2016年风电行业前景展望报告(精编)
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(此文档为word格式，可任意修改编辑！）2016年3月目录1、能源转型推动下中国风电装机增长迅猛 511、全球能源转型大势所趋，中国需求更甚 512、中国贡献全球风电新增的主要增量 613、三大优势支撑中国风电迅猛增量：禀赋+政策+技术9 131、禀赋优势9132、政策推动11133、技术推动1314、海上风电发展困难重重15141、受多方因素制约，海上风电核准建设难落地17 （1）成本高昂和定价机制不合理成为重要制约因素17 （2）开发运营风险较大，配套设施建设不健全18（3）输电问题同样是制约海上风电的关键因素之一18 142、中国海上风电稳步发展，短期之内难有爆发性增长18 2、风电行业两大瓶颈：补贴依赖+ 弃风限电1921、风电行业具有补贴依赖1922、风电消纳不足引发弃风限电20221、优质资源区本地消纳不足外送配套设施不足21222、技术限制：风电电流具有间歇性电网调峰能力亟待加强24 223、客观因素：冬季热电联产风电难并网253、风电上网电价逐步下调2631、最新一轮电价下调引发风机抢装潮2632风电电价预期进一步下调，抢装前景分析284、多途径增强风电消纳凸显行业转机3141、三类途径助力风电上网增强风电消纳31411、特高压风火电捆绑外送31412、电力流+信息流+业务流一体化智能电网提升新能源消纳33413、政策端促进非限电地区核准+配额（强制上网）34 42、丹麦经验：高比例风电上网需要灵活的电网传送和调峰电源365、风电产业链分析3651、运营商3652、整机制造商3653、关键零部件厂商375、主要公司分析3751、风机制造龙头：金风科技3752、中国高速传动3753、全球最大风电运营商：龙源电力3854、运营能力较佳的风电运营商：华能新能源38 6、风险提示381、能源转型推动下中国风电装机增长迅猛11、全球能源转型大势所趋，中国需求更甚矿物燃料的燃烧会导致两大环境问题：温室效应和雾霾。
2浓度的提升正在使得全球变暖，引发更多的瘟疫和海平面上升；而可吸入颗粒物PM25所引发的各类呼吸道疾病更是让人们深深担忧。
自《京都议定书》签订、哥本哈根气候会议（碳排放权）以来，各国都开始参与到节能减排的行列。
目前全球能源结构中化石能源占据约85%，中国能源结构中仅原煤就占据了66%，化石能源整体占比约90%。
大量原煤的燃烧使得中国的环境问题显得更为突出。
2014年5月，世界卫生组织公布的1600各城市空气质量排名中，中国城市全部全部排在靠后位臵，最好的海口也只是偏后的600多名。
2015年12月9日，在天安门广场执勤的武警战士首次在雾霾天佩戴口罩执勤。
8日开始，北京正式启动3年来首个重污染红色预警信号。
根据北京市环保监测中心的最新预报显示，9日白天，北京污染水平在区域背景下进一步上升，从5级重度污染跃升至6级严重污染，PM25浓度到达污染过程的峰值。
国家对于新能源发展的决心有目共睹，新能源汽车、风电产业以及光伏产业均有不同程度的推进。
各类新能源未来市场容量的规划也十分具体。
12、中国贡献全球风电新增的主要增量全球风电起源于欧洲，传统的风电大国集中于欧盟区，随着全球对能源结构的重视程度不断加大，中国、美国对风电的政策上的大力扶持，全球风电装机量自2005年开始出现迅猛增长，2005-2009年新增装机复合增速高达27%。
伴随着席卷全球的金融危机的到来，2010年装机增速出现了剧烈下滑，而后自2010年-2012年逐步回升；2013年美国由于PTC延期存疑，美国风电新增装机陡降，使得装机增速再度下滑。
2014年美国PTC确定延期，中国也出台一系列新能源刺激政策，使得中美装机需求强劲。
全球风电2014年新增装机同比激增44%，全球全年投资额总计994亿美元，约占全部清洁能源投资总额三分之一。
全球风能协会(GWEC)2015年发布报告预计，未来五年新投入的发电设备将以每年3%—7%的速度增加，到2019年底累计达到297GW左右，即全球风力发电规模到2019年将增加至666GW左右，相当于目前规模的约180%，且未来五年全球风电装机仍将保持10%以上的增长。
从目前的新增、累计装机容量分布地区来看，全球形成了以欧洲、亚洲（中国为主）、北美（美国为主）的三大风电阵营。
截至2014年，风电行业新增装机超过51GW，累计装机已达到3695GW。
中国的可再生能源事业发展迅猛，风力发电规模已占全球的约三成，预计未来五年间以中国为首的亚洲仍然是增长的主动力，亚洲装机增量有望达到140GW，其中中国有望保持每年25GW以上的装机量。
根据国务院出台的《能源发展战略行动计划2014-2020》，将持续推进风电装机的增长，并网达到200GW以上。
假设并网率为95%，未来5年间中国累计装机容量的复合增长率将达16%，高出全球累计增速2-3个百分点。
而这一目标预期仍将上调。
13、三大优势支撑中国风电迅猛增量：禀赋+政策+技术131、禀赋优势相较于光伏上网电价低转化效率高相较于核电更安全成熟全球风力发电由于各国风况、技术水平以及配套电网设施运输效率的不同，发电效率也不尽相同。
相比于技术成熟、电网规划合理的发达国家而言，大多数国家风电的度电成本和上网价格也不太一致。
从中国目前来看，风能是可再生能源中最具有竞争力的发电能源。
同时，风电建设的单位成本低于核电和光伏，即初始投入低于光伏和核电，与此同时风电的容量因数为25-40%，大大高于光伏的10-25%（容量因数=特定机组全年实际发电量/特定机组理论全年最大发电量），意味着风能发电转化效率高于光伏。
同时从全球占比来看，风电的发电量也确实高出光伏约一倍；但从全球来看，核电的占比则远远高出风电，这主要是由于发达国家核电装机较多，而中国截止2014年核电装机仅有23座。
中国核电发展比风电起步早，但从2012年开始风电便赶超核电成为电力供给的第三大能源，在新能源中的占比近几年维持在50%左右的水平。
欧美主要国家治霾的重要途径之一就是规模化兴建核电站，大量替代化石能源。
在这期间，美国建设了104座核电站，核电发电比例约占全国电力总量的19%；法国兴建了58座核电站，核电发电比例高达78%。
中国目前核电技术仍在研发阶段，并且核电站的建设要求严格，对于是否大力兴建也存在争论，相比于核电，风电则更为安全。
132、政策推动风电产业在政策推动下已经历四大阶段第一阶段：市场培育期2003-2006年【规范操作流程】风电特许权招标：上网电价和国产化率（70%+）为主决定中标。
风电核准权限：总装机容量5MW及以上需发改委核准。
《可再生能源法》2006年生效：可再生能源电价附加和全额收购。
第二阶段：发展起步期2007-2009年【制定发展规划高速发展】《可再生能源中长期发展规划》：建设6个百万千瓦级大型风电基地。
上调远景规划：2008年上调2010年装机容量由30GW 调至100GW。
放弃特许权招标：2009年出台文件分四类风资源区执行标杆电价。
第三阶段：发展调整期2010-2013年【逐步规模化优胜劣汰】淘汰落后产能：淘汰技术落后的风电设备厂商，使产业更加健康。
有序发展：未在核准计划内的项目不得核准，未批先建不补贴。
“十二五”：明确十二五风电开发到2015年累计并网100GW。
第四阶段：稳定发展期2014-至今【着力解决问题】下放审批权：国务院下放风场项目核准权。
电价附加上调：可再生能源电价附加上调至0015元。
下调标杆电价：第I-III类风资源区标杆电价下调两分钱/度。
消纳问题升级：三北地区暂停新项目列入核准。
在四大阶段众多政策的推动下，中国风电目前已并网容量超过100GW，并预计在未来5年内新上网100GW以上。
未来尽管增速有些许放缓，但是总量仍十分可观。
同时风机的国产化率已高达90%，为未来风机高速发展提供有力保障。
133、技术推动陆上风电单体规模化将进入20MW时代截止2014年底，我国风电机组存量中15MW机型占比超过60%，2MW以上机组占比约为28%；风电机组增量中15MW机组占比46%，而20MW以上机组则占比超过50%。
由此可见我国风机单体平均功率逐年上升，风电产业也属于重资产行业，单体规模化势必能够有助于降低发电的度电成本，为实现风电的平价上网提供更加有利的支撑。
以今年为例，截止2015年3Q，中国风机制造商龙头金风科技在手订单20MW 及以上机型累计占比40%,但占2015新增订单的50%以上。
14、海上风电发展困难重重截至2014年，全球海上风电装机达到8759兆瓦，其中8045兆瓦的装机分布于欧洲。
装机容量仅为陆上风电的24%。
我国的海上风电装机截止2014年底也仅有6699MW。
2007年在渤海绥中油田安装的一台金风科技生产的15兆瓦风机为我国第一个海上风电示范项目。
我国第一个商业化的海上风电项目在上海东海大桥，安装了34台华锐风电生产的3兆瓦风机。
但发展较为缓慢，国内陆上风电场的发展已经进入产业发展的中期，而海上风电依旧处于探索期。
2014年我国海上风电新增装机61台，容量达2293兆瓦，其中潮间带装机为130兆瓦，近海为993兆瓦，累计装机总容量达65788兆瓦。
其中除了东海大桥海上风电项目及其二期、龙源如东海上示范风电场以及江苏如东扩建项目外，其余装机多为各机组制造商安装的试验样机。
（海上风电场分为潮间带风电场、近海风电场和深海风电场，分别按平均高潮位线、最低潮位下5米、最低潮位下50米划分）根据国家宏观层面对风电布局的规划：2020年前，积极有序开发陆上风电，开展近海风电示范；2021-2030 年，陆上、近海风电并重发展，并开展远海风电示范；2031-2050 年，实现在东中西部陆上风电和近远海风电的全面发展。
141、受多方因素制约，海上风电核准建设难落地《全国海上风电开发建设方案（2014-2016）》规划了10528MW 规模的开发建设方案，是目前总装机量的15 倍。
但目前进展不如进度预期。
（1）成本高昂和定价机制不合理成为重要制约因素海上风机需要在高咸度的海水中站立近30年，还要经受海浪的拍打、海底地震的颠簸，这都是推高海上风电建设成本的重要原因。
风电行业希望建设更多海上风电场，也就意味着海上风电建设的选址正从近海走向远海，由浅水走向深水，施工难度加大的同时成本也被不断推高。
因此，海上风电建设成本近乎为陆上风电两倍。
同时，海上风电的上网价机制的不合理也是使得产业难以发展的重要原因。
海上风电的上网价格直接关系到企业投资海上风电项目的盈亏，2014年国家出台《关于海上风电上网电价政策的通知》，对非招标的海上风电项目，2017年前投运的潮间带风电项目含税上网电价为每千瓦时人民币075兆瓦，近海风电项目含税上网电价为每千瓦时人民币085元，2017年以后投运的海上风电项目，将根据海上风电技术进步和建设项目成本变化结合特许权招标情况另行研究上网电价政策。
