很好 风电市场分析报告（企业和政策以及风险分析）(9)

风电市场分析

风电基地的建设规划体现政策的风向标，也表明正逢对风电行业未来发展前景的预期良好。

(二) 风电标杆电价公布

2009 年 7 月，国家发改委发布的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（以下 简称《通知》）明确，将通过事先公布标杆电价水平，为投资者提供了一个明确的投资 预期，鼓励开发优质资源，限制开发劣质资源，保证风电开发的有序进行。

《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、0.54 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。同时规定，继续实行风电费用 分摊制度，风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。

政策点评 通知的相关规定将有利于改变当前风电价格机制不统一的局面，进一步规范风电价格管理，有利于引导投资，同时也将有利于降低成本、控制造价。项目造价越低、管理越好，收益就越高，激励风电企业不断降低投资成本和运营成本。此外，实行标杆电价 也有利于减少政府行政审批。 (三) 可再生能源电价补贴出台风电占 80％

2009 年 12 月 25 日，国家发改委网站正式发布“国家发改委、国家电监会《关于2009 年 1-6 月可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》”，就上半年可再生能源电价附加调配、补贴等有关事项做了详细规定。

此次两部委公布的包括风电、光伏、生物质能电价补贴，其中风电项目占到所有项 目近 80%，有 200 余家公司及项目，最高补贴的是宁夏发电集团贺兰山风电项目，为0.3617 元/千瓦时（度），平均补贴为 0.22 元/千瓦时。

政策点评：风电的大量电价补贴，一定程度弱化了风电上网标杆价格政策对风电企业的激励作用。一方面制定风电上网标杆价格，一方面又给风电以大量补贴，这不能不产生操纵风电上网电价的嫌疑。 (四) 中国取消风电设备“国产化率 70%”

已执行了 5 年的“风电设备国产化率要超过 70%”政策已成历史。2010 年 1 月 13 日，国家能源局正式对外确认，应欧美要求，同时也是从自身现有发展考虑，国家已经 取消了这一规定。目前，取消“国产化率 70%”的规定虽然并未正式对外公布，但已经 形成了明确的文件，并已在 2009 年底下发到各省相关主管部门，正式实施。

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2005 年颁布的《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》规定：“风电 设备国产化率要达到 70%以上，不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设。”由于 该政策的推动，从 2006 年起，中国风电装机量以几乎每年 100%的速度疯涨。随后政府 财政补贴等各类政策的出台，更进一步扶持了国内风电设备厂商。截止 2009 年底，我 国风电并网总容量 1613 万千瓦，同比增长 92.26%，我国已成为世界第四大风电装机大 国，预计在几年内就将成为全球第一。

政策点评：通过这些年的发展，国内风电企业的竞争实力已经大大增强，具备了与国外企业公平竞争的实力。因此该政策的取消，有利于国内企业风电的技术进步。从整个产业链来说，受到冲击最大的将是国内的整机装配厂家，因为其享受的补贴也没有了。对于单纯 的零部件，比如叶片不会有很大的影响。实际上，目前国内已经有了行业龙头企业来带动整个产业。 (五) 《海上风电开发建设管理暂行办法》发布

2010 年 2 月，国家能源局、国家海洋局日前联合下发《海上风电开发建设管理暂行 办法》，规范海上风电建设，以促进海域空间资源合理利用，强化海洋生态环境保护， 引导海上风电健康、持续发展。该办法共十章三十八条，规定了海上风电发展规划编制、 海上风电项目授权、海域使用申请审批和海洋环境保护、项目核准、施工竣工验收和运 行信息管理等各个环节的程序和要求。

政策点评：此办法的出台将使海上风电开发得以规范，2010 年有望成为我国海上风电开发真正 进步的年份。这对早已摩拳擦掌的风电设备制造商来说，无疑是个好消息。主要的设备 知道商已开始积极的投入运作中了。但国内企业想真正在海上风电设备领域占得先机， 还需突破一系列技术障碍。

虽然海上风电发展前景很好，但其开发难度要远大于陆上风电。从技术上讲，海上 风力发电技术要落后陆上风力发电 10 年左右，成本也要高 2-3 倍。海上风电场的开发 对大容量风机提出了更高要求。目前，已有国外企业开始设计和制造 8-10 兆瓦风电机 组，并且朝海上专用风机方向发展，而国产风机最大单机容量仅为 3 兆瓦，且没有专门 的海上风机。除了要突破研制大功率风机的瓶颈外，国内企业还要加紧研发能实现海上 风电设备防腐蚀的新技术。由于海上含盐分比较高，对设备腐蚀相当严重。海上风电机 组特殊的地理环境和技术要求，也使得维修费用极高。国内设备制造企业要想在竞争中 脱颖而出，需要加大技术的投入，这也并非一日之功，需要做足长期备战的准备。

(六) 海上风电项目招标必须为中资或中资控股企业

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国家能源局和国家海洋局 2010 年 2 月联合下发《关于印发海上风电开发建设管理 暂行办法的通知》，明确了海上风电工程项目将优先通过招标方式选择开发投资企业， 而企业要想中标，其上网电价、工程方案、技术能力和经营业绩都将成为重点考核内容。 此外，在中国开发海上风电项目的企业，必须为中资企业或中资控股企业。

根据《通知》，国家能源主管部门负责海上风电项目的开发权授予。沿海各省（区、 市）能源主管部门依据经国家能源主管部门审定的海上风电发展规划，组织企业开展海 上测风、地质勘察、水文调查等前期工作。《通知》还明确提出，在未经许可的情况下， 企业不得开展风电场工程建设。而企业如果在项目获得审批后两年仍未开工建设海上风 电场，国家能源主管部门将收回项目开发权，国家海洋行政主管部门也将同时收回海域 使用权。

政策点评：《通知》中规定，在中国开发海上风电项目的企业，必须为中资企业，或中资控股 的中外合资企业。但在陆上风电领域，并无相关规定。不过，由于在中国经营风电场的 收益微薄，在实际运作中，目前并无外资企业直接参与中国陆上风电场的运营。但总体 而言，海上风电项目的中资独有开发权对国内风电企业仍是一个较为有利的信息。 (七) 我国首轮海上风电特许权招标开始启动

2010 年 3 月，国家能源局向辽宁、河北、天津、上海、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西、海南等 11 省份有关部门下发通知，要求各地申报海上风电特许权招标项目。这标志着，我国首轮海上风电特许权招标开始启动。

通知要求，项目范围为沿海多年平均大潮高潮线以下至 50 米深近海海域。按先试 点，后扩大的原则建设，根据风能资源、海域环境、电力送出和技术能力等条件统筹确 定项目规模，单个项目总装机容量暂定为 20～30 万千瓦。项目所在地省（区、市）能 源主管部门作为项目招标人，按国家能源主管部门批准方案进行招标。项目将以上网电 价、机组设备和施工技术为主要条件招标选择投资者，地方政府负责落实海域使用、电 网接入、市场消纳等条件，中标企业按投标条件完成项目建设任务。项目选址应符合海 洋利用规划，并且有详实的测风资料、地址勘察和海洋水文调查数据满足风电工程建设 需要。项目建设前需完成预可行性研究、海洋管理部门已初审同意海域使用和环境影响 评价，并且完成电网接入系统设计等工作。

政策点评 海上风电项目陆续推展，说明政策措施的展开时机已成熟，而海上风电投资巨大，单个风场引进单个开发主体，除了可以体现经济性外，还有利于开发商投资的连续统一。

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这意味着，那些具有雄厚实力的开发商和整机制造商，将更有可能涉足海上风电开发目前我国仅有华锐、金风等少数企业能够设计制造适合海上发电的大型风机，通过 特许权招标加速近海风电规模化建设，还将为国内兆瓦级大型风机制造提供更大的市场需求，加速提升国内海上风机制造的技术水准。

三、 行业政策预期

近年来，新能源一直得到优先发展，在全球经济复苏的 2010 年，以及低碳经济概念贯穿经济社会各个方面的今天，风电，作为经济上最可行，技术上最成熟的可再生清洁能源，必然会得到政府的支持，继续其良好的表现。目前，风电已经得到部分优惠措施支持，但海上风电的发展刚刚起步， 更需要多方面力量的支持。同时，由于我国风电上网标准及风电设备标准缺失，风电发 展颇受掣肘，预计 2011年政府及电网在保障风电全额上网、风电技术标准制定及海上风电发展方面将出台更详细的措施，以保障风电的健康发展。

四、 经济环境风险

宏观经济形势与社会用电量有密切联系，然而，风电受宏观影响并不显著，这主要 是由于目前国内风电发展规模增长迅速，但总体存量仍然较小，在 2009 年的全年发电 总装机容量中，风电占 1.85%。因此，风电受宏观经济波动的风险较小。

五、 产业政策风险

国家出台了众多鼓励发展新能源的政策，而其中风电是热门之一，这主要得 益于风电的发电基础是纯天然无污染并且可再生的风能。风电行业目前在全球市场中也 得到高度的重视，欧美地区风电技术也已相对较为成熟。

低碳经济主题的强调使新能源的发展更是得到众多优先支持，风电作为经济上最可 行、技术上最成熟的可再清洁能源，预计将会继续得到政府的支持。特别我国资源能耗 多，经济正处于高速发展阶段，能源和环境的压力日益增大，开发新能源，研究使用新 清洁能源的技术刻不容缓。预计 未来几年政策风向不会有大的改变。但是，基于目前风 电行业的发展现状，风机设备制造已显露产能过剩的风险。并且目前，各地已呈现大干 快上风电项目局面，风电发展速度之快不免会让决策层觉得行业过热。考虑到政府有可 能为了避免风电成为形象工程，而有可能采取适当措施，防止过热，稳定形势。

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风险防范对策： 针对政府可能为了防止风电过热导致技术水平跟不上、资源浪费的情况发生，出台相关协调政策的风险，建议应具体情况具体分析，适度宽松信贷紧度，谨慎乐观，继续关注政策消息。同时，除了海上风电项目目前受到追捧和推广，预计政策不会有较大的改变，而对其他新建风电项目应采取谨慎态度。 六、 技术风险

风电技术的发展是决定风电产业能否健康发展的最关键因素之一。我国风机零部件 的紧缺以及质量差是一个硬伤。国内风机企业普遍重整机、轻零部件，风电厂常要排队 等待设备，有些项目甚至因此拖延 18 个月之久；而且许多国产风机在试运行阶段也都 遇到了质量问题，使工程难以正常运转。国外零部件不符合国内环境需求，价格也比国 产同类产品高二到三成。

电网建设滞后也是风电发展的难题，风电占电网电量 10%到 15%时供电才能保持稳 定，超过这个比例就会对电网产生冲击，但目前风电富集区的电网普遍容量偏低，无法 承担风电外输重任。

风能资源评估不准确，机组可靠性不完善，电网跟不上风电发展，导致风电投资存 在较大的风险，尤其国内传统企业进入风电机制造领域缺乏经验，所有国内制造的兆瓦 机还处于样机状态，虽然有的产品已经批量生产，但部件仍需不断考核调整。

我国从 1985 年开始研制并网型风电机组，产业化的道路也由最早“引进采购”发 展到目前的“引进消化+自主研发”。中国的风电产业走过了 20 多年的荆棘之路，正面 临着前所未有的机遇与挑战，总结世界各国及中国风电产业化发展的经验和教训，无可 质疑的一点是，我国风电发展虽快，但技术创新薄弱，特别缺乏具有自主知识产权的核 心技术。在大功率风机制造能力方面与国外差距显著，目前我国风机企业虽可国产化、 规模化生产 750～1000KW 的风机，但很多都是国外 10 年前的主流产品。

这些导致很多风电产发生弃风现象，风电场的发电量远远小于预计量，风电场利用 率低，盈利能力受到威胁，经济效益收到严重影响。

风险防范措施： 技术水平的高低是银行需要密切关注的指标。将先进企业的生产技术水平与行业内其他企业做横向比较，以排除劣质企业；与前一时期的技术发展水平做纵向比较，以把握行业未来的发展趋势，发现优质企业。另外，目前“智能电网”的前景明朗，可以考 虑在“智能电网”推广中有积极行动并且取得成绩的企业。

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七、 其他风险

风电是个特殊的新能源行业，其对自然气候的依赖特别大，对相关技术要求也较高， 风力发电具有极度不稳定性，并且前期投资额巨大，如果成本控制不好，亏损的可能性 很大。银行在考虑信贷时，应着重评估企业规划、产能安排设计是否合理可靠，充分了解相关信息。

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