风电行业报告

1．风电行业发展现状 （1）行业规模增长情况

2004年以来，中国风电的新增装机增长速度一直处在100%以上的水平，其中，05年-07年三年超过150%，2009年是124%。风电行业的高速增长给风电设备制造业提供了一个良好的环境，在这几年中，风电设备制造业也实现了高速的增长。

图表 1: 2004年-2009年中国累计装机和同比增速

资料来源：Bank Research 佰瑞咨询

图表 2: 2004年-2009年中国新增装机和同比增速

资料来源：Bank Research 佰瑞咨询

（2）行业发展瓶颈

风电具有间歇性、随机性、可调度性低等特点，大规模接入会对电网的运行造成较大影响，目前的一般观点是，风电接入电网的容量不应超过电网总容量的20%。加目前风电装机的连续翻番的增长已经远超出了电网发展速度，从而进一步了风电的接入。

而由于风电的接入问题，现在有大量的风电场建成但无法发电并实现效益。截止2009年底，全国风电的接入比例只有62.5%。

由以上分析可知，未来行业增速回落的概率大，其发展瓶颈十分明显。

图表 3：风电装机接入的比例测算

资料来源：Bank Research 佰瑞咨询

另外，国家电网将要全面实施风电上网的严格准入，投资3.5亿元建立的国家风电技术与检测研究中心将作为风电机组的入网检测机构。对新投产风电场，将按照《风电接入电网技术规定》的要求检测，风电场要具备功率控制、功率预测、低电压穿越、监控通信等功能要求才准予入网。该项建议已获得能源局的认可，并在未来有可能成为风电上网的国家标准。

图表 4：风电接入电网技术要求

项目 有功调节 无功调节 电压 低压穿越 闪变 谐波 要求 具有有功功率调节能力；输出功率的变化率；保证有功控制系统的快速性和稳定性。 自动快速调整无功总功率；调节容量为功率因素的0.98-0.9范围内。 并网点的电压偏差在±10%时能正常运行，并具备-3%-7%的电压调节能力。 并网电压跌至20%时能保持0.625ms的低压穿越能力，并在3秒内恢复到额定电压的90%。 满足《电能质量电压波动和闪变》的要求。 满足《电网质量公用电网谐波》的要求。 资料来源：Bank Research 佰瑞咨询

2．风电行业企业概况

2009年底，全国共建设423个风电场，总容量达2268万千瓦，约占全国发电装机的2.6%。实力强的几家整机制造商都陆续在江苏省进行了产业布局。在江苏省大丰县的3块风电场已获得国家的审批，并分别由中国电力投资集团、龙源电力和华电国际获得，大唐国际、广东核电和华润电力等国有企业还在争抢其余的11块风电场。

（1）风电场开发形式及定价

风电场的开发主要由两种形式：特许权招标和地方审核的非特许权招标项目。从2003年开始到2008年我国共进行了5次风电特许权招标，2009年又进行了内蒙古525万千瓦的重大项目招标。

2009年7月，国家发展改革委发布《关于完善风力发电上网电价的通知》，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。《通知》规定，按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。四类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.元、0.58元和0.61元。今后新建陆上风电项目，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。

此次标杆电价的确立激励风电企业不断降低投资成本和运营成本。并且在一定程度上打破国有电力集团对风电行业的垄断，民间资本进入风电行业。

（2）风电场运营商盈利空间

目前我国风电已经实施并网，在目前的风机成本下，我国大型风电发电企业的风电平均成本约为0.35～0.40元/千瓦时，而风电电价在0.51～0.61元/千瓦时，大部分风电场能实现盈利。

假设风电场的规模为100万千瓦，运营的时间为20年，风机价格采用2009年5月内蒙古525万千瓦招标的除税平均价格4500元/千瓦，按照0.51元/千瓦时的电价，年平均等效满负荷运行小时数为2700小时，我们假设采购风机的成本为风电场20年中总成本的70%。据此进行测算，可以计算得内部收益率IRR为6%左右。

风电场的盈利空间将存在于管理能力提升带来的年满负荷利用小时数增加和风机价格下降带来的成本下降。因此，未来随着风机供需状况的改善，风电场较强的议价能力将得以体现，风机的价格将继续下降，风电场的盈利水平将在未来稳步提高。

3．风电供应商发展概况

风电产业上游主要由整机制造商、零部件生产商构成。截止2009年底，我国有超过80家风电机组的整机制造商，有超过50家的叶片制造商，轴承、齿轮箱等关键零部

件设备基本能实现国内自给自足，设备市场的竞争日趋激烈。

（1）整机制造企业概况 

整机制造企业竞争格局

2006年的《可再生能源法》及相关，特别是全网分摊，使风电装机连年翻番，并培育了自主设备制造产业。经过近几年我国风电行业的飞速发展，我国的风电整机厂商市场份额迅速扩大。

2009年全球十大风机厂商中，华锐风电、金风科技和东方汽轮机有限公司名列其中，华锐跻身前三。2009年华锐新增装机349.5万千瓦，金风新增装机272.2万千瓦，东汽新增装机203.5万千瓦，三家企业合计825.2万千瓦，占全国新增市场的59.7%。

排在第四位以后的企业新增装机容量最高不到80万千瓦，与前三家企业差距较大。新增装机在10～80万千瓦的16家企业，这16家企业，占我国新增市场的36.1%。新增装机低于10万千瓦的有20多家企业，多数企业刚刚进入样机试运行阶段，这些企业合计装机55.12万千瓦，仅占全国新增市场的4%。

数据表明风电整机市场集中度在逐步提高，梯队层级越发明显。第一梯队的华锐、金风和东汽，与第二梯队差距越来越大。第一梯队的三家制造企业均超过200万千瓦，而第二梯队中没有一家超过100万千瓦，第三梯队则大多数尚处于样机生产阶段。



整机企业业绩情况

在三个梯队逐渐形成的背后，是风电整机制造业价格竞争的进一步加剧。去年整机集中招标价格在5800元/千瓦左右，今年3月份的评标价格已经降到了4750元/千瓦，目前整机最低报价已接近4500元/千瓦，下降速度飞快。风电整机价格下降除了规模化效应及零部件供应体系完善带来的成本降低外，更大的原因来自于整机制造行业竞争的加剧。

受此影响，风电整机生产企业毛利率大幅下滑，甚至部分企业下滑7个百分点，毛利率下降到20%左右。但风电设备的景气度还是支撑了整机生产企业的业绩，2009年风电业务营收可观。

但也有不少设备商的风电业务毛利率保持了稳中有增。其中，金风科技（002202）、湘电股份（600416）等公司去年的风电设备毛利率都有不同程度的提升。主要原因是风电机组零部件采购价格降低，以及部分机组进入大批量生产，实现了规模效益。

（2）零部件制造企业概况

风电装备主要包括整机组装、电机、叶片、塔架基座等。叶片是风力发电机的核心部件，造价约占整个设备的1/4到1/3。目前，中国风机叶片市场已经形成外资企业、

民营企业、研究院所、上市公司等多元化的主体投资形式。国内风机叶片市场70%以上的份额为国内品牌占有。国内品牌的叶片与国外品牌的叶片相比虽然还存在一定技术差距，但差距已越来越小。随着风电叶片市场规模的扩大，成本和售价都将下降，但具备规模、技术和成本优势的企业成本下降速度将超过售价降低速度，盈利超过平均水平。

除此之外，一些特色子行业也值得关注，比如树脂、塔架等，尤其是海上风场对塔架的技术要求尤为苛刻，盈利能力亦相当可观。据悉，2MW及以上海上风机塔架由于进入者少，部分项目毛利率接近25%，高于整机龙头企业的目前水平。目前高端塔架的生产商主要是上海泰胜和苏州天顺，其中前者的市场占有率超过60%，是目前行业的龙头企业。

4．风电行业的发展特征 （1）设备国产化率提高

设备国产化率快速上升，如600kw和750kw机组国产化率达到90%以上，而1.5MW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2009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。

5．海上风电

（1）海上风电发展前景

我国沿海省份工业发达，耗电量大，而我国的陆上风能资源则主要在西部地区，远离负荷中心，长距离输电受到电网建设进度的制约，海上风电则靠近负荷中心，开发海上风电是我国风电发展的必然趋势，甚至我国对海上风电的需求远胜于其它国家。

开发海上风电的需要解决两个问题，一是如何将风机设备运到海上进行安装，二是如何将电能从海上送回。如何将设备运到海上完成安装，从技术难度上比陆地要大；而送回电量可以通过海底电缆完成，沿海地区配电网比较发达，在技术上基本没有难度。

（2）海上风电发展概况

2009年，以国家五大发电集团为首的开发商协同整机商已经在辽宁、河北、天津、山东、江苏、上海、浙江、福建、广东等省市的沿海地区布局了潮间带和近海风电资源，为下一步开发沿海风电打下了基础。

目前我国已规划的海上风电装机容量达1710万千瓦，而且已进入实质性开发阶段。 我国第一个海上风电项目-上海东海大桥海淀项目已建成，而国家能源局已决定在江苏沿海发展两个近海风电和两个滩涂风电，近海准备要30万千瓦，滩涂要20万千瓦，同时四个项目对外招标，招标方式采取“统一规划,集中招标”。即将实力强,管理能力强的投资企业,制造能力强的风电制造商和经验丰富的施工企业捆绑一起,强强联合,使成本相对降低,技术更加可靠。

其次海上风电建设分为浅海区和深海区，其中浅海区主要靠打基础，然后在其上安装风电机组，其安装成本与海洋深度和海洋地质有直接关系。而在深海区需要采用漂浮式技术，目前我国还不具备该技术能力。

（3）海上风电特点

与陆上风电相比，海上风电呈现以下特点： 

海上风电的资源密度更高、年利用小时更高，且基本不存在占地问题。另外由于海上风电的风速较陆上风电更高，风切变更小，有稳定的主导方向，因此机组运行更稳定、机组寿命较长。 

海上风电场面临的主要问题有高成本、复杂的环境、需要较高的可靠性、海上电力配套措施等。 

建设时间长。一般海上风电项目建设20个月左右；陆上风电项目建设8、9个月。 

海上风机大型化。海上风机由于成本较大，所以对风机的单机容量要求更大以摊低成本。当前欧洲普遍采用的是3～5MW机型。世界上已有容量最大的海上风机是16兆瓦。目前国内应用的最小容量是3兆瓦。

 高毛利率。从设备供应商的角度看，由于海上风场的电价高，其可以承受的设备成本也更高，加之海上风机单机容量大、质量要求高。因此，良好的下游客户加上高进入门槛使得海上风机有望获得高毛利。

（4）海上风电供应商-生产设备企业概况

我国海上风电整机装备制造水平在世界风力发电领域达到较高水平。其中风电设备整机制造厂华锐、国电联合动力和金风节能生产世界上普遍使用3兆帕的海上风机设备。另外华锐等几家企业正在处于5兆瓦样机的制造阶段，更大功率的风机也处于研发阶段，如8兆瓦的风机。

图表 5：主要风电商兆瓦级机组

公司 华锐 金凤 东汽 国电联合动力 明阳 湘电 上海电气 机组 3MW 5MW 5MW 5MW 3MW 2MW紧凑型双叶片海上风机 3MW 5MW 3.6MW 时间 - 已下线 在研 在研 已下线 - 已下线 预计2011年下线 预计2012年下线 1.5MW/2.5MW/3MW - 资料来源：Bank Research 佰瑞咨询

（5）海上风电盈利及盈利模式预测

虽然海上风场的成本远高于陆上风场，但是由于其巨大的潜在储量，国家对其仍给予较大幅度的支持；从欧洲的情况看，海上风场的鼓励措施有多种，但最有效的还是电价，即使海上风电的电价大幅高于陆上风场，从而提高海上风场的盈利能力，鼓励企业投资。

根据欧洲的海上风机成本我们大体测算得国产风机的价格区间，根据60%～70%的国产化率，测算得国内制造的海上风机的成本应该在6300～7900元之间；从国内的情况看，陆上风场已经采取四档固定电价，最高也就是0.61元/KWh。海上风电则不受固定电价，目前采取单独批复的，再考虑海上风场的年利用小时数高于陆上风场，可以计算其盈利能力。

以东海大桥海上风电场为例，假设其年利用小时2700，电价0.98元/KWh，20%自有

资金，据此进行测算，可以计算得内部收益率IRR为6%左右；但由于东海大桥是国内第一个海上风场项目，投资偏高（23000元/KW），是陆上风场的两倍还多；而设计利用小时仅2700，明显低于行业平均水平；随着风机制造商的增加和海上装机量的提高，单位投资将会有比较明显的下降，三年内有望降至19000元/KW以下；如果按照19000元/KW和3000小时的标准，IRR超过13%，如果能申请到更高的电价则投资回收周期更短；因此从风电运营商的角度看，由于海上风场有可能申请到更高的电价，因此从经济性上看有望获得比陆上风场更高的收益。

6．风电行业发展优势分析 （1）资源优势

太阳对地球的辐射能约有2%转变为风能。世界气象组织预计全球风能总资源量约53万亿千瓦时，约是水力资源的10倍，相当于10800亿吨标准煤产生的能量，约是全世界目前能源消费量的100倍，目前已开发的风能仅占全球风能资源微不足道的一小部分。

我国风力资源列世界第三，排在俄罗斯和美国之后。根据最新风能资源评估，全国陆地可利用风能资源3亿千瓦，加上近岸海域可利用风能资源，共计约10亿千瓦；而截至2008年底，中国已开发的风电资源仅占可开发风电资源的0.5%。

（2）环保优势

目前，国际社会日益感觉到环境污染和全球气候变暖问题的严重性，纷纷采取措施试图遏制环境问题的恶化，措施之一就是扶持清洁新能源的发展。风电是一种可大规模商业开发的清洁新能源，因此在CDM涉及的项目中风电占比极高，占到了一半以上。

目前中国的CDM项目交换绝对量仅有风电发展规模更大的印度的五分之一左右，中国风电的CDM项目潜力远远没有充分挖掘。而风电场CDM项目的实施又提高了风电场经营者的盈利空间和积极性，每交换1千瓦小时风电碳排放权，可获利0.07-0.1元左右。

（3）技术优势

化石等一次性能源的特点如环境成本增加、不能再生等决定了成本将不断上涨；而随着技术成熟和规模效应的发挥，风电、核电等新能源发电的成本将进一步降低。而在众多新能源中，风电是最具商业开发前景的新能源之一。近些年，随着风电技术的日益成熟，风电装机容量不断增大，并网性能不断改善，发电效率不断提高，风电设备在全球能源设备中脱颖而出。

风电机组约占风电投资的70%，随着风电技术的成熟和规模效应的显现风电机组价格不断下降，由此带来风电成本的持续降低。上世纪80年代到90年代初风电成本下降

较快；90年代中期以来，成本下降趋缓，即使这样，风电成本也达到每5年下降20%，照此速度，到2015年，即使没有补贴，风电的成本将接近常规的能源。

（4）建设优势

风电的一个最大的优点就是建设周期短，不像火电、水电的建设，需要用年来计算；在有风场数据的前提下，建设只需要以周、月来计算。可以在短时间内完成风场的建设，可以根据需要灵活地布局。同时，风电场的装机规模灵活，可根据资金多少来确定，为筹集资金带来便利。

此外，风电场建设实际占地少，对土地要求低，在山丘、海边、河堤、荒漠等地形条件下均可建设。风力发电运行简单，可完全做到无人值守。并且在发电方式上还有多样化的特点：既可联网运行，也可和柴油发电机等级成互补系统或运行，这对于解决边远无电地区的用电问题提供了现实可能性。

7．我国风电产业分析

（1）预计今年出台的《可再生能源并网配额管理办法》解读

《办理办法》将以实际的发电量为基准，规定发电企业在其发电总量中，必须收购一定配额的非水电可再生能源电量。具体的比配额将参照《可再生能源中长期发展规划》中的比例，即大发电企业为1%～3%，权益发电量超过500万千瓦的电厂，则要求达到3%～8%。

解读：我国的可再生能源电量中，除了少量的光伏发电外，主要以风电为主。由于光伏发电的成本仍在1元以上，是火电的2～3倍，因此，未来配额制的实施，最大受益者无疑将是风力发电企业。这对那些已经进入风电开发领域的整机制造商而言，显然是个利好消息。未来五大电力集团为了达到规定配额，必然要从这些制造企业手中收购风场，由此产生的溢价，将会使企业获得除风机销售以外的额外利润。

（2）风电接入问题解决预测

面对风电行业发展主要瓶颈—风电接入问题。正在积极推动解决，国家能源局、、国网公司近期都曾对此问题做出积极地表态。其中，国家能源局表示，将给予电网一定的建设补贴，宣布2020年风电的电网接入要达到1.5亿千瓦。国家电网已完成了哈密、酒泉、河北、吉林、江苏沿海、蒙东、蒙西等七个千万千瓦风电基地七大风电基地送出规划、消纳能力和消纳市场的分析和研究。

因此，我们认为，随着的高度重视、特高压输电线路和智能电网的建设，风电接入的问题会逐步得到解决。

（3）《风电设备制造行业准入标准》解读

《风电设备制造行业准入标准》明确指出新进入企业需具备生产单机容量2.5MW以上整机的生产条件和配套设施，国家也多次表示重点支持自主研发2.5兆瓦及以上风电整机和轴承、控制系统等关键零部件及产业化示范。各主要风电整机生产企业也在积极建设大型风机生产线，以便在未来的竞争中胜出。

因此我们判断，具有领先技术，较低的成本及最早将大容量风机批量生产及投入市场的企业能够获得新一级竞争中的头一杯羹。

8．我国风电电产业的发展前景分析

中国风能资源丰富，据联合国环境计划署的评估结果，风电资源可开发量达3000吉瓦，预计到2020年，风电行业的装机有望达到1.5-2亿千瓦。按此测算，风电新增装机的年均复合增长率大约在10%-16%，也还是远低于前几年的水平预计2010年和2011年，风电新增装机的增速在20%-30%之间。

而从风电产业竞争状况来看，风电行业将面临重新洗牌和整合。风电整机制造业、风电几个主要部件制造业，一定程度上都是“巨人的游戏”。我国民营资本聚集度与国有资本不能同日而语，民营资本要参与巨人竞争难度很大，因为投入大、风险高。根据《风电设备制造行业准入标准》，要求风电机组生产企业必须具备生产单机容量2.5MW以上、年产量100万千瓦以上的能力。目前达到此标准的风机制造企业仅有十家左右，加上风电设备制造产能与目前的需求相比出现一定的过剩，未来行业内竞争必将进一步加剧，可能出现行业重新洗牌和整合。

9．风电产业风险分析 （1）市场风险

我国风电项目建成后面临着较大的无法并网的困境，造成风机利用小时数的不断下降，提高了风电场的正常运营成本，降低了企业的盈利空间，让企业承担了极大的偿债压力，将会使银行面临较大的还款风险。

（2）成本风险

目前，我国风电设备仍依赖进口，这将提高了风电场的建设成本，最终使得风力发电成本仍处于较高水平。而在特许权招标过程中，开发商一味的相获得开发权，不断压低投标价格，最终将使企业所报出的上网电价无法承受高昂的发电成本，严重影响了风电场建成后的投产运营。

（3）技术风险

风电设备国产化的提出对国内风机行业带来了较好的发展给予，行业规模扩大速度惊人。同时，由于风机运行环境恶劣，对质量的要求加高。但是为了抢占市场，风电设

备制造企业在没有完全掌握技术便盲目投产，不顾风机的质量。造成风机在运行中出现较多的问题，严重降低了风电场的运营效率。

（4）风险

我国风电产业缺乏商业化运作机制，风力发电企业的主体是电力公司的直属企业或独资子公司、电力公司控股的股份公司及与电力公司有密切联系的企业，而完全的风力发电企业还是极少数。

整个风电市场是基于优惠、国际赠款或优惠贷款以及补贴的基础上发展起来的，一旦这些扶持措施不能再保持下去，整个风电市场将迅速萎缩，从而给整个产业带来风险。实际上，风电场的建设在中国基本上属于行为，缺乏商业化运作，风电项目需要各级层层审批，机构和上的复杂性往往使项目陷入尴尬的境地。

10．风电产业银行业务前景分析

从风电行业的发展历程来看，风电行业、以及其供应商-整机零部件都有很好的发展前景，资金需求亦明显。

（1）信贷客户选择 

风电行业供应商商

从未来发展潜力及竞争情况来看，龙头企业或技术、市场优势明显的企业将获得更大的市场空间，小型企业面临被淘汰风险。其中整机企业建议关注第一、第二梯队企业；零部件类企业建议关注具备规模、技术和成本优势的企业。另外，海上风电生产类企业技术水平要求较高，未来收益率高。



风电场运营商

风电近来增长较快，但与火电、水电发电量相比仍微不足道。且由于风电场建设周期较长，导致目前风电场运营方面无明显的优势企业，但未来随着风电发电量的大幅增长及并网中的技术难题得到解决，风电发电成本将大幅下降，其对运营商经营业绩的积极影响也将逐步显现出来。

而且风电场运营商一般为国有电力集团，具有良好的信用基础，信贷风险较小。因此对云银行来说是良好的客户资源。

（3）贷款方式选择

在贷款方式上，针对于风电运营商、供应商中整机企业的大型项目建议以银团贷款的方式对其开展信贷服务。一般此类项目货款庞大，周期长，因此于普通的商业银行来说风险都比较大，加上由于客户实力较强，银行话语权弱，银团货款的好处较多，尤其

是中等规模的银行机构。

而针对于具有技术优势、特色产品优势的中小企业，根据其业务运营-订单式生产、应收账期明显等特点，建议开展供应链融资。