第一节 风电产业面临的机遇
一、政策的出台为风电的发展提供了良好的成长环境
在最近几年，我国经济的快速发展加大了对能源的需求，能源短缺问题日益严重。国家为了缓解能源短缺问题和培养自己的新能源产业，陆续出台了一些相关政策，从而为我国新能源的发展提供了良好的成长环境。
1、是2005年7月出台的《关于风电建设管理有关要求的通知》
《通知》中明确规定了风电设备国产化率要达到70%以上，未满足国产化要求的风电场不许建设，进口设备要按章纳税，这将有利于培养我国的风电设备制造业成长。
2、是于2006年1月1日开始正式实施的《中华人民共和国可再生能源法》
《可再生能源法》允许多种投资主体进入可再生能源领域，从法律上为以风电为代表的新能源快速发展提供了政策上的支持。该法基本确定了风电发展的三项原则：1、对风电要实行保护型固定电价，在成本上保证有合理的利润；2、电网无条件收购风电，价差由参加网分摊；3、国家财政设立专项资金，支持可再生能源发展。政策上的有力支持将为风电运营带来利好。
3、相关部门陆续出台了12部配套法规
其中，《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》规定，风能发电价格实行政府指导价、即通过招标确定的中标价格。《试行办法》还明确了可再生能源的费用分摊机制，规定可再生能源发电项目上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价的部分等费用，各省级电网企业按其销售电量占全国的比例，分摊全国可再生能源电价附加额，其实际支付的可再生能源电价附加与其应承担的电价附加的差额，在全国范围内实行统一调配。
由于风电价格一直是制约风电发展的重要问题，配套法规的出台，明确了风电的价格形成机制。此前的风能发电电费，一般只在省级电网甚至更小的电网内分摊。由于风能发电项目一般都位于经济相对落后的内蒙古、甘肃等中西部省区，当地难以承受较高的分摊电价，在很大程度上也制约了风电的发展。现在通过在全国范围内分摊电价，将大大促进风电的发展。
最近，由发改委、财政部等部委制定的《促进风电发展实施意见》已成型，不久即将面世。这一政策对风电设备制造商是一次实质性利好，主要体现在财税方面。
总的来看，目前国家政策鼓励风电发展，而风电发展的前提，就是我国风电设备制造商的崛起。2007－2008年，将由国家政策推动风电设备制造商发展，而我国风电设备制造商崛起之后，将导致风电电价进一步降低，届时风电产业将从政策推动向市场推动转变。
二、风电项目特许权
为了有效降低风电成本，2003我国开始推行风电项目“特许权招标”方式。过去3年的特许招标权项目容量分别为200MW、400MW和450MW，2006年的招标项目合计容量700MW，比2005年全年新增装机502MW容量还多200MW。
按照政策规定，规模超过5MW的风场（江苏省除外），均由国家发改委执行特许经营权招标。可以看出，国家发改委特许经营权项目，将会引导未来整个国内风电 市场发展 方向。
国家发改委特许权招标，目的之一就是要促进风电设备国产化，并带动制造业技术升级。国产化率的要求从2003年的不低于50%，到2004年开始上升为70%，到2006年的新规则中规定由风电运营商与设备制造商绑定投标，以确保项目真正达到70%国产化率要求；投资商在中标后不得再进行设备招标另选制造商。电价在竞标中的权重不断降低，由2003年最初的100%，到2005年降为40%，2006年又进一步降为30%，拥有自主创新技术，是目前特许权项目越发看重的中标因素。
通过风电特许权项目，引导风电上网电价趋于合理，设备国产化率不断提高，本土制造业自主创新能力提升，竞争实力增强，我们预计在未来3-5年内本土制造商的市场份额会有显著增长。
三、成本持续下降凸现风电的竞争优势
在各种可再生能源中，风力发电是可再生能源中成本降低最快的发电技术之一，在过去5年中其成本下降了约20%。以目前在风电应用最为成熟的欧盟来看，其发电成本已降为3.88欧分/kWh，已经可以和常规用电竞争，并进入大规模商业化阶段。
成本上的优势，使得近十年中风能以平均每年29%的增长率成为世界上发展最迅速的能源。2005年，全世界新增风电装机容量达11769兆瓦，同比增长43%，创造了新的年度装机纪录。随着风机成本的继续下降，预计世界风电装机容量将以年均20%～25%的速度增长，到2020年风电占总电量比例达11.9%。
就国内来看，风电场的建设成本也是在下降的。“八五”及“九五”初期，风电场平均综合造价约为10000元/千瓦。到“九五”末期，风电场平均综合造价降到8500元/千瓦，约降低15%。到“十五”末期，风电厂平均综合造价已经下降到7000元/千瓦，十五期间下降幅度约为17.6%。
从趋势上 分析 ，风电的上网价格将会由近年的0.55元/千瓦时，下降至2020年的0.40元/千瓦时，而煤电的价格由于煤电污染治理成本的逐年上升，将从近年的0.35元/千瓦时上升至0.40元/千瓦时。届时，使得风电相对于其他能源其竞争优势更加突出，为其大规模的商业化提供了条件。
以上是从技术层面上考虑对风电产业的影响。在就我国与国外风电企业相比较而言，若综合考虑运输、关税及增值税等因素，国产机组价格仍然比进口机组低20%～25%。；而且，在随著本土化生产的风机比重逐步上升，成本还会逐渐下降，这将促进我国风电企业迅速的占有市场。
四、风电制造业发展空间巨大
截止到2006年底，我国风电装机容量187万千瓦，仅占可利用风能资源的7.39‰。随着未来常规能源成本持续上升，风电可再生优势更为明显，发展会更快。2030年以后，近海风电市场将进入大规模开发时期，风电装机容量将会超过1亿kW。据有关专家预测，中国风电可能在2020年之后超过核电成为第三大主力电源，2050年可能超过水电，成为第二大主力发电电源。
我国可再生能源中长期发展 规划 提出，到2010年将建成500万千瓦风电机组，2020年 规划 目标是3000万千瓦。按照每千瓦设备造价6000～7000元的估计，2007～2010年，平均每年约有50亿元的市场份额，年均增速超过30%；2010～2020年，平均每年约有150亿元的市场份额，年均增速超过20%。
鉴于现阶段风电在上网电价定价方面还存在着不确定的因素，以及国家有意大力培养国内的风电设备制造业和风电机组的巨大市场需求，推荐投资者重点关注风电 行业 中的设备制造企业，比如湘电股份、长城电工、特变电工等。
五、风电技术的进步促进了风电产业的发展
风电机组技术的发展也经历了从多种结构形式趋向于少数几种结构形式的过程，其主要沿着增大单机容量、减轻单位千瓦重量、提高转换效率的方向发展。例如美国新安装的机组平均单机容量在2001年为900千瓦，2005年达到1500千瓦。
在欧洲，由于风能资源丰富的陆地面积有限，过多安装巨大的风电机组会影响自然景观，而海岸线附近的海域风能资源则十分丰富，面积辽阔，适合更大规模开发风电，2005年世界近海风电总装机容量已达到68万千瓦，其中丹麦40万千瓦、英国21万千瓦。预计2008年以后德国也将大规模开发风能。随着近海风电场的建设，需要单机容量更大的机组，2004年安装的最大单个样机是德国REpower公司制造的5兆瓦机组，风轮直径达124米，仅叶片就有30层楼高。
据欧洲风能协会的最新统计数据，2005年全球的新增风力发电装机容量1.18万兆瓦，比上年增长35%。该协会预测，2010年，各国风电装机容量将从目前的约5.9万兆瓦升至13.2万兆瓦，到2014年这一数字将达到21万兆瓦，增长势头十分迅猛。
在世界风电市场上，欧洲目前占有明显优势，仅去年新增的装机容量便有6316兆瓦，装机总容量占到全球风电总装机容量的近七成。其中，仅德国至2005年并网发电的装机容量便有18428兆瓦，约占世界装机总容量的三分之一。
到2030年，德国的风力发电将占其发电总量的三分之一。风电在美国的开发势头也十分强劲，去年美国新增加的风力发电装机容量，由2004年的389兆瓦提高到2431兆瓦，一年之内连增数倍，增量居世界第一。今明两年美国装机容量预计还将分别增加3300兆瓦。
第二节 国内风电产业的投资机会 分析
一、风机零部件制造领域的投资机会 分析
国内的风机目前仍以低单机容量风机为主，相关零部件制造技术的突破相对比较容易；而且国家有比较好的政策导向，要求风电设备国产化率要达到70%以上，不满足要求的风电场不允许建设；加上国内机械制造业有一定的成本优势，我们判断这会使得风机零部件的国产化率在未来几年迅速提升。
在各项零部件中，叶片及齿轮箱作为风机的核心部件，具有相对高的技术壁垒，占风机造价的最大比重，拥有相关 技术工艺 的上市公司（如鑫茂科技、天奇股份、中材科技）值得关注。
二、风机整机组装领域的投资机会 分析
风机整机组装产业在全世界范围已经完成初步整合，2005年全球前10大风机商已占据了全球95%整机市场份额，在中国，国外风机商也占据77.3%的份额。对国内风机商而言，高单机容量风机技术瓶颈明显，而低单机容量风机组装领域则在过去2年内因众多国内厂商的介入而使得竞争迅速加剧。不过，这并不意味着国内厂商完全没有机会。由于制造成本的优势以及国家政策的支持，国内出现1~3家具有竞争力的风机厂商还是非常可能的，例如目前国内厂家最具竞争优势的金风科技，占有国内市场18%的份额。
三、风电场运营领域的投资机会 分析
过去的几年风电场运营最为艰难，大多数风电场处于微利或亏损的状态，税收及财政补贴政策支持不持续、风电上网配套落后及风电场开发无序是过去数年最为突出的三个问题。展望未来，风电场运营前景依然值得期待：1，政策层面上，随着国家完善风电相关政策的加速，上述问题的解决指日可待；2，风电场目前成本的30%以上为风机成本，而风机单位千瓦的造价则将由于技术进步及风机整机的供求格局而呈下降趋势，世界风能协会预计全球范围内，风机单位千瓦的成本将由目前的950美元下降至2010年的650美元，2020年将进一步下降至500美元。上市公司中，轻工机械、银星能源和金山股份均值得关注。
第三节 风力发电 行业 投资收益 分析
一、依靠补贴的上网电价
1、国外的情况
欧洲是世界上风电开发最为成熟的区域，风电已经占据能源供应的很大比例。在丹麦，风电已经占全国电力消耗总量的20%；德国的几个联邦州，例如下萨克森州和萨克森·安哈尔特州，风电已能满足电力需求的25%以上；在西班牙的某些省，风电甚至可满足100%的电力供应。大规模的风电开发，对运营商而言，能否获取稳定合理的电价至关重要，总体看，欧美风电的并网电价还是高于传统的火电水电，甚至高于其销售电价，高电价的获取，政府补贴以保证风电合理的电价和盈利仍是主要的形式。不过美国和欧洲有所不同，美国更倾向立法对风电进行补贴，而欧洲相对更注重市场导向。
2、中国的情况
中国风力发电早期是完全的政府补贴，电价平均在0.70元以上，随着风电装机成本的降低，尤其是特许招标制度的引入，风电电价目前普遍降低到了0.5～0.6元之间。
2001年1月开始，原国家计委开始酝酿风电特许权试点，2001年6月决定在广东惠来和江苏如东进行试点。2003年3月，两个项目开始招标，共吸引了国内外9家公司参与招标，其中有3家国外公司和一家私营企业。2003年9月招标工作完成，结果华睿集团以0.436元/千瓦时的超低价格中标如东项目，在当时激起业内一片哗然；粤电集团则以0.501元/千瓦时的价格中标惠来项目。如今这两个项目均已投产。
二、有望进一步降低的成本（指运营总成本，包括各种费用）
以单位千瓦时电量为衡量标准，对风力发电成本影响较大的因素主要有单位造价(对应折旧和财务费用)，利用小时(对应单位电量总成本)，利率(对应财务费用)，折旧率的选取(对应折旧)。至于人员工资，检修，材料等费用，占比重不大。
随着风电制造技术和规模化的推进，风电成本有望进一步降低，同时，不可再生资源品价格的上涨，将导致传统电力成本上升，风电成本相对下降。
伴随单机规模的增大，以及材料等方面的技术进步，历史上风电制造成本不断降低。以风电发展最为成熟的欧洲市场为例，目前其陆上风电的投资成本在800～1150欧元/千瓦，发电成本在4～6欧分/千瓦时之间今后的趋势。世界风能理事会在2007年发表观点认为：风电制造成本下降，60%依赖于规模化发展，40%依赖于技术进步。过去的风电成本下降更多的是依据技术进步，以后则更多的是依赖于规模化、系列化和标准化，到2020年，陆上风机的总体造价还可以下降20%～25%，海上风电的造价可以降低40%以上，发电成本可以同幅下降。
在假设平均煤价每年上涨5%～10%，固定造价(目前火电造价大幅度下降可能性不大)的情况下，在2016到2020年前后，风电成本完全有可能降低到和火电相接近的水平，而我们必须强调的是，这是在没有考虑火电环保成本，以及风电环保收益的情况下得到的结论。我们认为考虑环保的因素，二者成本有望在2012年前后达到接近的水平。
短期情况不乐观，长期看好国产化率的提高。近期国内风电设备价格不降反升，主要是由于风电场建设超预期，导致设备供应紧张，另一方面进口设备关税的不利变动，也导致设备价格有所上涨。但由于有国产化率70%的要求，长期看，国产化率的提高，将加速风电成本的下降。
三、CDM——风电可依赖的长期利润来源
中国CDM项目截至2006年6月在联合国注册的有87项，占全球注册项目数量的12%左右，但却占减排总量的43%，在交易量上处于领先。作为全球人口，地域最大的发展中国家，预计中国CDM注册项目数量仍有望进一步增加，减排总量则将继续保持领先。从近几年的CDM交易情况看，中国和巴西是最大的卖家，而欧盟和日本的私营企业是最大的买家。
CDM交易将成为清洁能源项目长期持续收入的观点值得赞同。虽然目前尚无后京都时代减排承诺，因此2012年后对CERs(核证减排额)需求情况仍然不明确，但欧洲已决定2012年后实施进一步的减排要求，我们认为从全球环保的大环境看，中国等发展中国家最终也将加入减排行列，减排将成为长期的趋势，CDM项目收益将是可持续的。考虑到风电 行业 面临的快速发展前景，而CDM已经成为和国内风电相捆绑的利润，我们认为从估值的角度看，可以给予CDM项目略低于风电产业的估值水平，对应20倍左右的市盈率是合理的。
对风力发电企业而言，由于国内目前特许招标导致的过低电价，整体盈利水平不佳，因此争取CDM的交易补偿就成为十分重要的利润来源。
四、风电享有的优惠政策
1、《可再生能源法》
《可再生能源法》于2005年2月28日人代会通过，将于2006年1月1日起施行。可再生能源，是指风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源。
法规要点：
1）可再生能源可列为能源发展的优先领域；
2）国家鼓励和支持可再生能源并网发电；
3）电网企业应当全额收购取得行政许可的可再生能源发电企业电量；
4）对列入国家可再生能源产业发展指导目录的项目予以贷款和税收的优惠政策；
5）对取得行政许可的可再生能源发电企业，电网企业未全额收购其电量，造成企业损失的，应当承担赔偿责任。
虽然法规无法定量很多指标，但可以肯定的是，在上网电量消纳方面，风电有着火电不可比拟的优势，运营方面几乎不用考虑人为造成的利用小时下降。
2、税收优惠：对于风力发电企业，根据国家财政部、税务总局下发财税[2001]198号文件，给予增值税减半的优惠政策。
五、关于风电盈不盈利的结论
从上市公司已投产机组的情况看，风力发电是赚钱的，即使是粤电集团以特许招标形式拿到的惠来石碑山风电也已略有盈利。但特许招标制度的推行，大大削弱了国内风力发电企业的盈利能力。我们最终的结论是：
1、国内早期的风电项目均是赚钱的；②特许招标项目投产当年多在盈亏平衡点附近，从特许经营25年的长周期看，考虑还贷后的财务费用减少，其平均的ROE水平大致在3～6%之间，离10%的合理回报水平还有一段距离；③目前是风力发电盈利低点，风电成本可能加速降低，风电必将成为一个能获取稳定合理回报的赚钱 行业 。
2、当前国内风场设备造价普遍在10000元/kw左右，在这样的设备造价下，风力发电的盈亏主要取决于电价和资源条件。在假定单位造价1万元的条件下，算上CDM收益和优惠税率，对应不同资源条件和电价，风电场的盈亏平衡和合理回报点见下表。由于国内多数风能资源年利用小时在2000小时左右，这样的资源条件，要获得合理的回报，电价水平不能低于0.60元，而实际上此等资源水平的招标项目，中标电价多在0.50元左右。
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