（一）世界風電行業發展概況

    （1）全球風電發展歷程

    隨著國際社會對能源安全、生態環境、異常氣候等問題的日益重視，減少化石能源燃燒，加快開發和利用可再生能源已成為世界各國的普遍共識和一致行動。目前， 全球能源轉型的基本趨勢是實現化石能源體系向低碳能源體系的轉變，最終目標是進入以可再生能源為主的可持續能源時代。 2015 年，全球可再生能源發電新增裝機容量首次超過常規能源發電的新增裝機容量， 標志全球電力系統的建設正在發生結構性轉變1。風電作為技術成熟、環境友好的可再生能源，已在全球范圍內實現大規模的開發應用。丹麥早在 19 世紀末便開始著手利用風能發電，但直到 1973 年發生了世界性的石油危機，對石油短缺以及用礦物燃料發電所帶來的環境污染的擔憂，使風力發電重新得到了重視。此后，美國、丹麥、荷蘭、英國、德國、瑞典、加拿大等國家均在風力發電的研究與應用方面投入了大量的人力和資金。至 2016年， 風電在美國已超過傳統水電成為第一大可再生能源， 并在此前的 7 年時間里，美國風電成本下降了近 66%。在德國，陸上風電已成為整個能源體系中最便宜的能源，且在過去的數年間風電技術快速發展，更佳的系統兼容性、更長的運行小時數以及更大的單機容量使得德國《可再生能源法》最新修訂法案（EEG2017）將固定電價體系改為招標競價體系，徹底實現風電市場化。 2017 年整個歐洲地區風電占電力消費的比例達到 11.6%，其中丹麥的風電占電力消費的比例繼續增加 4 個百分點，達到 44.4%，并在風電高峰時期依靠其發達的國家電網互聯將多余電力輸送至周邊國家；德國達到 20.8%，英國為 13.5%。2017 年全球陸上風電平準化度電成本（levelized cost ofelectricity， LCOE）區間已經明顯低于全球的化石能源，陸上風電平均成本逐漸接近水電，達到 6 美分/千瓦時， 2017 年以來新建陸上風電平均成本為 4 美分/千瓦時。 IRENA 預計隨著技術進步， 2019 年全球成本最低的風電項目的度電成本將達到甚至低于 3 美分/千瓦時，成為最經濟的綠色電力之一。

    從新增裝機容量來看，進入本世紀以來，除 2013 年、 2016 年和 2017 年環比下滑外，其他年度風電新增裝機容量基本呈現逐年遞增趨勢，見下圖：

資料來源：公開資料整理

    截至 2017 年全球風電市場累計裝機容量達 539.6GW，自 2005 年以來復合增速達 20.24%。

2001-2017 年全球風電裝機累計容量

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    無論是累計還是新增裝機容量，我國都已成為全球規模最大的風電市場，見下圖：

2017年全球新增風電裝機容量前十位的國家（MW）

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2017年全球累計風電裝機容量前十位的國家（MW）

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單位： MW

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    （2）全球風電未來發展趨勢

    根據發展現狀及各國政策規劃預測，世界風電行業將呈現以下發展趨勢：

    A、風電在世界范圍內仍有很大的發展空間

    從全球電力生產結構的變化趨勢看，化石燃料和核能發電的占比逐年下降，水電占比長期維持在 16.6%，風電是目前發展最快的可再生能源。

2009-2016 年全球電力生產結構 單位： %

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    火電：傳統的火力發電以煤炭、石油、天然氣等化石能源為原料，燃燒過程中會產生大量的二氧化碳、二氧化硫、粉塵顆粒物（PM）等污染物，給環境造成難以估量的破壞，威脅人類社會的安全和發展。從中、美、德、英、韓、日等國的裝機結構看， 目前火電裝機容量在電力裝機容量中的占比均超過 50%以上，我國以煤炭為主的火電裝機容量占比更是高達 62%4，這主要系過去火電開發利用時間早，未考慮環境破壞的發電成本較低所致。隨著技術的不斷進步和規模經濟的體現，風電成本實現了快速下降，全球范圍內，在 2013 年前后陸上風電的平準化度電成本（LCOE）已經低于煤電的發電成本，即初步實現并網側的平價上網，具備了對傳統火電的替代能力。水電：水電站建設的一次性經濟投資和人力投資遠高于風電站建設，建設周期長，對周圍生態和居民的影響更是不可補償，且可用于大規模水利發電的水資源有限。盡管水電擁有度電成本較低的優勢，但其價格無法反映水資源價值和水電開發對生態環境造成的損害。 此外，2017年全球陸上風電平均成本逐漸接近水電，水電的成本優勢逐漸被風電替代。核電：經歷了前蘇聯切爾諾貝利核事故、美國三里島核事故、日本福島核事故后，核電發展受挫，日本暫時關停核電站，德國直接宣布 2022 年前關閉國內所有的核電站，我國過去幾年核電發展同樣緩慢。此外，核電站的運行過程中會產生巨大熱量，需要水源進行冷卻，因此現有的大型核電站多建于沿海地區，但沿海核電廠址有限，這也一定程度上縮小了核電的發展空間。太陽能：雖然太陽能電池組的價格在過去幾年內大幅下降，但其度電成本依然是新能源中最高的， 2017 年全球光伏的平準化度電成本（LCOE）大約為 10美分/千瓦時，全球陸上風電平準化度電成本（LCOE）僅為 6 美分/千瓦時，其中 2017 年以來新建陸上風電平均成本僅為 4 美分/千瓦時。

    基于風電的高度環境友好性及適中的度電成本， 風電在全球主要國家已實現了大規模的產業化運營，但為了進一步減少化石能源的消耗，達到節能減排，保護自然環境的目的， 各主要國家仍不斷出臺有利于風電發展的行業政策和產業規劃。

主要風電大國最新政策及整體發展規劃一覽表

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    此外，歐洲到 2020 年將實現可再生能源占總發電量的 34%，其中風電占比為 16.90%，平均每年對風電的投資將達到約 235 億歐元，其中，陸上發電投資147 億歐元，海上風電投資 88 億歐元，風電累計裝機容量將達到 2.3 億千瓦。

    B、海上風電加速

    相比陸上風電，海上風電具備風電機組發電量高、單機裝機容量大、機組運行穩定以及不占用土地，不消耗水資源，適合大規模開發等優勢，同時，海上風電一般靠近傳統電力負荷中心，便于電網消納，免去長距離輸電的問題，因而全球風電場建設已出現從陸地向近海發展的趨勢。經過近二十余年的發展，從全球范圍來看，海上風電技術日益成熟，過去制約其快速發展的技術壁壘高、建設難度大、維護成本高、整機防腐要求強等弊端正得到逐步改善。自第一座海上風電場投運以來，海上風電成本的下降幅度超過了 30%，其度電成本也從 2001 年的240 美元/兆瓦時降低到了 2015 年的約 170 美元/兆瓦時，伴隨著技術創新和成本的持續下降， 全球海上風電總裝機容量有望從 2015 年的 13GW 激增至 2030 年的 100GW。2017 年，全球海上風電新增裝機容量 4,331MW，累計裝機容量達 18,814MW。其中，歐洲十一國貢獻了 84%（15,785MW）的累計裝機容量，其余 16%裝機中大部分位于中國，少部分位于越南、日本、韓國和美國。英國是全球最大的海上風電市場，占全球累計裝機容量達 36%，德國以 29%的份額位居第二位，中國以 15%的份額位居第三。

2017年全球海上風電新增裝機容量（MW）

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2017年全球海上風累計增裝機容量（MW）

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單位： MW

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    （二）我國風電行業發展概況

    （1）我國風電行業發展歷程

    我國風力發電始于 20 世紀 50 年代后期， 用于解決海島及偏遠地區供電難問題，主要是非并網小型風電機組的建設。 70 年代末期，我國開始研究并網風電，主要通過引入國外風電機組建設示范電場， 1986 年 5 月，首個示范性風電場馬蘭風力發電場在山東榮成建成并網發電。從第一個風電場建成至今，我國風電產業發展大致可以分為以下 6 個階段：

    A、早期示范階段（1986-1993）

    主要利用國外捐贈及丹麥、德國、西班牙政府貸款建設小型示范風電場，國家“七五”“八五”投入扶持資金，設立了國產風電機組攻關項目，支持風電場建設及風電機組研制。這期間相繼建成福建平潭島、新疆達坂城、內蒙古朱日和等并網風電場，在風電場選址與設計、風電設備維護等方面積累了一些經驗。

    B、產業化探索階段（1994-2003）

    通過引入、消化、吸收國外技術進行風電裝備產業化研究。從 1996 年開始，啟動了“乘風工程”、“雙加工程”、“國債風電項目”、科技支撐計劃等一系列的支持項目推動了風電的發展。期間首次探索建立了強制性收購、還本付息電價和成本分攤制度，保障了投資者權益，促使貸款建設風電場開始發展。該階段國產風電設備實現了商業化銷售，國內風電年新增裝機容量不斷擴大，新的發電場也不斷涌現。

    C、快速成長階段（2004-2007）

    國家不斷出臺一系列的鼓勵風電開發的政策和法律法規，如 2005 年頒布的《可再生能源法》和 2007 年實施的《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》，以解決風電產業發展中存在的障礙，迅速提升風電的開發規模和本土設備制造能力。同時， 2005 年出臺的《國家發展改革委關于風電建設管理有關要求的通知》中有關“風電設備國產化率要達到 70%以上”（2010 年已被取消）等一系列政策的推動下，開啟了裝備國產化進程。 2007 年新增裝機容量達 3,311MW，同比增長 157.1%，內資企業產品市場占有率達 55.9%，新增市場份額首次超過外資企業。

    D、高速發展階段（2008-2010）

    我國風電相關的政策和法律法規進一步完善，風電整機制造能力大幅提升。該期間，我國提出建設 8 個千萬千瓦級風電基地，啟動建設海上風電示范項目，是前所未有的高速發展期。 2010 年，我國風電新增裝機容量超過 18.9GW，以占全球新增裝機 48%的態勢領跑全球風電市場，累計裝機量超過美國，躍居世界第一。但快速發展的同時，也出現了電網建設滯后、國產風電機組質量難以保障、風電設備產能過剩等問題。

    E、調整階段（2011-2013）

    經過幾年的高速發展后，我國風電行業問題開始凸顯，一是行業惡性競爭加劇，設備制造產能過剩，越來越多的企業出現虧損；二是我國“三北”地區風力資源豐富，裝機容量大，但地區消納能力有限，外送通道不足，使得棄風現象嚴重；三是風電機組質量無法有效保障。期間，不少企業退出風電行業，市場也逐漸意識到風電設備制造不能簡單追求“低價優勢”，更不能盲目上項目，應充分重視產品質量，并提高服務能力。

    F、穩步增長階段（2014-至今）

    經過前期的洗牌， 風電產業過熱的現象得到一定的遏制， 發展模式從重規模、重速度到重效益、重質量。“十三五”期間，我國風電產業將逐步實行配額制與綠色證書政策，并發布了國家五年風電發展的方向和基本目標，明確了風電發展規模將進入持續穩定的發展模式。截止目前，我國風電行業經歷了兩輪高速發展時期。第一階段從 2005 年開始，到 2010 年結束，之后經歷了兩年的調整，從 2013 年年中開始，我國風電行業擺脫下滑趨勢，在行業環境得到有效凈化的形勢下，開始了新一輪有質量的增長，并在 2015 年創新高，隨后受前期搶裝透支需求的影響， 2016、 2017 連續兩年裝機下滑， 但 2017 年降幅趨緩。 在新的電價下調截止時間臨近導致“小搶裝”、“三北”地區棄風限電改善恢復投資、分散式風電崛起、海上風電發展等多因素驅動下， 2018 年開始新增裝機有望重回高增長。

2007-2017 年我國新增風電裝機容量情況

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    2017 年我國風電新增并網裝機容量占全部電力新增并網裝機容量的比例為14.6%，累計并網裝機容量占全部發電裝機容量的比例為 9.2%。風電新增裝機容量占比近幾年均維持 14%以上，累計裝機容量占比則呈現穩步提升的態勢。

2006-2017 年我國風電新增和累計裝機容量占比

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    發電量方面，2016 年全國風電發電量 2,410 億千瓦時，占全部發電量的 4.1%，2017 年全國風電發電量 3,057 億千瓦時，占全部發電量的 4.8%，發電量逐年增加，市場份額不斷提升，風電已成為繼煤電、水電之后我國第三大電源。

2008-2017 年我國風力發電量及占比

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    （2）我國風電行業未來發展空間

    盡管過去的十多年時間里，我國風電裝機量呈爆發式增長，但風電在整個電力結構中的占比仍然偏小，低于丹麥（44.4%）、德國（20.8%）、英國（13.5%）等國家，發展潛力巨大。隨著開發布局的不斷優化，配套政策的有效執行，以及風電技術水平的顯著提升，未來我國風電行業的增長來源如下：

    A、短期內中東部和南方地區風電投資需求不斷增加

    我國中東部和南方的大部分地區由于風速低于 6 米/秒，過去一直被認為不具備經濟開發價值，但是，隨著行業的技術進步，風電機組的利用效率提升，該區域低風速風電場的開發價值逐漸顯現。由于我國中東部及南方地區負荷需求大、并網條件好，產生的風電大多可就近、就地消納，因此在“三北”地區出現棄風限電現象后，政策引導風電投資向中東部及南部地區轉移。風電“十三五”規劃要求，加快中東部和南方地區陸上風能資源的規模化開發，到 2020 年，新增風電并網裝機容量 42GW，累計并網容量達到 70GW，較“十二五”期間同比增長 150%。 2017 年風電新增裝機容量分區域統計數據的結果與政策導向基本一致， 中東南部地區新增裝機容量占比達到 55%，與 2016 年相比，雖然華北地區新增裝機容量的絕對額仍然較大，但增速方面，中南地區增長 44%，西北地區下降超過 40%，東北地區下降超過 30%。

2012-2017 年我國各區域新增風電裝機容量趨勢（MW）

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    B、未來“三北”地區的發展空間仍然十分巨大

    我國不同地區的自然條件不同， 風能儲量差異很大。 從地理位置上來看，“三北”（西北、華北和東北）地區和沿海一帶是風能資源最豐富的區域。其中，“三北”地區風功率密度和風能密度遠大于東南沿海地區，且盛行風向穩定，破壞性風速少，地勢平坦，交通方便，工程地質條件好，施工便利，是大型風電場的最佳風能資源區。

    西北地區風能資源： 由于地處高原， 加上地表起伏較小， 風能資源相當豐富，是我國風能資源最豐富的區域。據統計和預測，高達 3 億千瓦的龐大可開發的風能資源量蘊含在這一區域，全國陸地風能資源基本有 1/3 左右分布在這一帶。東北地區風能資源：黑龍江省風能資源較豐富的地區占到該省 2/3 以上的區域，以年平均風能密度而論，居全國中上等水平，且風資源在白天非常豐富，符合工業和商業的工作時間，能有效利用；吉林省風能資源相對較少，風能較豐富區處于北到松原、南到雙遼等地一線；遼寧省風能較豐富區主要在遼河平原、遼東半島。受經濟發展、地形地貌等得影響，東北地區風資源的開發利用率較低。

    華北地區風能資源：華北地區是北方經濟發展的重要地區，包括北京、天津兩個直轄市， 河北、 山西兩個經濟大省以及內蒙古自治區。 河北省風能資源豐富，主要分布在張家口、承德壩上地區和沿海秦皇島、唐山、滄州地區，大片區域交通便利，內蒙古地區風能資源豐富、視野開闊，均非常適宜建設大型風電場。基于“三北”地區風資源豐富、地緣遼闊、風電場開發建設成本低，過去十年國內的風電開發主要集中在“三北”地區，截至 2017 年，“三北”地區風電累計裝機容量占全國比例達 66.56%。

2017 年我國風電累計裝機容量分區域占比

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    然而， “三北”地區風電產業快速發展的同時也遭遇了輸出瓶頸，自 2010年開始出現棄風現象， 2013-2014 年在政府主管部門的積極干預下，電網部門提高了電網調峰能力，加之全國電力消耗量的增加，棄風情況一度好轉，但到 2016年，經歷 2015 年風電機組的“搶裝潮”，疊加電網建設滯后，全國平均棄風率又再度達到了 17%的歷史高位， 棄風現象主要集中在“三北”地區， 其中甘肅（43%）、新疆（38%）、吉林（30%）、內蒙古（21%）、黑龍江（19%）是棄風最為嚴重的地區。

    棄風限電產生的原因主要在于以下幾點：

    第一，電源與電網規劃不同步。“三北”地區風電發展的主要矛盾是大規模和高速發展的風電裝機、發電能力與電力消納、電力輸送間的矛盾。我國風能資源集中在“三北”地區，距離用電負荷中心較遠，且當地經濟欠發達，消納能力弱，需要通過輸電網遠距離集中外送，但近年來，風電電源工程建設投資與并網裝機容量一直呈現上升態勢，與電網送出線路建設滯后呈鮮明對比，導致棄風限電加重。

    第二，能源發展缺乏統一規劃。在經濟新常態、電力需求放緩的背景下，火電、水電、風電、核電以及光伏的最優發展規模尚未有明確定論，政府各部門之間及政府與電網之間對能源發展規劃未達成統一共識。火電大規模上馬加劇電力產能過剩，擠壓風電的發展空間， 2017 年新增火電裝機占新增總裝機的比重仍高達 34.24%，遠大于風電（14.60%）、水電（9.62%）和核電（1.63%），雖有拉動經濟增長的積極作用， 但與我國提倡“大力發展清潔能源， 構建低碳能源體系”的發展理念嚴重相悖。

    第三，電力管理存在突出矛盾，保障可再生能源發展的相關法律法規難以全面落實。自 2005 年我國《可再生能源法》頒布，一系列鼓勵政策相繼推出，但整體上看， 這些政策在具體實施過程中因存在利益沖突并未完全執行到位。目前，多數省區采用年度發電計劃管理，維持所有機組“平均上網小時數”的政策，但省級政府具有自由裁量權，導致出現風電機組為火電機組讓路的情況。此外，優質的風力資源區與煤炭資源區重合，在“三北”地區，僅山西、內蒙古、陜西和新疆四省區的煤炭儲量即占全國的 76%10，各方存在利益角逐。

    為進一步解決棄風限電問題， 推動能源生產及消費革命、破解環境污染難題，自 2016 年以來發改委及國家能源局密集出臺了《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》、《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》、《能源生產和消費革命戰略（2016-2030）》、《解決棄水棄風棄光問題實施方案》等十余項政策，要求棄風率到 2020 年下降至 5%，可見國家層面對解決棄風限電問題的決心。同時，在政策引導下，國家電網加快特高壓輸電線路的建設，從特高壓投運的進程看，“十二五”期間我國特高壓的建設是相對緩慢的，一共建成 9 條，且僅有 1 條線路是在限電區域。“十三五”期間，將重點優化西部（西北+川渝）、東部（“三華” +東北三省+內蒙古）兩個特高壓同步電網，形成送、受端結構清晰的“五橫五縱” 29 條特高壓線路的格局，即除了 2015 年前建好的 9 條外，2016-2020 年已投運、在建和已規劃的還有 20 條特高壓線路，且有 13 條線路是在限電區域。隨著特高壓線路尤其是西北地區線路在未來 3 年的密集投運，棄風限電現象將得到顯著改善。已有規劃的特高壓線路投建情況如下表所示：

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    在一系列針對可再生能源消納的政策的推動下，棄風限電進入了逐步好轉的階段。 2017 年，全國風電平均利用小時數 1,948 小時，同比增加 203 小時，全年棄風電量 419 億千瓦時，同比減少 78 億千瓦時，全國平均棄風率為 12%，同比下降 5.2%，其中，棄風率超過 10%的地區是甘肅（33%），新疆（29%），吉林（21%），內蒙古（15%）和黑龍江（14%）。 2018 年 3 月 7 月，國家能源局發布 2018 年度風電投資監測預警結果，除甘肅、新疆、吉林仍為紅色預警區域外，寧夏、內蒙古、黑龍江解除紅色預警。隨著針對性措施進一步的實施，“三北”地區的棄風限電問題將得到有效解決。憑借在風資源、地形、氣候、開發及維護成本等方面具備的顯著優勢，以及未來特高壓電網建成后解決了電力輸出問題，“三北”地區將重新成為我國風電建設的重點區域，這一區域的風電市場仍有極大的發展空間。

    C、早期風電機組臨近退役，存量市場替代空間打開

    國內風電產業大規模發展已超過十年，隨著風電機組 20 年使用壽命的臨近，國內將會出現大批的退役機組。在我國風電發展早期，大多數風電整機制造商缺乏自主研發實力，普遍從國外引進技術或者通過許可證方式生產，消化吸收并不徹底，導致很多早期安裝的風電機組設備質量不高。因此，盡管風電機組設計壽命通常為 20 年，但運行到中后期階段，老化的風電機組出現墜落、折斷等重大事故的幾率大大增加，發電量亦開始回落，設備技術性能也無法滿足電網的要求，維護及保養成本顯著增加，其經濟性已大大降低。因此，為了高效利用原有的優質風區，提前退役技術過時的舊機組，代之以目前技術先進的大功率機組，經濟效益更好。過去十余年我國風電市場經歷了爆發式的增長，截至 2017 年末累計裝機容量占全球的 1/3 以上，舊機組退役更新的市場龐大。

    D、分散式風電崛起，助力行業增長

    分散式風電項目是指所產生電力可自用，也可上網且在配電系統平衡調節的風電項目，其最明顯的優點是就近接入電網，并于當地消納，限電風險較低。早在 2009 年我國就提出了分散式風電的概念， 但一直推進緩慢， 主要原因在于：政策支持力度不夠；項目容量較小，單位開發成本較高；以及國內風電投資主體單一，絕大部分是國有資本，對投資少、規模小的分散式接入風電投資積極性不足。2017 年國家能源局發布《加快推進分散式接入風電項目建設有關要求》，明確提出分散式項目不占用風電建設年度指導規模，即成為行業新的增量，并通過系列具體要求確保消納。 2018 年能源局發布《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》，進一步掃清了制約分散式風電發展的多方面障礙。首先，將分散式風電并網最高電壓等級從 35KV 放寬至 110KV，使其可開發空間大幅提升；其次，大幅簡化了核準并網流程以縮短建設周期，降低項目成本，并明確售電模式提升項目收益率；此外，還鼓勵各類企業及個人作為項目單位，在符合土地利用總體規劃的前提下，投資、建設和經營分散式風電項目，降低了投資門檻，擴大了投資主體。隨著國家層面的政策落地，地方政府紛紛響應，目前新疆、內蒙、河南、河北等地均出臺相關文件加快分散式風電的開發建設，預計我國分散式風電建設將于 2018 年迎來快速發展元年，助力風電行業整體復蘇。

    E、綠證認購啟動，保障風電滲透率持續提升

    2017 年 2 月 3 日，發改委、財政部、國家能源局聯合下發《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》（以下簡稱“通知”），在全國范圍內試行為陸上風電、光伏發電企業（不含分布式光伏發電）所生產的可再生能源上網電量發放具有獨特標識代碼的綠色電力證書（以下簡稱“綠證”）。按照 1 兆瓦時=1 個綠證的標準折算，可在中國綠證認購交易平臺出售。2017 年 7 月 1 日，綠證正式啟動自愿認購，價格按照不高于證書對應電量的可再生能源補貼金額，由買賣雙方自行協商或者通過競價確定。可再生能源發電企業可將已核準的綠證掛牌出售，各級政府機關、企事業單位、社會機構和個人均可通過購買取得綠證。

    我國現階段對于風電、光電上網仍實行標桿電價模式，對上網標桿電價和脫硫燃煤機組上網標桿電價之間的差額部分，使用可再生能源發展基金進行補貼。該基金主要來源于向電力用戶征收的可再生能源電價附加收入。具體操作流程為：由電網代財政部向用戶征收可再生能源電價附加，財政部門向電網企業撥付可再生能源補貼，再由電網企業根據可再生能源上網電價和實際收購的可再生能源發電上網電量，按月與可再生能源發電企業結算電費。在該模式下，可再生能源發電企業資金回收周期冗長、 資金壓力大。此外，自備電廠大量拖欠可再生能源電價附加，財政部實際征收的再生能源電價附加額遠小于理論上的征收額，導致我國可再生能源發展基金一直面臨著較大的缺口，且隨著新能源并網容量的逐年擴大，可再生能源基金的缺口將越來越大，成為限制著我國新能源發展的重要因素。

    而在綠證運行模式下，可再生能源發電企業將綠證直接出售給消費者，實現現金流的快速回收，縮短新能源發電企業資金回收周期，緩解電站投資商的現金流壓力，進一步促進可再生能源發電企業成本下降，激發風電等新能源的投資熱情。同時，通過綠證機制與現行補貼制度的有機結合，拓展新能源發電企業獲取補貼的途徑，除選擇從可再生能源發展基金獲取補貼外，新能源發電企業亦可選擇銷售綠證從購買者處獲得收入，有助于減輕可再生能源補貼壓力，降低新能源行業對政府補貼的依賴程度， 促進我國風電等新能源行業進一步發展。

    此外，《通知》中提到，將根據市場認購情況，自 2018 年起適時啟動綠色電力配額考核和證書強制約束交易。 2018 年 3 月 23 日，國家能源局綜合司發布《可再生能源電力配額及考核辦法（征求意見稿）》，明確了 2018 年和 2020 年各省的可再生能源電力總量配額指標、非水電可再生能源配額指標以及考核監督辦法。配額制及配套的綠證交易是國際上普遍采用的可再生能源產業扶持政策，目前英國、澳大利亞、瑞典、挪威、意大利、法國和日本等 20 多個國家以及美國 29 個州和華盛頓特區等均實施了配額制及綠證交易政策。隨著我國綠電配額制和證書強制交易政策的實施， 可再生能源支持性政策將從價格推動轉向需求拉動，用市場化手段代替政府管制對資源進行配置，效率大為提高。并且，綠證與配額制的結合將鼓勵綠色電力消費，使得能源結構轉型由生產側向消費側推進，將加速風電等可再生能源的發展。

    （三）行業競爭格局及市場化程度

    國內風電設備制造廠商整體起步較晚，在風電行業發展初期，國內市場的風力發電機組產品供應商主要以國際廠商為主。 1999 年以前，外企獨占整個國內風電市場， 2001 年隨著國外風電技術的引入，國內廠商逐漸起步。從 2005 年開始，風電整機的進口替代與國產化率顯著提升，國內風電整機廠商逐漸占據主導地位，國際廠商的市場占有率逐年下滑，從 2004 年的 75.4%下滑至 2017 年的3.4%。截至 2017 年底，國際廠商除維斯塔斯（Vestas）、歌美颯（Gamesa）和通用電氣（GE）外，其它廠家均已退出。相反，經過多年的努力和發展，我國風電產業取得了矚目的成就，不僅培育了全球最大規模的風電市場，還培養了一批具有國際競爭力的設備制造企業，形成了具有自主知識產權的核心技術體系，建立了較為完善的產業服務體系，行業秩序也大為好轉，目前，我國風電全產業鏈基本實現國產化。與國際知名競爭對手相比，國內優勢企業的產品質量已達到或者接近國際先進水平。2017 年我國風電新增裝機容量為 19.66GW，前十名均為國內廠商。

2017 年我國風電整機制造企業新增裝機容量及占比

資料來源：公開資料整理

    近年來，隨著市場調控與整合進程的加快，國內風電整機制造企業的市場份額逐漸趨于集中，寡頭競爭格局初現， 2017 年排名前十的風電機組制造企業市場份額達到 89.5%。

2013-2017 年中國風電整機制造企業國內市場集中度變化情況（%）

資料來源：公開資料整理

    國外風電整機設備市場的集中度更高。2015 年歐洲市場新增裝機容量 14.37GW， 維斯塔斯（Vestas）、 西門子（Siemens）、Enercon、 Senvion、恩德（Nordex）占據前五位，其中前三名份額達到 62.7%，前五名份額達到 84.3%； 2015 年北美市場新增裝機容量 9.762GW，通用電氣（GE）、維斯塔斯（Vestas）、西門子（Siemens）、安迅能（Acciona）、 Senvion占據前五位，其中前三位份額達到 87.5%，前五名高達 94.7%。同時，近年國外風電市場的并購不斷，將進一步推升市場集中度：（1） 2015 年 9 月，通用電氣（GE）以 123.5 億歐元收購阿爾斯通電力及電網業務；（2） 2016 年 6 月，西門子（Siemens）收購歌美颯（Gamesa）；（3） 2016 年 4 月，恩德（Nordex）以 7.85億歐元收購安迅能（Acciona）風能業務；（4） 2016 年 9 月，西門子（Siemens）以 6000 萬歐元收購 Adwen；（5） 2016 年 8 月， Senvion 并購 Kenersys。我國《風電發展“十三五”規劃》明確提出在風電行業建立優勝劣汰的市場競爭機制，強化從設計、生產到運行全過程的質量監督管理，鼓勵風電設備制造企業兼并重組，提高市場集中度。因此，我國風電整機設備行業的競爭格局已進入新階段，單純以幾種機型打天下，規模化生產低價競爭將難以生存，未來將是綜合實力和技術創新能力的競爭。

    （六）行業上下游關系

    風電行業主要由風電場投資運營、 風電設備整機總裝和零部件制造三個子行業構成。其中，風電場開發商（包括但不限于電力公司）作為直接接收風電機組的主體，處于產業鏈下游；風電整機制造商位于產業鏈中游，為風電場建設提供符合要求的設備；零部件制造商和原材料供應商作為直接生產技術關聯行業，處于產業鏈的上游。政府則作為產業鏈系統的外部主導者，通過規劃設計、風電技術標準、檢測認證體系、可再生能源配額制度、補貼政策等手段對產業鏈進行全方位指導和規范。目前，上游零部件制造為較為成熟的充分競爭行業，供應商眾多；下游的投資主體數量不斷增加；居于中游的風電機組總裝廠家市場集中度不斷提高，在產業鏈中的話語權不斷提升。

    1、行業上下游的基本情況

    （1）風電投資運營商數量增加，日趨分散

    從風電開發企業數量變化看， 2004 年以前，全國不足 10 家企業，自 2005年起逐漸增長11，至 2017 年我國風電有新增裝機的開發企業已超過 80 家，前十大新增裝機容量超過 1,300 萬 KW，占比達 67%。

2017 年運營商新增風電裝機容量占比

資料來源：公開資料整理

    截至 2017 年底，前十家開發企業累計裝機容量合計超過 13,000 萬 KW，占比達到 71%。一直以來，風電建設的主要市場份額被以五大發電集團為首的國有企業所占據。但自 2011 年開始，五大集團的新增裝機容量占比呈下降趨勢，期間 2014 年和 2017 年有所反彈。見下圖：

五大央企新增、累計風電裝機容量占比

資料來源：公開資料整理

    （2）零配件供給充裕

    風電設備的零部件包括槳葉、齒輪箱、發電機、變流器、變槳控制系統、主軸等上百種零部件，關鍵零部件主要有槳葉、齒輪箱、發電機、變流器等。隨著我國風電市場的快速發展， 零部件國產化率不斷提升， 下游零部件供應廠商眾多，在經歷了 2015 年的搶裝潮后，不少廠家產能有所擴張，整體供給充裕，有較大的選擇空間。

    2、上下游行業發展對本行業的影響

    上游零配件行業中的大多數部件通用性較強，除可供應風電領域外，還可應用于火電、核電、光伏、軌交等其他行業設備的制造，且廠商數量較多，屬于充分競爭性行業，對本行業的發展不構成制約。但相較而言，槳葉和齒輪箱不僅是核心部件，且生產廠家的數量少，在供應鏈中有一定的話語權。整體來看，隨著近年來風電零部件的技術進步和產能擴張，零配件的總體價格呈下降趨勢，對本行業的發展比較有利。風電整機制造業與下游風電場投資運營行業的景氣度息息相關， 行業需求取決于下游行業的投資規模。隨著全社會對新能源行業重視程度增加，以及新能源行業引入產業基金等新型投資方式，投資主體更趨多樣化，數量不斷增加。當前上、下游行業的發展為本行業提供了極為有利的經營環境。

    相關報告：智研咨詢網發布的《2018-2024年中國風電行業市場供需預測及投資戰略研究報告》