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风电行业分析报告

2018年风电行业分析报告

2018年8月

目录

一、行业主管部门、监管体制和主要法律法规及政策4

1、行业主管部门及监管体制4

2、行业主要法律法规及政策4

3、近年来行业主要政策变化及实施情况6

二、行业发展概况8

1、电力行业发展概况8

（1）发电量结构的变化情况9

（2）发电装机容量的变化情况10

2、风电行业发展概况11

（1）全球风电行业发展概况11

（2）我国风电行业概况13

①我国风能资源概况13

②我国风电产业发展历程和现状14

③我国风电行业发展趋势与规划15

④我国风电定价机制19

三、行业进入壁垒21

1、政策壁垒21

2、资源壁垒22

3、资金壁垒22

4、技术壁垒22

5、人才壁垒23

四、行业周期性、季节性及区域性特征23

1、周期性23

2、季节性24

3、区域性24

五、影响行业发展的因素24

1、有利因素24

（1）国家产业政策的支持24

（2）大气污染等环境问题推动清洁能源的发展25

（3）国家能源结构持续优化26

（4）税收优惠政策26

（6）运营成本逐步下降27

2、不利因素27

（1）风能资源情况难以预测27

（2）依赖国家政策支持28

一、行业主管部门、监管体制和主要法律法规及政策

1、行业主管部门及监管体制

风力发电行业涉及国民经济的多个领域，其经营主要接受以下政府部门的直接监督管理：

国家能源局及地方投资主管部门负责风电项目的核准。

国家能源局负责国家电力行业的整体监管，负责组织制定电力的产业政策和相关标准，监管电力市场运行，规范电力市场秩序，监督检查有关电价，拟订各项电力辅助服务价格，研究提出电力普遍服务政策的建议并监督实施，负责电力行政执法，负责电力安全生产监督管理、可靠性管理和电力应急工作，制定除核安全外的电力运行安全、电力建设工程施工安全、工程质量安全监督管理办法并组织监督实施，组织实施依法设定的行政许可。

依法组织或参与电力生产安全事故调查处理。

原国家电力监管委员会于2013年并入国家能源局，并入前原国家电力监管委员会负责国家电力行业的整体监管，并入国家能源局后，原国家电力监管委员会撤销，其职能并入国家能源局。

国家发展和改革委员会负责起草电价管理的相关法律法规或章程、电价调整政策、制定电价调整的国家计划或制定全国性重大电力项目的电价。

2、行业主要法律法规及政策

目前，与行业相关的主要法律法规和相关政策如下：

、

3、近年来行业主要政策变化及实施情况

2015年3月，中共中央、国务院发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发[2015]9号文）》，标志着本轮新电改真正拉开了改革序幕。

该文从电力改革的重要性和紧迫性出发，提出了电力交易市场化的主要观点，确定了“三放开、一独立、三加强”政策，即：

放开新增配售电市场，放开输配以外的经营性电价，公益性调节性以外的发电计划放开，交易机构相对独立，加强政府监管，强化电力统筹规划，强化和提升电力安全高效运行和可靠性供应水平。

2015年11月，国家发展改革委正式批复云南成为国家首批电力体制改革综合试点省。

2016年4月，云南省委全面深化改革领导小组审议通过《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》（以下简称《试点方案》）《省级电力交易机构组建方案》（以下简称《组建方案》），助推云南省电力体制改革进入新阶段。

《试点方案》提出了云南省进一步深化电力体制改革的7大项、28条重点任务。

其中，改革的七大重点任务包括：

有序推进电价改革、推进电力交易体制改革、建立相对独立的电力交易机构、推进发用电计划改革、推进售电侧改革、开放电网公平接入、加强电力统筹规划和科学监管。

组建省级电力交易中心是云南省深化电力体制改革的核心。

云南省电力体制改革目标是充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，改变电力统购统销，搭建电力供需双方直接交易的基础平台，让电价逐步实现市场说了算。

云南省在全国首家提出组建企业性质的昆明电力交易中心，由电网企业相对控股，其他电力市场方参股，形成由政府负责重大决策与建立独立于政府的市场主体“自治”的管理架构。

2016年1月、2017年3月，2017年11月云南省分别于下发了《2016年电力市场化交易实施方案》、《2017年电力市场化交易实施方案》和《2018年云南电力市场化交易方案》，对云南省实施电力市场交易的具体机制和方法进行了规定。

根据云南省2018年的电力市场化交易细则，现阶段电力市场化交易分为中长期交易和短期交易。

中长期交易开展年度交易和月度交易，短期交易开展日前电量交易。

通过市场化交易机制，云南省基本实现了电力价格的市场化形成机制，针对风电、光伏发电等清洁能源电力，实行“保量不保价”政策，即针对风电所发电量由电网公司全额收购，但风电结算电价需根据电力市场化交易实施方案确定的交易机制进行确定。

自此，云南省在全国率先实现了风力发电参与电力市场化交易的目标。

二、行业发展概况

1、电力行业发展概况

电力是现代经济发展的动力，为国民经济的发展提供能源供给和动力支持，工业生产和居民日常生活均离不开电力，电力行业在我国国民经济中属于关乎国计民生的重要支柱产业。

根据中国电力企业联合会发布的2017年全国电力工业统计快报，2017年，全国全口径发电量64,179亿千瓦时，同比增长6.5%，比上年提高1.3个百分点；从电力需求情况看，2017年，全国全社会用电量63,077亿千瓦时，同比增长6.6%，比上年提高1.6个百分点。

2017年全国全口径发电装机容量17.77亿千瓦，同比增长7.6%，其中并网风电装机1.64亿千瓦、同比增长10.5%，占总装机容量比重为9.21%，风电装机比重进一步提升。

全国电力供需总体宽松、部分地区相对过剩。

（1）发电量结构的变化情况

我国发电量在2013年突破5万亿千瓦时大关，且多年来呈现持续上升的态势，2017年全年全口径发电总量达到64,179亿千瓦时。

从发电量看我国仍以火电为主。

根据中国电力企业联合会发布的2017年全国电力工业统计快报，2017年火电发电量达4.55万亿千瓦时，占总发电量的70.9%，虽然发电量同比上升5.2%，但是占总发电量的比例进一步降低。

水电目前为我国的第二大电种。

2017年水电发电量达1.19万亿千瓦时，占总发电量的18.6%。

水电发电量整体呈现增长态势，但受气候因素影响，存在一定的波动。

核电、风电、太阳能发电量占比小，但增速快，不断优化我国的电力结构。

2017年，核电、风电、太阳能发电量分别达2,483亿千瓦时、3,057亿千瓦时、1,182亿千瓦时，占总发电量的比例分别为3.9%、4.8%、1.8%。

核电、风电和太阳能发电分别同比增长16.5%、26.3%和75.4%。

核电、太阳能发电的发电量增速都有持续提升，且占总发电量的比例也在稳步上升。

2017年，我国发电量结构如下：

（2）发电装机容量的变化情况

我国各电种的装机容量持续上升。

虽然我国目前发电量增速已放缓，但装机容量的增速并未有放缓的迹象，根据中国电力企业联合会发布的2017年全国电力工业统计快报，全国2017年装机容量达到17.77亿千瓦，同比增长7.6%。

发电量增速停滞，装机容量却持续增长，未来电力产能过剩将加剧，需要拉动电力需求来缓解问题。

其中风电装机容量处于快速发展期，2017年风电的装机容量达到1.64亿千瓦，同比增长10.5%。

2017年我国各类电源装机容量情况如下图所示：

2、风电行业发展概况

风能作为一种无污染、可再生的清洁能源近年来越来越受到人们的关注，在过去几十年中成为发展最快的新能源行业，各国政府和人民都高度关注，风能发电量和风能发电量占总发电量的比例都不断攀升，在电力行业中占据越来越重要的地位。

（1）全球风电行业发展概况

随着环境问题的日渐突出，风力发电越来越受到各国的关注，风力发电技术也不断发展，近年来全球风电行业快速发展，全球风能理事会（GWEC）的报告显示，2017年累计装机容量达到539.58GW，2017年的新增装机容量也达到了52.57GW。

同时根据全球风能理事会（GWEC）对2018-2023年风电市场的预测，到2023年，全球累计装机容量将达到969.15GW，风电市场保持稳定发展势头。

截止2017年末，全球风电累计装机容量和新增装机容量最大的均为中国，具体情况如下：

（2）我国风电行业概况

①我国风能资源概况

中国幅员辽阔、海岸线长，拥有较为丰富的风能资源。

我国气象局在2009年公布了离地面高度为50米的风能资源测量数据，其中达到三级以上风能资源陆上潜在开发量为2,380GW（三级风能资源指风功率密度大于300瓦/平方米），达到四级以上风能资源陆上潜在开发量为1,130GW（四级风能资源指风功率密度大于400瓦/平方米），而且5至25米水深线以内的近海区域三级以上风能资源潜在开发量为200GW。

其中，风能资源较为丰富的地区主要集中在“三北”（东北、华北、西北）地区、东南沿海及附近岛屿，此外，内陆也有个别的风能丰富点。

我国风能资源地理分布与现有电力负荷之间存在不匹配的现象。

沿海地区电力负荷较大，但是风能资源丰富的陆地面积小；“三北”地区风能资源很丰富，但是电力负荷却较小，给风电的经济开发带来一定的困难。

由于大多数风能资源丰富的地区，都远离电力负荷中心，同时，电网建设较为薄弱，大规模开发需要电网延伸的支撑。

②我国风电产业发展历程和现状

我国风电场的建设始于二十世纪八十年代，在其后的十余年中，经历了初期示范阶段和产业化建立阶段，装机容量呈现平稳、缓慢增长的特点。

自2003年起，随着国家发改委首期风电特许权项目的招标，我国风电场建设进入规模化及国产化阶段，装机容量迅速增长。

特别是自2006年开始，连续四年装机容量翻番，装机容量爆发式增长。

据全球风能理事会的统计，2013年至2017年，我国风电新增装机容量，连续五年保持全球新增装机容量第一位。

我国累计风电装机容量2009年跃居世界第一位，直至2017年一直保持全球第一位。

根据中国电力企业联合会数据，2017年全国风电累计装机容量163.67GW，风电累计装机容量占全部发电装机容量的比例为9.2%，占比较2016年提升0.2个百分点。

发电量方面，2017年全国风电发电量3,057亿千瓦时，占全部发电量的4.8%，占比较2018年上升了0.8个百分点，份额进一步提升。

根据国家能源局发布的风电并网运行情况，2017年，全国风电平均利用小时数1,948小时，同比增加203小时，全年弃风电量419亿千瓦时，同比减少78亿千瓦时，弃风限电形势大幅好转。

风电平均利用小时数较高的地区是福建、云南、四川和上海。

③我国风电行业发展趋势与规划

风电作为使用便利和高速发展的新兴可再生能源之一，已经在全球范围内实现大规模应用。

随着全球低碳清洁能源利用共识不断增强，风电在未来能源系统中将扮演更加重要的角色，成为能源可持续发展的重要选择。

2007年以来美国新增发电装机的33%来自风电，欧洲自2000年以来近30%的新增发电装机来自风电。

风电已逐步成为一些国家和地区电力系统中的重要组成部分，美国提出到2030年电力供应的百分之二十要由风电提供的目标，德国、丹麦等国家也把开发利用风电作为2050年高比例可再生能源发展的核心。

另一方面，全球范围内风能利用技术不断进步，其开发利用成本也迅速下降，巴西、南非、埃及等国家的风电招标电价已低于当地传统化石能源上网电价，美国风电长期协议价格已下降到化石能源电价同等水平。

风电技术目前比较成熟，并且成本不断下降，是目前应用规模最大的新能源发电方式之一。

发展风电已成为许多国家推进能源转型的核心内容和应对气候变化的重要途径，也是我国推进能源生产和消费革命、推动大气污染防治的重要手段。

“十三五”时期是我国推进“四个革命，一个合作”能源发展战略的重要时期，为实现2020年和2030年非化石能源分别占一次能源消费比重15%和20%的目标，推动能源结构转型升级，促进风电产业持续健康发展，依据《可再生能源法》及《能源发展“十三五”规划》的要求，国家能源局制定了《可再生能源发展“十三五”规划》。

根据《可再生能源发展“十三五”规划》，风电建设需按照“统筹规划、集散并举、陆海齐进、有效利用”的原则，严格开发建设与市场消纳相统筹，着力推进风电的就地开发和高效利用，在消纳市场、送出条件有保障的前提下，有序推进大型风电基地建设，积极稳妥开展海上风电开发建设，完善产业服务体系。

2016年11月，国家能源局制定并下发了《风电发展“十三五”规划》，此规划明确了2016年至2020年我国风电发展要落实创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，坚持清洁低碳、安全高效的发展方针，顺应全球能源转型大趋势，不断完善促进风电产业发展的政策措施，尽快建立适应风电规模化发展和高效利用的体制机制，加强对风电全额保障性收购的监管，积极推动技术进步，不断提高风电的经济性，持续增加风电在能源消费中的比重，实现风电从补充能源向替代能源的转变。

《风电发展“十三五”规划》中明确了“十三五”期间风电发展目标：

到2020年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上；风电年发电量确保达到4,200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%；到2020年，有效解决弃风问题，“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求；风电设备制造水平和研发能力不断提高，3-5家设备制造企业全面达到国际先进水平，市场份额明显提升。

根据我国风电开发建设的资源特点和并网运行现状，“十三五”时期风电主要布局原则如下：

加快开发中东部和南方地区陆上风能资源，到2020年，中东部和南方地区陆上风电新增并网装机容量4,200万千瓦以上，累计并网装机容量达到7,000万千瓦以上；

有序推进“三北”地区风电就地消纳利用，到2020年，“三北”地区在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；

利用跨省跨区输电通道优化资源配置，“十三五”期间，有序推进“三北”地区风电跨省区消纳4,000万千瓦（含存量项目）；

积极稳妥推进海上风电建设，重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，到2020年四省海上风电开工建设规模均达到百万千瓦以上。

积极推动天津、河北、上海、海南等省（市）的海上风电建设。

探索性推进辽宁、山东、广西等省（区）的海上风电项目。

到2020年，全国海上风电开工建设规模达到1,000万千瓦，力争累计并网容量达到500万千瓦以上。

2017年7月，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》（国能发新能[2017]31号），提出健全风电、光伏发电建设规模管理机制，要求各省（区、市）能源主管部门应根据风电产业预警信息合理布局风电项目。

预警结果为绿色地区的省（区、市）能源主管部门，根据相关规划在落实电力送出和市场消纳的前提下，自主确定风电年度建设实施方案，严格核实纳入年度建设方案各项目的风资源勘查评价、电力送出及消纳市场等建设条件，并指导开发企业与电网企业做好衔接，将年度建设实施方案报送国家能源局。

分散式风电严格按照有关技术规定和规划执行，不受年度建设规模限制。

同时，要求电网企业要遵照《可再生能源法》的规定，与依法取得行政许可或报送备案的可再生能源发电企业做好衔接，及时投资建设配套电网，签订并网调度协议和购售电合同，履行对可再生能源发电的全额保障性收购责任。

根据国家能源局于2018年3月5日发布的《2018年度风电投资监测预警结果的通知》，云南省的监测预警结果为绿色。

预警结果为绿色的地区按照有关要求自行组织风电项目建设，但要把握好风电项目的建设节奏，在落实消纳市场等条件的基础上有序推进，避免出现限电状况。

2018年5月，国家能源局印发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，对风电未来发展的消纳和竞价上网提出了更高的要求：

（1）严格落实规划和预警要求，严格执行《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能〔2017〕31号）中各地区新增风电建设规模方案的分年度规模及相关要求；

（2）将消纳工作作为首要条件。

各地需按要求向国家能源局报送2018年可再生能源电力消纳工作方案；（3）严格落实电力送出和消纳条件。

新列入年度建设方案的风电项目，必须以电网企业承诺投资建设电力送出工程并确保达到最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%）为前提条件；（4）推行竞争方式配置风电项目。

从2019年起，各地新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。

分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围；（5）优化风电建设投资环境。

各地市（县）级政府相关部门推荐风电项目参加新增建设规模竞争配置时，应对上述建设条件做出有效承诺或说明，省级能源主管部门应对相关市（县）履行承诺的情况进行考核评估，并作为后续安排新增风电建设规模的重要依据；（6）积极推进就近全额消纳风电项目。

支持风能资源丰富地区结合当地大型工业企业和产业园区用电需求建设风电项目，在国家相关政策支持下力争实现不需要补贴发展。

鼓励在具备较强电力需求的地级市区域，选择年发电利用小时数可达到3000小时左右的风能资源场址，在省级电网企业确保全额就近消纳的前提下，采取招标方式选择投资开发企业并确定上网电价，特别要鼓励不需要国家补贴的平价上网项目。

④我国风电定价机制

根据《可再生能源法》及《可再生能源发电有关管理规定》，可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整和公布。

根据国家发改委颁布并于2006年1月1日生效的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号），2005年12月31日后获得国家发改委或者省级发改委核准的风电项目的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；可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊。

213

2009年至2016年，随着我国风电规模不断扩大，为使投资明确，国家发改委数次下调风电标杆上网电价。

风电标杆上网电价调整情况如下表所示：

2016年12月26日，国家发改委下发《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，对2018年及以后核准的陆上风电项目上网电价实施新的电价，调整后的标杆上网电价政策为：

根据最新的风力资源划分范围，云南省从之前的四类资源区被调整为二类资源区，对云南省范围内2018年以后核准的陆上风电项目上网电价影响较大，标杆上网电价将由0.60元/千瓦时，调整为0.45元/千瓦时，降幅达25%。

三、行业进入壁垒

1、政策壁垒

开发建设风电项目需要经过政府的相关审批，首先需要获得国家发改委或省级发改委对前期工作的许可，其次要通过当地政府对土地、环保、地质灾害、水保、林业、电网接入等方面的审查，审查通过后再上报发改委并获得核准，核准之后，还需要通过相关的土地使用审批后才能够开工建设。

2、资源壁垒

我国虽然风能资源丰富但是分布并不均匀，主要分布在东南沿海、内蒙古和甘肃北部、黑龙江和吉林东部、三北地区北部以及青藏高原等。

在选择风区时除了要考虑风能资源还要综合考虑交通运输、并网条件、地形地貌等因素，所以优质风区是相对有限的，具备极高的开发价值，随着竞争的加剧，占据优质风区无疑会获得很高的竞争优势。

根据国家能源局的统计数据，2017年云南省风电平均利用小时数为2,484小时，全国2017年风电平均利用小时数为1,948小时，云南省风电平均利用小时数为全国第二高的省份。

3、资金壁垒

开发风电项目需要极高的资金投入，根据项目规模投资金额从数亿到上百亿不等，需要风电运营商具备雄厚的资金实力。

同时根据《国务院关于调整固定资产投资项目资本金比例的通知》（自2009年5月25日起发布并实施）第一条的规定，风电开发项目的最低资本金比例要求为20%，因此风电运营商还需要投入大量资金作为项目开发资本金，高额的资金投入成为新进入者的进入壁垒。

4、技术壁垒

风电行业属于技术密集型行业，各个环节都需要技术储备和研发投入，需要运营商具有较高的技术水平。

以风能项目开发为例，开发过程通常分为三个阶段：

（1）风场选址、签订开发协议及风能资源评估；

（2）内部评估及政府审批；（3）设计、建造及调试。

第一阶段就需要很高的技术水平，在风场选址方面，要分析风能资源、地形地势，并网条件，交通条件、风电场规模等，在风资源评估方面需要企业收集和分析场址的风力数据，为了准确分析，测风过程至少需要持续12个月。

因此，各个环节所需要的实践经验和技术储备都为新进入者设立了门槛。

5、人才壁垒

我国的风电行业起步晚，但是近年来又发展迅速，所以风电专业的人才短缺严重。

虽然20世纪80年代国家就开始培养风电专业的人才，各高校也都开设了风力专业，但是培养的人才难以满足市场需求，人才缺口巨大。

同时企业招募的风电专业应届生缺乏相关的实践经验，为此有的企业会在内部开展培训，培养同时具备理论和实践经验的复合人才，建立了行业的人才壁垒。

四、行业周期性、季节性及区域性特征

1、周期性

影响风电行业发展的主要因素分别为风资源、国家政策和电网条件，这三个主要因素与经济周期相关度不高，因此，风电行业不具有明显的周期性特征。

2、季节性

由于我国国土面积巨大，地形、气候复杂多样，各地区风电行业的季节性特征也不尽相同。

总体而言，我国风能资源的季节性较强，一般春、秋和冬季丰富，夏季贫乏。

通常来说，云南省内每年6月至10月为小风季，11月至次年5月为大风季。

由于大风季发电量高，营业收入较高，小风季发电量较低，营业收入较低，而风电场主要成本为风机设备相关折旧，月度间较为平均，从而使得风电场在大风季净利润较高，小风季净利润较低或亏损。

3、区域性

我国的风能资源分布十分广泛，风能资源丰富的地区主要集中在东南沿海及附近岛屿以及北部（东北、华北、西北）地区，内陆由于一些地区特殊的地形影响，风能资源也较为丰富，除此之外，一些近海地区风能资源也非常丰富。

五、影响行业发展的因素

1、有利因素

（1）国家产业政策的支持

在2006年国家就颁布了《可再生能源法》，建立了鼓励风电发展的基本政策框架。

2016年以来为促进风电等可再生能源的消纳，国家能源局、发改委又相继出台多项文件、政策，涉及配额制、保障利用小时规定、跨区输送、促进当地消纳等多项措施，加大风电就近消纳力度。

主要文件如下：

（2）大气污染等环境问题推动清洁能源的发展

近年来大气污染严重，雾霾等大气污染问题给居民的身心健康造成了极大的威胁，温室气体的排放也引发了诸多环境问题和社会问题，大气污染问题亟需解决，所以清洁能源的发展越来越受到人们的关注。

其中风能作为无污染、可持续的清洁能源，可以有效替代化石能源，一定程度上缓解通过化石能源发电带来的环境问题，成为治理雾霾和温室气体排放的有效手段，所以近年来风能等清洁能源取得了快速发展。

2017年中国不论是风电累计装机容量还是新增装机容量都位居世界第一，未来风力发电一定能在大气污染问题的解决上发挥更加重要的作用。

（3）国家能源结构持续优化

我国是全球最大的能源消费国，能源需求不断增长，发电量稳步上升。

但是我国目前以煤炭为主的能源消费结构可持续性较差，且引发了环境污染等问题。

因此近年来国家不断致力于推动能源结构的优化，火电占全部发电量的比例持续下降，风电、核电、太阳能发电比例不断上升，整个能源结构