风电行业市场调研分析报告.docx
《风电行业市场调研分析报告.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《风电行业市场调研分析报告.docx（20页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
风电行业市场调研分析报告
2017年风电行业市场调研分析报告
目录
第一节风电行业发展现状4
一、风电优势5
二、风电市场发展空间5
第二节发达国家风电发展启示与教训9
一、欧洲风电产业发展分析与借鉴9
二、美国风电运营商产业发展分析与借鉴10
三、日本风电产业发展的教训11
第三节国内风电发展状况分析12
一、风电装机容量再创新高14
二、风电运营商供需不平衡15
三、风电供需环境与产业链分析17
四、未来国内风电运营商发展的关键21
五、影响风电运营商盈利的主要因素22
六、结论23
第四节企业分析24
图目录
图1：
1997至2014年全球年度装机容量5
图2：
2014年全年装机容量排名前十国家6
图3：
2014年12月全球累积装机容量排名前十7
图4：
2015-2019全球风电装机容量预测8
图5：
2015年上半年全球主要风电市场增长率8
图6：
美国风电技术专利来源国家分析11
图7：
2010-2015中国风电新增及累计装机容量12
图8：
风电产业促进政策重要节点14
图9：
风电并网装机在全国电力总装机量汇总的比重15
图10：
风电在电力生产中的比例变化15
图11：
2014年中国风电累计装机排名前10的风电运营商市场份额19
图12：
2014年风电新增装机排名前10名运营商与2013年对比20
图13：
国内风电产业发展重点示意图21
表目录
表1：
2014年我国风电新增装机排名前10的开发商及市场份额19
第一节风电行业发展现状
一、风电优势
风能总量巨大。
根据估测数据，全球风能总量约2.74×109兆瓦，其中可利用的风能为2×10^7兆瓦，超过地球上可开发利用的水能总量的10倍。
在新能源领域和当前的科技发展阶段，风能是最具商业潜力、最具活力的可再生能源之一，使用清洁，成本较低，取用不尽。
与核电和太能发电相比，风力发电具有装机容量增长空间大、成本下降快、安全和永不耗竭等优势。
风力发电在为经济增长提供稳定电力供应的同时，可以有效缓解空气污染、水污染和全球变暖问题。
在各类新能源开发中，风力发电是技术相对成熟、并具有大规模开发和商业开发条件的发电方式。
风电场发电量是其耗电量的17-39倍，核电厂为16倍，火电厂为11倍。
与其他能源相比，风电发电1兆瓦时节省2000升水。
风力发电规模化发展给风力发电装备制造业提供了广阔的市场空间和前景。
风能对于整个世界的能源结构、就业和民生状况都产生了重大影响。
二、风电市场发展空间
世界风电装机容量历经跌宕，2013年经历了过去20年第一次市场萎缩，2014年止跌回升。
2013年全球风电累计装机容量318000兆瓦，新增装机容量为35470兆瓦，新增同比下降越10000兆瓦，降幅高达22%。
美国当年累计装机容量占全球的19.2%，而新增装机容量占全球的3.1%，全球风电装机容量受到美国拖累。
2013年美国PTC政策（风能生产税抵减法案）的中断导致美国新增风电装机容量在2013年急转直下，新增装机容量从2012年的131000兆瓦下降至2013年的10000兆瓦，下降92%，直接导致了全球陆上风电市场新增装机容量出现有史以来首次下降。
2014年由于中国市场强劲增长，美国市场的恢复和新兴市场的潜力释放，全球风电装机恢复到了以往的快速发展轨道。
截至2014年底，全球风电累计装机容量达到370吉瓦，全年新增51.5吉瓦，同比增长44%，远远超过2013年新增的17.6吉瓦与2012年新增的13.9吉瓦。
截至2015年上半年，风电已满足全球4%的用电需求。
未来五年风电装机容量增长将以亚洲、欧洲和美洲为主，巴西和南非风电市场逐步启动。
图1：
1997至2014年全球年度装机容量
资料来源：
CWEA，北京欧立信咨询中心
根据GWEC的统计数据，截止到2014年末全球风机数总量为26.8万台，风电占全球供电的百分比为3%，风能使全球减少6.08亿吨二氧化碳排放。
全球有24个国家风电装机容量超过1,000兆瓦；其中有11个国家装机容量超过5000兆瓦。
其中，德国、美国和中国在风电方面是发达国家和发展中国家的标杆。
◆2014年德国新增装机容量530万千瓦（包括陆上风电475万千瓦），稳居欧洲首位，累计装机容量达到3917万千瓦，居世界第三位。
◆2014年美国新增风电装机容量485万千瓦，约占全球新增总量的9.4%。
美国累计风电装机容量6588万千瓦，约占世界总量的17.8%，继续稳居世界第二。
◆2014年新增装机容量达到2335万千瓦，约占世界风电新增总装机容量的45.2%，中国继续驱动全球增长，稳居世界第一。
累计装机容量达到1.15亿千瓦，约占世界风电累计装机容量的31%。
图2：
2014年全年装机容量排名前十国家
资料来源：
CWEA，北京欧立信咨询中心
图3：
2014年12月全球累积装机容量排名前十
资料来源：
CWEA，北京欧立信咨询中心
全球风电市场近年来获得了迅速发展，主要是由于风电自身的经济优势明显，与光伏相比前期投入成本低，与核电相比在运营过程中不消耗水资源和矿物资源，同时市场竞争力也不断增强，虽然近来国际油价出现下跌，但由于石化能源中，用来发电的主要是煤，石油发电的比例很小，所以国际油价持续低迷对于新能源发电影响不是很大，比如欧美国家煤炭消费总量的80%用于发电，但石油价格下跌并未导致电的价格下跌，无论在国内还是国外，影响新能源发展的当前主要因素还是政策和补贴，而不是石油价格低迷，未来随着风能等可再生能源的大范围利用，补贴将逐步取消。
目前占据全球市场主要份额的是中国，其次是美国、德国和印度。
2015年上半年中国共有270个风电场项目开工吊装，新增装机共5474台，装机容量为1010万千瓦，同比增长40.8%。
其中，海上风电共装机50台，装机容量16.6万千瓦。
自今年年初起，巴西风电发展一直保持最高增长态势，风电发电量同比上升14%。
目前一些欧洲国家市场呈平稳发展态势。
作为欧洲最大风电市场的德国，在进行能源监管改革后，预计风电于未来一到两年内的发展速度将趋于平缓。
图4：
2015-2019全球风电装机容量预测
资料来源：
GWEC，北京欧立信咨询中心
图5：
2015年上半年全球主要风电市场增长率
资料来源：
公开资料，北京欧立信咨询中心
第二节发达国家风电发展启示与教训
一、欧洲风电产业发展分析与借鉴
1.欧洲陆上风电已比肩煤电，未来重点转移海上
欧盟是当今世界最主要的经济体之一。
由于风力资源廉价环保、有可持续利用的价值，为保障能源安全，实现能源来源多元化，应对气候变化，欧盟积极发展可再生能源。
截止到目前，丹麦风电装机容量和发电量占该国总发电装机容量和发电量的比例分别为25%和20%，而德国分别为17%和7%，西班牙为15%和6%。
按照现有趋势，到2019年，欧洲许多国家的风力发电将占本国总发电能力的10％以上。
目前欧盟的陆上风电已经成为能够与煤电竞争的新能源，未来欧洲风电的开发重点也将从陆地转移到海上。
主要由于一些风电强国，如丹麦和德国等国家的陆上风电开发已趋饱和，而海上风能资源丰富，风速高，紊流小，风电机组发电量多，且开发海上风电不受土地限制,视觉及噪音的影响少，规模几乎不受限制。
因此,许多欧洲沿海国家已将海上风电作为新的发展方向。
2.顶层政策设计保证新能源快速发展
2010年11月，欧盟委员会公布了“能源2020”的未来十年欧盟能源新战略。
计划在未来十年内用一万亿欧元建设欧盟国家的能源基础设施。
欧盟能源新战略的核心内容是未来十年欧盟国家能源领域的五大优先目标。
这五大优先目标是：
建设“节能欧洲”，特别是要在交通及建筑领域进行节能革新，促进能源行业的竞争，提高能源供应的效能。
通过节能行动，要实现欧盟国家平均家庭每年节约1000
欧元的能源费用。
推进欧盟内部的能源市场一体化进程，除了制定统一的政策外，还要在未来五年内完成泛欧能源供应网络的基础设施改造，主要是成员国内部及成员国与成员国之间天然气管道建设、供电网络建设、新能源网络建设，把欧洲所有地区纳入统一的能
源供应网，为全体欧洲人提供可靠的、负担得起的能源。
制定“消费者”友好型能源政策，提高能源的安全性和可靠性。
确保欧盟国家在能源技术与创新中的全球领先地位。
强化欧盟能源市场的外部空间，把能源安全与外交相结合，与主要能源伙伴展开合作，并在全球范围内促进低碳能源。
3.电网协调、衔接与互联是根本
2008年12月，欧洲新的输电运营商联盟（ENTSO-F）成立ETSO、NORDEL、BALTSO
等输电运营机构，将欧洲大陆、北欧、英国、爱尔兰、波罗的海等地区衔接在一起，
负责欧洲电网的协调规划运行，从此形成较为完善的新电力输电网络。
2009年，ENTSO-E的成员纳入来自欧洲34个国家的42个电网运营商。
从欧洲电网内成员国之间主要是通过220/275kV和380kV交流线路互联的。
截止2009年底，NTSO-E成员国内共有联络线286条，其中，220kV以下联络线71条，220/275kV联络线92条，330kV以下联络线共123条。
ENTSO-E的成员国中跨国联络线超过20条的国家跨国联络线。
二、美国风电运营商产业发展分析与借鉴
1.政策持续支持保证风电产业稳步快速增长
风能是美国用于大规模可再生电力生产的领先能源。
当2000年美国能源部启动“风力美国”（WindPoweringAmerica）行动倡议时，美国风力发电总装机容量仅为2，500兆瓦。
近年来，美国的风能产业则进入了史无前例的增长期。
2009年美国的风能产业尽管受到金融危机的影响，但是在《美国经济复苏与再投资法案》以及州和地方行动计划的激励下，继续保持世界领先地位，新增风力发电装机容量近10吉瓦，为历年之最；累计装机容量增长了39%，达到了35吉瓦，足以供970万户家庭使用。
美国风能协会认为，美国风能产业的政策持续支持保证风电产业稳步快速增长快速发展也显示出，到2030年风能供应全美20%电力，装机容量到达300吉瓦的潜力。
2.风电运营商设备国产化是风电产业发展的必由之路
从风能产业最主要的风机制造企业来看，美国有很多风机及零部件制造厂。
一个现代风力涡轮机由8000多个零部件组成。
为了满足风力涡轮机的市场供应，2009年美国有39个投产、扩建以及宣布新建的零部件制造厂和研发设施，使全美投入运营的风力涡轮机零部件制造厂超过200个。
美国大湖地区聚集了大量的风能设备制造企业。
随着2004年风能设备制造相关扶持政策的出台和风能市场的快速发展，美国国产的风力涡轮机及相关零部件的数量增加了12倍，国产比例由2005年的不到25%增加到现在的50%。
通用电气（GE）是美国最大的风力涡轮机生产商，2009年的市场占有率超过40%，但其市场占有率与2005年相比有较大幅度下降。
在美国市场，Vestas、Siemens、Mitsub-ishi和Suzlon公司也具有一定的竞争力，共占据了约40%的市场份额。
美国风机市场几乎完全被大型的风机制造厂商所占据，而且其市场份额呈现从三、四个厂商垄断到多个大厂商竞争的逐步分散趋势。
图6：
美国风电技术专利来源国家分析
资料来源：
公开资料，北京欧立信咨询中心
三、日本风电产业发展的教训
1.工程费用过高，审批拖沓阻碍风电行业发展
2011年福岛核事故发生后，日本关停了40多座核反应堆，此后日本化石能源的进口量与日俱增，给日本经济和环境带来巨大压力。
为了缓解能源供应紧张，日本在增加能源进口的同时，也开始推动国内可再生能源发展，风电正是其中之一。
几年后日本风电产业的发展却并不尽如人意。
根据GWEC此前发布的《2013全球风电报告》，截至2013年底，日本风电装机总量为2661兆瓦，占其全国电力供应的0.5%。
而2013年，日本风电新增装机仅为50兆瓦，是自2003年以来的最低值。
据日本风电协会（JWPA）统计，2014年，仅有119兆瓦陆上风电实现了并网。
风电项目开发成本过高已经成为制约日本风电产业发展的一大弊端。
通常情况下，风机才应该是整个风电项目开支的“重头”。
根据GWEC的数据，按照陆上风电场的国际标准模型，用于购买风机的花销大约会占到风电项目开发总成本的65%。
在日本风机的花费却仅占到项目总成本的50%，
但并非风机价格低廉，而是其他相关费用居高不下。
比如日本的工程建设费用奇高无
比，项目审批拖沓，导致项目建设时间延长，这些都给日本的风电项目增加了许多不
必要的成本。
2.政策支持力度不够导致风电产业发展缓慢
政策支持力度不够也是导致日本风电产业发展缓慢的主要原因。
根据全球风能协会的统计数据，目前日本为陆上风电提供了22日元/千瓦时的上网电价，对海上风电则是36日元/千瓦时。
但是，根据日本风电协会测算，这一上网电价相比风电项目的成本几乎是不值一提。
与此同时，日本还缺乏明确的可再生能源电力目标。
“没有明确的发展目标，使得日本的风电产业、甚至整个可再生能源电力产业的发展都受到制约。
日本政府还出台了更为严格的环境评估法案，导致大量装机在10兆瓦以上的风电项目被冻结。
政策的不支持已经严重阻碍了日本风电的进一步发展。
日本政府也已经看到了这些制约风电发展的弊端，并开始着手解决问题。
日本风电协会目前正致力于制定日本风电发展的长期路线图，计划到2050年实现风电装机总量50吉瓦的目标。
第三节国内风电发展状况分析
中国电力企业联合会公布的2015年1-11月份电力运行简况显示，我国并网风电达到113.27吉瓦，数据显示我国2014年底并网风电95.81吉瓦，2015年前11月新增并网风电17.46吉瓦，15年前11个月已经超过2014年全年新增并网风电，势头良好。
中国陆上已经建成和运营的风机总量7.6万台，截止到2014年年底，甘肃省风电装机容量达到10.73吉瓦，成为内蒙古之后第二个超过10吉瓦的省份。
其他目标达到10吉瓦的省份：
河北、江苏、吉林和新疆。
目前，中国海上风机总量226台。
欧洲以外第一个兆瓦级商业海上风电项目-上海东海大桥风电场装机容量超过1吉瓦。
风电运营商将受益于国内风电产业促进政策。
图7：
2010-2015中国风电新增及累计装机容量
资料来源：
公开资料，北京欧立信咨询中心
2005年2月28日，我国通过《可再生能源法》，并于2006年1月1日正式实施。
2009年，出台《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，《全国人民代表大会常务委员会关于修改“中华人民共和国可再生能源法”的决定》，按照四类风资源制订了
标杆电价，资源定价更富合理性和收益性，鼓励企业自主创新，预防低水平的重复建
设，可再生能源发电保障性收购，建立可再生能源发展基金。
2010年，出台《海上风电开发建设管理暂行办法》，从发展规划、项目核准和授予、施工竣工验收等环节对海上风电开发建设管理做了全面规范要求，力图确保海上风电能健康规范发展。
2015年上半年，国家能源局第五批核准计划中，华东、华中、华南地区纳入的开发规模分别为480万千瓦、827万千瓦、865万千瓦。
中东部和南方地区总计达到2127万千瓦，占到全部核准计划的65%。
与第四批“计划”相比，上述地区的核准规模增加了788万千瓦，同比增长57%。
因此，弃风限电问题不明显的低风速地区，已
成为我国未来风电新增装机的主要市场之一。
2015年5月25日，工信部发布了对《中国制造2025》规划系列解读，其中阐述了5兆瓦及以上风力发电设备成为风电发展的重点方向。
力求形成销售一代、储备一代、开发一代的产品开发结构，鼓励技术创新成果应用，推进技术创新普及。
同时国家鼓励企业大胆技术革新，开展其他促进风电就地利用的技术示范工作。
历年的风电政策经历了由政府完全主导转变为政府和企业共同推动风电产业发展，鼓励企业自主创新；风电发展重点逐渐由陆上风电向陆上风电和海上风电共同发展转移；越来越重视企业技术进步和创新，对产品的要求由数量到质量的转变。
这些变化说明我国风电产业政策日臻完善，政府注重保证产业政策的稳定性和连续性，越来越注重企业参与，提高企业的积极性。
图8：
风电产业促进政策重要节点
资料来源：
公开资料，北京欧立信咨询中心
一、风电装机容量再创新高
2015年，随着我国风电发展战略地位的显著提升，在风电上网电价下调及海上风电启动等多催化剂共同作用下，有望实现新增装机进一步增长。
发改委日前正式公布下调陆上风电标杆电价，将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元、0.56元;第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。
根据政策规定，2015年1月1日前经过核准且能在2016年1月1日前投入运营的项目将执行调整前的上网电价，因此导致2015年发生了抢装事件，所以2015年风电新增装机容量有望达到25吉瓦，同比增长25%以上。
2015年弃风率下降，能够完全弥补电价下调带来的而影响。
根据政策规定，2015年1月1日前经过核准且能在2016年1月1日前投入运营的项目将执行调整前的上网
电价。
此次电价调整将降低风场运营项目内部收益率1%左右，鉴于去年前三季度弃
风率已下降到7.5%，因弃风率下降带来的内部收益率提升幅度在1.5%左右。
因此，
随着弃风率不断改善，发电行业的盈利能力较以往增强，预计电价下调不会影响到投
资者投资风电的热情。
抢装会提前释放市场对于风电设备制造商的需求，同时也会对
于运营商的运营能力提出挑战，但风电在整个供电市场中的份额是逐渐增大的，长期
来看，参与抢装的龙头企业将会继续保持规模优势，逐步改善经济效益。
二、风电运营商供需不平衡
作为我国战略性新兴产业之一的风电虽然起步较晚，但2005年以来实现了极为迅速的发展，连续5年风电装机容量翻番式增长。
2014年装机容量114609兆瓦，全球369597兆瓦，中国占到32%。
当前继续保持全球领先地位，中国风电市场在历经多年的快速增长后步入稳健发展期。
风电并网装机在全国电力总装机量汇总的比重逐年提高，2014年达到7%。
图9：
风电并网装机在全国电力总装机量汇总的比重
数据来源：
北极星风力发电网，北京欧立信咨询中心
风电在电力生产中的比例不断提升，从2008年的0.38%提升到2014年的接近3%，并已超过核电成为中国第三大电源。
图10：
风电在电力生产中的比例变化
数据来源：
北极星风力发电网，北京欧立信咨询中心
1.国内风电消纳改善需要时间，弃风会长期存在
国内发电能源结构以火电为主，供热机组比重大，缺乏灵活快速调节的电源支撑。
我国煤电装机占全国总装机的70%左右，其中供热机组占煤电装机的20%以上。
在风能资源丰富的“三北”地区，供热机组占火电装机的比例更高。
受电源结构制约，电
网调峰压力较大。
电网结构相对薄弱，省区间联网能力不强，难以提供风电消纳支持。
我国风电富集地区大多相对偏远，受本地负荷及系统规模限制，风电消纳能力不足。
在以分省分区平衡为主的格局下，各省（区）间电网互联规模有限，难以提供大规模风电消纳支持。
国内实行风电全额保障性收购制度，常规电源适应性调节将付出较大的经济代价。
国家根据规划批准建设的风电场发电量，电网必须保障性全额收购。
为满足风电消纳需要，在充分调动调峰电源能力后，目前主要采用丰水期弃水、供热期机组启停调峰等手段，经济代价较大。
因此，限于我国电网结构模式，目前我国风电消纳主要以就地平衡消纳为主。
受系统规模、电源结构等因素影响，部分地区弃风严重。
2.跨区消纳将是未来风电消纳的重要形式
由于受负荷特性、电源结构、电源出力及调节特性等多种因素影响，各地区风电消纳能力及弃风情况存在较大差异，所以简单按照用电占比安排各省（区）风电消纳方法的科学性、合理性较差，风电消纳的关键仍在于系统的调峰能力。
我国电源及市场发展趋势，跨区消纳将是未来风电消纳的重要形式，东北、西北目前已存在风电消纳不足问题，随着风电持续大规模发展，“十三五”期间华北风电也需寻求区外市场。
考虑负荷发展及资源互补，华中、华东将是未来我国大规模风电消纳的重要市场，大范围跨区域风电消纳将是应对大规模风电集中开发的重要手段。
3.特高压和智能大电网将逐步改善风电消纳状况
截至2014年9月底，国家电网新能源并网装机突破1亿千瓦，其中风电7799万千瓦，国家电网成为世界风电并网规模最大的电网。
在国内大规模开发清洁能源，关键在于建设网架坚强、广泛互联、开放互动、高度智能的智能电网，以适应风电间歇性、随机性特征，解决清洁能源并网、配臵和消纳难题。
预计到2020年，我国9个大型风电基地的开发规模将达到1.7亿千瓦。
我国大型能源基地与东中部负荷中心的距离一般都在800公里～4000公里。
从技术性、经济性，以及安全性的角度看，特高压都是科学合理的选择。
为促进清洁能源大范围消纳，国家电网近几年也加强跨区跨省消纳，加快推进特高压等骨干电网建设，截至目前已累计建成“两交四直”特高压工程，在建在运特高压线路长度超过1.5万公里，变电（换流）容量超过1.6亿千伏安（千瓦），累计送电量超过2500亿度。
依托特高压，大电网将在消纳包括风电在内的清洁能源上发挥更大作用。
三、风电供需环境与产业链分析
1.产业上中下游制造商、运营商和电网相互“博弈”
我国风电产业由政府和市场双重力量推动，发电机组制造商、风力发电企业和电网的利益诉求不同，相互博弈。
政策影响力度较强的主要包括三方：
供给方、需求方和风电发展的支持者、管理者和受益者，它们分别是风机制造商和发电企业、电网企业和电力消费者、地方政府。
由于在风电产业链上扮演的角色不同，各方有着不同的利益诉求和行为特征。
风电设备制造商，力图充分享受政府提供的资源开发与市场建设补贴，凭借政策优势扩大企业规模，提高利润水平，以提高自身在风电产业领域的影响力。
风电运营商，作为供给方，影响力度较强的大多是国有电力集团公司，其主要诉求在于提升其行业地位，享受财政补贴，并通过扩大市场份额来巩固其垄断地位。
一方面，通过开发风电获得国家电价补贴、卖电收益等直接收益；另一方面，通过争抢电力市场获得间接经济收益。
2007年国家出台了《可再生能源中长期发展规划》，其中对各大发电集团提出了非水电可再生能源配额要求。
规划指出，若各大发电集团不能满足要求，国家将不再批复火电项目。
正是在这一政策的驱使下，五大发电集团争抢风电市场，以期实现未来上马更多的火电项目，因此风电产业政策催生出发电企业投资风电的冲动。
国家电网，作为需求方实际上对国家一度高调的风电政策反应并不十分积极，一是因为风电供给具有“间歇性”；二是如果同时大规模接纳风电，国家电网必须改变其固有的调度系
升级会员 