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第一节 风能资源
一、风能的定义
二、风能的形成
三、风能的优缺点
四、风能的利用方式
第二节 全球风能资源分析
一、风能全球资源估评 20
二、风能全球地区分布 20
第三节 中国风能资源 22
一、中国风能资源概况 22
二、中国风能资源区域分布 22
三、风能资源分布的特点分析 22
四、中国风能资源利用的现状 24
第四节 风力发电 25
一、风力发电历史 25
二、风力发电原理 25
三、风力发电优势 26
四、风电的环境效益 26
第五节 风电发展背景 27
一、环境问题日益突出 27
二、能源枯竭迫使寻求替代能源 27
三、风力发电技术日益成熟 27
四、风电发展不存在资源瓶颈 28
第二章 全球风电运营市场分析 29
第一节 全球风电装机容量分析 29
第二节 全球风电发展特征 36
一、风电增长主要由亚洲国家引领 36
二、风电在电力需求中所占的比例继续提高 37
三、政府支持是欧洲风电的主要动力 37
四、全球海上风电高速发展潜力巨大 38
四、中国是未来最重要的潜在市场 38
第三节 各国风电市场和政策分析 38
一、德国 38
二、美国 40
三、西班牙 42
四、丹麦 43
五、印度 44
六、意大利 45
七、法国 46
八、英国 47
九、其他 47
第四节 全球风电发展前景预测分析 48
一、全球风电装机容量预测分析 48
二、全球各地区累计装机容量预测 49
第三章 中国风电装机容量分析 50
第一节 中国风力风电装机容量 50
一、中国累计装机容量分析 50
二、中国年度装机容量分析 50
三、风电装机容量区域分析 56
第二节 中国风电装机格局 58
一、中国风电设备竞争格局 58
二、内外资格局(新增市场) 61
三、内外资格局(累计市场) 61
第三节 中国风电装机格局 62
一、中国风电设备竞争格局 62
二、内外资格局(新增市场) 65
三、内外资格局(累计市场) 65
四、各大风电开发商市场格局 66
第四节 中国风电发展前景预测 67
一、风电装机容量规划 67
二、风电发展目标预测 67
第四章 中国风电运营市场分析 69
第一节 风电市场特征 69
一、中国风电市场容量分析 69
二、中国风电市场格局分析 69
三、中国风电市场布局分析 70
四、中国风电企业竞争分析 70
第二节 风电项目盈利性分析 70
一、风电运营盈利性结论 70
二、风力发电基本成本分析 70
三、风电相关企业盈利分析 71
四、风电行业盈利机会分析 71
五、风电行业盈利风险分析 73
第三节 产业发展促进因素 78
一、风电成为我国新增电力装机的重要组成部分 78
二、产业技术水平显著提升 79
三、行业管理和政策体系逐步完善 79
第四节 产业制约因素分析 79
一、现有电力运行管理机制不适应大规模风电并网的需要 79
二、经济性仍是制约风电发展的重要因素 80
三、支持风电发展的政策和市场环境尚需进一步完善 80
第五节 电网建设制约分析 80
一、电网接入缺乏动力 80
二、地区电网承受能力有限 80
三、电网安全运行受到冲击 81
第六节 风电政策分析 81
一、关于公布首批多能互补集成优化示范工程的通知 81
二、关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知 81
三、关于发布2017年度风电投资监测预警结果的通知 82
四、2017年能源领域行业标准化工作要点 82
五、关于印发新能源微电网示范项目名单的通知 82
六、关于开展风电平价上网示范工作的通知 83
七、关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知 83
八、关于开展北方地区可再生能源清洁取暖实施方案编制有关工作的通知 84
九、绿色电力证书自愿认购交易实施细则(试行) 84
第七节 风电“十三五”规划 84
一、指导思想和发展目标 84
二、发展目标和建设布局 86
三、重点任务 90
四、创新发展方式 96
五、保障措施 98
第八节 大规模风电开发问题 99
一、风能资源储量和分布的详查与评估问题 99
二、风电与其他电源和电网的综合规划问题 99
三、多种电源、交直流混合系统的协调控制与运行问题 100
四、风电开发的体制机制问题 101
第九节 促进风电大规模开发的相关措施 102
一、加强风能资源的详查和评估工作 102
二、加强风电和其他电源与电网的协调综合规划 102
三、加强交直流混合系统协调控制的研究 103
四、健全完善风电体制和政策 103
第五章 风电市场价格机制分析 105
第一节 风电电价分析 105
一、风电价格机制历史 105
二、2015 年陆上风电价格调整 106
三、陆上风电价格调整 106
四、海上风电价格分析 108
第二节 风电特许权分析 108
一、风电特许权招标和评标程序 108
二、五期风电特许权招标项目 110
三、特许权招标结果和影响分析 110
第六章 风电运营企业经营及盈利调研分析 112
第一节 中国风电开发商分析 112
一、中国国电集团公司 112
二、中国大唐集团公司 113
三、中国华能集团公司 114
四、中国华电集团公司 115
五、中国广东核电集团 116
六、国家电力投资集团公司 117
第二节 上市企业投资动态 118
一、漳泽电力 118
二、国电电力 118
三、金山股份 122
四、申华控股 122
五、闽东电力 122
六、桂冠电力 122
第三节 大唐(赤峰)新能源有限公司 122
一、公司基本情况 122
二、企业主要经济指标 123
三、企业偿债能力分析 123
四、企业盈利能力分析 124
五、企业运营能力分析 124
六、企业成本费用分析 125
第四节 大唐桂冠盘县四格风力发电有限公司 125
一、公司基本情况 125
二、企业主要经济指标 126
三、企业偿债能力分析 126
四、企业盈利能力分析 127
五、企业运营能力分析 127
六、企业成本费用分析 128
第五节 东电茂霖风能发展有限公司 128
一、公司基本情况 128
二、企业主要经济指标 128
三、企业偿债能力分析 129
四、企业盈利能力分析 129
五、企业运营能力分析 130
六、企业成本费用分析 130
第六节 大唐桂冠山东电力投资有限公司 131
一、公司基本情况 131
二、企业主要经济指标 131
三、企业偿债能力分析 132
四、企业盈利能力分析 132
五、企业运营能力分析 133
六、企业成本费用分析 133
第七节 桦南龙源风力发电有限公司 134
一、公司基本情况 134
二、企业主要经济指标 134
三、企业偿债能力分析 134
四、企业盈利能力分析 135
五、企业运营能力分析 135
六、企业成本费用分析 136
第八节 航天闽箭新能源股份有限公司 136
一、公司基本情况 136
二、企业主要经济指标 137
三、企业偿债能力分析 137
四、企业盈利能力分析 138
五、企业运营能力分析 138
六、企业成本费用分析 139
第九节 华能中电威海风力发电有限公司 139
一、公司基本情况 139
二、企业主要经济指标 139
三、企业偿债能力分析 140
四、企业盈利能力分析 141
五、企业运营能力分析 141
六、企业成本费用分析 142
第十节 中节能港建风力发电(张北)有限公司 142
一、公司基本情况 142
二、企业主要经济指标 143
三、企业偿债能力分析 143
四、企业盈利能力分析 144
五、企业运营能力分析 144
六、企业成本费用分析 145
第十一节 阜新联合风力发电有限公司 145
一、公司基本情况 145
二、企业主要经济指标 145
三、企业偿债能力分析 146
四、企业盈利能力分析 146
五、企业运营能力分析 147
六、企业成本费用分析 147
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报告主要内容
一、德国
——德国明确决定要进行能源的转型,这就意味着德国要更多的依赖可再生能源发电,慢慢淘汰核电。从过去我们可再生能源的增长情况来看,包括风能,生物质能,还有太阳能,都是政府的计划所推动的。另外德国也制定了非常宏大的指标,即在2020年总发电中的35%都是可再生能源,2050年要达到80%都是可再生能源发电。
欧盟要在2020年实现可再生能源占比27%,德国的目标是2050年可再生能源发电要占40%到45%,2030年之前海上风电的发电能要达到15GW。这是德国能源转型的主要支柱。德国政府推出可再生能源法,这是一个非常重要的法规,另外还有可再生能源方案,它最主要的内容,就是为风电提供补贴,包括陆上风电上网电价和海上风电上网电价都可以得到补贴。现在陆上风电比海上风电价格要低一些,海上风电的价格可能因为成本高,所以价格还是比较高。在一开始的5年,电价比较高的话,是有补贴的,而且可以延期。另外在前20年里面都可以享有这个补贴,之后再看具体情况决定是否可以享有补贴。在8年里面还要看他的汇报状况,来决定是否延续初期的高电价的状况。
德国现在25%以上的能源都来自于可再生能源,在可再生能源当中,风能仍然是主要的支柱,其次是生物质能,然后是太阳能。
德国的风电装机容量主要集中在德国北部,这是由德国的地形决定的,德国北部海岸的风是最强的。另外德国中部和南部的重要性也在进一步增加,更多的风机也都装在中南部。轮毂的高度更高,风轮更大,而且容量也在增加,这样可以充分更有效的利用风能。德国有这样一段海岸,左边是北海,右边是波罗的海,大部分的风电项目都是在北海建起来的。北海和波罗的海都提供了比较好的海上风电的发电情况。
海上风电方面,德国有几个港口,这些港口的基础设施可以满足海上风电项目的要求,大型配件都需要这样的海上风电研究中心和物流系统。在德国,有些风机已经是5年以上,甚至10年以上。
总的来说,一方面德国有海上风电行业,需要减少成本,进行标准化工作。同时在这个行业内,德国还有一些机会,比如说进行服务创新,找到物流的更好的解决方案,同时还有海下的安装和运维工作,对于海上风厂来说,德国还需要进行更好的培训工作。对于陆上的发展,需要进行技术和服务的发展,重新发电主要是对于资源丰富的地区,能够进一步进行风电的开发。还需要找到一些新的项目来开发,小型的风电项目,就像澳大利亚一样,德国在这些方面也面临着地方主义的限制,还有一些和现有的太阳能发电厂的一体化,以及如何进行自我电力的消费。
——直接政策:对风电示范性项目提供税收返还性补贴;风电机技术标准化质量认证;对风电机更新换代进行补贴。
间接政策:5年内,强制性上网电价8.19欧分/kWh,此后20年,在此基础上提高5.17欧分/kWh;对近海风电项目建设进行补贴;近海风电项目送出线路建设费用、接网费用由系统操作员承担。
二、美国
——2015年底美国国会通过一项2016年政府预算案,增加对2019年之前及其以后的风能和太阳能项目的补贴,其慷慨程度出人意料。据估计,这一举措将会带来至少250亿美元的新的税收优惠,以及很高程度的政策确定性,而此前美国的开发商、投资者和资源利用规划者从未得到过如此高的确定性。
政府补贴加上规划担保,使得2016-2021年期间对风能和太阳能的投资将增加约730亿美元。
将会有大量资金投入到这段时间以及之后的美国环保局清洁能源计划之中,这使该行业的前景更加光明。
自2016到2021年,预测累计风能装机量将从此前在没有此项优惠政策时所预计的25GW增加到44GW。
大部分新增风能发电设施将接入中部独立系统运营(MISO)电网。与在没有税收优惠政策时的预测数字相比,预计优惠政策颁布后,风能新装机容量将会额外再增加6-7GW。
本次新增补贴也将使德克萨斯州的累计装机量增加约1.5GW。但德州的增量远不能与MISO相比,原因是近期完成的70亿美元的CREZ输电工程使这一项目发展受到了限制。
在新英格兰、纽约和PJM(宾夕法尼亚、新泽西和马里兰3州互联系统)等地,由于可再生能源标准(RPS)已经推动了风能的需求,因此预计新增补贴不会产生显著的影响。
——2017年2月,美国财政部长提名人选史蒂文.努钦力挺逐步取消目前的风能生产税收优惠政策这两项税收优惠政策。到2021年,投资税收抵免政策将按照目前的时间表逐步退出。从2022年开始,投资税收抵免政策的税率则永远保持在10%,以支持太阳能发电项目。至2030年,20%的电能由可再生能源提供。直接政策:风电机技术标准化质量认证;为风电机本地化提供税收优惠。间接政策:在风电项目投产的10年内,联邦政府对项目实行0.02美元/kWh(根据通胀率而调整)的税收减免;某些州还在输电规划上,做出有利于吸引风电项目投资的规划。
三、西班牙
——根据西班牙电网公司REE公布的数据,2016年西班牙发电量中有40.8%来自可再生能源(远远高于德国的29.5%),其中风电占比高达19.3%,水电占14.6%,光伏占3.1%,光热占2.1%。非可再生能源发电量占比59.2%,其中核电占22.9%,天然气发电(含工业热电联产)占21%,煤电占14.3%。
2010年西班牙提交欧盟委员会的《国家可再生能源行动计划》中,提出到2020年西班牙可再生能源供应满足能源需求的22.4%,其中电力需求的40%由可再生能源提供。
提出目标的同时,行动计划中也列出了具体的保障措施,包括:修改完善风电并网相关技术规范;逐步有区别地做好风电机组更新的行政管理;制定一系列措施促进小风电的应用;制定小功率风电机组的技术规范并建立认证认可体系。
这些目标和配套政策的出台都离不开西班牙已有的政策体系和举措。西班牙也是通过立法方式来明确规定可再生能源政策的国家,和德国类似,1997年通过电力法案明确规定建立自由交易的电力市场,并通过电力体制改革使发电公司和供电公司私有化,建立国家电力库系统(Pool Based System),所有发电企业向电力库系统售电,所有供电企业向电力库系统购电,成立国家电力监管委员会来负责电力市场的监管。
——直接政策:以西班牙市场的使用权作为报答,鼓励外国公司将生产基地转移到西班牙;对本地化的风电项目提供财政补贴。
间接政策:风电投资者可选择强制性上网电价(20年内7.32欧分/kWh,20年后6.12欧分/kWh),或是直接补贴2.93欧分/kWh(但获得补贴后,电价须在8.49~7.13欧分/kWh范围内);税收返还性补贴;引入公共投资。
四、丹麦
——世界上第一个发电风轮诞生于丹麦,丹麦也是当今世界最大的风电设备生产国,世界10大风轮生产厂家有5家在丹麦,3台风机1台产自丹麦,世界60%以上的风轮制造厂都在使用丹麦的技术。
政府:丹麦有至2050年完全摆脱石化燃料的国家政策,因此大力发展新能源。对于风电等可再生能源产业免征环境税,同时丹麦法律还规定国家必须接收来自丹麦风电厂的风电,并给予这些风电厂一定溢价补贴,政府还每年设置环保基金鼓励绿色投资。修建风机也能得到政府补贴。丹麦电力供应法规定,可再生能源发电必须优先并入电网,风能的变化带动电力市场价格的浮动。北欧电力交易中心都要根据未来24小时的电力供需预测情况,而政府在交易中心供需价格的基础上进行补贴,让风电价格平稳。
科研:46家研究机构,8所大学,6个科技园区主攻空气动力,气象,风力评估,力学,材料力学,风机性能等风能研发(丹麦面积还不到中国山东的1/4呢)
全民参与:除了近3万人直接从事风电工作,丹麦风电拥有很有特色的“集群”制度,既有各式专业组织和集群团结风电企业的力量解决产销等问题。小编曾向大家推荐的丹麦萨姆索岛Samso,风机都由农民众筹拥有。
——直接政策:“风电机担保项目”为使用丹麦风电机的项目提供长期的融资和担保贷款;向大量进口丹麦风电机的国家提供拨款和项目开发贷款;为风电机技术研究提供低息贷款;风电机技术标准化质量认证。
间接政策:强制性上网电价;0.10克朗/kWh(即0.0134欧元/kWh)的市场补贴;税收激励。
五、印度
——2016-2017财年,印度风力发电量达到5400MW,超过了之前预定的4000MW的目标。印度可再生能源电力呈现出积极的增长趋势。印度清洁能源电力装机容量大约50100MW,其中风电占比55%。尽管清洁电力大幅增长,但是目前印度可再生能源电力仅占全国电力的16%。在印政府大力扶持风电发展的形势下,安得拉邦和古吉拉特邦风电装机容量领先于印度其他各州区,分别达到了2190MW和1275MW。
印度迅速发展的风电市场,吸引了众多相关产业公司,特别是专门从事风电开发的企业进入。
2016年,印度提出到2022年实现可再生能源电力装机容量达到175GW。其中风电有望达到60GW,生物质能发电及其他小型工程约发电15GW,太阳能发电将发挥主要作用,预计实现装机容量100GW。
随着可再生能源电力的不断增长,印度正在逐步降低对化石燃料发电的依赖度。印度风电产业有着巨大的发展潜力,特别是印度海上风力资源丰富,风电发电量更多,发展前景十分广阔。但相比陆上风电,海上风力发电开发成本相对较高。
——直接政策:制定不同的关税来鼓励进口零部件而不是完整风电机;风电机技术标准化质量认证。
间接政策:没有全国性的强制性上网电价或者强制性配额,仅有全国性的税收激励;各省制定各自的强制性上网电价标准;部分省份实行能源配给制,29个省中的10个省规定所消耗电能的10%须来自可再生能源;引入公共投资;风电资金补贴;政府特许权项目;通过CDM获得补贴。2015年恢复加速折旧优惠政策。
六、意大利
在欧盟的可再生能源强制性目标规定下,意大利需到2020年实现可再生能源消费占能源消费总量比重的17%。
在2015年前,对除光伏外的可再生能源技术发展,意大利采用的主要激励方式为配额制及可再生能源绿色证书交易。由于意大利未实施完全的发、输、配电分离,且本身电价水平已在欧盟国家中处于高位,为避免加重用户侧的电费负担,在制定配额机制时,意大利将责任主体定为发电企业,由传统能源发电企业购买绿色证书并对可再生能源发电企业进行补贴,分摊可再生能源发电成本。
在配额制的具体目标上,根据法令79/99,自2002年起,意大利对发电商或电力进口商每年向电网输送的可再生能源电量占其所有输送电量的比例作出了规定,初始为2%,每年按一定比例递增,由意大利电力和天然气监管局(GSE)每三年对目标增速进行一次调整,到2012年实现可再生能源占输送电量目标份额7.55%。之后线性递减,至2015年目标减至0,退出配额制。
2005年10月,意大利通过部级法令,推出绿色证书(GC)交易,每周进行一次,由GME负责监管并通过信息系统追踪。除太阳能光伏和光热发电项目单独设定补贴之外,装机不超过1MW、风电装机不超过0.2MW的小型可再生能源发电项目可以在绿证或FITs中任选一种支持模式。而其它装机容量的可再生能源项目仅可申请绿证。
据GSE公布数据显示,意大利在绿证交易时期实现对除太阳能外的可再生能源类型资金支持约合31.42亿欧元/年,其中包括水电7.21亿欧元/年、风电13.27亿欧元/年、地热能1.19亿欧元/年、生物质能合计9.75亿欧元/年。
发电企业或其他有意愿参与交易的公司可通过在EU ETS交易碳减排量或在GSE平台交易“白证”,获取资金支持或额外收入。但各系统间需避免重复计算。(注:“意大利政府对电力和天然气经销商提出年度量化能效节约目标,“白证”即为能效证书(EEC)。”)
七、法国
——法国在风力发电这方面的发展却不尽如人意。尽管出台了以高于市场的价格购买可再生能源电力的政策,但由于长期以来过于关注核电发展,使得法国在推出政策以支持可再生能源发电方面仍不够积极,同时,许多陆上风力发电项目由于与附近居民产生纠纷,也进展缓慢。为了实现法国向欧盟的承诺——到2020年可再生能源在最终能源消费中占比达到23%的目标,法国需要重视技术开发,以解决电力储存、入网、输送方面的技术问题,还要出台更多支持可再生能源发电的政策,并加大宣传力度,争取民众理解,获得更多支持。
——在2008年法案即将过期之前,法国于2017年6月6日推出了新的风电项目补贴法案。此新法案除了一些为了符合欧盟国家补助规定而作的修饰之外,与旧法案如出一辙。
八、英国
直接政策:政府对风电机研发的投资。
间接政策:可再生能源义务证书向规模较大的发电商提供补贴;资金补贴;税收激励;可交易能源证书。电力市场改革已经接近于全面实施阶段。自2016年4月1日起取消对新建陆上风电场的《可再生能源义务令》(RO)补贴政策。
九、其他
波兰:可再生能源法案已经通过政府审核,最终于7月22日进入议会审批。此法案有可能在今年正式生效,将逐渐淘汰绿色能源证书政策而以反向竞标政策取而代之。
芬兰:正在将风电项目审批流程简化,同时提供一个具有吸引力的固定上网电价政策来改善芬兰的风电投资环境。
澳大利亚:直接政策:通过一系列政府拨款和贷款优惠鼓励风电机研发;针对风电机研发的税收减免政策。间接政策:强制性可再生能源指标;新建风电送出线路;提供可交易的能源证书。澳大利亚也步入了“绿证(可再生能源发电证书)”投资的热潮之中。
加拿大:至2016年,风电总装机12GW(占总电力需求的4%)。直接政策:风电设备强制性本地化率;风电机研发的税收优惠。间接政策:风电项目建设补贴;项目建成10年内,每年补贴1加分/kWh;地方性补贴;政府招标或特许权政策;绿色电力市场政策。
巴西:至2016年,新增风电、小水电、生物质能发电装机3300MW。直接政策:2005年开始,立法要求风电场设备和服务总投资的60%必须在巴西国内采购;2007年后,这个百分比增加到90%;针对风电研发的优惠贷款。间接政策:长期购电协议;强制性上网电价;引入公共投资;利用CDM促进风电发展。
图表目录
图表 1:全球风能资源分布 21
图表 2:全球风电累计装机容量增长统计 29
图表 3:全球风电风电新增装机容量增长统计 30
图表 4:非洲及中东地区风电装机容量 30
图表 5:亚洲地区(除中国)风电装机容量 30
图表 6:欧洲地区风电装机容量 31
图表 7:拉丁美洲及加勒比海地区风电装机容量 31
图表 8:北美地区风电装机容量 32
图表 9:大洋洲地区风电装机容量 32
图表 10:非洲及中东地区风电装机容量 32
图表 11:亚洲地区(除中国)风电装机容量 32
图表 12:欧洲地区风电装机容量 33
图表 13:拉丁美洲及加勒比海地区风电装机容量 33
图表 14:北美地区风电装机容量 34
图表 15:大洋洲地区风电装机容量 34
图表 16:非洲及中东地区风电装机容量 34
图表 17:亚洲地区(除中国)风电装机容量 35
图表 18:欧洲地区风电装机容量 35
图表 19:拉丁美洲及加勒比海地区风电装机容量 35
图表 20:北美地区风电装机容量 36
图表 21:大洋洲地区风电装机容量 36
图表 22:全球风电装机容量预测 48
图表 23:全球各地区累计装机容量预测 49
图表 24:中国风力发电累计装机容量增长统计 50
图表 25:中国风力发电新增装机容量增长统计 51
图表 26:至中国新增和累计装机的风电机组平均功率 51
图表 27:中国不同功率风电机组新增装机容量比例 52
图表 28:中国不同功率风电机组累计装机容量比例 53
图表 29:中国海上风电新增和累计装机容量 54
图表 30:中国海上风电制造商新增装机容量 54
图表 31:中国海上风电制造商累计装机容量 55
图表 32:中国海上风电不同功率机组累计装机容量 55
图表 33:中国国六大区域风电新增装机容量占比 56
图表 34:中国国六大区域风电新增装机容量占比 57
图表 35:中国国六大区域风电新增装机容量占比 57
图表 36:中国国六大区域风电新增装机容量对比 58
图表 37:中国风电整机制造企业新增装机容量 59
图表 38:中国风电整机制造企业国内市场份额 59
图表 39:中国风电制造企业累计装机容量 60
图表 40:中国风电制造企业累计市场份额 60
图表 41:新增风电装机容量内外资风电制造企业市场份额 61
图表 42:累计风电装机容量内外资风电制造企业市场份额 61
图表 43:中国风电整机制造企业新增装机容量 62
图表 44:中国风电整机制造企业国内市场份额 63
图表 45:中国风电制造企业累计装机容量 64
图表 46:中国风电制造企业累计市场份额 64
图表 47:新增风电装机容量内外资风电制造企业市场份额 65
图表 48:累计风电装机容量内外资风电制造企业市场份额 65
图表 49:中国风电开发企业新增装机容量份额 66
图表 50:中国风电开发企业累计装机容量 66
图表 51:中国风电开发企业累计装机容量份额 67
图表 52:中国风电行业售电收入增长统计 69
图表 53:中国风电行业各运营公司风电售电收入 69
图表 54:中国风电运营主要企业净利润率 71
图表 55:中东部和南方地区陆上风电发展目标 87
图表 56:“三北”地区陆上风电发展目标 88
图表 57:“十三五”期间“三北”地区跨省跨区外送风电基地规划(含存量项目) 89
图表 58:全国陆上风力发电上网标杆电价表调整 106
图表 59:全国陆上风力发电上网标杆电价表调整 107
图表 60:五期风电特许权招标项目中标结果 110
图表 61:国电集团年新增装机容量 113
图表 62:大唐集团年新增装机容量 114
图表 63:华能集团年新增装机容量 115
图表 64:中国华电年新增装机容量 116
图表 65:中广核年新增装机容量 117
图表 66:国家电投年新增装机容量 118
图表 67:大唐(赤峰)新能源公司主要经济指标 123
图表 68:大唐(赤峰)新能源公司偿债能力 123
图表 69:大唐(赤峰)新能源公司盈利能力 124
图表 70:大唐(赤峰)新能源公司运营能力 124
图表 71:大唐(赤峰)新能源公司成本费用 125
图表 72:大唐桂冠盘县四格风力发电公司主要经济指标 126
图表 73:大唐桂冠盘县四格风力发电公司偿债能力 126
图表 74:大唐桂冠盘县四格风力发电公司盈利能力 127
图表 75:大唐桂冠盘县四格风力发电公司运营能力 127
图表 76:大唐桂冠盘县四格风力发电公司成本费用 128
图表 77:东电茂霖风能公司主要经济指标 128
图表 78:东电茂霖风能公司偿债能力 129
图表 79:东电茂霖风能公司盈利能力 129
图表 80:东电茂霖风能公司运营能力 130
图表 81:东电茂霖风能公司成本费用 130
图表 82:大唐桂冠山东电力公司主要经济指标 131
图表 83:大唐桂冠山东电力公司偿债能力 132
图表 84:大唐桂冠山东电力公司盈利能力 132
图表 85:大唐桂冠山东电力公司运营能力 133
图表 86:大唐桂冠山东电力公司成本费用 133
图表 87:桦南龙源风力发电公司主要经济指标 134
图表 88:桦南龙源风力发电公司偿债能力 134
图表 89:桦南龙源风力发电公司盈利能力 135
图表 90:桦南龙源风力发电公司运营能力 135
图表 91:桦南龙源风力发电公司成本费用 136
图表 92:航天闽箭新能源公司主要经济指标 137
图表 93:航天闽箭新能源公司偿债能力 137
图表 94:航天闽箭新能源公司盈利能力 138
图表 95:航天闽箭新能源公司运营能力 138
图表 96:航天闽箭新能源公司成本费用 139
图表 97:华能中电威海风力发电公司主要经济指标 139
图表 98:华能中电威海风力发电公司偿债能力 140
图表 99:华能中电威海风力发电公司盈利能力 141
图表 100:华能中电威海风力发电公司运营能力 141
图表 101:华能中电威海风力发电公司成本费用 142
图表 102:中节能港建风力发电(张北)公司主要经济指标 143
图表 103:中节能港建风力发电(张北)公司偿债能力 143
图表 104:中节能港建风力发电(张北)公司盈利能力 144
图表 105:中节能港建风力发电(张北)公司运营能力 144
图表 106:中节能港建风力发电(张北)公司成本费用 145
图表 107:阜新联合风力发电公司主要经济指标 145
图表 108:阜新联合风力发电公司偿债能力 146
图表 109:阜新联合风力发电公司盈利能力 146
图表 110:阜新联合风力发电公司运营能力 147
图表 111:阜新联合风力发电公司成本费用 147