一、市场供求状况及变动原因
从需求端来看，《可再生能源法》规定，利用可再生能源产生的电力实行全额收购制度，电网公司须全额购买获核准的可再生能源发电场所生产的，且发电项目在其电网所覆盖的范围内符合并网技术标准的全部上网电力。因此，风电行业需求基本不会受国内电力需求的波动影响，但会随着局部电网的瞬时负荷变化和输送能力的变化而变动。
从供应端来看，国家政策的大力支持及风电行业的技术进步，为风电行业提供了优越的发展环境。根据全球风能理事会统计数据，2001 年至 2016 年期间，我国风电装机容量实现了 49.53%的年复合增长率，截至 2010 年底，我国风电累计装机容量达到 44,733MW，超越美国成为全球第一大风电装机国家。2011 年，我国仍为风电新增装机容量和累计装机容量全球第一的国家。2012 年，我国风电新增装机容量 12,960MW（位列全球第二），累计装机容量 75,324MW（位列全球第一）。2013 年-2016 年，我国风电新增装机容量、累计装机容量均列全球第一位。为了实现国家节能减排的目标，我国将继续大力推动清洁能源的高效利用，并大力开发新能源和可再生能源，风电无疑是其中的一个重要的开发方向，未来风电行业将保持高速增长趋势。
二、行业利润水平的变动趋势及变动原因
2008 年以来，国内主要风电机组制造企业开始批量生产兆瓦级以上风电机组，市场竞争激烈导致风电设备价格下降。至 2009 年，风机设备从卖方市场向买方市场过渡，使得风机制造商间在成本和质量上的竞争日益激烈，2011 年风机价格已经降到了历史新低，2012 年风机价格逐步趋稳。另外，随着风场选址的不断优化，风电机组运营效率的提升，风电运营企业的成本也会有所下降。 短期来看，虽然风机设备价格下降，使得风电建设的投资成本降低，但由于上网电价的下调、并网技术要求的提高以及电网建设速度与风电建设速度的不匹配，风电行业的盈利水平会基本持平。长远来看，风电行业不像火力发电受上游原材料价格的影响利润波动比较明显，随着我国电网建设逐步完善，风电设备技术的不断进步，风能利用效率也会逐步提升，同时，随着风电场运营效率不断优化，管理成本下降，风电行业的利润水平会有所提高。
三、影响行业发展的有利和不利因素
1、行业发展的有利因素
（1）能源需求快速增长，需要增加新的能源来源，缓解能源供需矛盾
进入 21 世纪，我国经济快速发展，工业化、城镇化进程加快，能源需求快速增长，能源供需矛盾日益突出。根据 2017 年《BP 世界能源统计年鉴》的统计数据，2011 年以来我国持续成为全球第一大能源消费国，一次能源消费总量持续全球最高，2016 年达到 3,053 百万吨油当量；2016 年原油消费量 5.79 亿吨，原油进口 3.83 亿吨，进口依存度超过 60%。我国 2016 年一次能源消费增幅为1.57%，中国一次能源消费增量连续 16 年全球第一。估计在今后相当长的时间，我国的石油和天然气对外依赖程度将会持续增加。增加能源的多元化供应、确保能源安全已成为经济社会发展的重要任务，开发利用可再生能源成为国家能源发展战略的重要组成部分。
（2）国家设定了可再生能源的发展目标以及节能减排的发展目标
我国能源结构以煤为主，能源消费快速增长，环境问题日益严峻，尤其是大气污染状况愈发严重，既影响经济发展，也影响人民生活和健康。根据 2017 年《BP 世界能源统计年鉴》的统计，我国为世界第一大碳排放国，随着经济社会的快速发展，能源需求将持续增长，能源和环境对可持续发展的约束将越来越严重，发展清洁能源技术、特别是加快开发利用可再生能源资源，是实现可持续发展的必然选择。2014 年 11 月，国务院办公厅正式发布《能源发展战略行动计划（2014-2020 年）》，指出要大力发展可再生能源，按照输出与就地消纳利用并重、集中式与分布式发展并举的原则，加快发展可再生能源。到 2020 年，非化石能源占一次能源消费比重达到 15%。国家能源局局长努尔白克力在“2015 国际能源变革论坛”上表示，到 2030 年，非化石能源占一次能源消费总量的比重达到20%左右。在 2009 年 12 月的哥本哈根会议上，温家宝总理明确了到 2020 年单位国内生产总值二氧化碳排放比 2005 年下降 40%-45%的目标。为达到上述目标，风电发展规模在 2020 年之前仍需保持高速增长。
图表：行业相关发展政策
图表来源：公开资料整理
（3）我国实行可再生能源发电全额保障性收购制度
《可再生能源法》明确规定，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度，对按照规划建设的可再生能源发电项目所发电量，符合并网技术标准的，电网企业应当全额收购。
（4）我国风电定价机制不断完善
风电价格政策是影响风电运营企业投资和风电市场增长水平的关键因素。多年来，我国风电定价机制不断调整完善，经历了四个发展阶段：
A.1986-1993 年，我国风电发展处于初期示范阶段。该时期的风电上网电价参照当地燃煤电价，约为 0.28 元/kWh。
B.1994-2003 年，我国风电处于产业化建立阶段。该时期的风电电价由发电场与电网公司所签订的购电协议确定。通过购电协议确定的电价还需由各地主管部门批准后报国家物价部门备案。
参考观研天下发布《2018年中国风电行业分析报告-市场深度调研与投资前景研究》
C.2004-2009 年，我国风电处于规模化及国产化阶段。该时期招标电价与核准电价共存，其中风电特许权项目实行竞争性招标电价，其他项目由各地核准电价。核准电价一般为当地脱硫燃煤电厂上网电价加不超过 0.25 元/kWh 的补贴。同时，该时期实行风电价格费用分摊制度，风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分由当地省级电网负担，高出部分通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。如果脱硫燃煤机组标杆上网电价调整，风电上网电价中由当地电网负担的部分相应调整。
D.2010 年开始，我国风电进入规范化发展阶段。现阶段，我国继续实行风电价格费用分摊制度，并对陆上风电和海上风电的价格进行分开管理。对于陆上风电，我国采用区域性固定电价制度，按风能资源状况和工程建设条件分四类资源区制定风电标杆上网电价，而海上风电将根据建设日程由国务院价格主管部门另行制定。在 2016 年《调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》文件中，对非招标的海上风电项目，区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价。近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时 0.85 元，潮间带风电项目标杆上网电价为每千瓦时 0.75 元。海上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
风电定价机制的规范和完善，使投资商可以预先了解项目收益，大大降低了投资风险。同时，标杆电价水平可以保证全国大部分风电场都可获得行业基准收益率以上的收益水平，提高了运营企业建设风电场的热情。在电价政策发布后，全国范围内的风电场的前期工作纷纷启动，为我国的风电开发带来了新的增长。
（5）我国财政对风电扶持力度大
我国政府把财政支持作为扶持风电发展的一项重要制度建设，尤其是对上网电价和费用分摊的资金管理提供保障制度。此外，我国还利用中央财政预算安排可再生能源发展专项资金，通过无偿资助和贷款贴息的方式，资助可再生能源开发利用的科学技术研究、标准制定和示范工程，可再生能源的资源勘查、评价和相关信息系统建设，促进可再生能源开发利用设备的本地化生产等。其中，贷款贴息方式的贴息年限为 1-3 年，年贴息率最高不超过 3%。
（6）我国风电税收优惠覆盖面广
我国在增值税、所得税对风电开发、运营等方面实施税收优惠，覆盖面广。国家推行的针对风电行业的税收优惠政策是在价格及费用分摊和财政支持制度基础上进一步扶持风电产业发展的经济激励政策，其作用效果 为直接和明显。主要税收优惠包括：对利用风力生产的电力实行按增值税应纳税额减半征收/增值税即征即退 50%的政策；风电企业享受所得税“三免三减半”政策。
（7）风能与其他可再生能源产品相比存在比较优势
风能的替代品主要是其他可再生能源产品，如太阳能、生物质能、潮汐能等。风能与其他能源相比有着明显的优点：储量巨大，分布广泛，技术更为成熟、成本更低、对环境破坏更小。2011 年日本发生的核泄漏事件引起人们对于核能安全性的关注，我国政府对新增核电项目的审批更趋于谨慎，为了填补核电项目停滞的空缺，新能源特别是风电将会受到更多的关注。
（8）技术进步降低风电开发成本
随着技术进步，风电机组价格降低，风电成本逐渐降低。同时，风电场选址的优化，风场运营效率的提高，风机质量和维护水平的提升等同样起到了降低风电成本的作用。
2、行业发展的不利因素
（1）风电发展与电网规划和建设不协调
随着风电产业的快速发展，风电上网问题正日益凸显。按照国家鼓励可再生能源发展的相关政策，电网企业必须接纳并全额收购可再生能源电量。然而，由于我国风能资源 丰富的地区主要分布在“三北”等偏远地区，绝大部分处于电网末端，为电网建设相对薄弱的地区或远离电网，容纳风电能力很小。同时，相比火力发电，风电稳定性较弱，也间接造成了风电上网难。电网建设滞后已经成为制约风电发展的一个重要因素。
（2）融资渠道缺乏
风力发电行业是一个资金密集型行业，风力发电项目回收期较长，风电运营企业资金压力较大。目前风电运营企业主要采取自有资金加银行贷款的方式筹集项目投资资金，融资渠道较为匮乏，只有少数上市风电运营企业得以通过股权融资等形式进一步拓宽融资渠道。
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