风电行业分析报告Word下载.docx

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（4）产业运营政策

二、行业概况

1、电力行业概况

电力行业是关系国计民生的基础性支柱产业，与国民经济发展息息相关。

当前我国经济持续稳定发展，工业化进程稳步推进，对电力的需求必然日益增长。

因此，我国中长期电力需求形势乐观，电力行业将持续保持较高的景气程度水平。

我国发电方式主要有火力发电、水力发电、风力发电、核能发电以及太阳能发电。

从发电机组装机容量来看，火电与水电占了其中的绝大部分。

根据中国电力企业联合会数据库显示，2010-2017年期间，我国电力工业发展规模迈上新台阶，电力建设步伐不断加快，能源结构调整取得新成就，非化石电源发展明显加快。

其中，风电规模实现高速增长，装机容量占比由2010年的3.1%提高至2017年的9.2%，跃升为我国第三大电力来源；

光伏发电实现了跨越式发展，累计新增约13,000万千瓦。

在“十三五”规划提出全方位推进能源结构性改革以及政府不断加大可再生能源发展的政策扶持力度的背景下，中国对可再生能源的需求将日益提高，以风能、太阳能为代表的可再生能源长期内预计仍将保持稳定的增长。

2、风力发电行业概况

（1）全球风力发电行业发展情况

随着世界各国对环境问题认识的不断深入，以及可再生能源综合利用技术的不断提升，近年来全球风力发电行业高速发展。

根据全球风能理事会（GlobalWindEnergyCouncil）的统计数据，2017年全球新增装机容量为52,492MW，过去16年复合增长率为13.95%；

截至2017年底，全球风电累计装机容量达到539,123MW，过去16年复合增长率为21.50%。

从全球风电新增装机容量的分布看，2017年，中国新增装机容量19,660MW，占全球新增装机容量的37.45%，位居世界第一；

美国新增装机容量7,017MW，占全球新增容量的13.37%，位居世界第二。

从全球风电累计装机容量的分布看，截至2017年底，全球风电市场主要集中在中国、美国、德国、印度和西班牙。

其中，中国累计装机容量达到188,392MW，位居世界第一；

美国累计装机容量89,077MW，居世界第二位。

风电作为现阶段发展最快的可再生能源之一，在全球电力生产结构中的占比正在逐年上升，拥有广阔的发展前景。

根据全球风能理事会（GlobalWindEnergyCouncil）《GLOBALWINDREPORT2017》预测数据，未来全球风电累计装机容量仍将以每年9.5%左右的速度保持稳定增长，并将在2022年达到840.90GW；

另外，未来全球风电新增装机容量也将继续保持稳定增长，预计每年新增装机容量都能达到50GW以上。

海上风电具有发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定、适合大规模开发等优点，成为全球电场建设的新趋势。

据国际可再生能源署（IRENA）《InnovationOutlookOffshoreWind2016》预测，全球海上风电总装机容量有望在2030年达到100GW。

（2）中国风力发电行业发展情况

1986年，我国第一座风电场—马兰风力发电厂在山东荣成并网发电，是我国风电史上的里程碑，标志着中国风电行业的开端。

总体来看，中国风电行业发展经历了早期示范、产业化探索、产业化发展以及大规模发展四个阶段。

1）早期示范阶段（1986-1993年）：

主要利用国外赠款及贷款，建设小型示范风电场，政府的扶持主要在资金方面，如投资风电场项目及支持风电机组研制；

2）产业化探索阶段（1994-2003年）：

首次建立了强制性收购、还本付息电价和成本分摊制度，由于投资者利益得到保障，贷款建设风电场逐渐增多；

3）产业化发展阶段（2003-2007年）：

主要通过实施风电特许权招标来确定风电场投资商、开发商和上网电价，通过施行《可再生能源法》及其细则，建立了稳定的费用分摊制度，迅速提高了风电开发规模和本土设备制造能力；

4）大规模发展阶段（2008年至今）：

在风电特许权招标的基础上，颁布了陆地风电上网标杆电价政策；

根据规模化发展需要，修订了《可再生能源法》，制定实施可再生能源发电全额保障性收购制度。

根据中国风能协会数据，2016年全国新增装机容量23,370MW，全国累计装机容量达到168,730MW，累计装机容量增长16.08%。

2017年全国新增装机容量19,660MW，全国累计装机容量达到188,390MW，累计装机容量增长11.65%。

2016年，中国海上风电新增装机154台，新增装机容量590MW，累计装机容量达到1,630MW，累计装机容量增长58.25%。

2017年，中国海上风电新增装机319台，新增装机容量1,160MW，累计装机容量达到2,790MW，累计装机容量增长71.17%。

根据国家能源局《可再生能源“十三五”规划》，到2020年，海上风电开工建设10GW，确保建成5GW。

以2020年建成5GW保守估计，2018年至2020年复合增速为21.47%。

三、进入行业的主要壁垒

1、技术壁垒

风电行业属于技术密集型行业，大型风力发电机组的设计、制造、安装等环节都具备较高的技术含量，涉及多个学科领域的知识，具体包括空气动力学、流体力学、结构力学、弹性力学、电机学、变流技术、仿真技术、计算机控制检测技术和海洋工程等，对制造商的基础技术积累和技术开发应用提出了较高的要求。

同时，风力发电机组的使用寿命一般为20年，要求其可以经受长期温差、风沙、雨水等各种复杂严酷环境的考验。

风力发电机组运行的可靠性和稳定性需要较高的技术和质量保证。

2、品牌壁垒

风机整机制造行业的客户多为已取得风电场投资建设资格的国家及地方大型国有发电集团，该类企业一般会采取招标的方式选取风机制造商。

在招投标活动中，发电集团在发放招标文件前，会进行资格审查，即对报名参加投标的申请人的承包能力、业绩、资格和资质、历史产品质量情况、财务状况和信誉等进行审查，并确定合格的投标人名单。

具体来说，由于大型风力发电机组需要长时间在野外复杂的气候环境下运行，对产品运行期间的可靠性和稳定性要求较高，因此客户招投标时对风力发电机组制造商的产品认证、高效的运作系统、丰富的行业经验、成功的实战案例、高水平的服务团队以及系统的服务支持等综合实力均有严格要求。

其中，良好的品牌声誉是对产品质量、履约能力最好的证明，也是客户选取风机供应商时的重要参考依据。

一些新进入行业、尚未有品牌影响力的企业一般在资格审查时即遭淘汰，而具有良好品牌声誉、综合实力强的制造企业在招投标资格审查中相对优势明显。

因此，公司的品牌与声誉构成了市场新进入企业的主要壁垒之一。

3、产品检测认证壁垒

风电设备质量是风电行业持续健康发展的重要基础，产品检测认证制度是保障设备质量的重要措施。

目前，国家已经初步建立风电设备检测认证制度，凡是接入公共电网（含分布式项目）的新建风力发电项目所采用的风力发电机组及其风轮叶片、齿轮箱、发电机、变流器、控制器和轴承等关键零部件，须按照《GB/Z25458-2010风力发电机组合格认证规则及程序》进行型式认证，认证工作由国家主管部门批准的认证机构进行。

同时，风电开发企业进行设备采购招标时，会明确要求采用拥有型式认证的产品，未获得型式认证的机组不允许参加招标。

因此，新进企业需要利用更多时间来掌握关键核心技术进而通过风电设备的检测认证，成为市场进入壁垒之一。

4、人才壁垒

风电行业属于知识密集型、技术密集型产业。

风力发电机组的设计、制造、安装、调试及运营维护等各环节均需要较高素质的人才。

近几年，随着国家政策对可再生能源发展的大力扶持，风力发电机组的装机容量也呈现平稳增长的态势，高素质的专业人才需求也不断加大。

然而，当前我国风电行业普遍缺乏风电技术研发和管理人才，特别是系统掌握风电理论并具有丰富实践经验的复合型人才。

因此，专业人才的储备构成市场新进入企业的主要壁垒之一。

5、资金壁垒

风电行业属于资金密集型行业，企业在建设初期，对厂房、设备等固定资产投入较大；

在生产运营阶段，原材料采购占用资金较大，且风力发电机组整机销售回款周期较长，风力发电机组整机制造商需要充足的流动资金。

新进入的企业必须具备较强的资金实力以抵御经营风险。

四、行业市场供求状况及变动原因

1、市场需求状况

2016年以来中国经济进入新常态，国民经济增速企稳，用电需求回升。

根据国家能源局统计数据，2016年全社会全年用电量为59,198亿千瓦时，同比增长5.01%，2017年全社会用电量继续保持上升势头，全年用电量63,077亿千瓦时，同比增长6.6%，是自2014年以来的新高。

基于全社会用电需求提升与能源结构调整的大环境，风电需求也逐步提升。

2017年4月25日，国家发展和改革委员会、国家能源局发布《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》，到2030年，非化石能源发电量占全部发电量的比重将达到50%，将大力发展风能、太阳能，不断提高发电效率，降低发电成本，实现与常规电力同等竞争。

2017年7月28日，国家能源局印发《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》，实现可再生能源产业持续健康有序发展。

文件要求各省（区、市）能源主管部门要把落实可再生能源电力送出消纳作为安排本区域可再生能源电力建设规模及布局的基本前提条件，发挥跨省跨区特高压输电通道消纳可再生能源的作用。

国家能源局同时下发了《2017-2020年风电新增建设规模方案》，提出2017-2020年全国新增建设规模分别为30.65GW、28.84GW、26.6GW、24.31GW，计划累计新增风电装机110.41GW。

根据风电发展“十三五”规划，到2020年底，海上风电并网装机容量达到5GW以上，开工容量超过10GW。

根据中国风能协会的数据，截至2016年底，我国海上风电累计装机容量仅为1.63GW。

2017年以后，海上风电进入快速发展期，项目招标需求旺盛，广东、江苏、山东等省份积极布局海上风电发展，截至2017年底，我国海上风电累计装机容量已达到2.79GW。

十三五期间海上风电市场有望保持加速启动的趋势。

2016年至2020年全球及中国风电装机市场容量及预测具体如下：

2、市场供给状况

2008年以前，兆瓦级风力发电机组暂未进入大批量生产时期，因此形成了暂时的市场供不应求的局面。

2008年到2012年期间，由于风电行业的政策支持力度明显加大，我国出现了风机制造企业一哄而上，技术水平良莠不齐的局面。

2012年后，随着行业结构不断优化调整，风电行业集中度得到明显提升。

近年来，低风速区域成为风电开发热点，低风速地区的风况条件对风机制造企业的技术水平上提出了更高的要求，市场集中度进一步得到提升，风机制造企业由高峰期的60多家降低到了20多家。

根据风能协会的统计数据，2016年，我国有8家风机制造企业年销量（装机容量）超过1,000MW，且全部为国内厂商。

2017年，仅有6家风机制造企业年销量（装机容量）超过1,000MW。

未来，具备规模优势、技术优势、管理优势的龙头企业的市场份额将进一步扩大。

五、中国风电行业发展趋势

1、中东部和南方地区陆上风能资源开发加速

中国中东部和南方地区陆上风能资源具有分布广泛、应用灵活、离用电地区近的特点，按照“就近接入、本地消纳”的原则，近期国家政策积极引导国内风电装机向中东部和南方地区转移，加快该类地区风能资源规模化开发，具体表现为：

1）项目核准主要集中在中东部与南部地区；

2）中东部与南部地区上网电价下调幅度较低，以吸引地区的风电投资；

3）《风电发展“十三五”规划》明确提出，到2020年，中东部和南方地区陆上风电新增并网装机容量4,200万千瓦（42,000MW）以上，累计并网装机容量达到7,000万千瓦（70,000MW）以上。

2、海上风电建设加快

海上风电具有风资源丰富，发电小时数高，靠近负荷中心便于消纳等特点。

我国海上风电技术可开发量较大，5-25米水深、50米高度可开发容量约为2亿千瓦；

5-50米水深、70米高度可开发量约为5亿千瓦。

根据《风电发展“十三五”规划》，到2020年，我国海上风电开工建设规模目标为1,000万千瓦（10,000MW），累计并网容量目标为500万千瓦（5,000MW）以上。

其中，江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设规模均要达到百万千瓦以上。

目前，国内风电整机供应商已开始投入海上风电机组的研发与运行，力图攻克技术难题，降低成本，相关政府部门海上风电项目上网电价的政策优惠及相关管理办法也已相继出台，进一步明确了海上风电发展方向。

海上风电将成为未来我国风电行业的发展新趋势和新的行业增长点。

六、行业利润水平的变动趋势及变动原因

目前，我国风电行业的市场集中度较高。

随着我国电网建设逐步完善以及风力发电机组研发技术的不断进步，技术成熟、销售规模大、综合实力强的主要厂商将通过提供风机产品的全生命周期服务等附加服务来保持合理利润。

2015年度、2016年度，2017年度行业内可比上市公司风机业务毛利率平均为16.95%、19.27%、22.75%，总体呈稳中上升的趋势。

七、影响行业发展的因素

1、有利因素

（1）国家相继出台一系列鼓励扶持政策

目前，开发风能等可再生能源是解决当前能源供需矛盾的重要措施，更是实现未来能源可持续发展的战略选择，为此，国家出台的多项产业政策（如《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》、《产业结构调整指导目录（2011年本）》），将对可再生能源的开发和利用列为重点扶持发展的产业。

另外，随着政府部门对环境保护问题的日益重视，国家针对风电行业出台了一系列涵盖定价机制、财政补贴、产业运营等各个方面的扶持政策，进一步推动了风电行业的健康有序发展。

（2）国家能源结构持续优化

我国将积极发展可再生清洁能源，降低煤炭消费比重，持续推动能源结构优化。

2014年，国务院发布了《能源发展战略行动计划（2014-2020）》，明确指出2020年，全国煤炭消费比重降至62%以内，加速化石能源替代，实现非化石能源消费占一次能源消费比重15%以上。

2016年，国家能源局发布了《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，明确全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重在2020年达到9%。

国家持续推动能源结构优化的决心将有利于风电行业的持续稳定发展。

（3）风能资源丰富，开发潜力巨大

风能作为我国最具开发潜力的清洁能源，具有储量丰富、分布广泛以及经济效益好等特征。

根据国家能源研究所的《中国风电发展路线图2050》显示，我国陆上3级及以上风能技术开发量（70米高度）在26亿千瓦以上，现有技术条件下实际可装机容量可以达到20亿千瓦以上。

此外，在水深不超过50米的近海海域，风电实际可装机容量约为5亿千瓦。

根据中国风能协会的数据，截至2016年底，我国风电累计装机容量达到1.69亿千瓦，仅占可利用风能6.76%左右。

截至2017年底，我国风电累计装机容量达到1.88亿千瓦，仅占可利用风能7.52%左右，开发潜力巨大。

（4）风电技术和产业能力显著提高，风电成本降低

在市场需求和竞争的推动下，中国风电设备制造业技术升级和国际化进程加快。

随着技术进步，风电机组价格降低，风电成本逐渐降低。

同时，风电场选址的优化，风场运营效率的提高，风机质量和维护水平的提升等因素都起到了降低风电成本的作用。

根据《中国风电发展路线图2050》的预测，到2020年前后，我国的风力发电成本将与煤电相当。

（5）特高压和智能电网的建设将提高风电的消纳能力

一直以来，特高压输电工程以及智能电网建设，备受中国乃至全球能源领域关注。

自2009年我国第一条交流特高压输电线路投运至今，特高压线路输送容量不断突破，大范围优化配置资源能力大幅提升。

特高压输电的先进性、可靠性、经济性和环境友好性得到全面验证，而智能电网则具有坚强、自愈、兼容、经济、集成和优化六大特点，能显著提升风电并网运行控制能力。

国家“十三五”规划将特高压和智能电网纳入重大项目，体现国家对其建设的重视。

未来，随着特高压和智能电网的开发建设，风电的接纳能力将进一步得到提高。

2、不利因素

风电行业经过一段时期的快速发展，累计装机容量已达到一定规模，风资源地理分布与用电需求不匹配，风电建设和电网建设不同步，因此风电并网消纳和“弃风限电”问题比较突出，短期内，仍将是影响风电行业发展的主要因素。

根据国家能源局统计，2016年一季度，全国弃风率为26%，达到历史的峰值，其中新疆、甘肃等部分限电严重的地区弃风率超过了35%。

随后国家发改委、能源局出台多项缓解弃风限电的政策，2016年后三个季度的弃风率分别为17%、13%、12%，情况明显改善。

根据国家能源局最新数据，2017年全国弃风率为12%，弃风电量419亿千瓦时，同比减少78亿千瓦时，弃风限电形势大幅好转。

《风电发展“十三五”规划》指出，我国弃风问题严重的省（区），将重点解决存量风电项目的消纳问题；

风电占比较低、运行情况良好的省（区、市），将有序增加风电开发和就地消纳规模。

2020年，“三北”地区基本解决弃风问题的基础上，通过促进就地消纳和利用现有通道外送，新增风电并网装机容量3,500万千瓦左右，累计并网容量达到1.35亿千瓦左右。

另外，“三北”地区规划和开工建设数条跨省跨区输电通道，预计未来能跨省区消纳“三北”地区风电4,000万千瓦（含存量项目）。

2017年政府工作报告明确提出，抓紧解决机制和技术问题，优先保障清洁能源发电上网，有效解决弃风状况。

3、电价下调、补贴陆续退出等各项政策变动对行业景气度的影响

发改委自2014年开始连续三次下调陆上风电项目标杆电价。

发改委2016年12月26日发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》要求，I-IV类资源区2018年以后核准的风电项目上网标杆电价将降至0.40、0.45、0.49、0.57元，已逐步接近国内很多地区的火电标杆电价。

发改委完善可再生能源价格机制的原则是根据技术进步和市场供求，实施风电、光伏等新能源标杆上网电价退坡机制，2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当、光伏上网电价与电网销售电价相当。

电价下调、补贴陆续退出政策的前提背景是国内国产风机制造企业对进口风机的替代，技术进步，市场集中，成本降低，保障了风电场建设项目的收益率，推动新能源电价早日实现平价上网。

风电行业历经多年规模化发展，风力发电的度电成本逐年下降。

其中风电技术创新，尤其是风电设备技术创新对风电成本下降作出了巨大的贡献。

国家适时下调电价，一方面是将这些年的成本变化客观反应在电价中，另一方面也是通过电价的预期下调，推动行业企业提升管理水平，加大技术创新力度，以推动行业进步，实现更好发展。

十九大报告明确指出“构建市场导向的绿色技术创新体系，发展绿色金融，壮大节能环保产业、清洁生产产业、清洁能源产业”。

2018年2月26日，国家能源局印发《2018能源工作指导意见》（国能发规划[2018]22号），明确“稳步发展风电和太阳能发电，有序建设重点风电基地项目，推动分散式风电、低风速风电、海上风电项目建设。

积极推进风电平价上网示范项目建设”，坚持“推动化解煤电过剩产能，从严控制新增规模，继续加快淘汰落后产能，促进煤电转型升级和结构优化”。

2018年3月3日，国家能源局印发《关于征求<

可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）>

意见的函》，对可再生能源发电市场份额做出的强制性规定，在各省国民经济和社会发展规划和能源发展规划中将可再生能源电力占比作为约束性指标。

这一方面将促进风电、光伏等可再生能源电力的跨省消纳，另一方面配额指标也将推动可再生能源新增装机的发展。

“十三五”以来，为促进风电产业健康持续发展，国家通过优化布局，推动风电从集中式向集中分散并举。

《风电发展“十三五”规划》明确提出“按照‘就近接入、本地消纳’的原则，发挥风能资源分布广泛和应用灵活的特点，加快中东部和南方地区路上风能资源规模化开发。

结合电网布局和农村电网改造升级，考虑资源、土地、交通运输以及施工安装等建设条件，因地制宜推动接入低压配电网的分散式风电开发建设”。

国家能源局关于印发《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》的通知（国能发新能[2018]30号），为分散式风电项目开发明确了具体的规划、核准、建设等方面的规定。

发改委2016年12月26日发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，明确了对非招标的海上风电项目，区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价。

近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元，潮间带风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.75元，稳定了海上风电开发预期。

根据2018年4月11日《广东省海上风电发展规划（2017-2030）（修编）》，广东省全省规划海上风电场址23个，总装机容量6,685万千瓦。

广东省“到2020年底，开工建设海上风电装机容量1,200万千瓦以上，其中建成投产200万千瓦以上，初步建成海上风电研发、装备制造和运营维护基地，设备研发、制造和服务水平达到国内领先水平”，“到2030年底，建成投产海上风电装机容量约3,000万千瓦，形成整机制造、关键零部件生产、海上施工及相关服务业协调发展的海上风电产业体系，海上风电设备研发、制造和服务水平达到国际领先水平，我省海上风电产业成为国际竞争力强的优势产业之一”。

在此大背景下，从下游开发商的投资热情上看，由于火电厂停建、缓建，即便在电价下调、补贴陆续退出的情形下，在技术进步的拉动和风电场收益预期的保障下，各大央企及省属发电集团对于新能源的投资动力依然保持稳中求进的趋势。

根据中国可再生能源学会风能专业委员会统计数据显示，2014年以来风电年度新增吊装容量分别为2,320、3,075、2,337和1,966万千瓦，平均值2,424万千瓦，远高于降价政策发布之前的水平（2009-2013年的年平均1-1-167吊装容量为1,588万千瓦）。

在电价下调、补贴陆续退出的过程中，一方面，新增装机容量的项目需要不断降低度电成本，除了项目投资总体规划的因素外，要求风机制造企业提高风力发电机组的技术性能和发电效率。

另一方面，引导国内风电装机向中东部和南方地区转移（中东部与南部地区上网电价下调幅度较低）。

中东部和南方地区风速低，也对风机制造企业的技术进步提出要求。

此外，在中东部和南方地区进行风电建设，环境保护、水土保持和植被恢复的工作量较大，项目建设周期相对拉长。

从长远