2018年风电行业市场调研分析报告

2018年风电行业市场投资分析报告目录第一节以史为鉴，探寻风电增长与衰退之因 (4)一、2003~2010年：政策推动，快速成长 (4)二、2011~2012年：消纳问题突出，弃风致连续下滑 (5)三、2013~2015年：弃风改善+抢装促增长 (5)四、2016~2017年：弃风率高位，监管趋严致调整 (6)五、小结：弃风成影响风电装机的核心因素 (6)第二节拐点显现，弃风率步入下行通道 (8)一、三管齐下，对症下药，剑指弃风 (8)1、火电灵活改造配套辅助服务市场机制，三北地区调峰能力提升 (8)2、特高压输电通道加快建设，2017年批量投运 (10)3、风电供暖等措施促进本地消纳 (11)二、加强监管，严控高弃风地区供给 (11)三、弃风改善迹象明显，2017年现弃风率拐点 (13)第三节拐点将至，新增装机将景气向上 (16)一、红色预警六省新增装机有望探底回升 (16)二、红六省以外地区增长势头强劲 (18)1、中东部和南方地区低风速风电开发成新蓝海 (18)2、新增装机、核准势头强劲，储备项目充足 (22)三、海上风电方兴未艾 (24)第四节风电行业步入可持续健康发展轨道 (26)一、绿证开始实施，缓解补贴依赖 (26)二、电价下调无碍高投资收益，电力需求增速回暖 (28)第五节投资分析 (31)图表目录图表1：2003-2016年国内风电新增装机情况 (4)图表2：历年弃风率与行业新增装机增速对比 (6)图表3：2016年各省风电发电量占全省用电需求的比重，中东部比重小 (13)图表4：2017年上半年现弃风率拐点 (13)图表5：红六省2017上半年弃风率同比明显改善 (18)图表6：国内四类风电资源区分布 (18)图表7：我国中东部、南方地区与德国单位面积风电装机对比（千瓦/平方公里） (20)图表8：中东部及南方地区19省2016年风电发电利用小时数 (21)图表9：2015年风电项目平均单位千瓦造价（元/千瓦） (22)图表10：红六省以外其他省份陆上新增装机持续增长 (22)图表11：红六省以外地区新增核准情况 (23)图表12：截至2016年底非限电区域已核准在建规模 (23)图表13：部分地区披露的2017年风电核准计划达32GW（单位：万千瓦） (24)图表14：2014年以来国内海上风电新增装机持续高增长 (25)图表15：中国绿证每日成交平均价格 (26)图表16：我国2016年各类电源发电量占比 (27)图表17：风电标杆电价下调机制 (28)图表18：2016年以来国内用电需求增速拐点向上 (29)图表19：2017年上半年新增火电装机同比减少1290万千瓦 (29)表格目录表格1：特许权项目推动2003~2010年国内风电行业高增长 (5)表格2：能源局公布的第一批和第二批火电机组灵活改造项目清单 (9)表格3：东北地区试行辅助服务市场机制 (9)表格4：与红色预警六省相关的特高压投运进度 (10)表格5：风电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表 (12)表格6：红色预警省份新增并网装机大幅减少（万千瓦） (12)表格7：2017年上半年弃风形势明显好转 (14)表格8：国家电网出台的20项促进新能源消纳的其体措施 (14)表格9：2016年全国各省预警等级及新增风电装机情况 (16)表格10：中东部和南部地区19省风电资源利用率不足7% (19)表格11：部分国内低风速风电机组情况 (21)表格12：2017年燃煤标杆电价普遍上调（元/度电） (27)第一节以史为鉴，探寻风电增长与衰退之因不考虑2003年之前风电年新增装机低于100MW的发展初期，2003年以来我国风电发展大概可以分为四个阶段：2003~2010年属于高速发展期，复合增速达115%；2011~2012年，在经历长期发展阶段后，我国风电新增装机呈现连续两年的下滑；2013~2015年，我国风电行业重拾增长，三年复合增速达33%；2016年，国内新增装机再次出现下滑，2017年上半年，国内新增装机进一步下滑。

２０１８年风电行业深度研究报告一、风电政策风险解除，“配额+绿证”建立新能源与补贴新平衡 (4)（一）配额制为可再生能源托底，存量风电项目补贴预计不受影响 (4)（二）配额制将新能源推向新发展阶段，高度重视“配额+绿证”政策价值 (5)（三）绿证由市场定价，改善新能源企业现金流、缓解补贴压力“一箭双雕” (7)二、风电试水竞价配置资源：已核准项目加速开工、新建项目料不会出现恶性竞价 (8)（一）2019年竞价配置风资源：已核准项目加速开工、新项目竞价将趋于理性 (9)（二）竞价压力测试：标杆电价下调30%，测算项目内部收益率仍在8%以上 (10)（三）资源费、路条费等非技术成本清理道阻且长 (11)三、下游市场需求旺盛，风电已经进入项目开工、设备交付旺季 (12)（一）内蒙古上半年新增并网接近1.02GW，特高压配套风电接近17GW整装待发 (12)（二）内蒙古解除红色预警，多个缓建项目开工，市场交易比例增加 (13)（三）河南风电开发火热，进入“一级戒备”状态 (14)1、河南上半年新开工、并网风电节奏加快，2017年核准项目计划年内全部开工 (14)2、河南2018年风电指标550万千瓦，超过能源局规划250万千瓦 (16)3、河南首次对风电开发企业实施打分制，为竞价分配资源做储备 (16)4、河南高用电负荷提供支撑，不弃风，风电项目经济性凸显 (17)（四）路条交易价款待价而沽，风电行业进入高景气度阶段 (19)四、风机投标价格触底企稳，设备制造环节强者恒强 (20)（一）开工、设备交付旺季到来，6月底2.0MW风机投标均价3300元/千瓦左右 (20)（二）平价上网预期下风机价格仍有下降压力，但短期降幅有限 (21)（三）顺势而为：龙头设备公司市场占有率望进一步提高 (21)五、风电发展趋势：未来主战场向“三北”地区回归，支撑行业增长 (22)六、投资建议：风电政策风险解除，行业启动三年成长周期，具有战略配置价值 (23)七、风险因素 (24)八、附录：河南省发改委风电项目量化评分标准 (25)图表 1 2017年可再生能源补贴累计缺口超过1000亿元 (5)图表 2 国家能源局调整配额制政策目标及绿证定位 (6)图表 3 国内弃风率年内预计降至10%以下 (6)图表 4 内蒙古、新疆、甘肃、吉林等主要省份弃风率连续下降 (7)图表 5 可再生能源绿色电力证书分类及补贴形式 (7)图表 6 绿证交易模式：绿证交易平台、电力交易中心负责绿证权属登记、交易、考核 (8)图表7 绿证市场交易价格、交易频次探索 (8)图表8 风电竞价配置资源分两类：竞指标、竞资源 (9)图表9 2018年山西、河南、广西、山东等多省新增风电开发指标超过能源局“十三五”指导意见 (10)图表10 四种不同情景假设下风电内部收益变化明显，非技术成本下降对冲竞价带来效益下降 (11)图表11 2018年上半年新增并网装机集中在江苏、内蒙古、青海、河南、山西 (12)图表12 内蒙古特高压配套风电近17GW，装机增长具备潜力 (13)图表13 内蒙古解除红色预警，风电弃风率近三年呈下降趋势 (13)图表14 河南新开工项目数量加快，上半年新开工项目28个212万千瓦 (15)图表15 河南二季度新开工风电项目均为2017年新核准项目 (15)图表16 多个项目建设缓慢核准文件失效 (15)图表17 2018年河南新增风电装机规模550万千瓦，创下历年之最 (16)图表18 河南对风电项目量化评优，并网业绩占比最大 (17)图表19 河南“十三五”规划2.1GW分散式风电，成为贡献装机的新板块 (18)图表20 路条费增减对项目收益影响明显 (20)图表21 国内风机季度公开招标量(GW)及投标均价 (20)图表22 典型项目施工时间表（以10万装机1年工期为例） (21)图表23 新增风机市场份额向前五名风机制造商集聚 (22)图表24 7家整机制造商累计出货量超过1000万千瓦 (22)图表25 2016年中东部地区新增装机容量占比25% (22)图表26 2017中东部地区新增装机容量提高到38% (22)图表27 风电行业发展经过两个完整成长周期，已经进入第三个成长周期 (24)为进一步规范新能源行业发展、缓解财政补贴压力、加速实现新能源平价上网，国家能源管理部门年内先后调整风电、光伏政策。

2018年风电行业分析报告2018年1月目录一、风电行业再思考及结论 (5)1、思考：风电行业进入发展新周期 (5)2、结论：2018-2020行业装机复合增速有望达35% (6)二、沉寂两年，蓄势待发 (6)1、连续萎缩两年，风电行业需求有望迎来反转 (6)2、弃风限电持续改善趋势明确，红六省解禁有望逐步放开 (9)（1）四大措施助力弃风限电进入改善通道，未来仍将继续改善 (9)①策频出，多途径整顿弃风 (11)②电力整体供需改善 (12)③跨区输电线路陆续投运 (13)④风电建设向中东部和南部等消纳能力强的地区转移 (15)（2）融资能力和偿债能力增强，提升运营商投资动力 (16)（3）投资主体多元化，民营资本市场份额持续增长 (17)3、施工周期影响弱化，中东部及南方市场有望快速增长 (18)4、“价”保障装机动力，“量”保障装机空间 (19)三、大有可为，分散式风电有望加速推进 (22)1、进入“十三五”，国家加大了对分散式风电的支持和引导力度 (22)2、分散式风电优势明显，未来大有可为 (25)四、重点企业简析 (27)1、金风科技：风机业务复苏，风电运营稳步推进，业绩企稳回升 (28)（1）业绩企稳回升 (28)（2）装机需求见底，行业迎来复苏 (28)（3）风机龙头市占率持续提升，在手订单充足 (29)（4）风电运营稳步推进，显著受益弃风限电改善 (29)2、天顺风能：风塔边际改善可期，运营显著增厚利润 (30)（1）营收大幅上升，钢材价格上涨影响净利 (30)（2）公司竞争实力突出，风塔业务有望边际改善 (30)（3）风电运营稳步推进，业绩将显著增厚 (31)3、中材科技：涨价逻辑叠加反转逻辑，业绩有望加速释放 (31)（1）业绩高速增长 (31)（2）量价齐升，玻纤盈利能力大幅提高 (32)（3）受益行业反转，风电叶片将重回增长 (32)（4）锂膜有望切入主流供应链 (33)五、风险因素 (33)1、政策推进不力导致限电率反弹 (33)2、分散式风电发展低于预期 (33)3、核准未建项目未能如期全部开工 (33)4、大宗原材料价格上涨，影响行业盈利能力 (34)风电行业再思考：随着抢装效应的逐渐弱化，过去只需紧盯电价调整政策的分析框架已经不适用。

２０１８年风电行业深度研究报告⏹风电需求影响因素及分析框架：风电行业的需求主要受到投资内部收益率的驱动，而装机容量、上网电价、利用小时数、度电成本及财务压力是影响内部收益率水平的核心边际条件。

行业需求需要经过核准、招标和吊装，才能转化为中游制造企业的订单，因此结合总量的视野和边际的变化能够分析出风电行业终端需求的变化趋势，从而根据供需格局分析盈利能力进一步判断投资机会。

⏹边际因素变化对需求波动影响：行业从发展初期到成熟期，各影响因素在周期中呈现出阶段性切换的特征。

通过复盘风电装机周期的波动，我们认为：1）风电上网标杆电价下调前一年，通常会面临抢装；2）风电装机增速远高于电网投资及电力需求增速，弃风限电成为制约行业主要发展因素；3）设备制造技术不断升级，2010~2012年风电安全问题将不会再现，同时度电成本不断降低，2020年有望实现平价上网；4）补贴收入回款延迟，对融资能力和偿债能力不足的企业带来较大的现金流压力。

⏹需求波动对盈利和股价影响：1）需求周期与盈利的波动呈密切正相关。

2009-2011、2016年行业盈利大幅下滑对应两次装机增速大幅回落，2012~2015年盈利上涨对应期间装机大幅增长；2）从估值角度来看，风电行业估值水平短期受边际变化影响，业绩预期的逐步兑现是行情能够长期的关键，弃风限电成为压制估值重要因素。

⏹风电复苏判断依据：1）总量视野下，2017年底核准未建设项目达114.59GW，2018-2020年新增建设规模分别为28.84GW、26.60GW、24.31GW，2019年开工即可锁定更高上网电价，2018~2019年大概率抢装机；2）边际变化下来看，2017年弃风率反转拐点，度电成本处于持续下降通道，企业通过创新金融手段解决财务压力。

⏹弃风限电改善驱动及趋势：1）政策重视，弃风限电问题已被提升至重要高度，我国已出台多项解决弃风限电的政策，从控制增量、增量结构变化、消化存量、增加电力外送通道等多个维度解决弃风问题；2）部分区域移出红色预警意味弃风限电出现明显好转，特高压及装机结构东移有利于进一步优化弃风限电的问题。

2018年风电行业市场调研分析报告目录第一节16年新增装机同比下降，风电开发南移突破之年 (8)第二节存量改善：弃风限电进入下降通道 (12)一、弃风限电逐季好转，持续改善可以期待 (12)1、2016年利用小时数增加，2季度以来弃风改善 (12)2、用电需求回暖，政策保障+市场交易，助力风电消纳 (15)3、风电开发南移+外送通道进入投产季，弃风限电将持续改善 (18)二、第六批补贴发放，运营企业现金流改善 (21)第三节增量抢装：标杆电价再次下调，招标预示行业高增长 (23)一、标杆电价再次下调好于预期，政策导向明显 (23)1、陆上标杆电价大幅降低 (23)2、Ⅲ、Ⅳ类地区降幅低于预期，政策导向明显 (24)二、公开招标量先行，17年行业高增长 (25)1、16年之前核准未建装机容量巨大，17年底将触发降电价条件 (25)2、风电招标创纪录，高增长可以期待 (27)三、从新增指标推算，18、19年装机仍然有保障 (29)第四节动能切换：平价上网可以触及，风电发展迎来新动能 (29)一、风火同价即将实现，风电度电盈利可观 (29)二、火电踩刹车与盈利恶化，风电投资成必然选择 (37)三、从结构变化看招标增长，火电企业加大风电投资 (39)第五节格局优化：整机厂商集中度提高，风机龙头有提升空间 (42)一、格局演化，中游话语权增强 (42)1、整机厂：集中度提高，一超多强 (42)2、运营商：集中度下降，五大式微 (45)3、零部件：供给相对过剩 (47)4、中游崛起，话语权增强 (53)二、从2.0MW机型看龙头市占率和毛利率提升 (54)1、风电机组大型化，2MW机型占比六成 (54)2、2MW比例将继续提升 (56)3、从机型竞争力看龙头优势 (57)图表目录图表1：2016风电新增并网19.30GW，同比下降41.46% (8)图表2：2016风电累计并网148.64GW，同比增长14.92% (8)图表3：2016风电新增装机23.37GW，同比下降24.0% (9)图表4：2016风电累计装机168.73GW，同比增长16.1% (9)图表5：2016风电新增和累计装机容量占比分别为15.5%、9.0% (9)图表6：2016年风力发电2410亿kWh，占比4.1% (10)图表7：2016年风电平均利用小时数1742小时，平均弃风率17% (10)图表8：2016全年弃风率17% (12)图表9：2016年2季度以来弃风率逐季改善 (12)图表10：非限电地区发电量占比逐年提升 (13)图表11：大部分非限电地区利用小时实现增长 (13)图表12：主要限电地区利用小时 (14)图表13：主要限电地区弃风率 (14)图表14：西北三省利用小时（柱）和弃风率（线）. (15)图表15：2016年全国全社会用电量同比增长5.01% (16)图表16：12月份全社会用电量同比增长6.88%. (16)图表17：2016年出台的促进可再生能源消纳文件 (17)图表18：风电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表 (17)图表19：2016年分省新增装机容量（GW） (18)图表20：2016年非限电地区新增容量比例58.29% (19)图表21：2016年非限电地区累计容量比例30.89% (19)图表22：2016年分省市核准装机容量（GW） (19)图表23：2016年底非限电地区核准未建容量占比70% (20)图表24：跨区电力输送通道及建设进展 (20)图表25：第1-5批可再生能源补贴目录统计数据 (21)图表26：第六批补贴目录风电项目分省统计 (22)图表27：第六批补贴目录限电地区项目占比65.55%. (22)图表28：第1-6批补贴目录中风电项目及占比 (22)图表29：风电标杆电价调整时间及执行条件 (23)图表30：风电四类资源区的划分（云南省调整为Ⅱ类资源区） (24)图表31：2015年底，全国核准未建容量87.07GW. (26)图表32：2015年底非限电地区核准未建容量53.1GW (26)图表33：国电集团风电场开工条件. (26)图表34：16年前三季度风电公开招标24GW，同比增长67% (27)图表35：2015年风电装机各省市分布 (28)图表36：2016年前三季度风电招标各省市分布 (28)图表37：历史上来看，招标数据通常领先实际装机1年 (28)图表38：售电价格的构成（元/kWh） (30)图表39：各电源形式的平均上网电价（元/kWh）. (30)图表40：分省市平均燃煤上网电价（元/kWh） (31)图表41：龙源电力度电成本测算（元/kWh） (31)图表42：全国风电平均造价年均降幅3%以上 (32)图表43：风电项目决算、概算价差1000元/kW以上 (32)图表44：华东、华中、南方区域15年造价下降明显 (32)图表45：各区域加权平均利用小时数（h） (33)图表46：无限电情况下各区域加权平均利用小时数（h） (33)图表47：不同假设条件下的各区域风电度电成本测算（元/kWh） (34)图表48：风机效率的提升带来度电成本的下降 (35)图表49：风电度电成本与火电标杆电价及火电度电成本比较（元/kWh） (35)图表50：风电度电成本与火电标杆电价差距（分/kWh） (36)图表51：风电与火电的度电盈利比较（分/kWh） (36)图表52：A股火电上市公司火电及风电新增装机占比 (37)图表53：A股火电上市公司火电及风电累计装机占比 (37)图表54：2016年火电平均利用小时4165小时，创新低 (38)图表55：2016年环渤海动力煤价格指数U型反转 (39)图表56：全国各区域火电盈利区间（元/kWh） (39)图表57：2016年前三季度风电招标24GW，其中大唐集团5.14GW (40)图表58：五大发电集团非水可再生能源装机及比重 (40)图表59：大唐、华电、华能近三年风电招标情况（MW） (40)图表60：龙源电力风电新增装机、招标及集团占比 (41)图表61：大唐新能源风电新增装机、招标及集团占比 (41)图表62：2016年中国新增市场，金风占比27.14%，前三大厂商占比43.9% (42)图表63：2016年前三名、前五名市场集中度分别为43.9%、67.5% (43)图表64：2015年欧洲新增市场，前三大厂家占比62.7% (44)图表65：2015年北美新增市场，前三大厂家占比87.5% (44)图表66：2016年运营商新增风电装机容量占比 (45)图表67：2015年运营商新增风电装机容量占比 (45)图表68：2016年(外)、2015年(内)运营商累计风电装机容量占比 (45)图表69：前十名运营商新增、累计风电装机容量占比 (46)图表70：五大央企新增、累计风电装机容量占比 (46)图表71：典型直驱风机成本构成 (47)图表72：典型双馈风机成本构成 (48)图表73：主要整机厂商发电机供应商 (48)图表74：2015年全球主要风电叶片企业及生产基地分布 (49)图表75：天诚同创收入及占金风科技风机收入比重 (50)图表76：全国主要铸件企业及产能 (51)图表77：主要风机轴承企业及供应关系 (52)图表78：主要机型2016年停机原因统计 (53)图表79：2016年我国新增、累计装机的风电机组平均功率1955kW、1768kW . 54图表80：2016年2MW机型占全国新增装机的60.9% (54)图表81：2016年2MW机型占全国累计装机的54.4% (55)图表82：国内外主要低风速风电机组汇总 (55)图表83：2016年前三季度风机招标项目中，2MW机组占比77% (56)图表84：金风科技风机市占率 (57)图表85：2015年全球风机成交量TOP10 (58)图表86：2017年最佳陆上风机TOP10 (58)图表87：2016三季度末风机在手订单14.4GW，刷新历史最高纪录 (59)图表88：金风科技整体及1.5MW、2.0MW机型市占率 (59)图表89：风电机组市场投标均价走势稳定 (60)图表90：主要风电机组厂商毛利率（联合动力为全部） (60)图表91：金风科技风机整机及重点机型毛利率 (61)第一节16年新增装机同比下降，风电开发南移突破之年新增并网装机19.30GW，同比下降41.46%：2017年1月26日，国家能源局发布2016年风电并网运行情况。

2018年风电行业分析报告2018年2月目录一、2017年是风电新增装机低谷，行业集中度有所提升 (4)1、风电新增装机持续下滑，2017年是行业最低谷 (4)2、弃风限电改善，运营数据向好 (5)3、低迷市场下行业集中度继续提升 (6)二、下游电站端：运营数据逐步向好，2018年风电复苏 (8)1、政策、市场双手力保风电消纳 (8)2、弃风率下降、标杆电价下调促进行业回暖 (10)（1）招标量提升预示行业回暖 (10)（2）订单提升及弃风率下降预示未来新增装机量增速将有所回升 (10)3、分散式风电，东风渐起 (12)（1）国家政策推动分散式风电向上发展 (12)三、制造端：高端制造提升风能利用率 (13)1、高塔筒、长叶片是风机未来发展方向 (13)2、风电项目成本持续下降，风机成本下降趋势不减 (16)3、技术进步促进成本下降，推动海上风电发展 (17)四、相关企业简况 (19)1、金风科技 (19)2、中材科技 (20)3、天顺风能 (20)五、风险因素 (21)1、用电量增速不达预期 (21)2、政策风险 (21)3、技术风险 (22)4、其他风险 (22)运营端：弃风限电数据向好。

2017年，新增并网风电装机1503万千瓦，累计并网装机容量达到1.64亿千瓦，占全部发电装机容量的9.2%。

风电年发电量3057亿千瓦时，占全部发电量的4.8%，比重比2016年提高0.7个百分点。

2017年，全国风电平均利用小时数1948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。

2017年弃风率超过10%的地区是甘肃（弃风率33%、弃风电量92亿千瓦时），新疆（弃风率29%、弃风电量133亿千瓦时），吉林（弃风率21%、弃风电量23亿千瓦时），内蒙古（弃风率15%、弃风电量95亿千瓦时）和黑龙江（弃风率14%、弃风电量18亿千瓦时）。

制造端：高塔筒、长叶片是行业主流趋势。

2018年风电行业分析报告2018年9月目录一、风电未来空间广阔，机组大功率化是趋势 (4)1、全球风电投资和装机稳定增长，未来前景广阔 (5)2、风电装机成本不断下降，机组大功率化成趋势 (6)3、中国风电装机居世界首位，国内风电占比稳步提升 (9)二、陆上风电存量消纳仍是主要目标 (10)1、全国电力需求稳定增长 (10)2、弃风率有所降低，存量消纳仍是主要工作 (11)（1）国家电网多举措促进消纳，弃风率有所改善 (11)（2）预计能源局四季度将核准多条特高压工程以促进消纳 (13)3、新增装机规模空间有限，风电建设向中东南部迁移 (14)4、配额制促进消纳，竞价政策加速风电平价上网 (16)5、陆上风电消纳为主，分散式风电尚在布局 (17)（1）陆上风电弃风状况有所改善，消纳仍是主要任务 (17)（2）分散式风电项目尚处于前期布局阶段 (18)三、海上风电有望迎来快速发展期 (19)四、相关企业简况 (25)1、金风科技 (25)2、天顺风能 (27)3、东方电缆 (27)风电发展空间广阔，机组大功率化是趋势。

当前全球清洁能源装机容量和发电量占比增长迅速。

从投资额角度看，2017年，全球风电投资总额约为1070亿美元，占全球清洁能源投资总额的比例约为32%。

2017年，全球累计风电装机容量约539GW，根据GWEC的预测，2018年全球风电新增装机规模与2017年相差不大，大约为52.9GW。

2019年开始增长，达到约57.5GW。

近年来风电装机成本和度电成本下降明显，风电机组单机容量逐年增长，风电装机功率呈现大型化趋势。

2017年，中国累计风电装机容量在全球风电装机中份额约为35%。

风力发电在中国全部发电装机容量的比重近年来稳步提升。

风电存量消纳仍是主要目标。

2018年上半年，全国弃风电量182亿千瓦时，同比减少53亿千瓦时；全国平均弃风率8.7%。

弃风限电现象出现好转趋势。

近年来，国家电网持续提升电网平衡能力，实施全网统一调度，推动火电发电计划放开，深挖火电调峰潜力，最大限度利用抽水蓄能电站等措施消纳新能源。

2018年中国风能产业风力发电发展分析报告目录一、产业发展及动态 (3)（一）产业规模 (3)1.全球风电 (3)2.国内风电 (4)（二）区域布局 (6)1.全球布局 (6)2.国内布局 (10)（三）企业动态 (11)1.国际企业 (11)2.国内企业 (14)二、产业技术进展 (16)（一）国外技术进展 (16)（二）国内技术进展 (17)三、产业发展问题及对策建议 (19)（一）存在的问题 (19)（二）发展思路及对策建议 (20)图录图 1 2000～2015年全球风电年新增装机容量 (4)图 2 2000～2015年全球风电年累计装机容量 (4)图 3 2005～2015年我国风电年新增装机容量 (5)图 4 2005～2015年我国风电年累计装机容量 (5)图 5 2008～2015年我国海上风电新增和累计装机容量 (6)图 6 2015年全球各国风电新增装机容量占比 (9)图7 2015年全球各国风电累计装机容量占比 (10)图8 2014年和2015年中国各区域新增风电装机容量份额占比 (11)表录表 1 2015年分区域风电装机容量 (7)表 2 2015年全球风电新增装机容量 (8)表 3 2015年全球风电累计装机容量 (9)表 4 2015年全球前十大风电整机制造企业新增装机排名 (12)表 5 2015年全球前八大海上风电整机制造企业新增装机排名 (12)表 6 2016年国际大型风电企业并购情况 (13)表7 2016年我国重点企业海上风电机组研发应用情况 (15)风能是一种就地可取、分布广泛、不污染环境的可再生能源。

风能利用主要包括两大类，一类是直接利用风能驱动设备，如风力提水、风力磨坊，另一类是风力发电。

近些年，为解决传统能源日益枯竭、环境污染日趋严重的问题，世界几十个国家均在广泛开发和利用风能进行发电。

目前，风能发电是新能源领域中技术最为成熟、最有开发规模，且商业化发展前景最为广阔的发电方式之一。

2018年海上风电行业分析报告一、海上风电优势凸显 (2)1、风能资源丰富、密度高 (2)2、邻近负荷中心 (3)3、不占用土地资源 (3)4、运行稳定 (4)5、单体容量大 (4)6、利用率高 (4)二、以史为鉴：陆上风电发展有规律可循 (4)1、我国风电行业迅速成长 (4)2、陆上风电发展有规律可循 (5)3、政策扶持推动技术创新、成本优化 (5)4、运营商是最大受益者 (6)5、补贴退坡引发“抢装风潮”、弃风率上升 (6)6、设备商成最大赢家 (7)7、国家出手解决弃风限电问题 (7)三、海上风电方兴未艾，静待行业催化剂 (8)1、基数小 (8)2、发展空间大 (9)3、政策扶持 (9)4、技术创新是原动力 (9)5、静候行业催化剂 (9)在沉寂两年后，风电行业迎来复苏期。

目前尚有约115GW的项目需要在2020年前开工建设，风电行业迎来“开工潮”，带动风机设备商出货量。

随着弃风限电问题大幅改善，“红色警报”有望在部分省份率先解除。

此外，海上风电将创造行业新的利润增长点。

我们看好陆上风电设备商、海上风电运营商以及开拓海外市场企业的盈利能力及投资机会。

2006至2016年间，我国风电行业以年复合52.14%的速度迅速成长。

2010年装机规模首次超过美国，跃居世界第一。

此后，我国继续保持领先地位，与其他国家逐渐拉开差距。

据中国风能协会统计，2016年底中国累计风电装机已达到168.73GW，占全球比重高达34.48%。

一、海上风电优势凸显1、风能资源丰富、密度高据世界风能协会（GWEC）统计，我国5-50米深海区域的风电开发量约为500GW，而且资源密度较大。

台湾海峡是中国近海风能资源最丰富的地区，从福建往北，近海风能资源逐渐减小，渤海湾的风能又有所增加。

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。

２０１８年海上风电行业深度分析报告投资案件关键假设点2018-2020年全国海上风电吊装量分别为2.2GW、3.9GW、6.8GW；2018-2020年全国风电吊装量分别为25GW、30GW、35GW；有别于大众的认识市场普遍认为海上风电发展难度大，技术不成熟，无法规模化发展，我们认为随着海上风电整机国产化以及海上风电示范项目的推行，海上风电通过近10年的经验积累具备了大规模发展的能力；市场普遍认为国家对于新能源补贴落地具有不确定性，我们认为国家发展新能源的方向不会发生变化，后续随着配额制和绿证的推出，可再生能源补贴紧张局面有望得到缓解，海上风电运营企业也将直接受益；核心假设风险海上风电项目投产不达预期；海上风电标杆电价调整目录1.海上风电资源丰富，高速发展打开市场空间 (9)1.1 风能资源储备丰富，海上风电前景广阔 (9)1.2 风电发展向非限电地区转移，海上风电优势显著 (11)1.3 海上风电全面启动，市场空间超千亿 (12)2.全面解读海上风电产业链格局 (15)2.1 海上风电呈现与陆上风电相异的产业格局 (15)2.2 海上风电的主要开发运营商为大型电力央企 (18)2.3 核心零部件和原材料是风电机组的关键部分 (19)2.4 整机制造商市场份额集中，国内外技术水平逐步缩小 (21)2.5 风电塔架及桩基技术含量高，行业具有较高毛利率 (24)2.6 海底电缆是海上风电项目开发重要环节 (25)2.7 海上风电安装船及运维市场开启，发展前景广阔 (26)3.欧洲是全球海上风电的领头羊 (28)3.1 欧洲代表全球海上风电的发展方向 (28)3.2 配额制推动英国海上风电发展 (29)3.3 欧洲专利申请领先全球，中美迎头赶上 (31)4.从政策变化看海上风电全面提速 (32)4.1 风电标杆调整，引导海上风电开发 (32)4.2 受益政策规划驱动，从项目示范到全面加速发展 (34)4.3 平价上网在即，风电发展迈向市场化 (44)5.从成本下降看海上风电发展加速 (46)5.1 技术进步带动海上风电成本下降 (46)5.2 技术进步叠加成本下降，海上风电投资收益前景可观 (48)6.从运营商布局看海上风电加速发展 (49)6.1 从三峡集团看运营商战略布局 (49)6.2 从三峡集团看海上风电项目发展 (50)6.3 管中窥豹看海上风电发展趋势 (53)7.海上风电朝着规模化、大功率化方向发展 (54)7.1 整机制造商积极布局大功率风电机组 (54)7.2 海上风电项目规模扩大，进军深海领域 (56)8.相关标的梳理 (57)8.1 金风科技（002202） (57)8.2 泰胜风能（300129） (59)8.3 天顺风能（002531） (60)8.4 中天科技（600522） (62)8.5 东方电缆（603606） (65)图表目录图1：中国风电资源分布图 (9)图2：中国弃风限电情况（单位：%） (11)图3：风电利用小时数有所改善（单位：小时数） (11)图4：陆上风电新增装机量及同比增长（单位：GW，%） (11)图5：沿海地区用电量高于西北地区（单位：亿千瓦时） (12)图6：风电行业新增装机略有下滑（单位：GW） (13)图7：2017年各区域装机变化情况（单位：%） (13)图8：海上风电装机量逐年增长（单位：MW） (13)图9：海上风电新增装机增速远超陆上风电（单位：%） (13)图10：2020年各省海上风电布局（单位：万千瓦） (14)图11：2020年海上风电开工规模目标布局（单位：%） (14)图12：预计2018-2020年海上风电装机情况（单位：万千瓦） (14)图13：海上风电投资开发各环节 (15)图14：海上风电场输电系统构成 (15)图15：陆上风电成本构成分解（单位：%） (16)图16：海上风电成本构成分解（单位：%） (16)图17：海上风电产业链各环节 (17)图18：2020-2050年钢材年均需求（单位：万吨） (21)图19：2020-2050年永磁材料年均需求（单位：万吨） (21)图20：2017年国内海上风电风机制造商新增装机容量（单位：%） (23)图21：2017年国内海上风电风机制造商累计装机容量（单位：%） (23)图22：风塔是整套风机的支撑 (24)图23：风塔产品内部结构 (24)图24：海上风电机组基础结构的基本形式及适用范围 (25)图25：海上风电机组基础结构的基本形式及具体结构 (25)图26：近海风力发电场典型布局图 (26)图27：全球海上风电新增装机容量情况（单位：%） (28)图28：全球海上风电累计装机容量情况（单位：%） (28)图29：英国可再生能源配额制运转流程 (30)图30：全球海上风电专利首次申请地域分布（单位：%） (31)图31：全球海上风电专利目标市场国地域分布（单位：件） (31)图32：五大地区海上风电专利申请总数（单位：件） (32)图33：五大地区海上风电专利对外输出量（单位：件） (32)图34：响水海上风电项目升压站吊装 (51)图35：响水近海风场全景图 (51)图36：三峡集团海上风电项目发展布局 (52)图37：2017年风电行业主流机型仍然为3MW以下机组（单位：%） (54)图38：2017年海上风电4MW机组累计装机容量占比最高（单位：%） (54)图39：中国风电机组单机容量需求预测（单位：GW） (54)图40：中国新增和退役风电机组规模预测（单位：GW） (54)图41：2013-2018Q1金风科技营业收入（单位：百万元，%） (58)图42：2013-2018Q1金风科技归母净利润（单位：百万元，%） (58)图43：2013-2017年金风科技营业收入构成（单位:%） (58)图44：金风科技海外市场营业收入（单位：百万元，%） (58)图45：2013-2018Q1泰胜风能营业收入（单位：百万元，%） (59)图46：2013-2018Q1泰胜风能归母净利润（单位：百万元,%） (59)图47：2013-2017年泰胜风能收入构成（单位：%） (60)图48：泰胜风能海外市场营业收入（单位：百万元，%） (60)图49：2013-2018Q1天顺风能营业收入（单位：百万元，%） (61)图50：2013-2018Q1天顺风能归母净利润（单位：百万元，%） (61)图51：2013-2017天顺风能收入构成（单位：%） (61)图52：天顺风能海外销售占比较高（单位：%） (61)图53：2013-2018Q1中天科技营业收入（单位：百万元，%） (62)图54：2013-2018Q1中天科技归母净利润（单位：百万元，%） (62)图55：2017年中天科技主营业务收入构成（单位：%） (62)图56：中天科技营业收入贡献（单位：%） (62)图57：2013-2017中天科技各主营业务毛利率（单位：%） (63)图58：2013-2018Q1中天科技综合毛利率及净利率（单位：% (63)图59：2013-2018Q1东方电缆营业收入（单位：百万元，%） (66)图60：2013-2018Q1东方电缆归母净利润（单位：百万元，%） (66)图61：2013-2017东方电缆各项业务毛利率（单位：%） (66)图62：2013-2017东方电缆综合毛利率与净利率（单位：%） (66)图63：2017年东方电缆主营业务收入构成（单位：%） (66)图64：2013-2017年东方电缆收入构成（单位：%） (66)表1：中国陆地和近海风能资源潜在开发量（单位：万平方千米、亿千瓦） (9)表2：风能资源划分区域 (10)表3：2010年至2017年中国海上风电装机情况（单位：GW） (13)表4：风电产业链相关上市公司 (17)表5：2016年海上风电开发商累计装机容量（单位：MW） (18)表6:双馈式风电机组整机成本构成拆分（单位：%） (19)表7：国内主要海上风机（单位：m、m2、MW） (22)表8：国外主要大兆瓦海上风机（单位：MW） (22)表9：国内外启动10MW+大功率海上风电发电机组情况（单位：MW） (23)表10:各类桩基优缺点对比 (25)表11：目前国内主要海上风电专业船舶 (27)表12：截至2017年底欧洲海上风电累计装机情况（单位：个；台；MW） (28)表13：截至2017年底欧洲海上风电装机容量和台数（单位：GW，台，%） (29)表14：2002年以来英国可再生能源证书价值变化情况（单位：英镑/个） (30)表15：我国首批海上风电特许权招标项目详情 (33)表16：陆上风电与海上风电上网电价对比（单位：元/KWh） (33)表17：2009-2013年海上风电主要政策 (35)表18：我国已建成的海上风电场（截止2013年底）（单位：MW） (35)表19：2014-2016年海上风电相关政策 (36)表20：2014-2016年年我国已建成投运的海上风电项目（单位：MW、m、元/KW）38表21：2017-2018年海上风电相关政策 (39)表22：十三五期间在建及新开工核准项目（单位：MW、亿元） (41)表23：风电发展"十三五"规划各省海上风电布局（单位：MW） (43)表24：各省海上风电规划动态调整情况（单位：MW） (43)表25：测算可再生能源补贴缺口假设条件（单位：元/KWh、GW) (44)表26：2016年-2020年可再生能源补贴缺口（单位：亿元、亿千瓦时） (45)表27：中国现行的主要风电补贴政策 (45)表28：中国典型风电场预期投资成本和上网电价（单位：元/KWh） (47)表29：成本测算主要假设条件（单位：MW、万元/MW、年、万元） (48)表30：海上风电投资成本与投资收益率（单位：万元/MW、元/KWh、%） (48)表31：海上风电运营IRR对于EPC和利用小时的敏感度分析（单位：元/W、%） 48表32：海上风电运营LCOE对于EPC和利用小时的敏感度分析（单位：元/W、元/KWh） (49)表33：风电机组机型发展及市场需求（单位：MW） (55)表34:国内外大功率海上风电机组研发完成情况（单位：MW） (55)表35：国内外启动10MW+大功率海上风电发电机组情况（单位：MW） (56)表36：2017年中国风电机组制造商市场份额（单位：MW、%） (57)表37：公司海上风电中标项目情况 (64)表38：东方电缆海缆项目中标情况 (67)表39：可比公司估值（单位：亿元、元/股、倍） (68)表40：关键假设表之电力设备新能源 (69)1.海上风电资源丰富，高速发展打开市场空间1.1 风能资源储备丰富，海上风电前景广阔风力发电是可再生能源领域中技术最成熟、最具规模开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。

2018年风电行业分析报告2017年12月目录一、2017年新增装机持续下滑，2018年行业需求有望反转 (6)1、17年风电装机持续走低，多因素限制装机增长 (6)2、风机装机拐点显现，18年行业需求反转 (8)二、技术进步推动风电投资收益率提升 (11)1、技术革新是推动风电收益率提升的核心驱动力 (11)2、成本下降和利用小时数提升保障风电场投资收益率 (15)3、风电运营商财务改善增加投资动力 (19)4、风电投资主体多元化成为新趋势 (20)三、多利好因素为风电长远发展保驾护航 (21)1、行业建设规模方案出台，助力风电行业长期发展 (21)2、核准和招标回暖，项目储备丰富 (23)3、标杆电价确定，新一轮抢装有望平滑出现 (24)4、利用小时数提升，风电消纳改善 (26)5、新能源补贴承压，多举措实施弥补资金缺口 (28)6、风电补贴分步退出，电力市场化走进平价上网时代 (33)7、风电行业标准完善，试点探索风电平价上网 (37)四、细分行业需求转好，促进风电装机提升 (38)1、海上风电全面启动，市场规模超千亿 (38)2、低风速发展趋势确定，分散式有望满足行业增量需求 (42)3、三北地区有望出红色预警区，新增装机量触底回升 (48)五、行业重点企业简况 (50)1、金风科技 (50)2、天顺风能 (51)3、中材科技 (52)4、泰胜风能 (54)5、金雷风电 (55)6、上海电气 (56)技术进步驱动新能源风电迎来底部反转。

随着风电开发转向低风速区域，单机高功率、叶片大型化的趋势明显。

根据GE 的预计，到2025年风机风轮直径将达到160米，相比2015年，扫风面积增加一倍，年发电能力提升一倍，度电成本下降30%，度电成本显著降低。

同时风塔由传统的刚性塔架升级为柔性塔架，克服“共振”影响。

四类资源区的风电场，在技术进步的驱动下，利用小时数有望从2000小时/年提高到2500小时/年，对应的内部收益率有望从10%提高到12%，经济效益显著改善。

目录一、行业趋势：觅分散式发展机遇，添风电复苏装机增量 (3)1.1、行业结构性调整，分散式成为必然选择 (3)1.2、技术蓄力政策催化，分散式箭在弦上 (4)1.3、风电全局拐点向上，底部复苏增长放量 (5)二、市场变化：沐分散式政策春风，敞民间化资本窗口 (10)2.1、推进政策陆续出台，理顺分散式差异性 (10)2.2、益于民间资本进场，注入市场新活力 (12)2.3、一触即发，2020年前累计装机20GW (15)三、增长动力：显经济性投资价值，遇市场化交易良机 (15)3.1、技术进步消纳无忧，分散式经济性凸显 (15)3.2、市场化交易在即，拓宽电力销售渠道 (17)四、产业变革：促品质化精益化转型，聚龙头市场份额 (18)4.1、EPC：因地制宜，优化设计 (18)4.2、整机：大型化定制化，强调安全可靠 (19)4.3、塔筒：高风塔品质优先，趋于高端化精益化 (22)五、投资建议 (22)5.1、金风科技：风电整机龙头厂商，迎行业拐点顺势向上 .. 225.2、天顺风能：全球优质风塔龙头，产能增加业务延伸 (24)六、风险提示 (26)一、行业趋势：觅分散式发展机遇，添风电复苏装机增量1.1、行业结构性调整，分散式成为必然选择作为周期性兼成长性行业，风电装机受政策和成本双重因素驱动。

回顾2008年至今，2015年行业达到增长高点，但弃风限电矛盾突出，随后产业进行结构性转型。

15年装机高点过后，2016年随即呈现出限电问题，全年平均弃风率达到17%，西北部分省市弃风率40%以上，风电项目盈利能力大打折扣，建设积极性下滑。

为应对行业结构性矛盾，能源局提出2020年我国弃风率降至5%以下的目标。

在装机上，政策引导行业进行以下调整：（1）限电率超过20%地区，作为红色预警区域，着重于消纳而不再核准和新建项目；（2）“十三五”风电建设规模主要集中于中东部及南部地区，西北地区基本无新增指标；（3）推动分散式风电及海上风电项目，由于适合中东部地区，增量将主要体现在非限电区域。