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2009年风电行业风险分析报告摘要中国风电行业的比重很低，2007年以前风电装机占总装机的比例一直低于1%，2008年以来终于占到1.5%的水平，根据最新的风电发展规划，到了2020年，我国风电有望实现5%的份额，即“风电5”目标，这也是大多数西方国家对本国风电发展的要求。按照2020年总装机容量15亿千瓦的规模估算，风电应该达到7000万千瓦以上的水平，这就要求未来风电高速发展的势头持续10-15年。总的来看，中国风力发电技术水平在世界的地位远不如水电。世界先进的风力发电技术原产地均不在中国，中国前三大风机厂商的技术只有一家是自主开发，其他均为购买国外成熟技术生产许可证，风机整机制造技术与世界先进水平差距较大。风机零配件制造技术中，叶片技术也相对落后，齿轮箱技术也处在中上游的水平，发电机制造相对先进一些，但还是达不到领先水平。从吊装口径上看，全国风电装机容量在2008年达到了1200多万千瓦，同比增速超过了百分之百。风电建设速度快的原因主要有以下几个，政策上看，风电行业受到鼓励，大型电力集团还会受到非水可再生发电装机比例的要求，资金上看，风电项目需要投资小，银行支持力度大，市场层面看，风电优先调度，利润空间合理，技术角度看，风电项目施工期短，调试时间也短，5万千瓦的项目1年内可以完全竣工。2009年计划达产的风电项目共有71个，涉及投资额400多个亿。从投资对比情况能够发现，同样建设5万千瓦的发电项目，山东的两个项目投资就超过了6个亿，而大多数地区都在5个亿左右。这种情况充分反映了风电投资的地区性差异。一般的说，近海和沿海风电项目投资相对高，主要是施工成本和设备成本增加，山区风电项目投资相对高，主要是施工成本高，例如大唐重庆的项目等等。平原地区相对低廉。从具体的电厂情况来看，平均在2000小时以上，多的可超过2500小时，甚至逼近3000小时，这些利用率高的风电场主要在新疆、内蒙和沿海地区。在风电电价政策方面，现行的国家定价和国家指导价相结合的风电定价模式将会得以持续较长时间，而部分地区试点推动的风电标杆电价或者风电固定电价也将会有一定发展，局部省区可能推行。从价格水平上看，风电上网电价的逐步提升也是一个趋势。总之，风电政策将会继续朝着有利于风电行业发展的方向变化。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告目录第一章风电行业基本情况1第一节风电行业定义和分类1一、风电行业定义1二、风电行业分类1第二节风电行业地位3一、近期装机份额3二、近期行业工业总产值占全国GDP比重3第二章2008年风电行业发展环境分析4第一节2008年宏观经济环境分析4一、国内宏观经济环境4二、国际宏观经济环境13三、宏观经济对风电行业影响14第二节2008年风电行业政策环境分析15一、2008年风电行业重点政策及其核心思想汇总15二、2008年风电行业重点政策及重大事件分析15三、政策发展趋势分析和预测29第三节2008年风力行业技术环境分析30一、行业核心技术指标简介和重大技术进步汇总30二、行业技术未来发展趋势预测30第三章2008年风电行业发展情况分析31第一节2008年风电行业规模分析31第二节2008年电力行业需求分析及预测33一、用电总量及其增长速度分析33二、分行业用电量及其增长速度分析33三、分地区用电量及其增长速度分析35四、2004-2020年用电量分析和预测35第三节2008年风电行业供给分析及预测36一、风电总装机容量和发电量36二、风电分地区装机容量36三、2008-2020年风电发电量和装机容量预测39第四节2008年风电行业供需平衡及价格分析41一、中国电力供需平衡分析及对风电的影响41二、风电上网电价变化分析及预测44第四章风电行业竞争状况分析49第一节2008年风电行业集中度情况分析及预测49第二节2008年风电行业竞争结构分析51一、五力分析模型分析51二、行业当前竞争特点总结54第三节2008年风电行业生命周期分析55第五章2008年风电行业产业链分析56国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第一节电力行业产业链介绍56第二节上游风电设备行业运行分析57第三节上游风电建设施工行业60第四节电网行业发展情况分析62一、行业规模62二、供求状况62三、财务情况63四、运行特点63五、发展趋势64第六章2008年风电行业财务状况分析65第一节2008年风电行业三费变化情况65第二节2008年风电行业经营效益分析67一、行业盈利能力分析67二、行业营运能力分析68三、行业偿债能力分析68四、行业发展能力分析69第三节2008年风电行业财务状况总体评价70第七章2008年风电行业区域发展情况分析71第一节2008年风电行业区域分布特点及变化71一、企业分布情况71二、资产分布情况72三、销售收入分布情况72第二节2008年华北地区风电行业发展情况74一、区域在行业中的规模及地位变化74二、区域行业运行状况分析74三、区域行业发展趋势预测75第三节2008年东北地区风电行业发展情况76一、区域在行业中的规模及地位变化76二、区域行业运行状况分析76三、区域行业发展趋势预测77第四节2008年华东地区风电行业发展情况78一、区域在行业中的规模及地位变化78二、区域行业运行状况分析78三、区域行业发展趋势预测79第五节2008年中南地区风电行业发展情况80一、区域在行业中的规模及地位变化80二、区域行业运行状况分析80三、区域行业发展趋势预测81第六节2008年西南地区风电行业发展情况83一、区域在行业中的规模及地位变化83二、区域行业运行状况分析83三、区域行业发展趋势预测85第七节2008年西北地区风电行业发展情况86一、区域在行业中的规模及地位变化86国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告二、区域行业运行状况分析86三、区域行业发展趋势预测87第八节2008年风电行业各区域发展情况对比89第八章相关行业和子行业发展情况分析92第一节火电行业发展情况分析92一、行业规模92二、供求状况92三、财务情况93四、运行特点94五、发展趋势94第二节水电行业发展情况分析96一、行业规模96二、供求状况96三、财务情况97四、运行特点98五、发展趋势98第三节核电行业发展情况分析100一、行业规模100二、供求状况101三、财务情况101四、运行特点102五、发展趋势102第九章重点企业发展情况分析104第一节国电龙源集团104第二节大唐集团107第十章2008年风电行业风险分析109第一节宏观经济波动风险109第二节政策风险110第三节相关行业风险111第四节其他风险113第十一章行业信贷建议114国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告附表表1国统局电力行业分类统计表1表22004年以来风电装机的统计3表32004-2008年风电行业工业总产值占全国GDP比重3表42008年风电行业重点政策及其核心思想统计表15表5关于转变电网发展方式、加快电网建设的意见16表6国务院关于促进节约集约用地的通知17表7关于规范电力系统职工投资发电企业的意见18表8可再生能源发展“十一五”规划19表9可再生能源发展“十一五”规划水电重点项目20表10主要流域开发公司介绍21表11可再生能源发展“十一五”规划太阳能开发项目21表12规划环境影响评价条例(征求意见稿)22表13内蒙古鄂尔多斯、上海崇明光伏电站上网电价24表14黑龙江马鞍山、辽宁阜新等风电项目上网电价24表152008年深化经济体制改革工作对电力行业的影响分析27表16报告涉及的主要技术术语、简写及解释汇总30表172003-2008年风电及其他新能源发电行业规模指标情况31表182008年电力行业用电总量变化情况33表192008年电力行业分产业用电量变化情况34表202008年重点耗电行业用电量变化情况34表212004-2020年用电总量和同比增速分析预测35表222004-2008年全国风电装机容量核发电量变动趋势分析36表232007-2008年风电分地区新增和累计发电装机容量分析（吊装口径）37表242008年各省区风电发电装机容量对比（并网口径）38表252009年计划达产的部分风电项目清单（投资5亿元以上）39表262004-2020年中国电力需求和风电装机情况分析预测40表272002-2008年风电发电利用小时变化趋势分析41表28设备利用小时统计表42表29部分电厂设备利用小时统计42表302008年各省区间电力平衡情况及其对风电发展的影响43表31全部特许招标项目主要参数明细45国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告表322008年发改委关于部分风力发电项目上网电价的批复47表332008年主要发电集团风电发电装机容量对比（并网口径）49表342008年中国风力发电行业装机集中度50表35国内风电设备市场2008年新增容量内资外资市场分额51表36国内风电设备市场累计内资外资市场分额51表37三十家大型发电集团非水电可再生装机情况和权益比约束分析53表382008年主要内资和合资风电设备厂商57表392008年主要内资和合资风电设备厂商产量统计58表402008年主要外资风电设备厂商产量统计58表412006-2008年主要风电设备厂商产量统计59表42建设进度统计60表43项目建安成本案例60表442003-2008年电网行业规模指标情况62表452008年电网行业供求指标情况62表462004-2008年电网行业主要财务指标对比分析63表472004-2008年风电和其他新能源行业三费变化情况65表482004-2008年风电行业主要盈利能力指标对比分析67表492008年风机1500型采购价格统计67表502008年风机850型采购价格统计67表512006-2007年主设备采购价格统计68表522004-2008年风电行业主要营运能力指标对比分析68表532004-2008年风电行业主要偿债能力指标对比分析69表542004-2008年风电行业主要发展能力指标对比分析69表552004-2008年风电发电行业主要财务指标对比分析70表562004-2008年各省区风电装机容量分布和变动趋势（吊装口径）71表572004-2008年各地区风电和其他新能源企业分布和变动趋势72表582004-2008年各地区风电和其他新能源企业资产分布和变动趋势72表592004-2008年各地区风电企业销售收入分布和变动趋势73表602004-2008年华北地区风电和其他新能源行业规模地位和变动趋势74表612004-2008年华北地区分省风电装机容量（吊装完成口径）74表622004-2008年华北地区风电和其他新能源行业财务运行情况和变动趋势75表632004-2008年东北地区风电和其他新能源行业规模地位和变动趋势76表642004-2008年东北地区分省风电装机容量（吊装完成口径）76表652004-2008年东北地区风电和其他新能源行业财务运行情况和变动趋势77国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告表662004-2008年华东地区风电和其他新能源行业规模地位和变动趋势78表672004-2008年华东地区分省风电装机容量（吊装完成口径）78表682004-2008年华东地区风电和其他新能源行业财务运行情况和变动趋势79表692004-2008年中南地区风电和其他新能源行业规模地位和变动趋势80表702004-2008年中南地区分省风电装机容量（吊装完成口径）80表712004-2008年中南地区风电和其他新能源行业财务运行情况和变动趋势81表722004-2008年西南地区风电和其他新能源行业规模地位和变动趋势83表732004-2008年西南地区分省风电装机容量（吊装完成口径）83表742004-2008年西南地区风电和其他新能源行业财务运行情况和变动趋势84表752004-2008年西北地区风电和其他新能源行业规模地位和变动趋势86表762004-2008年西北地区分省风电装机容量（吊装完成口径）86表772004-2008年西北地区风电和其他新能源行业财务运行情况和变动趋势87表782004-2008年各地区风电和其他新能源行业损面对比和变动趋势89表792004-2008年各地区风电和其他新能源行业亏损额对比和变动趋势89表802004-2008年各地区风电和新能源行业主要财务指标对比90表81风电厂内部收益率统计91表82附表：部分风电厂内部收益率91表832003-2008年火电行业规模指标情况92表842008年火电逐月发电情况变化趋势93表852008年火电发电利用小时变化趋势93表862003-2008年火电行业主要财务指标对比分析94表872003-2008年水电行业规模指标情况96表882008年水电逐月发电情况变化趋势97表892008年水电发电利用小时变化趋势97表902004-2008年水电行业主要财务指标对比分析98表912003-2008年核电行业规模指标情况100表922008年核电逐月发电情况变化趋势101表932004-2008年核电行业主要财务指标对比分析102表94龙源集团历年累计风电装机量（可控吊装）104表952008年龙源集团风电装机量及份额（可控吊装）105表96龙源集团部分典型风电场度电造价105表97龙源集团部分典型风电场单位造价105表98龙源集团部分典型风电场CDM收益率统计106表99龙源集团部分典型风电场负债率统计106国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告表1002008年底五大集团装机情况明细107国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告附图图12006年以来我国季度GDP增速4图21999-2008年我国进出口总额情况5图31999-2008年我国社会消费品零售总额情况6图42006-2008年我国城镇固定资产投资增速情况6图52005年以来月度CPI走势情况8图62007年以来M1、M2月度增速8图71999-2008年我国金融机构信贷投放情况9图82008年人民币对美元中间价走势10图92008年人民币对欧元中间价走势10图102003-2008年风电行业规模指标变化图31图11风电和其他新能源行业生命周期图55图12电力行业上下游产业链关系图56图132004-2008年风电行业三费同比增速图65图142004-2008年风电行业三费比重变动图66图152002-2008年大唐集团风电装机情况明细107国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第一章风电行业基本情况第一节风电行业定义和分类一、风电行业定义把风能转变为电能是风能利用中最基本的一种方式。风力发电机一般有风轮、发电机（包括装置）、调向器（尾翼）、塔架、限速安全机构和储能装置等构件组成。风力发电机的工作原理比较简单，风轮在风力的作用下旋转，它把风的动能转变为风轮轴的机械能。发电机在风轮轴的带动下旋转发电。风轮是集风装置，它的作用是把流动空气具有的动能转变为风轮旋转的机械能。一般风力发电机的风轮由2个或3个叶片构成。在风力发电机中，已采用的发电机有3种，即直流发电机、同步交流发电机和异步交流发电机。风力发电机中调向器的功能是使风力发电机的风轮随时都迎着风向，从而能最大限度地获取风能。一般风力发电机几乎全部是利用尾翼来控制风轮的迎风方向的。尾翼的材料通常采用镀锌薄钢板。限速安全机构是用来保证风力发电机运行安全的。限速安全机构的设置可以使风力发电机风轮的转速在一定的风速范围内保持基本不变。塔架是风力发电机的支撑机构，稍大的风力发电机塔架一般采用由角钢或圆钢组成的桁架结构。风力机的输出功率与风速的大小有关。由于自然界的风速是极不稳定的，风力发电机的输出功率也极不稳定。风力发电机发出的电能一般是不能直接用在电器上的，先要储存起来。目前风力发电机用的蓄电池多为铅酸蓄电池。二、风电行业分类根据国家统计局国民经济行业分类（GB/T4754-2002），风电行业属于D门类（电力、燃气及水的生产和供应业）下属的44大类（电力、热力的生产和供应业）中的441中类（发电）中的4419小类。表1国统局电力行业分类统计表行业及代码子行业及代码行业描述发电（441）火电（4411）煤电、气电、油电等水电（4412）包括常规机组和抽水蓄能机组核电（4413）核能转化成热能在转化成电能风电等（4419）以风电为主，太阳能、潮汐、地热为辅电网（4420）电网（4420）电力供应行业，包括输电和配供电资料来源：国家统计局，世经未来整理如表中所示，风电行业与太阳能、潮汐、地热能等行业国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告共同归为其他发电行业，代号为4419与水、火、核电并列。发电和电网行业又并列处于电力行业。发电行业的各个子行业之间存在一些替代关系，尤其是水电行业和风力发电发电行业对火电的替代作用，对于风电行业来说，别的发电行业无法对其形成替代作用，风电的优势非常明显。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第二节风电行业地位一、近期装机份额从下表中容易看出，中国风电行业的比重很低，2007年以前风电装机占总装机的比例一直低于1%，2008年以来终于占到1.5%的水平，根据最新的风电发展规划，到了2020年，我国风电有望实现5%的份额，即“风电5”目标，这也是大多数西方国家对本国风电发展的要求。按照2020年总装机容量15亿千瓦的规模估算，风电应该达到7000万千瓦以上的水平，这就要求未来风电高速发展的势头持续5-10年。表12004年以来风电装机的统计单位：万千瓦20042005200620072008期末全口径总装机4423951718622007132979253风电期末装机76.4126.6259.9590.61215.3风电期末装机份额0.17%0.24%0.42%0.83%1.53%资料来源：风能协会、世经未来整理，上述风电装机使用吊装口径二、近期行业工业总产值占全国GDP比重风电行业是新能源发电行业中份额最大的一项，但是在国民经济体系中的份额显得比较低，2006年行业工业产值占全国GDP的比重尚有0.21%，2007年则稳步上升，而2008年风电行业的份额继续上升，达到不足0.47%的水平。这反映了近年来，风电行业快速发展的事实。从趋势上看，2009年以后1-2年里，风电行业有望继续保持80%以上的发展速度，中长期内，风电装机和发电量占比应该能够保持50%以上的复合增长率。表22004-2008年风电行业工业总产值占全国GDP比重单位：亿元国内生产总值（现价）增长率风电行业工业产值增长率工业产值比重20041368759.5---200518321710.4---200621192311.6445.54-0.21%200724661911.4828.7786.02%0.34%20083006709.01420.5371.40%0.47%数据来源：国家统计局，世经未来整理国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第二章2008年风电行业发展环境分析第一节2008年宏观经济环境分析一、国内宏观经济环境（一）经济换档减速四季度下滑明显2008年我国的GDP增速是9%，比上年回落4个百分点，打破了自2003年以来我国经济连续五年保持的两位数增长的上升通道，经济开始换档减速。从季度经济增速看，一季度增长10.6%，二季度增长10.1%，三季度增长9.0%，四季度增长6.8%，呈现出明显的持续回落态势，其中四季度GDP增速仅有6.8%，是2000年以来的最低季度增长水平，显示去年四季度经济的急速降温。从三次产业增加值增长情况看，第一产业增加值34000亿元，增长5.5%，提高1.8个百分点，第二产业增加值146183亿元，增长9.3%，回落5.4个百分点。第三产业增加值120487亿元，增长9.5%，回落4.3个百分点。因此，二、三产业增速的放慢下拉了整体经济增长的步伐。从我国的三次产业结构比较看，2008年三次产业增加值占GDP的比重分别为11.3%、48.6%、40.1%，其中，第一产业和第二产业比重比上年分别提高了0.2、0.1个百分点。第三产业比重比上年回落0.3个百分点。资料来源：国家统计局图12006年以来我国季度GDP增速（二）外贸增速近六年来首次回落至20%以下国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2008年全年我国的外贸进出口总值达到2.56万亿美元，同比增长17.8%，自2002年连续六年保持在20%以上的增速去年开始首次回落至20%以下区间。实现贸易顺差2955亿美元，同比增长12.5%，增速同比回落35.2个百分点。进一步来看，去年我国的外贸运行有以下几个特点：一是四季度以来尤其是11月份，我国的出口、进口增速双双出现了负增长，出口增速的显著回落表明金融危机对主要经济体的影响正不断的扩散和加深，去年二、三季度以来三大经济体的不断衰退使得外需的疲软在四季度表现的尤其明显。11、12月份，我国对美国、欧盟的出口额同比开始负增长。而进口增速的更快回落则是原材料价格回落以及进口需求萎缩的共同影响。二是一般贸易方式实现顺差持续攀升。从不同贸易方式进出口增长看，与2007年不同的是，去年一般贸易方式实现顺差持续扩大，到12月份达到了178亿美元的近期新高。观察一般贸易进口和出口规模可以看到，下半年以来虽然两者都呈持续缩小态势，但进口规模减少的幅度明显高于出口规模，由此使得一般贸易方式实现顺差持续扩大。而一般贸易方式进口额的减少是国内投资需求减弱和大宗商品价格回落的综合影响。资料来源：国家统计局图11999-2008年我国进出口总额情况（三）消费实际增速有所提高居民收入增速放缓2008年全年实现社会消费品零售总额108488亿元，比上年增长21.6%，提高4.8个百分点。从扣除物价因素后的实际消费增长情况看，由于去年全年的商品零售价格涨幅尚未公布，我们按去年前11个月的商品零售价格上涨情况计算，实际增速较上年有明显提高，在14%以上，考虑到去年12月份物价总体仍呈回落态势，因此，去年消费的实际增速同比提高幅度预计将在2个百分点左右。从居民收入增长来看，去年城镇居民人均可支配收入15781元，实际增长8.4%，回落3.8个百分点。农村居民人均纯收入4761元，实际增长8.0%，回落1.5个百分点。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告资料来源：国家统计局图11999-2008年我国社会消费品零售总额情况（四）投资实际增速回落房地产开发投资增速明显下滑2008年全社会固定资产投资172291亿元，比上年增长25.5%，增速加快0.7个百分点。其中，城镇固定资产投资148167亿元，增长26.1%，加快0.3个百分点。2008年的投资增速总体看来比较平稳，波动不大。但从固定资产投资价格指数来看，去年显著上升，前三季度累计涨幅达到10.3%。由于去年全年的数据尚未公布，考虑到去年四季度以来主要价格指数的显著回落，我们预计全年的固定资产投资价格涨幅将在10%以下，但明显高于去年3.9%的水平。因此从扣除价格因素的实际投资增速看，我们预计在20%以下，明显低于2003年以来的平均年度投资实际增速。去年在固定资产投资当中占有重要比重的房地产开发投资增速大幅下滑，累计增速回落至20.9%，与2007年相比回落幅度达9.3个百分点。资料来源：国家统计局图22006-2008年我国城镇固定资产投资增速情况国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告（五）CPI先扬后抑通缩逐渐逼近2008年全年我国的居民消费价格上涨了5.9%，涨幅比上年提高1.1个百分点，也高于去年4.8%的预期目标。5.9%的CPI涨幅创下了1997年以来的新高。从结构分析，5.9%的物价涨幅，食品价格上涨贡献了79%，居住类价格上涨贡献了14%，两者合计拉动CPI上涨5.5个百分点，是拉动物价上涨的主力。从与2007年的比较来看，食品价格上涨对CPI的拉动率提高了0.65个百分点。居住类价格上涨对CPI的拉动率提高了0.15个百分点。从翘尾因素和新涨价因素角度分析，去年的翘尾因素有3.4个百分点，比上年提高1.7个百分点，新涨价因素有2.5个百分点，比上年回落0.6个百分点。由此看出，由于2007年有10个月份的物价环比涨幅均为正值，对2008年的翘尾影响较大，是去年物价涨幅较上年提高的主要原因。从2008年12月份物价上涨情况看，月度涨幅为1.2%，略低于市场的预期。从环比涨幅看，我们推算在-0.2%左右，表明物价仍旧呈持续回落态势。从今年的物价上涨情况分析，我们预计通缩将渐行渐近，1月份CPI涨幅将继续回落，2月份的CPI涨幅或将开始出现负增长。去年物价的环比涨幅有7个月都为负值，因此对今年物价涨幅的翘尾影响较小，平均预计在-1.2%左右。从月度分布情况看，上半年翘尾因素的负拉动要大于下半年，上半年平均为-1.5%左右，下半年平均为-0.9%左右。从新涨价因素看，2001年以来的年度新涨价因素平均水平在1.2个百分点左右。2003年本轮经济增长周期以来的年度新涨价因素平均在1.7个百分点左右。综合来看，我们预计今年的CPI涨幅将在1以下的区间运行。从1月份的CPI情况分析，一方面翘尾因素预计在0.06个百分点左右。另一方面，从新涨价因素看，1月份是春节所在月份，节日消费会对物价有上推作用，环比涨幅预计在0.7个百分点左右。综合来看，我们预计1月份的CPI涨幅为0.8%。今年2月份，一方面由于翘尾因素的负拉动是今年12个月份当中最大的，幅度在2.5%左右。另一方面，从新涨价因素看，从往年春节过后月份的物价上涨情况看，环比涨幅均较春节所在月份明显回落。两方面因素的综合影响，我们预计今年2月份CPI很可能将出现负增长。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告资料来源：国家统计局图12005年以来月度CPI走势情况（六）信贷投放集中在两头储蓄存款大幅增加2008年全年的金融运行数据显示，货币供应量增速高位回落，M1增速由年初的20.72%回落至9.06%，M2增速由年初的18.94%回落至17.82%。从信贷投放来看，人民币贷款按可比口径增加4.91万亿元，同比多增1.28万亿元。信贷增速为18.76%，同比提高了2.66个百分点。资料来源：国家统计局图22007年以来M1、M2月度增速进一步分析，我们认为金融运行数据当中有以下几个特点值得关注：国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告一是信贷投放集中在年初和年尾两头。从信贷投放来看，去年四个季度的信贷投放量都在1万亿元以上，其中四季度最多，达到1.43万亿元。一季度次之，规模为1.33万亿元。信贷的大规模投放主要集中在年初和年尾两头。这与往年的信贷投放主要集中在上半年有所不同，从原因看主要是由于去年11、12月份在保增长的政策措施下，宽松货币政策开始落实，金融机构加大了一些大型基础设施建设项目的贷款投放以刺激经济。二是票据融资是信贷同比多增的主力。从新增的信贷结构看，居民户贷款增加了7010亿元，同比减少4790亿元，而非金融性公司及其他部门贷款增加了4.21万亿元，同比多增1.76万亿元，这表明去年信贷规模的多增，非金融性公司及其他部门是主力军，而居民户贷款受房市低迷的影响，信贷增加较少。进一步的，在非金融性公司及其他部门当中，同比增加较多的主要是票据融资和中长期贷款，票据融资增加额为6461亿元，同比增加10875亿元，中长期贷款增加额为2.11万亿元，同比增加4600亿元，由此看出，票据融资规模的显著扩大是去年信贷同比多增的主要贡献力量。三是储蓄资金大幅增加。与2007年明显不同的是，去年全年储蓄存款增加了4.5万亿元，是近年来的新高。储蓄存款余额达到了近22万亿元。从结构看，储蓄存款定期化趋势明显，定期存款增加了3.4万亿元，占总增加额的比重达到76%，活期存款增加了1.1万亿元，占总增加额的比重仅为24%。受股市、楼市显著调整、经济减速等的影响，储蓄资金明显回流银行。资料来源：国家统计局图11999-2008年我国金融机构信贷投放情况（七）汇率分析2008年，日元、美元和人民币表现最为抢眼，美元特殊的地位令其摆脱了多年的疲软；日元异乎寻常的强劲表现，超出了所有投资者的预期；由于中国外贸出口形势急速恶化，人民币兑美元加速升值的趋势在2008年年中被市场突然"叫停"，由于事实上的"盯住美元"，人民币兑非美货币保持升势。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告人民币汇率的变动，对我国经济的多方面将产生不同的影响，其变动也受到多种因素的制约。2009年人民币汇率走势依然将持续面临人民币升值的外压和促进国内出口增长的贬值内压，最终的走向必然是内外因素博弈下的选择。从全球情况与中国的实际情况出发，2009年人民币保持稳定是最佳的选择，大幅贬值或者继续快速升值都不利于我国经济金融稳定。图12008年人民币对美元中间价走势资料来源：人民银行图22008年人民币对欧元中间价走势（八）2009年宏观经济政策预期财政政策由稳健转为积极：2009年财政政策将由稳健转为积极，重点要以扩大消费需求为核心，以加快改革为重点，综合运用各种财政手段，配合金融政策和其他手段，来改善经济结构和拉动经济增长。首先，加大对民生的投资力度。其次，通过优化财政支出结构改善经济结构。第三，积极减税，促进企业投资和居民消费。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告货币政策从紧缩向适度宽松转变：财政政策和货币政策是国家调控宏观经济最重要的两大政策工具，在宏观经济面临不利的外部环境和较大滑坡风险情况下，国家决定实行积极的财政政策和适度宽松的货币政策。就适度宽松货币政策的内涵而言，实际上是适度放松银根，降低融资成本，为企业提供较为宽松的融资环境，以此来促进企业的生产经营活动。在具体的实施手段上，将从以下几方面入手：首先，合理扩大银行信贷规模。其次，进一步拓宽企业的融资渠道。加快发展企业债、公司债、短期融资券和中期票据等非金融企业债务融资工具，扩宽企业融资渠道。再次，继续下调利率和存款准备金率。最后，实施差别化货币政策，促进经济转型。投资政策总量扩张与结构优化并重：目前中央政府推出了总额达4万亿元的投资计划，各地方政府计划投资额合计也超过了18万亿元，实行扩张性的投资政策将是明年政策的主基调，同时注重投资结构的调整和优化。投资政策趋向将坚持既有利于促进经济增长，又有利于推动结构调整；既有利于拉动当前经济增长，又有利于增强经济发展后劲；既有效扩大投资，又积极拉动消费。其中，投资重点主要在以下几个领域。首先，交通设施项目。其次，加快农村基础设施建设，支持启动农村消费。再次，加大社会保障和重大民生工程投资力度。最后，积极引导社会资金投向生态环境建设等其他政府鼓励领域。消费政策：增收、减负双管齐下：对我国这样一个人口众多、内需庞大的发展中大国而言，经济增长更应立足于扩大国内需求，尤其是在全球经济发展放缓的大背景下。而扩大居民消费需求则应当成为内需扩张的重点，因为投资需求最终还是需要依靠居民消费来支撑和拉动的。扩大消费一方面要想方设法增加城乡居民收入，使居民有钱消费，另一方面应当努力改善消费环境，积极拓展新的消费热点，使居民有处消费。首先，增加城乡居民收入。其次，进一步完善养老、医疗、住房等各项社会保障制度。再次，努力消除制约消费的制度和政策障碍。最后，积极拓展新的消费热点。外贸政策促进出口平稳增长：美国次贷危机引起的全球经济衰退和外部需求下降，对我国外贸进出口带来的负面影响日益显现，我国出口增长逐步放缓，未来外部需求仍存在不确定性，我国的外贸出口形势仍很严峻。从稳定经济增长的角度说，尽管面对外需不足的局面，我国还要采取措施稳定出口增长，避免下滑势头过快。首先，综合运用出口退税、外贸发展基金、财政贴息等政策措施，支持拥有自主品牌、核心技术的产品和大型机械设备以及农轻纺等有竞争力的劳动密集型产品出口，支持企业开展营销、研发和并购，加快实施出口市场多元化战略。其次，促进出口产品结构优化。再次，鼓励企业到境外投资。最后，通过调整进口关税、扩大进口信贷规模、设立进口融资担保等政策，积极扩大国内需要的先进技术、设备、关键零部件和能源原材料进口，增加重要战略物资储备。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告价格政策，逐步扩大由市场定价的商品和服务范围：我国绝大部分商品已经形成了市场定价，政府主要是进行有效的价格监管，防止价格欺诈和市场失灵；对于部分关系国计民生和老百姓切身利益的商品，目前仍然实行政府定价制度，如部分资源性产品、公共品、垄断企业产品等。此外，在特殊时期，政府为维持社会经济稳定，可能会实行暂时性的价格管制。未来我国价格改革的目标是建立市场调节与政府调控相结合的价格管理体制，具体方向如下：首先，充分发挥市场配置资源的基础性作用，逐步扩大由市场定价的商品和服务范围。其次，对于垄断行业价格要加强监管，强化成本约束。再次，对于资源类产品，要在考虑社会承受能力的基础上推进价格形成机制改革。最后，继续清理整顿涉农价格和收费农村政策，促农民增收以激活农村内需：我国扩大内需最大潜力在农村。长期以来，我国城乡二元格局拉大了城乡居民之间的收入差距，2007年我国城乡居民收入比已扩大到3.33∶1，绝对差距达到9646元。农民的收入远远低于城市居民，消费需求很难得到满足。只有激活7亿农民的消费需求，我国内需才能真正地、持久地得以扩大。因此，要把扩大农村需求作为扩大内需的重点，及时出台强农惠农政策，千方百计促进农民持续增收。首先，继续加大三农投入力度。其次，增加财政补助规模。就业政策，以创业促进就业：第三季度以来，企业用工需求出现明显下滑，农民工返乡正逐渐增加；预计2009年失业率将继续上升，就业形势将更加严峻。就业问题一直是中国经济发展过程中不可忽视的大问题，就业矛盾如果进一步恶化，不仅对经济发展不利，而且将对社会稳定产生深刻影响。创业是最积极、最主动的就业，它不仅能解决劳动者的自身就业，还能通过带动就业产生倍增效应。首先，完善创业促进就业机制。其次，完善面向城乡劳动者的职业培训体系。最后，进一步整合创业实训和孵化基地，提高创业实训质量。区域政策，促进区域协调发展：尽管近两年来，中西部经济发展相对较快，但是相对于东部经济发达地区，中西部地区抗风险能力较弱，应对经济社会矛盾回旋余地较小，金融危机造成的冲击可能会更大。政府要充分发挥宏观调控政策和区域政策在促进区域协调发展中的积极作用，在制定实施宏观调控和区域政策时，要充分发挥区域比较优势，体现区域差异性。首先，加强对重点地区的规划引导和政策支持。其次，继续做好区域规划的编制和实施，推动形成合理有序的空间开发结构。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告经济改革政策，清理不利于内需扩大的政策和制度障碍：我国经济改革将围绕扩大内需这个重点，以增收、减负、调结构为主线，清理投资、消费、外贸、民生等领域不利于内需扩大的政策障碍，大力支持自主创新和节能减排，从制度上保障经济的平稳较快增长，推进经济结构优化。改革将力争在关键环节和重点领域取得突破：首先，从2009年元旦起，在全国所有地区、所有行业推行增值税转型改革，以降低企业设备投资的税收负担，鼓励企业技术改造，促进产业结构调整和转变经济增长方式。其次，加快改革医疗卫生及文化教育体制。第三，推进政府行政管理体制改革，提高办事效率。第四，进一步推进财税、投资体制改革。第五，深化金融体制改革。最后，加快建立国有资本经营预算制度，合理分配和切实用好国有资本收益。二、国际宏观经济环境受美国金融海啸的冲击，2008年全球经济增速大幅放缓。据国际货币基金组织（IMF）11月最新预测，2008年全球经济增长率将下降到3.7％，远低于07年全球5%的增长率。（一）美国“次贷”危机演变成经济危机2008年美国“次贷危机”演变成金融危机，并向实体经济蔓延。根据美国商务部11月25日公布的初步修正数据，美国经济08年第三季度增长按年率计算为负0.5％，下降幅度大于原来估计的0.3％，是2001年第三季度以来的最差表现。美国劳工部数据显示，美国失业率上升至6.5%，为1994年以来的最高值。（二）欧元区经济再度驶入慢车道在经历了短短两年的强劲复苏后，欧元区经济08年再度驶入慢车道。受企业投资减少，消费者购买力趋弱等因素影响，欧元区08年经济增长出现倒退，第二季度欧元区GDP下滑0.2%，为欧元问世以来首见。欧盟统计局11月14日公布的最新数据显示，欧元区第三季度GDP比第二季度下降0.2%。因此，欧元区经济在技术上已经衰退（GDP连续两个季度下滑），这是欧元区自成立以来首次陷入经济衰退。（三）日本经济正式陷入衰退受出口疲软和企业开支急剧萎缩等因素影响，世界第二大经济体日本正式陷入经济衰退，这是七年来日本经济第二次出现衰退。日本内阁府统计速报显示，扣除物价变动因素，2008年第三季度日本实际GDP较上季度下滑0.1％。（四）新兴市场国家经济增速回落在全球经济一体化和各国金融体系联系日渐加强的背景下，全球金融危机的蔓延和恶化使新兴市场国家经济增速下滑。IMF在11月最新的一期报告中将新兴市场及发展中国家2008年的经济增长预期从6.9%下调至6.6%。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告综上所述，美国、欧元区和日本将在2008年首次同时陷入经济衰退，受此影响，新兴市场国家经济增速放缓，全球经济下行。为了应对金融危机，各国政府联合救市，大幅降息，向金融领域注资，并推出一系列经济刺激计划。07年10月以来，美联储已将基准利率从5.25%大幅下调至1％，向金融体系注资超过1万亿美元，并将推出为期两年总规模高达5000亿-7000亿美元的经济刺激计划。08年欧洲央行利率累计下调了75个基点，欧元区的救市资金累计高达2万亿美元，欧盟委员会还公布了一项总额达2000亿欧元的庞大经济刺激计划。11月初，英国央行将基准利率大幅下调1.5个百分点至3%后，并公布了一项总额为200亿英镑、以减税为核心的一揽子经济刺激计划。日本更是7年来再次将基准利率下调至0.3％，并公布了一揽子刺激经济计划。三、宏观经济对风电行业影响随着宏观经济增速的大幅回落，全国用电量增速大幅度回落，2008年10月单月的用电量开始转为负增长，发电量增速也转为负值，到了11月份，降幅更加剧列。虽然金融危机已经波及到世界各国，实体经济放缓的迹象也越发明显，但是目前中国风电行业并没有感到压力。2008年，中国风电市场发生了两起较有影响的外资撤资事件，08年11月初，英国BP公司宣布撤回在亚洲风电业务的投资，同时终止与金风科技在达茂风电项目的股权合作；同时，日本株式会社原弘产也宣布将所持湘电风能公司27%股权以8370万元的价格转让给湘电集团。外资撤离的主要原因有两点，首先，因为这轮经济危机起源于美国的信贷危机，这将使得未来3-5年，很难有新的融资协议达成；其次，一些国际项目开发公司将面临很多困难，由于金融危机的影响，他们将很难找到新的资金来支持新的项目。总体而言，2009年一些国家的风电市场会因此放缓，但到2011年或2012年以后市场将会慢慢恢复。虽然国际风电产业的发展可能会因为新的融资项目受阻而放缓速度，但这一现象在我国风电行业还没有显现。金融危机不会对我国的风电行业造成太大的影响。政策层面上，国家能源局目前把风电和核电作为改变我国能源结构的重要支持对象。支持风电的发展将是一个长期的发展目标，不会因为短短几年的经济变动而受影响。此次宏观经济的调整不仅可以加快风电装备业的整合，早日实现优胜劣汰的市场机制。同时，由于国家在经济危机后将加强市场资金的流动性，随着新的资金注入，也将加快我国风电制造业的发展速度。除此之外，我们认为，中国风电发展的现阶段还有一些制约因素需要解决：首先，需要进一步开展风能资源的详查，摸清5000万kW风电装机容量的风电场位置；其次，需要让风电场规划与电网规划同期发展，同时解决好风电并网的问题；第三，需要努力提高风电设备制造业的质量控制能力，保障产品的稳定性和可靠性；第四，需要进一步完善和鼓励零部件制造业的发展，提高装备制造能力；第五，需要加强行业深度协作，整合各种资源，建立有序的产业秩序，避免盲目投资和资源浪费。总的来看，宏观经济不景气，对于中国的风电行业来说，影响不大，在某些方面反而有一些促进作用。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第二节2008年风电行业政策环境分析一、2008年风电行业重点政策及其核心思想汇总表12008年风电行业重点政策及其核心思想统计表正式颁布时间政策名称或举措核心思想2008.1《关于转变电网发展方式、加快电网建设的意见》加快电网发展2008.1《国务院关于促进节约集约用地的通知》节约用地，可持续发展2008.1《关于规范电力系统职工投资发电企业的意见》巩固厂网分开，规范投资2008.3《可再生能源发展“十一五”规划》促进可再生能源发展2008.3《规划环境影响评价条例(征求意见稿)》促进环保2008.3《2007年1-9月可再生能源电价附加补贴和配额交易方案》促进可再生能源发展2008.4《财政部关于调整大功率风力发电机组及其关键零部件、原材料进口税收政策的通知》鼓励风电设备国产化2008.6《国家发展改革委关于提高电力价格有关问题的通知》疏导价格矛盾2008.6《关于加强电力系统抗灾能力建设的若干意见》抗灾能力2008.7《关于2008年深化经济体制改革工作的意见》科学发展2008.7《关于核定黑龙江、辽宁等风电项目上网电价的批复》促进可再生能源发展2008.8《全国土地利用总体规划纲要(2006－2020)》保护耕地，优化土地利用2008.9《2007年电价执行情况监管报告》电价执行情况统计2008.9《进一步加强工业和通信业节能减排工作的意见》节能减排2008.9《2008年上半年各省区市主要污染物排放量指标公报》环保、减排2008.10《中国应对气候变化的政策与行动白皮书》减少温室气体排放2008.11《2007年电力企业节能减排情况通报》节能减排资料来源：各部委，世经未来整理二、2008年风电行业重点政策及重大事件分析（一）关于转变电网发展方式、加快电网建设的意见2008年初，主管部门颁布了《关于转变电网发展方式、加快电网建设的意见》，电网公司对项目规划建设做出的预测通常是保守的，也就是说其规划的项目多半会按时完成，个别项目甚至会提前完成。国家电网在08年初提出的这份计划也是如此。到了2020年，国网区域内四横六纵特高压电网传输网络完全落成值得期待。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告关于转变电网发展方式、加快电网建设的意见政策法规名称关于转变电网发展方式、加快电网建设的意见内容属性关键词电网建设-发展方式效力属性关键词意见，国家电网办[2008]1号，2008年1月14日公布政策法规渊源科学发展观主要内容主要方面具体内容影响或评价发展方式加快建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网，全面推进“一特三大”战略。彻底解决电网建设滞后、网架结构薄弱问题，适应电力需求快速增长，实现电网与经济社会全面协调发展。根本转变就地平衡观念，促进电力结构调整和布局优化，实现更大范围资源优化配置。依靠自主创新和科技进步，推进电网技术升级和标准化建设，建设世界一流电网。充分发挥电网的能源输送和网络市场功能，着力构建安全、可靠、清洁、可持续的能源供应体系，为国民经济又好又快发展提供优质可靠电力保障特高压电网计划将在很大程度上改善我国电力供需局面“十一五”总体建设目标全面建成特高压交流试验示范和特高压直流示范工程，初步形成华北—华中—华东特高压同步电网，基本建成西北750千伏主网架，公司经营区域实现全部联网，跨国电力合作取得重大突破。“十一五”公司电网投资12150亿元。到2010年，公司220千伏及以上交直流线路达到38.9万公里，变电容量达到16.4亿千伏安，跨区、跨国输电容量达到8500万千瓦，交换电量达到3800亿千瓦时这一计划反映出，到了2010年西南和西北等地的水火电外送通道仍然没有彻底打通“十二五”、“十三五”总体建设目标特高压电网全面发展，形成以华北、华中、华东为核心，联结各大区电网、大煤电基地、大水电基地和主要负荷中心的坚强网架。到2020年，建成特高压交流变电站53座，变电容量3.36亿千伏安，线路长度4.45万公里；建成直流输电工程38项，输电容量1.91亿千瓦，线路长度5.23万公里。特高压及跨区、跨国电网输送容量达到3.73亿千瓦。电网技术装备和运行指标达到国际先进水平2010年到2020年，特高压电网全面铺开，国网区域内窝点现象将得到根本性的缓解2008年总体建设目标全年计划开工330千伏及以上交直流线路3.2万公里、变电容量1.9亿千伏安，计划投产线路1.5万公里、变电容量0.97亿千伏安，投资2532亿元。其中，特高压、750千伏及跨区电网计划开工线路1.7万公里、变电容量1.0亿千伏安，计划投产线路2450公里、变电容量1620万千伏安08年建设力度明显加大特高压及跨区电网建设日程超前开展用地、主设备采购和建设准备工作，加快工程设计，提前开展工程招标。高岭背靠背、中俄直流背靠背工程，2008年建成投产。灵宝背靠背扩建、淮南-上海特高压线路工程、南阳特高压站扩建主变工程，2009年建成投产。加快建设向家坝-上海±800千伏直流示范工程，确保2010年投产。开工建设锦屏-苏南±800千伏直流，宁东-山东±660千伏直流，三沪二回、德宝、呼辽、山西-江苏等±500千伏直流，青藏±400千伏直流等工程2010年，川沪直流特高压工程可能竣工投产，这对于川电东送意义重大资料来源：国家电网公司，世经未来整理国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告（二）关于集约用地和土地利用总体规划的政策2008年主管部门相继颁布了《国务院关于促进节约集约用地的通知》和《全国土地利用总体规划纲要(2006－2020)》等土地利用方面的政策。在土地使用方面，国家的政策趋向于严格，2008年，温家宝总理多次强调，一定要保证18亿亩耕地的最低要求不动摇。8月13日，国务院召开常务会议，会议审议并原则通过的《全国土地利用总体规划纲要(2006-2020年)》提出要坚守18亿亩耕地红线的目标，到2010年全国耕地保有量分别保持在18.18亿亩，相比“十一五”规划的18亿亩上调了1%。表1国务院关于促进节约集约用地的通知政策法规名称国务院关于促进节约集约用地的通知内容属性关键词集约用地效力属性关键词通知，国发[2008]3号，2008年1月3日颁布，即日执行政策法规渊源科学发展观主要内容主要方向电力行业相关内容影响或评价审查调整各类相关规划和用地标准要按照合理布局、经济可行、控制时序的原则，统筹协调各类交通、能源、水利等基础设施和基础产业建设规划，避免盲目投资、过度超前和低水平重复建设浪费土地资源电力用地审批将更为严格提高现有建设用地利用效率各项建设要优先开发利用空闲、废弃、闲置和低效利用的土地。严格执行闲置土地处置政策。引导和鼓励将适宜建设的未利用地开发成建设用地。鼓励开发利用地上地下空间。鼓励开发区提高土地利用效率。原址重建，未开发土地上的电力项目将更容易获批发挥市场配置土地资源基础性作用，健全节约集约用地长效机制除军事、社会保障性住房和特殊用地等可以继续以划拨方式取得土地外，对国家机关办公和交通、能源、水利等基础设施（产业）、城市基础设施以及各类社会事业用地要积极探索实行有偿使用，对其中的经营性用地先行实行有偿使用。其他建设用地应严格实行市场配置，有偿使用。严格落实工业和经营性用地招标拍卖挂牌出让制度。电力项目用地需要交纳更多的出让费，电力建设成本上升强化农村土地管理，稳步推进农村集体建设用地节约集约利用利用农民集体所有土地进行非农建设，必须符合规划，纳入年度计划，并依法审批。严格禁止擅自将农用地转为建设用地，严格禁止“以租代征”将农用地转为非农业用地。需要占用农地的电力项目审批更为严格资料来源：国务院，世经未来整理事件解读：国务院关于集约用电的通知颁布时间要早于土地利用规划，但是其政策精神基本一致。从内容上看关于集约用地的通知强调了能源水利等基建设施要实行有偿使用制度，这意味着未来电力项目的征地费用更大。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告（三）关于规范电力系统职工投资发电企业的意见2008年初，主管部门颁布了《关于规范电力系统职工投资发电企业的意见》，主要内容如下。表1关于规范电力系统职工投资发电企业的意见政策法规名称关于规范电力系统职工投资发电企业的意见内容属性关键词职工持股-发电企业效力属性关键词意见，国资发改革[2008]28号，2008年1月28日公布政策法规渊源关于“十一五”深化电力体制改革实施意见的通知（国办发〔2007〕19号）主要内容主要方面具体内容影响或评价指导原则电力系统职工投资发电企业应当遵循自愿、公平和诚实守信、风险自担的原则，依法享有投资者权益。国有电力企业不得以企业名义组织各类职工投资活动集资活动失去名分电网企业职工持有发电企业股权地（市）级电网企业的领导班子成员和省级以上电网企业的电力调度人员、财务人员、中层以上管理人员，不得直接或间接持有本省（区、市）电网覆盖范围内发电企业的股权，已持有本省（区、市）电网覆盖范围内发电企业股权的，应自本意见印发之日起1年内全部予以清退或转让，发电企业可以优先回购，电网企业其他职工自本意见印发之日起不得增持本省（区、市）电网覆盖范围内发电企业的股权，自愿清退或转让已持有股权的，发电企业可以优先回购。存在电网企业职工持股行为的发电企业应依照有关法规规定披露电力交易信息，自觉接受电力监管等机构的监督检查明显可能出现关联交易，导致利益输送等腐败行为的行为将被限制发电企业职工投资发电企业发电企业职工不得直接投资于共用同一基础设施或同一生产经营管理系统的发电机组，不得在水坝溢流洞、泄洪洞投资安装发电机组。已持有共用同一基础设施、同一生产经营管理系统的不同发电机组股权的，应自本意见印发后逐步予以清退或转让，发电企业可以优先回购。国有发电企业应当针对共用同一基础设施或同一生产经营管理系统的不同发电机组，制定合理分摊各项费用和合理分配对外供热比例的具体办法并严格执行，严禁侵占和损害国有权益-监督检查国有资产监督管理机构、电力监管机构具体负责本意见贯彻执行情况的督促检查-资料来源：国资委、发改委，世经未来整理事件解读：电网高管人员具有影响电厂上网电量的权利，因此他们将不能持有发电厂股份，此外，通过职工集资投资，然后低价清退职工股是国有资产流失的一种重要途径，07年山东鲁能集团的股权转让计划因涉及上述问题而被舆论关注，后被迫改变原计划。四川启明星，贵州金元等企业也处在相似的地位，这一政策提出的先期清退将会影响到许多既得利益人员，执行起来难度很大，因此，这个政策成功与负的关键在于执行。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告（四）可再生能源发展“十一五”规划事件描述：中国可再生能源事业发展迅猛，部分项目超出了主管部门和大多数人的预期。因此，国家在出台了中长期规划以后，又结合08年最新的发展情况制定了“十一五”规划，对部分电源项目的规划目标做出了调整。具体内容如下。表1可再生能源发展“十一五”规划政策法规名称可再生能源发展“十一五”规划内容属性关键词可再生能源-“十一五”规划效力属性关键词规划，发改能源[2008]610号，2008年3月3日颁布，即日执行政策法规渊源《可再生能源法》《可再生能源中长期发展规划》（发改能源[2007]2174号）主要内容主要方面规划目标变动或评价水电装机目标“十一五”全国新增水电7300万千瓦，其中抽水蓄能电站1300万千瓦，到2010年装机容量达到1.9亿千瓦，其中大中型常规水电1.2亿千瓦，小水电5000万千瓦，抽水蓄能电站2000万千瓦与中长期规划比较没有变化常规水电开发率已建常规水电装机容量占全国水电技术可开发装机容量的31％地区分布不均规划布局到2010年，西部常规水电达到9500万千瓦，占55%，开发程度21.5%。中部，5000，占30%，开发程度68%。东部，2500，15%，基本开发完毕。抽水蓄能东部2/3，中部1/3西部开发速度将会远快于其他地区小水电规划建成8个小水电强省（区）(成川、福建、广东、云南、浙江、湖北、广西、湖南)和15个小水电基地(广东韶关、清远，福建三明、龙岩、宁德，浙江丽水，四川雅安、阿坝、凉山，湖北十堰、恩施、宜昌，湖南郴州，广西桂林和江西赣州)小水电开发将逐步规范水电技术加强300米级高坝及复杂地质条件下高坝筑坝技术、大型地下洞室及高边坡锚固技术、高水头大流量泄洪消能关键技术等坝工技术研究；开展6万千瓦以上贯流式、百万千瓦级混流式水轮发电机组和30万千瓦以上抽水蓄能机组的设计、制造技术研究，形成具有自主知识产权的水电设备制造技术水电技术将精益求精流域调度进行流域优化调度政策研究，制定流域电站的优化调度机制配置更加优化水电项目前期提高水库淹没补偿标准，加大后期扶持力度。严格执行河流水电规划环境影响评价和水电项目的环境影响评价制度水电成本上升生物质能发电装机目标2010年，生物质发电装机达550万千瓦，“十一五”，农业生物质发电装机新增120万千瓦。加上已有180万千瓦蔗渣等发电厂，累计装机容量达到300万千瓦。2010年，建成林业生物质发电装机100万千瓦，沼气发电装机容量100万千瓦，垃圾发电装机容量50万千瓦与中长期规划比较没有变化风电装机目标“十一五”新增装机约900万千瓦，2010年，总装机达1000万千瓦，其中，小型风机达30万台，总容量达7.5万千瓦目标翻一番，达到1000万2010年国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告风电设备产能目标，整机产能达500万千瓦，零部件配套产能达800万千瓦，其中，小型风机生产能力达到年产8000台可能有所低估风电布局重点建设30个左右10万千瓦以上的大型风电场和5个百万千瓦级风电基地，甘肃、内蒙古和苏沪沿海规划千万千瓦级风电基地，开展近海风能资源勘察评价和试点示范工程的前期准备工作，建设1～2个10万千瓦级近海风电场试点项目开发速度加快风机技术“十一五”时期，掌握1.5兆瓦及以上风电机组集成制造技术，开发3兆瓦级的海上风电机组，培育风电设备配套零部件制造产业兆瓦级成主流太阳能发电2010年，太阳能发电装机容量达到30万千瓦，进行兆瓦级并网太阳能光伏发电示范工程和万千瓦级太阳能热发电试验和试点工作。利用户用光伏发电系统和小型光伏电站，积极解决西藏、青海、内蒙古、新疆等边远地区无电户的基本生活用电问题，建设光伏发电系统10万千瓦。开展光伏屋顶、阳光照明等光伏发电应用，到2010年，城市太阳能光伏系统应用达到5万千瓦。在西藏、甘肃、内蒙古、宁夏、新疆、甘肃等太阳能资源丰富、利用条件好的地区，建设大型并网光伏电站，总容量达到5万千瓦。在内蒙古鄂尔多斯高地沿黄河平坦荒漠、甘肃河西走廊平坦荒漠、新疆哈密地区、西藏拉萨或北京周边选择适宜地区，开展太阳能热发电试点，总装机容量约5万千瓦。与中长期规划比较没有变化技术和产业体系尽快掌握高纯度多晶硅材料的生产技术和工艺，实现规模化生产。通过试点项目建设，进行技术引进和消化吸收再创新，掌握太阳能热发电关键技术。开展太阳能资源调查，研究制定太阳能资源评价方法和技术标准自主化程度将有大幅度提高农村可再生能源利用小水电、光伏发电、风电等可再生能源技术，积极解决西藏、青海、内蒙古、新疆、云南、甘肃等边远地区无电人口的基本生活用电问题。落实农村沼气建设、小水电代燃料、生物质固体成型燃料等农村可再生能源建设的财政补贴，保证足额及时到位农村小水电有望获得更多补贴资料来源：国家发改委，世经未来整理与中长期规划相比，“十一五”规划主要将2010年风力发电的装机容量大幅上调，从原来的500万千瓦调整到1000万千瓦，而按照现在的风电投资和吊装速度，到了2010年，风电吊装量可达2000万千瓦，投入商用量也将在1500万千瓦以上。表1可再生能源发展“十一五”规划水电重点项目“十一五”时期重点开发流域及重点开工水电站项目重点流域重点项目金沙江向家坝、白鹤滩、观音岩、鲁地拉、龙盘、梨园、阿海等水电站澜沧江景洪、糯扎渡、功果桥、里底、黄登等水电站大渡河大岗山、长河坝、泸定、双江口、猴子岩等水电站雅砻江锦屏二级、官地、两河口、牙根等水电站黄河上游积石峡、羊曲、班多、茨哈、玛尔挡等水电站乌江思林、沙沱、银盘等水电站怒江中下游六库水电站红水河光照、董箐、马马崖等水电站资料来源：国家发改委，世经未来整理国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告水电也是国家政策大力鼓励的可再生能源项目，预计未来几年将会获得更大的发展，国内电力巨头纷纷跑马圈地，流域开发权成了宝贵的资源。各大电力集团主要流域开发权对应关系如下图所示。从五大，到三峡，再到国开投等企业均在西部水电开发中分到一杯羹。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告主要流域开发公司介绍河流名主要涉及省份流域发电能力(万千瓦）获准开发的公司（2008）大渡河四川3147.55国电大渡河水电开发公司乌江贵州1399.41贵州乌江水电开发公司(华电控股）澜沧江云南3240.04华能澜沧江水电开发公司甘孜南部六县四川150-200大唐四川水电开发有限公司长江上游干支流云南四川重庆7674.53中国长江三峡工程开发总公司红水河广西1000-1300大唐广西分公司（桂冠电力）黄河主干流河段青海甘肃宁夏3400黄河上游水电开发公司（中电投）杂谷脑河四川200-300四川华电杂谷脑水电开发公司雅砻江四川3466.08二滩水电开发有限责任公司资料来源：国家发改委，世经未来整理光伏发电是因此与风电和生物质能发电的新能源。08年发展改革委批准了内蒙和上海两个光伏项目高达4元每度的上网电价，这个电价是通常或电上网电价的十倍，但是尽管如此，这两个项目的盈利情况也不容可观，可能还需要地方政府的补贴才能勉强获利。下表是包括光伏发电在内的所有太阳能发电规划。这一规划通过不断努力是可能实现的，因为截止到2007年，我国已有太阳能装机10万千瓦。表1可再生能源发展“十一五”规划太阳能开发项目太阳能发电重点领域和区域技术类别规划目标（万千瓦）重点地区1、并网光伏发电10西藏、甘肃、内蒙古、宁夏、新疆、甘肃等城市屋顶系统和大型标志性建筑5北京、上海、广东、江苏、山东等光伏电站5拉萨、敦煌和鄂尔多斯等2、边远地区供电15西藏、青海、甘肃、新疆、云南、四川等地3、太阳能热发电5内蒙古等合计30-资料来源：国家发改委，世经未来整理国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告（五）规划环境影响评价条例(征求意见稿)事件描述：2008年3月，环保部发布了环评条例，这是基于环评法的一个具体的操作规范，虽然内容还不是十分具体。表1规划环境影响评价条例(征求意见稿)政策法规名称规划环境影响评价条例(征求意见稿)内容属性关键词环境评价效力属性关键词征求意见稿，条例，环保部，2008年3月27日公布，处于征求意见阶段政策法规渊源《中华人民共和国环境影响评价法》主要内容主要方向电力行业相关内容影响或评价评价范围国务院有关部门、设区的市级以上地方人民政府及其有关部门组织编制的土地利用的有关规划和区域、流域、海域的建设、开发利用规划（以下简称综合规划），以及工业、农业、畜牧业、林业、能源、水利、交通、城市建设、旅游、自然资源开发的有关规划（以下简称专项规划），应当进行环境影响评价电力行业必须进行环评考虑要素规划实施可能对相关区域、流域、海域生态系统产生的整体性影响；规划实施可能对环境和人体健康产生的累积性影响；规划实施的经济效益、社会效益与环境效益之间的关系水电主要对流域有影响，火电对大气和水有影响项目审查审查小组的专家应当从专家库内相关专业的专家名单中，以随机抽取的方式确定。但是，参与环境影响报告书编制的专家，不得作为该环境影响报告书审查小组的成员，审查小组中专家人数不得少于审查小组总人数的二分之一。审查小组对环境影响报告书的审查，应当采取会议等形式进行。必要时，可以进行现场踏勘，审查小组应当客观、公正、独立地对环境影响报告书提出审查意见。审查意见应当经审查小组四分之三以上成员同意，方可通过。审查趋向于严格项目重审条件规划实施后可能产生重大不良环境影响，需要进一步论证的；引用资料、数据失实，或者分析、预测方法选择不当的；预防或者减轻重大不良环境影响的对策和措施存在严重缺陷的；环境影响评价结论不明确的；其他在内容上有重大缺陷或者遗漏的。判断的方法论进一步完善项目否决条件环境影响评价结论明显不合理或者错误的；规划实施可能造成重大不良环境影响，且确实无法提出切实可行的预防或者减轻对策和措施的。-跟踪评价对环境有重大影响的规划实施后，规划编制机关应当及时组织环境影响的跟踪评价，将评价结果报告规划审批机关，并通报有关环境保护主管部门，规划实施的环境影响、环境质量变化趋势及其与环境影响报告书结论的比较分析；规划实施中所采取的预防或者减轻不良环境影响的对策和措施的有效性分析；对规划实施的意见与改进措施。环评扩展到项目建成后资料来源：环保部，世经未来整理国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告事件解读：随着经济活动范围和规模的不断扩大，区域开发、产业发展和自然资源开发利用所造成的环境影响越来越突出，特别是因有关政策和规划所造成的各种环境问题已经成为影响我国可持续发展的重大问题。近几十年我国经济发展的历史表明，政府及其有关部门制定的某些政策和规划，相对于具体的建设项目来说，实施后对环境的影响更加巨大、持久，范围也更加广泛。诸多事实说明，如果有关部门在提出有关政策和规划的时候能够慎重考虑相关的环境影响，并采取相应的环境保护措施，不仅可以防止其可能带来的环境破坏，也可大大减少事后治理所带来的经济损失和社会矛盾。进入90年代后，国家开始提出逐步开展政策和规划的环境影响评价的任务。世界上一些国家积极开展了以政策和规划为评价对象的“战略环境评价（SEA）”的研究和推广工作，进一步促进了环境污染的预防，成为全球环境影响评价制度的发展趋势。我国一些地区对区域发展的规划等也逐步开展了环境影响评价，对战略环境影响评价制度的建立进行了有益的探索，积累了一定的经验。根据国内外的经验和做法，有必要将环境影响评价的范围，由单纯地评价建设项目，扩大到评价对环境有影响的一些政策和规划。为了达到这一目的，仅靠修改原有的有关法律和法规是不够的，《环境影响评价法》、《规划环境影响评价条例(征求意见稿)》等一系列专项法律法规便应运而生。早在2003年，中国就实行了《环境影响评价法》，多年的执行过程中积累了很多成功和失败的经验，总的来看还是取得了巨大的进步。例如山东乳山红石顶项目就应为环评问题引起了舆论关注，截至2008年8月，该项目环评手续尚未办理。环评乃至于舆论的力量逐渐体现，这对于中国环保事业和科学发展意义很大。（六）关于部分可再能发电上网电价的核定事件描述：2008年7月，发改委公布了两座光伏示范电站的上网电价和新的一批风电场上网电价，具体内容如下。表1国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告内蒙古鄂尔多斯、上海崇明光伏电站上网电价政策法规名称国家发展改革委关于内蒙古鄂尔多斯、上海崇明太阳能光伏电站上网电价的批复内容属性关键词上网电价-全国分摊-地方补贴效力属性关键词批复，发改价格[2008]1868号，2008年7月21日公布，自项目投入商运日起执行政策法规关联关于内蒙古伊泰集团有限责任公司205千瓦太阳能聚光光伏示范电站上网电价的请示关于核定上海崇明前卫村太阳能光伏电站上网电价的请示主要内容主要方面具体内容影响或评价上网电价核定内蒙古鄂尔多斯伊泰集团205千瓦太阳能聚光光伏电站和上海崇明前卫村太阳能光伏电站上网电价为每千瓦时4元（含税）这一电价和发电成本差距不大，盈利能力堪忧摊销和补贴以上电价自光伏电站投入商业运营之日起执行，高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分纳入全国分摊。若项目运行成本高于核定的上网电价水平，当地政府可采取适当方式给予补贴，或纳入当地电网销售电价统筹解决。如果地方政府和电网也有相应的支持，光伏项目的收益将更有保障资料来源：发改委，世经未来整理中国光伏发电电站的成本较高，平均就在3-4元，因此，08年7月国家审批的4元每度的电价还不能保证光伏电站盈利。光伏电站只有大幅度降低自身成本才有可能获得快速发展。表1黑龙江马鞍山、辽宁阜新等风电项目上网电价政策法规名称国家发展改革委关于核定黑龙江马鞍山、辽宁阜新等风电项目上网电价的批复内容属性关键词风电-上网电价效力属性关键词批复，发改价格[2008]1876号，2008年7月23日公布，自项目投入商运日起执行政策法规渊源《可再生能源法》《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》主要内容主要方面具体内容影响或评价上网电价根据各地区风电项目投资平均成本和风资源状况，核定并公布黑龙江马鞍山、辽宁阜新一期、吉林大岗子一期、河北满井三期、山西左云五路山、湖北九宫山一期、内蒙古赤峰克旗达里四期、河南南阳方城、甘肃白银捡财塘、山东中电长岛、福建平潭长江澳二期等风力发电项目上网电价水平。具体为：黑吉辽河南山东山西湖北0.61元/度，河北蒙东甘肃0.54，蒙西最低为0.51，福建0.585风电上网电价有升高的趋势电价分段计量各风电场累计等效满负荷发电30000小时之前，按批复的上网电价执行；等效满负荷发电30000小时之后，按当地届时平均上网电价执行，具体价格由国务院价格主管部门确定-国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告地方招标电价确定国家发改委已经制定统一风电上网电价的地区，省级发展改革部门组织招标的风电特许权项目价格不得高于政府定价水平地方政府也可以组织招标，但是电价将受到限制资料来源：发改委，世经未来整理目前，国内现行的风电电价主要有招标和核准两种模式。相关政策规定高于5万千瓦的项目需要国家发改委批准，其它项目由地方政府批准，即为核准电价。风电特许权项目招标始于2003年，迄今开展的五期招标共15个项目，总装机容量330万千瓦。但从前五期招标结果来看，由于价格战因素，特许权项目价格都低于一般项目核准价格。由于现行的两种电价都存在很大的不确定性，固定电价将成为未来我国风电电价机制的发展趋势。风电价格形成机制是近年来风电产业关注的焦点，从行业发展的角度来看，如果采用固定电价更有利。国家是想通过招标定价为未来确定风电电价做参考，但目前即使同等条件的风电场，招标电价相差很大。固定电价更有利于产业的发展，但需要一个形成过程，且各地资源不同，可以根据不同区域的情况实行不同的价格，即使实行固定电价，南方和北方也应该有所区别。广东省在2007年12月１日起率先实行风电标杆电价，开启了国家风电固定电价的先河。目前暂定为0.689元/千瓦时，原上网电价高于这一标准的维持原有标准不变，其中实行招标的项目按照招标确定的价格执行。这个价格相对于广东省内的风电资源情况是比较合理的，基本上就是在当地燃煤机组标杆电价基础上加价0.25元/千瓦时，等同于国家发展改革委规定的生物质能发电加价政策。根据《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，风电电价高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，由可再生能源电价附加支付，高出部分由全国分摊。可再生能源电价附加按照0.001元/千瓦时的标准在销售电价中征收。广东风电实现标杆电价将使行业合理盈利得到保障，有利于吸引更多的投资者参与投资。（七）中国应对气候变化的政策与行动白皮书事件描述：国务院新闻办公室10月２９日发表《中国应对气候变化的政策与行动》白皮书，全面介绍了气候变化对中国的影响、中国减缓和适应气候变化的政策与行动，以及中国对此进行的体制机制建设。白皮书中重点强调了中国应对气候变化坚持如下原则：1、在可持续发展的框架下应对气候变化。气候变化是在发展中产生的，也必须在发展过程中解决。要在应对气候变化过程中促进可持续发展，努力实现发展经济和应对气候变化的双赢。2、“共同但有区别的责任”国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告的原则。这是《气候公约》的核心原则。不论发达国家还是发展中国家都有采取减缓和适应气候变化措施的责任，但是由于各国历史责任、发展水平、发展阶段、能力大小和贡献方式不同，发达国家要对其历史累计排放和当前高人均排放承担责任，率先减少排放，同时要向发展中国家提供资金、转让技术；发展中国家要在发展经济、消除贫困的过程中，采取积极的适应和减缓措施，尽可能少排放，为共同应对气候变化作出贡献。3、减缓和适应并重。减缓和适应气候变化是应对气候变化的两个有机组成部分。减缓是一项相对长期、艰巨的任务，而适应则更为现实、紧迫，对发展中国家尤为重要。减缓与适应必须统筹兼顾、协调平衡、同举并重。4、公约和议定书是应对气候变化的主渠道。《气候公约》和《议定书》奠定了应对气候变化国际合作的法律基础，凝聚了国际社会的共识，是目前最具权威性、普遍性、全面性的应对气候变化国际框架。应当坚定不移地维护《气候公约》和《议定书》作为应对气候变化核心机制和主渠道的地位。其他多边和双边的合作，都应该是《气候公约》和《议定书》的补充和辅助。5、依靠科技创新和技术转让。应对气候变化要靠技术，技术创新和技术转让是应对气候变化的基础和支撑。发达国家有义务在推动本国开发和应用先进技术的同时，促进国际技术合作与转让，切实履行向发展中国家提供资金和转让技术的承诺，使发展中国家拿得到所需资金，用得上气候友好技术，提高减缓和适应气候变化能力。6、全民参与和广泛国际合作。应对气候变化需要转变传统生产方式和消费方式，需要全社会的广泛参与。中国努力建设资源节约型、环境友好型社会，营造政府引导、企业参加和公众自愿行动的社会氛围，增强企业的社会责任感和公众的全球环境意识。气候变化是全球共同面临的挑战，必须通过全球的广泛合作和共同努力才能解决，中国将一如既往地积极开展和参与一切有利于应对气候变化的国际合作。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告事件分析：2007年6月中国政府发布《应对气候变化国家方案》，提出了到2010年中国应对气候变化的总体目标，即：控制温室气体排放政策措施取得明显成效，适应气候变化的能力不断增强，气候变化相关研究水平不断提高，气候变化科学研究取得新的进展，公众的气候变化意识得到较大提高，应对气候变化领域的体制机制进一步加强。一年以后的今天，中国政府又编写并发布了这个《中国应对气候变化的政策与行动》白皮书。这一系列措施反映了中国政府对气候变化问题的重视。上述白皮书中更是直接反映了中国政策在应对气候变化问题上的原则。总的来看，有如下几个关键词，可持续发展、累积排放、人均排放、减缓变化、适应变化。介于2012年以后《京都议定书》中确定的CDM机制将要到期，以美欧为首的历史污染大国开始把关注点放在中国、印度和巴西等新兴市场国家的减排义务上面来，预计未来中国在承担减排义务方面将会承受越来越大的压力。（八）关于2008年深化经济体制改革工作的意见事件描述：2008年7月22日，国务院办公厅转发了发改委制定的“关于2008年深化经济体制改革工作的意见”。主要内容如下表所示。表12008年深化经济体制改革工作对电力行业的影响分析政策法规名称关于2008年深化经济体制改革工作的意见内容属性关键词深化-经济体制改革效力属性关键词意见，国办发[2008]103号，2008年7月22日公布政策法规渊源科学发展观主要内容主要改革方向电力行业相关部分预计对电力行业的影响加快行政管理体制改革--深化财税体制改革研究开征环境保护税加重电力企业税费负担深化金融投资体制改革完善企业投资项目核准制约束政府审批权力推进国企改革和非公经济发展加快中央企业调整重组步伐电企整合启动加快推动中央企业股份制改革电网上市步伐加快稳步实施电网企业主辅分离改革辅助分离主体工作启动完善区域电力市场建设总结经验，继续试点深化农村水电体制改革让利于农民的管理体制推进要素市场建设规范发展土地市场电力项目用地审批难度加大深化农村经济体制改革推进农村水电工程设施产权制度改革小水电产权有望理顺建立健全资源节约和环境保护机制落实差别电价、小火电降价、脱硫加价电力工业结构更加优化完善促进可再生能源发展的电价机制可再生电价体系更为成熟基本实现商业与一般工业用电同价电网收入略有减少开展节能发电调度试点电网收入略有减少二氧化硫排污权有偿使用和交易试点火电厂多了一项可选项完善支持风电等可再生能源发展政策风电等行业获得更多支持固定资产投资节能评估和审查电力行业投资接受更多审查加快社会体制改革--深化涉外经济体制改革简化外商投资审批程序，下放审批权限外资项目更容易获批贯彻实施新的外商投资产业指导目录产业结构继续优化健全外资并购安全审查机制国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告外资并购电力企业程序更多资料来源：国家发改委，世经未来整理事件解读：经济体制改革是实体经济运行环境发生重大变革的促进因素，改革的方向和方式将深远的影响实体经济所面临的政策和环境约束力。对于年度的经济体制改革工作方案来说，其对电力行业的直接影响有限，但是其政策导向导致新出台或者修订一批与电力行业直接相关的法律法规政策条款，这些下层政策将会对电力行业运行带来直接影响。具体的来案，2008年经济体制改革方向朝着环保更加重视，调控更加严格的方向发展。企业环保成本进一步上升的压力越来越大。高耗能部门继续受到抑制，固定资产投资评估更为严格，土地审批和用水等方面也面临着越来越大的压力。总的来看，2008年中国企业投资环境在压力中升级，在升级中调整，产业环境更为严峻，但是企业的生存能力在继续上升。（九）调整大功率风力发电机组及其关键零部件、原材料进口税收政策事件描述：2008年4月14日，财政部发布了“关于调整大功率风力发电机组及其关键零部件、原材料进口税收政策的通知（财关税[2008]36号）”。主要内容有如下几点。一、根据《财政部、国家发展改革委、海关总署、国家税务总局关于落实国务院加快振兴装备制造业的若干意见有关进口税收政策的通知》（财关税[2007]11号）的有关规定，自2008年1月1日（以进口申报时间为准）起，对国内企业为开发、制造大功率风力发电机组而进口的关键零部件、原材料所缴纳的进口关税和进口环节增值税实行先征后退，所退税款作为国家投资处理，转为国家资本金，主要用于企业新产品的研制生产以及自主创新能力建设。二、所称大功率风力发电机组是指单机额定功率不小于1.2兆瓦的风力发电机组。提出申请享受进口税收政策的企业应具备以下条件：1、具有从事大功率风力发电机组或其关键部件设计试制能力；2、具备专业比较齐全的技术人员队伍；3、有较强的消化吸收能力和生产制造能力；4、已有明确的市场对象和较大用户群；5、除控制系统、变流器、齿轮箱外，风力发电机组年销售量应在50台以上，叶片年销售量应在150片以上，发电机年销售量应在50台以上，企业在研制生产初期上述年销售量指标可作适当下调。三、自2008年5月1日起，对新批准的内、外资投资项目（以项目的审批、核准或备案日期为准，以下同）进口单机额定功率不大于2.5兆瓦的风力发电机组（税则号列：85023100）一律停止执行进口免税政策。2008年5月1日以前批准的内、外资投资项目，其进口上述规格的风力发电机组在2008年11月1日前继续按照《国务院关于调整进口设备税收政策的通知》（国发[1997]37号）的有关规定执行；在2008年11月1日（含11月1日国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告）以后对上述项目进口单机额定功率不大于2.5兆瓦的风力发电机组（税则号列：85023100），一律停止执行进口免税政策。中西部外商投资优势产业项目、外国政府贷款项目和国际金融组织贷款项目进口上述自用设备、加工贸易外商提供的上述不作价进口设备，也比照以上规定执行。事件解读：风电设备行业是风电行业的主要上游产业，也是风电发电成本的最大部分，风电设备国产化率的高低对中国风电行业产业安全，建设和运营成本，乃至风电行业在中国的长远发展都有非常重大的影响，国产化是降低成本保持技术领先的主要途径。通过对风电设备和零件的进出口税收政策的调整，国产化的力度有进一步加强。三、政策发展趋势分析和预测纵观2008年，国家颁布的与电力行业相关的政策继续奉行了节能环保可持续的主导思想。在这一思想的作用下，近年来我国在这些方面出台了许多配套政策，政策的执行也取得了明显的成效。“十一五”前三年，全国累计关停小火电机组3421万千瓦，已完成“十一五”期间关停小火电机组5000万千瓦目标的68.4％。在电源类型结构方面，国家将仍然坚持强化发展非火电源的思想。尤其是在经济发展减速，电力供需局势全面转向过剩的条件下，调整电源结构和容量结构将更为便利。国家继续鼓励发展风电、水电、核电和其他可再生能源发电的态度是坚决的，措施是有效的。截止到2009年，可再生能源发电的政策鼓励体系已经基本建立，未来可能出台相应的细化政策，或者调整性政策。对于风电来说，国家在2007、2008年分别出台了包含风电发展在内的可再生能源发展中长期和十一五规划。后来随着行业的发展，风电的发展目标也一再调整。根据风能协会的统计，按照吊装完成口径，2008年中国除台湾省外新增风电装机容量约624.6万kW。与2007年当年新增装机330.4万kW相比，2008年当年新增装机增长率为89%。2008年的增量同比翻了一番。按照这样的速度发展下去平均每年新增装机将在500万千瓦以上，到了2020年，中国风电装机有能力突破7000万千瓦，大大超过原有规划的要求，届时将与核电的规模相当。在电价政策方面，现行的国家定价和国家指导价相结合的风电定价模式将会得以持续较长时间，而部分地区试点推动的风电标杆电价或者风电固定电价也将会有一定发展，局部省区可能推行。从价格水平上看，风电上网电价的逐步提升也是一个趋势。总之，风电政策将会继续朝着有利于风电行业发展的方向变化。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第三节2008年风力行业技术环境分析一、行业核心技术指标简介和重大技术进步汇总下表中包含了风力发电行业涉及的大多数专业术语，以及本报告涉及的主要术语和简写。表1报告涉及的主要技术术语、简写及解释汇总术语解释年等效满符合发电小时数统计期内折算成额定负荷的工作小时数单位千瓦静态投资不考虑以利息为主的建设期内期间费用的总投资单位千瓦动态投资考虑项目全部成本费用的总投资塔筒支撑风力发电机和叶片维持在固定高度的金属桶箱变箱式变压器，用来提升每台发电机出口电压的小型变压器主变将箱变输出的电压进一步提升的主力变压器风机风力发电机，放置于机舱内，外接叶片轮毂连接多片叶片的中枢金属构架，通常和发电机轴共轴直驱型风机轮毂直接驱动发电机的技术，省略了齿轮箱厂用电率风电场发一度电需要消耗的电量风机设备可利用率扣除正常检修时间之外的利用小时比率资料来源：世经未来整理二、行业技术未来发展趋势预测进入2008年以来，我国风电设备制造和风电设备安装技术取得了持续的进步，以金风和广东明阳为代表的自主研发企业在技术和产能上都得到了较大幅度的提升，以东汽和华锐为主的技术引进企业也加快了技术消化吸收再创性的步伐。风电设备国产化率的脚步越来越大。但是总的来看，中国风力发电技术水平在世界的地位远不如水电。世界先进的风力发电技术原产地均不在中国，中国前三大风机厂商的技术只有一家是自主开发，其他均为购买国外成熟技术生产许可证，风机整机制造技术与世界先进水平差距较大。风机零配件制造技术中，叶片技术也相对落后，齿轮箱技术也处在中上游的水平，发电机制造相对先进一些，但还是达不到领先水平。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第三章2008年风电行业发展情况分析第一节2008年风电行业规模分析同水电和核电的情况类似，风力发电行业在经济危机中也欣欣向荣。这同样是因为化石燃料成本上涨的压力对行业几乎没有影响，风电行业基本只需要面对财务费用上涨的压力。结合数据来看，2004-2008年间，风电行业利润总额从开始的不到2亿元增加到近14亿元，绝对值虽然不大，但是增速非常高而且十分稳定，多年平均值达到80%以上。表12003-2008年风电及其他新能源发电行业规模指标情况单位：亿元总资产销售收入资产增长收入增长利润总额利润增长200464.9812.8523.5446.141.77266.702005171.5726.0890.1440.722.79128.032006201.9042.6538.0389.026.83104.322007.11395.8778.2165.6972.577.9880.802008.11836.78136.4770.4762.4713.5338.76资料来源：国家统计局除了风电以外，新能源行业还包含少量的生物质能发电、太阳能发电、潮汐地热发电和部分资源综合利用发电机组。政府在风电和新能源行业投资方面虽然会受到经济景气程度的一些影响，但是考虑到行业投资总量较小，份额也小，我们估算只要中国经济不出现硬着陆，主管部门对新能源行业发展的政策思路将不会有大的变化。行业规模和地位将会有高速的提升。图12003-2008年风电行业规模指标变化图从上图可以直观的看出，国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告风电行业的收入增速基本维持在50以上的水平，利润增速虽然有所回落，但是也在50%附近，预计这种情况至少会持续到2010年。其后也将以比较缓慢的速度回暖。总之，未来几年风电行业规模呈现增速快、结构好的特点。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第二节2008年电力行业需求分析及预测一、用电总量及其增长速度分析受经济发展速度减缓的拖累，2008年中国电力行业用电增速出现了阶梯性的递减变化，前5个月平均每月用电增速可以维持两位数，从6月份开始当月增速剧减至8%的水平。而累计增速由于平均效应的存在显得变化不那么敏感一些，直到9月份累计同比才降到9%的水平。2008年底用电增速仅有5.23%，预计2009年全年用电增速都将在低位徘徊。表12008年电力行业用电总量变化情况单位：万度，%时间本月本月同比累计累计同比2008-2-282347.4115.35239.3811.932008-3-312886.6514.428133.9813.042008-4-302858.1511.6810997.6512.712008-5-312958.5811.1113956.1912.422008-6-302956.88.3516908.6311.672008-7-313225.287.7420126.8110.912008-8-313197.515.3823324.3410.192008-9-302935.626.1626269.999.672008-10-302704.42-2.1828968.498.272008-11-302573.35-8.1431530.886.672008-12-302737.12-34268.005.23资料来源：中电联二、分行业用电量及其增长速度分析分产业来看，用电量增速的产业特性极为明显。第一产业用电继续保持其季节性特色，农忙季节例如3、4月份，用电量增速比较高，秋收以后进入淡季，用电增速回落，这些特点受经济大势影响很小。第二产业和第三产业则大为不同，第二产业主要是制造业，用电量增速从7月份开始大幅度下降，第三产业虽然也有明显的下行迹象但是降幅不像第二产业那样明显，这体现出第三产业对经济下滑一定的防御性。居民生活用电也有较大幅度的减速，当然这其中也主要是季节性因素在主导，冬季来临后，城乡居民生活用电增速在10-11月有一小波反弹。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2008年电力行业分产业用电量变化情况单位：亿度，%时间第一产业用电量第二产业用电量第三产业用电量城乡居民生活用电量本月累计累计同比本月累计累计同比本月累计累计同比本月累计累计同比2008-2-28104.613.753892.5211.15580.8813.38659.5716.92008-3-31164.829.26106.9211.83850.4115.21011.8219.682008-4-30239.8238.118316.1511.611109.9514.241331.7119.672008-5-31320.085.5810642.1411.61364.8513.751629.0918.412008-6-30413.024.912930.0111.131639.5112.281926.0916.512008-7-31507.844.3315409.4710.611951.1611.22257.7014.382008-8-31603.723.0917755.989.92305.2210.972659.4013.282008-9-30680.872.5619889.139.312638.9810.763060.9912.932008-10-30748.593.5321868.147.362933.4610.853418.2913.292008-11-30826.973.4123754.745.353225.3910.863723.7912.75从具体的高耗电行业来看，黑色金属用电增速下滑比较滞后，9月份累计同比增幅仍然高达11.75%，用电比重继续保持11.5%的地位，但是到了11月份累计增速仅有5.7%的水平，用电比重基本保持11%以上的水平。有色金属行业则下降比较明显，9月份累计增速降到了12.33%对比其1-4月份的18%的水平下降很多，到了11月份更是下降到了8%左右。非金属矿物主要是水泥和玻璃等建筑材料的生产，考虑到金融危机真是从房地产发端，而建筑材料只能用在房地产行业中，因此这个行业受经济大势影响非常大，1-9月累计已经降到8.6%的水平，1-11月达到6.7%的水平。单月降幅之剧烈可想而之。预计这种趋势和特点将持续较长时间，在经济转暖以后，建材行业将会较快复苏，黑色和有色金属跟进，这很有可能将在2010年左右发生。表12008年重点耗电行业用电量变化情况单位：亿度，%时间黑色金属有色金属非金属矿物本月累计累计同比用电比重本月累计累计同比用电比重本月累计累计同比用电比重国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2008-2-28603.409.5911.52406.2613.467.75279.709.015.342008-3-31937.1711.5911.52615.2915.57.56421.1813.35.182008-4-301280.2612.611.64848.5317.997.72590.5411.785.372008-5-311637.1213.111.731062.9016.077.62777.1012.065.572008-6-301979.7712.0511.711292.0716.27.64958.1410.975.672008-7-312355.0012.7611.71514.0114.777.521133.0010.815.632008-8-312705.8312.5611.61757.6213.047.541306.359.515.62008-9-303032.8911.7511.551965.9312.337.481475.458.685.622008-10-303304.778.4211.412154.889.467.441642.747.535.672008-11-303567.275.7011.312333.268.067.401815.456.705.76三、分地区用电量及其增长速度分析分地区来看，全国用电量也有明显的特点。新疆、安徽、广西和甘肃用电增速仍然保持10%以上的增速，这些地区无一不是能源丰富的重化工业承接区和发展中大省。尤其是西北地区，聚集了大量能源和原材料基地，其在经济危机中的中流砥柱作用凸显。值得注意的是内蒙古用电增速陡降，这也直接导致了内蒙古出台电力多边交易的政策。预计在该政策的激励下，内蒙用电增速有望反弹。四、2004-2020年用电量分析和预测从更长远的角度看，预计2009年是本轮经济周期的低点，用电增速也将达到最低水平，2010年以后经济开始有所反弹，介于中国能耗水平的降低和产业结构的优化升级，低十二个五年计划时期用电增速有望会落到7.5%的水平，十三五时期更降低到6%的水平，这也是目前中国中等发达省区和城市用电的平均水平。表12004-2020年用电总量和同比增速分析预测单位：亿度科目200420052006200720082009F2010F2015F2020F总需求217352468928248324583426836495392335632375373增长率14.88%13.59%14.40%14.40%5.23%6.50%7.50%7.50%6.00%资料来源：中电联，世经未来预测国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第三节2008年风电行业供给分析及预测一、风电总装机容量和发电量从装机方面来看，不管是那种口径的统计数据，都已经实现了连续三年翻番的增长，发电量实现了连续两年翻番。表12004-2008年全国风电装机容量核发电量变动趋势分析单位：万千瓦，亿千瓦时全国（除台湾省）20042005200620072008装机容量（吊装口径）76.4126.6259.9590.61215.3同比增速-65.71%105.29%127.24%105.77%装机容量（并网口径）54.288.6187403894同比增速-63.47%111.06%115.51%121.84%发电量（并网口径）11152756128同比增速-36.36%80.00%107.41%128.57%数据来源：中国风能协会二、风电分地区装机容量风电装机有两个主要的统计口径，一个是中电联和电网企业按照发电机并网发电的条件统计的数值，这一数值称为并网口径，数值相对较小。另一口径是风能协会通过搜集全国大多数风电场资料统计形成的数据，是按照风电机组吊装完成开始计算。一般而言，5万千瓦风电场从吊装完成到并网发电之间存在几个月的调试时间。因此，吊装口径要比并网口径大一些。表2国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2007-2008年风电分地区新增和累计发电装机容量分析（吊装口径）单位：千瓦序号省区2007累计2008新增2008累计1内蒙古1,563,1902,172,2503,735,4402辽宁515,310734,4501,249,7603河北491,450619,2501,110,7004吉林612,260457,2001,069,4605黑龙江408,250428,050836,3006江苏293,750354,500648,2507甘肃338,300298,650636,9508新疆299,310277,500576,8109山东350,200222,100572,30010宁夏355,20038,000393,20011广东287,39079,500366,89012福建237,75046,000283,75013浙江47,350147,280194,63014山西5,000122,500127,50015云南-78,75078,75016北京49,50015,00064,50017海南8,70049,50058,20018河南3,00047,25050,25019江西-42,00042,00020上海24,40015,00039,40021湖北13,600-13,60022重庆-1,7001,70023湖南1,650-1,65024香港800-800全国（除台湾）5,906,3606,246,43012,152,790资料来源：中电联从吊装口径上看，全国风电装机容量在2008年达到了1200多万千瓦，同比增速超过了百分之百。风电建设速度快的原因主要有以下几个，政策上看，风电行业受到鼓励，大型电力集团还会受到非水可再生发电装机比例的要求，资金上看，风电项目需要投资小，银行支持力度大，市场层面看，风电优先调度，利润空间合理，技术角度看，风电项目施工期短，调试时间也短，5万千瓦的项目1年内可以完全竣工。表1国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2008年各省区风电发电装机容量对比（并网口径）单位：万千瓦区域合计其中同比增长水电火电核电风电其它全国79253171526013288589419110.3北京市621105511 525.4天津市7531749 48.7河北省3206783063 65 6.1山西省3596793517 13.3内蒙古4907864568 253 17.3辽宁省22611432018 9825.2吉林省1339389857 86611.8黑龙江1816951645 75119.6上海市1681 1652 42516.5江苏省5434114494920054116-2.9浙江省5311893409930713 3.9安徽省25671562411 33.2福建省265610571568 30 10.7江西省1324362961 13.1山东省57441055602 37 3.7河南省45183024203 3119.4湖北省432129031417 1 16.5湖南省249010551431 0410.2广东省59951029456137826 1.9广西区241013951015 22.0海南省27941235 11-7.5重庆市1115433680 229.2四川省346021851275 8.7贵州省26799471732 10.8云南省25771578994 6 16.0西藏区42391 2 陕西省19601801780 38.4甘肃省1449530856 55915.1青海省786587199 1.6宁夏区83643754 39 11.3新疆区1120241828 49124.0资料来源：中电联从并网口径看，全国风电装机只有不到900万千瓦，少了300多万千瓦。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告三、2008-2020年风电发电量和装机容量预测（一）在建及拟建项目分析根据统计资料，2009年计划达产的风电项目共有71个，涉及投资额400多个亿，下表中列出了投资在5亿元以上的项目基本情况。从投资对比情况能够发现，同样建设5万千瓦的发电项目，山东的两个项目投资就超过了6个亿，而大多数地区都在5个亿左右。这种情况充分反映了风电投资的地区性差异。一般的说，近海和沿海风电项目投资相对高，主要是施工成本和设备成本增加，山区风电项目投资相对高，主要是施工成本高，例如大唐重庆的项目等等。平原地区相对低廉。表12009年计划达产的部分风电项目清单（投资5亿元以上）单位：万千瓦，亿元序号项目名称地点产能投资额性质1华能阜新风电场（二期）（阜北）工程辽宁30326000续建2国华尚义七甲山风电场项目河北20190000新建3国投河北康保牧场风电场（一期）项目河北10100000新建4张北坝头风电场（一期）项目河北1096000新建5连云港中能联合风力发电（一期）项目（更新）江苏1095701新建6华能国际吉林通榆团结风电场（二期）项目吉林1086700续建7大唐国际东营风电场（一期）工程山东566000新建8华能山东滨海风电（一期）项目山东560000新建9大唐国际四眼坪风力发电场项目重庆555859新建10中广核杜尔伯特风电场（一期）项目内蒙555000新建11华能山东利津风电（一期）项目山东555000新建12华能内蒙古茂明风电厂（一期）项目内蒙554300新建13国电凌海曙光风电场项目辽宁554000续建14歌美飒太平山风电场项目山东554000新建15中广核乌力吉风力发电场（一期）项目内蒙553000新建16中广核乌力吉风力发电厂（二期）项目内蒙553000续建17平陆凯迪风力发电（一期）项目山西553000新建18国电新疆阿拉山口风电（一期）工程新疆552183新建19福清嘉儒风电场项目福建552000新建20河北建投新能源崇礼清三营风电场（二期）工程河北551730续建21鸡冠山风电场（二期）扩建工程黑龙江551700改扩建22大唐多伦西山风电场（三期）项目内蒙551500续建23国电佳木斯猴石风电项目黑龙江551101新建24辽宁彰武马鬃山风电场项目辽宁551000新建25河北元辰实业尚义二工地风电场（一期）工程河北551000新建国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告26河北建投蔚县空中草原风电场（二期）工程河北550649续建27国电凌海青松风电场项目辽宁550394续建28中广核苏尼特风电场（一期）工程内蒙550000新建29中广核苏尼特风电场（二期）工程内蒙550000续建30中广核杜尔伯特风电场（二期）项目内蒙550000续建31永茂风电场（一期）工程吉林550000新建32山西平鲁败虎堡风电场（二期）工程山西550000续建33山西大同五路山风电场（二期）工程山西550000续建34龙源兴安盟风电场（二期）工程内蒙550000续建35辽宁彰武曲家沟风力发电项目辽宁550000新建36君山风电场项目湖南550000新建37京能国际锡林郭勒吉相华亚风电场（二期）工程内蒙550000续建38京能国际乌兰察布辉腾锡勒风电场（二期）工程内蒙550000续建39京能国际通辽霍林河风电场（二期）工程内蒙550000续建40金凤山风电场工程重庆550000新建41河北建投康保卧龙图风电场（二期）工程河北550000续建42海南高排风电项目海南550000新建43国华赤城平头梁风电场项目河北550000续建44国电龙源赛乌素风电场（一期）项目内蒙550000新建45奉节县茅草坝风电场（一期）工程重庆550000新建46奉节县茅草坝风电场（二期）工程重庆550000续建47大唐赛罕坝塔山子风电场项目内蒙550000新建48大唐赛罕坝青马场风电场项目内蒙550000新建49大唐吉林双辽风电场（二期）工程吉林550000续建50大唐富强风力发电场工程黑龙江550000新建51大唐晨光风力发电场工程黑龙江550000新建资料来源：发改委（二）发电量和装机容量预测下表给出了中长期中国电力供需和装机等主要参数的预测表，这是模型的运行结果，要点是风电装机和核电装机都将超过预期发展，2020年两者之和可以超过1亿千瓦，2020年中国总发电装机容量达到15亿千瓦，其中火电占10亿千瓦。水电达到3.6亿千瓦超过规划6000万千瓦。总之根据我们对模型的综合完善，其结论是比较可靠的，即风电行业发展空间很大，潜力极大。表12004-2020年中国电力需求和风电装机情况分析预测单位：万千瓦，亿千瓦时科目200420052006200720082009F2010F2015F2020F总需求21735.024689.028248.032458.034268.036495.439232.656323.475373.5增长率14.9%13.6%14.4%14.4%5.2%6.5%7.5%7.5%6.0%国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告总装机44239.050841.062200.071329.079253.084824.390662.8117430.4148491.0增长率13.0%14.9%22.3%14.4%11.1%7.0%6.9%5.3%4.8%风电装机（吊装口径）76.4126.6259.9590.61215.31700220047007200风电装机（并网口径）54.288.61874038941290164245507000风电发电量111527561282062878651470增长率34.8%65.6%47.7%115.5%121.8%56.6%42.9%12.5%10.8%资料来源：中电联，世经未来整理，以上风电装机按照并网口径计算国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第四节2008年风电行业供需平衡及价格分析一、中国电力供需平衡分析及对风电的影响（一）平衡情况综述电力平衡指的是一定时期内发电能力满足用电量的程度。这包括最大发电能力能否满足最大用电能力的负荷平衡问题，地区间发用电平衡问题，和全国总电量平衡问题等，电量的平衡是重中之重，而衡量电量平衡这个问题最好的指标就是发电利用小时数。一年共有8760个小时，除去计划内检修以后，可以用来发电的有效时间大概是8000小时，当前除了核电能达到8000的水平外，大容量火电可能达到7000小时，水电3000-4000，风电2000-3000。2008年，全国电力供需呈现宽松的平衡，发电能力略有过剩。预计2009年这种势头有望持续。这种大趋势对于风电行业来说多少有些不利的影响。（二）风电利用小时数从全国电量平衡的角度看，最好的指标莫过于全国平均发电利用小时。从这个指标能够看出，2008年全年发电设备利用小时减少量在340小时以上，火电尤其多，可以达到430小时以上，创造了近年来最低水平。表12002-2008年风电发电利用小时变化趋势分析单位：小时时间2002年2003年2004年2005年2006年2007年2008年全口径利用小时4860524554555425522150114677水电利用小时3289323934623664343435323621火电利用小时5272576759915865563353164911风电利用小时2000200020002000200021002150全口径增速5.93%7.92%4.00%-0.55%-3.76%-4.02%-6.67%资料来源：中电联，世经未来预测对于风电来说，由于行业刚开始发展，同时发展速度太快，各项统计指标还不完善，风电发电小时数还没有官方统计，而表中是我们预测的数据，全国平均的风力发电小时数除了受当年来风情况影响之外，更多的会受新建风电场选址的影响，中国风电行业刚开始发展，新建的风电场选址通常都是风力资源最好的，因此未来几年风电利用小时会因为选址好而有小幅的上涨。电力供需过剩的大势对风电的影响还体现在部分地区电网企业在创造风电上网条件时不积极作为，甚至变相抵触等等，当然这些不是主流，对风电整体构不成太大影响，也将在发展过程中逐步消失。更为具体的看，同时风电行业利用小时的地区差异很大。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告设备利用小时主要和风力资源分布情况有关，同时也和风电场的设备检修能力有一定关系。统计样本数量增多以后，不同风电场设备维修方面的差异对设备小时数的影响就会更为弱化，例如下表的统计结果，基本上就能正确地反映各地的风能资源分布情况。表1设备利用小时统计表地区运行小时数（小时）东北地区1850-2300华北地区2000-2500华南地区2100-2400西北地区2100-2900资料来源：价格协会整理从具体的电厂情况来看，部分典型风电场的利用小时数如下表所示。平均在2000小时以上，多的可超过2500小时，甚至逼近3000小时，这些利用率高的风电场主要在新疆、内蒙和沿海地区。表2部分电厂设备利用小时统计项目名称（中文）省份运行小时数福建东山乌礁湾30MW风力发电项目福建2179福建平潭长江澳100MW风电场项目福建2596江苏如东环港东凌100.5MW风电项目江苏2273江苏启东91.5MW风电项目江苏2385广东南澳华能45.05MW风电场广东2241国华齐齐哈尔风力发电场一期（富裕）黑龙江2020华能吉林洮北49.3MW风电项目吉林1876吉林长岭风电场一期49.5兆瓦项目吉林1993吉林通榆团结风电场100.3MW项目吉林2309辽宁康平24.65MW风力发电项目辽宁2200辽宁昌图风电项目辽宁1836内蒙古赤峰东山49.3MW风电项目内蒙古2487华电内蒙古辉腾锡勒100.25MW风电项目内蒙古2654内蒙古辉腾锡勒京能100MW风电项目内蒙古2588国华内蒙古辉腾梁风电项目内蒙古2533张北满井风电场河北2400张北满井米加沟49.5MW风电项目河北2137河北沽源30.6MW风电项目河北2200新疆乌鲁木齐托里风电场30MW项目新疆2958新疆达坂城风电三场一期项目新疆2879华电新疆小草湖风电项目新疆2349甘肃大唐玉门49MW风电项目甘肃2112大唐甘肃发电有限公司玉门风电项目甘肃2346甘肃洁源玉门风电场二期甘肃2370宁夏银仪49.50MW风力发电项目宁夏2119资料来源：电监会国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告（三）区域间电量平衡情况及其对风电的影响从各区域的电力流动来看，传统用电大省基本依旧是电力输入大省，例如广东、上海、江苏、浙江、河北和北京等。从对外依赖程度上看，北京、上海、河北、广东、天津和辽宁等最为严重。对于风电来说，各个省区的自给率是一个重要指标，同时这个省区的风能资源丰富程度和风电场接入电网的条件等因素都比较重要。下表给出了全国各省区这几项指标的对比和评价。以及这些因素对风电行业的总影响力大小。表12008年各省区间电力平衡情况及其对风电发展的影响单位：亿度，%发电量用电量电量缺口自给率风能资源入网条件发展风电全国343343426866100.19%丰富一般适合北京市242687-44535.23%一般较好一般天津市399514-11577.63%一般较好一般河北省15842089-50575.83%一般一般一般山西省17621310452134.50%一般一般一般内蒙古20421212830168.48%非常丰富一般适合辽宁省11371406-26980.87%非常丰富一般适合吉林省52849830106.02%非常丰富一般适合黑龙江73666670110.51%非常丰富一般适合上海市7871137-35069.22%丰富较好非常适合江苏省28873110-22392.83%丰富较好非常适合浙江省21182317-19991.41%丰富较好非常适合安徽省1093854239127.99%一般一般一般福建省1086107511101.02%丰富较好非常适合江西省495544-4990.99%一般一般一般山东省26892719-3098.90%一般一般一般河南省196819644100.20%一般一般一般湖北省17281055673163.79%一般一般一般湖南省847906-5993.49%一般一般一般广东省26803516-83676.22%丰富较好非常适合广西84575293112.37%一般一般一般海南省118124-695.16%丰富一般适合重庆市396484-8881.82%一般一般一般四川省1239120633102.74%一般一般一般贵州省1162687475169.14%一般一般一般云南省1004801203125.34%一般一般一般西藏16160100.00%非常丰富一般适合陕西省77570867109.46%非常丰富一般适合甘肃省69968019102.79%非常丰富一般适合青海省32231111103.54%非常丰富一般适合宁夏46444123105.22%丰富一般一般新疆4874798101.67%非常丰富一般适合资料来源：中电联国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告（四）2008-2020年全国电量平衡情况预测基于上述分析，我们认为，2020年以前中国电力平衡情况会经历先下跌后回升的态势，具体的看，在2009年以前下跌，2010年开始回升，从需求和装机增速的预测就能看出，这种利用率的回升源于需求增速高于装机增速的假设，尽管两者比历史情况都要小很多，而风电装机则会呈现连年大幅度上升的局面，但是风电装机比例始终很小，不会对全国电量总体平衡造成影响。二、风电上网电价变化分析及预测（一）现行风电上网电价制度风电行业和其他电力行业一样由发改委和电监会等多个部门监管。从管理权限的角度看，风电项目核准权在国家和地方发改委，风点上网电价审批或核准权在国家和地方价格主管部门（发改委，经委），风电运行监管权主要在电监会。定价遵循的原则是：在补偿成本基础上，加合理利润和法定税金，同时兼顾经济社会发展的要求和社会承受能力。非招标项目的定价程序是：由风力发电企业根据风电场投资建设情况向当地政府价格主管部门提出定价申请；价格部门对企业提出的调价申请进行审核，并综合考虑当地电网企业和电力用户的接受能力最终核准或审批价格。5万千瓦以下项目的上网电价由地方发改委确定，5万千瓦以上由国家发改委确定。招标项目的定价由标书确定，照协议执行。我国目前主要的风电上网电价模式有俩种：政府逐厂定价和政府招标指导价，此外近几年也出现了第三种定价方式，即固定电价。国家发改委或地方政府针对风电项目审批的电价称为政府逐厂定价，采用这种方式定价的风电场占大多数，而经过风电特许权招标形成的招标电价即为政府指导价，目前采用这一方式定价的主要是特许权经营项目，此外，部分地区例如广东省已经率先实行风电标杆电价，在燃煤机组标杆电价基础上附加一定数值，截止到2008年，广东暂定为0.689元/千瓦时。从前五期招标结果来看，政府招标指导价大多数都低于政府逐厂核准价格。（二）风电上网电价水平和变动情况2007年发电企业平均上网电价为336.28元/千千瓦时，比2006年增长1.74%。而风电机组平均上网电价较高，为617.58元/千千瓦时，进入2008年以后，发改委新核准的一批项目电价比以往要高，再加上地方政府以前核准的一些项目的电价下降不明显，总的来看，2008年所有风电项目平均上网电价保持基本平稳的态势。政府通过特许权经营的方式开发国内风力发电项目，2004-2007年共进行5期特许权招标，5期特许权招标项目共15个，开发风电场17个，总计3400MW。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告从招标电价本身的变化趋势来看，前四次的招标电价较低，主要集中在0.4-0.5元/度之间，第五次电价有所上升，全部四个项目中有三个超过0.5元/度。表1全部特许招标项目主要参数明细项目名称装机容量中标人中标电价2003年第一批江苏如东10万华睿公司0.4365广东惠来石碑山10万广东粤电0.50132004年第二批江苏如东第二风电场10万龙源电力0.519内蒙古辉腾锡勒10万北京国际电力0.382内蒙古辉腾锡勒（谈判附加）10万华电集团0.382吉林通榆10万龙源电力0.5092005年第三批江苏东台20万国华能源投资0.4877甘肃安西风电场10万黄河上游水电0.4616山东即墨王村风电场10万华电国际0.62006年第四批内蒙古包头巴音20万龙源0.4656内蒙古锡盟灰腾梁30万中广核0.42内蒙古锡盟灰腾梁（谈判附加）30万北方电力0.42河北单晶河20万中节能0.50062007年第五批内蒙古北清河风电场30万华电国际与华电香港联合体0.5216内蒙古乌兰伊力更风电场30万北京京能国际0.468河北围场御道口15万河北建投新能源有限公司0.551甘肃玉门昌马20万中节能与香港建设工程联合体0.5206资料来源：国家发改委2003年9月1日，第一批风电特许权项目在北京开标。招标项目：江苏如东风电场（100MW）和广东惠来石碑山风电场（100MW）。评标结果：江苏如东风电场，华睿公司中标，中标电价0.4365元/kWh；广东惠来石碑山风电场，广东粤电集团公司中标，中标电价0.5013/kWh。2004年9月1日，第二批风电特许权项目在北京开标。招标项目：江苏如东第二风电场（100MW）、内蒙古辉腾锡勒风电场（100MW）和吉林通榆团结风电场（100MW）。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告评标结果：内蒙古辉腾锡勒风电场，北京国际电力新能源有限公司投标联合体中标。由于风电场附近可开发范围广阔，国家发改委决定，如其他投标人同意，可以按照特许权风电场同样的条件和电价在招标风电场附近建设同等规模的风电场。经谈判，中国华电集团公司同意按照相同条件在附近开发建设另一个100MW风电场工程；吉林通榆团结风电场，龙源电力集团公司投标联合体与华能新能源环保产业控股有限公司投标联合体同时中标，中标电价为0.5090元/kWh。由于团结风电场所在区域的可开发规模约400MW，经谈判，双方将按照中标电价分别开发200MW的风电场；江苏如东第二风电场；龙源电力集团公司投标联合体中标，中标电价为0.5190元/kWh。根据现场条件，开发规模调整为150MW。2005年8月16日，第三批风电特许权项目在北京开标。招标项目：江苏东台风电场（200MW）、甘肃安西风电场（100MW）和山东即墨王村风电场（150MW）。评标结果：江苏东台风电场，国华能源投资有限公司中标，中标电价为0.5190元/kWh，经谈判，中国电力投资集团公司同意按照相同条件在附近的大丰县开发建设另一个200MW风电场工程；甘肃安西风电场，黄河上游水电开发公司中标，中标电价为0.4616元/kWh；山东即墨王村风电场，华电国际股份有限公司中标，由于项目所在地耕地较多，装机容量受到限制。经国家发展改革委批准，本项目装机容量优化为100MW，中标电价为0.60元/kWh。2006年8月16日，第四批风电特许权项目在北京开标。招标项目：内蒙古锡盟灰腾梁风电场（300MW）、内蒙古包头巴音风电场（200MW）和河北张北单晶河风电场（200MW）。评标结果：内蒙古巴音风电场，龙源电力集团公司与雄亚（维尔京）有限公司联合体(HEROASIABVICO.LTD.)中外合资投标联合体中标，中标电价为0.4656元/kWh。河北单晶河风电场，中国节能投资公司与香港建设（控股）有限公司中外合资投标联合体中标，中标电价为0.5006元/kWh。内蒙古灰腾梁风电场，中广核能源开发有限责任公司与中广核国际有限公司中外合资投标联合体、北方联合电力有限责任公司两家同时中标，中标电价为0.4056元/kWh，双方将按照中标电价分别开发300MW的风电场。2007年11月30日，第五期风电特许权项目在北京开标。招标项目：内蒙古乌兰伊力更风风电场（300MW）、内蒙古通辽北清河（300MW）、甘肃玉门昌马（200MW）和河北承德御道口（150MW）。评标结果：内蒙古乌兰伊力更风风电场，北京京能国际能源股份有限公司，中标电价为0.4680元/kWh。内蒙古通辽北清河风电场，华电国际电力股份有限公司与华电香港有限公司联合体中标，中标电价为0.5216元/kWh。甘肃玉门昌马风电场，中国节能投资公司与香港建设工程有限公司联合体中标，中标电价为0.5206元/kWh。河北承德御道口风电场，河北建投新能源有限公司中标，中标电价为0.5510元/kWh。新的风电价格政策实施一年多，有成绩也有问题，政策也在实施过程中进行了调整和完善。一些实施过程中的具体政策问题在今后还需要加以明确，来引导风电市场的良好发育，切实保障实现风电发展的战略目标。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告而近两年政府逐厂核准的电价则更高一些，从下表可以看出，基本都在0.5-0.6元/度之间。表12008年发改委关于部分风力发电项目上网电价的批复序号省份项目名称装机容量上网电价（含税）MW元/千瓦时1河北国华（河北）新能源尚义风电场三期49.50.542龙源建投张家湾风电场49.53龙源建投山弯子风电场49.54黑龙江富龙风电公司乌尔古力山风电场300.615辽宁昌图辽能协鑫风电场49.50.616昌图泉头风电场49.37龙源康平富饶山风电场49.58内蒙古阿拉善盟巴彦诺尔公风电场49.50.519乌兰察布市巴音锡勒风电场49.510通辽市宝龙山风电场49.50.5411兴安盟科右前旗风电场49.30.532512包头市达茂旗巴音敖包风电场一期项目49.50.5113包头市金州达茂百灵庙风电场二期项目49.514内蒙古乌兰察布市辉腾锡勒风电场扩建项目400.5115锡林郭勒盟灰腾梁风电场C区二期项目49.516赤峰市克什克腾旗乌套海南风场一期项目49.50.5417赤峰市翁牛特旗煤窑山风电项目49.518赤峰市高峰风电场一期项目49.319内蒙古赤峰市五道沟风电场二期项目49.30.5420通辽市国华科左中旗风电场一期49.521兴安盟突泉县牤牛海风电场一期项目49.322宁夏宁夏发电集团公司贺兰山风电场三期扩建工程20.40.5623宁夏发电集团公司贺兰山风电场四期扩建工程40.524达力斯风电公司贺兰山头关风电场一期40.525新疆国电天风发电股份公司达坂城风电三场三期49.50.5126中节能托里（达坂城）风电场三期40.527华电小草湖风电一场一期49.528山西山西国际电力公司右玉风电场41.250.6129山西国际电力公司新荣风电场49.530福建大唐漳州漳浦六鳌风电场二期450.585资料来源：国家发改委（三）未来1-2年风电电价变动趋势预测2008年，主管部门连续两次提高了电价，尽管这两次提升电价不包括风电项目在内，但是其他电源类型上网电价的上升对于风电行业上网电价上升的空间和趋势都有一定的作用。如果火电标杆电价和水电的价格普遍上涨，对于提高风电上网电价也会很有好处。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2008下半年以来，金融危机愈演愈烈，严重影响了实体经济的运行，这成为制约电力行业特别是火电行业盈利的又一重压力。因此，电力价格上调的预期更为强烈。预计在未来1-2年里，也就是在2010年以前，用电量将呈现低位徘徊的特点，同时电力价格也将有进一步的提升，当然考虑到下游行业的承受能力和经济景气程度，电价涨幅不会很大，预计从2008年9月起到2010年，平均上网电价有望上调6-8分，平均销售电价有望上调8分-1角。与此同时，这几年新审批的风电项目上网电价也有望水涨船高，提升0.1元/千瓦时左右。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第四章风电行业竞争状况分析第一节2008年风电行业集中度情况分析及预测下表中的三十家发电集团装机容量占全国的70%以上，风电则占86%以上。表12008年主要发电集团风电发电装机容量对比（并网口径）单位：万千瓦序号发电企业名称可控装机清洁能源装机风能装机集团内份额行业内份额0全国总计79253191228941.13%100.00%0三十家大型发电集团总计55704115247741.39%86.58%1中国华能集团公司85866311121.30%12.53%2中国大唐集团公司824215842152.61%24.05%3中国国电集团公司70207572884.10%32.21%4中国华电集团公司69081312380.55%4.25%5中国电力投资集团公司45711043330.72%3.69%6中国长江三峡工程开发总公司2108210850.24%0.56%7广东省粤电集团有限公司2105458100.48%1.12%8浙江省能源集团有限公司1860191-0.00%0.00%9中国神华集团公司18508020.11%0.22%10华润电力控股有限公司17407750.29%0.56%11国投电力公司145660230.21%0.34%12山东鲁能发展集团公司817660.73%0.67%13国网新源控股有限公司80380350.62%0.56%14北京能源投资(集团)有限公司688148152.18%1.68%15贵州金元集团股份有限公司644--0.00%0.00%16河北省建设投资公司63521162.52%1.79%17河南投资集团有限公司615--0.00%0.00%18江苏省国信集团51717-0.00%0.00%19中国核工业集团公司507507-0.00%0.00%20申能（集团）有限公司5020.1-0.00%0.00%21深圳市能源集团有限公司497153-0.00%0.00%22中国广东核电集团438438204.57%2.24%23华阳电业有限公司420000.00%0.00%24湖北能源集团股份有限公司41935910.24%0.11%25四川省投资集团有限公司370124-0.00%0.00%26安徽省能源集团有限公司308--0.00%0.00%27广西投资集团有限公司27617-0.00%0.00%28新力能源开发有限公司270--0.00%0.00%29江西省投资集团公司27010-0.00%0.00%30广州发展集团有限公司26278-0.00%0.00%国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告资料来源：电监会从上表中容易看出，风电装机最多的是国电集团，主要依靠旗下的龙源电力公司。第二是大唐集团，第三是华能集团，这三家就占据了68%以上的份额。随后是五大中的华电和中电投集团。这五家已经占据了76%的份额。下表是2008年三十家大型电力集团风电装机容量的集中度情况，计算的依据是2008年三十家大型电力集团风电装机容量的统计表格。前十五家集团已经占据了86%以上的产能份额，集中度比较高。表12008年中国风力发电行业装机集中度单位：万千瓦集中度风电装机容量装机容量集中度C361568.79%C568676.73%C1075384.23%C1577386.47%资料来源：证监会，世经未来整理国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第二节2008年风电行业竞争结构分析一、五力分析模型分析（一）上游供应商风电行业上游供应商主要是风电设备生产商。过去5-6年的时间中国风电行业发展速度极快，这给上游供应商带来了订单压力，同时更带来了滚滚的利润。可喜的是，国内风电设备制造商在自身努力和政策扶植的双重条件下进步迅速，市场份额日益提高。表1国内风电设备市场2008年新增容量内资外资市场分额新增容量品牌(制造商)容量(kW)占当年新增内资与合资或外资比例占当年新增总装机比例新增总计6,246,430-100%内资与合资合计4,706,930100%75.4%华锐1,402,50029.8%22.5%外资合计1,403,600100%24.6%Vestas599,70039.0%9.60%资料来源：中国风能协会表2国内风电设备市场累计内资外资市场分额累计容量品牌(制造商)容量(kW)占累计内资与合资或外资比例占累计总装机比例累计总计12,152,790-100%内资与合资合计7,506,220100%61.6%金风2,629,05035.1%21.6%外资合计4,646,570100%38.4%Gamesa1,552,50033.3%12.8%资料来源：中国风能协会从上表中的数据中能够发现，新增内资与合资份额在2008年达到75%的水平，超过了历年累计数62%的水平，反映了国产化政策执行的比较到位，国内风电设备国产化率有了明显提升的事实，这一现象对于降低风电设备价格，进而降低风电项目的投资成本和发电成本有很大的帮助，为中国今后十几年大规模发展风电铺平了道路。因此，从竞争格局的角度看，上游设备供应商的竞争对风电行业十分有利。（二）下游客户风电行业直接的下游客户是电网行业，将在相应章节介绍，而间接的下游行业国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告包括三次产业的企业客户和城乡居民客户，居民用电量比较稳定，增速也很稳定，一般在分析时不予考虑，影响电力行业的最大下游客户当属第二产业中的制造业，尤其是一些高耗能行业。例如钢铁、有色、化工和建材等。这些行业都是原材料行业，为更加下游的房地产、轻工业等提供原材料，这些基础性的行业具有投资大，周期长，产能易增不易减等特点，因此在经济周期中处于不利的地位，2008年下半年以来，随着经济形式的走弱，金属价格，建材等价格纷纷大幅下跌，导致这些原材料产业开始限产，直接影响了电力用量。总的来看，下游客户对风电行业发展带来的主要是不利影响，但是影响不大。（三）替代品风电属于不具有调节能力的可再生发电方式，在节能调度办法的规定中属于最优先调度的电源。因此，但从这个角度看，风电行业没有替代品。当然，在电网送出条件不好的地区，风电可能遭遇到其他常规电源例如水电或者火电的替代。但是，长远来看，风电行业的替代品非常少，替代品对风电行业的影响非常小。（四）潜在进入者风电行业的潜在进入者很多，这是因为，风电行业的进入门槛要比核电、水电、火电低得多。政策方面，风电行业鼓励多种资本进入，外资，民营资本都可以进入。资源方面，风电资源本身数量庞大，行业建设又刚大规模铺开，可以选择的风电场址比较多。技术方面，风电设备标准已经逐步明确而规范，技术成熟，建设和调试单位的素质也在提升，不存在太大的门槛。安全方面，风电场要比核电、火电等安全的多，不容易发生人身事故。资金方面，一个标准的5万千瓦风电场只需要5亿元左右就可以建成，远远低于大中型水火电和核电。按照国家可再生能源发展规划的要求，权益容量超过500万千瓦的发电企业在2010年和2020年的时候，必须分别保有至少3%和5%的非水电可再生能源发电装机。下表给出了2008年国内三十家大型发电集团的非水电装机数据，以及根据预测数据计算的2010年和2020年各家企业需要保有的非水可再生装机容量。考虑到生物质能发电行业的发展速度，我们预测这些非水电可再生发电装机的大部分将是风力发电机组。从下表容易看出，从三峡到国网新源，从中核集团到贵州金元，都是风电建设行业的潜在进入者，实际上三峡集团等已经开始在筹划大规模发展风电的事宜。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告三十家大型发电集团非水电可再生装机情况和权益比约束分析序号发电企业名称可控装机风电装机非水可再生装机权益3%容量权益8%容量0全国总计79253894112257.591230.120三十家大型发电集团总计55704774215247.261180.821中国华能集团公司8586112288210.601005.742中国大唐集团公司824221538207.24989.693中国国电集团公司702028833137.13654.864中国华电集团公司690838563.25302.075中国电力投资集团公司4571331063.16301.626中国长江三峡工程开发总公司21085055.80266.507广东省粤电集团有限公司210510255.49265.028浙江省能源集团有限公司1860-552.20249.299中国神华集团公司18502343.67208.5510华润电力控股有限公司17405624.51117.0511国投电力公司14563524.08114.9912山东鲁能发展集团公司81761520.6498.5713国网新源控股有限公司8035019.3292.2614北京能源投资(集团)有限公司688151619.0590.9715贵州金元集团股份有限公司644-018.4588.1116河北省建设投资公司63516015.5174.0717河南投资集团有限公司615-015.2072.5818江苏省国信集团517-015.0771.9819中国核工业集团公司507-014.9171.2020申能（集团）有限公司502-2013.1362.6821深圳市能源集团有限公司497-012.6060.1722中国广东核电集团43820112.5659.9723华阳电业有限公司4200011.1053.0124湖北能源集团股份有限公司419109.2444.1325四川省投资集团有限公司370-08.2839.5626安徽省能源集团有限公司308-08.1038.6827广西投资集团有限公司276-08.1038.6828新力能源开发有限公司270-07.8537.4629江西省投资集团公司270-112257.591230.1230广州发展集团有限公司262-215247.261180.82资料来源：电监会总之，我们认为，风带行业的潜在进入者比较多，对竞争格局影响比较大。（五）竞争者通过分析上面的表格和上章节的集中度等资料，不难发现国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告风电行业的集中度比较大，但是由于行业具有极大地发展空间，当前的集中度不能代表未来的行业格局，加之风电行业的进入门槛低，潜在进入者极多，因此行业的竞争会比较激烈，这种竞争一方面会提现在特许招标项目的激烈争夺上，也会体现在测风和圈定风电资源的领域，预计风电资源二级市场的交易价格会继续维持在高位，甚至上升。在运营环节中的竞争则相对较少。包括以上表格中的三十家发电集团在内的几乎所有发电企业都会成为这一行业中的竞争者。二、行业当前竞争特点总结总结中国风电行业各个主体的特点，我们不难发现行业当前的竞争特点。即“上游有利、下游不利、壁垒很低、存在竞争”等特点。这种情况下风电企业如果想获得较高的竞争力可以采取如下措施，首先在上游风电设备领域寻找长期合作伙伴，积极降低设备采购价格，减少设备价格波动对风电行业的影响，重同时重视采用先进的管理技术，降低风电场的运营管理水平，提高发电设备运行的水平，增强竞争力和对下游电网的主导力。反过来说，采取的这些措施的电力企业其发展前景会更好。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第三节2008年风电行业生命周期分析如下图所示，和水电一样，风电等行业也不会出现明显的衰退期，因为其可再生能源的属性，按照每年500万千瓦的开发速度再有30-50年左右的时间中国的风电资源就基本开发殆尽，行业也随之进入饱和期，在此之前，风电行业发展速度也将十分可观。图1风电和其他新能源行业生命周期图市场需求特征：目前电网企业收购风电主要是政策的推动，大部分电网都要通过可再生能源附加来弥补风电带来的成本增支，就目前的情况来看，这笔数值为60亿元左右的附加，总体上能够支持全国可再生能源项目运作。未来随着风电成本的降低，风电市场需求情况将会更好，当然因为电网安全等问题，风电在电网购电中还将有一个份额上线。竞争特征：由于风电质量不稳定，电网企业接入风电的比例也有一定限制，目前5%的风电比例还算比较稳定，另外风电成本也比水电、火电和核电更高，风电行也竞争力短期内仍然最低，但是随着风电的大规模发展，其成本一定会降低，届时其竞争力就会大大提高。生产特征：风电质量要比核电和有调节能力的水电差一些，这主要源于风力本身的季节性和不确定性。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第五章2008年风电行业产业链分析第一节电力行业产业链介绍电力行业的产业链如下图所示，最左侧是燃料和其他一次能源，中部方框中的是发电和电网行业，具体细分了各种电源类型和供电局所有制类型，方框右侧是上游的电力设备行业，下方是用电行业。这些行业通过各种箭头串联在一起。图1电力行业上下游产业链关系图国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第二节上游风电设备行业运行分析经过2008年的迅猛发展，国内风电设备制造行业趋于稳定，从份额上看，一部风电设备企业退出了排行榜，例如2007年产量靠前的海装、华创和南车时代在2008年均排在靠后的位置，前几名的产量情况也有了明显的变化。目前国内风电设备市场的集中度降低。根据风能设备协会的统计数据，国内风电机组制造商共有67多家（2007年为40家）。很多厂商都会在2009年、2010年进入小批量生产阶段，我们认为2009-2010年风电整机设备的市场集中度会降低。表12008年主要内资和合资风电设备厂商简称全称北重北京北重汽轮电机有限责任公司东汽东方汽轮机公司航天安迅能南通航天万源安迅能风电设备制造有限公司华锐华锐风电科技有限公司金风金风科技股份有限公司明阳广东明阳风电技术有限公司上海电气上海电气风电设备有限公司湘电湖南湘电风能有限公司新誉江苏新誉风力发电设备有限公司运达浙江运达风力发电工程有限公司远景江阴远景能源科技有限公司资料来源：中国风能协会正如我们在2008年报告中预测的那样，华锐风电首次登上了第一的位置，占新增总装机的22.5%，这得益于华锐的：1）积极的市场获取能力；2）和发改委良好的关系；3）配套能力强，产能扩张快。东方汽轮机的市场份额上升明显，由2007年6.7%上升到2008年的16.9%。我们认为东汽的1.5MW机组在国内运行最为稳定，其雄厚的机电设备制造底蕴以及与发电集团的关系仍能支持其市场份额进一步上升。金风科技2009年的市场份额退居为第二，主要是因为金风科技2009年的MW级直驱机型质量不太稳定，使得MW级的产量以及订单量都不太理想。不过这些问题目前已经有了明显的改观。运达和上海电气分列4-5名。湘电有所进步，而明阳进步明显。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2008年主要内资和合资风电设备厂商产量统计制造商容量(kW)占当年内资与合资制造商比例占当年新增总装机比例华锐Sinovel1,402,50029.71%22.45%金风Goldwind1,131,75023.98%18.12%东汽DEC1,053,00022.31%16.86%运达Windey233,2504.94%3.73%上海电气Sewind178,7503.79%2.86%明阳Mingyang174,0003.69%2.79%航天安迅能150,0003.18%2.40%湘电XEMC120,0002.54%1.92%新誉NewUnite73,5001.56%1.18%北重BEIZHONG60,0001.27%0.96%其他Others143,6803.04%2.30%合计Total4,720,430100.00%75.57%资料来源：中国风能协会从外资厂商的角度看，竞争格局变化不大，主要还是以下五家生产商，丹麦的vestas公司超越了西班牙gamesa公司位居2008年外资风电设备厂产量第一名，生产了近60万千瓦的风机。GE公司以微弱的优势保住了第三名的位置，而德国Nordex公司超越了印度Suzlon集团，位居第四名，照其如此快速的发展势头，未来1-2年可能会超越GE进入外资设备三甲名单。表12008年主要外资风电设备厂商产量统计制造商容量(kW)占当年外资制造商比例占当年新增总装机比例Vestas599,70039.30%9.60%Gamesa508,30033.31%8.14%GE145,5009.53%2.33%Nordex144,0009.44%2.31%Suzlon128,5008.42%2.06%合计Total1,526,000100.00%24.43%资料来源：中国风能协会在2008年新增市场份额中，中国内资与合资企业产品占75.4%（其中内资为73%，合资为2.4%）。外资企业产品占24.6%。从2004年中国的风电市场快速启动以来，许多国内企业纷纷通过技术转让、联合开发等形式进入风电整机的制造领域，内资的风电整机厂商的市场份额快速增加。根据风能设备协会的统计数据，截至2008年10月，内资风电机组制造商共有67多家（2007年为40家）。从技术水平来讲，内资和外资的水平也在逐步缩小。我们判断2009、2010年内资企业的市场份额会进一步增长到85%和95%，而2010年之后风电整机厂商将逐步出口海外。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2006-2008年主要风电设备厂商产量统计单位：MW，%200620072008排名厂家名装机占比厂家名装机占比厂家名装机占比1金风44533.4金风83025.1华锐1,40322.52Vestas31223.4华锐68020.6金风1,13218.13Gamesa21315.9Gamesa56017.0东汽1,05316.94GEWind17012.7Vestas36911.2Vestas6009.65华锐755.6东汽2226.7Gamesa5088.16航天安迅能503.7GEWind2136.4运达2333.77Nordex272.1Suzlon2066.2上海电气1792.98运达201.5运达652.0明阳1742.89Suzlon130.9Nordex561.7航天安讯能1502.410东汽90.7航天安迅能511.5GEWind1462.3其它20.2其它241.6其它66910.7合计1,334合计3,275合计6,246资料来源：中国风能协会国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第三节上游风电建设施工行业风电建设施工行业对于风电行业来说非常重要，是风电成本中的一大部分。风电行业的建设流程基本是运营商选定厂址，采购设备，首先进行土建施工，包括基座施工，变压器槽开挖等，土建基本完成以后，再把订购的设备运进场地，开始安装设备，同时开始各种输电线路的工程，最后设备安装就绪以后，输变电线路也接通，然后进行调试，最后并入电网，投入商业发电运营。表1建设进度统计风电场规模土建施工周期（月）设备安装周期（月）设备调试时间（月）5万3-44-54-510万6-86-87-8资料来源：专家访谈，项目走访施工周期根据总规模的不同而不同，通常受设备到货进度、气候、地方政府支持力度等方面影响较大。施工单位的人员和设备投入也是影响进度的因素之一，通常5万千瓦风场的施工人数为200-400人，主吊车一台，辅吊车两台，月均吊装1万千瓦。吊装一台机组短则2-3天，长则4-5天，主要受风速，地形和施工熟练度影响。从建安成本上来看，下表包括了三省、两种单机容量国内外型号机组的建安成本实例。样本数量不多，但是有一定的代表性。表2项目建安成本案例风电场地区装机明细安装成本建筑成本总安装成本其中吊装成本总建筑成本其中风机基础其中土建材料吉林长岭58*G58-8503480万1420万2830万1500万1480万北京官厅33*S77-15003230万1155万4740万3190万3100万河北承德33*S15002330万670万2430万1400万1300万吉林乾安58*G8502960万1200万3660万2260万2120万资料来源：专家访谈，项目走访从吊装工艺上看，目前国内风机吊装可以分为塔桶吊装、机舱吊装、叶片轮毂的组装和吊装几个部分。目前塔桶吊装必须按部就班，自下而上，逐级吊装。塔桶完毕后再吊装机舱。最后将叶片和轮毂在地面组装好后再整体吊装。目前，尚且没有发现空中组装叶轮和塔桶的案例。从施工质量的角度看，各省风电施工通常由各省的电力施工和建设单位完成，大部分施工单位有多年的电源和电网施工经验，质量通常都能够保证。截至到2008国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告年底，风机停运的主要原因是风机故障，尤其是其中的齿轮箱故障，而因为土建质量不合格导致停运比较少。因此，投资商只要在选择承包施工单位时把好关，工程建设质量也不是严重的问题。另外，在已知的项目样本中，风电厂项目没有获得鲁班奖的先例，很少一部分能够获得部优奖，而省优奖稍多一些。目前没有这个领域的权威统计机构和可靠的统计数据。总的来看风电建设安装行业对风电行业的支持较大，约束较小，发展迅速，前途值得期待。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第四节电网行业发展情况分析一、行业规模同火电的情况类似，电网行业在经济危机中也承受的较大的压力。这同样是因为化石燃料成本上涨和财务费用上涨的压力中的很大一部分通过火电行业传导到电网行业中来，就拿2008年的两次电价上调来说，第一次上网电价和销售电价均有所上调，第二次直调整了上网电价而没有调整销售电价，这意味着电网企业的购电成本大增而销售收入不变，从利润分配的角度来看，这样做相当于把电网企业的部分利润度让给火电企业。表12003-2008年电网行业规模指标情况单位：亿元总资产销售收入资产增长收入增长利润总额利润增长200410201.747121.236.6924.98115.38108.95200517920.9310477.144.0622.76322.1636.67200621341.9312992.318.1121.65520.3572.772007.1123259.0413840.6010.5219.8698.9778.902008.1124027.1215799.913.0812.83284.57-57.19资料来源：国家统计局结合数据来看，2004-2008年间，电网行业利润总额从开始的不到120亿亿元增加到2007年的700多亿，但是这种势头被2008年的煤价飞涨所打断，预计到2008年底电网行业利润微薄甚至微亏。二、供求状况表22008年电网行业供求指标情况单位：亿度时间供电量售电量2008-2-284564.234416.082008-3-317021.636640.162008-4-309528.909031.342008-5-3112131.4111448.072008-6-3014751.3513926.392008-7-3117629.9416507.362008-8-3120470.9719181.912008-9-3022994.5021629.142008-10-3025421.2923938.292008-11-3027692.4126077.952008-12-303043828418国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告资料来源：中电联国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告三、财务情况从历年电网行业的财务数据变化趋势来看，2008年1-11月的表现可以说是5年来非常差的水平，资产报酬率降低到只有2.61，与2004年几乎相当。负债率增长较快，达到了55%，亏损面也上升到近18%，除了购售电价差额缩小带来的不利影响外，上半年的自然灾害对电网也造成了巨大损失。行业利息保障倍数小于2，短期偿贷情况有恶化的风险。发展能力指标也不容乐观，资产几乎没有增长，而去体现企业盈利能力的利润总额在大幅度减少。总之，电网行业在2009年上半年将继续呈现这种局面。表12004-2008年电网行业主要财务指标对比分析2008年11月2007年11月2006年2005年2004年盈利能力销售毛利率（％）4.886.706.676.267.25销售利润率（％）1.805.054.013.071.62资产报酬率（％）2.614.293.452.822.36偿债能力负债率（％）55.5447.0947.2848.3064.53亏损面（％）17.2616.1814.5516.5820.86利息保障倍数（倍）1.984.233.422.761.92发展能力应收帐款增长率（％）5.762.98-5.90-20.85-18.19利润总额增长率（％）-57.1978.9072.7736.67108.95资产增长率（％）3.0810.528.114.066.69销售收入增长率（％）12.8319.8021.6522.7624.98营运能力应收帐款周转率（％）40.5240.9343.4833.2621.38流动资产周转率（％）5.114.834.553.542.87资料来源：国家统计局四、运行特点从历史数据来看，我国的电网行业面临一些挑战，首先是增速慢，这体现在投资增速、投产速度上。电网资产增速多年平均都不超过10%。电网行业具有的另一个重要特点是投资大，报酬率低，从近5年来电网行业资产报酬率上能看出这样的特点。预计未来几年，电网行业将会继续保持这样的特点。我国电力行业投资一直重电源轻电网，电费方面，电网输配费占比也偏低，这导致了电网行业建设进度落后于电源建设，每年季节性用电高峰时总会出现由于电网瓶及导致的局部窝电现象。近两年来，国家明显鼓励电网行业的发展，投资额逐年大幅增加，电网行业将会出现较快发展的局面，电网输配电能力不足的局面有望在未来几年内逐渐扭转。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告从不同规模电力供应企业来说，由于电网行业具有沉淀成本和规模经济的特点，因此大型电网企业在电网行业具有较大的经营优势。从不同所有制电力供应企业来看，国有企业的绩效明显好于其他所有制企业，外资企业由于在政策上受限制较多不适合进行投资，目前外资也没有进入电网企业。五、发展趋势就历史情况来看，华北区域电力供应企业盈利能力强。利润增长好于全国平均水平的有北京、内蒙、天津、吉林、河南、湖南、山西、甘肃、重庆、湖北、黑龙江；广东、北京、江苏、山东在销售收入规模上排名靠前；北京、广东、宁夏在盈利能力上的表现高于全国平均水平。经济减速对出口依赖程度较大的省份影响较大，例如广东、江苏和山东等，这些地区的电网售电量将会受一定程度的影响，程度不会很大，不会危及到企业的换贷能力。另外，从电网等级上来分，特高压网架的建设进度也不大会受经济低迷的影响，例如四川和云南水电外送工程，宁夏、陕西等火电外送工程，安徽皖电东送相关工称等等。跨区联网工程也会获得较快的发展。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第六章2008年风电行业财务状况分析第一节2008年风电行业三费变化情况进入2008年以来，风电和其他新能源行业的成本出现大幅的上升，其中主要体现在主营业务成本和三费的变化中。如下表所示，2008年底我国风电并网装机接近900万千瓦，2008年新增吊装容量600万千瓦，而且有加速发展的趋势。受投资大幅增加的影响，2008年风电行业的成本费用水平较高，尤其是利息费用大幅增加，这也是2008年行业收益水平下降的重要原因。表12004-2008年风电和其他新能源行业三费变化情况单位：亿元，%年份销售收入同比销售费用同比管理费用同比财务费用同比200412.8546.140.02-57.10.5428.410.9112.84200526.0840.720.7811.781.4510.511.8214.15200642.6589.020.65-17.292.0760.953.42103.732007.1178.2172.570.4648.612.4648.018.15128.542008.11136.4762.471.25114.474.7454.0716.4575.98资料来源：国家统计局从增速上看，财务费用增速自2007年以来出现了下降的态势，主要是因为2008年中后期我国的利率政策得以调整，基本进入降息通道，风电行业因此收益。而销售收入增速则低于财务费用的增速，虽然有下降的趋势但是降幅不明显，而销售费用虽然增速高，但是绝对值非常小，总的来看，2008年三费增速回落，环境改善。图12004-2008年风电行业三费同比增速图从份额上来看，风电行业三费近年以来一直保持上升的趋势，尤其是财务费用比例最大，增速也最大，2008年底已经达到了12%以上的高位。而管理费用的份额国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告增速相对慢一些，达到了3.5%的水平，销售费用还不到1个百分点。预计这种趋势将至少保持到2010年，因为近期装机增速高，利息费用非常庞大。图12004-2008年风电行业三费比重变动图国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第二节2008年风电行业经营效益分析一、行业盈利能力分析从盈利能力来看，风电行业销售毛利率继续提升，2008年全年维持在23%以上的水平，在各种主要电源中，仅次于核电和水电的水平，远高于火电。主营业务收入扣除主营业务成本和三费之后为销售利润，这一利润率略有下降，但是仍然保持在10%左右的水平，这直接反映了三费增速对行业利润的侵蚀作用。从资产报酬率上看，3.9%的水平也基本和过去4年持平。预计到2009年底这一指标基本不变。表12004-2008年风电行业主要盈利能力指标对比分析2008年11月2007年11月2006年2005年2004年销售毛利率（％）23.0519.0827.3023.6922.43销售利润率（％）9.9210.2016.0210.7013.74资产报酬率（％）3.914.445.082.684.12资料来源：国家统计局总之，在降息的利好作用下，预计风电行业以利息为主的三费将会继续保持明显的回落，这对于提升行业的利润水平作用较大，但是设备造价上升，建设成本的提高又给行业利润带来额外压力，两种力量的消长将会直接决定未来1-2年的行业盈利能力，投资成本下表给出了平均数，850级别以进口机组为主，1500级别包括国产机组和进口机组。同样容量的机组，通常进口机组较为昂贵。国内厂商中，又以华锐1500更为便宜，主要由于生产规模较大，目前华锐的订单安排很满，新订单交货期在09年下半年以后。850机组供应商以Gamesa和Vestas为主，可靠性较高，但考虑综合造价以后，850相对于1500也没有很大的价格优势。表22008年风机1500型采购价格统计机型金风S82华锐FL77MYl.5se单机容量（kw）150015001500风电场规模（万千瓦）4.954.954.95采购价格（元/千瓦）6600-68006100-64006200-6500资料来源：招投标文件表32008年风机850型采购价格统计机型Vestas52-850Gamesa58-850单机容量（kW）850850风电场规模（万千瓦）4.934.93采购价格（元/千瓦）7000-73007200-7400资料来源：招投标文件国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告表12006-2007年主设备采购价格统计项目型号价格风机主机850KW5000-6300元/千瓦1.5MW5500-7000元/千瓦塔筒-13500-15500元/吨箱变35kV/0.69kV32-35万元/台主变220kV/35kV680-950万元/台110kV/35kV470-520万元/台资料来源：电监会，发改委，专家访谈从上面表格的对比中不难发现，过去三年以来，风机主机价格有不断攀升的势头和动力。这对未来几年风电行业成本的控制带来很大的压力。长期来看，随着风电设备行业的高速发展，国内风电设备供不应求的形势将会缓解，届时风机价格下降才比较有可能出现。这可能需要3-5年的时间。综合考虑各种因素，我们初步的判断是乐观的，即未来1-2年里风电和其他新能源行业的资产报酬率有望稳定在4%的水平，抛开其他新能源对风电的拖累作用，只算风电的资产报酬率应该更高一些。二、行业营运能力分析从营运能力来看，风电行业的平均水平变化不大，应收账款周转率和流动资产周转率都保持在较高水平，虽然同比略有下降。风电总资产周转率也逼近16%的水平，低于过去几年平均水平。表22004-2008年风电行业主要营运能力指标对比分析2008年11月2007年11月2006年2005年2004年应收帐款周转率（％）7.958.886.695.938.78流动资产周转率（％）1.241.381.410.881.23总资产周转率（％）16.3119.7621.1215.2019.77资料来源：国家统计局这主要是因为风电行业在电网电厂电费结算方面相对弱势，2008年不少风电企业反映当地电网存在一些不按时结算，不全额上网的例子，而且风电电费超过当地燃煤电厂标杆电价的部分需要在全国各网之间找平衡，利用可再生能源附加基金来补平，这也需要一定的操作时间，进一步影响了风电行业回款周期，使得风力行业营运能力在经济危机中有所下降。三、行业偿债能力分析从偿债能力来看，风电行业的平均水平和以往基本持平，综合负债率继续保持在67%的合理水平，比2007年的水平略有增高。亏损面也略有提升，还不到2005年的的近期高点。这主要是因为风电行业虽然不需要大宗燃料，国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告但是在人员工资、备品备件，维修检修等对短期贷款的需求较大，而随着还贷期的不断延续和新电厂的不断建设，风电行业的负债率有进一步上升的压力。从利息保障倍数上看，2008年1-11月的水平也创造了5年来新低，虽然也接近2倍的水平。这个数据凸显出风电行业资金链基本充裕但是也面临一些压力的情况，预计这一局面至少会持续到2009年末期。表12004-2008年风电行业主要偿债能力指标对比分析2008年11月2007年11月2006年2005年2004年负债率（％）67.6167.0063.8065.7957.49亏损面（％）24.0818.6910.2925.9323.08利息保障倍数（倍）1.821.983.002.542.93资料来源：国家统计局四、行业发展能力分析从发展能力来看，风电行业的平均水平上升非常明显，应收帐款增长率大幅度提升，利润总额虽然增速大大回落，但是绝对值也在38%以上，相当可观。而且随着风电投资的加速进行，全行业资产增长率继续保持在高位，增速甚至攀升到70%的高位，这和2005年的情况类似，反映了行业投资者信心很足，发展前景乐观。表22004-2008年风电行业主要发展能力指标对比分析2008年11月2007年11月2006年2005年2004年应收帐款增长率（％）70.2742.0843.9111.828.74利润总额增长率（％）38.7680.80104.32128.03266.70资产增长率（％）70.4765.6938.0390.1423.54销售收入增长率（％）62.4772.5789.0240.7246.14资料来源：国家统计局从收入增长率上看，由于机组大幅增加提高了基数，收入增速有所回落，但还是增加了62%，反映出行业的市场在稳定增长，行业的供给能力也在稳定增长。不论是长期还是短期，风电行业的发展能力都非常强。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第三节2008年风电行业财务状况总体评价综合以上的分析，我们能够得到如下的结论，目前由于电力行业的需求疲软，未来几年内难以恢复过去几年的高增长，但是这种不利的情况基本不会对风电行业造成太大压力，因为风电行业发电量全额上网，会受电网接入条件的影响，但是基本不会受到调度的影响。表12004-2008年风电发电行业主要财务指标对比分析2008年11月2007年11月2006年2005年2004年盈利能力销售毛利率（％）23.0519.0827.3023.6922.43销售利润率（％）9.9210.2016.0210.7013.74资产报酬率（％）3.914.445.082.684.12偿债能力负债率（％）67.6167.0063.8065.7957.49亏损面（％）24.0818.6910.2925.9323.08利息保障倍数（倍）1.821.983.002.542.93发展能力应收帐款增长率（％）70.2742.0843.9111.828.74利润总额增长率（％）38.7680.80104.32128.03266.70资产增长率（％）70.4765.6938.0390.1423.54销售收入增长率（％）62.4772.5789.0240.7246.14营运能力应收帐款周转率（％）7.958.886.695.938.78流动资产周转率（％）1.241.381.410.881.23总资产周转率（％）16.3119.7621.1215.2019.77资料来源：国家统计局从历年风力发电行业的财务数据变化趋势来看，2008年1-11月的表现可以说没有受到任何影响，资产报酬率高达3.91%的水平。负债率变动也不大，保持在67%左右的水平，基本上处于历年平均水平，亏损面有所增加，达到24%，但也在平均水平上下。利息保障倍数略有降低，达1.82，短期偿债情况正常。发展能力指标也比较乐观，各项指标均有大幅度的提升，利润增速虽然有所降低，但是绝对值仍然很大，而且随着中国进入降息周期，风力发电行业的财务费用也会大幅度下降，风力发电行业的利润也将会更加具有吸引力。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第七章2008年风电行业区域发展情况分析第一节2008年风电行业区域分布特点及变化一、企业分布情况从分布上来看，华北和东北地区的风电装机比较多，而且增速飞快，2007全国风电装机超过百万千瓦的省区仅有内蒙古一家，而到了2008年，这一数据已经上升到了4个，分别是辽宁、河北和吉林，而同为东北的黑龙江省以80多万千瓦的容量排在底5位，第二集团以华东沿海省份和西北地区为主。代表性的地区是江苏、山东、甘肃和新疆等地。表12004-2008年各省区风电装机容量分布和变动趋势（吊装口径）单位：千瓦省区2004累计2005累计2006累计2007累计2008累计内蒙古135140165,740508,8901,563,1903,735,440辽宁126460127,460232,260515,3101,249,760河北35050108,250325,750491,4501,110,700吉林30060109,360252,710612,2601,069,460黑龙江3630057,350165,750408,250836,300江苏00108,000293,750648,250甘肃5220052,200127,750338,300636,950新疆113050181,410206,610299,310576,810山东3356583,850144,600350,200572,300宁夏55250112,950159,450355,200393,200广东86390140,540211,140287,390366,890福建1280058,75088,750237,750283,750浙江3445034,15033,25047,350194,630山西0005,000127,500云南000078,750北京00049,50064,500海南87558,7008,7008,70058,200河南0003,00050,250江西000042,000上海490024,40024,40024,40039,400湖北00013,60013,600重庆00001,700湖南0001,6501,650香港0800800800800全国（除台湾省）7643701,265,9102,598,8105,906,36012,152,790数据来源：中国风能协会国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告风电装机方面，风能协会的数据比较权威，而在企业数量方面则以国统局为准，风电行业企业数量众多，但是通常规模都比较小，列入国家统计局统计的都是销售收入超过500万元的规模以上企业，到2008年底，规模以上的风电和其他新能源企业数量接近200家，这些企业以风电企业为主，另外还有部分生物质能发电厂，这主要是因为前几年此类电站数量少，容量低，因此合并到4419的条目下统计，预计下次统计条目修订时有可能将其拆分开来。总之，下表中的数据变化基本能够反映风电行业整体规模的变化趋势和分布。表12004-2008年各地区风电和其他新能源企业分布和变动趋势华北东北华东中南西南西北总数2004671381439200599181113512006914231417682007.1122223616291072008.1145366628214191资料来源：国家统计局全国六大行政区域中，除了西南偏少以外，其余地区均比较多，这从风能资源的分布上也可以看出部分原因。西南地区风能资源相对少很多。二、资产分布情况从资产分布上来看，全国800亿元风电资产主要分布在华北、东北和华东地区，这些地区资产过百亿，其余三个地区少的只有不到10亿，多的也不到白衣。从资产分布上可以看出风电和风能资源分布以及当地经济发展都有密切的关系，华北和东北地区有环渤海经济圈而且风能资源丰富，华东地区有长三角经济圈而且沿海风能资源非常丰富，这是上述三个地区风电装机较多，发展较快的主要原因。近年来随着甘肃、新疆和宁夏等地风电的开发，西北地区的资产增速比较快，潜力非常巨大。表22004-2008年各地区风电和其他新能源企业资产分布和变动趋势单位：亿元华北东北华东中南西南西北总数200411.2411.3822.1510.940.009.2764.98200520.9316.0856.5527.460.0042.63163.65200646.5626.0570.4034.110.0024.78201.902007.11120.0651.30157.5326.840.4039.73395.872008.11317.85127.96253.4645.094.6787.76836.78资料来源：国家统计局三、销售收入分布情况从收入分布上来看，截止到2008年11月，全国近140亿元风电收入主要分布在华国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告北、华东和东北地区，这些地区收入都超过10亿，特别是前两个，均超过40亿，其余三个地区都在10亿以下。影响收入分布的，除了资产分布以外，还有风电上网电价水平。华东地区经济发电，风电上网电价水平很高，因此他们的收入是各区域中最高的。华北则相对低一些，西南和西北电价水平很低，因此，这两个省份和其他省区在收入上的差距要比资产上的还大一些。表12004-2008年各地区风电企业销售收入分布和变动趋势单位：亿元华北东北华东中南西南西北总数20040.952.226.472.200.001.0212.8520052.083.2810.845.590.003.4825.2720064.054.8621.979.600.002.1742.652007.1116.118.4842.115.710.475.3378.212008.1140.7717.4061.047.190.449.63136.47资料来源：国家统计局国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第二节2008年华北地区风电行业发展情况一、区域在行业中的规模及地位变化华北地区在风电行业中的地位十分重要，其资产份额越来越大，逼近了全行业资产的38%，这种优势从2006年开始建立，一直强化并且保持到2008年。而地区收入份额也有相应的上升，利润份额则大幅度上升。从利润份额高于资产份额上看出地区风电行业的资金利润率高于全国平均水平，而收入份额最低表明地区风电行业的成本费用控制的好，能在有限的收入空间中挤压出较多的利润。总的来看，地区在风电行业中的地位有不断强化的趋势。表12004-2008年华北地区风电和其他新能源行业规模地位和变动趋势年份全行业总收入（亿元）区域销售收入（亿元）资产份额收入份额利润份额200412.850.9517.307.3610.31200525.272.0812.207.9919.72200642.654.0523.069.4910.472007年1-11月78.2116.1130.3320.6032.842008年1-11月136.4740.7737.9829.8841.42资料来源：国家统计局二、区域行业运行状况分析分省来看，地区风电分布也非常不均匀。北京的风电主要是官厅风电场一期和二期工程，截止到2008年底已经累计吊装了6.5万千瓦，距离总的10万千瓦还差35%的进度。北京官厅风电场二期工程为北京市2009年重点建设项目，项目建设地点位于延庆县官厅水库北岸，建设规模及内容为建设风电场49.5MW（33台×1.5MW）。预计2009年底的时候，官厅项目可以完工。表22004-2008年华北地区分省风电装机容量（吊装完成口径）单位：千瓦2004累计2005累计2006累计2007累计2008累计全国76437012651102598010590556012151990北京市00049,50064,500天津市00000河北省35050108,250325,750491,4501,110,700山西省0005,000127,500内蒙135140165,740508,8901,563,1903,735,440华北区17019027399083464021091405038140数据来源：中国风能协会国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告天津风电设备行业发达，近3年间，天津市风电行业从无到有，从少到多，现在从事风电主机、主要部件以及为主机配套的企业已有近60家。成为了北方一个重要的风电设备供应中心。天津尚无风电场，但是已经有项目在筹备。2008年，天津大港区与国电华北电力有限公司签订风电合作开发协议，合作建设总投资约10亿元人民币的风力发电项目。该项目规划容量为100MW，分两期建设，一期工程预计2010年底投产发电。2008年9月份已经建设一座100m高拉线型测风塔，10月份正式开始测风。该项目全部投产后，以机组年利用小时数2000小时测算，年上网电量约为2亿千瓦时，可实现年产值约17000万元。除了北京和天津以外，山西省的风电装机也停留在10万千瓦左右的量级，其他两个省份内蒙古和河北则是全国举足轻重的风电大户。内蒙装机逼近400万，河北也超过了100万。发展势头迅猛。表12004-2008年华北地区风电和其他新能源行业财务运行情况和变动趋势财务指标2004年2005年2006年2007年1-11月2008年1-11月销售毛利率54.5669.8159.4918.1925.92销售利润率19.2526.4017.6816.2613.75资产报酬率1.833.382.634.233.40负债率57.9163.1376.3467.8468.97利息保障倍数8.874.482.412.292.30利润总额增长率19.51141.3129.71164.2676.25流动资产周转率0.630.920.711.251.10资料来源：国家统计局从财务指标上来看，2008年1-11月份，华北地区销售毛利率同比回升，这主要是由于风电电价有所提升所致，全国均有此特点，只是华北地区比较明显而已。对比之下行业销售利润率和资产报酬率均有一定幅度的下降，而负债水平则进一步升高，高于过去2两年的水平，直逼2006年的高点。利息保障倍数则变动不大，这反映出华北地区风电企业资金链比较宽松，流动负债水平正常的特点。总之，华北风电企业短期偿债能力正常，盈利能力受成本上升影响有一定程度降低，营运能力则保持正常水平，期待未来几年内地区风电行业能够继续快速稳定发展。三、区域行业发展趋势预测华北地区风电行业的特点是风电资源好，资源多，发展潜力极大，电价水平适中，距离用电负荷中心距离适中，适合大规模开发风电。从装机上看，内蒙和河北必然仍将是装机主力，北京、天津和山西作为补充，主要需要关注的问题是内蒙风电的消纳问题，随着高速发展，内蒙装机很快将会逼近千万千瓦的规模，占网内统调容量的很高比例，电网安全和电能消纳等问题都是国内各区域中最先要面临的。就行业发展国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告的时间表来看，我们认为，2009年以后随着各项成本的降低，本地区风电行业各项财务指标均会有更好的表现。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第三节2008年东北地区风电行业发展情况一、区域在行业中的规模及地位变化东北地区的风电行业在行业中居于比较重要的地位，其资产份额平均能到到15%的水平，到2008年11月，这一份额只有15.29%的水平，这反映了从2005年开始，直到进入2008年这段时间，东北地区风电行业投资速度远远快于全国平均水平，导致地区资产份额上升，同样的趋势也发生在收入和利润份额上。从利润和资产份额对比上看，东北地区风电行业资金利润率水平和全国水平持平，从收入份额和利润份额的对比来看，东北地区的成本费用水平较低。表12004-2008年东北地区风电和其他新能源行业规模地位和变动趋势年份全行业总收入（亿元）区域销售收入（亿元）资产份额收入份额利润份额200412.852.2217.5117.2636.33200525.273.289.3712.5624.41200642.654.8612.9011.3912.672007年1-11月78.218.4812.9610.8410.482008年1-11月136.4717.4015.2912.7515.57资料来源：国家统计局二、区域行业运行状况分析东北地区的风电装机容量非常大，而且分布相对均匀，东三省装机都比较多，辽宁和吉林均超过百万千瓦，黑龙江也超过80万千万，整个东北地区风电装机超过300万千瓦，而且增速连年超过100%。东北地方政府有关部门提出了建设东北“风电三峡”的规划思路。按政府有关部门的规划，东北电网在未来几年内，将陆续建成赤峰、通辽、白城等多个百万千瓦级风电基地。由于风电的不确定性和总体上的反应调峰特性，已给东北电网运行带来许多问题。主要表现在电网调峰、调频和电源安排异常困难，系统安全稳定问题十分突出，控制措施难以制定，系统电压难以控制等。表22004-2008年东北地区分省风电装机容量（吊装完成口径）单位：千瓦2004累计2005累计2006累计2007累计2008累计全国76437012651102598010590556012151990辽宁省126460127,460232,260515,3101,249,760吉林省30060109,360252,710612,2601,069,460黑龙江省3630057,350165,750408,250836,300东北区19282029417065072015358203155520国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告数据来源：中国风能协会为促进风电与电网协调发展，东北公司从五方面入手，以最大限度地接纳风电上网。一是协调做好风电发展规划；二是制定技术标准和运行管理规定；三是研究在风电场装设风力发电预测预报系统和发电出力调控系统；四是综合运用管理措施；五是解决入网后的电量消纳和电价问题。介于许多欧洲国家尤其是一些北欧国家风电比例远超过10%这一水平，相信通过各种措施的调控，东北地区风电上网的一些问题将不会成为地区风电发展的主要障碍。表12004-2008年东北地区风电和其他新能源行业财务运行情况和变动趋势财务指标2004年2005年2006年2007年1-11月2008年1-11月销售毛利率41.2127.7230.0324.5627.59销售利润率28.9320.7917.839.8512.12资产报酬率7.385.854.784.263.45负债率68.9561.8361.5963.2565.89利息保障倍数4.253.623.281.722.09利润总额增长率5.474.5820.0416.72173.44流动资产周转率1.761.381.541.170.90资料来源：国家统计局从财务指标上来看，2008年1-11月份，东北地区销售毛利率小幅度上升，这主要是由于风电上网电价提升所致，全国均有此特点，东北地区上升幅度小于华北地区。同时，地区销售利润率相应上升，资产报酬率却有一定幅度下降，地区负债水平基本持平，高于过去3两年的水平，突破了65%的高位。利息保障倍数也略有上升，超过了2倍，这反映出东北地区风电企业资金链相对宽松的特点，总之，东北风电企业短期偿债能力相对正常，盈利能力有所增强，营运能力则保持正常水平。东北地区风电装机增速快，比例高，距离用电负荷中心近，区域电力运营情况和全国平均水平类似，预计未来几年内行业能够有更好的表现。三、区域行业发展趋势预测东北地区作为老工业基地，其电力行业和电力市场的特点是用电量适中，但重工业尤其是高耗能工业用电比例特别大，电源结构不甚合理，燃煤电厂比例较高，经济发展水平一般，平均电价水平一般。东北地区风电资源丰富，具备大规模建设风电场的条件，而且在风电入网方面，东北地区也有自身的优势，对电网的要求也要比华北内蒙古地区有优势，截至2009年1月底，东北电网全网已签订并网调度协议的风电容量549万千瓦，实际已投运容量339万千瓦。风电并网运行容量已接近电网最大发电容量的10%。预计到2009年底，风电容量将达到754万千瓦。我们认为，随着东北地区2009年下半年开始的经济回暖，风电行业的各项财务指标均会有更好的表现。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第四节2008年华东地区风电行业发展情况一、区域在行业中的规模及地位变化华东地区在风电行业中的地位十分重要，其资产份额连年在三分之一左右，这种优势从2004年开始一直保持到现在，进入2007年以来，华东地区资产份额仍然高达40%，收入份额更是达到了54%，但是进入2008年以来，华东地区的资产份额降低到30%，为历史最低水平，而利润份额也降低到不足30%的水平。平均地来看，地区行业规模大，份额高，但是份额在下降，地位在逐步弱化。表12004-2008年华东地区风电和其他新能源行业规模地位和变动趋势年份全行业总收入（亿元）区域销售收入（亿元）资产份额收入份额利润份额200412.856.4734.0950.3233.63200525.2710.8432.9641.5830.03200642.6521.9734.8751.5332.962007年1-11月78.2142.1139.7953.8441.892008年1-11月136.4761.0430.2944.7329.29资料来源：国家统计局二、区域行业运行状况分析华东地区的风电发展速度也很快，连续多年翻番增长，到2008年达到了178万千瓦的装机。华东地区的风能资源主要分布在沿海和近海等地，山东、江苏、福建和浙江风能资源相对更为丰富，反映在装机容量上也是这个特点。江苏和山东均在60万千瓦左右，福建接近30万，浙江20万。从增速上看，浙江最高，江苏次之，山东也十分可观，预计未来浙江的份额将会快速提升，而江苏的地位也将长期保持。表22004-2008年华东地区分省风电装机容量（吊装完成口径）单位：千瓦2004累计2005累计2006累计2007累计2008累计全国76437012651102598010590556012151990上海市490024,40024,40024,40039,400江苏省00108,000293,750648,250浙江省3445034,15033,25047,350194,630安徽省00000福建省1280058,75088,750237,750283,750江西省000042,000山东省3356583,850144,600350,200572,300华东区857152011503990009534501780330数据来源：中国风能协会国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告从财务指标上来看，2008年1-11月份，华东地区销售毛利率微量上升，增速只有0.1个百分点，这主要是由于地区成本上升部分的抵消了上网电价上升带来的优惠。相应的销售利润率有所下降，资产报酬率也有一定幅度的下降，同时，负债水平则进一步回落，低于2007的水平但是高于过去多年的平均水平，逼近68%的高点。利息保障倍数则略有降低，跌到只有1.6的水平，这反映出华东地区风电企业资金链要比其他地区紧张一些，流动负债较高的特点。表12004-2008年华东地区风电和其他新能源行业财务运行情况和变动趋势财务指标2004年2005年2006年2007年1-11月2008年1-11月销售毛利率12.4712.5216.4417.5917.72销售利润率9.197.7310.257.936.49资产报酬率4.412.265.364.964.51负债率45.8658.6357.6370.6267.44利息保障倍数2.552.912.481.881.61利润总额增长率-218.43123.8685.2085.58-8.85流动资产周转率1.551.152.231.581.73资料来源：国家统计局总之，华东风电企业短期偿债能力有所降低，盈利能力也有所降低，利润总额甚至出现了负增长，营运能力则保持较好水平，华东地区风电装机比例比较低，区域风电运营情况略差于全国平均水平，期待未来几年内能够转暖。三、区域行业发展趋势预测华东地区电力行业和电力市场的特点是用电量非常大，工业用电比例大，电源结构不合理，燃煤电厂比例过高，经济发展水平很高，平均电价较高。地区风电装机发展潜力较大，除了几个传统强省以外，安徽的潜力也非常大，值得关注，安徽全省风能储量随着高度的升高而增大。32.2m高度风能储量是地面的2倍还多，50.0m高度风能资源储总量超过1亿kW，其中年平均风功率密度大于150W／m2的区域面积大于3000km2，相应技术可开发量为543万kW。受安徽省发改委委托，安徽省电力设计院与省气象局对安徽省的可开发风力资源进行了调研，初步确定了滁州天长、来安，六安寿州，安庆宿松、望江等地方是较为理想的风力发电场所。预计未来几年里，安徽风电也将成为华东地区风电的一个重要支点。2009年下半年华东地区可能开始回暖，随后的2-3年华东风电的各项财务指标均会有所好转。未来华东地区风电将迎来较大的发展。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第五节2008年中南地区风电行业发展情况一、区域在行业中的规模及地位变化中南地区在风电行业中的地位不太重要，其资产份额虽然一度接近全行业资产的16%，但这种优势从2007年开始逐渐消减，进入2008年，中南地区资产份额仅有不到6%的水平，收入份额也仅有5.27%。总的来看，地区行业规模小，份额低，增速远远慢于全国平均水平，地位下降很明显，预计未来中长期里这种趋势得以持续。表12004-2008年中南地区风电和其他新能源行业规模地位和变动趋势年份全行业总收入（亿元）区域销售收入（亿元）资产份额收入份额利润份额200412.852.2016.8317.153.45200525.275.5916.0021.428.38200642.659.6016.8922.5125.922007年1-11月78.215.716.787.306.362008年1-11月136.477.195.395.275.83资料来源：国家统计局二、区域行业运行状况分析本地区的风电大户仅有广东省一家，截止到2008年底，广东累计装机为37万千瓦左右，排在后面的是河南和海南两省，装机都在5万千瓦左右。整个中南地区装机还不到50万千瓦，从装机增速上来看，两湖地区起步晚而且增速慢，广西至今没有风电装机，海南和河南增速较快但是持续性不太好，地区装机主要靠广东来贡献。预计未来地区装机份额在全国的下滑是不可避免的。表22004-2008年中南地区分省风电装机容量（吊装完成口径）单位：千瓦2004累计2005累计2006累计2007累计2008累计全国76437012651102598010590556012151990河南省0003,00050,250湖北省00013,60013,600湖南省0001,6501,650广东省86390140,540211,140287,390366,890广西00000海南省87558,7008,7008,70058,200中南区95145149240219840314340490590数据来源：中国风能协会目前广东省风能设备国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告产业虽然位居全国前列，但总体来说，广东风力资源的利用率还很低，开发利用风能的潜力相当大。目前整个广东沿海，从粤东的南澳、惠来、汕尾一直到粤西的徐闻、吴川、阳江、珠海，已有粤电力、香港中华电力以及来自加拿大、美国、丹麦、瑞典、德国等境外企业参与投资。可以预见，在中央和省政府为应对金融海啸而采取的拉动内需大投资中，广东的风电市场将得到进一步的迅速发展。广东省政府继续大力支持发展风力发电和成功地贯彻有效的鼓励政策，有力地推动了投资者和发展商参与广东风电产业的发展，对于投资者和发展商来说是非常积极的信号，预示着风电行业在广东省存在的机遇。表12004-2008年中南地区风电和其他新能源行业财务运行情况和变动趋势财务指标2004年2005年2006年2007年1-11月2008年1-11月销售毛利率12.3130.5132.3120.3829.78销售利润率2.764.1818.458.8710.97资产报酬率2.312.647.143.755.00负债率62.4467.0262.1451.1757.35利息保障倍数1.321.473.662.221.62利润总额增长率--177.59235.81-1.1461.42流动资产周转率1.081.131.191.321.20资料来源：国家统计局从财务指标上来看，2008年1-11月份，中南地区销售毛利率大幅上升，增加了近10个百分点，逼近了30%的水平。这主要是由于地区风电电价有所上升。相应的销售利润率有所上升，增速不快，而资产报酬率也有较大幅度的上升，但是其绝对水平仍然只有5%的水平，接近长期国债利率，绝对水平低，但是变动趋势相对乐观。同时地区负债水平略有升高，幅度不大，超过了2007年的水平，但是还不如过去几年的平均水平。利息保障倍数大大降低，但还有1.6倍，在各地区中表现良好，这反映出中南地区风电企业资金链也比较紧张，我们认为这种紧张主要来自于地区投资的加快。总之，中南电力企业短期偿债能力降低明显，盈利能力大幅度提升，利润同比大增，营运能力则保持较好水平。期待未来几年内中南地区能够借助风电设备行业的巨大优势在沿海地区建立起一定规模的风电场，取得更快的发展。三、区域行业发展趋势预测中南地区电力行业和电力市场的特点是用电量非常大，工业用电比例大，电源结构不合理，燃煤电厂比例过高，经济发展水平很高，平均电价较高。尤其是广东地区，广东省一次能源紧张，开发利用沿海丰富的风力资源，对补充广东省一次能源供应，优化能源结构，减轻环保压力，促进地方经济发展具有重要意义。根据国家开发利用新能源发展纲要和广东省的实际，广东省很早就提出广东风电发展计划。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告广东省对可再生能源的开发利用十分重视，为摸清广东沿海风能资源情况及开发利用价值，做好发展规划，1989年广东省就进行风能资源普查，形成了《广东沿海风能资源及其开发利用规划调研》报告；1996年在经过一年测风的基础上又完成了《广东省风力发电调研》的专题报告；1998年国家计委与广东省共同对广东沿海风场进行重点能资源详查，开展重点风场选址工作，在沿海8个预备场址建立起31座测风塔，安装了60台测风仪，其中50m高测风塔2座，40m高5座。经过上述三轮的前期工作，为了广东电发展创造了条件。广东濒临南海，有4300多km海岸线和上千座岛屿，亚热带季候风常年不衷，风力资源极为丰富，开发利用风力发电具有得天独厚的地缘优势。按目前已掌握的资料测算，风能理论贮量9698万kW，风力发电可装机容量达600万kW，与全省水电资源可开发量相近，其中汕尾、揭阳和汕头等地风能资源最好。综合开发条件比较好的风电场总面积超过100km2，近期已具备开发条件的风电场可装机容量超过150万kW。如果考虑到国际上以近海风电场为主的发展方向，则广东沿海风力发电可装机容量将达3000万kW，风力资源潜力非常大。同时，广东省也是率先试行风电标杆电价的省区，即通过燃煤机组标杆电价加上0.25元作为风电上网电价。总之，在各种了有利条件的带动下，在广东省的带动下，未来中南地区风电行业将迎来较大的发展。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第六节2008年西南地区风电行业发展情况一、区域在行业中的规模及地位变化西南地区在风电行业中相对居于非常不重要的地位，2007年以前，地区没有风电装机，行业少量的销售收入均来自于其他新能源行业，主要是生物质能发电机组。2007年以来，其资产份额还不到全行业资产的0.1%，到2008年11月，这一份额达到了0.5%的水平，这反映了从2007年开始，直到进入2008年这段时间，西南地区风电行业投资速度快于全国平均水平，这导致地区资产份额不断小幅上升，同样的趋势却没有发生在收入上，收入份额和利润份额都有小幅度的下降。预计在未来数十年里，西南地区风电资产在行业中的地位将会保持现有水平，这和西南地区风电资源不足有关。表12004-2008年西南地区风电和其他新能源行业规模地位和变动趋势年份全行业总收入（亿元）区域销售收入（亿元）资产份额收入份额利润份额200412.850.000.000.000.00200525.270.000.000.000.00200642.650.000.000.000.002007年1-11月78.210.470.100.600.082008年1-11月136.470.440.560.320.06资料来源：国家统计局二、区域行业运行状况分析下表精确的反映出，西南地区大多数省份都没有风电装机，直到2008年重庆和云南才开始有了一些风电场，云南的风电场规模更大，已经吊装完成了近8万千瓦。2008年底，国内海拔最高的风电场、云南省首个大型风力发电项目华能港灯大理大风坝风电场历时1年建设正式投产。表22004-2008年西南地区分省风电装机容量（吊装完成口径）单位：千瓦2004累计2005累计2006累计2007累计2008累计全国76437012651102598010590556012151990重庆市00001,700四川省00000贵州省00000云南省000078,750西藏00000西南区000080450数据来源：中国风能协会国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告大风坝风电场是华能集团在云南开发的首个风力发电项目，对云南省发展风力发电具有示范作用。该风电场的投产发电标志着华能集团在云南开发新能源取得重大阶段性成果，大风坝风电场位于云南省大理市以南近12公里的山脊上，海拔高程2400～2800米，由华能港灯大理风力发电有限公司投资4.7亿元建设，安装了64台750千瓦风电机组共4.8万千瓦，设计年发电量8262万千瓦时，于2007年10月12日正式开工。风电场投产后，每年可为国家节约标准煤约2.7万吨，减少碳排放量8.9万吨。云南4%为平坝地区，96%为山区，风能资源丰富。云南风能资源的地区分布特征是东多西少，在东部、北部以及许多山区，冬春季有稳定的强风，大风日数多，且午后风向稳定，可利用时间较长，具有开发潜力；另一特征是干季风能的开发价值远大于雨季。云南干雨季分明，风能资源年内季节分布特点是干季大、雨季小。干季各月风速大，有效风能密度大，多在100～150瓦／平方米以上。云南风能可开发利用区（如丽江、祥云、下关、大姚、太华山、宣威、马龙、富源、红河、个旧、蒙自等地）分别在离地20～80米高度以上，其平均有效风能密度均大于200瓦／平方米，属“风能丰富区”，全年风能可利用时数均已超过5000小时，低空风能潜力很大，也极具开发利用价值。表12004-2008年西南地区风电和其他新能源行业财务运行情况和变动趋势财务指标2004年2005年2006年2007年1-11月2008年1-11月销售毛利率0003.916.58销售利润率0001.341.98资产报酬率0002.670.20负债率00080.3169.99利息保障倍数0002.77-50.71利润总额增长率000-39.08流动资产周转率0002.940.40资料来源：国家统计局从财务指标上来看，2008年1-11月份，在其他地区小幅上涨的背景下，西南地区风电行业销售毛利率大幅度上升，达到了6.58%的水平，当然从绝对水平来看，这个值要比其他区域20%以上的水平低的多，这主要是因为本地区风电行业刚刚起步，各项成本费用控制不成熟，盈利能力还比较差。同时地区负债水平达到70%的高位。利息保障倍数也转为负值，这也佐证了西南地区风电企业流动负债远高于息前利润的特点。总之，西南风电企业短期偿债能力大大降低，盈利能力绝对水平较低，营运能力则保持较好水平。期待未来几年地区能够有效的控制包括财务费用在内的三费的增速，如果措施得力的话地区有可能在全国风电行业里率先实现行业的提升。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告三、区域行业发展趋势预测西南地区作为新兴工业基地，其电力行业和电力市场的特点是用电量适中，增速快，高耗能工业用电比例特别大，电源结构相对比较合理，水电比例高，经济发展水平增速很快，平均电价水平一般。而且区域内风电资源也有一定得存量，尤其是云南地区。云岭哀牢山以东的滇中许多地区的山区，风能的地形效应显著，风能已接近或达到我国最大风能区的水平，由于风向稳定，风力机安全性高、成本低，若再考虑海拔高度的影响，则风速随高度增高而加大，不仅是中型风力机的可开发区，在某些特殊位置，也是大型风力机的可开发区。云南的部分地方，如大姚、宣威、祥云、马龙、落雪及太华山等地，不仅年平均风速超过3.5米／秒，而且风季（恰逢干季）风速均达4.5米／秒以上，是中型风力机的可开发区，而位于哀牢山以东的晋宁、路南、师宗、寻甸、嵩明、富源、双柏、砚山、元阳、个旧、红河、丽江和南涧等地，风季的风速也达3.5-4.4米／秒，是小型风力机的可开发区。风力发电要求发电机组年利用时数达2000小时才具有开发价值；达2500小时具有良好的开发价值；超过3000小时，为优质风电场。云南风能可开发利用区年有效风能利用时数均超过4000小时，部分地区全年有效风能利用时数均已超过6000小时，具备建立优质风电场的条件。总之，我们认为，未来西南地区在风电行业里，将会以云南为依托，扩大装机容量，提升装机份额，尽管在很长时间内，西南地区风电行业在全国处于较落后的发展状态，但是相对于省内其他电源类型，风电的发展还是相对比较乐观的。预计随着行业的发展，西南风电的各项财务指标均会有较快的好转。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第七节2008年西北地区风电行业发展情况一、区域在行业中的规模及地位变化西北地区在风电行业中属于第二集团，其资产份额一直不超过全行业资产的四分之一，而在2005年的时候达到了顶峰，为24.85%，到了2008年11月，这一份额跌到了10%的水平，这反映了从2005年开始，直到进入2008年这段时间，西北地区风电行业投资速度慢于全国平均水平，这导致地区资产份额不断小幅下跌，同样的趋势也发生在利润份额上，而收入份额则在过去的3年时间里不断攀升。从利润份额和资产份额的对比来看，西北地区风电行业的资金利用率停留在较低水平。而收入份额较低则反映了地区风电上网电价比较低的事实。表12004-2008年西北地区风电和其他新能源行业规模地位和变动趋势年份全行业总收入（亿元）区域销售收入（亿元）资产份额收入份额利润份额200412.851.0214.277.9116.28200525.273.4824.8513.346.71200642.652.1712.275.0917.982007年1-11月78.215.3310.046.818.362008年1-11月136.479.6310.497.067.83资料来源：国家统计局二、区域行业运行状况分析从区域内分布来看，陕西和青海省至今没有建立任何风电场，而其他三个省区则比较平均，甘肃、新疆和宁夏都在40-70万千瓦之间，这种情况和东北地区类似，反映了西北地区的风能资源质量较好，数量较多而且总体分布比较平均。表22004-2008年西北地区分省风电装机容量（吊装完成口径）单位：千瓦2004累计2005累计2006累计2007累计2008累计全国76437012651102598010590556012151990陕西省00000甘肃省5220052,200127,750338,300636,950青海省00000宁夏55250112,950159,450355,200393,200新疆113050181,410206,610299,310576,810西北区2205003465604938109928101606960数据来源：中国风能协会国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告从财务指标上来看，2008年1-11月份，西北地区销售毛利率有大幅上升，这主要地区风电上网电价有一定程度上升，这也是全国性的特点，而且从绝对数上看，超过了30%的水平，直逼1/3的高点，反映了地区主营业务成本比较低的特点。但是地区销售利润率有所降低，达到11%的水平，表明西北风电行业消化成本和三费上涨压力比较大，同时，地区负债水平也出现一定程度上升，利息保障倍数有小幅度下降，仍然有1.44倍，这反映出西北地区风电企业资金链条相对紧张的特点，总之，西北风电企业短期偿债能力良好，盈利能力相对坚挺，营运能力也保持较好水平。西北地区凭借优良的风电资源，相对低廉的建设和营运成本在行业中取得了一定得优势。表12004-2008年西北地区风电和其他新能源行业财务运行情况和变动趋势财务指标2004年2005年2006年2007年1-11月2008年1-11月销售毛利率36.8012.6349.0524.7832.22销售利润率28.285.3856.6012.5211.00资产报酬率4.381.246.353.804.32负债率64.8777.4462.3565.5470.77利息保障倍数3.421.554.581.931.44利润总额增长率30.01498.27274.5270.4310.53流动资产周转率0.700.350.640.980.87资料来源：国家统计局三、区域行业发展趋势预测西北地区风能资源丰富，开发利用潜力巨大。西北区域风电资源容量占全国陆地风电资源的1/3。目前，西北地区百万千瓦级甚至千万千瓦级的风力发电基地正在紧锣密鼓的规划和筹备中。根据各相关省区风力发电发展规划，预计2010年西北地区（包含蒙西相关地区）风电总装机容量将达到569万千瓦，2020年远景规划装机容量超过1500万千瓦，远景达到2000~3000万千瓦。大力开发与利用西北地区风能资源，建设千万千瓦级的大型风电基地，对于扩大我国可再生能源应用规模和优化能源结构、缓解我国节能减排及环境生态压力、带动我国风电设备制造产业技术进步和产业升级、促进西部地区经济社会发展及积累大型风电场建设和运行经验等方面，都具有十分重要的现实意义和示范作用。同时，为推动西北地区风电更好更快地开发与利用，西北电网的风电接入工作也在加紧推动中。2008年初，西北电网完成了《西北地区风电开发与利用研究》，国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告在西北地区风能资源分析、风电开发及电网发展规划的基础上，提出了2010年西北地区主要风电场接入西北电网的初步方案，研究了风电出力与电网负荷之间的相关性，分析了西北电网调峰能力，探讨了风电调度模式，计算了风电接入对电网的影响，并通过国内外现行风电相关政策的分析和研究，对西北地区风电上网电价、财税政策、电量消纳机制及电网补偿机制等进行了探讨。解决了电网接入问题后，风电发展的主要问题就得以解决，我们认为，西北地区风电行业2009年可能进入一个更高的增长时期，各项财务指标特别是利润情况将会有明显的改善。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第八节2008年风电行业各区域发展情况对比通过上述章节的分析和下面的表格，我们能够得出如下结论，2008年在经济陷入困难和生产成本长期居高不下的不利局面下，全国部分区域亏损面有一定程度上升，东北、西北和中南地区的风电企业亏损面有所降低。表12004-2008年各地区风电和其他新能源行业损面对比和变动趋势华北东北华东中南西南西北200416.670.0015.3875.000.000.00200533.330.0022.2263.640.000.00200611.1114.2913.047.140.000.002007.119.0922.7316.6731.250.0022.222008.1122.2219.4428.7925.000.0021.43资料来源：国家统计局从亏损额上来看，华东地区最多，其次是西北和中南。西北地区最少。表22004-2008年各地区风电和其他新能源行业亏损额对比和变动趋势单位：百万元华北东北华东中南西南西北总数20041.600.0011.015.980.000.0018.58200512.740.0037.7359.870.000.00110.3420060.841.7231.036.690.000.0040.282007.112.6116.7965.5528.670.0010.76124.382008.1123.7513.89326.3732.370.0056.58452.96资料来源：国家统计局从销售利润率上来看，全国各个区域差异较大，华北地区表现最好，达到了13.75%的水平，东北地区其次，达到了12.12%，西北地区以11%位居第三。从抵抗经济危机的角度分析，抵抗能力最强的是中南地区和东北地区，正如在上述章节中的分析，这两个地区在经济危机中将会表现出高出平均水平的稳定性主要指标不降反升。表3国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2004-2008年各地区风电和新能源行业主要财务指标对比单位：亿元，％，次销售收入收入份额销售利润率成本费用利润率资产负债率流动资产周转率华北区20040.957.36%19.25120.0957.910.6320052.088.25%26.40231.2363.130.9220064.059.49%17.68146.8476.340.712007.1116.1120.60%16.2622.2467.841.252008.1140.7729.88%13.7534.9968.971.10东北区20042.220.02%28.9370.1068.951.7620053.280.02%20.7938.3461.831.3820064.860.02%17.8342.9261.591.542007.118.480.04%9.8532.5663.251.172008.1117.400.10%12.1238.1065.890.90华东区20046.470.05%9.1914.2545.861.55200510.840.06%7.7314.3158.631.15200621.970.10%10.2519.6757.632.232007.1142.110.18%7.9321.3570.621.582008.1161.040.34%6.4921.5367.441.73中南区20042.200.02%2.7614.0462.441.0820055.590.03%4.1843.9167.021.1320069.600.05%18.4547.7362.141.192007.115.710.02%8.8725.6051.171.322008.117.190.04%10.9742.4157.351.20西南区20040.000.00%----20050.000.00%----20060.000.00%----2007.110.470.00%1.344.0780.312.942008.110.440.00%1.987.0569.990.40西北区20041.020.01%28.2858.2364.870.7020053.480.02%5.3814.4677.440.3520062.170.01%56.6096.2862.350.642007.115.330.02%12.5232.9565.540.982008.119.630.05%11.0047.5370.770.87资料来源：国家统计局对于风电项目来说，内部收益率也是一个重要的指标，衡量了投资者投资风电项目能获得的实际回报率。同时内部收益率是一个区间概念，通常5万千瓦的风电项目计算周期为21年（建设期1年，运营期20年），更大型的风场随着建设期拖长，整个内部收益率计算期可能达到24年甚至25年。同时，对于生命周期还没有结束的所有项目来说，内部收益率也是一个估测的概念，它反映了在可以预见的各项条件下，项目资本金或者总投资所要求的年均回报。实际中的回报是否能够达到测算水平，须等整个项目运营完成才能盖棺定论。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告通过我们搜集整理和分析2006年以来的几十个风电项目资料，我们得出如下的统计表格和结论。表1风电厂内部收益率统计地区全投资IRR（无CDM）资本金IRR（无CDM）全投资IRR（有CDM）资本金IRR（有CDM）东北地区6.4%-6.9%8%-9%8.1%-8.2%9%-10.3%华北地区6.2%-7.0%8%-9%8%-8.2%8.8%-9.8%华南地区6.0%-6.6%7.8%-8.8%8%-8.4%8.5%-9.5%西北地区6.2%-8%8%-10%8.3%-9.6%8.8%-10.5%资料来源：发改委CDM项目核准文件从地区对比来看，容易发现，风电场内部收益的地区差异不太明显，基本都在8%左右，这主要是由于政策的调整作用。各个项目的收益水平不会差别太大，否则会在投资领域造成不公正现象的出现，进而损害风电投资者的热情。另一方面，能否申请到CDM对于一个风电项目来说意义重大，可以直接提升内部收益率1-2个百分点。表2附表：部分风电厂内部收益率风场名称控股单位所在地区投产日期资本金IRR（无CDM）资本金IRR（有CDM）上网电价(不含税)福建平潭长江澳100MW龙源福建20070.0788-0.448福建漳浦六鳌30.6MW大唐福建20050.08740.09150.538河北尚义县满井（东）49.5MW国华河北20060.0914-0.553河北承德围场红松河北红松河北20070.08980.09220.553张北满井米加沟49.5MW中节能河北20060.08150.08730.553华能吉林洮北49.3MW华能吉林20050.09050.10280.607赛罕坝（北）45.05MW大唐内蒙古20060.08950.09420.507荣成东褚岛鲁能山东20050.09550.1040.700宁夏青铜峡邵岗贺兰宁夏发电宁夏2004-20050.10260.11350.530华电新疆小草湖华电新疆20070.08550.09450.433资料来源：发改委CDM项目核准文件为了限制行业利润过大的差距，国家发改委在审批项目时比较重视内部收益率指标。对于特许招标的风电项目而言，发改委原则上认定8%的全投资内部收益率比较合理。对于非特许项目来说，审批条件相对宽松一些，略为突破8%这一限制的情况也经常发生。这也是各风电投资商“化整为零”国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告分批建设5万千瓦级风场的一个原因。同时，内部收益率也和上网电价密切相关，一个较高的电价更容易支撑一个较高的内部收益率。然而，企业能否获得一个较高的上网电价存在许多影响因素，这加大了风电投资运营商在估算内部收益率时的风险和压力。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第八章相关行业和子行业发展情况分析第一节火电行业发展情况分析一、行业规模如果说电力行业在经济危机中遭受重大挫折，那么火电行业必然首当其冲。这是因为燃料成本上涨的压力和财务费用上涨的压力几乎都压在火电行业肩上。结合数据来看，2003-2005年间，火电行业平均都有450亿元的利润，2006和2007则达到了近700亿元。但是2008年1-11月，全行业亏损近400亿。这种重大的转折充分体现了火电行业承受的压力和不利地位。表12003-2008年火电行业规模指标情况单位：亿元 总资产销售收入资产增长收入增长利润总额利润增长20039536.344350.976.2116.03458.4333.18200410889.785476.8610.0819.81448.22-2.35200511876.985809.4914.4718.98462.302.04200614708.936745.3321.8119.6666.4245.672007.1118149.417456.2018.6820.33649.5713.512008.1120233.828082.2113.9812.18-392.02-164.87资料来源：国家统计局正因为利润太容易受其他因素的影响，我们将更多的依靠资产和收入来判断行业整体规模和地位。从上表中可以发现，火电行业资产增长速度很快，连续5年超过10%，过去两年甚至接近20%的增速。2008年虽然投资有所减速，但是火电行业投资拥有2年左右的惯性期，即现在的投资只能影响到后年的投产情况。因此2008年和2009年火电投产量仍然十分巨大。至少两年之内火电行业资产规模将会继续高速上升。二、供求状况2008年下半年以来火电行业发电量增速大幅度减弱，到了年底，火电发电创造了2.2%的增速，利用小时下跌近430个小时，创造了下跌记录。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2008年火电逐月发电情况变化趋势单位：亿度，%时间本月本月同比累计累计同比2008-1-312497.438.082497.438.082008-2-282029.8214.24527.2610.72008-3-312535.4716.57073.3713.42008-4-302366.6310.19498.1132008-5-312415.049.211920.6112.32008-6-302306.446.814149.8311.72008-7-312514.866.116800.3510.32008-8-312433.441.819201.6292008-9-302241.362.721425.858.22008-10-302113.92-5.323547.56.82008-11-301994.82-16.625582.64.72008-12-302210.4-277932.2资料来源：中电联表12008年火电发电利用小时变化趋势单位：小时时间2008年同期累计2007年同期累计2008-2-288308562008-3-31128213022008-4-30171117462008-5-31213921972008-6-30255526052008-7-31299230942008-8-31243123432008-9-30380439702008-10-30417143962008-11-30450848342008-12-3049115338资料来源：中电联三、财务情况从历年火电行业的财务数据变化趋势来看，2008年1-11月的表现可以说跌到了历史的地点，资产报酬率降低到只有0.92的水平，甚至低于同期银行活期存款利率。负债率高涨，达到了74%，亏损面更是达到惊人的60%，至于没有亏损的企业大多是西北和西南地区煤炭资源丰富的坑口电厂。利息保障倍数跌到0.3，短期偿贷情况陷入危机。发展能力指标也不容乐观，除了资产和收入在发展惯性的作用下保持了一定速度的增长外，真正体现企业盈利能力的利润总额在大幅度减少。总之，火电行业在2009年上半年将继续呈现这种局面。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2003-2008年火电行业主要财务指标对比分析2008年11月2007年11月2006年2005年2004年2003年盈利能力销售毛利率（％）3.9116.4017.2014.2915.0919.77销售利润率（％）-4.858.719.887.968.1810.54资产报酬率（％）0.926.326.565.746.147.08偿债能力负债率（％）74.4169.1067.2665.6964.5060.99亏损面（％）60.1732.9130.5838.3638.6022.28利息保障倍数（倍）0.302.623.233.103.043.11发展能力应收帐款增长率（％）2.5617.8614.546.237.4211.07利润总额增长率（％）-164.8713.5145.672.04-2.3533.18资产增长率（％）13.9818.6821.8114.4710.086.21销售收入增长率（％）12.1820.3319.6018.9819.8116.03营运能力应收帐款周转率（％）9.208.428.638.678.627.27流动资产周转率（％）2.312.492.362.312.191.98资料来源：国家统计局四、运行特点经济危机对不同企业冲击程度不同。经济发展减速，用电增速放缓对火电企业冲击较大，在火电企业中，不同容量结构的电厂受影响大不相同，总的来说，300MW及以上大容量机组构成的电厂受到的冲击相对较小，其他小火电受影响很大，小火电单位煤耗高，因此单位发电成本较高，节能调度次序排在靠后的位置，上网电价又受到一系列政策的打压，近年来越来越低，因此，每当电力需求不够旺盛的时候，小火电往往会陷入经营危机，投资风险较大。从发电类型来看，单位装机容量较大，有充足热负荷的热电联产机组比常规火电要占有一定的优势，这是因为热负荷受经济景气程度影响相对较小。煤矸石，煤层气发电项目也略有一定的优势。五、发展趋势2008年国际经济形势变化巨大，中国经济发展基本面有一定的变化，这对于火电行业的发展有一定影响，因此我们需要对未来几年全国火行业发展的宏观走势作出新的调整预测。具体的说有以下几个方面。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告首先，电力供给与需求的矛盾继续向缓和的方向发展，供需平衡在略微趋紧的基础上，承受着越来越大的产能过剩压力，从用电来看，全年用电增速降低到5.23%左右的水平，火电发电利用小时数同比回落了近430个小时，增速回落的压力很大，但是从利用小时绝对量上来看，07年火电达到5300小时，08年底达到4911小时，这个数值对于300MW以上的大型机组来说还是可以接受的，因此预计08、09年火电行业供需情况距离严重产能过剩还有一定距离。其次，尽管2008年国家两次上调了电价，但是火电行业经营状况还没有得到根本性的改善，2008年年内以及09年年初进一步上调销售电价和上网电价的预期越来越强烈，预测最有可能的调价方案是销售电价平均上调4分钱，上网电价1.5-2分钱，这对于改善火电行业处境意义重大。第三，08年我国火电行业结构将继续改善，大容量高效机组比例将继续增加，因此行业利润水平也有结构性的差别，以大机组为主的电厂盈利容易，小机组比例高的电厂盈利压力大。煤电一体化程度较高的企业盈利容易，煤电配合较差的企业盈利压力大，国家将会根据电力供需状况来把握政策的力度。次贷危机恶化以前，国家政策调控目标原本在调高中小机组的电价以应电力一时之需，还是继续保持压力、促进以大代小两个目标之间有所徘徊，但是从2008年下半年以来的情况看，小火电的临时市场已经基本不复存在，对于优化火电行业容量结构的计划来说，当前正是大好时机。第四，08年以后，我国火电行业投资重心也有明显的转移，除了大容量，空冷型环保机组以外，煤矸石发电行业、煤层气行业和煤气化发电行业将成为新的投资热点。大容量的火电机组将继续成为一大投资热点。第五，未来火电行业的利好政策主要是上网电价的上调政策，预计09年中期会出台，如果按上调2分钱上网电价的水平来看，虽然不会使火电行业恢复到07年的盈利水平，但是可以大幅度减少亏损，甚至获得一个定的正收益率。此外，在电力供给有过剩压力的条件下，火电行业结构调整政策可能会加速出台，除了继续严格贯彻执行已有的关停小火电的政策外，某些方面可能会出台一些有利于降低大型机组投资建设成本的利好政策，例如财税政策等等。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第二节水电行业发展情况分析一、行业规模如果说电力行业在经济危机中遭受重大挫折，那么几乎不包含水电行业在内。这是因为燃料成本上涨的压力和财务费用上涨的压力几乎对水电行业没有太多影响。结合数据来看，2004-2005年间，水电行业销售收入平均都有25%的增速，2006年全国来水偏枯，收入只有8%左右的增速，2007年和2008年前11个月，水电收入增速又回复到25%左右的增速，从利润上来看，2005和2006两年水电行业分别获利近200亿，2007年上升到250多亿，2008年前11个月利润达到268亿，预计全年可达280多亿。这和火电行业明显的对比充分体现了水电行业的先天优势和有利地位。表12003-2008年水电行业规模指标情况单位：亿元 总资产销售收入资产增长收入增长利润总额利润增长20044731.76626.228.5526.29110.4847.3820055629.41792.4912.625.22198.5266.7320066347.56825.0911.88.46196.601.662007.117551.14892.4118.2620.17246.9035.912008.119022.461131.4715.824.8268.649.75资料来源：国家统计局随着可再生能源投资的大幅稳步推进，未来水电行业资产总额增速将会维持在10%以上的高位，而且持续较长时间，不太会因为经济周期而有所改变。同时，利润增速也将能继续保持两位数的态势。总之，水电行业的规模将继续稳步扩大，地位也会越来越高，投资吸引力也将继续增强。二、供求状况水电行业发电量增速也大幅度减少，除了用电需求下降以外，来水减少也是一个重要原因，累计的看，水电行业受影响较小，发电利用小时也表明了这一点，2008年利用小时比2007年不降反升,增加了100多个小时。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2008年水电逐月发电情况变化趋势单位：亿度，%时间本月本月同比累计累计同比2008-1-31249.79.68249.79.682008-2-28228.949.7478.649.72008-3-31279.5511.1751.1811.42008-4-30372.6827.61125.1316.52008-5-31444.4528.51597.7619.52008-6-30549.3316.22148.7418.52008-7-31804.2218.52761.33192008-8-31637.6717.93399.4818.82008-9-30575.035.73983.88172008-10-30447.16-1.44426.714.62008-11-30472.7436.34904.1316.82008-12-30728.87-563319.5资料来源：中电联表12008年水电发电利用小时变化趋势单位：小时时间2008年同期累计2007年同期累计2008-2-283603602008-3-315645752008-4-308418212008-5-31117011122008-6-30155314932008-7-31198719182008-8-31243123432008-9-30281927592008-10-30311030882008-11-30341533342008-12-3036213519资料来源：中电联三、财务情况从历年水电行业的财务数据变化趋势来看，2008年1-11月的表现可以说受影响很小，资产报酬率仍然达到5.62%的水平，比2007年略低一些，但是远高于近几年的水平。负债率变动也不大，达到了60%，基本上处于历年较低的水平，亏损面也只有23%，为5年来最低水平。利息保障倍数达2.37，下降不多，短期偿债情况良好。发展能力指标也比较乐观，除了利润增速有一定的下降外，其他发展类指标均继续保持高速增长，而且随着中国进入降息周期，水电行业的财务费用也会大幅度下降，水电行业的利润恢复高速增长值得期待。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2004-2008年水电行业主要财务指标对比分析2008年11月2007年11月2006年2005年2004年盈利能力销售毛利率（％）46.7247.9944.4146.0441.59销售利润率（％）23.7427.6723.8325.0517.64资产报酬率（％）5.625.705.005.384.32偿债能力负债率（％）60.6559.8961.0261.2063.17亏损面（％）23.1123.2728.7929.0341.15利息保障倍数（倍）2.372.672.632.912.17发展能力应收帐款增长率（％）10.955.65-4.185.96-4.88利润总额增长率（％）9.7535.911.6666.7347.38资产增长率（％）15.8018.2611.8012.608.55销售收入增长率（％）24.8020.178.4625.2226.29营运能力应收帐款周转率（％）6.105.546.225.614.71流动资产周转率（％）1.161.221.221.150.92总资产周转率（％）12.5411.8213.0014.0813.23资料来源：国家统计局四、运行特点水电作为一种经济、清洁的可再生能源，发展水电与燃烧矿物资源获得电力能源相比较，无论在资源方面，还是在环境方面，都有利于可持续发展。与火电相比较，每一千瓦时的水电电量大约可以减少原煤用量500克和二氧化碳排放量一千克，这对减轻环境污染和酸雨等危害有巨大的作用。以日前竣工的三峡水电建设为例，三峡电站水轮发电机组单机容量为70万千瓦，平均每台机组年均发电32亿度，相当于一个百万人口城市的全部用电量。26台发电机组全部投产发电，则意味着其年均发电量可达到847亿度，相当于十个大亚湾核电站，或者十个装机容量200万千瓦的大型火电厂。如果用火电作比，相当于燃烧5000万吨原煤，从中可减少1亿吨二氧化碳、200万吨二氧化硫等有害气体的排放。另据国家有关部门对上世纪末建成的二滩电站水库蓄水前后的生态变化分析显示：水库蓄水后，气温降低、湿度增加、风速减慢、蒸发量降低，极大改善了库区周边环境。2008年中国水电行业运行良好，在各项成本都有所增加的情况下，仍然保持了较快速的发展，根据国家水电建设规划，可以预见未来几年中国水电行业运行仍将保持这些特点。五、发展趋势世界水电开发的高峰还没有过去，中国将成为本轮水电开发的主要国家。其中，国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告西部地区是中国水能资源最富集的地方，西部十省区市(不含内蒙古、广西)有着十分丰富的能源资源，水电资源理论蕴藏量约5.57亿千瓦，占全国的82%，可开发水电资源约2.743亿千瓦，占全国的72%，目前开发程度还不足8%，低于全国平均水电开发程度，也远低于世界水电资源的平均开发程度。可以说，水电开发应该放在中国未来能源发展的优先地位。从能源资源分布和用电市场分布来看，我国电力发展将形成西电东送的三条大通道。一是将贵州乌江、云南澜沧江和桂、滇、黔三省区交界的南盘江、北盘江、红水河水电站，以及云南和贵州坑口火电厂开发出来送往广东，形成南部西电东送大通道；二是将金沙江干支流(雅砻江、大渡河)水电站开发出来送往华东地区，形成中部西电东送大通道；三是将黄河上游水电站和山东、蒙西地区坑口火电厂开发出来送往京津唐地区、山东、河北南部电网，形成北部西电东送大通道。西电东送将最大范围内实现资源优化配置，同时有效地带动西部地区经济的发展，实现东西部的经济互补、共同发展。在中国大西南的崇山峻岭之间，一个世界级的巨型水电站群落已轮廓初现。金沙江下游的乌东德、白鹤滩、向家坝、溪洛渡四大电站总装机容量达3850万千瓦，相当于两个三峡，金沙江中游、上游还有20个梯级电站正在规划中，总装机容量达3000万千瓦以上；长江支流雅砻江、大渡河、乌江，以及与金沙江呈并流之势的澜沧江，都有一系列巨型电站正在规划和建设中。例如雅砻江干流在建的锦屏一级、二级水电站，总装机容量高达840万千瓦，大渡河上在建的瀑布沟水电站，装机容量330万千瓦；长江、珠江、澜沧江等大河上游成百上千的中小支流，也蕴藏着丰富的水力资源，适合进行阶梯开发。预计到2020年，我国水电装机规模将达到3亿6000万千瓦左右，蓬勃发展的水电事业将向持续增长的国民经济注入更加强大的动力。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第三节核电行业发展情况分析一、行业规模同水电的情况类似，核电行业在经济危机中欣欣向荣。这是因为化石燃料成本上涨的压力和财务费用上涨的压力对核电行业几乎没有影响。结合数据来看，2004-2008年间，核电行业利润总额在40-70亿元之间，增速虽然不太稳定，但是多年平均值也能达到10%以上，核电各项指标变化不够稳定主要是因为目前核电装机容量小，投产或者检修一台机组对比率的影响非常大，而且核电建设周期长，不能保证每年都有投产，实际上2008和2099两年将不会不会有任何核电机组投产。因此，分析核电行业规模变化一定要有较长的时间跨度和全局眼光。表12003-2008年核电行业规模指标情况单位：亿元总资产销售收入资产增长收入增长利润总额利润增长2004568.36131.950.08-2.2639.78-13.482005875.18205.11-6.555.0852.5313.842006881.05202.620.67-1.2155.605.842007.111160.51199.4931.928.7559.9810.732008.111155.41223.73-0.6112.15105.4978.86资料来源：国家统计局根据国家核电发展规划和近半年来的投资实务分析，核电投资有加快的迹象，即到了2020年，国家核电投产容量远远不止4000万千瓦，而是接近6000万千瓦，这可以从部分内陆核电站纷纷开展前期活动得到一些作证。总之，不管经济发展周期如何，大力发展核电，优化电源结构，以清洁电力替代高能耗高污染的电源将作为一项基本政策长期贯彻下去。核电在电力行业中的规模和地位将会继续快速提升。当然，发展速度虽然快，但是核电份额却无法有突破性的进展，这主要受限于核电技术、装备制造能力和铀矿资源开发能力等核电行业内部因素。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告二、供求状况从2008年1-11月的核电发电情况来看，累计增速仍然维持比较高的水平，达到8.8%的水平，降幅比较小。累计发电达到684亿度。从利用小时上来看，到了12月底，核电总利用小时达到7731，同比只下降了46小时。表12008年核电逐月发电情况变化趋势单位：亿度，%时间本月本月同比累计累计同比2008-1-3153.133253.13322008-2-2852.1846105.3138.582008-3-3158.343.03163.6140.142008-4-3060.1742.35223.7740.712008-5-3152.17278.734.22008-6-3049.26-8.34329.1925.922008-7-3159.51-1.36388.7020.812008-8-3155.88-8.41453.8517.902008-9-3055.9-8.1509.7014.32008-10-3063.811.66573.53142008-11-3053.63-2.27627.1612.42008-12-3047-6848.80资料来源：中电联三、财务情况从历年核电行业的财务数据变化趋势来看，2008年1-11月的表现可以说没有受到任何影响，资产报酬率高达创记录的11%的水平，是5年来最高水平。负债率变动也不大，保持在72%左右的水平，基本上处于历年平均水平，亏损面为零。利息保障倍数达9.46，增加较多，短期偿债情况相当好。发展能力指标也比较乐观，利润增速和收入增速均有大幅度的提升，而且随着中国进入降息周期，核电行业的财务费用也会大幅度下降，核电行业的利润将会更加具有吸引力。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2004-2008年核电行业主要财务指标对比分析2008年11月2007年11月2006年2005年2004年盈利能力销售毛利率（％）48.3546.4445.4347.1347.40销售利润率（％）47.1530.0727.4425.6130.15资产报酬率（％）11.148.379.7810.1711.14偿债能力负债率（％）72.0574.4072.9274.1163.19亏损面（％）0.000.000.000.000.00利息保障倍数（倍）9.463.062.822.442.69发展能力应收帐款增长率（％）0.2924.9373.63-38.28-24.34利润总额增长率（％）78.8610.735.8413.84-13.48资产增长率（％）-0.6131.920.67-6.550.08销售收入增长率（％）12.158.75-1.215.08-2.26营运能力应收帐款周转率（％）7.907.079.9517.4814.83流动资产周转率（％）1.091.021.131.191.07总资产周转率（％）19.3617.1923.0023.4423.22四、运行特点2008年中国核电行业运行良好，在各项成本都有所增加的情况下，仍然保持了非常快速的发展，根据国家核电建设规划，可以预见未来几年中国核电行业运行仍将保持高利用小时数，高电价，出力极为稳定等优良特点，成为中国电力行业中发展最好的子行业之一。五、发展趋势中国已具备积极推进核电建设的基础条件。工程设计方面，中国已经具备三十万、六十万千瓦级压水堆核电站的自主设计能力，部分掌握百万千瓦级压水堆核电站的设计能力。设备制造方面，中国上世纪七十年代即具有一定研制能力，目前，可生产具有自主知识产权的三十万千瓦级压水堆核电机组成套设备，基本具备成套生产六十万千瓦级压水堆核电站机组能力，基本具备国内加工、制造百万千瓦级压水堆核电机组的大部分核岛设备和常规岛主设备的条件。核燃料循环方面，中国目前已建立较为完整的供应保障体系，为核电站安全稳定运行提供可靠保障，可满足目前已投运核电站的燃料需求。核能技术研发方面，中国实验快中子增殖堆和高温气冷实验堆等多项关键技术取得进展。核安全法规及核应急体系建设方面，中国目前已初步建立与国际接轨的核安全法规体系，制订了核设施监管和放射性物质排放等管理条例，建立了中央、地方、企业的三级核电厂内、外应急体系。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告中国政府上世纪七十年代决定发展核电，经过三十多年努力，中国核电从无到有得到很大发展，现已成为世界上少数几个拥有比较完整核工业体系的国家之一。中国自一九八三年确定压水堆核电技术路线以来，目前在压水堆核电站设计、设备制造、工程建设和运行管理等方面，已经初步形成一定能力，为实现规模化发展奠定了基础。截至目前，中国核电站的安全、运行业绩良好，运行水平不断提高，运行特征主要参数好于世界均值。预计到2020年，我国核电投产机组将接近6000万千瓦，远远超过核电规划中的估计量，这体现了核电行业强大的发展实力。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第九章重点企业发展情况分析第一节国电龙源集团龙源集团是中国国电集团公司的全资企业，成立于1993年1月，是北京新技术产业实验区认定并注册登记的高新技术企业。1999年6月，根据原国家电力公司决定，龙源集团与中国福霖风能开发公司(简称福霖公司)、中能电力科技开发公司(简称中能公司)进行合并重组，将福霖公司和中能公司的资产并入龙源集团。公司所属福霖公司从90年代初开始涉足风电，2001年，集团公司大规模发展风电，并将其定位为主营业务。截止2006年底，龙源集团拥有全资，控股风电公司26家。参股公司7家。已在全国12个省（区）投资建成风电场32座，投产总装机80万千万，运行总装机60万千瓦，站全国风电装机总容量的35%以上。表1龙源集团历年累计风电装机量（可控吊装）风电企业名称装机容量（万千瓦）20005.620016.2200222.4200323.2200433.2200541.620068020071652008260资料来源：电监会、龙源集团从上表的统计可以看出，自05年以来，集团公司风机吊装量年年翻番，增速可观。就2007年的数据看，公司可控装机占全国总装机的比例为28%，较前几年有所下降，反映了近年来中国风电投资的火热程度。2008年，龙源的装机容量份额进一步下降到21%左右的份额，考虑到龙源的先发优势以及龙源2009年计划开工450万千瓦风电，投产42个项目的事实，预计未来1-2年里，龙源风电装机的行业份额将会维持在20%左右的高水平运行。长期来看，这一份额可能在激烈的竞争下有所下降，但是龙源作为国内风电第一家的地位将长期不会动摇。表2国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2008年龙源集团风电装机量及份额（可控吊装）风电企业名称装机台数装机容量（万千瓦）所占比例（%）全国116001215100龙源269126021.39资料来源：电监会、龙源集团以下选择了龙源集团旗下具有代表性的8个风电项目的投资指标，容易发现，龙源的度电造价多半集中在在4.5元/度周围。总体的趋势是近年的数据小于早些年的数据。这可能是因为随着技术的进步，风场可以采用更高的塔架，更少的常用电率等等，使得单位千瓦发电设备可以发出更多的电能。表1龙源集团部分典型风电场度电造价序号风场名称所在地区投产日期投资（百万人民币）年售电量(百万度/年)度电造价（元/度）1黑龙江伊春大箐山16.15MW风电项目黑龙江200534969.66965.012福建南日岛16.15MW风电场项目福建2005147.2242.8753.433福建东山乌礁湾30MW风力发电项目福建2006316.765.384.844伊春石帽顶子30.6MW风电场项目黑龙江2006327.710668.4164.795江苏如东环港东凌100.5MW项目江苏2006-20071020.34228.444.476伊春耳朵眼（朗乡）28.05MW项目黑龙江2006-2007301.8465.634.607吉林通榆团结风电场100.3MW项目吉林2007816.38231.593.538福建平潭长江澳100MW风电场项目福建2007844.55259.59653.25资料来源：电监会、龙源集团就单位造价来看龙源旗下的典型风场单位造价集中在9000-10000的区间内，850级别比兆瓦级略低一些，兆瓦级别中，国产机组比进口机组略低一些。表2龙源集团部分典型风电场单位造价序号投产日期备注投资（百万人民币）容量（MW）单位造价制造商叶片直径机型结构箱变主变12005已建成34931.211186Nordex6024*1300kW--22005已建成147.2216.159116Gamesa5219*850kW690V/35kV-32006已建成316.73010557Vestas8015*2000kW690V/10kV10kV/110kV42006已建成327.71063010924华锐-20*1500kW--国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告52006-2007超过规划1020.34100.510153GE-67*1500kW690V/10.5kV110kV62006-2007已建成301.8430.69864Gamesa58、5236*850kW690V-to-10kV66kV72007超过规划816.38100.38139Gamesa58118*850kW-220kV82007已建成844.551008446Vestas8050*2000kW690V/10.5kV110kV资料来源：电监会、龙源集团龙源集团典型风电场的全投资收益率水平如下表所示，无CDM项目集中在7%左右，有CDM项目集中在9%左右。表1龙源集团部分典型风电场CDM收益率统计序号投产日期年减排量（CO2t/year)CER价格（欧元/CO2t)CDM时间段CDM起止年份全投资IRR（无CDM）全投资IRR（有CDM）上网电价(不含增值税)12005766448202007-20260.07450.10070.659220053847610.21202007-20270.06870.09080.535320065818810212007-20270.07450.09590.59942006752958.8202007-20270.06640.09340.56052006-20072050029212007-20280.06680.08710.47862006-2007720949202007-20270.07060.09130.664720072547728212007-20270.06740.10520.5098200723296210212008-20280.06080.08410.448资料来源：发改委、龙源集团负债率通常分为两种，中外合资的项目，资本金至少要占1/3，内资项目至少1/5。龙源的典型项目中这两种都有体现。表2龙源集团部分典型风电场负债率统计风场名称修改后投产日期投资（百万人民币）负债（%）负债利息负债期限资本金（%）12005349-0.061212-22005147----32006317----42006328800.061210205102067--33国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2006-200762006-2007302----72007816-0.0576--82007845----资料来源：电监会、龙源集团国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第二节大唐集团大唐集团组建五年来，大力发展包括水电、风电、核电在内的清洁能源和可再生能源，发展大容量、高参数、低排放机组。大唐集团进入风电领域从2003年开始，在全国5个省（区）已建成风电项目22期，安装风机902台。截至2008年集团风电装机达到215万千瓦，位居全国第二名。表12008年底五大集团装机情况明细单位：万千瓦发电企业名称可控装机清洁能源装机容量合计其中水能核能天然气能风能太阳能地热能生物质能海洋能中国国电集团公司7020757465002880040中国大唐集团公司824215841365002150.1030中国华能集团公司8586631519001120000中国华电集团公司690813128760396380030中国电力投资集团公司45711043101000330000资料来源：电监会大唐风电的发展速度非常快，从下图中容易看出，大唐的风电装机在2005年以前为零，从2005年开始，开始了突飞猛进的发展，前两年增速都在200%左右，第三年也就是2008年也达到了100%的增速。图12002-2008年大唐集团风电装机情况明细国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告2008年初，大唐赤峰赛罕坝风电场玻力克一期工程首批机组并网发电，至此，中国大唐集团公司风电总装机规模达到100.77万千瓦。约占目前全国风电总装机容量的五分之一。其中，仅赛罕坝风电场就达到了49.82万千瓦，成为目前世界最大的在役风电场。近年来，我国可再生能源快速发展，风电装机规模成倍增长，包括大唐集团在内的国内许多大型能源企业积极投入风电建设，为我国风电的规模化、产业化发展作出了积极贡献。目前，国家发展改革委正在会同国家电网公司和部分风能资源丰富的省（区），研究建设大风电基地方案，大唐集团在风电规模突破百万的基础上，有望成为带动我国风电发展的领头企业。由大唐集团和甘肃省洁源公司共投资14.4亿元开发玉门风电产业，建设风力发电机组200台，总装机容量达16万千瓦，年发电量约3.3亿千瓦时，年销售收入1.93亿元，利税1930万元，是目前甘肃最大的风电基地和全国第五大风电基地。已投入使用的大唐漳州风力发电场位于福建漳浦县六鳌半岛东侧的海岸线，规划总容量为10万千瓦，工程分三期进行开发。总投资3亿多元的一期工程装机规模3万千瓦，于2005年11月底竣工投产运行，截至2006年7月底共输送发电量2900多万千瓦时。二期工程于2006年12月底开工，装机台数为36台，总装机容量将达到4.5万千瓦。漳州风电场已经成为福建省内风电装机台数最多，装机容量排名第二的风电场。中国大唐集团公司、上海绿色环保能源工程有限公司、中广核集团公司能源开发公司和中国电力国际有限公司组成的四方投标联合体中标国内首个海上风电场招标项目。东海大桥10万千瓦海上风电场建设，标志着我国风电开发领域从陆上扩展到近海。该风电场将建于东海大桥西侧海域，预计总装机容量10万千瓦，单机容量不低于2000千瓦。从发展规划和公司结构上看，大唐集团也有明显的进步，2009年，大唐集团成立了新能源有限公司。大唐集团在整合大唐赤峰赛罕坝风电公司现有资产的基础上，成立大唐新能源公司，既是大唐集团进上步做强做大风电产业、拓宽新能源发展渠道的具体体现，同时也是大唐集团加强产业结构调整、实现又好又快发展的重大举措。大唐新能源公司作为大唐集团二级子公司，其职责是根据大唐集团发展规划，负责大唐集团风电项目的开发、建设、经营，承担大唐集团风电检修任务，研究开发其他新能源项目。大唐新能源公司成立之后，将大力发展陆上风电，积极开发海上风电，稳健推进太阳能发电、垃圾发电、小水电等其他新能源项目，适当延伸风电产业链，加快风电项目的建设。企业定位是成为经营型、控股型、科研型，具有较强盈利能力和核心竞争力、行业领先、国内知名的一流新能源企业。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第十章2008年风电行业风险分析第一节宏观经济波动风险宏观经济波动对风电行业影响不大，2008年的风电运行情况说明了这一点。从2009年的情况来看，经济虽然还存在变数，继续恶化的可能性依然存在，但是从大趋势上看，已经处于比较低的水平，或者说，包括风电行业在内的电力行业目前已经基本见底了。预计2009年下半年电力行业整体开始实质性稳定回暖，全年用电增速应该在6-7%之间，而火电行业的发电量增速应该在5-6%之间。总的来看，对于风电行业来了说，宏观经济波动风险目前已经比较小。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第二节政策风险风电行业在政策方面拥有很多优势，例如针对发电企业的风电的强制发展政策，针对电网的强制市场准入政策，电价方面政府定价和政府指导价并存以尽快形成适合各地实际情况和地区风电发展的风电上网电价形成机制。目前针对风电行业的政策体系已经基本完备，存在的问题主要是政策能否执行到位。例如，国家发展改革委印发《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》〔2007〕44号文“第十条对风力、太阳能、地热能、海洋能发电企业和不掺烧其他燃料的生物质能发电企业，省级电网企业按其实际上网电量及国务院价格主管部门核准的上网电价与发电企业结算电费；第十一条电网企业按照与发电企业购售电合同规定的时间，按月结算电费和补贴。”从目前国家和地方执行政策来看，根据我们的调研，风力发电企业的电费采取逐月按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价结算，而高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分按年度结算，资金不能在短时期内回收，这就极大地增加了风电企业的财务负担，风电企业资金造成很大压力，严重影响公司还贷计划，对风电企业经营成果带来重大影响。因此，国家对高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分结算速度有可能加快，形成按月或按季审批。这样才能把上述政策真正落到实处。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第三节相关行业风险这里的相关行业包括上游风电资源勘探行业、上游风电设备行业、下游电网行业。具体的看，全国风能资源普查不到位。风电场实现高效发电的前提是一定要找准风电场资源，这要求做好测风工作。我国曾经于上世纪七八十年代就组织开展过全国风能资源的评价工作。2003年初，中国气象局组织全国气象部门开展了第三次风能资源评价。2004年制定的《气象部门参与全国大型风电场建设前期工作方案》，明确提出全国气象部门用1-2年的时间，应用1971-2000年气象站观测资料完成新一轮风能资源评价和普查的工作目标。第三次测风结果已经公布，基本摸清了全国风能资源的总体分布状况。但由于主要是以气象站的观测数据为基础，受气象站观测塔高度和位置分布的影响，资料的准确性和代表性还比较差，尚不能满足风电场宏观布局决策的需要。2006年，发改委能源局在《促进风电产业发展实施意见》中提出到“十一五”期末完成约5000万千瓦的风能资源详细测量、评价和建设规划。随着风电建设的快速发展，5000万千瓦的容量已经不能满足2020年以前的风电发展要求。未来进一步详细勘探适合发展风电的厂址将成为一个重要的问题。风电设备方面，全国风电设备自主知识产权少。我国风电设备制造走的是一条从带料加工，到合作生产或购买许可证国内组装的技术路线，风电系统工程研发制造能力弱。一方面，受制于外商风电设备制造技术保护非常严格，难以掌握风电机组的核心技术。另一方面，受人才、技术、工艺和材料等多种原因的制约，国内企业消化吸收引进技术的能力薄弱，特别是重点能源设备制造企业介入风电设备制造行动迟缓。我国风电市场发展前景广阔，起步发展初期，国家重视不够，没有像安排大型水电、火电、燃机等动力设备那样，实行捆绑引进，以市场换技术的方针。目前，外商风电技术在我国实行多头转让，赚取我国外汇。另一方面，我国也没有组织国内相关研究机构和重点能源设备制造企业，及时系统地参与风电设备自主研发或引进技术消化吸收，致使风电技术的研发和制造能力远远不能满足风电发展需要，兆瓦级及以上风电设备尚未形成规模化生产能力，成为制约我国风电健康发展的重要因素。电网方面，风电配套电网工程建设滞后。由于风力发电会降低电网负荷预测精度，从而影响电网的调度和运行方式；影响电网的频率控制；影响电网的电压调整；影响电网的潮流分布；影响电网的电能质量；影响电网的故障水平和稳定性等。所以风力发电上网对电网的规划和建设提出了更高的要求。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告目前，我国风电发展与电网规划和建设不协调。风能资源一般都远离负荷中心，如果电网建设跟不上，风电就难以发展，因而国外都把风电发展纳入电网规划，要求电网超前建设，为风电接入创造条件。同时，对风电不稳定性造成的电网成本增加，允许在价格分摊中解决。我国薄弱的电网结构将会在很长一段时间内作为风电发展的障碍而存在，绝大部分的电网无法承担风电上网而带来的冲击。昂贵的电网接入系统，在风电场的建设投资中占有很高的比重。尽管我国的相关政策要求电网企业制定可再生能源发电配套电网设施建设规划，并纳入国家和省级电网发展规划。但是电网规划和建设的速度远不及风电装机发展的速度，从而影响到风力发电的发展。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第四节其他风险风电属于高科技能源，涉及到的人才问题比较重要。总的来看，中国风电发展缺乏专业及复合型人才。例如，风电上游行业风电设备制造是一项集空气动力、机械制造、发电技术、电子控制和高可靠性设计为一体的综合性高新技术产业。由于种种原因，我国还没有建立起专业的风电技术研究开发机构，与火电、水电和核电相比，风电产业缺乏从设计、制造、安装、调试及运营管理的人才培养体系。全国尚没有大学开设风电专业，风电技术研发和管理人才严重不足，特别是系统掌握风电理论并具有风电工程设计实践经验的复合型人才匮乏，难于适应当前风电快速发展的需要。这些都是中国未来风电发展的潜在风险源。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司 2009年风电行业风险分析报告第十一章行业信贷建议经过上述章节的分析，我们提出2009-2010年对风电行业的信贷原则，可以总结为“全力支持，向上延伸，长短结合”。“全力支持”指的是信贷机构对风电行业的总体信贷额度应该快速扩张，这表现在信贷项目数量的增加和总额的增长，虽然风电的发展存在一些问题，面临一些风险，但是从能源行业总体发展角度来看，风电行业占据了政策优势和市场优势，在技术进步和成本降低方面也很有建树，前景光明，因此未来几年中，即使国民经济和电力行业整体都不会有太好的表现，但是电力行业中的风电行业却会继续大放异彩，所以信贷机构可以本着积极支持的态度对风电行业继续给予比较有力的支持。“向上延伸”是风电上游的设备制造行业而言的，风电设备行业是中国风电行业长久健康发展的重要保证，反过来讲，中国风电市场的巨大发展空间给上游设备制造商带来了难得的良机，风电设备行业主要包括一些零部件生产企业和总装企业，在零部件生产企业中，又分成风力发电机、齿轮箱、叶片、塔筒、输变电设备和其他辅助设备的生产等等。其中风力发电机和各种控制辅助设备技术含量高，叶片和输变电设备相对较低，塔筒最低。我们认为，风电设备行业和风电行业的发展潜力一样大，承受的风险也几乎一样大，因此，对于风电设备行业我们同样列入积极鼓励的范围。更具体的看，发电机、齿轮箱、控制辅助设备等零部件企业可以更加积极的关注。“长短结合”指得是信贷机构在短期信贷和长期信贷之间的选择。就当前的宏观经济和电力行业发展趋势来看，风电行业资金链尽管要比其他行业好一些，但也比较紧张，对短期信贷有一定的需求量。此外，对于条件较好的风电新建项目，其长期信贷需求是应该满足的，因为其风险相对小而且收益稳定。国家发展改革委中国经济导报社120北京世经未来投资咨询有限公司
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