌江核电站 1、2 号机组常规岛及 BOP 安装等工程任务，广东火电工程公司先后参建了秦山核电、方家山核电、三门核电等 14 台核电常规岛装机工程任务。
核燃料是指含有易裂变核素，能够在反应堆内实现自持链式核裂变反应的物质。它是核电机组持续输出电力的能量之源。当今核电站使用的核燃料主要是铀235，且纯度需达到 3%（而铀 235 在天然铀中的含量仅为0.71%），因此铀燃料的生产、供应是核燃料的重点。天然铀是以矿石形式存在的，经过勘、探开采、水冶铀转化与浓缩等过程，最终送往核燃料加工厂制造，目前核燃料主要由中核下属的铀业公司进行制造。
由二氧化铀组成的燃料芯块是核燃料元件棒最核心的材料，是反应产生热量的主要原料。铀矿石经过水冶厂冶炼提纯后，得出铀矿粉俗称黄饼，黄饼经过复杂化学反应和浓缩等步骤，将天然铀中丰度 0.7%左右的铀235，逐步浓缩到4.5%左右，这个过程是以六氟化铀形式存在的。六氟化铀再次经过转化，变成氧化铀，然后经过制胚、在摄氏 1750 度的高温下的氢还原环境中烧制20 个小时烧结成氧化铀陶瓷，也就是所谓的核燃料（芯块）了，燃料芯块，按照一定要求装入锆管中，加上相应附件，封装后就成了燃料棒。
我国铀矿主要依赖进口。我国铀矿勘查程度较低，探明有限，我国的已经发现的铀资源并不丰富，仅占全球 1.3%，大量的铀资源需要进口。近年来，随着铀矿勘察的不断深入，临近的蒙古、哈萨克斯坦跟中国的边境地区都发现大量的铀矿矿床，说明了我国铀矿资源潜在总量较大，前景广阔。一般情况下，铀矿从勘探到开采周期很长，地质勘探从普查到详查再到正式提交储量，需10 年左右时间，而此后的矿山建设还需要 4 年左右时间。随着我国天然铀矿需求的逐年上升，中期内中国对铀矿的需求缺口巨大。
铀矿供给国内采矿中核独大、中广核海外采矿量领先。2018 年以前，我国的铀矿资源由政府严格把控，即便是对国内企业的资质要求都非常严格，进入该领域者寥寥无几。长期以来，中核集团在国内铀矿勘察、开采方面一家独大，中国唯一的完整的核燃料循环产业体系。其子公司中国核燃料有限公司公司是中国最主要的核燃料生产商、供应商、服务商，并为我国所有投运核电站提供优质的核燃料。
华能国际 2021 年 Q3 业绩会
2021 年前三季度以境内未经审计数据进行的各板块净利润拆分情况:煤电板块亏损 36.80 亿，燃机盈利 8.49 亿，风电板块盈利 31.71 亿，光伏盈利 5.86 亿，水电盈利 0.46 亿，生 物质亏损 4300 万。
Q3 单独来看，煤机亏损 51.49 亿，燃机盈利 2.5 亿，风电盈利 6.57 亿，光伏盈利 2.55 亿， 水电盈利 0.27 亿，生物质亏损 1300 万。
大士能源前三季度完成发电量 80.92 亿 kWh，同比减少 2.24 亿 kWh，实现收入 92.41 亿元， 同比增加 10.98 亿，税前亏损 0.15 亿，同比减少 0.55 亿。大士能源同比利润降低的主要原 因为非经营性增利因素同比减少了 1.67 元。若剔除非经营性因素影响，大士能源前三季度 经营利润同比增加 1.12 亿元。
所得税方面，虽然公司在一二季度取得了盈利，但是目前根据各个区域和电厂的当期盈利 情况，以及对未来一段时间可转回期间的判断，进行了递延所得税处理。
虽然非火电以及新能源板块的经营性现金流快速增长，但是华能国际的经营性现金流主要 来时来自于火电以及水电板块，其他板块目前来看规模仍然较小。公司目前没有单独拆分 火电的经营性现金流数据。
资金方面，2021 年前三季度公司的综合利率同比有所下降，有效控制了资金成本，助力公 司的清洁能源发展。
运营
2021 年第三季度国内电力和煤炭供应持续收紧，公司积极应对挑战，保障安全稳定发电。 公司前三季度实现总发电量 3,231.25 亿 kWh，同比上升 17.11%;平均利用小时为 3,069 小 时，同比增加 337 小时;上网电价同比上升 5.27 元/MWh。迎峰度夏期间火电利用小时数 较高。燃料方面，由于受到多方因素影响，煤价高企，公司在保障长协履约的同时，争取 增量长协。
煤价
公司三季度入炉标煤单价为 1,010.79 元/吨，环比上升约 23%。前三季度的度电燃料成本为 275.94 元/MWh，同比上涨了 33.65%。其中煤机单位成本为 268.89 元/MWh,增加 36.35%。 据公司以煤电现在的电价以及三季度的电量进行的初步测算，公司能实现盈亏平衡的单位 燃料成本为 254.18 元，折入炉标煤约 810 元/吨。
9 月份的入炉标煤成本为 1137.49 元/吨，属于今年极高的水平。10 月煤炭市场出现了一波 快速的跳跃性上行。9 月 30 日北方港 5500 大卡平仓价格为 1750 元/吨，到 10 月 19 号已 经涨到了 2600 元/吨。国际的煤价也联动上行。虽然公司的长协合同对燃料成本起到了压 舱石的作用，但公司认为 10 月份的单位燃料成本或仍将在 9 月的基础上继续上涨。10 月 19 号国家发改委正式发声将通过行政干预稳定煤价。从目前煤炭市场的反应来看，干预已 经起到了比较好的效果。在国家密集的行政调控下，10 月 19 日以来，煤炭价格出现了大 幅回调，26 日北方港 5500 大卡平仓价格已经回到了 2000 元/吨的水平，回落的幅度和速 度较快。考虑到目前国家对高煤价已经是零容忍的态度，管理层认为不排除 10 月之后单 位燃料成本会回落到比较理性的水平。
展望四季度，10 月以来国家层面密集发声，高度重视能源保障工作，包括严禁地方擅自关 停煤矿，严肃纠正运动式减碳等。公司注意到国家煤炭产量有了显著的增长，最新产量一 度达到 1170 万吨的较高水平，和 9 月份的日均 1114 万吨相比有了显著增长。此外，大力 发展新能源也有助于控制煤价。公司相信四季度煤价将逐渐向理性的区间回归。
煤价政策
最近国家煤价相关政策频出。港口煤限价是 10 月 16 号由国家发改会牵头和港口的贸易企 业发起的新倡议。在国家发改委的牵头下，大概有 20 个港口贸易企业签订了今冬明春环 渤海地区煤价承诺书，其中承诺 5500 大卡煤价不高于 1800 元/吨，5000 大卡不高于 1500 元/吨，4500 大卡不高于 1200 元/吨，其他高于 5500 大卡的，不高于 2000 元/吨。
随后，各主产地政府，包括山西、陕西及内蒙，也出台了相应的措施，坑口煤价出现了 200-300 元/吨不等的回落。27 日上午国家发改委价格司召开了会议，进一步明确了动力煤 价格调控细节。干预范围包括动力煤的坑口和终端销售价格。干预的方式是对动力煤坑口 价格实行标准价加上下浮动的限价方式为主。目前设定的标准价位 5500 大卡热值含税价 格 440 元/吨，最高可上浮幅度为 20%。动力煤的终端销售价格由个省级人民政府自主决 定。生产企业可以 440 元/吨的基础价在允许范围内确定坑口价格。其他热值动力煤的基准 价按照 5500 大卡标准与单卡一致的形式进行折算。公司预计这个价格机制会执行至明年 一季度之后。公司认为该政策实施之后，按理论港口煤价应该也会在考虑到运费之后进行 相应的一个限价。但目前港口煤价限价还没有具体措施出台，以最终国家出台的政策为准。
煤炭长协
年度长协和月度长协的概念只针对下水煤。对于路面直达区域的煤炭，没有年度和月度长 协的区别。在公司前三季度执行的下水煤长协中，年度长协占比 42%，月度占比 58%。目 前，公司在国家发改委的统一协调下，正在努力与煤矿对接今年四季度的新增长协合同， 而 2022 年的长协合同还在筹备阶段。目前公司仅在个别区域的需求上还有少量四季度长 协缺口，其余大部分地区都基本做到了四季度中长期合同全覆盖。由于煤炭供应形势仍然 偏紧，公司新签订的四季度中长期合同均采取先锁量再谈价格的策略。
目前国家对四季度新增长协价格的指导性意见是，原则上三季度新增长协以年初长协价格 为指导，最高不能超过年初长协价格的两倍。公司年初签订的长协中，各区域基准价不同。 其中下水煤长协价格是 535 元/吨加上浮动价的调整机制。
库存
今年 9 月 30 号，公司存煤 748 万吨，可用 15 天。10 月 26 号，公司存煤上涨到了 956 万
吨，可用 21 天。
电价
中长期供电合同
从签约的比例来看，月度占比 30%左右，中长期合同占市场交易合同的 70%左右，占总售 电量的 50%左右。
关于明年的中长期合同签订策略，公司并没有想前行一个固定的上浮价格。由于影响电价 的因素主要有燃料成本和电力供需形式，公司目前采取的基本策略是:1)中长期合同电 量希望与电煤长协采购量匹配;2)建立浮动机制，建立燃料成本和电力价格的联动，该 策略对高耗能用户也适用。由于煤价联动机制意味着几乎固定的火电企业利润率，公司也 是在争取相关政策落实的进程中。据公司了解，国家正在制定 2022 年中长期合约签订的 相关政策。
目前广东省的确在明年的年度长协签订中鼓励浮动机制。电价浮动机制早在 2018 年就出 台过，但因为双方对基准电价无法达成一致，所以一直没有得到执行。管理层认为目前浮 动机制面临的最大障碍就是基准价的确定，需要地方政府发挥干预作用。至于已经签订的 年度长协合同，公司也希望根据新的政策来重新签订明年的中长期合同。
高耗能
据初步统计，占售电量的 20-25%左右。但各省的高耗能企业具体目录还未出台，因此还未 有一个确切的数目。
关于高耗能企业对交易电价上浮不受 20%限制政策的接受情况，公司目前已经有谈判成功 的案例。公司在蒙西已经将针对 6 大高耗能企业的电价谈到了上涨 80%。因为近期大宗商 品的价格均大幅上涨，所以这些高耗能行业对这个电价的接受程度较高。
风光市场电交易
2021 年前三季度，公司风电市场交易电量为 29 亿 kWh，交易价格 0.441 元/kWh，降幅 0.123 元/kWh，折扣率为 80.5%(相对于每个项目批复价格，通过加权平均折算)。光伏 交易电量为 3.39 亿 kWh，交易价格 0.655 元/kWh, 降幅 0.039 元/kWh，折扣率 94.1%。
公司参与的绿电交易电量是 0.32 亿 kWh，获得了 0.022 元/kWh 的溢价。
电价展望
国家下发 1439 号文件以来，公司也要求各区域公司落实该政策。目前已有 27 个省区转发 了国家的文件。从各区域公司反应的情况来看，月度新增交易电价的上涨落实比较顺利， 大部分地区的 11 月份月度交易都能达到 20%以上的涨幅。但是中长期合同的改换签工作， 由于需要协调大量的用户，落实仍需时间，公司也在观望。
关于明年的电价情况，由于受到燃料情况和电力供需形势的影响，而且从国家鼓励的角度 来看，也是希望建立一个大的浮动机制，因此很难确定具体电价。
管理层认为随着市场化的逐步完善，煤机的调峰价值会通过现货价格实现。但煤机同时还 有一个兜底保供的作用，公司正在积极呼吁煤机容量电价或者一个长期的费用补偿机制以 体现这部分的价值。
装机规划
公司前三季度实现风电装机 580MW，光伏 280MW。目前，公司总的装机容量达到 1.15 亿 千瓦，其中清洁能源装机占比达到 21.65%，同比提升 3.04 个百分点。四季度公司将积极 克服疫情、设备供给、项目核准等困难，全力推进项目建设，发挥存量资产的作用并加快 转型升级步伐。
受到指标及疫情防控等影响，公司部分项目投产难度和风险较大，对公司年度的投产任务 产生了不利的影响。公司在四季度会全力推动项目进度，力争完成年度投产目标。
公司十四五的装机目标还没有改变，目前明后年的装机规划也没有改变。今年年底公司会 根据资源获取的情况以及项目收益的情况来确定明年以及后年的年度建设目标。
目前的储能都是围绕新能源项目，以配套的形式进行储能。由于大部分的项目还在建设中， 还没有完整的统计。
截至 2021 年 9 月底，完成煤电灵活性改造的燃煤机组已经有 58 台，装机容量 18,926MW， 占公司燃煤发电机组装机总量的 21%。目前公司正在进行灵活性改造的机组是两台 30 万 千瓦机组。公司密切关注电网辅助服务机制和费用服务机制费用的变化和出台，并根据最 新政策做出灵活性改造计划的变动。公司前三季度辅助服务收入 6.77 亿元。
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2021 年前三季度以境内未经审计数据进行的各板块净利润拆分情况:煤电板块亏损 36.80 亿，燃机盈利 8.49 亿，风电板块盈利 31.71 亿，光伏盈利 5.86 亿，水电盈利 0.46 亿，生 物质亏损 4300 万。
Q3 单独来看，煤机亏损 51.49 亿，燃机盈利 2.5 亿，风电盈利 6.57 亿，光伏盈利 2.55 亿， 水电盈利 0.27 亿，生物质亏损 1300 万。
大士能源前三季度完成发电量 80.92 亿 kWh，同比减少 2.24 亿 kWh，实现收入 92.41 亿元， 同比增加 10.98 亿，税前亏损 0.15 亿，同比减少 0.55 亿。大士能源同比利润降低的主要原 因为非经营性增利因素同比减少了 1.67 元。若剔除非经营性因素影响，大士能源前三季度 经营利润同比增加 1.12 亿元。
所得税方面，虽然公司在一二季度取得了盈利，但是目前根据各个区域和电厂的当期盈利 情况，以及对未来一段时间可转回期间的判断，进行了递延所得税处理。
虽然非火电以及新能源板块的经营性现金流快速增长，但是华能国际的经营性现金流主要 来时来自于火电以及水电板块，其他板块目前来看规模仍然较小。公司目前没有单独拆分 火电的经营性现金流数据。
资金方面，2021 年前三季度公司的综合利率同比有所下降，有效控制了资金成本，助力公 司的清洁能源发展。
运营
2021 年第三季度国内电力和煤炭供应持续收紧，公司积极应对挑战，保障安全稳定发电。 公司前三季度实现总发电量 3,231.25 亿 kWh，同比上升 17.11%;平均利用小时为 3,069 小 时，同比增加 337 小时;上网电价同比上升 5.27 元/MWh。迎峰度夏期间火电利用小时数 较高。燃料方面，由于受到多方因素影响，煤价高企，公司在保障长协履约的同时，争取 增量长协。
煤价
公司三季度入炉标煤单价为 1,010.79 元/吨，环比上升约 23%。前三季度的度电燃料成本为 275.94 元/MWh，同比上涨了 33.65%。其中煤机单位成本为 268.89 元/MWh,增加 36.35%。 据公司以煤电现在的电价以及三季度的电量进行的初步测算，公司能实现盈亏平衡的单位 燃料成本为 254.18 元，折入炉标煤约 810 元/吨。
9 月份的入炉标煤成本为 1137.49 元/吨，属于今年极高的水平。10 月煤炭市场出现了一波 快速的跳跃性上行。9 月 30 日北方港 5500 大卡平仓价格为 1750 元/吨，到 10 月 19 号已 经涨到了 2600 元/吨。国际的煤价也联动上行。虽然公司的长协合同对燃料成本起到了压 舱石的作用，但公司认为 10 月份的单位燃料成本或仍将在 9 月的基础上继续上涨。10 月 19 号国家发改委正式发声将通过行政干预稳定煤价。从目前煤炭市场的反应来看，干预已 经起到了比较好的效果。在国家密集的行政调控下，10 月 19 日以来，煤炭价格出现了大 幅回调，26 日北方港 5500 大卡平仓价格已经回到了 2000 元/吨的水平，回落的幅度和速 度较快。考虑到目前国家对高煤价已经是零容忍的态度，管理层认为不排除 10 月之后单 位燃料成本会回落到比较理性的水平。
展望四季度，10 月以来国家层面密集发声，高度重视能源保障工作，包括严禁地方擅自关 停煤矿，严肃纠正运动式减碳等。公司注意到国家煤炭产量有了显著的增长，最新产量一 度达到 1170 万吨的较高水平，和 9 月份的日均 1114 万吨相比有了显著增长。此外，大力 发展新能源也有助于控制煤价。公司相信四季度煤价将逐渐向理性的区间回归。
煤价政策
最近国家煤价相关政策频出。港口煤限价是 10 月 16 号由国家发改会牵头和港口的贸易企 业发起的新倡议。在国家发改委的牵头下，大概有 20 个港口贸易企业签订了今冬明春环 渤海地区煤价承诺书，其中承诺 5500 大卡煤价不高于 1800 元/吨，5000 大卡不高于 1500 元/吨，4500 大卡不高于 1200 元/吨，其他高于 5500 大卡的，不高于 2000 元/吨。
随后，各主产地政府，包括山西、陕西及内蒙，也出台了相应的措施，坑口煤价出现了 200-300 元/吨不等的回落。27 日上午国家发改委价格司召开了会议，进一步明确了动力煤 价格调控细节。干预范围包括动力煤的坑口和终端销售价格。干预的方式是对动力煤坑口 价格实行标准价加上下浮动的限价方式为主。目前设定的标准价位 5500 大卡热值含税价 格 440 元/吨，最高可上浮幅度为 20%。动力煤的终端销售价格由个省级人民政府自主决 定。生产企业可以 440 元/吨的基础价在允许范围内确定坑口价格。其他热值动力煤的基准 价按照 5500 大卡标准与单卡一致的形式进行折算。公司预计这个价格机制会执行至明年 一季度之后。公司认为该政策实施之后，按理论港口煤价应该也会在考虑到运费之后进行 相应的一个限价。但目前港口煤价限价还没有具体措施出台，以最终国家出台的政策为准。
煤炭长协
年度长协和月度长协的概念只针对下水煤。对于路面直达区域的煤炭，没有年度和月度长 协的区别。在公司前三季度执行的下水煤长协中，年度长协占比 42%，月度占比 58%。目 前，公司在国家发改委的统一协调下，正在努力与煤矿对接今年四季度的新增长协合同， 而 2022 年的长协合同还在筹备阶段。目前公司仅在个别区域的需求上还有少量四季度长 协缺口，其余大部分地区都基本做到了四季度中长期合同全覆盖。由于煤炭供应形势仍然 偏紧，公司新签订的四季度中长期合同均采取先锁量再谈价格的策略。
目前国家对四季度新增长协价格的指导性意见是，原则上三季度新增长协以年初长协价格 为指导，最高不能超过年初长协价格的两倍。公司年初签订的长协中，各区域基准价不同。 其中下水煤长协价格是 535 元/吨加上浮动价的调整机制。
库存
今年 9 月 30 号，公司存煤 748 万吨，可用 15 天。10 月 26 号，公司存煤上涨到了 956 万
吨，可用 21 天。
电价
中长期供电合同
从签约的比例来看，月度占比 30%左右，中长期合同占市场交易合同的 70%左右，占总售 电量的 50%左右。
关于明年的中长期合同签订策略，公司并没有想前行一个固定的上浮价格。由于影响电价 的因素主要有燃料成本和电力供需形式，公司目前采取的基本策略是:1)中长期合同电 量希望与电煤长协采购量匹配;2)建立浮动机制，建立燃料成本和电力价格的联动，该 策略对高耗能用户也适用。由于煤价联动机制意味着几乎固定的火电企业利润率，公司也 是在争取相关政策落实的进程中。据公司了解，国家正在制定 2022 年中长期合约签订的 相关政策。
目前广东省的确在明年的年度长协签订中鼓励浮动机制。电价浮动机制早在 2018 年就出 台过，但因为双方对基准电价无法达成一致，所以一直没有得到执行。管理层认为目前浮 动机制面临的最大障碍就是基准价的确定，需要地方政府发挥干预作用。至于已经签订的 年度长协合同，公司也希望根据新的政策来重新签订明年的中长期合同。
高耗能
据初步统计，占售电量的 20-25%左右。但各省的高耗能企业具体目录还未出台，因此还未 有一个确切的数目。
关于高耗能企业对交易电价上浮不受 20%限制政策的接受情况，公司目前已经有谈判成功 的案例。公司在蒙西已经将针对 6 大高耗能企业的电价谈到了上涨 80%。因为近期大宗商 品的价格均大幅上涨，所以这些高耗能行业对这个电价的接受程度较高。
风光市场电交易
2021 年前三季度，公司风电市场交易电量为 29 亿 kWh，交易价格 0.441 元/kWh，降幅 0.123 元/kWh，折扣率为 80.5%(相对于每个项目批复价格，通过加权平均折算)。光伏 交易电量为 3.39 亿 kWh，交易价格 0.655 元/kWh, 降幅 0.039 元/kWh，折扣率 94.1%。
公司参与的绿电交易电量是 0.32 亿 kWh，获得了 0.022 元/kWh 的溢价。
电价展望
国家下发 1439 号文件以来，公司也要求各区域公司落实该政策。目前已有 27 个省区转发 了国家的文件。从各区域公司反应的情况来看，月度新增交易电价的上涨落实比较顺利， 大部分地区的 11 月份月度交易都能达到 20%以上的涨幅。但是中长期合同的改换签工作， 由于需要协调大量的用户，落实仍需时间，公司也在观望。
关于明年的电价情况，由于受到燃料情况和电力供需形势的影响，而且从国家鼓励的角度 来看，也是希望建立一个大的浮动机制，因此很难确定具体电价。
管理层认为随着市场化的逐步完善，煤机的调峰价值会通过现货价格实现。但煤机同时还 有一个兜底保供的作用，公司正在积极呼吁煤机容量电价或者一个长期的费用补偿机制以 体现这部分的价值。
装机规划
公司前三季度实现风电装机 580MW，光伏 280MW。目前，公司总的装机容量达到 1.15 亿 千瓦，其中清洁能源装机占比达到 21.65%，同比提升 3.04 个百分点。四季度公司将积极 克服疫情、设备供给、项目核准等困难，全力推进项目建设，发挥存量资产的作用并加快 转型升级步伐。
受到指标及疫情防控等影响，公司部分项目投产难度和风险较大，对公司年度的投产任务 产生了不利的影响。公司在四季度会全力推动项目进度，力争完成年度投产目标。
公司十四五的装机目标还没有改变，目前明后年的装机规划也没有改变。今年年底公司会 根据资源获取的情况以及项目收益的情况来确定明年以及后年的年度建设目标。
目前的储能都是围绕新能源项目，以配套的形式进行储能。由于大部分的项目还在建设中， 还没有完整的统计。
截至 2021 年 9 月底，完成煤电灵活性改造的燃煤机组已经有 58 台，装机容量 18,926MW， 占公司燃煤发电机组装机总量的 21%。目前公司正在进行灵活性改造的机组是两台 30 万 千瓦机组。公司密切关注电网辅助服务机制和费用服务机制费用的变化和出台，并根据最 新政策做出灵活性改造计划的变动。公司前三季度辅助服务收入 6.77 亿元。
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2021风能大会交流纪要
2021年10月18日-20日，2021北京国际风能大会暨展览会（CWP 2021）在北京新国展召开。北京国际风能大会暨展览会自2008年首次举办至今，已经成为中国风电产业发展的“风向标”和“晴雨表”，越来越多风电企业、专家学者、技术精英的加入使得CWP成为一年一度的行业盛会。
本届风能大会的几个重要信息：
关于新增风电装机：
基本上，对于国内新增风电装机业内形成了共识，从并网量的角度，2021年新增并网风电装机要超过45GW，2022年新增并网风电超过50GW；从发货量的角度，2021年新增风电装机在35-40GW，2022年新增风电装机在45-50GW。预计“十四五”期间，国内新增风电装机超过50GW，相较于”十三五“期间年均约27GW的吊装量来看，大幅增长。关注风电下乡带来的可能的增量，计划未来5年每年10GW。
对于海上风电，从国内外的情况来看，推动远海漂浮式风电的开发基本上成为共识。对于海外来讲，风电等新能源开发商和只有公司在这个方向上都有明确的发展规划，维斯塔斯和SGRE等公司都为此准备了15MW容量叶轮直径超过200米的风电机组也都是为深海漂浮式风电开发做准备，而国内明阳风电也在积极推动相关方面的工作，并在西班牙取得了相关的订单。
总体来看，国内外风电市场都表现出蓬勃的发展趋势，装机有望保持持续稳定增长。
关于风机毛利率：
对于风电机组的毛利率，大家都讳莫如深。目前来看，陆上风电机组的价格已经降至2000元出头/千瓦，风机厂家表示这样的价格在毛利率上会面临压力，但是还是盈利的，也有企业管理层表示，这个价格下成本依然有下降的空间。而一些企业管理层表示，在今年的报价水平下，明年的毛利率水平相较于今年还是会面临压力，但还是好于历史极端水平。而协会在此前也预测，到“十四五”末期，风电的成本在风速较好的地区可以降低至0.1元/千瓦时。另外来看，对于风电零部件来说，在毛利率上同比和环比都会面临一定的压力。
对于海上风电，近期海上风电报价出来4800-4900元/kw的报价，基本上可以确定是个例，一方面离岸比较近，另一方面还要看附加的商务条款。因此可以确定这样的报价并不具有代表性。但是如前文所有，整机厂家还是在想办法推动成本的持续降低。当然，行业发展到今天，整机厂家并不会完全不要利润而进行低价竞争，还是要保证基本利润。
关于风电产业布局：
目前来看，海外设厂可能会成为风电产业布局的发展趋势，风电行业呈现多点的发展趋势，而不同国家还是有一定的保护政策。比如维斯塔斯在印度就设有两个工厂，比如海外整机企业去巴西设厂等，可能对带动相关零部企业的海外布局；而随着整机厂家在海外项目的增多，海外设厂的概率也在提升。目前来看，随着国内企业禁止在海外建设煤电，国内新能源企业跟随央企出海的概率在提升，而跟海外的合作也会成为重要的看点。
关于后服务市场：
对新能源需求的主体多样化，目前来看风电后服务市场形成的概率越来越高。以前央企开发风电场的时候，后服务基本上由自己完成，但是随着需求主体的多元化，非央企企业倾向把服务市场进行外包，风电机组制造厂家进入后服务市场并形成相当的收入规模成为了可能性。
风电企业交流纪要：
1、叶片龙头：今年叶片均价比去年下降了25-30%，成本上行，盈利能力变差了很多，上半年业绩好，主要是之前的高价订单交付，6-7月份，海上风电就交了大部分；下半年开始体现价格战后的订单；叶片：最主要的是叶根，主梁和叶尾，叶片出问题也是这三个位置出问题；未来售价端压力大，主机价格降的厉害，主要看成本端能不能有大幅下降。
2、中际联合：需求方面，30-40%是升降机，60%是免爬器，其余是助爬器；公司的客户主要是开发商（40%左右），主机厂（30%多）和塔筒厂；生产周期4-8周，下单快的1个月就能交付，产能不是问题，未来目标市占率70%以上，海外盈利比国内好，海上比陆上好，存量市场里面60-70%已经装了免爬器，海外收入增速快于国内，升级这块丹麦企业在上海有工厂，在国内排第二有10%多的份额，免爬器丹麦企业没有做，公司只占了60%多；印度市场收入下降主要是印度的风电装机下滑严重，美国市场增速还可以；免爬器2万一台，升降机4万一台。
3、风机企业1：
海上风电：此次海装和明阳的海上低价订单，主要是今年业主看实在装不了了，要重新招标，所以让明阳和海装降价，然后还是他们的订单，公司就没有去陪标，3000-4000的价格，主要是离陆地近，其次，是大小结合的方式，3MW和5.Xmw，3MW按照陆地的价格走，所以均价低，今年之前预计8-10GW，明年3-5GW，明年会有招标，主要是今年很多项目并不了网，需要重新招标，明年平价很难，海装和明阳的项目是很特殊的情况；
海外：维持每年2GW的出货量，这两年主要是东南亚；
电站：公司会加大电站开发，1.5-2GW，出售0.7-1GW每年；之前是1.5GW左右，出售0.7GW左右每年
行业装机：总的量明年会好于今年，后年会更好一点，23-25年环比有增加，然后平均50GW多点，所以后面量是逐步上行的；
价格：目前这个价格肯定不是理性的，大家都说1800的成本，这都是纸面成本，实际跟规模，大宗有关，明年肯定有很多企业亏钱；现在很多主机厂都是拿着中标的价格去找供应链谈，反正蛋糕就这么多，大家都需要降本；
格局：这两年又增加了很多企业，之前都要si掉的，这两年抢装的高价订单又活过来了，这两年又要进入洗牌阶段；新进入者可能会存在质量问题
直驱和半直驱：半直驱的重量比直驱低30%左右，降本效应很好，未来如果客户价格不敏感的上直驱，敏感的给半直驱，未来半直驱是趋势，主要是降本的压力；
4、风机企业2：风电就是装备制造业里面的快消品，价格竞争惨烈，明年肯定有很多企业亏钱，风电最好的是路条和电站，现在很多人都去拿风资源和建电站，其他环节竞争太大了；未来降本或者活下来，要么靠规模，规模要大，要么一体化，从风资源开发开始做，开发电站；风电跟火电不一样，国内就哈电，东气，上气，三家基本很默契，基本不去对方地盘玩，价格和盈利能稳住，但是风电厮杀太猛了。
5、风机企业3：供给端增加很多玩家，三一，中车，哈电，联合华锐这些都活过来了，以前基本是金风明阳和远景三家；需求端，电价下跌，倒逼业主选择低价风机，同时新进入者要拿份额就是低价策略，现在的价格肯定不理性的，都是PPT风机，价格战的压力现在并没有体现在报表里面，预计明年1季度开始充分体现。
6、风机企业4：降价是必然，后面6-8mw出来之后，价格会跌破2000，公司有开发业务，有吊装业务，按照算总账来算，不是单一算风机，总的账能赚钱就干；3MW到6MW，降本500-600没问题，越大越能降本，降本需要批量销售和规模化；
风机毛利率：今年2300-2500的价格，基本是5MW以上产品，竞争太剧烈，降本主要通过3MW到6mw大型化降本+利润压缩+材料替换降本（比如铜换成铝来降本）
7、风机企业5：目前来看明年装机的主力是4MW机型，4MW机型的报价在2300-2400元/kw，5MW机组的报价在2200-2300元/KW，6MW机组的报价在2000-2200元/千瓦，机组的成本还有下降的空间，但是毛利率很难回到以前比较高的水平了。目前来看，大型化是降低成本最有效的方法。公司的主要客户是6小和民营企业，我们的质量和服务都是行业内数一数二的。海外业务也开始拓展，目前主要是越南等地，也不排除在海外设厂的可能性。
8、华电重工：海上风电吊装这块，山东到冬天容易结冰，南方天气差，浙江江苏广东福建要好些，还是要看天气。#股票##价值投资日志[超话]#
2021年10月18日-20日，2021北京国际风能大会暨展览会（CWP 2021）在北京新国展召开。北京国际风能大会暨展览会自2008年首次举办至今，已经成为中国风电产业发展的“风向标”和“晴雨表”，越来越多风电企业、专家学者、技术精英的加入使得CWP成为一年一度的行业盛会。
本届风能大会的几个重要信息：
关于新增风电装机：
基本上，对于国内新增风电装机业内形成了共识，从并网量的角度，2021年新增并网风电装机要超过45GW，2022年新增并网风电超过50GW；从发货量的角度，2021年新增风电装机在35-40GW，2022年新增风电装机在45-50GW。预计“十四五”期间，国内新增风电装机超过50GW，相较于”十三五“期间年均约27GW的吊装量来看，大幅增长。关注风电下乡带来的可能的增量，计划未来5年每年10GW。
对于海上风电，从国内外的情况来看，推动远海漂浮式风电的开发基本上成为共识。对于海外来讲，风电等新能源开发商和只有公司在这个方向上都有明确的发展规划，维斯塔斯和SGRE等公司都为此准备了15MW容量叶轮直径超过200米的风电机组也都是为深海漂浮式风电开发做准备，而国内明阳风电也在积极推动相关方面的工作，并在西班牙取得了相关的订单。
总体来看，国内外风电市场都表现出蓬勃的发展趋势，装机有望保持持续稳定增长。
关于风机毛利率：
对于风电机组的毛利率，大家都讳莫如深。目前来看，陆上风电机组的价格已经降至2000元出头/千瓦，风机厂家表示这样的价格在毛利率上会面临压力，但是还是盈利的，也有企业管理层表示，这个价格下成本依然有下降的空间。而一些企业管理层表示，在今年的报价水平下，明年的毛利率水平相较于今年还是会面临压力，但还是好于历史极端水平。而协会在此前也预测，到“十四五”末期，风电的成本在风速较好的地区可以降低至0.1元/千瓦时。另外来看，对于风电零部件来说，在毛利率上同比和环比都会面临一定的压力。
对于海上风电，近期海上风电报价出来4800-4900元/kw的报价，基本上可以确定是个例，一方面离岸比较近，另一方面还要看附加的商务条款。因此可以确定这样的报价并不具有代表性。但是如前文所有，整机厂家还是在想办法推动成本的持续降低。当然，行业发展到今天，整机厂家并不会完全不要利润而进行低价竞争，还是要保证基本利润。
关于风电产业布局：
目前来看，海外设厂可能会成为风电产业布局的发展趋势，风电行业呈现多点的发展趋势，而不同国家还是有一定的保护政策。比如维斯塔斯在印度就设有两个工厂，比如海外整机企业去巴西设厂等，可能对带动相关零部企业的海外布局；而随着整机厂家在海外项目的增多，海外设厂的概率也在提升。目前来看，随着国内企业禁止在海外建设煤电，国内新能源企业跟随央企出海的概率在提升，而跟海外的合作也会成为重要的看点。
关于后服务市场：
对新能源需求的主体多样化，目前来看风电后服务市场形成的概率越来越高。以前央企开发风电场的时候，后服务基本上由自己完成，但是随着需求主体的多元化，非央企企业倾向把服务市场进行外包，风电机组制造厂家进入后服务市场并形成相当的收入规模成为了可能性。
风电企业交流纪要：
1、叶片龙头：今年叶片均价比去年下降了25-30%，成本上行，盈利能力变差了很多，上半年业绩好，主要是之前的高价订单交付，6-7月份，海上风电就交了大部分；下半年开始体现价格战后的订单；叶片：最主要的是叶根，主梁和叶尾，叶片出问题也是这三个位置出问题；未来售价端压力大，主机价格降的厉害，主要看成本端能不能有大幅下降。
2、中际联合：需求方面，30-40%是升降机，60%是免爬器，其余是助爬器；公司的客户主要是开发商（40%左右），主机厂（30%多）和塔筒厂；生产周期4-8周，下单快的1个月就能交付，产能不是问题，未来目标市占率70%以上，海外盈利比国内好，海上比陆上好，存量市场里面60-70%已经装了免爬器，海外收入增速快于国内，升级这块丹麦企业在上海有工厂，在国内排第二有10%多的份额，免爬器丹麦企业没有做，公司只占了60%多；印度市场收入下降主要是印度的风电装机下滑严重，美国市场增速还可以；免爬器2万一台，升降机4万一台。
3、风机企业1：
海上风电：此次海装和明阳的海上低价订单，主要是今年业主看实在装不了了，要重新招标，所以让明阳和海装降价，然后还是他们的订单，公司就没有去陪标，3000-4000的价格，主要是离陆地近，其次，是大小结合的方式，3MW和5.Xmw，3MW按照陆地的价格走，所以均价低，今年之前预计8-10GW，明年3-5GW，明年会有招标，主要是今年很多项目并不了网，需要重新招标，明年平价很难，海装和明阳的项目是很特殊的情况；
海外：维持每年2GW的出货量，这两年主要是东南亚；
电站：公司会加大电站开发，1.5-2GW，出售0.7-1GW每年；之前是1.5GW左右，出售0.7GW左右每年
行业装机：总的量明年会好于今年，后年会更好一点，23-25年环比有增加，然后平均50GW多点，所以后面量是逐步上行的；
价格：目前这个价格肯定不是理性的，大家都说1800的成本，这都是纸面成本，实际跟规模，大宗有关，明年肯定有很多企业亏钱；现在很多主机厂都是拿着中标的价格去找供应链谈，反正蛋糕就这么多，大家都需要降本；
格局：这两年又增加了很多企业，之前都要si掉的，这两年抢装的高价订单又活过来了，这两年又要进入洗牌阶段；新进入者可能会存在质量问题
直驱和半直驱：半直驱的重量比直驱低30%左右，降本效应很好，未来如果客户价格不敏感的上直驱，敏感的给半直驱，未来半直驱是趋势，主要是降本的压力；
4、风机企业2：风电就是装备制造业里面的快消品，价格竞争惨烈，明年肯定有很多企业亏钱，风电最好的是路条和电站，现在很多人都去拿风资源和建电站，其他环节竞争太大了；未来降本或者活下来，要么靠规模，规模要大，要么一体化，从风资源开发开始做，开发电站；风电跟火电不一样，国内就哈电，东气，上气，三家基本很默契，基本不去对方地盘玩，价格和盈利能稳住，但是风电厮杀太猛了。
5、风机企业3：供给端增加很多玩家，三一，中车，哈电，联合华锐这些都活过来了，以前基本是金风明阳和远景三家；需求端，电价下跌，倒逼业主选择低价风机，同时新进入者要拿份额就是低价策略，现在的价格肯定不理性的，都是PPT风机，价格战的压力现在并没有体现在报表里面，预计明年1季度开始充分体现。
6、风机企业4：降价是必然，后面6-8mw出来之后，价格会跌破2000，公司有开发业务，有吊装业务，按照算总账来算，不是单一算风机，总的账能赚钱就干；3MW到6MW，降本500-600没问题，越大越能降本，降本需要批量销售和规模化；
风机毛利率：今年2300-2500的价格，基本是5MW以上产品，竞争太剧烈，降本主要通过3MW到6mw大型化降本+利润压缩+材料替换降本（比如铜换成铝来降本）
7、风机企业5：目前来看明年装机的主力是4MW机型，4MW机型的报价在2300-2400元/kw，5MW机组的报价在2200-2300元/KW，6MW机组的报价在2000-2200元/千瓦，机组的成本还有下降的空间，但是毛利率很难回到以前比较高的水平了。目前来看，大型化是降低成本最有效的方法。公司的主要客户是6小和民营企业，我们的质量和服务都是行业内数一数二的。海外业务也开始拓展，目前主要是越南等地，也不排除在海外设厂的可能性。
8、华电重工：海上风电吊装这块，山东到冬天容易结冰，南方天气差，浙江江苏广东福建要好些，还是要看天气。#股票##价值投资日志[超话]#
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