7月4日，也就是今天，备受瞩目的内地香港ETF互联互通正式开闸，两地投资者可以跨境投资对方市场的ETF产品。根据各大交易所最新公告，首批纳入互联互通机制的ETF产品共计87只，其中，内地投资者可以通过南向沪港通和南向深港通买到4只港股ETF，香港投资者可以通过北向沪深港通买到83只A股ETF。
接下来的方向：etf成了香饽饽[爱你]。#财经##基金#
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内地香港ETF互联互通今天正式开闸
87只产品纳入 哪些基金最为受益？
7月4日，备受瞩目的内地香港ETF互联互通正式开闸，两地投资者可以跨境投资对方市场的ETF产品。
根据各大交易所最新公告，首批纳入互联互通机制的ETF产品共计87只，其中，内地投资者可以通过南向沪港通和南向深港通买到4只港股ETF，香港投资者可以通过北向沪深港通买到83只A股ETF。
多家基金公司表示，ETF互联互通机制是两地资本市场深化交流合作的重要成果，不仅为投资者提供了更加多元的投资标的，而且有望给两地市场带来一定的增量资金，尤其是给内地ETF做大做强提供了宝贵机会，长远看有利于内地基金公司“走出去”，推进资本市场和基金行业高质量发展。
首批87只产品有何特色
具体来看，此次ETF互联互通正式启动后，内地投资者可以通过港股通买到4只港股ETF，分别为盈富基金、恒生中国企业、南方恒生科技、安硕恒生科技。
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相比内地的ETF，香港ETF最大的优势是费率便宜，以盈富基金为例，该ETF跟踪的是恒生指数，其分级管理费为每年0.015% - 0.045%，而内地上市的恒生ETF管理费一般在0.5%左右，费率差异明显。
除了费率较低，据华夏基金数量投资部执行总经理徐猛介绍，香港上市的港股ETF还有无涨跌幅限制、折溢价率相对低、交易时间长等特色；但内地上市的港股ETF也有诸多优势，例如资金交收效率更高(境内ETF是T+1交收，港股通投资ETF是T+2交收)、不需要缴纳风险保证金、资金门槛更低等，投资者可以按需自行选择。
与此同时，此次还有83只A股ETF被纳入互联互通，不仅覆盖了上证50ETF、创业板ETF、沪深300ETF、中证500ETF等核心宽基产品，也包括了医疗ETF、科技ETF、新能源车ETF等代表性行业主题产品。随着ETF互联互通开闸，这些产品也将迎来境外投资者的配置，规模和流动性将得到提高。
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整体来看，此次纳入互联互通的83只A股ETF普遍规模较大。按截至一季度末的规模计算，华夏上证50ETF以513.32亿元暂居首位，华泰柏瑞沪深300ETF、南方中证500ETF、国泰中证全指证券公司ETF、华宝中证全指证券公司ETF分列第二位至第五位，同期规模分别为447.38亿元、402.81亿元、322.34亿元和230.47亿元。
华宝基金指数研发投资部总经理胡洁表示，此次ETF纳入互联互通机制，意味着A股市场国际化进程更进一步，ETF互联互通标的将为北向资金和南下资金增加新的投资标的，两地资本桥梁更加通畅。
“从目前的交易机制、额度控制、投资者适当性、监管合作、清算交收和风控安排等方面来看，ETF互联互通基本都与现有的股票陆港通机制基本保持一致，最大限度的允许投资者采用熟悉的方式来投资两地市场ETF，实现了真正意义上的ETF跨境直投。” 易方达基金指数投资部总经理林伟斌表示。
内地ETF有望迎来千亿级增量资金
广发基金指数投资部负责人罗国庆认为，本次ETF纳入互联互通，符合资格的A股ETF数量有83只，符合资格的香港ETF数量有4只，因此，在初期阶段，内地ETF可能会更为受益。
“最直接的利好是可以增加ETF的整体规模，提升ETF的整体流动性，扩大ETF的投资者群体，提高境外投资者对内地ETF的配置，因此有望带来一定的增量资金。” 罗国庆表示。
而据徐猛测算，ETF互联互通所带来的增量资金或可以达到千亿级别。徐猛表示，ETF纳入互联互通将会为境内ETF市场带来长期境外资金来源，境外资管机构在参与北向股票交易的同时，也可能利用北向ETF交易来做一些流动性管理，境内ETF交易量以及境外长线配置比例会逐步提升，预计1500-2000亿左右的北向资金会配置到境内ETF上。
再进一步结合北向资金持股特征、境外机构特征、境外ETF布局和规模情况等，业内普遍预计，适应当前市场风格、在境外市场较为稀缺的ETF可能会最先受到北向资金青睐。
“虽然宽基ETF对股票市场的代表性较强，但在香港市场已有相关的A股宽基ETF，且已形成一定规模，并不稀缺，因此，稀缺性可能是外资更加重要的考量因素。其中，投资机会更加清晰的主流景气行业或赛道ETF，行业代表性强的行业或赛道ETF可能受到重点关注和配置，更具特色和稀缺性的行业或赛道ETF也有机会受到关注。” 罗国庆表示。
徐猛也表达了类似观点，他认为，北向资金对行业主题ETF可能会强于对宽基ETF的需求。其中，根据陆股通持仓行业分布，食品饮料板块是权重最高的板块，未来食品饮料板块ETF可能是北向资金偏好的板块，此外，新能源车产业是国内的优势产业，在国际市场具有竞争力，相关ETF也符合北向资金的投资需求。
促进资本市场和基金行业高质量发展
除了上述最直接的资金流入的影响，ETF互联互通机制也将吸引越来越多境外专业机构投资者、境外中长期配置投资者，这也将对ETF的投资者结构、基金行业的长远发展、A股市场对外开放等产生深远影响。
林伟斌指出，ETF互联互通机制将我国ETF市场的投资者群体扩大到境外，有助于改善市场的投资者结构，未来ETF的投资者中机构占比将有望提升，促进资本市场和基金行业的健康稳定和高质量发展。
与此同时，ETF互联互通也使得内地公募基金与香港基金公司同台竞技，罗国庆认为，这在未来将促进内地公募行业高质量发展，进一步提升基金公司专业实力和服务水平；徐猛则指出，境外投资者会更看重基金管理人的指数管理能力和ETF的竞争优势，这会进一步提升境内ETF的行业集中度。
而从更长远的发展来看，内地香港ETF互通机制也为A股市场与其他国家地区资本市场的互联互通探索出了一种新的途径，拓展潜力巨大
87只产品纳入 哪些基金最为受益？
7月4日，备受瞩目的内地香港ETF互联互通正式开闸，两地投资者可以跨境投资对方市场的ETF产品。
根据各大交易所最新公告，首批纳入互联互通机制的ETF产品共计87只，其中，内地投资者可以通过南向沪港通和南向深港通买到4只港股ETF，香港投资者可以通过北向沪深港通买到83只A股ETF。
多家基金公司表示，ETF互联互通机制是两地资本市场深化交流合作的重要成果，不仅为投资者提供了更加多元的投资标的，而且有望给两地市场带来一定的增量资金，尤其是给内地ETF做大做强提供了宝贵机会，长远看有利于内地基金公司“走出去”，推进资本市场和基金行业高质量发展。
首批87只产品有何特色
具体来看，此次ETF互联互通正式启动后，内地投资者可以通过港股通买到4只港股ETF，分别为盈富基金、恒生中国企业、南方恒生科技、安硕恒生科技。
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相比内地的ETF，香港ETF最大的优势是费率便宜，以盈富基金为例，该ETF跟踪的是恒生指数，其分级管理费为每年0.015% - 0.045%，而内地上市的恒生ETF管理费一般在0.5%左右，费率差异明显。
除了费率较低，据华夏基金数量投资部执行总经理徐猛介绍，香港上市的港股ETF还有无涨跌幅限制、折溢价率相对低、交易时间长等特色；但内地上市的港股ETF也有诸多优势，例如资金交收效率更高(境内ETF是T+1交收，港股通投资ETF是T+2交收)、不需要缴纳风险保证金、资金门槛更低等，投资者可以按需自行选择。
与此同时，此次还有83只A股ETF被纳入互联互通，不仅覆盖了上证50ETF、创业板ETF、沪深300ETF、中证500ETF等核心宽基产品，也包括了医疗ETF、科技ETF、新能源车ETF等代表性行业主题产品。随着ETF互联互通开闸，这些产品也将迎来境外投资者的配置，规模和流动性将得到提高。
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整体来看，此次纳入互联互通的83只A股ETF普遍规模较大。按截至一季度末的规模计算，华夏上证50ETF以513.32亿元暂居首位，华泰柏瑞沪深300ETF、南方中证500ETF、国泰中证全指证券公司ETF、华宝中证全指证券公司ETF分列第二位至第五位，同期规模分别为447.38亿元、402.81亿元、322.34亿元和230.47亿元。
华宝基金指数研发投资部总经理胡洁表示，此次ETF纳入互联互通机制，意味着A股市场国际化进程更进一步，ETF互联互通标的将为北向资金和南下资金增加新的投资标的，两地资本桥梁更加通畅。
“从目前的交易机制、额度控制、投资者适当性、监管合作、清算交收和风控安排等方面来看，ETF互联互通基本都与现有的股票陆港通机制基本保持一致，最大限度的允许投资者采用熟悉的方式来投资两地市场ETF，实现了真正意义上的ETF跨境直投。” 易方达基金指数投资部总经理林伟斌表示。
内地ETF有望迎来千亿级增量资金
广发基金指数投资部负责人罗国庆认为，本次ETF纳入互联互通，符合资格的A股ETF数量有83只，符合资格的香港ETF数量有4只，因此，在初期阶段，内地ETF可能会更为受益。
“最直接的利好是可以增加ETF的整体规模，提升ETF的整体流动性，扩大ETF的投资者群体，提高境外投资者对内地ETF的配置，因此有望带来一定的增量资金。” 罗国庆表示。
而据徐猛测算，ETF互联互通所带来的增量资金或可以达到千亿级别。徐猛表示，ETF纳入互联互通将会为境内ETF市场带来长期境外资金来源，境外资管机构在参与北向股票交易的同时，也可能利用北向ETF交易来做一些流动性管理，境内ETF交易量以及境外长线配置比例会逐步提升，预计1500-2000亿左右的北向资金会配置到境内ETF上。
再进一步结合北向资金持股特征、境外机构特征、境外ETF布局和规模情况等，业内普遍预计，适应当前市场风格、在境外市场较为稀缺的ETF可能会最先受到北向资金青睐。
“虽然宽基ETF对股票市场的代表性较强，但在香港市场已有相关的A股宽基ETF，且已形成一定规模，并不稀缺，因此，稀缺性可能是外资更加重要的考量因素。其中，投资机会更加清晰的主流景气行业或赛道ETF，行业代表性强的行业或赛道ETF可能受到重点关注和配置，更具特色和稀缺性的行业或赛道ETF也有机会受到关注。” 罗国庆表示。
徐猛也表达了类似观点，他认为，北向资金对行业主题ETF可能会强于对宽基ETF的需求。其中，根据陆股通持仓行业分布，食品饮料板块是权重最高的板块，未来食品饮料板块ETF可能是北向资金偏好的板块，此外，新能源车产业是国内的优势产业，在国际市场具有竞争力，相关ETF也符合北向资金的投资需求。
促进资本市场和基金行业高质量发展
除了上述最直接的资金流入的影响，ETF互联互通机制也将吸引越来越多境外专业机构投资者、境外中长期配置投资者，这也将对ETF的投资者结构、基金行业的长远发展、A股市场对外开放等产生深远影响。
林伟斌指出，ETF互联互通机制将我国ETF市场的投资者群体扩大到境外，有助于改善市场的投资者结构，未来ETF的投资者中机构占比将有望提升，促进资本市场和基金行业的健康稳定和高质量发展。
与此同时，ETF互联互通也使得内地公募基金与香港基金公司同台竞技，罗国庆认为，这在未来将促进内地公募行业高质量发展，进一步提升基金公司专业实力和服务水平；徐猛则指出，境外投资者会更看重基金管理人的指数管理能力和ETF的竞争优势，这会进一步提升境内ETF的行业集中度。
而从更长远的发展来看，内地香港ETF互通机制也为A股市场与其他国家地区资本市场的互联互通探索出了一种新的途径，拓展潜力巨大
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。
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