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2018年中国风电行业发展现状及发展前景分析【图】

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  随着国际社会对能源安全、生态环境、异常气候等问题的日益重视,减少化石能源燃烧,加快开发和利用可再生能源已成为世界各国的普遍共识和一致行动。目前, 全球能源转型的基本趋势是实现化石能源体系向低碳能源体系的转变,最终目标是进入以可再生能源为主的可持续能源时代。 2015 年,全球可再生能源发电新增装机容量首次超过常规能源发电的新增装机容量, 标志全球电力系统的建设正在发生结构性转变1。风电作为技术成熟、环境友好的可再生能源,已在全球范围内实现大规模的开发应用。丹麦早在 19 世纪末便开始着手利用风能发电,但直到 1973 年发生了世界性的石油危机,对石油短缺以及用矿物燃料发电所带来的环境污染的担忧,使风力发电重新得到了重视。此后,美国、丹麦、荷兰、英国、德国、瑞典、加拿大等国家均在风力发电的研究与应用方面投入了大量的人力和资金。至 2016年, 风电在美国已超过传统水电成为第一大可再生能源, 并在此前的 7 年时间里,美国风电成本下降了近 66%。在德国,陆上风电已成为整个能源体系中最便宜的能源,且在过去的数年间风电技术快速发展,更佳的系统兼容性、更长的运行小时数以及更大的单机容量使得德国《可再生能源法》最新修订法案(EEG2017)将固定电价体系改为招标竞价体系,彻底实现风电市场化。 2017 年整个欧洲地区风电占电力消费的比例达到 11.6%,其中丹麦的风电占电力消费的比例继续增加 4 个百分点,达到 44.4%,并在风电高峰时期依靠其发达的国家电网互联将多余电力输送至周边国家;德国达到 20.8%,英国为 13.5%。2017 年全球陆上风电平准化度电成本(levelized cost ofelectricity, LCOE)区间已经明显低于全球的化石能源,陆上风电平均成本逐渐接近水电,达到 6 美分/千瓦时, 2017 年以来新建陆上风电平均成本为 4 美分/千瓦时。 IRENA 预计随着技术进步, 2019 年全球成本最低的风电项目的度电成本将达到甚至低于 3 美分/千瓦时,成为最经济的绿色电力之一。

  从新增装机容量来看,进入本世纪以来,除 2013 年、 2016 年和 2017 年环比下滑外,其他年度风电新增装机容量基本呈现逐年递增趋势,见下图:

  从全球电力生产结构的变化趋势看,化石燃料和核能发电的占比逐年下降,水电占比长期维持在 16.6%,风电是目前发展最快的可再生能源。

  火电:传统的火力发电以煤炭、石油、天然气等化石能源为原料,燃烧过程中会产生大量的二氧化碳、二氧化硫、粉尘颗粒物(PM)等污染物,给环境造成难以估量的破坏,威胁人类社会的安全和发展。从中、美、德、英、韩、日等国的装机结构看, 目前火电装机容量在电力装机容量中的占比均超过 50%以上,我国以煤炭为主的火电装机容量占比更是高达 62%4,这主要系过去火电开发利用时间早,未考虑环境破坏的发电成本较低所致。随着技术的不断进步和规模经济的体现,风电成本实现了快速下降,全球范围内,在 2013 年前后陆上风电的平准化度电成本(LCOE)已经低于煤电的发电成本,即初步实现并网侧的平价上网,具备了对传统火电的替代能力。水电:水电站建设的一次性经济投资和人力投资远高于风电站建设,建设周期长,对周围生态和居民的影响更是不可补偿,且可用于大规模水利发电的水资源有限。尽管水电拥有度电成本较低的优势,但其价格无法反映水资源价值和水电开发对生态环境造成的损害。 此外,2017年全球陆上风电平均成本逐渐接近水电,水电的成本优势逐渐被风电替代。核电:经历了前苏联切尔诺贝利核事故、美国三里岛核事故、日本福岛核事故后,核电发展受挫,日本暂时关停核电站,德国直接宣布 2022 年前关闭国内所有的核电站,我国过去几年核电发展同样缓慢。此外,核电站的运行过程中会产生巨大热量,需要水源进行冷却,因此现有的大型核电站多建于沿海地区,但沿海核电厂址有限,这也一定程度上缩小了核电的发展空间。太阳能:虽然太阳能电池组的价格在过去几年内大幅下降,但其度电成本依然是新能源中最高的, 2017 年全球光伏的平准化度电成本(LCOE)大约为 10美分/千瓦时,全球陆上风电平准化度电成本(LCOE)仅为 6 美分/千瓦时,其中 2017 年以来新建陆上风电平均成本仅为 4 美分/千瓦时。

  基于风电的高度环境友好性及适中的度电成本, 风电在全球主要国家已实现了大规模的产业化运营,但为了进一步减少化石能源的消耗,达到节能减排,保护自然环境的目的, 各主要国家仍不断出台有利于风电发展的行业政策和产业规划。

  2017 年 7 月试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度, 2018年 3 月下发《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》, 2018 年 4月下发《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》

  2020 年风电年发电量确保达到 4,200 亿千瓦时,约占全国总发电量的 6%,到2050 年满足 17%的电力需求

  2020 年风电在电力结构中占比达 10%、2030 年升至 20%、 2050 年达 35%

  1、 废除自 1998 年以来一直补贴可再生能源发展的公共服务运营费(PSO) 2、2016 年成立独立的能源委员会,制定相关政策以实现规划目标

  此外,欧洲到 2020 年将实现可再生能源占总发电量的 34%,其中风电占比为 16.90%,平均每年对风电的投资将达到约 235 亿欧元,其中,陆上发电投资147 亿欧元,海上风电投资 88 亿欧元,风电累计装机容量将达到 2.3 亿千瓦。

  相比陆上风电,海上风电具备风电机组发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定以及不占用土地,不消耗水资源,适合大规模开发等优势,同时,海上风电一般靠近传统电力负荷中心,便于电网消纳,免去长距离输电的问题,因而全球风电场建设已出现从陆地向近海发展的趋势。经过近二十余年的发展,从全球范围来看,海上风电技术日益成熟,过去制约其快速发展的技术壁垒高、建设难度大、维护成本高、整机防腐要求强等弊端正得到逐步改善。自第一座海上风电场投运以来,海上风电成本的下降幅度超过了 30%,其度电成本也从 2001 年的240 美元/兆瓦时降低到了 2015 年的约 170 美元/兆瓦时,伴随着技术创新和成本的持续下降, 全球海上风电总装机容量有望从 2015 年的 13GW 激增至 2030 年的 100GW。2017 年,全球海上风电新增装机容量 4,331MW,累计装机容量达 18,814MW。其中,欧洲十一国贡献了 84%(15,785MW)的累计装机容量,其余 16%装机中大部分位于中国,少部分位于越南、日本、韩国和美国。英国是全球最大的海上风电市场,占全球累计装机容量达 36%,德国以 29%的份额位居第二位,中国以 15%的份额位居第三。

  我国风力发电始于 20 世纪 50 年代后期, 用于解决海岛及偏远地区供电难问题,主要是非并网小型风电机组的建设。 70 年代末期,我国开始研究并网风电,主要通过引入国外风电机组建设示范电场, 1986 年 5 月,首个示范性风电场马兰风力发电场在山东荣成建成并网发电。从第一个风电场建成至今,我国风电产业发展大致可以分为以下 6 个阶段:

  主要利用国外捐赠及丹麦、德国、西班牙政府贷款建设小型示范风电场,国家“七五”“八五”投入扶持资金,设立了国产风电机组攻关项目,支持风电场建设及风电机组研制。这期间相继建成福建平潭岛、新疆达坂城、内蒙古朱日和等并网风电场,在风电场选址与设计、风电设备维护等方面积累了一些经验。

  通过引入、消化、吸收国外技术进行风电装备产业化研究。从 1996 年开始,启动了“乘风工程”、“双加工程”、“国债风电项目”、科技支撑计划等一系列的支持项目推动了风电的发展。期间首次探索建立了强制性收购、还本付息电价和成本分摊制度,保障了投资者权益,促使贷款建设风电场开始发展。该阶段国产风电设备实现了商业化销售,国内风电年新增装机容量不断扩大,新的发电场也不断涌现。

  国家不断出台一系列的鼓励风电开发的政策和法律法规,如 2005 年颁布的《可再生能源法》和 2007 年实施的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》,以解决风电产业发展中存在的障碍,迅速提升风电的开发规模和本土设备制造能力。同时, 2005 年出台的《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》中有关“风电设备国产化率要达到 70%以上”(2010 年已被取消)等一系列政策的推动下,开启了装备国产化进程。 2007 年新增装机容量达 3,311MW,同比增长 157.1%,内资企业产品市场占有率达 55.9%,新增市场份额首次超过外资企业。

  我国风电相关的政策和法律法规进一步完善,风电整机制造能力大幅提升。该期间,我国提出建设 8 个千万千瓦级风电基地,启动建设海上风电示范项目,是前所未有的高速发展期。 2010 年,我国风电新增装机容量超过 18.9GW,以占全球新增装机 48%的态势领跑全球风电市场,累计装机量超过美国,跃居世界第一。但快速发展的同时,也出现了电网建设滞后、国产风电机组质量难以保障、风电设备产能过剩等问题。

  经过几年的高速发展后,我国风电行业问题开始凸显,一是行业恶性竞争加剧,设备制造产能过剩,越来越多的企业出现亏损;二是我国“三北”地区风力资源丰富,装机容量大,但地区消纳能力有限,外送通道不足,使得弃风现象严重;三是风电机组质量无法有效保障。期间,不少企业退出风电行业,市场也逐渐意识到风电设备制造不能简单追求“低价优势”,更不能盲目上项目,应充分重视产品质量,并提高服务能力。

  经过前期的洗牌, 风电产业过热的现象得到一定的遏制, 发展模式从重规模、重速度到重效益、重质量。“十三五”期间,我国风电产业将逐步实行配额制与绿色证书政策,并发布了国家五年风电发展的方向和基本目标,明确了风电发展规模将进入持续稳定的发展模式。截止目前,我国风电行业经历了两轮高速发展时期。第一阶段从 2005 年开始,到 2010 年结束,之后经历了两年的调整,从 2013 年年中开始,我国风电行业摆脱下滑趋势,在行业环境得到有效净化的形势下,开始了新一轮有质量的增长,并在 2015 年创新高,随后受前期抢装透支需求的影响, 2016、 2017 连续两年装机下滑, 但 2017 年降幅趋缓。 在新的电价下调截止时间临近导致“小抢装”、“三北”地区弃风限电改善恢复投资、分散式风电崛起、海上风电发展等多因素驱动下, 2018 年开始新增装机有望重回高增长。

  2017 年我国风电新增并网装机容量占全部电力新增并网装机容量的比例为14.6%,累计并网装机容量占全部发电装机容量的比例为 9.2%。风电新增装机容量占比近几年均维持 14%以上,累计装机容量占比则呈现稳步提升的态势。

  发电量方面,2016 年全国风电发电量 2,410 亿千瓦时,占全部发电量的 4.1%,2017 年全国风电发电量 3,057 亿千瓦时,占全部发电量的 4.8%,发电量逐年增加,市场份额不断提升,风电已成为继煤电、水电之后我国第三大电源。

  尽管过去的十多年时间里,我国风电装机量呈爆发式增长,但风电在整个电力结构中的占比仍然偏小,低于丹麦(44.4%)、德国(20.8%)、英国(13.5%)等国家,发展潜力巨大。随着开发布局的不断优化,配套政策的有效执行,以及风电技术水平的显著提升,未来我国风电行业的增长来源如下:

  我国中东部和南方的大部分地区由于风速低于 6 米/秒,过去一直被认为不具备经济开发价值,但是,随着行业的技术进步,风电机组的利用效率提升,该区域低风速风电场的开发价值逐渐显现。由于我国中东部及南方地区负荷需求大、并网条件好,产生的风电大多可就近、就地消纳,因此在“三北”地区出现弃风限电现象后,政策引导风电投资向中东部及南部地区转移。风电“十三五”规划要求,加快中东部和南方地区陆上风能资源的规模化开发,到 2020 年,新增风电并网装机容量 42GW,累计并网容量达到 70GW,较“十二五”期间同比增长 150%。 2017 年风电新增装机容量分区域统计数据的结果与政策导向基本一致, 中东南部地区新增装机容量占比达到 55%,与 2016 年相比,虽然华北地区新增装机容量的绝对额仍然较大,但增速方面,中南地区增长 44%,西北地区下降超过 40%,东北地区下降超过 30%。

  我国不同地区的自然条件不同, 风能储量差异很大。 从地理位置上来看,“三北”(西北、华北和东北)地区和沿海一带是风能资源最丰富的区域。其中,“三北”地区风功率密度和风能密度远大于东南沿海地区,且盛行风向稳定,破坏性风速少,地势平坦,交通方便,工程地质条件好,施工便利,是大型风电场的最佳风能资源区。

  西北地区风能资源: 由于地处高原, 加上地表起伏较小, 风能资源相当丰富,是我国风能资源最丰富的区域。据统计和预测,高达 3 亿千瓦的庞大可开发的风能资源量蕴含在这一区域,全国陆地风能资源基本有 1/3 左右分布在这一带。东北地区风能资源:黑龙江省风能资源较丰富的地区占到该省 2/3 以上的区域,以年平均风能密度而论,居全国中上等水平,且风资源在白天非常丰富,符合工业和商业的工作时间,能有效利用;吉林省风能资源相对较少,风能较丰富区处于北到松原、南到双辽等地一线;辽宁省风能较丰富区主要在辽河平原、辽东半岛。受经济发展、地形地貌等得影响,东北地区风资源的开发利用率较低。

  华北地区风能资源:华北地区是北方经济发展的重要地区,包括北京、天津两个直辖市, 河北、 山西两个经济大省以及内蒙古自治区。 河北省风能资源丰富,主要分布在张家口、承德坝上地区和沿海秦皇岛、唐山、沧州地区,大片区域交通便利,内蒙古地区风能资源丰富、视野开阔,均非常适宜建设大型风电场。基于“三北”地区风资源丰富、地缘辽阔、风电场开发建设成本低,过去十年国内的风电开发主要集中在“三北”地区,截至 2017 年,“三北”地区风电累计装机容量占全国比例达 66.56%。

  然而, “三北”地区风电产业快速发展的同时也遭遇了输出瓶颈,自 2010年开始出现弃风现象, 2013-2014 年在政府主管部门的积极干预下,电网部门提高了电网调峰能力,加之全国电力消耗量的增加,弃风情况一度好转,但到 2016年,经历 2015 年风电机组的“抢装潮”,叠加电网建设滞后,全国平均弃风率又再度达到了 17%的历史高位, 弃风现象主要集中在“三北”地区, 其中甘肃(43%)、新疆(38%)、吉林(30%)、内蒙古(21%)、黑龙江(19%)是弃风最为严重的地区。

  第一,电源与电网规划不同步。“三北”地区风电发展的主要矛盾是大规模和高速发展的风电装机、发电能力与电力消纳、电力输送间的矛盾。我国风能资源集中在“三北”地区,距离用电负荷中心较远,且当地经济欠发达,消纳能力弱,需要通过输电网远距离集中外送,但近年来,风电电源工程建设投资与并网装机容量一直呈现上升态势,与电网送出线路建设滞后呈鲜明对比,导致弃风限电加重。

  第二,能源发展缺乏统一规划。在经济新常态、电力需求放缓的背景下,火电、水电、风电、核电以及光伏的最优发展规模尚未有明确定论,政府各部门之间及政府与电网之间对能源发展规划未达成统一共识。火电大规模上马加剧电力产能过剩,挤压风电的发展空间, 2017 年新增火电装机占新增总装机的比重仍高达 34.24%,远大于风电(14.60%)、水电(9.62%)和核电(1.63%),虽有拉动经济增长的积极作用, 但与我国提倡“大力发展清洁能源, 构建低碳能源体系”的发展理念严重相悖。

  第三,电力管理存在突出矛盾,保障可再生能源发展的相关法律法规难以全面落实。自 2005 年我国《可再生能源法》颁布,一系列鼓励政策相继推出,但整体上看, 这些政策在具体实施过程中因存在利益冲突并未完全执行到位。目前,多数省区采用年度发电计划管理,维持所有机组“平均上网小时数”的政策,但省级政府具有自由裁量权,导致出现风电机组为火电机组让路的情况。此外,优质的风力资源区与煤炭资源区重合,在“三北”地区,仅山西、内蒙古、陕西和新疆四省区的煤炭储量即占全国的 76%10,各方存在利益角逐。

  为进一步解决弃风限电问题, 推动能源生产及消费革命、破解环境污染难题,自 2016 年以来发改委及国家能源局密集出台了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》、《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》、《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》、《解决弃水弃风弃光问题实施方案》等十余项政策,要求弃风率到 2020 年下降至 5%,可见国家层面对解决弃风限电问题的决心。同时,在政策引导下,国家电网加快特高压输电线路的建设,从特高压投运的进程看,“十二五”期间我国特高压的建设是相对缓慢的,一共建成 9 条,且仅有 1 条线路是在限电区域。“十三五”期间,将重点优化西部(西北+川渝)、东部(“三华” +东北三省+内蒙古)两个特高压同步电网,形成送、受端结构清晰的“五横五纵” 29 条特高压线 年已投运、在建和已规划的还有 20 条特高压线 条线路是在限电区域。随着特高压线路尤其是西北地区线 年的密集投运,弃风限电现象将得到显著改善。已有规划的特高压线路投建情况如下表所示:

  在一系列针对可再生能源消纳的政策的推动下,弃风限电进入了逐步好转的阶段。 2017 年,全国风电平均利用小时数 1,948 小时,同比增加 203 小时,全年弃风电量 419 亿千瓦时,同比减少 78 亿千瓦时,全国平均弃风率为 12%,同比下降 5.2%,其中,弃风率超过 10%的地区是甘肃(33%),新疆(29%),吉林(21%),内蒙古(15%)和黑龙江(14%)。 2018 年 3 月 7 月,国家能源局发布 2018 年度风电投资监测预警结果,除甘肃、新疆、吉林仍为红色预警区域外,宁夏、内蒙古、黑龙江解除红色预警。随着针对性措施进一步的实施,“三北”地区的弃风限电问题将得到有效解决。凭借在风资源、地形、气候、开发及维护成本等方面具备的显著优势,以及未来特高压电网建成后解决了电力输出问题,“三北”地区将重新成为我国风电建设的重点区域,这一区域的风电市场仍有极大的发展空间。

  国内风电产业大规模发展已超过十年,随着风电机组 20 年使用寿命的临近,国内将会出现大批的退役机组。在我国风电发展早期,大多数风电整机制造商缺乏自主研发实力,普遍从国外引进技术或者通过许可证方式生产,消化吸收并不彻底,导致很多早期安装的风电机组设备质量不高。因此,尽管风电机组设计寿命通常为 20 年,但运行到中后期阶段,老化的风电机组出现坠落、折断等重大事故的几率大大增加,发电量亦开始回落,设备技术性能也无法满足电网的要求,维护及保养成本显著增加,其经济性已大大降低。因此,为了高效利用原有的优质风区,提前退役技术过时的旧机组,代之以目前技术先进的大功率机组,经济效益更好。过去十余年我国风电市场经历了爆发式的增长,截至 2017 年末累计装机容量占全球的 1/3 以上,旧机组退役更新的市场庞大。

  分散式风电项目是指所产生电力可自用,也可上网且在配电系统平衡调节的风电项目,其最明显的优点是就近接入电网,并于当地消纳,限电风险较低。早在 2009 年我国就提出了分散式风电的概念, 但一直推进缓慢, 主要原因在于:政策支持力度不够;项目容量较小,单位开发成本较高;以及国内风电投资主体单一,绝大部分是国有资本,对投资少、规模小的分散式接入风电投资积极性不足。2017 年国家能源局发布《加快推进分散式接入风电项目建设有关要求》,明确提出分散式项目不占用风电建设年度指导规模,即成为行业新的增量,并通过系列具体要求确保消纳。 2018 年能源局发布《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》,进一步扫清了制约分散式风电发展的多方面障碍。首先,将分散式风电并网最高电压等级从 35KV 放宽至 110KV,使其可开发空间大幅提升;其次,大幅简化了核准并网流程以缩短建设周期,降低项目成本,并明确售电模式提升项目收益率;此外,还鼓励各类企业及个人作为项目单位,在符合土地利用总体规划的前提下,投资、建设和经营分散式风电项目,降低了投资门槛,扩大了投资主体。随着国家层面的政策落地,地方政府纷纷响应,目前新疆、内蒙、河南、河北等地均出台相关文件加快分散式风电的开发建设,预计我国分散式风电建设将于 2018 年迎来快速发展元年,助力风电行业整体复苏。

  2017 年 2 月 3 日,发改委、财政部、国家能源局联合下发《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》(以下简称“通知”),在全国范围内试行为陆上风电、光伏发电企业(不含分布式光伏发电)所生产的可再生能源上网电量发放具有独特标识代码的绿色电力证书(以下简称“绿证”)。按照 1 兆瓦时=1 个绿证的标准折算,可在中国绿证认购交易平台出售。2017 年 7 月 1 日,绿证正式启动自愿认购,价格按照不高于证书对应电量的可再生能源补贴金额,由买卖双方自行协商或者通过竞价确定。可再生能源发电企业可将已核准的绿证挂牌出售,各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人均可通过购买取得绿证。

  我国现阶段对于风电、光电上网仍实行标杆电价模式,对上网标杆电价和脱硫燃煤机组上网标杆电价之间的差额部分,使用可再生能源发展基金进行补贴。该基金主要来源于向电力用户征收的可再生能源电价附加收入。具体操作流程为:由电网代财政部向用户征收可再生能源电价附加,财政部门向电网企业拨付可再生能源补贴,再由电网企业根据可再生能源上网电价和实际收购的可再生能源发电上网电量,按月与可再生能源发电企业结算电费。在该模式下,可再生能源发电企业资金回收周期冗长、 资金压力大。此外,自备电厂大量拖欠可再生能源电价附加,财政部实际征收的再生能源电价附加额远小于理论上的征收额,导致我国可再生能源发展基金一直面临着较大的缺口,且随着新能源并网容量的逐年扩大,可再生能源基金的缺口将越来越大,成为限制着我国新能源发展的重要因素。

  而在绿证运行模式下,可再生能源发电企业将绿证直接出售给消费者,实现现金流的快速回收,缩短新能源发电企业资金回收周期,缓解电站投资商的现金流压力,进一步促进可再生能源发电企业成本下降,激发风电等新能源的投资热情。同时,通过绿证机制与现行补贴制度的有机结合,拓展新能源发电企业获取补贴的途径,除选择从可再生能源发展基金获取补贴外,新能源发电企业亦可选择销售绿证从购买者处获得收入,有助于减轻可再生能源补贴压力,降低新能源行业对政府补贴的依赖程度, 促进我国风电等新能源行业进一步发展。

  此外,《通知》中提到,将根据市场认购情况,自 2018 年起适时启动绿色电力配额考核和证书强制约束交易。 2018 年 3 月 23 日,国家能源局综合司发布《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》,明确了 2018 年和 2020 年各省的可再生能源电力总量配额指标、非水电可再生能源配额指标以及考核监督办法。配额制及配套的绿证交易是国际上普遍采用的可再生能源产业扶持政策,目前英国、澳大利亚、瑞典、挪威、意大利、法国和日本等 20 多个国家以及美国 29 个州和华盛顿特区等均实施了配额制及绿证交易政策。随着我国绿电配额制和证书强制交易政策的实施, 可再生能源支持性政策将从价格推动转向需求拉动,用市场化手段代替政府管制对资源进行配置,效率大为提高。并且,绿证与配额制的结合将鼓励绿色电力消费,使得能源结构转型由生产侧向消费侧推进,将加速风电等可再生能源的发展。

  国内风电设备制造厂商整体起步较晚,在风电行业发展初期,国内市场的风力发电机组产品供应商主要以国际厂商为主。 1999 年以前,外企独占整个国内风电市场, 2001 年随着国外风电技术的引入,国内厂商逐渐起步。从 2005 年开始,风电整机的进口替代与国产化率显著提升,国内风电整机厂商逐渐占据主导地位,国际厂商的市场占有率逐年下滑,从 2004 年的 75.4%下滑至 2017 年的3.4%。截至 2017 年底,国际厂商除维斯塔斯(Vestas)、歌美飒(Gamesa)和通用电气(GE)外,其它厂家均已退出。相反,经过多年的努力和发展,我国风电产业取得了瞩目的成就,不仅培育了全球最大规模的风电市场,还培养了一批具有国际竞争力的设备制造企业,形成了具有自主知识产权的核心技术体系,建立了较为完善的产业服务体系,行业秩序也大为好转,目前,我国风电全产业链基本实现国产化。与国际知名竞争对手相比,国内优势企业的产品质量已达到或者接近国际先进水平。2017 年我国风电新增装机容量为 19.66GW,前十名均为国内厂商。

  近年来,随着市场调控与整合进程的加快,国内风电整机制造企业的市场份额逐渐趋于集中,寡头竞争格局初现, 2017 年排名前十的风电机组制造企业市场份额达到 89.5%。

  国外风电整机设备市场的集中度更高。2015 年欧洲市场新增装机容量 14.37GW, 维斯塔斯(Vestas)、 西门子(Siemens)、Enercon、 Senvion、恩德(Nordex)占据前五位,其中前三名份额达到 62.7%,前五名份额达到 84.3%; 2015 年北美市场新增装机容量 9.762GW,通用电气(GE)、维斯塔斯(Vestas)、西门子(Siemens)、安迅能(Acciona)、 Senvion占据前五位,其中前三位份额达到 87.5%,前五名高达 94.7%。同时,近年国外风电市场的并购不断,将进一步推升市场集中度:(1) 2015 年 9 月,通用电气(GE)以 123.5 亿欧元收购阿尔斯通电力及电网业务;(2) 2016 年 6 月,西门子(Siemens)收购歌美飒(Gamesa);(3) 2016 年 4 月,恩德(Nordex)以 7.85亿欧元收购安迅能(Acciona)风能业务;(4) 2016 年 9 月,西门子(Siemens)以 6000 万欧元收购 Adwen;(5) 2016 年 8 月, Senvion 并购 Kenersys。我国《风电发展“十三五”规划》明确提出在风电行业建立优胜劣汰的市场竞争机制,强化从设计、生产到运行全过程的质量监督管理,鼓励风电设备制造企业兼并重组,提高市场集中度。因此,我国风电整机设备行业的竞争格局已进入新阶段,单纯以几种机型打天下,规模化生产低价竞争将难以生存,未来将是综合实力和技术创新能力的竞争。

  风电行业主要由风电场投资运营、 风电设备整机总装和零部件制造三个子行业构成。其中,风电场开发商(包括但不限于电力公司)作为直接接收风电机组的主体,处于产业链下游;风电整机制造商位于产业链中游,为风电场建设提供符合要求的设备;零部件制造商和原材料供应商作为直接生产技术关联行业,处于产业链的上游。政府则作为产业链系统的外部主导者,通过规划设计、风电技术标准、检测认证体系、可再生能源配额制度、补贴政策等手段对产业链进行全方位指导和规范。目前,上游零部件制造为较为成熟的充分竞争行业,供应商众多;下游的投资主体数量不断增加;居于中游的风电机组总装厂家市场集中度不断提高,在产业链中的线、行业上下游的基本情况

  从风电开发企业数量变化看, 2004 年以前,全国不足 10 家企业,自 2005年起逐渐增长11,至 2017 年我国风电有新增装机的开发企业已超过 80 家,前十大新增装机容量超过 1,300 万 KW,占比达 67%。

  截至 2017 年底,前十家开发企业累计装机容量合计超过 13,000 万 KW,占比达到 71%。一直以来,风电建设的主要市场份额被以五大发电集团为首的国有企业所占据。但自 2011 年开始,五大集团的新增装机容量占比呈下降趋势,期间 2014 年和 2017 年有所反弹。见下图:

  风电设备的零部件包括桨叶、齿轮箱、发电机、变流器、变桨控制系统、主轴等上百种零部件,关键零部件主要有桨叶、齿轮箱、发电机、变流器等。随着我国风电市场的快速发展, 零部件国产化率不断提升, 下游零部件供应厂商众多,在经历了 2015 年的抢装潮后,不少厂家产能有所扩张,整体供给充裕,有较大的选择空间。

  上游零配件行业中的大多数部件通用性较强,除可供应风电领域外,还可应用于火电、核电、光伏、轨交等其他行业设备的制造,且厂商数量较多,属于充分竞争性行业,对本行业的发展不构成制约。但相较而言,桨叶和齿轮箱不仅是核心部件,且生产厂家的数量少,在供应链中有一定的话语权。整体来看,随着近年来风电零部件的技术进步和产能扩张,零配件的总体价格呈下降趋势,对本行业的发展比较有利。风电整机制造业与下游风电场投资运营行业的景气度息息相关, 行业需求取决于下游行业的投资规模。随着全社会对新能源行业重视程度增加,以及新能源行业引入产业基金等新型投资方式,投资主体更趋多样化,数量不断增加。当前上、下游行业的发展为本行业提供了极为有利的经营环境。

  相关报告:智研咨询网发布的《2018-2024年中国风电行业市场供需预测及投资战略研究报告》

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