风电行业交流纪要
Q1:十四五全国及各省风电规划情况？
A:整个十四五期间，全国各省风电规划情况如下：内蒙古风电装机最多，在51GW左右；浙江大概有4.5GW；黑龙江大概有10GW左右；甘肃有25GW左右；山东大概有7-8GW；天津大概有1GW多一点；宁夏大概有4-5GW；江苏大概有11GW左右；云南大概有15-20GW；河北大概有21-22GW；河南大概有10GW多一点；吉林大概有16GW左右；四川大概有10GW左右；湖北大概有6-7GW；西藏可能暂时没有多少；海南大概有5GW左右；江西大概有2-3GW；广东大概有20GW左右；青海大概8-10GW；重庆大概有1GW多一点；贵州大概有5GW左右；北京大概有0.2GW左右；湖南大概有6-7GW。
Q2: 22年预计国内新增陆风海风装机规模多少？
A: 整体来说，海风在十四五期间规划总装机大概55GW左右，陆风大概年平均装机45-50GW左右。22年预计国内新增陆风装机量大概在45-50GW左右，海风相对比较少，大概有5-6GW左右装机量。
Q3: 从更长的时间维度看，陆风和海风的增长空间和态势如何？
A: 陆风可开发容量大概在500-600GW左右，包括新开发陆风、旧风改造、风叶下乡以及戈壁滩陆风等，而海风可开发容量将超过1000GW，陆风可开发总容量要比海风可开发总容量少很多。十三五底，海风装机在整个风电装机中占比大概为13%-15%的水平，预计往后海风装机会越来越多，每年新增装机可能会达到15-20GW。在2030年之前，陆风依然是主力，预计年均新增装机45-50GW。
Q4: 目前风电的消纳情况如何？各地区的弃风率如何？呈现什么样的趋势？
A: 目前风电消纳情况相比前几年整体有所好转，风电消纳主要与两方面有关：一是电网侧改革，二是供电侧改革。电网基本上往智能化围网改变，供电侧将增加风电储能，避免需要电的时候无电可用，不需要电的时候弃风现象。因为风光发电不如火力发电那样稳定，会受季节和天气影响。增加存储设备后，既可调节上网时间，又可调节火电发电周期。
以前甘肃弃风限电最为严重，近几年甘肃弃风限电降到了10%以内。沿海发达地区弃风限电情况相对较好，弃风率基本都很低。弃风限电最明显地区还是三北地区，这些地区经济发展慢，以前特高压电没有足量上网，弃风率相对较高。近几年，特高压电远程调节输出明显好转，弃风率每年降低大概2%-3%，最高降低20%以上。
Q5: 今年上半年风电装机情况如何？
A: 今年1-5月份风电装机量非常少，主要有两方面影响：一是受季节因素影响，二是受疫情影响。季节影响方面，我国北方地区1-5月仍处于天寒地冻状态，冻土导致风电装机寸步难行，每年1-5月风电装机都非常少。往年南方风电施工基本上占全国风电总施工20%左右。今年受疫情影响，南方风电施工占比会有所降低。上海地区和华东地区疫情影响较为明显，风电装机量有一定负面影响。西安、河南和吉林等地年初也受到疫情影响，影响量大概在10%-15%。今年上半年风电装机整体偏弱，但下半年整体装机量会增加许多，全年陆风电装机量依然朝着至少55GW发展。整个市场需求没有太大问题，去年招标量基本上都有60GW往上，今年截止目前招标量大概有43-44GW左右。
Q6: 关于新能源欠补问题，今年已经发放的两批补贴主要是给哪些企业？补贴款是否已收到？行业剩余的未发补贴预计什么时候能发放？
A: 今年已发放的两批新能源补贴主要给了央企。陆风补贴之前欠一部分，这两批补贴更多给了陆风，海风补贴和陆风补贴目前都欠一部分。预计在之后的2-3年时间里，补贴会发放到位，补贴填补最迟完成时间在十四五末期。今年补贴填补会减缓，主要是疫情对整体国家财政经济带来一定负面影响，国家财政政策会更加偏向于刺激消费和购置税等恢复经济活力方面，新能源补贴填补因此会有所放缓。
Q7: 目前风电行业招标情况如何？今年及分季度陆风海风招标规模多少？有什么趋势？
A: 目前，陆风招标大概在37GW左右，海风招标大概在7GW左右。预计今年海风总招标量大概在20GW左右，陆风招标量大概在60左右。
Q8: 风电产业链上中下游分别的竞争格局和竞争态势如何？各企业如何构建自己的行业壁垒？（上游零部件、中游整机、下游电厂运营商）
A: 上游零部件，目前国产化零部件处于充分竞争的红海状态。国产化率不高的零部件（如：主轴、轴承等），竞争相对不算激烈，相应生产厂家利润会好一些，但慢慢竞争态势也会加剧。其他小品类零部（如：提升机），这类企业也会相对比较有竞争优势，因为企业基本处于领跑地位。但铸件、叶片以及低端结构件自动器等部件竞争比较充分，相应厂家毛利率在不断下降。
中游整机，竞争也比较激烈，目前有十几家企业竞争。中标过程中，价格依然是大比例考量因素。整个行业中，目前有几家相对运营健康的大企业，如：金风科技、明阳智能。远景能源未上市，财务状况尚不明确，其他一些企业目前盈利能力并不是很好。除非企业有知识、风场开发、材料以及跨业务比较全，包括投资运营或者像发电厂一样进行投资，这样企业盈利才会相对较好。
下游电厂运营商，平价之后，盈利能力最好的企业，如：三峡能源，它的毛利率超过40%。国家电投盈利也算比较好，但往往集中于火电业务的运营商亏损严重。总之，新能源业务占比较高的电厂运营商，盈利能力会更强。
Q9: 怎么看待风电下乡？以及开发中可能遇到的瓶颈？
A: 长期来看，风电下乡的年装机量会比较有限。风电下乡至少得有100GW以上的装机量，但并非每个农村或每个县都能达到这个地步。未来电改政策可能会促进风光能源在农村、乡镇、碳中和工业园及碳中和农村加速建设。但这并非单个设备的影响，而是整个电力体系的改变。
风电下乡瓶颈主要体现在两个方面，一是，风电下乡主要集中的三北地区用电量上不去。二是，南方风电装机占地面积较大、占地费用贵，并且风资源并不是很好。
Q10: 目前陆风和海风的单GW总成本在多少亿？
A: 在陕北平原地区大一些的项目，陆风开发成本大概在4000-5000元/kw，即40-50亿/GW。海风项目开发成本相对会翻倍，在山东以北地区，海风开发成本大概在1.1-1.2万/kw。福建和广东风电开发成本要高一些，大概在1.3-1.4万/kw。
Q11: 目前陆风和海风项目分别的详细成本拆分？比如风机、塔筒、海缆、安装成本占比等。
A: 北方地区陆风风机成本大概占45%-50%，南方偏山区陆风风机成本大概占40%-45%，因为运输成本和施工变压站等成本要高，整体相对成本更高，风机成本占比相对较低。塔筒成本占建设成本大概5%-6%水平，如果每千瓦建设成本是4000-5000元，塔筒成本大概在400-500元左右。海缆成本和风机到海岸线的距离有关，大部分海缆按照30-40公里计算，海缆成本大概占开发成本5%左右，距离远一些的占6%-7%左右。陆上安装成本大概占总成本11%-12%左右，海上安装成本大概能占20%左右，相对较高。
Q12: 近年来，陆风和海风的成本变化情况？未来趋势如何？（设备成本、施工成本等）
A: 近些年陆风成本变化相对较大。平价之前，风机成本可能在2500-2600元左右。平价之后，一个机组大型化成本大概在1500元左右。施工成本中，吊装费等成本降了30%-40%左右，吊装打桩成本基本腰斩。
Q13: 近期大宗商品价格有所回落，原材料价格对项目成本及收益率的影响？
A: 近期原材料价格确实稍有回落，但相比于前年，原材料成本依然处于高位。今年所施工项目基本上都是去年招标完成的项目，新招标项目并不多。企业在购买原材料产品时，与上游厂家谈判可能会稍降成本，但降幅不会很明显。因为上游零部件企业大部分盈利能力并不是很好。如果原材料成本上涨时，中下游企业使劲压价，上游企业会很难经营下去。
Q14: 陆风风机和海风风机有哪些区别？价格差异这么大的原因是什么？
A: 陆上风机和海上风机区别主要体现在四个方面：一是使用寿命；二是建设可靠性；三是设备防腐等级；四是防雷预警装置和阻尼器要求。首先，陆上风机寿命大概20年，海上风机寿命大概25年，海上风机寿命相对更长。其次，海上风机建设可靠性要求比陆上风机更高，因为海上风机一旦发生故障，维护成本会很高，所以它的建设可靠性要求会更高，以最大程度降低故障可能性。此外，海上风机设备防腐等级要求要更高，喷涂和防腐材料要求比较高。海上风机的塔筒机舱部分除湿要求也比较高，否则内部腐蚀影响会比较大。最后，海上风机遭遇雷暴天气比较多，相应的防雷预警装置设备会比陆上风机装配要多。海上风机的阻尼器也会相对比较大，以起到减震和抗击载荷冲击作用。
Q15: 目前国内能生产的最大的风机有多大？大型化发展的极限是多少？
A: 目前国内开发的最大风机在16MW左右。东方电气、远景能源、金风科技和上海电气等企业可能开发了14MW的风机，海上风机大概在15-16MW左右。大型化的极限基本上。目前陆上风机大型化极限大概是8MW以上，主要是运输方面受限比较大，分段叶片目前也不算成功。海上风机大型化极限大概在20MW以上，海上风机只有做大，整个收益率才会比较理想。
Q16: 除了大型化以外，风电设备未来还有哪些发展趋势？
A: 往半直驱发展，成本相对较低，可靠性向直驱方面发展，海上风电逐渐降低双馈比例。风机越大，轴承倾向于半直驱，不用直驱那么大。风机大型化之后，叶片可能会使用大量轻质高强的碳纤维。为成本控制，风电叶片可能会推出不饱和聚酯以及聚氨酯等新材料，以代替环氧树脂类材料。此外，海上风电并网可能由交流渐渐变成直流。大型化带来的技术发展还包括很多方面，例如：海缆技术需要更加进步，海缆逐渐变细，内高压性能加强，电流功率逐步增大，有效减少功率模块的使用量，降低设计成本，在测风雷达设备方面更加敏感，立体性应用更大型化，海上应用更广泛。智能网络中的存储设备不仅仅使用电池储能设备，在海上可实现自清，向海洋牧场发展。
Q17: 通常海风和陆风设备的使用寿命分别有多长？
A: 陆上风机寿命大概20年，海上风机寿命大概25年，海上风机寿命相对更长。
Q18: 目前风电运营的行业普遍内部收益率IRR是多少？单GW利润能到几个亿？分陆风和海风。
A: 风电运营商普遍业内收益率在8%以上，发展较好的企业甚至可达到12%。风电平价后，典型业主（即：运营商）相比平价之前利润更高。海上风电平价收益率普遍在6%以上，因为其整机寿命更长，达到25年。
Q19: 今年是海风平价第一年，平价前后海风项目收益率的变化情况？
A: 最低收益率在6%以上。今年是海上平价第一年，平价前国家补贴较多，并网电价大概在0.85元；平价后，上网电价不按经费算，普遍在0.39-0.42元，典型代表为山东、江苏、广东。业主的收益率由于补贴减少过多，其收益相比平价前有所下降。
Q20: 沿海各省海风利用小时数有多少，目前哪些地区的海风项目能达到平价标准？
A: 山东、江苏约为3200小时，年平均风速为7.5米，福建、广东约为4000小时，年平均风速为8米，其中，福建省来风较为平稳，发电效率较好。目前，江苏省海风装机量最多，累计装机量占全国近50%。
Q21: 风电项目配套储能对于收益率的影响有多少？
A: 配储能后，发电量可提高6%左右。
Q22: 大基地的风电项目收益率是多少？
A: 正常情况下，并网收益率基本在6%-8%以上。
Q23: 风光大基地项目，各企业分别能拿多少指标？什么样的企业拿项目有优势？
A: 央企优势较大。例如国家电投、国家能源、大唐发电、华电国际、华润电力、三峡能源、中广核等企业指标较多，三北地区占比较多，其次还有南方个别省，例如云南，南方各省主要以光伏为主。
Q24: 目前海风竞价项目的情况如何？怎么看待今年3月上海金山海风竞价项目出现0.302元/kwh这么低的中标价格。
A: 项目竞配以联合体竞配为主，开发商、业主、运营商、电厂、重点部件厂家进行联合竞配。
Q25: 现在风电参与市场化交易的规模如何？溢价水平有多少？
A: 目前风电参与交易市场交易规模约为20%左右。溢价水平比正常电价略低几分钱。
Q26：关于风电成本，风机领域还有哪些方面有降本空间？
A：小品类还存在某些空间，大部分品类降价空间不大。部件方面进行降本，偏向于国产化的推进速度，主轴承、齿轮箱、海缆等部件，如果国产化竞争态势加剧，有利于海缆降价，其他方面的降价空间不大。
Q27：分散式风电的空间如何看待？
A：分散式风电只是作为风电或者新风电发展的重要补充，但不会成为主力。分散式风电每年基本上占比20%以内，风电下乡、碳中和工业园、智能化改造、风电用电结构改造后，这部分量主要为补充作用，无法形成太大规模，每年不超过10GW。
Q28：陆风、海风从招标到交付的时间周期大概为多长？
A：陆风从招标到交付普遍在12-14个月。海风近几年比较另类，今年普遍为1年以内，但正常情况下，从招标到全容量并网，大概为1.5-2年。
Q1:十四五全国及各省风电规划情况？
A:整个十四五期间，全国各省风电规划情况如下：内蒙古风电装机最多，在51GW左右；浙江大概有4.5GW；黑龙江大概有10GW左右；甘肃有25GW左右；山东大概有7-8GW；天津大概有1GW多一点；宁夏大概有4-5GW；江苏大概有11GW左右；云南大概有15-20GW；河北大概有21-22GW；河南大概有10GW多一点；吉林大概有16GW左右；四川大概有10GW左右；湖北大概有6-7GW；西藏可能暂时没有多少；海南大概有5GW左右；江西大概有2-3GW；广东大概有20GW左右；青海大概8-10GW；重庆大概有1GW多一点；贵州大概有5GW左右；北京大概有0.2GW左右；湖南大概有6-7GW。
Q2: 22年预计国内新增陆风海风装机规模多少？
A: 整体来说，海风在十四五期间规划总装机大概55GW左右，陆风大概年平均装机45-50GW左右。22年预计国内新增陆风装机量大概在45-50GW左右，海风相对比较少，大概有5-6GW左右装机量。
Q3: 从更长的时间维度看，陆风和海风的增长空间和态势如何？
A: 陆风可开发容量大概在500-600GW左右，包括新开发陆风、旧风改造、风叶下乡以及戈壁滩陆风等，而海风可开发容量将超过1000GW，陆风可开发总容量要比海风可开发总容量少很多。十三五底，海风装机在整个风电装机中占比大概为13%-15%的水平，预计往后海风装机会越来越多，每年新增装机可能会达到15-20GW。在2030年之前，陆风依然是主力，预计年均新增装机45-50GW。
Q4: 目前风电的消纳情况如何？各地区的弃风率如何？呈现什么样的趋势？
A: 目前风电消纳情况相比前几年整体有所好转，风电消纳主要与两方面有关：一是电网侧改革，二是供电侧改革。电网基本上往智能化围网改变，供电侧将增加风电储能，避免需要电的时候无电可用，不需要电的时候弃风现象。因为风光发电不如火力发电那样稳定，会受季节和天气影响。增加存储设备后，既可调节上网时间，又可调节火电发电周期。
以前甘肃弃风限电最为严重，近几年甘肃弃风限电降到了10%以内。沿海发达地区弃风限电情况相对较好，弃风率基本都很低。弃风限电最明显地区还是三北地区，这些地区经济发展慢，以前特高压电没有足量上网，弃风率相对较高。近几年，特高压电远程调节输出明显好转，弃风率每年降低大概2%-3%，最高降低20%以上。
Q5: 今年上半年风电装机情况如何？
A: 今年1-5月份风电装机量非常少，主要有两方面影响：一是受季节因素影响，二是受疫情影响。季节影响方面，我国北方地区1-5月仍处于天寒地冻状态，冻土导致风电装机寸步难行，每年1-5月风电装机都非常少。往年南方风电施工基本上占全国风电总施工20%左右。今年受疫情影响，南方风电施工占比会有所降低。上海地区和华东地区疫情影响较为明显，风电装机量有一定负面影响。西安、河南和吉林等地年初也受到疫情影响，影响量大概在10%-15%。今年上半年风电装机整体偏弱，但下半年整体装机量会增加许多，全年陆风电装机量依然朝着至少55GW发展。整个市场需求没有太大问题，去年招标量基本上都有60GW往上，今年截止目前招标量大概有43-44GW左右。
Q6: 关于新能源欠补问题，今年已经发放的两批补贴主要是给哪些企业？补贴款是否已收到？行业剩余的未发补贴预计什么时候能发放？
A: 今年已发放的两批新能源补贴主要给了央企。陆风补贴之前欠一部分，这两批补贴更多给了陆风，海风补贴和陆风补贴目前都欠一部分。预计在之后的2-3年时间里，补贴会发放到位，补贴填补最迟完成时间在十四五末期。今年补贴填补会减缓，主要是疫情对整体国家财政经济带来一定负面影响，国家财政政策会更加偏向于刺激消费和购置税等恢复经济活力方面，新能源补贴填补因此会有所放缓。
Q7: 目前风电行业招标情况如何？今年及分季度陆风海风招标规模多少？有什么趋势？
A: 目前，陆风招标大概在37GW左右，海风招标大概在7GW左右。预计今年海风总招标量大概在20GW左右，陆风招标量大概在60左右。
Q8: 风电产业链上中下游分别的竞争格局和竞争态势如何？各企业如何构建自己的行业壁垒？（上游零部件、中游整机、下游电厂运营商）
A: 上游零部件，目前国产化零部件处于充分竞争的红海状态。国产化率不高的零部件（如：主轴、轴承等），竞争相对不算激烈，相应生产厂家利润会好一些，但慢慢竞争态势也会加剧。其他小品类零部（如：提升机），这类企业也会相对比较有竞争优势，因为企业基本处于领跑地位。但铸件、叶片以及低端结构件自动器等部件竞争比较充分，相应厂家毛利率在不断下降。
中游整机，竞争也比较激烈，目前有十几家企业竞争。中标过程中，价格依然是大比例考量因素。整个行业中，目前有几家相对运营健康的大企业，如：金风科技、明阳智能。远景能源未上市，财务状况尚不明确，其他一些企业目前盈利能力并不是很好。除非企业有知识、风场开发、材料以及跨业务比较全，包括投资运营或者像发电厂一样进行投资，这样企业盈利才会相对较好。
下游电厂运营商，平价之后，盈利能力最好的企业，如：三峡能源，它的毛利率超过40%。国家电投盈利也算比较好，但往往集中于火电业务的运营商亏损严重。总之，新能源业务占比较高的电厂运营商，盈利能力会更强。
Q9: 怎么看待风电下乡？以及开发中可能遇到的瓶颈？
A: 长期来看，风电下乡的年装机量会比较有限。风电下乡至少得有100GW以上的装机量，但并非每个农村或每个县都能达到这个地步。未来电改政策可能会促进风光能源在农村、乡镇、碳中和工业园及碳中和农村加速建设。但这并非单个设备的影响，而是整个电力体系的改变。
风电下乡瓶颈主要体现在两个方面，一是，风电下乡主要集中的三北地区用电量上不去。二是，南方风电装机占地面积较大、占地费用贵，并且风资源并不是很好。
Q10: 目前陆风和海风的单GW总成本在多少亿？
A: 在陕北平原地区大一些的项目，陆风开发成本大概在4000-5000元/kw，即40-50亿/GW。海风项目开发成本相对会翻倍，在山东以北地区，海风开发成本大概在1.1-1.2万/kw。福建和广东风电开发成本要高一些，大概在1.3-1.4万/kw。
Q11: 目前陆风和海风项目分别的详细成本拆分？比如风机、塔筒、海缆、安装成本占比等。
A: 北方地区陆风风机成本大概占45%-50%，南方偏山区陆风风机成本大概占40%-45%，因为运输成本和施工变压站等成本要高，整体相对成本更高，风机成本占比相对较低。塔筒成本占建设成本大概5%-6%水平，如果每千瓦建设成本是4000-5000元，塔筒成本大概在400-500元左右。海缆成本和风机到海岸线的距离有关，大部分海缆按照30-40公里计算，海缆成本大概占开发成本5%左右，距离远一些的占6%-7%左右。陆上安装成本大概占总成本11%-12%左右，海上安装成本大概能占20%左右，相对较高。
Q12: 近年来，陆风和海风的成本变化情况？未来趋势如何？（设备成本、施工成本等）
A: 近些年陆风成本变化相对较大。平价之前，风机成本可能在2500-2600元左右。平价之后，一个机组大型化成本大概在1500元左右。施工成本中，吊装费等成本降了30%-40%左右，吊装打桩成本基本腰斩。
Q13: 近期大宗商品价格有所回落，原材料价格对项目成本及收益率的影响？
A: 近期原材料价格确实稍有回落，但相比于前年，原材料成本依然处于高位。今年所施工项目基本上都是去年招标完成的项目，新招标项目并不多。企业在购买原材料产品时，与上游厂家谈判可能会稍降成本，但降幅不会很明显。因为上游零部件企业大部分盈利能力并不是很好。如果原材料成本上涨时，中下游企业使劲压价，上游企业会很难经营下去。
Q14: 陆风风机和海风风机有哪些区别？价格差异这么大的原因是什么？
A: 陆上风机和海上风机区别主要体现在四个方面：一是使用寿命；二是建设可靠性；三是设备防腐等级；四是防雷预警装置和阻尼器要求。首先，陆上风机寿命大概20年，海上风机寿命大概25年，海上风机寿命相对更长。其次，海上风机建设可靠性要求比陆上风机更高，因为海上风机一旦发生故障，维护成本会很高，所以它的建设可靠性要求会更高，以最大程度降低故障可能性。此外，海上风机设备防腐等级要求要更高，喷涂和防腐材料要求比较高。海上风机的塔筒机舱部分除湿要求也比较高，否则内部腐蚀影响会比较大。最后，海上风机遭遇雷暴天气比较多，相应的防雷预警装置设备会比陆上风机装配要多。海上风机的阻尼器也会相对比较大，以起到减震和抗击载荷冲击作用。
Q15: 目前国内能生产的最大的风机有多大？大型化发展的极限是多少？
A: 目前国内开发的最大风机在16MW左右。东方电气、远景能源、金风科技和上海电气等企业可能开发了14MW的风机，海上风机大概在15-16MW左右。大型化的极限基本上。目前陆上风机大型化极限大概是8MW以上，主要是运输方面受限比较大，分段叶片目前也不算成功。海上风机大型化极限大概在20MW以上，海上风机只有做大，整个收益率才会比较理想。
Q16: 除了大型化以外，风电设备未来还有哪些发展趋势？
A: 往半直驱发展，成本相对较低，可靠性向直驱方面发展，海上风电逐渐降低双馈比例。风机越大，轴承倾向于半直驱，不用直驱那么大。风机大型化之后，叶片可能会使用大量轻质高强的碳纤维。为成本控制，风电叶片可能会推出不饱和聚酯以及聚氨酯等新材料，以代替环氧树脂类材料。此外，海上风电并网可能由交流渐渐变成直流。大型化带来的技术发展还包括很多方面，例如：海缆技术需要更加进步，海缆逐渐变细，内高压性能加强，电流功率逐步增大，有效减少功率模块的使用量，降低设计成本，在测风雷达设备方面更加敏感，立体性应用更大型化，海上应用更广泛。智能网络中的存储设备不仅仅使用电池储能设备，在海上可实现自清，向海洋牧场发展。
Q17: 通常海风和陆风设备的使用寿命分别有多长？
A: 陆上风机寿命大概20年，海上风机寿命大概25年，海上风机寿命相对更长。
Q18: 目前风电运营的行业普遍内部收益率IRR是多少？单GW利润能到几个亿？分陆风和海风。
A: 风电运营商普遍业内收益率在8%以上，发展较好的企业甚至可达到12%。风电平价后，典型业主（即：运营商）相比平价之前利润更高。海上风电平价收益率普遍在6%以上，因为其整机寿命更长，达到25年。
Q19: 今年是海风平价第一年，平价前后海风项目收益率的变化情况？
A: 最低收益率在6%以上。今年是海上平价第一年，平价前国家补贴较多，并网电价大概在0.85元；平价后，上网电价不按经费算，普遍在0.39-0.42元，典型代表为山东、江苏、广东。业主的收益率由于补贴减少过多，其收益相比平价前有所下降。
Q20: 沿海各省海风利用小时数有多少，目前哪些地区的海风项目能达到平价标准？
A: 山东、江苏约为3200小时，年平均风速为7.5米，福建、广东约为4000小时，年平均风速为8米，其中，福建省来风较为平稳，发电效率较好。目前，江苏省海风装机量最多，累计装机量占全国近50%。
Q21: 风电项目配套储能对于收益率的影响有多少？
A: 配储能后，发电量可提高6%左右。
Q22: 大基地的风电项目收益率是多少？
A: 正常情况下，并网收益率基本在6%-8%以上。
Q23: 风光大基地项目，各企业分别能拿多少指标？什么样的企业拿项目有优势？
A: 央企优势较大。例如国家电投、国家能源、大唐发电、华电国际、华润电力、三峡能源、中广核等企业指标较多，三北地区占比较多，其次还有南方个别省，例如云南，南方各省主要以光伏为主。
Q24: 目前海风竞价项目的情况如何？怎么看待今年3月上海金山海风竞价项目出现0.302元/kwh这么低的中标价格。
A: 项目竞配以联合体竞配为主，开发商、业主、运营商、电厂、重点部件厂家进行联合竞配。
Q25: 现在风电参与市场化交易的规模如何？溢价水平有多少？
A: 目前风电参与交易市场交易规模约为20%左右。溢价水平比正常电价略低几分钱。
Q26：关于风电成本，风机领域还有哪些方面有降本空间？
A：小品类还存在某些空间，大部分品类降价空间不大。部件方面进行降本，偏向于国产化的推进速度，主轴承、齿轮箱、海缆等部件，如果国产化竞争态势加剧，有利于海缆降价，其他方面的降价空间不大。
Q27：分散式风电的空间如何看待？
A：分散式风电只是作为风电或者新风电发展的重要补充，但不会成为主力。分散式风电每年基本上占比20%以内，风电下乡、碳中和工业园、智能化改造、风电用电结构改造后，这部分量主要为补充作用，无法形成太大规模，每年不超过10GW。
Q28：陆风、海风从招标到交付的时间周期大概为多长？
A：陆风从招标到交付普遍在12-14个月。海风近几年比较另类，今年普遍为1年以内，但正常情况下，从招标到全容量并网，大概为1.5-2年。
夜已深，刚刚市场传来了3条大消息，一起来看看！
1、欧洲正在能源结构转型问题上左右互搏！
由于地缘问题，欧的天然气供给捉襟见肘，叠加夏季用电高峰期的到来，欧洲正在能源结构转型的问题上摇摆不定。近日，德国正敦促G7收回终止对所有化石燃料投融资的承诺，在此之前，德国旗帜鲜明的反对在2035年之前全欧停产停售燃油汽车的决定；意大利表示，有必要加大对发展中经济体的天然气基础设施加大投资，未来可以改造成氢能源生产基地；法国则表示，天然气投资将在中短期被允许，但在气候大会上制定的总行动方案不变。
与此相反，欧洲各经济体能源会议决定到2030年欧盟整体能源结构中，可再生新能源要占到40%，此前设定的目标是32%。也就在近日，高盛则预计欧美市场由于天然气缺乏，欧洲有转向煤炭和石油能源供电的预期，并对今年全球原油价格保持高成长的看法不变。地缘导致的能源问题突变打乱了欧洲发展新能源的步伐，因此欧洲内部关于启用传统能源与大力发展新能源的争论又起。对于欧洲来说，发展新能源是既定的方向，但眼下的能源短缺已是燃眉之急。
我认为，欧洲内部或将分化，中短期需求石化燃料替代，结果是今明两年，全球化石能源价格都将在高位；同时，部分地区加大对新能源电力的建设规模。去年，欧洲对我们光伏组件的进口增幅超过了50%，今年一季度，逆变器、组件对欧洲的出口都在大幅增长，荷兰、德国、西班牙已经成为我们光伏行业高附加值产品的主要出口地区。
2、多措施推动，猪肉上涨周期或将开始。
近日，农产品市场猪肉平均价格为22.40元每公斤，比上周五上升3%；期现两大市场，生猪价格都呈现大涨，自6月初平均上涨15%左右。相较去年猪肉价格持续下跌，今年的猪肉价格在上半年可谓宽幅震荡，单总体格局相较2019年来说仍然处于低位。大批生猪养殖企业以及养殖户收益大幅降低，甚至出现亏损。为稳定市场猪肉价格，保证猪肉的充足供应，保护养殖企业及个人的收益，上半年，我们多次对猪肉行业发布具体措施来加以扶持。
一是及时公布市场信息，多次发布猪粮比价信息，指导养殖户根据市场情况，及时进行生产经营安排；二是有序调减产能，稳定市场上的猪肉价格。三是积极收储，从去年7月开始，我们共计发布14批次收储行动，收储48万吨冻猪肉，用收储价对市场价格进行指引。4月份以来，生猪价格自最低位反弹30%左右，猪肉产业链企业的业绩得到稳定。
从远期市场来看，今年9-11月以及明年1月份，到期生猪合约价格呈现逐步抬升的预期。4-5月，存栏生猪数量已经在一个相对低位，下半年猪肉价格有稳步上升的预期。从猪肉大周期来看，完整的周期循环需要4年。
3、A股估值水平并不高！
今年除了我们之外，全球其他主要经济体都出现了高通胀，究其原因，是对MMT理论（现代货币理论）滥用所导致的结果。根据这个理论的推动，财政是先支出才能收税，简单来说就是先印制了100元进入市场采购，市场中才会有100元流通起来，因此财政赤字=货币发行量。奉行MMT理论的有老美、日本和欧盟，整个日本甚至在2012年之后就举国举债，债务率是其GDP的2倍左右。
从理论的底层逻辑出发运行起来也是没有问题的，但这需要有一个前提，就是需要统一的货币或者说统一的货币兑体系。如果全球都采用美元，那么自2020年以来增发的美元可以买走全球过剩的商品，也就不会发生通胀，市场闭环是通畅的。但问题就出在老美率先搞起了逆全球化，加上地缘问题、防疫问题的显现，全球供应链断裂，商品不足而货币盈余，物价也就飞涨起来。全球化大市场是实现MMT理论的基础。反观我们的市场，我们一直不是MMT理论的拥趸，从2016年之后，对待货币超发就比较谨慎，直到今年我们才开始动用流动性工具。因此，我们的市场呈现出与全球市场截然不同的逆周期上涨。
纵观今年我们的A股市场，虽然也经历了年初的坎坷行情，但年初的下跌，并不是商品紧缩导致的，换句话说经济的大框架运行是良好的，只是由于市场的悲观预期导致的下跌，这是可以扭转的。
从估值角度来看，现在全市场的各产业的估值水平较前期各个阶段都处于相对较低的水平，尤其大幅低于2015年。随着我们的制造业从低端向中高端升级，制造业的附加值上升，对居民收入的提高将是趋势使然，到2035年达到中等发达经济体的水平是完全有可能的。
最后，从规则设计来看，目前A股正趋向全面注册制，长期稳定的个人养老金账户也将建立起来，优渥的内外环境，或将奠定我们A股市场长期繁荣和走牛的基础。而今年，就将是这一轮长期繁荣的起点！
#股票##A股##今日复盘#
1、欧洲正在能源结构转型问题上左右互搏！
由于地缘问题，欧的天然气供给捉襟见肘，叠加夏季用电高峰期的到来，欧洲正在能源结构转型的问题上摇摆不定。近日，德国正敦促G7收回终止对所有化石燃料投融资的承诺，在此之前，德国旗帜鲜明的反对在2035年之前全欧停产停售燃油汽车的决定；意大利表示，有必要加大对发展中经济体的天然气基础设施加大投资，未来可以改造成氢能源生产基地；法国则表示，天然气投资将在中短期被允许，但在气候大会上制定的总行动方案不变。
与此相反，欧洲各经济体能源会议决定到2030年欧盟整体能源结构中，可再生新能源要占到40%，此前设定的目标是32%。也就在近日，高盛则预计欧美市场由于天然气缺乏，欧洲有转向煤炭和石油能源供电的预期，并对今年全球原油价格保持高成长的看法不变。地缘导致的能源问题突变打乱了欧洲发展新能源的步伐，因此欧洲内部关于启用传统能源与大力发展新能源的争论又起。对于欧洲来说，发展新能源是既定的方向，但眼下的能源短缺已是燃眉之急。
我认为，欧洲内部或将分化，中短期需求石化燃料替代，结果是今明两年，全球化石能源价格都将在高位；同时，部分地区加大对新能源电力的建设规模。去年，欧洲对我们光伏组件的进口增幅超过了50%，今年一季度，逆变器、组件对欧洲的出口都在大幅增长，荷兰、德国、西班牙已经成为我们光伏行业高附加值产品的主要出口地区。
2、多措施推动，猪肉上涨周期或将开始。
近日，农产品市场猪肉平均价格为22.40元每公斤，比上周五上升3%；期现两大市场，生猪价格都呈现大涨，自6月初平均上涨15%左右。相较去年猪肉价格持续下跌，今年的猪肉价格在上半年可谓宽幅震荡，单总体格局相较2019年来说仍然处于低位。大批生猪养殖企业以及养殖户收益大幅降低，甚至出现亏损。为稳定市场猪肉价格，保证猪肉的充足供应，保护养殖企业及个人的收益，上半年，我们多次对猪肉行业发布具体措施来加以扶持。
一是及时公布市场信息，多次发布猪粮比价信息，指导养殖户根据市场情况，及时进行生产经营安排；二是有序调减产能，稳定市场上的猪肉价格。三是积极收储，从去年7月开始，我们共计发布14批次收储行动，收储48万吨冻猪肉，用收储价对市场价格进行指引。4月份以来，生猪价格自最低位反弹30%左右，猪肉产业链企业的业绩得到稳定。
从远期市场来看，今年9-11月以及明年1月份，到期生猪合约价格呈现逐步抬升的预期。4-5月，存栏生猪数量已经在一个相对低位，下半年猪肉价格有稳步上升的预期。从猪肉大周期来看，完整的周期循环需要4年。
3、A股估值水平并不高！
今年除了我们之外，全球其他主要经济体都出现了高通胀，究其原因，是对MMT理论（现代货币理论）滥用所导致的结果。根据这个理论的推动，财政是先支出才能收税，简单来说就是先印制了100元进入市场采购，市场中才会有100元流通起来，因此财政赤字=货币发行量。奉行MMT理论的有老美、日本和欧盟，整个日本甚至在2012年之后就举国举债，债务率是其GDP的2倍左右。
从理论的底层逻辑出发运行起来也是没有问题的，但这需要有一个前提，就是需要统一的货币或者说统一的货币兑体系。如果全球都采用美元，那么自2020年以来增发的美元可以买走全球过剩的商品，也就不会发生通胀，市场闭环是通畅的。但问题就出在老美率先搞起了逆全球化，加上地缘问题、防疫问题的显现，全球供应链断裂，商品不足而货币盈余，物价也就飞涨起来。全球化大市场是实现MMT理论的基础。反观我们的市场，我们一直不是MMT理论的拥趸，从2016年之后，对待货币超发就比较谨慎，直到今年我们才开始动用流动性工具。因此，我们的市场呈现出与全球市场截然不同的逆周期上涨。
纵观今年我们的A股市场，虽然也经历了年初的坎坷行情，但年初的下跌，并不是商品紧缩导致的，换句话说经济的大框架运行是良好的，只是由于市场的悲观预期导致的下跌，这是可以扭转的。
从估值角度来看，现在全市场的各产业的估值水平较前期各个阶段都处于相对较低的水平，尤其大幅低于2015年。随着我们的制造业从低端向中高端升级，制造业的附加值上升，对居民收入的提高将是趋势使然，到2035年达到中等发达经济体的水平是完全有可能的。
最后，从规则设计来看，目前A股正趋向全面注册制，长期稳定的个人养老金账户也将建立起来，优渥的内外环境，或将奠定我们A股市场长期繁荣和走牛的基础。而今年，就将是这一轮长期繁荣的起点！
#股票##A股##今日复盘#
#财经##理财#高景气度下，光伏产业链投资火热，跨界者与从业者正在演绎追“光”新故事。
沾“光”即涨，养猪企业集体向“光”而行。近期，正邦科技、牧原股份、唐人神纷纷进军光伏产业，投资光伏发电项目。与圈外企业叩门光伏相比，业内企业则纷纷将触角延伸到上下游领域，期望获得更长产业链条上的利润。在产业链传导之下，这股“扩产风”又刮到产业链细分领域。需求增长正引导光伏辅料企业纷纷扩产，相关上市公司通过收购或技改扩大产能。
在业内人士看来，自2019年起，光伏产业开启本轮扩产周期。在硅料紧缺和技术革新的背景下，光伏行业积极上马新项目。但光伏是一个成本优先的产业，跨界者能否踩准时点、押对技术路线并获得超额回报，还有待观察。
链条传导“扩产风”刮到辅料
6月27日，亚玛顿公告，与天合光能签署销售3.375亿平方米1.6mm超薄光伏玻璃的战略合作协议，预估合同总金额74.25亿元，合同履行期限为2022年6月1日起至2025年12月31日。此前，安彩高科于6月17日披露，与晶澳科技签订销售光伏玻璃的战略合作协议，合同期限3年，预计总金额约25.39亿元。
在业内人士看来，亚玛顿、安彩高科等拿到光伏玻璃长单，意味着超薄光伏玻璃需求火爆，未来或持续供应偏紧。上海证券报记者注意到，随着光伏下游需求持续增长，光伏行业景气度高企，“扩产风”已经从电池组件、硅料刮到了光伏玻璃、金刚线、封装胶膜、背板等光伏辅料领域。
由于光伏玻璃需求火爆，安彩高科不仅扩产，还积极往上游延伸。安彩高科披露，拟将LNG、CNG贸易及加气站业务相关资产出售给公司控股股东河南投资集团有限公司或其控股子公司，以将业务重心逐步转向技术附加值和毛利率更高的光伏玻璃、光热玻璃和药用玻璃等业务。不仅如此，公司还拟收购长治市正庆合矿业有限公司的控股权及标的公司采矿区域内相关资产，介入光伏玻璃上游原材料石英砂领域。
N型电池产业化带来细线化需求，金刚线头部公司积极增加产能抢占市场。恒星科技披露，公司金刚线产品年产能规划为4600万公里，目前已具备年产2400万公里的产能。美畅股份披露，到6月底，公司用于硅切片的电镀金刚石生产线将达到695条，7月有效产能将达到900万公里。岱勒新材表示，公司金刚线产能持续增长，已经从1月的80万公里扩产到6月的120万公里，公司扩产第一阶段目标是达到月产能300万公里。三超新材披露，可转债项目完成后，公司所有金刚线的年产能将达到1000万公里。
光伏封装胶膜、背板等需求旺盛，相关公司多方扩产。胶膜龙头福斯特6月15日披露，将投资2.26亿美元，在越南建设年产2.5亿平方米高效电池封装胶膜项目。信义储电6月23日披露，为加强光伏胶膜生产能力，公司斥资8450万元购买光伏胶膜生产线。赛伍技术在接受调研时披露，公司胶膜产能在加速爬坡，现有产能月均2000万平方米以上，可转债募投项目完成后月产能将达到3000万平方米。
此外，光伏银浆的需求也在持续提升。苏州固锝近日在互动易平台表示，子公司晶银光伏银浆上半年产销两旺。帝科股份表示，公司应用于TOPCon电池的成套导电银浆已实现大规模量产出货，得到包括晶科能源在内的TOPCon电池领先厂商的认可，并建立了长期稳定的合作关系。
景气度高“跨界者”频频出手
猪价不振，开“光”加持。养猪亏钱的情况下，养猪上市公司纷纷盯上了高景气度的光伏产业。
近日，唐人神在互动易回复投资者，公司正在与相关能源单位洽谈合作，盘活屋顶闲置资源；公司子公司龙华农牧部分猪场在屋顶安装了光伏发电设备，并已运行。牧原股份披露，公司在猪舍和屠宰厂屋顶建设分布式光伏发电项目，优化能源使用结构，提升绿色发展水平；目前，内乡牧原肉食光伏项目已投入运行。
比唐人神、牧原股份“更加投入”的是正邦科技。公司于6月18日披露，与国家电力投资集团有限公司浙江分公司签署《“碳中和”综合智慧能源项目合作协议书》，双方合作加快布局光伏、风电、综合智慧能源等产业，力争在3年时间内，建设生态光伏、风电、分布式及集中式综合智慧能源约1000万千瓦，预计投资总额达400亿元左右。
在圈外企业叩门光伏的同时，光伏企业则纷纷将业务延伸到自己的上下游领域，期望获得更长产业链条上的利润。
价格高位运行的硅料是企业的“心头好”。中来股份拟斥资140亿元，建设年产20万吨工业硅及年产10万吨高纯多晶硅项目；TCL中环将联合TCL投资206亿元，建设12万吨高纯多晶硅、国家级硅材料研发中心等项目。工业硅龙头合盛硅业也要分一杯羹，拟斥资175亿元投建20万吨高纯多晶硅项目。
拉长产业链、一体化发展成为光伏产业大趋势。宝丰集团拟构建光伏全产业链。公司与酒泉市签订合作协议，总体规划建设35万吨/年工业硅、30万吨/年多晶硅、50GW拉晶切片、30GW电池组件生产装置，以及配套15GW光伏发电和风力发电电站。双良节能则从设备延伸到硅片，频获大单。东方希望拟斥资1500亿元，在宁夏打造集光伏新材料、新能源、农光互补等一体化循环经济全产业链项目(宁夏晶体新能源材料项目)。
根据硅业分会统计，截至今年一季度末，已公布新建、拟建多晶硅项目的新进企业约16家，规划产能预计超过170万吨/年。
对于光伏产业新风尚，有业内人士表示，光伏是一个成本优先的产业，产业内公司一体化加速，尽可能获取更长产业链条的利润，有其必然性，成功的概率也相对更高。但跨界而来的投资者能否踩准时点、选准技术路线并获得超额回报，还有待观察。此外，当前养猪企业等的跨界只是盘活自身资源，在屋顶安装光伏，只能称为“副业”，尚没有介入到光伏的技术研发中，投资者应注意跨界主题的炒作风险。
沾“光”即涨，养猪企业集体向“光”而行。近期，正邦科技、牧原股份、唐人神纷纷进军光伏产业，投资光伏发电项目。与圈外企业叩门光伏相比，业内企业则纷纷将触角延伸到上下游领域，期望获得更长产业链条上的利润。在产业链传导之下，这股“扩产风”又刮到产业链细分领域。需求增长正引导光伏辅料企业纷纷扩产，相关上市公司通过收购或技改扩大产能。
在业内人士看来，自2019年起，光伏产业开启本轮扩产周期。在硅料紧缺和技术革新的背景下，光伏行业积极上马新项目。但光伏是一个成本优先的产业，跨界者能否踩准时点、押对技术路线并获得超额回报，还有待观察。
链条传导“扩产风”刮到辅料
6月27日，亚玛顿公告，与天合光能签署销售3.375亿平方米1.6mm超薄光伏玻璃的战略合作协议，预估合同总金额74.25亿元，合同履行期限为2022年6月1日起至2025年12月31日。此前，安彩高科于6月17日披露，与晶澳科技签订销售光伏玻璃的战略合作协议，合同期限3年，预计总金额约25.39亿元。
在业内人士看来，亚玛顿、安彩高科等拿到光伏玻璃长单，意味着超薄光伏玻璃需求火爆，未来或持续供应偏紧。上海证券报记者注意到，随着光伏下游需求持续增长，光伏行业景气度高企，“扩产风”已经从电池组件、硅料刮到了光伏玻璃、金刚线、封装胶膜、背板等光伏辅料领域。
由于光伏玻璃需求火爆，安彩高科不仅扩产，还积极往上游延伸。安彩高科披露，拟将LNG、CNG贸易及加气站业务相关资产出售给公司控股股东河南投资集团有限公司或其控股子公司，以将业务重心逐步转向技术附加值和毛利率更高的光伏玻璃、光热玻璃和药用玻璃等业务。不仅如此，公司还拟收购长治市正庆合矿业有限公司的控股权及标的公司采矿区域内相关资产，介入光伏玻璃上游原材料石英砂领域。
N型电池产业化带来细线化需求，金刚线头部公司积极增加产能抢占市场。恒星科技披露，公司金刚线产品年产能规划为4600万公里，目前已具备年产2400万公里的产能。美畅股份披露，到6月底，公司用于硅切片的电镀金刚石生产线将达到695条，7月有效产能将达到900万公里。岱勒新材表示，公司金刚线产能持续增长，已经从1月的80万公里扩产到6月的120万公里，公司扩产第一阶段目标是达到月产能300万公里。三超新材披露，可转债项目完成后，公司所有金刚线的年产能将达到1000万公里。
光伏封装胶膜、背板等需求旺盛，相关公司多方扩产。胶膜龙头福斯特6月15日披露，将投资2.26亿美元，在越南建设年产2.5亿平方米高效电池封装胶膜项目。信义储电6月23日披露，为加强光伏胶膜生产能力，公司斥资8450万元购买光伏胶膜生产线。赛伍技术在接受调研时披露，公司胶膜产能在加速爬坡，现有产能月均2000万平方米以上，可转债募投项目完成后月产能将达到3000万平方米。
此外，光伏银浆的需求也在持续提升。苏州固锝近日在互动易平台表示，子公司晶银光伏银浆上半年产销两旺。帝科股份表示，公司应用于TOPCon电池的成套导电银浆已实现大规模量产出货，得到包括晶科能源在内的TOPCon电池领先厂商的认可，并建立了长期稳定的合作关系。
景气度高“跨界者”频频出手
猪价不振，开“光”加持。养猪亏钱的情况下，养猪上市公司纷纷盯上了高景气度的光伏产业。
近日，唐人神在互动易回复投资者，公司正在与相关能源单位洽谈合作，盘活屋顶闲置资源；公司子公司龙华农牧部分猪场在屋顶安装了光伏发电设备，并已运行。牧原股份披露，公司在猪舍和屠宰厂屋顶建设分布式光伏发电项目，优化能源使用结构，提升绿色发展水平；目前，内乡牧原肉食光伏项目已投入运行。
比唐人神、牧原股份“更加投入”的是正邦科技。公司于6月18日披露，与国家电力投资集团有限公司浙江分公司签署《“碳中和”综合智慧能源项目合作协议书》，双方合作加快布局光伏、风电、综合智慧能源等产业，力争在3年时间内，建设生态光伏、风电、分布式及集中式综合智慧能源约1000万千瓦，预计投资总额达400亿元左右。
在圈外企业叩门光伏的同时，光伏企业则纷纷将业务延伸到自己的上下游领域，期望获得更长产业链条上的利润。
价格高位运行的硅料是企业的“心头好”。中来股份拟斥资140亿元，建设年产20万吨工业硅及年产10万吨高纯多晶硅项目；TCL中环将联合TCL投资206亿元，建设12万吨高纯多晶硅、国家级硅材料研发中心等项目。工业硅龙头合盛硅业也要分一杯羹，拟斥资175亿元投建20万吨高纯多晶硅项目。
拉长产业链、一体化发展成为光伏产业大趋势。宝丰集团拟构建光伏全产业链。公司与酒泉市签订合作协议，总体规划建设35万吨/年工业硅、30万吨/年多晶硅、50GW拉晶切片、30GW电池组件生产装置，以及配套15GW光伏发电和风力发电电站。双良节能则从设备延伸到硅片，频获大单。东方希望拟斥资1500亿元，在宁夏打造集光伏新材料、新能源、农光互补等一体化循环经济全产业链项目(宁夏晶体新能源材料项目)。
根据硅业分会统计，截至今年一季度末，已公布新建、拟建多晶硅项目的新进企业约16家，规划产能预计超过170万吨/年。
对于光伏产业新风尚，有业内人士表示，光伏是一个成本优先的产业，产业内公司一体化加速，尽可能获取更长产业链条的利润，有其必然性，成功的概率也相对更高。但跨界而来的投资者能否踩准时点、选准技术路线并获得超额回报，还有待观察。此外，当前养猪企业等的跨界只是盘活自身资源，在屋顶安装光伏，只能称为“副业”，尚没有介入到光伏的技术研发中，投资者应注意跨界主题的炒作风险。
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