国内外风电市场调研报告Word格式.docx

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（3）明阳风电

（4）远景能源

（5）湘电股份

（6）上海电气

（7）东方电气

（8）华仪电气

（9）华锐风电

（10）重庆海装

（三）叶片厂商情况

1、内资企业

（1）中材科技

（2）国电联合动力叶片厂

（3）中复连众

（4）时代新材

（5）保定中航惠腾

（6）上玻院

（7）艾郎风电

（8）重庆重通

2、外资企业

（1）西门子叶片公司

（2）LM风能公司

（3）美国MFG公司

（4）TPI复合材料公司

（四）原材料企业情况

1、树脂企业

（1）外资企业

（2）内资企业

2、胶黏剂企业

（1）康达

（2）汉高

（3）回天

3、芯材企业

（1）叶片芯材介绍

（2）芯材生产厂家及其产品

4、增强纤维

（1）玻璃纤维及其生产厂商

（2）碳纤维及其生产厂商

（3）碳/玻混杂纤维及其应用

5、小结

四、建议

1、全球风能现状及预测

目前，在世界能源市场上，风能已成为一个重要组成部分。

到2014年底，全球装机总量约370GW，新增装机将以每年3%—7%的速度增加。

在发达国家中，美国风电市场在经历了2013年的低谷后，2014年开始恢复，并且将在未来两年内持续较为强劲的增长势头。

加拿大未来两年的增长势头也比较迅猛。

德国以5GW的创纪录装机容量引领欧洲市场，而欧洲市场的风电发展日益显现集中化的趋势。

图11997-2014全球年新增装机容量和累计装机容量

2014年，由中国和巴西引领非OECD经济合作组织国家的风电装机容量再次超越了传统的欧洲和北美市场。

中国的年新增装机达到了创纪录的23GW，累计装机容量已达到114GW。

而巴西也跃居全球风电市场第四位，其累计装机容量也首次进入了全球排名前十之列。

2014年的另一个显著变化是，非洲风电市场实现了首次飞跃。

除此以外，德国、智利、加拿大和土耳其新增装机容量均创新高。

图22014年全球新增装机前十图32014年全球累计装机前十

全球风能理事会预测到2015年新增装机容量将再次达到50GW，到2018年将达到60GW。

全球风力发电规模到2020年将增加至666GW左右，相当于目前规模的约180%。

按地区划分，今后五年内新投入规模最多的为亚洲，达到140GW，中国或占到其中的100GW。

风电增长将继续由中国引领，中国的风力发电规模已占全球的约三成，预计今后在2019年底达到200GW。

日本电力制度改革进程缓慢，有望在2016年后增长，预计会逊色于大胆推行改革的中国。

印度市场也将在未来几年里实现稳步的增长。

拉丁美洲也正在成为一个强劲的区域市场，其中的领头力量是巴西，墨西哥紧随其后。

非洲2014年的装机首次超过了1GW，2015年将再次达到这样的装机成绩。

非洲的市场目前由南非、埃及和摩洛哥引领，在未来几年成为发展速度最快的区域。

欧洲市场将呈现更加稳定的发展趋势，而北美市场将成为一个充满不确定性的市场，因为2016年以后的美国和加拿大将出现政策真空，而这将对2016年及以后的风电市场产生深远影响。

图42015-2019年全球风电市场预测

图52015-2019年新增容量分区域预测

上述数据说明了全球对风能在未来较长时间内仍有巨大的需求。

尽管目前除美国以外，其他经济体处于经济低迷之中，但全球风电的发展仍然保持持续而强劲的增长，有力地促进经济复苏，减少碳排放。

从现在到2020年这段关键的期限内，欧洲、北美和亚洲三个地区仍将持续推动着全球风能的发展，大多数的新增装机都将均匀分布在这些地区中。

1、2014年我国风电发展概况

全球风电的发展是由亚洲、欧洲和北美三个地区推动，亚洲在2014年是全球发展最快的地区，其中中国起着引领的作用。

目前，中国在应对气候变化和能源结构调整中，为风电的发展带了来机遇，同时风电上网价格调整又带来抢装风潮，多重因素叠加使得2014年的装机业绩达到一个新的历史高点。

根据中国风能协会（CWEA）的统计数据，2014年新增风电出厂吊装容量达2335.05万千瓦，较2013年增长45.1%，累计装机容量已达1.14亿千瓦，比去年增长25.5%。

图62000-2014年国内风电新增与累计装机和新增增速趋势图

同时，国家可再生能源中心的数据显示，2014年新增风电并网容量达1981万千瓦，同比增长32.58%，完成了新增1800万千瓦的目标；

全国风电发电量1533.86亿千瓦时，同比增长13.85%，风电发电量占全社会用电量比重为2.78%。

中电联的数据亦显示，2014年，水电、火电、核电、风电分别完成投资960亿元、952亿元、569亿元、993亿元，风电投资规模首度超越火电。

这些数据都说明风电已在能源结构中占据重要地位，具有良好的发展前景。

然而，由于目前风电在并网和消纳上仍存在瓶颈，产生弃风限电现象，所以风电利用小时数上并不乐观。

2014年，我国并网风电设备平均利用小时1905小时，同比减少120小时，其中，黑龙江、吉林、辽宁以及甘肃等地风电平均利用小时均低于1900小时盈亏平衡点。

2015年一季度，风电弃风电量为107亿千瓦时，同比增加58亿千瓦时；

平均弃风率达18.6%，同比上升6.6个百分点。

平均利用小时数477小时，同比下降2小时。

（1）风能资源状况

我国风能资源丰富的地区主要分布在“三北”（东北、西北、华北）地区以及东南沿海地区。

据国家气象局估算，全国风能密度为100W/m2，风能资源总储量约1.6×

105MW，特别是东南沿海及附近岛屿、内蒙古和甘肃走廊、东北、西北、华北和青藏高原等部分地区，每年风速在3m/s以上的时间近4000h左右，一些地区年平均风速可达6-7m/s以上，具有很大的开发利用价值。

全国陆上技术可开发量为26.8亿千瓦，考虑到风能资源丰富地区能够利用的土地面积以及其他制约因素等，粗略估计其中30%可以得到开发，大约是8亿千瓦。

另外用同样方法得到离岸20公里范围内可能开发的资源量约1.5亿千瓦。

共计约9.5亿千瓦。

图7我国风能资源分布图

根据年平均风速，我国风能资源区划分为I类、II类、III类、IV类风资源区。

目前，我国陆上前三类风资源区已基本被各大电力集团划分完毕，而在广大内陆省份投资建设低速风场渐成电力集团和开发商的又一选择。

风电开发热点转向并网条件较好的低风速地区，以中南和西南地区为代表的低风速地区有望成为中国风能开发“接替区”。

据介绍，低风速地区是指年平均风速低于6米/秒的地区，此类地区占中国国土面积的六成以上。

中国循环经济协会可再生能源专业委员会的研究显示，中国风电开发热点转向并网条件较好的低风速地区，也是因为近几年来北方一些风电装机集中区域自身消化以及向外输送能力有限，出现“弃风限电”现象，当地一些大型风电基地建设不得不放缓，“先找市场”成为上马新的风电项目的前提。

在设备技术支撑方面，中国风电设备制造企业已先后推出了多种低风速风电机组，其中表现优异的低风速风电机组可使年平均风速仅有5.2米/秒的超低风速地区具备风能开发价值。

（2）风电装机目标确定

我国风电装机目标最初是按照2007年9月发布的《可再生能源中长期发展规划》来确定，到2010年全国风电总装机容量达到500万千瓦，2020年达到3000万千瓦。

随着在“十一五”和“十二五”期间，国内风电呈爆发式的增长，国家已调整了2020年的发展目标，从3000万千瓦一直增加到2亿千瓦。

从“十二五”规划的具体指标上来看，到2015年，投入运行的风电装机容量将达到100GW，年发电量达到1900亿千瓦时，风电发电量在全部发电量中的比重超过3%；

到2020年，风电总装机容量超过2亿千瓦，其中海上风电装机容量达到3000万千瓦，风电年发电量达到3900亿千瓦时，风电发电量在全国发电量中的比重超过5%。

此外，根据国家能源“十三五”规划思路，“十三五”期间国内风电新增装机将达1亿千瓦，其中，“三北”大风电基地5年内新增装机6000万千瓦，中东部中低风速资源区新增装机3000万千瓦，海上风电新增装机1000万千瓦。

到2020年，风电装机达到2亿千瓦以上（有可能调整到2.5亿千瓦），风电价格与煤电上网电价相当。

同时预计2030、2050年风电装机可以达到4亿千瓦和10亿千瓦。

根据中国风能协会的统计数据，2014年国内风电累计装机容量已达1.14亿千瓦，因此，从2015年到2020年6年内，全国风电装机将净增0.86亿千瓦（2亿千瓦-1.14亿千瓦）到1.36亿千瓦（2.5亿千瓦-1.14千瓦），平均每年需新增装机在1433万千瓦到2267万千瓦范围内。

实际年均新增规模估计在2000万千瓦左右。

（3）风电项目核准计划

自2011年起，为把握风电发展节奏，促进产业健康有序发展，国家能源局开始制定风电项目核准计划。

“十二五”以来，四次风电项目核准规模分别为2683万千瓦、1676万千瓦（后又增补852万千瓦）、2797万千瓦和2760万千瓦。

2014年，全国新增核准容量3600万千瓦，同比增加600多万千瓦。

到2014年底，全国风电累计核准容量1.73亿千瓦，扣除并网容量，全国核准在建容量7704万千瓦，同比增加1600多万千瓦。

从各个批次核准计划项目区域分布来看，华北电网区域项目容量所占比例较为稳定，均占相应总计划规模的20%以上；

东北电网区域第二批安排规模大幅度减少，且呈现逐年减少趋势；

西北电网区域地区项目规模在前三批次中稳中有升，成为近两年全国风电发展的重点区域之一。

第四批计划中，华中、华东、华南地区的建设规模占比进一步提高，已经达到了该批次全国建设总规模的60%左右。

我国中东部和南方地区的风电已正式步入了规模化发展阶段，产业布局优化效果明显。

受价格政策调整因素影响，2014年下半年各地区均不同程度出现了抢装现象，地方政府核准项目速度加快，企业项目开发建设力度加大。

此外，受国家取消2年内尚未完成核准计划项目的影响，各地区核准计划完成率明显提高，第三批核准计划已完成76%，第四批核准计划已完成56%。

2015年4月28日，国家能源局公布了“十二五”第五批风电项目核准计划，项目共计3400万千瓦。

国家能源局当日对外发布通知指出，考虑到一季度新疆（含兵团）、吉林、辽宁等省（区）弃风限电比例增加较快，暂不安排新增项目建设规模，待弃风限电问题有效缓解后另行研究制定。

截至2015年一季度，全国风电累计并网容量10107万千瓦，总量同比增长25%，提前完成风电“十二五”规划目标。

另外，“十三五”期间风电发展目标也计划做出调整。

为了能使风电产业发展得再快一些，国家能源局等相关部门计划将“十三五”最低目标从2亿千瓦调整到2.5亿千瓦。

（4）风电场和大型风电基地建设

自1986年山东荣成第一个示范风电场至今，经过近30年的努力，我国的风电场建设已取得了可喜的成就。

到2012年底，全国（不含港、澳、台）共建设1445个风电场，安装风电机组52827台。

到2014年底,累计安装风电机组76241台，累计装机容量114609MW。

同时，国家能源局把发展风电作为改善电源结构的重要任务之一，分别在内蒙古、甘肃、吉林、新疆、河北和江苏等风能资源丰富地区规划建设9大千万千瓦级风电基地，包括甘肃酒泉、新疆哈密地区、内蒙古（蒙西2000万千瓦，蒙东3000万千瓦）、河北沿海和北部地区；

江苏规划建设1000万千瓦，其中近海700万千瓦等。

2010-2020年，九大风电基地的开发规模将占全国风电开发总规模的68%至78%。

按照《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划（2014-2020年）的通知》，未来几年，我国重点规划建设酒泉、内蒙古西部、内蒙古东部、冀北、吉林、黑龙江、山东、哈密、江苏等9个大型现代风电基地以及配套送出工程。

以南方和中东部地区为重点，大力发展分散式风电，稳步发展海上风电。

到2020年，风电装机达到2亿千瓦以上，风电与煤电上网电价相当。

自从2009年1月国家能源局启动全国海上风电场工程规划工作以来，国家能源局已批复河北、山东、上海、广东、江苏以及辽宁（大连）的海上风电规划报告。

“十二五”规划提出，到2015年投入运行海上风电装机容量500万千瓦，2020年达到3000万千瓦。

在实际海上风电项目建设中，到2014年底，中国海上风电新增装机61台，容量达到229.3兆瓦，同比增长487.9%，其中潮间带装机容量为130兆瓦，占海上风电新增装机总量的56.69%。

截至2014年底，我国已建成的海上风电项目装机容量共计657.88兆瓦，占全国风电装机总容量的0.57%左右，与“十二五”规划的2015年达到500万千瓦（5000兆瓦）的目标尚有一定的距离。

图8截止2014年底中国海上风电新增和累计装机情况

2014年8月，国家能源局组织召开“全国海上风电推进会”，并公布了《全国海上风电开发建设方案（2014-2016）》，涉及44个海上风电项目，共计1027.77万千瓦的装机容量。

其中包括已核准项目9个，容量175万千瓦，正在开展前期工作的项目35个，容量853万千瓦。

列入这次开发建设方案的项目，视同列入核准计划，由开发企业自担风险，落实各项建设条件，具备条件后，报地方主管部门核准建设。

因此，海上风电将逐步启动，未来有巨大的上升空间。

在海上风电发展中，上网电价是影响其投资收益的重要因素。

2014年6月，国家发改委发布关于海上风电上网电价政策的通知。

通知要求，对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。

2017年以前（不含2017年）投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元（含税），潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元（含税）。

鼓励通过特许权招标等市场竞争方式确定海上风电项目开发业主和上网电价。

通过特许权招标确定业主的海上风电项目，其上网电价按照中标价格执行，但不得高于以上规定的同类项目上网电价水平。

由于海上风电上网电价不算高，不足以抵御低风速海域开发风险，因此在一些风力资源丰富、建设条件较好的海域会首先取得进展。

除国家出台的海上风电上网电价标准外，上海市在2014年4月份就出台了对于海上风电的扶持政策，规定对2013-2015年投产的海上风电项目给予连续5年每千瓦时0.2元的补贴。

各地海上风电上网电价补贴、奖励政策，将作为国家海上风电电价政策基础上的重要补充。

除价格因素外，技术突破也很重要。

这些技术包括：

海上大容量风机检测、大容量海上风电机组、海底电缆敷设技术、海上施工技术等。

海上风电技术除了要应对海上风电恶劣的应用环境外，先进技术还将有助于削减海上风力发电的成本。

目前，世界上的海上风电领先技术大部分仍在欧洲。

西门子公司海上业务的目标是到2020年将成本降低40%左右。

届时这一成本水平仍将比现今的陆地风电成本要高35%左右，比煤炭和天然气发电成本高出1.7倍，但是预计未来还将继续下降。

为了实现这一目标，西门子正在考虑研发更大、更高效的风力发电机组。

目前西门子最大风力发电机的装机容量是6兆瓦，但是该公司已开始考虑8兆瓦的机组。

西门子的竞争对手阿海珐（ArevaSA）和维斯塔斯（Vestas）已经有8兆瓦的产品。

韩国三星公司的7兆瓦的海上风机已经在济州岛海上风场安装。

中国在海上风电相关技术上的地位现在还达不到领先水平，这也和我国的海上风电发展水平正相关。

截至2014年底，我国潮间带累计风电装机容量达到434.48MW，占海上装机容量的65.6%，近海风电装机容量占34.4%，其中规模化项目有近海风电项目为东海大桥海上项目（102MW）及其二期项目，龙源如东海上（潮间带）示范风电场，还有江苏如东扩建项目，其余主要为各风电机组制造商安装的实验样机。

2014年，远景能源和上海电气的海上风电机组供应量较大，其他企业仅安装了实验样机。

在所有吊装的海上风电机组中，累计装机容量最多的是3MW机组，占总装机容量的27%，其次是4MW机组，装机容量占20%，2.5MW和3.6MW机组装机量分别占到16%和15%。

目前单机容量最大的是6MW机组，分别由联合动力和明阳风电供应。

同时，6MW机型国内都需要依赖进口零部件和国外设计。

综上所述，国内海上风电目前还是存在很大的难度，需要一个摸索和优化的过程，海上风电还需要几年的探索期。

中国发展海上风电的策略应该是量力而行，稳中求进。

即保持一定规模，为发展技术提供支持，又不盲目冒进，防止背上沉重的经济负担。

政府应鼓励和引导海上风电的技术开发，投资企业应充分考虑海上风电的技术先进性和投资效益，使我国的海上风电健康发展。

（1）加快电网建设

我国能源资源与生产力逆向分布，能源结构以煤为主，能源开发加速向西部和北部转移，风电、太阳能发电等大规模、集约化发展，决定了全国优化能源配置的重要性和加快发展特高压的必要性。

目前，长三角地区每平方公里每年二氧化硫排放量达到45吨，是全国平均水平的20倍。

特别是我国东中部地区频繁出现雾霾，是能源发展方式不合理、结构性矛盾长期积累的集中暴露。

加快发展特高压，实现“以电代煤、以电代油、电从远方来”，是解决我国能源问题的必然选择。

国家电网在“十二五”期间加快电源电网建设，加大力度建设特高压电网。

国家规划建设的蒙西一天津南等12条电力外输通道中，已有8条特高压线路提出了方案，涉及的投资总额超过1500亿元。

从2013年起的8年间，国家电网计划投资超3万亿元用于电网建设，将主要分别用于特高压和配网建设。

到2015、2017、2020年，分别建成“两纵两横”、“三纵三横”和“五纵五横”特高压“三华”同步电网。

届时国家电网公司经营范围内特高压输电能力将达到4.5亿千瓦，可保证5.5亿千瓦清洁能源送出和消纳，每年可消纳1.7万亿千瓦时的清洁能源，替代5.1亿吨标准煤，减排二氧化碳14.2亿吨，减排二氧化硫150万吨。

据悉，自2009年1月以来，国家电网公司已经先后建成了晋东南—荆门1000千伏交流试验示范工程、向家坝—上海±

800千伏直流示范工程和四川锦屏—江苏苏南±

800千伏直流输电工程等3个世界上电压最高、容量最大、技术领先的特高压交、直流工程，一直保持安全运行，累计送电超过800亿千瓦时。

目前，“两交两直”（淮南—浙北—上海、浙北—福州1000千伏交流，哈密南—郑州、溪洛渡—浙江金华±

800千伏直流）特高压工程正在加快建设。

（2）相关政策支持

从2013年起，由于国家对新能源的重视程度不断提升，一系列力挺风电产业的政策相继出台。

这些政策引也从风电并网和消纳上给予支持。

2013年2月，国家能源局颁布了《关于做好2013年风电并网和消纳相关工作的通知》。

该通知指出大量弃风限电暴露出我国能源管理存在问题，提出把风电利用率作为年度安排风电开发规模和项目布局的重要依据，风电运行情况好的地区可适当加快建设进度，风电利用率很低的地区在解决严重弃风问题之前原则上不再扩大风电建设规模。

国家电网公司紧随能源局之后，向社会正式发布《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》，承诺将促进光伏、风电、天然气等分布式电源并入国家电网，并提供优惠并网条件、加强配套电网建设，将优化并网流程，简化并网手续，提升服务效率，切实提高分布式电网并网的服务水平。

2013年3月，国家能源局又发布了《关于做好风电清洁供暖工作的通知》，将在北方具备条件的地区推广风电清洁供暖技术，力争用2年至3年时间使风电弃风限电的问题有明显好转。

2014年1月，在《国家能源局关于印发2014年能源工作指导意见的通知》。

坚持集中式与分布式并重、集中送出与就地消纳结合，稳步推进水电、风电、太阳能、生物质能、地热能等可再生能源发展，安全高效发展核电。

2014年，新核准水电装机20GW，新增风电装机18GW，新增光伏发电装机10GW（其中分布式占60%），新增核电装机8640MW。

制订、完善并实施可再生能源电力配额及全额保障性收购等管理办法，逐步降低风电成本，力争2020年前实现与火电平价。

优化风电开发布局，加快中东部和南方地区风能资源开发。

有序推进酒泉、蒙西、蒙东、冀北、吉林、黑龙江、山东、哈密、江苏等9个大型风电基地及配套电网工程建设，合理确定风电消纳范围，缓解弃风弃电问题。

稳步发展海上风电”。

2014年2月，《国家能源局关于印发“十二五”第四批风电项目核准计划的通知》。

列入“十二五”第四批风电核准计划的项目总装机容量27600MW。

黑龙江、吉林、内蒙古、云南省的核准计划另行研究。

各电网公司要积极配合做好列入核准计划风电项目的配套电网建设工作，落实电网接入和消纳市场，及时办理并网支持性文件，加快配套电网送出工程建设，确保风电项目建设与配套电网同步投产和运行。

2014年4月，国家能源局发布了《国家能源局关于做好2014年风电并网消纳工作的通知》。

对2014年风电并网、风电消纳工作提出了六个要求，即充分认识风电消纳的重要性、着力保障重点地区的风电消纳、加强风电基地配套送出通道建设、大力推动分散风能资源的开发建设、优化风电并网运行和调度管理、做好风电并网服务。

通过这一系列政策的实施，有利于扩大风电的消纳和并网，帮助解决风场运行中弃风限电的问题。

2014年，全国风电平均弃风率8%，同比下降4个百分点。

（3）低电压穿越技术应用

目前国内风电场和兆瓦级风力发电机组都已普遍开始采用低电压穿越技术，按照《国家电网公司风电场接入电网技术规定》（修订版）（2009）规定的风电场低电压穿越要求：

风电场内的风电机组具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够保持并网运行625ms的低电压穿越能力；

风电场并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时，风电场内的风电机组保持并网运行。

对于目前尚不具备低电压穿越能力且已投运的风电场，正在积极开展机组改造工作，以具备低电压穿越能力。

而新开发的风电机组都进行低电压穿越试验，以符合目前的电网接入的技术要求。

因此，风电并网和消纳瓶颈解决的预期开始转好，消纳问题可适当缓解，风电利用小时数可保持较高水平，这对逐步改善和提高风电场开发商的投资回报率有重要影响，从而促进风电产业链上下游企业的健康发展，并解决风电设备制造产能过剩的问题。

2014年，在风电新增装机容量上，华电集团由2013年的第五位上升到第一位，新增装机容量达到3379MW，占全国风电新增装机总量的14.57%；

国电集团位居第二，占新增装机的13.09%，其下属的风电上市企业龙源风电新增装机容量达到1774.2MW。

接下来是中广核、华能集团、中电投，分别排在第三、第四、第五位。

图92014年我国风电新增装机排名前10的开发商与2013年对比

2014年，在中国风电累计装机容量上，仅国电集团超过了20GW，占全国累计装机容量的17.93%，其次分别为华能集团和大唐集团，累计装机容量达到13138.38MW和11399.16MW，所占市场份额分别为11.46%和9.95%。

进入中国累计风电装机容量排名前十位的开发商还有华电集团、中广核、中电投、国华、华润集团、天润、三峡集团。

图102014年中国风电