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风电行业研究报告

风电行业研究报告

第一章风电行业整体分析

1.1对风电行业的基本认识

风力发电是指利用风力发电机组直接将风能转化为电能的发电方式。

在风能的各种利用形式中，风力发电是风能利用的主要形式，也是目前可再生能源中技术最成熟、最具有规模化开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。

风能是地球表面大量空气流动所产生的动能。

由于地面各处受太阳辐照后气温变化不同和空气中水蒸气的含量不同，因而引起各地气压的差异，在水平方向高压空气向低压地区流动，即形成风。

风能资源决定于风能密度和可利用的风能年累积小时数。

风能密度是单位迎风面积可获得的风的功率，与风速的三次方和空气密度成正比关系。

风能资源受地形的影响较大，世界风能资源多集中在沿海和开阔大陆的收缩地带，如美国的加利福尼亚州沿岸和北欧一些国家，中国的东南沿海、内蒙古、新疆和甘肃一带风能资源也很丰富。

我国东南沿海及附近岛屿的风能密度可达3002以上，3-20米/秒的风速年累计超过6000小时。

内陆风能资源最好的区域是沿内蒙古至新疆一带，风能密度也在200-3002，3-20米/秒风速年累计5000-6000小时。

风力发电与核电相比，投资周期短、不会发生重大安全事故；与太阳能相比具有成本优势，更接近火电与水电的成本；与生物智能和潮汐能相比，具备大规模开发的条件。

目前，风能是除了火电、核电、水电以外的第四大电力来源，是近几十年内实现电力清洁化、满足电力消费的主要发展方向。

我国风电行业作为新能源发电行业之一，具有十分广阔的前景。

风力发电具有清洁，环境效益好；可再生，永不枯竭；基建周期短、投资少；装机规模灵活和技术相对成熟的优点，所以很受市场的青睐。

但其也有一定的缺点，即有噪声和视觉污染；占用土地量大；不稳定不可控而且目前风力发电的成本仍然较高的。

1.2我国风电行业发展变革历程

中国的并网风电从20世纪80年代开始发展，尤其是在“十一五”期间，风电发展非常迅速，总装机容量年增长将近40%。

总体来看，中国的并网风电的发展分为三个阶段：

（1）初期示范阶段（1986年-1993年）

此阶段主要是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风力发电机组的研制。

（2）产业化建立阶段（1994年-2003年）

原电力部1993年底在汕头“全国风电工作会议”上提出风电产业化及风电场建设前期工作规范化的要求，1994年规定电网管理部门应允许风电场就近上网，并收购全部上网电量，上网电价按发电成本加还本付息、合理利润的原则确定，高出电网平均电价部分，其差价采取均摊方式，由全网共同负担，电力公司统一收购处理。

由于投资者利益得到保障，贷款建设风电场开始发展。

后来原国家计委规定发电项目按照经营期核算平均上网电价，银行还款期延长15年，风电项目增值税减半。

但是随着电力体制向竞争性市场改革，风电由于成本高，政策不明确，发展缓慢。

（3）规模化及国产化阶段（2003年至今）

为了大规模商业化开发风电，国家发改委从2003年期推行风电特许权项目，每年一起，通过招标选择投资商和开发商，目前已经进行了四期，其主要目的是扩大开发规模，提高国产设备制造能力，约束发电成本，降低电价。

从2006年开始，《可再生能源法》正式生效，国家陆续颁布了一系列的法律事实细则，包括要求电网企业全额收购可再生能源电力、发电上网电价优惠以及一系列费用分摊措施，从而促进了可再生资源产业的发展，中国风电不如了快速增长时期。

1.3我国风电的特点

（1）设备国产化率提高

设备国产化率快速上升，如600和750机组国产化率达到90%以上，而1.5的机组国产化率也超过85%，同时更大功率的机组也取得了较大进展。

另外，国内企业设备市场占有率也得到快速提高，如整机国内企业市场占有率已从2006年的不足50%提高到了2010年的70%以上。

但目前行业也存在一些问题，主要表现在：

关键设备仍依赖进口，如机组主要轴承、风机控制系统等与国外仍有较大差距，特别是主要轴承的可靠性、使用寿命等方面难以在短时间内赶上，而其它如叶片、齿轮、电机等虽也有一些差距但相对较好。

（2）风电行业的供应商的产业链延伸

目前风电行业的整体态势是，风电行业的上游供应商-整机制造向上游延伸做零部件，零部件制造向中游延伸做整机。

而随着风电整机制造业竞争的激烈，越来越多的整机制造企业开始涉足风电行业下游风电场开发，希望以此带动自身风机销售。

风电整机制造企业从事风电场开发，一般有两种模式：

一种是只负责风电场前期测风，并不直接进入风电场运营。

由于测风时间往往需要一年，一些想进入风电行业小型电力企业，往往不具备相关人才，又想节约时间成本，便选择与整机制造商合作的方式，待测风与风机安装完成后，便接手风电场。

另一种模式则是整机制造商先将风电场运营一段时间后，再伺机找下家出手。

无论哪种方式，核心都是以开发带动风机销售。

目前风电开发的前十二大开发商都是央企，这些企业资金雄厚，中游的整机企业与他们合作绑定是整机企业开发风电场更为现实的路径。

第二章宏观环境分析

2.1政策法律分析

为鼓励风电产业快速发展，中国政府推出了包括税收、补贴等一系列相关产业政策，其中的主要政策导向是：

一、鼓励大功率风机实现国产化，加强海上风电技术研究，重点支持自主研发2.5兆瓦及以上风电整机、轴承和控制系统等关键零部件及产业化示范，培育具有国际竞争力的风电装备制造业，如给予风电整机、零部件企业首50台兆瓦机补贴；要求风电设备国产化率达到70%以上，不满足设备国产化率的风电场不允许建设等，这使得整机和零部件企业数量迅速增加。

二、通过事先公布标杆电价，规范风电价格管理，为投资者提供明确的投资预期，从而进一步推动下游风电运营商加快风电场开发建设，如给出四类资源区每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元的风电标杆电价，此外风电场经营企业还可获得增值税50％返还的优惠，以及08年后所建风电项目在获得第一笔风电收入后享受“三免三减半”的所得税优惠政策，而事实上，一些大型风电场运营企业如龙源电力、中国风电在获得上述优惠政策后，已经开始盈利，龙源电力增值税返还优惠和收入分别约占净利润的17％和15％，若考虑风电占整体盈利比重影响，这两项合计比重将上升到50％左右，而另一部分企业由于早期特许招标上网电价较高，以及项目所带来的收益，也已实现盈利。

三、严格控制风电装备产能盲目扩张，鼓励优势企业做大做强，优化产业结构，原则上不再核准或备案建设新的整机制造厂；建立和完善风电装备标准、产品检测和认证体系，禁止落后技术产品和非准入企业产品进入市场。

2.2经济分析

“十二五”期间，国家财政工作的重点之一是要坚持改善民生，推进和谐社会建设。

财政部长指出，财政部门将进一步优化财政支出结构，加大对“三农”、教育、医疗卫生、社会保障和就业、保障性住房等方面的支持力度，切实保障和改善民生。

“十二五”期间，我国将继续面临抑制通胀和保持经济增长的两难选择，“积极、稳健、审慎、灵活”的八字调控思路将指导我国各项经济工作的开展。

2011年，国家在稳定物价的同时，货币政策逐渐从适度宽松转为稳健，这是国家整个调控转型的开始。

预计“十二五”期间，国家将实施较为积极的财政政策和稳健灵活的货币政策，但随着形势的变化，国家调控也有可以逐步转向财政和货币“双稳健”方案。

另外，国家的投资仍会保持适度的增长，但是投资的结构会发生变化，国家将严控投资产能过剩的行业，防止新的低水平重复建设，同时将更多地投向战略新兴产业、现代服务业，以及传统行业的技术改造项目，国家也将更多地关注民生领域。

由此可见，国家现在对改善民生、节能减排事业、绿色或低碳经济的政策倾斜度在逐步加强，国家财政资金的安排、贴（低）息贷款的安排在这些领域会有较大份量的体现。

经济的快速增长为风电行业的发展提供了一个理想的环境，但有几点需要注意：

第一，风电装机的快速增长更多的是一种“补发展”，与经济关联性可能并没有想象的那么密切，因为目前国外平均的风电装机占总装机容量的比重大约在10%左右，而我国相差甚远，鉴于我国丰富的风电资源，从机会成本角度看，不开发就相当于变相消耗大量煤炭，在这种思维下，风电获得政策支持和大量企业追逐；第二，我国在取得经济高速发展的同时，电网负荷大幅提高，而电网建设则相对滞后，这导致某些地区尤其是风电资源丰富的“三北”地区电网负荷根本无法满足风电全额上网的要求，从而“变相”出现了风电过剩的局面；第三，某些地区风电场大量建设到期是适应我们经济发展现状，还只是地方政府的形象工程目前难以确定。

我国目前的风电场大都是路上风电场，海上风电场并网的仅有两个，而路上风电有个致命的缺陷是：

我国是有风的地方就有沙，风沙对风力发电设备磨损非常厉害。

现在风能发电风机应该是20年的寿命，但是如果有风沙的侵蚀寿命还到不了20年。

2.3技术分析

我国从1985年开始研制并网型风电机组，产业化的道路也由最早“引进采购”发展到目前的“引进消化+自主研发”。

中国的风电产业走过了20多年的荆棘之路，正面临着前所未有的机遇与挑战，总结世界各国及中国风电产业化发展的经验和教训。

无可质疑的一点是，风电技术的发展是决定风电产业能否健康发展的最关键因素之一。

目前，我国已基本掌握兆瓦级风电机组的制造技术。

全国已经生产或准备进入大型风电机组制造的整机生产企业有70多家，产品已安装到风电场的约30家，初步形成了入围全球风机制造十强的东汽、华锐、金风等龙头企业。

1.5风电机组已经能够批量生产，单机容量最大达到了3。

同时，风电设备制造和配套部件专业化产业链已经初步形成，能够批量生产发电机、齿轮箱、叶片、控制系统、变桨和偏航轴承、叶片等零部件。

总体而言，风电技术的发展趋势主要表现在以下几个方面：

（1）风力发电机组的单机容量继续增大

20世纪80年代生产的旧式机组单机容量仅为20-60。

而今天在风电市场上销售的商业化机组容量一般为600-2500。

目前单机容量最大的风电机组是由德国公司生产的，容量为5，叶轮直径达130，安装在120131高的塔架上，预计2010年将开发出l0的风电机组。

目前大型水平轴风力机主要有定桨距失速型和变速变桨距型。

对变速变桨距型风电机组，从风轮到发电机的驱动方式又可分为3种：

第一种是通过多级增速箱驱动双馈异步发电机，简称为双馈式；第二种是风轮直接驱动多极同步发电机，简称为直驱式或无齿轮箱式，直驱式风力机具有传动链能量损失小、维护费用低、可靠性好等优点；第三种是单级增速装置加多极同步发电机技术，简称为混合式，混合式设计旨在融合双馈式和直驱式机组的优点而避免其缺点。

芬兰公司已开发出容量1.1、叶轮直径56的混合式风电机组。

（2）海上风电悄然兴起

海上风电场是国际风电发展的新领域。

开发海上风电场的主要动机是因为海上风速更高且更易预测，海上风电场的发电量比陆地高出2040%。

且随着风力发电的迅速发展，土地资源稀缺性已经有所显现。

（3）变桨和变速更具发展优势

因为变桨距调节提供了更好的输出功率品质，因此变桨距调节是大型风力发电机的最佳选择。

而通过控制发电机的转速，能够使风力发电机的叶尖速比接近最佳值，提高风力发电机的运行效率。

（4）直接驱动和混合驱动技术的市场份额迅速扩大

齿轮传动不仅降低了风电转换效率和产生噪音，同时是造成机械故障的主要原因，而且为了减少机械磨损需要润滑清洗等定期维护。

采用无齿轮箱的直驱方式虽然提高了电机的设计成本，但却有效地提高了系统的效率以及运行可靠性。

因此，直接驱动和混合驱动技术的市场份额迅速扩大。

2.4社会分析

《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》中指出，面对日趋强化的资源环境约束，必须增强危机意识，树立绿色、低碳发展理念，以节能减排为重点，健全激励和约束机制，加快构建资源节约、环境友好的生产方式和消费模式，增强可持续发展能力。

积极应对全球气候变化。

把大幅降低能源消耗强度和二氧化碳排放强度作为约束性指标，有效控制温室气体排放。

合理控制能源消费总量，抑制高耗能产业过快增长，提高能源利用效率。

强化节能目标责任考核，完善节能法规和标准，健全节能市场化机制和对企业的激励与约束，实施重点节能工程，推广先进节能技术和产品，加快推行合同能源管理，抓好工业、建筑、交通运输等重点领域节能。

调整能源消费结构，增加非化石能源比重。

提高森林覆盖率，增加蓄积量，增强固碳能力。

加强适应气候变化特别是应对极端气候事件能力建设。

建立完善温室气体排放和节能减排统计监测制度，加强气候变化科学研究，加快低碳技术研发和应用，逐步建立碳排放交易市场。

坚持共同但有区别的责任原则，积极开展应对全球气候变化国际合作。

第三章风电行业市场分析

3.1行业产品供给分析

3.1.1我国风能资源储量及其分布

我国幅员辽阔，海岸线长，风能资源比较丰富。

根据全国900多个气象站将陆地上离地10m高度资料进行估算，全国平均风功率密度为1002，风能资源总储量约32.26亿，可开发和利用的陆地上风能储量有2.53亿，近海可开发和利用的风能储量有7.5亿，共计约10亿。

如果陆上风电年上网电量按等效满负荷2000小时计，每年可提供5000亿千瓦时电量，海上风电年上网电量按等效满负荷2500小时计，每年可提供1.8万亿千瓦时电量，合计2.3万亿千瓦时电量。

中国风能资源丰富，开发潜力巨大，必将成为未来能源结构中一个重要的组成部分。

另外，就各种新能源发电方式在储存量上对比来看，虽然太阳能的资源量是最多的，相当于2.3万亿吨标准煤，不过，其现在发电成本很高，还有待技术上的改进和成本的缩减；水电发电是我国现在在新能源中利用最高的一种发电方式，而且在技术上已经到了国际先进水平，不过其资源总量上受到一定的限制—其资源量为1.8亿，可开发量为1.28亿，相当于1.4亿吨标准煤，目前我国小水电的开发量为20%左右，预计到2030年，我国小水电资源将开发完毕，届时可以形成1亿千瓦的装机水平。

然而小水电在缺水的西部和北部受到了约束；而我国北部和西部风电的资源量相当的丰富，利用的空间还很大。

资料来源：

中央气象局

图表3-1全国平均风速分布图

资料来源：

中央气象局

图标3-2中国陆地10米高度年平均风功率密度分布图

就区域分布来看，我国风能主要分布在以下三个地区：

1、“三北”（东北、华北、西北）地区风能丰富带

包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、青海、西藏和新疆等省/自治区近200宽的地带，风功率密度在200-3002以上，有的可达5002以上，可开发利用的风能储量约2亿，约占全国可利用储量的79%。

该地区风电场地形平坦，交通方便，没有破坏性风速，是我国连成一片的最大风能资源区，有利于大规模的开发风电场。

但是，建设风电场时应注意低温和沙尘暴的影响，有的地方联网条件差，应与电网统筹规划发展。

2、东南沿海地区风能丰富带

东南沿海受台湾海峡的影响，每当冷空气南下到达海峡时，由于狭管效应使风速增大。

冬春季的冷空气、夏秋的台风，都能影响到沿海及其岛屿，是我国风能最佳丰富区。

我国有海岸线约1800，岛屿6000多个，这是风能大有开发利用前景的地区。

沿海及其岛屿风能丰富带，年有效风功率密度在2002以上，风功率密度线平行于海岸线，沿海岛屿风功率密度在5002以上，如台山、平潭、东山、南鹿、大陈、嵊泗、南澳、马祖、马公、东沙等，可利用小时数约在7000-8000小时。

这一地区特别是东南沿海，由海岸向内陆是丘陵连绵，风能丰富地区仅在距海岸50之内。

3、内陆局部风能丰富地区

在两个风能丰富带之外，风功率密度一般在1002以下，可利用小时数3000小时以下。

但是在一些地区由于湖泊和特殊地形的影响，风能也较丰富，如鄱阳湖附近较周围地区风能就大，湖南衡山、湖北的九宫山、河南的嵩山、山西的五台山、安徽的黄山、云南太华山等也较平地风能为大。

3.1.2风电装机容量分析

2009年风电装机容量实现了大的跨越，截止2009年底，并网运行的风电累计装机容量达1613万千瓦，同比增长80.43%，占全口径总装机的1.85%，较2008年末提高0.72个百分点，涨幅为近几年来最大。

我国已成为亚洲第一、世界第四的风电大国，仅排在美国、德国、西班牙之后。

截止到2009年底，中国（不含台湾省）风电累计装机超过1000的省份超过9个，其中超过2000的省份4个，分别为内蒙古（9196.2）、河北（2788.1）、辽宁（2425.3）和吉林（2063.9）。

内蒙古2009年当年新增装机5545，累计装机9196.2，实现150%的大幅度增长。

资料来源：

中国风能协会

图表3-32004-2009年风电装机情况

从风电分布地区看，风电场主要集中在华北、西北、东北地区及东部沿海地区。

2009其中装机容量最大的省市为内蒙古，风电装机容量达503万千瓦，较去年同期增长98.81%，风电装机容量如此大幅度的提高对内蒙古电网形成很大压力，电网负荷透支严重，而调峰装机容量偏低及风电外送通道狭窄，导致风场“弃风”现象严重。

其次是东三省，辽宁、吉林、黑龙江三省装机容量分别达163、141、140万千瓦，占当地总装机容量的比重分别达6.42%、8.81%、7.31%。

2009年东三省风电装机容量也实现高速增长，各主要风电集团纷纷进驻，但东三省面临的问题同样突出，最为重要的还是风电并网问题，电网建设落后，电网负荷透支，完全不能满足电网全额上网的要求。

装机容量位居第六的是江苏，装机容量为99万千瓦，同比增长83.33%，占当地总装机容量的比重仅为1.74%。

江苏处于东部沿海风电资源比较丰富的地带，具有发展海上风电的天然优势，预计未来将是海上风电发展的主阵地，而且此处发展风电还有一个优势，就是上网不成问题，东部地区处于发达地带，电网负荷承受量远远高于东北西北地区，大规范风电上网对电网的冲击较小，而且东部地区水资源丰富，很容易建造抽水蓄能等调峰工程，而且东部地区太阳能、生物质、水电等都比较发达，对解决风电不稳定问题相对容易，风电全额上网易实现。

位居第七和第八的分别为新疆和甘肃，虽然目前两地风电建设“风风火火”，但目前并网的装机容量仅为81万千万和75万千瓦。

但两地也开始出现并网困难的问题，主要原因还是电网建设相对滞后导致，值得庆幸的是两地已经认识到其风电发展的主要瓶颈，开始对电网进行改造升级，并建设超高压电网。

如2010年3月，国家发展和改革委员会核准了新疆与西北地区的电力联网工程——750千伏哈密－安西输变电建设项目，这意味着新疆至内地的“电力高速公路”建设将全面展开。

甘肃兰州—酒泉—瓜州的750千伏超高压输变电工程项目也于2008年3月开工，河西走廊正负800千伏特高压直流外送工程规划研究工作目前已全面启动。

随着这些超高压电网的建成，将部分缓解西北地区风电上网难的问题，但它也只解决了部分问题，不能彻底解决“弃风”问题，智能电网的建成才是解决这一问题的最终出路。

3.1.3风力发电量分析

截至2010年底，全国发电设备装机容量87407万千瓦，同比增长10.23%。

其中，水电19679万千瓦，占总容量22.51%，同比增长14.01%；火电65205万千瓦，占总容量74.60%，同比增长8.16%；水、火电占总容量的比例同比分别上升0.74个百分点和下降1.45个百分点；风电并网总容量1613万千瓦，同比增长92.26%。

截止到2010年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度39.97万千米，同比增长11.38%，其中，500千伏线路回路长度为12.19万千米，同比增长12.85%；全国电网220千伏及以上公用变设备容量16.51亿千伏安，同比增长17.09%，其中500千伏公用变设备容量为6.28亿千伏安，同比增长19.44%。

2010年，全国基建新增生产能力继续保持较大规模，基建新增发电设备容量8970万千瓦，其中，水电1998万千瓦，火电6076万千瓦，风电897万千瓦，在新增设备容量中，水电占22.17%，火电占67.73%，风电占10.00%，分别较上年降低1.16、3.39和上升4.58个百分点。

新增220千伏及以上输电线路、变电设备容量分别为4.03万千米、2.72亿千伏安，其中500千伏及以上分别为1.65万千米、1.36亿千伏安，新增特高压（含1000千伏交流和±800千伏直流）线路长度和变电容量分别为2078千米和850万千伏安。

3.2行业产品需求分析

3.2.1产品市场需求量

图表3-41999年—2009年经济发展与电力消费市场分析

资料来源：

中国产业竞争情报网

3.2.2区域市场分布

2010年，宁夏、青海、内蒙、新疆、广西、河南、甘肃等省用电增速仍然高于全国平均水平（24.2%）。

而黑龙江、吉林、北京、上海等省用电增速居全国后列。

图表3-5各省用电增速

资料来源：

中国产业竞争情报网

3.2.3风电上网电价

自2006年以来，国际发改委价格司为了促进风电产业的发展，依据资源开发成本来确定电价的制度，核准了10多了省市、70多个风电项目的上网电价。

2009年7月24日，在发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》中，首次按照资源区设立风电标杆上网电价，将全国分为四类风能资源区，风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

2009年8月1日以后，在四类资源区新建的陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。

海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。

四类风能资源区具体情况如下：

图标3-62009年全国风电发电标杆上网电价表

资源区

标杆上网电价元（）

各资源区所包括的地区

一类风能资源区

0.51

内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外的其他地区；新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市

二类风能资源区

0.54

河北省张家口市、承德市；内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市；甘肃省张掖市、嘉峪关市、酒泉市；

三类风能资源区

0.58

吉林省白城市、松原市；黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市、大兴安岭地区；甘肃省除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外其他地区；新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市其他地区；宁夏回族自治区；

四类风能资源区

0.61

除一、二、三类资源区以外的其他地区

资料来源：

世经未来整理

在风电标杆上网电价确定之前，风电上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定。

这表明，我国开发建设风电场全部采取特许权形式来完成，即能源主管部门通过公开招标方式确定上网电价，由上网电价最低者中标。

按照有关规定，装机容量5万千瓦以上的风电项目由国家有关部门组织招标定价，5万千瓦以下的项目由地方政府核准定价。

由于收购上网风电的电网企业均为中央企业，其利润与地方政府关系不大，从而使大部分地方政府核准项目的电价高于组织招标项目的电价，市场的公平竞争受到破坏。

招标形式确定上网电价存在着很多技术问题，其中最主要的就是预期上网电价的确定。

风电项目通过可研阶段的设计，基本能够推算出较合理的上网电价，但在招标确定电价的过程中，任何投标方均不可能将其投标电价在开标前提供给发改委，而且发改委在开标之前也很难拿到详细的测风资料，因此，发改委在评标过程中要花费大量的时间、人力和物力来辨析各家报价的合理性，导致电价制定过程中不确定性增加。

同时，还会影响风电产业链上下游产业的发展。

由于招标上网电价政策自身存在诸多问题和不确定性，风电行业对投资的吸引力减弱，这势必会影响到风力发电机组的需求量。

此外，由于最终确定的上网电价很可能低于项目所能承受的最低电价，这样投资方降低总投资的主要途径就是压低风力发电机组的价格，使得机组厂商的利润下降，盈利能力变弱，技术创新和扩大再生产的能力变弱，无法形成良