1、风电机组支承结构系统行业分析报告2015年风电机组支承结构系统行业分析报告2015年1月一、主管部门、监管体制、主要法律法规及政策1、主管部门 新能源发电机组支承结构系统是新能源行业的重要组成部分。新能源行业属于国家鼓励的可再生能源行业，其主管部门是国家发改委下属的国家能源局。国家能源局的相关职责包括：负责起草能源发展和有关监督管理的法律法规送审稿和规章，拟订并组织实施能源发展战略、规划和政策，推进能源体制改革；组织制定新能源和可再生能源等能源的产业政策和相关标准；组织推进能源重大设备研发及其相关重大科研项目，指导能源科技进步、成套设备的引进消化创新，组织协调相关重大示范工程和推广应用新产品、
2、新技术、新设备；参与制定与能源有关的资源、财税、环保及应对气候变化等政策，提出能源价格调整和进出口总量建议等。另外，新能源行业属于新兴的多学科交叉行业，同时受多个自律组织的指导，主要包括中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA，也称中国风能协会）、中国可再生能源学会光伏专业委员会（CPVS）、中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会（CREIA）、中国农机工业协会风能设备分会（CWEEA）、中国光伏产业联盟（CPIA）等。2、监管体制 国家对风场建设采取核准制。根据国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定、政府核准的投资项目目录(2013年本)、光伏电站项目管理暂行办法，企业投资风电
3、站项目、太阳能光伏电站项目由地方政府投资主管部门核准。海上风电项目优先采取招标方式选择投资企业，然后由国家能源主管部门进行核准，国家海洋管理部门对风场海域的使用和环境保护进行管理。3、主要法律法规及政策风电行业以及光伏行业的主要法规政策包括：二、行业市场规模概况风能是地球表面大量空气流动所产生的动能，太阳对地球的辐射能约有2%转变为风能。据估计，全球的风能资源约为27.4亿MW，其中可利用的风能为2,000万MW，比地球上可开发利用的水能总量还要大10倍，相当于10,800亿吨标准煤产生的能量，约是全世界目前能源消费量的100倍。根据CREIA的中国风电发展报告研究，我国风能总的可开发量约为1
4、000-1500GW，与美国、俄罗斯接近，远高于印度、德国、西班牙等国家，是风能资源较丰富的国家。其中，陆上离地面50m高度达到3级以上风能资源的潜在开发量约为23.8亿kW，我国2-25m水深线以内近海区域、海平面以上50m高度可装机容量约为2亿kW。目前，世界风电累计装机容量仅占全球可开发总量的1%，我国累计装机容量约占全国可开发总量的4%，风电产业未来发展空间巨大。根据世界风能协会（WWEA）预测，到2020年，世界风电累计装机容量至少达到1,000GW。根据国家发改委能源研究所发布的中国风电发展路线图2050预测，到2020年、2030年和2050年，中国风电装机容量将分别达到20万M
5、W、40万MW和100万MW。综上可以预见，未来较长时期内，全球及我国的风电装机规模存在较大的增长空间，从而为我国风电行业提供广阔的市场前景。我国太阳能资源十分丰富，全国三分之二以上的地区年辐射量大于5,020MJ/m，年日照量在2,000小时以上，太阳能发展潜力巨大。同时，我国适宜太阳能发电的国土面积和建筑物受光面积也很大，青藏高原、黄土高原、冀北高原、内蒙古高原等太阳能资源丰富地区占到陆地国土面积的三分之二，具有大规模开发利用太阳能的资源潜力。东北地区、河南、湖北和江西等中部地区，以及河北、山东、江苏等东部沿海地区太阳能资源比较丰富，可供太阳能利用的建筑物面积很大。在四川、重庆、贵州、安徽
6、、湖南等太阳能资源总体一般的区域，也有许多局部地区适宜开发利用太阳能。据初步估计，太阳能资源至少是风能资源的100倍。近年来，中国新能源产业发展迅速，尤其是风电、太阳能光伏产业取得了突飞猛进的发展，在世界新能源产业中占据非常重要的地位。三、中国风电行业的现状、格局和趋势1、中国风电产业迅速增长我国并网风电产业开始于上世纪80年代中期，在其后10余年的时间里，由于缺乏强有力的政策扶持，一直处在发展的初级阶段。截至1990年仅建立4个风电场，累计装机约4.2MW；截至2004年全国风电累计装机容量742.6MW，仅占同期全球总量的1.56%。随着我国能源形势的日益严峻，国家决定重点发展可再生能源产
7、业。2005年2月，国家颁布了可再生能源法，紧接着出台了电价补贴、风电设备国产化要求、风电设备专项资金等一系列扶持政策，从而触发了我国风电产业的爆发性增长。根据中国风能协会（CWEA）统计，2012年中国（不含台湾地区）新增装机容量12,960MW、累计装机容量75,324MW，分别是2005年的25.56倍、60.25倍。2006-2012年，我国新增装机容量和累计装机容量复合增长率分别达到58.89%和79.59%，并在2010年一跃成为全球新增/累计装机容量最大的国家，风电产业迅速发展。2013年，中国（不包括台湾地区），新增装机容量16,088.7MW，同比增长24.1%；累计装机容量
8、91,412.89MW，同比增长21.4%。新增装机和累计装机两项数据均居世界第一。风电装机情况如下图。2、海上风电逐步走向规模化发展我国海岸线长约18,000多公里，可利用海域面积300多万平方公里，近海滩涂面积甚广。受冬春季的冷空气、夏秋季的台风影响，我国近海（水深5-25米）风能资源主要集中在东南沿海及其附近岛屿，有效风能密度在300W/m2以上，具备大规模发展海上风电的资源条件。根据中国气象局风能资源调查结果，全国5-25米水深、50米高度海上风电开发潜力约2亿千瓦；5-50米水深、70米高度海上风电开发潜力约5亿千瓦。海上风电的开发，有利于缓解东部沿海地区电力负荷大与能源供应不足的矛
9、盾，是我国风电产业未来发展的重要领域。2010年6月，我国第一个自主设计、安装和建设的大型海上风电场东海大桥海上风电场的34台风机全部并网发电，标志着我国正式进军海上风电商业化发展阶段。目前，该海上风电基地已商业化运营超过1年，为中国海上风电开发建设积累了宝贵的经验。江苏如东潮间带3.25万千瓦海上试验风电场的建成投产，以及2011年底建成投产的江苏如东100MW海上示范风电场（项目总规模为150MW），为中国潮间带海上风电建设提供了重要的实践平台。2010年国家能源局启动了江苏省4个海上风电特许权项目招标，总建设规模为100万千瓦，预计“十二五”末全部建成。截至2013年年底,中国已建成的海
10、上风电项目共计428.6MW，全球排名第三，全球装机总量6832MW，占全球累计海上风电装机总量的6%，初步具备了海上风电设计、施工以及设备制造的能力。根据风电发展“十二五”规划，到2015年海上风电累计装机容量达到500万千瓦，到2020年海上风电累计装机容量达到3000万千瓦，中国海上风电将迎来快速发展阶段。3、产业呈现集中化趋势经过近几年的快速发展，目前我国已有超过80家整机生产企业，配套企业数百家，但主要以金风科技、华锐风电、明阳、东汽、联合动力等几大整机厂为主。截止2013年，排名前三位的金风、华锐和联合动力累计装机容量市场份额达到48.8%，新增装机容量前三位的金风、联合动力、华锐
11、的市场份额达到46.8%。排名前10位的企业累计装机容量市场份额达到81%，前10位企业新增装机容量市场达到77.6%。如下：4、平均装机功率大型化发展随着现代风力发电技术发展的日趋成熟，风电机组正不断向大型化方向发展。单机容量的增大有利于提高风能利用效率，有利于降低单位发电量的成本、扩大风电场的规模效应、减少风电场的占地面积。根据中国风电发展报告2012披露，2011年世界风电巨头纷纷发布大型风电机组，这些风电机组在经过1-2年示范后，有望在2015年左右成为下一代风机。2011年，Vestas、三菱（MPSE）均发布了7MW海上风电机组，瑞能（Repower）、西门子、阿尔斯通、Norde
12、x均发布了6MW风电机组并进入安装示范运行，美国、英国、德国等国家已开始了10MW风机的研发。国际上主流的风电机组已达到2.0-3.0MW。我国风机平均装机功率也逐年增大，2013年我国新增装机平均功率达到1.72MW，比上一年的1.65MW增加74KW，市场上主流的机型为1.5-2.0MW，随着市场发展2.0MW机型有逐步占据市场主体地位的趋势。随着海上风电的快速发展，目前我国风电机组已进入5MW、6MW时代，10MW风电机组也正在研发之中。5、风电开发重点逐步转向低风速区域我国风电功能区域主要分为四类：年平均有效风能密度大于200W/m2、3-20米/秒风速的年累积小时数大于5000h的划
13、为风能丰富区（I类）；50-150W/m2、3-20米/秒风速的年累积小时数在3000-5000h的划为风能较丰富区（II类）；50-150W/m2、2-30米/秒风速的年累积小时数在2000-3000h的划为风能可利用区（III类）；50W/m2以下、3-20米/秒风速的年累积小时数在2000h以下的划为风能贫乏区（IV类）。我国风能实际可利用的50%以上是III、IV类风区，目前全国范围内可利用的低风速资源面积约占全国风能资源区的68%，且接近东南地区电网负荷中心。在III、IV类风区建设风场可以有效解决风电并网、输送和消纳的问题。随着I、II类风区的开发逐步饱和，风电开发重点逐步向低风速
14、III、IV类区域转变。从发展趋势看，除风能资源丰富的八大风电基地之外，广泛分布在福建、广东、广西、安徽、湖南、湖北、江西、四川和云贵地区的低风速III、IV类区域将作为分散式接入风电的重点发展方向。四、中国光伏行业的现状、格局和趋势1、近年来中国光伏产业发展迅速从2007年以来，我国光伏产业呈现爆发式增长态势，每年新增装机容量成倍增长。2012年，随着光伏系统投资成本不断下降，我国光伏应用市场在受到欧美双重打压的形势下，依然保持了强劲的增长。2012年新增装机量达到4,500MW，同比增长66.70%，增幅比2011年显著下滑，累计装机量达到8,020MW。但2013年光伏装机量随即好转，为
15、2012年的3倍。光伏装机情况如下图：2、国内光伏市场迅速扩大，对外依赖度有所下降近年来，为了促进光伏产业健康发展，我国加大了对光伏应用市场的支持力度，先后启动了“金太阳”示范工程，上调太阳能发电发展“十二五”规划光伏装机规划目标至20GW，建设分布式光伏发电规模化应用示范区等。再加上光伏系统投资成本不断下降，我国光伏应用市场一片繁荣。2012年新增装机量达到4.5GW，同比增长66.70%，累计装机量达到8GW。光伏产业的对外依存度正在逐步下降。3、产业集中度增高，行业整合势头初显截至2012年底我国已具备投产能力的多晶硅企业达到50家以上，但前十家多晶硅企业产量约占全国总产量的89%，产业
16、集中度不断提高，仅江苏中能一家的产能约占全国的一半。前十家电池组件企业产量约占全国总产量的57%，其中保定英利电池和组件产量均位居全球首位。2012年，受欧美“双反”调查影响，我国光伏产业发展环境进一步恶化，一批光伏企业出现破产倒闭，行业整合步伐不断加快。4、产业转移步伐加快，企业纷纷向下游电站建设拓展受国际贸易保护影响，我国部分光伏企业正在酝酿实施产业转移，通过到海外建厂等方式规避贸易风险。同时，全球市场的开拓也正朝着多方位、多元化和多样化方向发展，而不再局限于欧美市场。此外，为适应产业发展需求，提升企业竞争力，光伏企业的业务逐渐由以往的电池组件制造向下游系统集成甚至电站运营拓展。如英利、天
17、合、阿特斯等光伏企业已纷纷涉及到下游系统集成业务。5、分布式光伏产业发展政策不断优化为推动光伏产业发展，2012年9月国家能源局发布了关于申报分布式光伏发电规模化应用示范区的通知，每个省、区、市申报规模不超过500MW。2012年10月国家电网正式发布了关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见，大大推进了我国分布式光伏系统的并网进程，也极大刺激了分布式光伏系统的投资热情。同时，江西、江苏、浙江等省份纷纷出台了光伏产业发展的激励政策，进一步促进了光伏产业的发展。2013年国家能源局发布国家能源局关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知不断促进我国光伏产业的良性发展。五、影响行业发展的有利因素和
18、不利因素 1、有利因素（1）再生能源是能源结构调整的战略选择能源是经济发展的战略保障，随着全球环境资源问题的日益突出，能源结构调整势在必行。不可再生的石化能源的消耗比重将逐步降低，风能、太阳能等可再生能源消费的比重将逐步提高。根据国际能源署世界能源展望报告，未来能源需求仍然增长迅猛，从2010年到2035年能源消费需求会增长1/3，可再生能源在全球一次能源消费中的占比会从2010年的19%增长到25%，以水电和风电为主的可再生能源将占到新增装机容量的一半。同时，国际能源署还指出，中国仍是世界最大的能源消费国，中国的能源消费将比第二大能源消费大国美国高出将近70%。欧盟提出，到2020年，可再生
19、能源在欧盟总能源中占比将达到20%。2009年，我国在联合国气候变化峰会上承诺，到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%左右。在可再生能源中，风电是目前为止技术最为成熟、安全性最高的能源之一。在日本发生福岛核电站泄漏事故后，许多发达国家决定不再发展核电。德国、瑞士等有核电的国家宣布“弃核”计划，德国将于2022年关闭所有核电站。大型水电资源的开发已较为充分，同时也会对生态、气候、环境、文化、民生、经济等方面带来较大的影响，反对声音依然不断。太阳能发电的成本也正在逐渐降低，发展前景也非常明朗。风电发展不仅不存在安全性问题，也不会对生态环境带来较大破坏，目前风电技术也较成熟，风电成本远小
20、于光伏，所以风电就成为未来发展非化石能源的首选。与伴有巨量温室气体、酸性气体排放的火电相比，风电不会产生任何有害气体排放。据测算，装机1000万千瓦的风电，按年200亿千瓦时发电量计算，每年可减排二氧化碳2000万吨，节约标准煤660万吨。（2）可再生能源资源丰富，发展前景广阔风能是地球表面大量空气流动所产生的动能，太阳对地球的辐射能约有2%转变为风能。据估计，全球的风能资源约为27.4亿MW，其中可利用的风能为2,000万MW，比地球上可开发利用的水能总量还要大10倍，相当于10,800亿吨标准煤产生的能量，约是全世界目前能源消费量的100倍。根据CREIA的中国风电发展报告研究，我国风能总
21、的可开发量约为1000-1500GW，与美国、俄罗斯接近，远高于印度、德国、西班牙等国家，是风能资源较丰富的国家。其中，陆上离地面50m高度达到3级以上风能资源的潜在开发量约为23.8亿kW，我国2-25m水深线以内近海区域、海平面以上50m高度可装机容量约为2亿kW。目前，世界风电累计装机容量仅占全球可开发总量的1%，我国累计装机容量约占全国可开发总量的4%，风电产业未来发展空间巨大。根据世界风能协会（WWEA）预测，到2020年，世界风电累计装机容量至少达到1,000GW。根据国家发改委能源研究所发布的中国风电发展路线图2050预测，到2020年、2030年和2050年，中国风电装机容量将
22、分别达到20万MW、40万MW和100万MW。综上可以预见，未来较长时期内，全球及我国的风电装机规模存在较大的增长空间，从而为我国风电行业提供广阔的市场前景。我国太阳能资源十分丰富，全国三分之二以上的地区年辐射量大于5,020MJ/m2，年日照量在2,000小时以上，太阳能发展潜力巨大。同时，我国适宜太阳能发电的国土面积和建筑物受光面积也很大，青藏高原、黄土高原、冀北高原、内蒙古高原等太阳能资源丰富地区占到陆地国土面积的三分之二，具有大规模开发利用太阳能的资源潜力。东北地区、河南、湖北和江西等中部地区，以及河北、山东、江苏等东部沿海地区太阳能资源比较丰富，可供太阳能利用的建筑物面积很大。在四川
23、、重庆、贵州、安徽、湖南等太阳能资源总体一般的区域，也有许多局部地区适宜开发利用太阳能。据初步估计，太阳能资源至少是风能资源的100倍。（3）可再生能源是我国经济转型的客观要求我国是一个能源消费大国，能源消费形势非常严峻。根据BP世界能源统计2012，2011年我国消费煤炭1,839.4百万吨油当量，占世界煤炭消费总额的49.4%，原油消费量4.62亿吨，原油进口量2.54亿吨，对外依存度高达55%。我国已成为全球第一大二氧化碳碳排放国，火力发电已成为我国大气污染主要来源。国务院颁布的国民经济和社会发展十二五规划纲要提出，坚持把建设资源节约型、环境友好型社会作为加快转变经济发展方式的重要着力点
24、；非化石能源占一次能源消费比重达到11.4%。2009年，我国在哥本哈根气候变化会议上承诺：到2020年，单位GDP二氧化碳排放量比2005年下降40%45%的目标。根据可再生能源“十二五”规划，“十二五”期间，可再生能源将新增发电装机1.6亿千瓦，到2015年可再生能源发电量争取达到总发电量的20%以上，其中，风电新增发电7,000万千瓦，新增规模排在所有可再生能源的第一位，累计并网发电1亿千瓦。据中国电力企业联合会电力工业“十二五”规划滚动研究综述报告测算，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损等途径，2015年电力工业比2010年节约标煤2.70亿吨，减排二氧化碳6.69亿吨，2020年
25、比2015年节约标煤2.35亿吨，减排二氧化碳5.84亿吨。从国家的发展战略和目标来看，大力发展可再生能源是国家重点发展的方向，其中，风能、太阳能是可再生能源发展的首要选择。（4）风电、太阳能发电成本逐步向传统能源接近2009年，全球风电从卖方市场到买方市场的过渡，使得风力发电机组制造在成本和质量上的竞争日益激烈，风力发电机组价格进一步下降，从最高的9,000元/kW，下降到2011年底的3,600元/kW左右，现在约为4000元/kw左右。风电经济性的提升已成为事实，这有利于推动风电的发展。由于风机成本的降低，风力发电成本也随之下降。据中国风电发展报告研究，在一些风能资源条件优越、适宜发展风
26、电的国家（如美国、瑞典、墨西哥以及巴西等国）的风电项目，风电成本已经低于0.068美元/kWh，（包括资本和维护成本，但不包括补贴影响的支出），燃煤火电厂的发电成本为0.067美元/kWh，天然气发电厂的发电成本则为0.056美元/kWh。在北美以及欧盟各国，风电价格已经有了和其他能源竞争的实力。根据中国风电发展路线图2050研究，目前陆上风电开发成本为0.35-0.5元/kWh左右，上网标杆电价为0.51-0.61元/kWh，在不考虑风电远距离输送成本和风电的资源、环境效益的情况下，风电电价仅高出煤电0.20-0.25元/kWh。如果考虑风电替代煤电的资源、环境效益，则风电成本将与煤电成本相
27、当。随着国家对风电产业的进一步扶持、风电产业自身的整合调整、风电机组功率的增大以及风电运营管理水平的提高，风电投资和运营成本将进一步降低。预计在2020年前后，风电成本和价格将与煤电成本和价格相持平。2020年后，风电价格将低于煤电的价格。2014年，我国光伏产业技术水平得到进一步提升，产品成本也保持持续下降，光伏产品国际竞争力不断增强。目前大规模工业化生产的单晶硅电池光电转换效率在19%-20%，高效单晶硅HIT可达到23%-24%，而多晶硅电池的光电转换效率在17%-18%，处于全球领先水平。电池组件企业成本不断下降，至2013年底，部分企业的生产成本降至0.6美元/瓦。部分领先的多晶硅生
28、产厂商生产成本已达到近19美元/千克的国际先进水平。根据工信部2012年发布的太阳能光伏产业“十二五”发展规划，到2015年，光伏发电成本下降到0.8元/千瓦时，光伏发电具有一定经济竞争力；到2020年，光伏发电成本下降到0.6元/千瓦时，在主要电力市场实现有效竞争。（5）我国新能源行业发展的环境不断优化我国并网风电产业已经发展了二十多年，尤其是2005年以来，风电产业发展的市场环境得到大大的优化，带来了风电产业的爆发性发展。虽然短期内风电产业将进行优化调整，但长期来看，我国大力发展风电产业的决心和目标并没有发生改变，优化调整的目的也是为了构建一个更为合理的发展环境。太阳能光伏产业也在经历欧美
29、“双反”调查后，正在走出低谷期，产业发展政策逐步完善。我国制定了电价和费用分摊政策、并网政策、财税扶持政策等一系列风电产业扶持政策。价格方面，政府按四类区域对风电项目上网电价实行政府最低限价，实际执行电价由风力发电企业与电网公司签订购电协议确定；2009年8月1日之前核准的陆上风电项目的上网电价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，目前可再生能源电价附加为0.008元/千瓦时。并网方面，国家要求电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量；上网电价收购可再生
30、能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿；可再生能源项目接入电网系统而发生的工程投资和运行维护费用，按“50公里以内每千瓦时1分钱，50-100公里每千瓦时2分钱，100公里及以上每千瓦时3分钱”的标准补贴；公共可再生能源独立电力系统的销售电价，执行同一地区分类销售电价，其合理的运行和管理费用超出销售电价的部分，按“每千瓦每年0.4万元”标准补贴。财税扶持方面，我国对风电实行增值税即征即退50%的政策；设立“可再生能源发展专项资金”用于扶持包括风电在内的可再生能源项目。2009年3月，财政部等颁布了太阳能光
31、电建筑应用财政补助资金管理暂行办法，对于光电建筑一体化按照装机容量进行补贴。2009年财政部等颁布了金太阳示范工程财政补贴资金管理暂行办法规定，按初始投资进行补贴，并网项目和偏远无电地区独立系统分别享受50%和70%的补贴。2011年7月，国家发改委颁布了关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知规定，2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目（除西藏外）上网电价按每千瓦时1元执行。（6）支承结构的经济性和安全性越来越受到重视在风电产业发展早期，风电主机功率相对较小，风能资源丰富，风电场建设条件较好，传统的支承结构能够满足风电机组运行的需要。然而，随着风电机组功率的大型化、风电场环境的复杂
32、化和风电成本的逐步下降，风电机组支承结构的安全性和经济性越来越重要。支承结构是风电机组最关键的系统之一，风电机倒塌的原因主要与基础和连接法兰有关，直接关系着整个风机的安全稳定运行。随着风电场运营时间的增长，风机出现倒塌事故时有发生，给客户带来了巨大的损失，也使得客户对支承结构系统的安全性能越来越重视。另外，支承结构部件中的法兰、基础等核心产品在安装时，直接焊接在塔筒上或被浇筑在混凝土地基，维护难度大，更换成本高，其质量的好坏直接关系着风电机组整体维护成本。随着我国风电场运行时间的增长，风场运行维护成本将不断提高，并且这种维护成本随着时间的延长逐年增加。为提高整个风电场的长期经济效益，客户越来越重视支承结构的经济效益，包括初始投入的成本、运行维护的成本以及为客户节省的材料成本等综合性效益。在太阳能光伏支架行业发展初期，由于支架产品供不应求，产品质量相对较差，很多低于国家标准或采用国家标准的最低要求，很难满足行业应用25年的要求。尤其在集中式太阳能电站密集的西北地区、华北地区，寒冷、大风等气候环境恶劣，对支架产品的要求更高。随着光伏产业的不断规范发展，支架产品的安全耐候性、经济
