2006至2016年间，我国风电行业以年复合52.14%的速度迅速成长。2010年装机规模首次超过美国，跃居世界第一。此后，我国继续保持领先地位，与其他国家逐渐拉开差距。据统计，2016年底中国累计风电装机已达到168.73GW，占全球比重高达34.48%。

中国风电累计装机容量变化

全球风电2016年累计装机(GW)

(一)海上风电分享投资盛宴

1、海上风电优势凸显

风能资源丰富、密度高。据统计，我国 5-50 米深海区域的风电开发量约为 500GW，而且资源密度较大。台湾海峡是中国近海风能资源最丰富的地区，从福建往北，近海风能资源逐渐减小，渤海湾的风能又有所增加。

邻近负荷中心。我国陆上风能资源主要分布于北部地区，当地电能消纳能力及电力外送通道有限，弃风限电问题严重。而海上风场建设在沿海一百公里处，靠近我国用电负荷中心东部沿海地区，且电网建设基础好，无消纳问题困扰。

不占用土地资源。陆上风电占用土地较多。2005年发改委提出风电场单位面积装机需达5MW/km 2，但实际执行时多数风场单位面积装机仅为 2-4MW/km 2。与之相比，海上风电不占用耕地资源和城市居住空间，十分适宜在我国进行大规模开发利用。

运行稳定。由于不存在障碍物等原因，海上风电机组在风速和风向上相对稳定，风切变(垂直方向风速变化)明显小于陆风，风机运行更稳定。单体容量大。2016年，我国陆上风电机组容量以 1.5MW与2MW为主，合计占比82.6%;海上风电则以4MW机组为主，2.5MW 以上占比达80.8%。

我国海上风电不同机组累计装机容量

我国陆上风电不同机组累计装机容量

2、以史为鉴：陆上风电发展有规律可循

我国风电行业迅速成长。2006至2016年间，我国风电行业以年复合 52.14%的速度迅速成长。2010年装机规模首次超过美国，跃居世界第一。据统计，2016 年底中国累计风电装机已达到168.73GW，占全球比重高达34.48%。

我国风电发展演变历程

陆上风电发展有规 律 可循。中国风电发展始于 1986 年，由于国内技术不成熟、依赖进口等因素，行业长时间发展缓慢。2005 年后，国家出台多项扶持政策，吸引企业投资风电，推动了技术创新、成本优化，项目盈利能力提升，行业迎来了井喷式增长。由于造价下移，补贴政策相继退坡，随后引发“抢装风潮”，导致弃风率显著上升。国家开始政策调控产能规模，这标着风电行业步入平稳增长阶段。

中国风电机组价格变化及预测(元/ 千瓦)

风电机组部分机型投标均价走势变化(元/ 千瓦)

政策扶持推动技术创新、 成本优化。2005年《可再生能源法》及《可再生能源中长期发展规划》的颁布，大大鼓舞了国内企业进驻风电领域的信心。资金涌入推动技术创新，加之国家对于“风电设备国产化率需达 70%以上”的要求，中国风电整机价格中枢一路下浮。预测2030年机组价格有望降至约 3000 元/千瓦。与此同时，行业集中度明显提升。

中国风电整机市场集中度变化情况

风机整机制造厂商数量(家)

补贴退坡引发“抢装风潮”、 弃风率上升。风电上网电价由两部分构成：燃煤标杆电价以内的部分由省级电网负担;高出部分通过可再生能源基金解决。长远看来，摆脱补贴依赖、实现平价上网是保障风电行业健康发展的必由之路。2009 年发改委首次制定标杆上网电价，2014年后历经三次补贴退坡。在第一次调价中，由于新电价仅适用于2015年以后投运的机组，直接引发了当年的“抢装风潮”。2015年新增装机2961万千瓦，创历年最高。随之弃风率直线上升，2016年一季度弃风率达到历史峰值25.8%，全年平均 17.1%。

发改委下调风电机组标杆电价情况

风电新增装机同比增速与弃风率对比

3、海上风电方兴未艾，静待行业催化剂

我国海上风电累计装机情况

2016年我国海上风电占风电总装机比例

基数小。截止 2015 年我国海上风电累计装机为 1.04 GW，仅实现了“十二五”海上风电发展目标 5GW 的 20.8%。2016 年海上风电累计装机增长至 1.63 GW，仅占我国全部风电装机的 0.97%。

我国海上风电装机规模

(二)分布式光伏成为撬动产业新支点

政策倾斜。根据《电力发展“十三五”规划》，到 2020 年太阳能发电装机达到 110GW 以上，其中分布式光伏 60GW 以上、光热发电 5GW。能源局在发布的《太阳能发展“十三五”规划》中提出，到 2020 年建成 100 个分布式光伏应用示范区，园区内 80%的新建建筑屋顶、50%的已有建筑屋顶将安装光伏发电，粗略估算分布式项目产值约万亿。为响应国家号召，多个省市地区纷纷颁布利好行业发展的补贴政策，2017 年分布式光伏市场蓬勃发展，新产品、新模式、新业态层出不穷。

历年来光伏装机增长情况

分布式与地面电站占比情况

【相关信息】2017年中国风电行业总体发展情况分析

一、风电行业弃风率分析

风电场的投资回报率决定运营商的投资热情。风电场投资回报率取决亍弃风率(电价、风况等因素相对稳定)。过去六年，风电装机增速和弃风率呈此消彼长的关系。

2017年前三季度弃风率12.2%，同比去年的19%下降6.8个百分点

2016和2017前三季度弃风率

2016年新增装机较2015年减少7.4GW。主要是限电地区(红六省)从15.4GW减少到7.3GW。非限电地区从15.4GW到16.1GW，是增加的。2017年红六省的新增装机将迚一步减少，消除拖累因。

二、未来三年行业向上的确定性强

截至2016年底，核准未建的项目总容量84GW;2017年将新增核准30.7GW，相加后供114.6GW，扣除上半年幵网6GW，还剩余108.6GW

这108.6GW必须在19年底前开工(20年建成)才可获得下调前的电价，未来三年半平均每年31GW，相比亍2017年的20GW，风电行业未来三年向上的确定性强

三、18年的光伏面临较大不确定性

自2015年至今，组件价格下跌一半。系统成本下降伴随的是IRR的上升和随之而来的标杆电价下调。

2015 年至今光伏组件价格(美元/瓦)

光伏电站标杆上网电价(元/千瓦时)

前9个月我国新增光伏装机42GW，同比增长60%、超全市场预期。 630抢装及分布式光伏200%的增长是两大主因。分布式每度电0.42元的补贴额度一直未下调。

2012 至2017年新增光伏装机(MW)

2013 年至2017年新增分布式装机(MW)

四、需求旺盛，供需好的环节盈利能力提升

16、17年，光伏新增装机连续高增长，需求旺盛。 部分供需好的环节价格稳定，最典型的是多晶硅和卑晶硅片。

2015 年至今的多晶硅价格

2015 年至今的单晶和多晶硅片价格

连续两年高速增长后，18年的光伏市场预测

1、存量机组的补贴是否能如期发放

2、18年的地面电站丌再有16、17年的630抢装

3、分布式光伏的补贴下调是市场一致预期，但时间点仍丌确定

4、多晶硅、卑晶硅片等环节的毖利率已到40%左史的高位，大量资本涌入后高盈利是否能保持需要观察