一、 十四五風電發展驅動因素明顯變化

　　1.1 風電歷史需求歸因分析：棄風和搶裝導致需求波動

　　回顧我國風電發展歷程，可以整體把國內風電發展分為兩個大的發展階段：

　　第一個階段是2010年及以前，屬于典型的成長期。這一階段，國內風電風電行業呈現快速發展， 背后則是行業發展初期的政策驅動。2003年9月，國家發改委出臺《風電特許權項目前期工作管理 辦法》，實行風電特許權招標政策，特許權項目通過上網電價的招標競爭選擇開發商，在風電特許權協議框架下，電網公司與項目投資者簽訂長期購售電合同，保證全部收購項目的可供電量。2005年，國家出臺了《中華人民共和國可再生能源法》，促進國內新能源的大力發展。

　　第二個階段是 2011-2020 年，需求呈現明顯的周期波動。從 2011 到 2020年，政策主導了我國風 電行業的發展，其中有利和不利的政策交織，導致行業需求呈現明顯的周期波動特征，這從歷年風電新增并網裝機規模可以看出。從新增吊裝規模的角度，2011-2020年新增裝機周期波動的規律可 能更為清晰，2011-2012、2016-2017 均為新增裝機的衰退期，2013-2015、2018-2020 為新增裝機的增長期。

　　總結國內風電行業過去十年增長與衰退背后的原因，有兩點因素至關重要：

　　第一，過去十年的大部分時間，國內的棄風率處于較高水平，并呈現一定的波動，直到 2019 年以 來，國內棄風率才回落到 5%以內。棄風率的高企一方面抑制了開發商的風電投資積極性，另一方 面促使監管層加強監管以解決棄風問題，主要手段之一是控制新增風電項目供給，從而對新增裝機 產生負面影響。

　　第二，補貼對新增裝機形成了重要影響，具體表現在補貼退坡推動風電行業搶裝。

　　綜上，過去若干年，尤其是在十三五期間，風電的新增裝機受政策的影響非常明顯，或者說，政策主導了國內風電新增裝機的變化趨勢，而政策的出發點主要包括兩點，一是棄風問題要解決，二是補貼問題要解決，具體表現是紅色預警機制的出臺和補貼退坡。

　　1.2 十四五迎風電發展新階段，技術降本是重要驅動因素

　　十四五期間，曾經影響風電需求的政策因素明顯削弱。首先，我國已經建立起解決棄風問題的長效 機制，落實消納已經成為風電場核準的前置條件，盡管 2020年新增風電并網規模創歷史新高，2021 年上半年國內棄風率約 3.6%，同比下降 0.3個百分點，并未出現棄風率大幅反彈的現象;結合當前旺盛的用電需求判斷國內棄風率不會再大幅攀升。第二，十四五期間國內風電進入平價時代， 2021 年仍有前期核準的分散式風電項目、海上風電項目、部分集中式風電項目具有搶并網以鎖定補 貼的需求，后續新上風電項目將基本不再享受中央財政補貼，補貼退坡將成為歷史。

　　“碳中和”背景下的能源結構轉型成為十四五風電發展的底層驅動因素。應對氣候變化成為全球關 注的焦點，能源低碳轉型成為全球性共識;中國將力爭于 2030年前實現二氧化碳排放達峰，努力爭取 2060年前實現碳中和。根據相關政策，我國 2025 年非化石能源占一次能源消費比重將達到 20%左右，為實現該目標，國家能源局每年制定各省可再 生能源電力消納責任權重。我國將建立保障性并網、市場化并網等并網多元保障機制，2021 年非水可再生能源保障性并網規模不低于 9000萬千瓦;對于保障性并網范圍以外的風電、光伏項目， 可通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網條件后，由電網企業予以并網。

　　經濟性將成為碳中和以外影響十四五風電發展的核心因素。在碳中和的大背景下，十四五風電加快 發展是較為確定的，最終的發展程度有賴于應用場景的拓展情況。從應用場景看，中東南部地區分 散式風電的消納條件較好、發展空間廣闊，而分散式風電發展的核心問題是經濟性;海上風電也是 風電的重要組成，目前仍需要一定的補貼，地方政府明確支持，其規模化發展主要受經濟性影響;三北地區是我國風電基地化開發的重點區域，無論采用電力外送還是本地消納的模式，上網電價都 是核心關切點;當前政策層面優先支持配置一定比例儲能的新能源項目發展，風電+儲能模式的推廣情況一定程度取決于風電成本下降速度。綜合來看，風電度電成本的下降和經濟性的提升將激活新 的商業模式和應用場景，從而驅動風電加快發展。

　　技術進步是主要降本手段。降低風電度電成本的主要途徑包括降低單位千瓦的初始投資和運維成本， 以及提升利用小時數等，大容量、長葉片、高塔架是被認為是降低度電成本的主要手段。以內蒙古 某 50 萬千瓦項目為例，對比明陽智能 5.0MW 和 4.0MW 機組，通過對機位點、風場整體造價、運 維成本等方面的分析，可以看出大兆瓦機組的降本效應。

　　大兆瓦機組可充分利用高風速機位點。在風電場容量不變，且機位點風速差別較大的情況下， 如采用 5.0MW 機組可以舍棄 25個低風速機位點，經測算使得整場平均風速可以提升 0.2m/s;可以有效降低整場尾流損失，增加約 2.8%發電量收益。

　　大功率機組降低風電場整體造價。采用 5.0MW 平臺機組，可節省 25臺機組的包括塔筒、風機 基礎、箱變、輸電線路、基礎施工費用、設計費用、場內道路建設費等費用約 1.4 億，相當于 單位千瓦節省約 280元。此外，還可以縮短建設周期，降低征地難度，節省施工時間 20%以上， 提前并網。

　　大兆瓦機組具有全生命周期成本優勢。風電場運維費用與機組臺數密切相關，采用 5.0MW 平 臺機組，整場臺數減少 25 臺，結合智慧風電場運維管理平臺，可實現風電場基于狀態的運維 和少人值守，降低運維費用約 20%。

　　綜上，在碳中和政策較為明朗的情況下，風電行業已經步入供給創造需求的階段，當技術進步導致 性能更強大的新機型出現時，風電新的商業模式、應用場景、市場需求就有可能涌現。

　　二、 風機大型化推動風電供給端變革

　　2.1 厚積薄發，陸上風機大型化速度加快

　　風機大型化對應的是零部件制造能力的升級。風力發電機組發電是利用葉輪接受風能，將風能轉化 為機械能，再將機械能轉化為電能的過程。整體來看，葉輪吸收的風能與葉輪掃風面積成正比，與風速的立方成正比，因此，在相同的風速條件下，提升葉輪吸收的風能需要增大葉輪直徑，即對葉 片的長度提出更高的需求;在風切變較高的區域，通過增加塔筒高度可以提升輪轂處的風速，從而 在相同的葉片長度下可以提升葉輪吸收的風能。葉輪吸收的風能增加之后，通過傳動結構的匹配設 計，可以提升風電機組的額定功率，從而實現風機的大型化。因此，在同樣的風資源條件下，風機 的大型化往往對應的是更長的葉片以及傳動裝置(軸承、齒輪箱、發電機等)的功率大型化，也就 對應核心零部件更高的制造難度。

　　風機大型化是風電產業長期以來的發展趨勢。 2018年我國新增裝機的風 電機組平均單機容量為 2.18MW，2.0-2.5MW 機型是主流機型;2010-2018年，國內單機容量整體 處于 2-2.5MW 機組替代 1.5-2MW 機組的進程，單機功率逐漸提升;海外也呈現了類似的單機功率 逐漸提升的情況。但是，過去十年國內風機大型化的速度并不快，參考國內風機龍頭金風科技 2020 年的風機出貨情況，2S 機組仍然是主力機型。

　　十四五期間，國內陸上風機單機容量增長曲線將快速陡峭。一方面，從以金風科技為代表的風機企業在手訂單結構可以看出，大兆瓦的產品訂單明顯提升，截至 2020年底金風 3MW 以上產品訂單占 比達 54%，較 2020年交付的大兆瓦產品比例明顯提升。另一方面，從 2021年招標情況看，單機容量 4MW 及以上機組逐步成為三北及西南地區主力機型;國家電投 2021年度第十二批集中招標采購的風電機組約 2.4GW，其中單機容量 4MW 以上的容量占比達 63%。可以預期自 2021 年起，國 內陸上風機的單機容量增長速度將明顯加快。

　　風機招標機型快速大型化是多年技術積累的結果，并非技術的突變。雖然從應用端看，風機的大型化趨勢明顯加速，但其中主要原因是 2020年搶裝的陸上風電項目主要為 2018年及以前核準的項目， 風機選型往往采用的老機型，2018-2020 年風機企業推出的新機型并未在 2020 年搶裝中得到大規 模應用。實際上，近三年風機加快迭代，風機企業加快推出新產品，新的陸上風機單機容量逐年提升，在 2020年的北京國際風能展上，明陽等風機企業已經推出單機容量超過 6MW 的新品，但整體 看，風機企業推出大兆瓦機型是一個漸進的過程。

　　近年風機技術的快速迭代是風電行業去補貼倒逼的結果。從近年的北京國際風能展上主流風機企業 推出的新機型可以看出，風機技術進步的速度在加快，葉輪直徑和單機容量快速增長，其中原因包 含風電行業去補貼倒逼的影響。從 2010-2014 年，風電標桿上網電價保持穩定，2015 年小幅降低一至三類地區標桿電價，2017 年以來，風電標桿電價快速下降，2019 年國家發改委明確 2021 年新核準陸上風電項目不予補貼;在此背景下，風機企業不得不加快技術創新的步伐，單機容量的大型化則是風機企業應對行 業快速去補貼的結果。此外，近年光伏行業迅猛發展，也一定程度倒逼風機加快技術進步步伐。

　　海上風電的快速發展助推陸上風機的大型化。風機大型化的核心是零部件制造能力的提升，近年， 國內海上風電在政策支持下快速發展，海上風電產業鏈逐步成熟。海上風電采用相對陸上風電單機容量更大的機組，海上風電的發展一定程度助推了陸上風電機組的快速大型化。

　　2.2 風機大型化具有降本和擴容的效果

　　風機大型化帶來的風機降價效應已經體現。隨著招標機型的大型化，2021年以來，風機招標價格呈 現較明顯的下降。2019-2020 年國內風電搶裝導 致的風機供需偏緊推升了風機價格，如果以 2018 年三季度作為時間起來，風機價格從 2018Q3 的 3200 元/kW 左右(當時招標的風機以 2S、2.5S 機型為主)下滑至目前的 2300-2500 元/kW 左右， 風機的大型化推動風機單位千瓦價格下探。

　　大風機對零部件的重量攤薄效應明顯。從具體的零部件參數來對比大容量機組相對小容量機組的優勢。根據相關參數，WD156-4500 相對 WD107-2500 的額定功率提升幅度達到 80%， 但葉片重量僅增加 65%，輪轂重量增加 68%，機艙重量僅增加 17%，意味著單位千瓦零部件的材料用量下降，這也是大容量機組價格下降的重要原因。與此同時，WD156-4500 相對 WD107-2500 的單位千瓦掃風面積增加 18%，因而在相同的風資源條件下發電利用小時更高。

　　大風機同時攤薄塔筒等風機以外的成本。除了風機自身的成本下降以外，大風機還對其他風電場投 資成本具有攤薄的效果。北方大型風電項目采用 5.0MW 機組，相對采用 4.0MW 機組可節省塔筒、風機基礎、箱變、輸電線路、基礎施 工費用、設計費用、場內道路建設費等，相當于單位千瓦節省約 280 元。

　　大風機助力大型風電項目投資成本下探至 6000 元/kW 以下。云南省曲靖市通泉風電場項目總裝機容量 350MW，安裝 70臺單機容量為 4.5MW、7臺單機容 量為 5MW 的風電機組，靜態總投資概算 21.6 億元，折算每千瓦的造價約 6170 元;一般風電項目 實際造價低于可研預算。風機及塔筒的采購是風電場投資的主要組成部分(其他投資成本包括機組 變壓器、線纜、升壓站、控制保護設備、建筑工程、施工輔助工程、建設用地費、建設管理費、勘 察設計費等)，按照當前價格水平，三北、西南高風速地區大型風電項目的風機+塔筒(高度 90-100 米)采購成本可以控制在 3000元/kW 以內，整體投資成本可以控制在 6000元/kW 以內，部分項目 投資成本接近 5000 元/kW。

　　大風機不僅實現降本，還能大幅提升優質風資源的可開發規模。結合高塔筒技術對風切變較高地區的風資源重塑效果，在幾乎不增加土地供應的情況下，風電 可開發空間隨著技術進步大幅擴展。

　　2.3 風機單機容量仍具進一步提升的空間

　　技術迭代具有慣性，主要驅動因素切換為風機產業競爭。風機的技術進步屬于漸 進式的技術進步，具有較強的慣性，當前快速的技術迭代步伐不會戛然而止。2020年以來，風機產 業呈現競爭加劇和頭部企業份額下降的態勢，中車風電、三一重能等新勢力快速崛起;從 2021年的 風機招標情況看，中車風電、三一重能等獲取大量訂單，其強勁發展勢頭并未因搶裝結束而削弱， 對傳統的風機巨頭帶來較明顯的沖擊和競爭壓力。在當前大風機展現出突出降本效應的情況下，開 發單機容量更大、成本更低的風機產品大概率將是風機企業應對競爭的重要抓手。

　　6-7MW 機組已形成技術儲備，商業化、規模化應用可期。當前，三北和西南地區大型風電項目以 4-5MW 機組為主，根據風機企業的技術儲備，未來升級至 6-7MW 機型的可見度較高。2021年上半年，運達股份推出陸上大容量機組平臺-鯤鵬平臺，該平臺首款機型為 WD175-6000/6250，風輪直徑 175米，機 組功率 6000/6250kW，已取得國內權威認證機構設計認證;該平臺機組采用模塊化設計方式，可以 根據客戶需求快速組合出系列產品，通過柔性功率控制可覆蓋 6MW-7MW 功率范圍，風輪直徑可擴 展至 180 米及以上。預計后續其他風機企業也將跟進推出 6MW 級別的陸上機組，國內 6-7MW 陸 上大功率機組的商業化、規模化應用可期。

　　風機大型化的核心是葉片的大型化，160 米以上葉輪直徑即將成為行業主流。單機容量的提升意味 著風機捕捉風能的能力提升，葉片的大型化是關鍵，未來風機進一步大型化有賴于大葉片技術的升級。2008-2018 年，國內風機葉輪直徑平均值持續增長，2018 年全國 新增裝機平均的葉輪直徑約 120 米，其中 121 米葉輪直徑是主流。據統計，2021 年以來招標的風電項目中，160 米及以上葉輪直徑已經成為主流。如上所述，運達新推出的鯤鵬平臺，葉輪直徑的 最小值達 175 米(對應的葉片長度 85.6 米)。

　　新型材料的應用推動風機葉片長度達百米級。玻璃纖維在風電葉片中被廣泛作為增強材料使用，與 玻璃纖維相比，碳纖維復合材料具有高強度、高模量、低密度等優點，近年，碳纖維在風電葉片領域加快應用，推動葉片的大型化。采用碳纖維與玻璃纖維混雜增強，在葉片的一些關鍵部位表面上用碳纖維復合材料加強，可以大大減輕葉片的質量，提高葉片的力學性能，同時避免制造成本過高。

　　國產碳纖維快速發展，有望提升風電用碳纖維的性價比，助力葉片進一步大型化。2020年，全球碳纖維需求量最大的領域為風電葉片，需求量達 3.06萬噸，較 2019年增長 20%，風電領域碳纖維需求量占比達 29%。2020年我國碳纖維需求量達 4.88萬噸，較 2019年增長 29%，其中，進口碳纖 維供應量 3.04萬噸，占需求量的 62%，國產碳纖維供應量 1.84萬噸，同比增長 53%，占需求量的 38%，國產占比較 2019 年的 32%增長 6 個百分點。隨著碳纖維國產化的推進，未來更高性價比的用于風電領域的碳纖維供給有望涌現，結合材料技術的進步，葉片的進一步大型化可期。

　　三、 供給創造需求，風機產業競爭力提升

　　3.1 供給端變革有望刺激國內風電需求

　　碳中和背景下，發電央企具有較強的新能源裝機規模訴求。碳達峰、碳中和是黨中央經過深思熟慮 作出的重大戰略決策，事關中華民族永續發展和構建人類命運共同體，在此背景下，發電央企積極響應，提出了較為宏偉的十四五新能源裝機規劃。其中，華能集團明確提出在十四五期間新增新能 源裝機 8000萬千瓦以上，國家能源投資集團計劃新增 7000-8000萬千瓦，華電集團力爭在十四五 期間新增新能源裝機 7500萬千瓦，國家電投計劃到 2025年電力裝機將達到 2.2億千瓦且清潔能源 裝機比重達到 60%;估計其他發電央企將積極跟進。

　　激烈競爭之下，開發商適當放寬新能源項目投資收益率要求。隨著發電企業積極擁抱新能源，新能 源資產獲取的競爭加劇，項目投資收益率整體呈現下滑，部分央企將平價項目的資本金財務內部收 益率最低要求下調至 7%甚至更低;高收益率的新能源項目屬于稀缺資產。

　　供給端的變革極大拓展了可實現風電平價的區域版圖。風機的技術迭代帶來風電度電成本的下降， 從而使得原本實現平價較難的地區在平價條件下具備合理投資收益率，從而具備項目開發價值。整體來看，我國中東部地區風資源較差、風電建設成本較高，實現平價相對 困難。

　　風機大型化以及成本下降驅動存量風電項目投資收益率高企。對于 2020 年底前尚未進行風機招標選型的存量風電項目，隨著風機價格的大幅下降以及發電性能的提升，項目的投資收益率可能提升至較高水平。公司擬建設禹城市運達二期葦河 36MW 分散式風電場項目， 計劃安裝 10臺3.6MW 風機，總投資約 3.1 億元，資本金 6200 萬元;在無補貼情況 下，項目的資本金財務內部收益率 14.35%，在有補貼情況下，項目的資本金財務內部收益率 19.57%。根據中廣核新能源近期公告，公司擬建設 200MW 瓜州北大橋風電項目，項目投資金額約 10.31 億 元，上網電價 0.285元/kWh;根據測算，該項目資本金財務內部收益率有望超過 20%。在高收益率的驅動下，企業投資積極性提升，據統計，2021上半年國內陸上風機招標超過 30GW，與 2020 年全年招標規模相當。

　　風機大型化以及成本下降有望激活多類應用場景，增量風電項目規模可期。隨著風機大型化推動成 本下降以及發電性能的提升，三北地區“風電+儲能”或“源網荷儲一體化”等模式有望興起;2020 年 10 月，烏蘭察布“源網荷儲”示范項目開工，該項目總裝機容量 310 萬千瓦，其中風電 280 萬 千瓦、光伏 30萬千瓦，配套儲能設施 88萬千瓦×2小時;隨著風電技術的進步， 未來電力源網荷儲一體化和多能互補工作項目有望批量涌現。中東部地區，隨著風機大型化，風電平價的范圍快速拓寬，分散式風 電呈現星火燎原之勢。這些新的應用場景的涌現有望推升未來風電新增裝機規模。

　　風電產業的規模化推動降本，形成正反饋。預計十四五期間國內風電年均新增裝機有望達到 50GW 及以上，風電的規模化發展有望攤薄各環節的生產成本和費用，規模效應進一步推動行業降本。

　　3.2 供給端變革推升國內風機企業的全球競爭力

　　國內風機企業參與海外市場競爭的力度較小。海外長期以來，海外風機市場由海外的以維斯塔斯、 GE、西門子-歌美颯為代表的風機巨頭把持，國內風機企業較少參與海外市場的競爭，金風科技十 三五期間風機出口規模約 2.9GW，同比增長約 204%，約占公司十三五對外銷售總量的 8%左右。2020 年，全球風電主要的海外市場是美國和歐洲，合計約占海外市場總量的 75%，這兩個大的海外 市場主要由海外風機企業主導。

　　全球化布局成就海外風機巨頭。海外主要的風機企業包括維斯塔斯、GE、西門子-歌美颯等，其中 丹麥企業維斯塔斯是全球最大的風機企業，2020年風機出貨達到 17.2GW， 2020年維斯塔斯在海外陸上風機市場的份額達 33.7%。整體看，維斯塔斯在全球的布局較 為均衡，2020 年風機銷往全球 40 個國家和地區。

　　長期以來國內風機單機功率低于海外主要國家，不利于國內風機企業參與海外競爭。長期以來，受 技術、風資源條件等因素影響，國內風機單機容量偏小，2018年，國內平均單機容量 2.18MW，約 德國平均單機容量的 67%。2017 年，維斯塔斯新增風機訂單中，4MW 平臺產品(單機容量 3.45-4.2MW)訂單的占比約三分之二，2MW 平臺產品訂單占比約三分之一，說明當時海外的陸上 風機需求已經以 3-4MW 機組為主，而如上所述，2020 年金風交付的風機產品中，2S 產品(單機 容量 2-3MW)容量占比超過 80%。因此，由于國內主流風機產品單機容量相對較小，國內風機企 業參與海外市場競爭面臨一定劣勢。

　　國內風機企業在風機單機容量方面已經呈現趕超海外之勢。隨著近年國內風機技術迭代的加快，國 內風機企業面向市場的產品已經全面升級，從單機容量角度來看，2MW 級別的產品已經基本退出， 單機容量 3.6MW 以上的產品成為主流產品，單機容量 6MW 以上的產品開始涌現并獲得訂單。而海 外市場競爭格局相對穩定，以美國為代表的主要海外風機市場基本處于由 GE、維斯塔斯、西門子歌美颯三家寡頭壟斷的格局，近年風機產品迭代速度相對較慢。目前，海外風機巨頭在單機容量方 面相對國內企業不占優勢，而從葉輪直徑來看，國內陸上主流風機產品的葉輪直徑即將邁入以 160 米及以上為主流的時代，大概率將在未來一兩年超過海外。

　　單機容量趕超的同時，價格優勢將會更明顯。國內風機大型化帶來較明顯的招標價格下 降，從維斯塔斯披露風機訂單價格來看，海外風電機組價格近三年穩定在 0.7-0.8 歐元/W(折合人 民幣 5.3-6.1 元/W)之間，明顯高于國內市場價格。因此，從成本端看，國內風機企業的競爭力也 呈現邊際提升。

　　國內風機有望加速出海，驅動海外風電市場加快發展。整體看，全球風電市場較為集中，中國、美 國、歐洲占據全球絕大部分新增裝機，新興市場的裝機占比較小。隨著國內風機企業競爭力的提升 以及擴大風機出口力度，海外風電市場在風機供給方面將呈現顯著變化，中國的優質供給有望帶來 海外市場風電投資成本的快速下降，進而刺激海外風電裝機需求。

　　四、 重點行業分析

　　整體看，國內風電行業十四五期間的發展驅動因素發生明顯變化，導致過去十年需求周期波動的主 要影響因素明顯消退，碳中和政策將成為驅動包括風電在內的新能源行業發展的主要因素，風電自 身的經濟性也將成為影響風電發展的重要因素。

　　在行業去補貼倒逼等因素的驅動下，國內風機產業技術迭代加快，風機大型化趨勢明顯，單機容量 4MW 及以上機組逐步成為三北及西南地區風機招標的主力機型。隨著招標機型的大型化，2021 年 以來，風機招標價格呈現較明顯的下降;根據近期中標情況，三北、西南地區大型風電項目的風機 中標價格已低至 2300-2500 元/kW，較 2020 年初的價格高點呈現大幅下降。風機的大型化不僅降 低風機自身的生產成本，還能攤薄塔筒等風機以外的投資成本，推動三北地區風電投資成本達到 6000 元/kW 以下，部分項目投資成本可低至 5000 元/kW 左右;與此同時，風機的大型化擴大了風 電項目可開發容量。從當前的風機技術儲備以及可預期的關鍵材料國產化等角度看，未來風機單機 容量還有進一步提升的空間，風機大型化的趨勢可持續。

　　風機大型化及成本下降將推升風電項目投資收益，激活各類應用場景，推升風電可開發空間，從而 有望刺激國內風電需求;據統計，2021上半年國內風機招標超過 30GW，接近 2020年全年水平。與此同時，風機大型化將提升國內風機企業相對海外風機巨頭的競爭力，有助于國內風機企業加快 走出去，而中國的優質供給將驅動海外風電市場加快發展。

　　簡而言之，十四五期間風電行業面臨的發展環境與十三五大不相同，當前發生的前所未有的風機大 型化某種程度上是一種技術變革，這種變革明顯推動風電行業成本下降、擴大風電可開發空間，將 刺激國內風電需求，并助力國內風機企業加快走出去。我們看好這種由可持續的技術進步驅動的行 業內生增長，以及由此帶來的風電制造產業的繁榮。

　　五、 風險提示

　　1、電源的發展受宏觀經濟和用電需求影響較大，如果用電增速明顯下降，將對風電在內的各類電源 發展產生負面影響。

　　2、風電、光伏出力具有波動性特點，中長期看電網消納能力將是影響新能源裝機規模的重要因素， 有可能出現電網消納能力不足導致新能源裝機不及預期的情況。

　　3、經濟性將是未來各類電源競爭的關鍵要素之一，如果風電的降本速度不及預期，或者其他電源品 種降本速度超預期，可能影響風電的發展。