风电行业研究分析

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1、６金鼎綜合證券上海代表處Shanghai，TISC大陸股市研究风电行业研究分析在上次金风科技研究报告中，涉及了上游零部件供应产商以及下游风电场概况。风电场的发展决定了风机行业的市场容量，如果风电单位成本下降，风电场建设就会增加，对风电机组的需求扩大。而上游的原材料供应，则影响了风机企业的毛利率。我们将对此两个方面作进一步分析。一、中国的风电资源根据第三次风能资源普查结果，中国技术可开发（风能功率密度在150W/㎡及其以上）的陆地面积约为20万km2。考虑风电场中风电机组的实际布置能力，按照低限3MW/km2、高限5MW/km2计算，陆上技术可开发量为6亿～1

2、0亿KW。此外根据《全国海岸带和海涂资源综合调查报告》，中国大陆近海风电可开发装机容量为1亿～2亿KW。综合来看，中国可开发的风能潜力巨大，陆上加海上的总量有7亿～12亿KW，风电具有成为未来能源结构中重要组成部分的资源基础。二、中国的风电定价机制中国风电上网电价的价格形成机制，经历了四个不同的历史阶段：完全竞争阶段：20世纪90年代初到1998年左右，上网电价很低，上网电价的收入仅够维持风电场运行。审批电价阶段：1998年左右到2003年。上网电价由各地价格主管部门批准，报中央政府备案。这一阶段的风电价格五花八门，最低的仍然是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网

3、电价相当，最高上网电价超过1元/千瓦时。招标和审批电价并存阶段：这是风电电价的“双轨制”阶段，即从2003年到2005年。这一阶段与前一阶段的分界点是首期特许权招标，出现招标电价和审批电价并存的局面，即国家组织的大型风电场采用招标的方式确定电价。在省区级项目审批范围内的项目，仍采用的是审批电价的方式。招标加核准方式阶段：这一阶段是在2006年之后。主要标志是2006年1月《可再生能源法》生效以及国家可再生能源发电价格等有关政策的出台。根据国家有关政策规定：风电电价通过招标方式产生，电价标准根据招标电价的结果来确定。因此，这一阶段的风电电价采用的是招标加核准的

4、方式。三、风电场投资成本分析金鼎綜合證券股份有限公司大中華投資研究中心上海市娄山关路83号608室郵編：200120TEL：+86-21-61453202本報告內容與投資建議僅供參考，本公司恕不負任何法律責任，投資人仍應考量本身需求與投資風險。６金鼎綜合證券上海代表處Shanghai，TISC大陸股市研究风电场项目的投资成本中，风电机组大约占70%左右的比例，其余电气、土建、安装工程等费用约占30%。风电的单位电度成本中，折旧费用摊销大约占65%左右的份额，其余的营运费用、财务费用大约占35%的份额。因此，风电电度成本能否下降最大的影响因素就是机组的成本。图

5、表：风电项目投资构成比例和风电发电电度成本构成比例资料来源：《风电投资小常识》2006年11月，吴光军、李齐勇、杨学军以金风科技08年2月1日公告设备中标的内蒙古巴彦淖尔乌兰伊力更风电场300兆瓦风电特许权项目为例，总装机为200台1.5MW金风科技生产的机组。该项目总投资27.14亿元，单位投资成本约9046元/千瓦。其中机组价格19.23亿元，折合6411元/千瓦（或961万元/台），机组成本占总投资比例约70.87%。按发电期限25年、每年有效发电时间2000小时、设备折旧占65%估算，单位电度成本约0.278元，接近于当前内蒙古省内安装脱硫设施的燃煤

6、上网电价0.274元/千瓦时。若单位机组售价从6400元/千瓦下降至3800元/千瓦（750KW风机单位售价），在不考虑其它因素的情况下，单位电度成本将下降至0.226元/千瓦时，届时即使与火电同样的上网电价，风力发电也具备一定的竞争力。上述项目不同风机成本下的电度成本：单位风机成本（元/千瓦）单位风机成本（万元/台）单位发电成本（元/千瓦时）64119610.27850007500.23538005700.226资料来源：金鼎证券当前，国家组织了一批风电特许权项目，承诺固定发电小时内（满负荷发电3万小时）的固定电价。这个电价要高于一般的上网电价，能够保证风

7、电场投资一定的赢利空间。如上述的巴彦淖尔项目金鼎綜合證券股份有限公司大中華投資研究中心上海市娄山关路83号608室郵編：200120TEL：+86-21-61453202本報告內容與投資建議僅供參考，本公司恕不負任何法律責任，投資人仍應考量本身需求與投資風險。６金鼎綜合證券上海代表處Shanghai，TISC大陸股市研究，经发改委批准，风电场累计发电等效满负荷小时数在30000小时之内的上网电价为0.468元/千瓦时,比普通火电上网电价高出70%左右。四、其它形式发电成本比较火力发电：以国投电力（600886）为例，2008年上半年发电煤耗339.88克/千

8、瓦时，平均标煤成本546元/吨。据此估算，仅煤耗成本