1、 风电数据
1-6月份，6000千瓦及以上风电场风机容量8275万千瓦，同比增长22.6%。
风电设备平均利用小时为986小时，同比减少114小时。
上半年风况条件不好，虽然四五月份和一季度比起来略有好转，但是六月份又变差了。
受此影响，龙源电力今年6月份风电发电量为139万兆瓦时，同比下降12.25%，而去年6月份的同比增幅达27.02%。1-6月份，龙源电力风电发电量同比增幅仅为4.86%，和去年同期增幅31.44%相比，也出现了大幅下降。
华能新能源1-6月份风电发电量为583.34万兆瓦时，在装机量同比增加的情况下，发电量下降2%。
大唐新能源1-6月份风电发电量为505.21万兆瓦时，同比下降高达9.07%。
2、 弃风限电报告：
近5年来，国内弃风限电呈现以下特点：
一是，无论是弃风量还是弃风率的变化，都呈现了类似一道“抛物线”趋势。2010年，弃风量以及弃风率都逐渐上升;到2012年达到顶点，为 208.22 亿千瓦时，比上一年多出了85.22亿千瓦时，近两年则呈现逐渐下降的态势;其中，2013年的弃风率在10%左右，与2010年基本持平;
二是，弃风量与风机安装量密切相关。2012年国内弃风量达到历史峰值，其前一年，10亿多千瓦的风机安装量，也是至今前所未有。众所周知，尽管2013年的弃风量有所好转，但不容忽视的是，这一年的风机安装量却达到了9亿千瓦。为此，我们有必要担心，类似2012年弃风的悲剧或许将会在2014年重演。
三是，弃风虽让人揪心，却丝毫掩饰不了它在整个电源结构中比重的提升。目前，国内风电发电量在整个电源结构中，比例不到3%，但是2012年，风电发电量已经首次超过核电的982亿千瓦时，成为继火电和水电之后的第三大主力电源。
具体来看，2010年是国内风电产业重要的转折点。主要是因为风电产业的主要矛盾，已经从原有争取大规模和高速度的风电装机量，转向如何消纳风电与建设速度之间的矛盾。当年，中国风机装机总量4473.3万千瓦超过美国，成为世界装机第一。同时，弃风限电成为新问题愈加明显。
2011年，甘肃、内蒙古由于“风电三峡”、百万千瓦级风电基地的建设，风电装机总量迅速扩大。装机增速最快的是宁夏，累计增长率达144%，其次是山东72.96%，随后是新疆、河北和黑龙江。这一年，四川省实现了风电装机零的突破。这一年，国内风电弃风量超过100亿千瓦时，甘肃、内蒙古、吉林和黑龙江四省的弃风量达到了全国弃风总量的50%。这一年，也是继2009年风机质量问题后，风电领域事故最为频繁的一年。2011年1—8月，全国风电脱网事故就达193次。可以说，这一时期风电弃风限电与脱网事故，引发电网对风电安全性的担忧，无疑是弃风限电很大因素。
2012年，最大的特点就是，它是国内有史以来弃风限电最为严重的一年。根据中国风能协会统计，截止2012年底，全国因弃风限电损失电力208亿千瓦时，比2011年增加了一倍，直接经济损失在100亿元以上。
2013年，国内因弃风限电造成的弃风量为162.31亿千瓦时，同比下降46亿千瓦时，弃风率为10.7%，同比下降6个百分点，总体而言，弃风率与上年相比有所好转。
2014年第一季度，全国弃风总量达48.47亿千瓦时，弃风率达到了 11.7%，比2013年的10.7%略有增加。就重点省份弃风率的排名而言，东北四省区都有所上升。其中，吉林省弃风率依旧排在首位，该省这一时期35.24%的弃风率，同比高出十多个百分点。
2014年，随着“十二五”第四批拟核准风电项目计划下发，国内风电累计核准量将达到约1.65亿千瓦，其中约有9000万千瓦的风电项目在建。从目前的情况来看，风电开发正在向消纳条件好的中东部地区转移。其中，山西、新疆、江苏、湖南、广东新增核准量增速较快;内蒙古、吉林、黑龙江、云南新增核准量下降，而吉林、内蒙古则是国内风电项目弃风限电的重灾区。
针对弃风限电，主要有两种解决方式：一是，增加当地电力负荷，建立风电供热的示范项目;二是，建设跨区输电的通道，将风电输送到中国东部电力负荷中心。
3、 国内海上风电
据中国风能协会统计，截至2013年年底，中国海上风电建成装机容量42.86万千瓦，仅占全国风电装机总容量的0.5%，其中潮间带项目30.05万千瓦，近海项目12.81万千瓦。近海项目中10.2万千瓦是东海大桥一期项目，其余的则主要是试验性项目、样机项目。2013年，海上风电新增装机容量仅3.9万千瓦，同比降低69%，全部为潮间带项目。
而国家能源局《风电发展“十二五”规划》明确提出，到2015年投入运行海上风电装机容量500万千瓦，2020年达到3000万千瓦。目前来看，实现2015年目标的可能性不大。
今年6月19日国家发改委发布《关于海上风电上网电价政策的通知》。《通知》规定，对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。2017年以前(不含2017年)投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元(含税，下同)，潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。《通知》同时指出，鼓励通过特许权招标等市场竞争方式确定海上风电项目开发业主和上网电价。通过特许权招标确定业主的海上风电项目，其上网电价按照中标价格执行，但不得高于以上规定的同类项目上网电价水平。对于2017年及以后投运的海上风电项目上网电价，将根据海上风电技术进步和项目建设成本变化，结合特许权招投标情况研究制定。
“如果项目所在海域风资源具有优势，风机质量、施工成本可以控制，上网电价可为企业带来8%~10%的收益率。”中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示。按照秦海岩观点，按照每千瓦时0.85元的电价测算，一个100MW(1MW=1000kW)的近海风电场，以等效小时数2600小时，投资额每千瓦时13000元，贷款期限15年、利率为6%计算，该风场财务内部收益率约为9.62%，发1度电的成本约为0.57元。
“从目前的这个电价我们还看不到未来的海上收益会有多高的收入，可能这个电价和我们之前的预期还是有一个差距，因为我们也做过测算，靠0.85元、0.75元这样一个海上电价来做项目，业主的收益多多少少还是有一些风险。”金风科技董事长助理兼集团市场总监侯玉菡称。
在福建省水利水电勘测设计研究院教授级高级工程师朱光华看来，目前的电价水平对福建省来说还是有一定经济性。“我们测算出来8毛5可能是一个临界点，最好是9毛或者9毛多，盈利空间比较理想。但如果靠8毛5盈利对福建地区都比较难的话，别的区域难度就更大了。”
长期关注风电开发气候研究的国家气候中心研究员张秀芝指出，除了福建沿海年平均风速可达到8.5米/秒甚至10米/秒外，中国大多数区域的海上风资源并非很丰富。
对于浙江、江苏、广东等风资源在7.5米/秒以下又受台风影响较大的区域，上述电价便相对吃紧。在这些地区，地方政府的补贴，则成为了另外一根救命稻草。
在发改委临时电价出台之前，上海公布了《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》。《办法》称，对风电项目根据上网电价对项目投资主给予奖励，陆上风电补贴0.1元/千瓦时，海上风电补贴0.2元/千瓦时。奖励时间为连续5年，单个项目的年度奖励金额不超过5000万元。这也是目前唯一出台的海上风电地方补贴政策。
若以上海东海大桥海上风电二期项目为例，目前已进入设备交付阶段，预计今年年底，首台二期机组将并网发电;2015年年底前，28台机组全部并网发电。也就是说，该工程可适用于《通知》中近海项目0.85元/千瓦时的上网电价，加上上海本地补贴，将拥有1.05元/千瓦时的电价，高于一期项目0.978元/千瓦时的上网电价。
那么东海大桥一期风电场的盈利状况如何?
公开资料显示，东海大桥一期风电场投产三年后，发电量逐年增加。根据上海东海风力发电有限公司主要财务数据显示，2010年实现盈利6500万元，2011年为4800万元，2012年则下降至4370万元，三年平均资本金净利润率约为11%。其中由于政策支持，该项目每年获得财政贴息约4000万元。
据东海大桥项目有关负责人透露，该项目投资22.8亿元，贷款达18亿元。上海东海风力发电有限公司内部人士称，东海大桥一期风电场资本金回收期为12年，前六年是还贷高峰期。随着《可再生能源扶持资金管理办法》政策支持之一的3年期财政贴息到期，经营也将进入困难期。而在25年全寿命周期内，东海大桥风电场一期平均年生产总成本16514万元，其中年平均折旧费用8410万元，年均财务费用4115万元，年均经营成本3989万元。
也就是说，一期项目总投资23.65亿元，若按资本金20%计算，利润率就很低了。
根据国家能源局日前公布的《2011-2012年电力工程造价情况》，2011-2012年投产陆上风电工程概算、决算单位造价分别为9418元/千瓦和8103元/千瓦。而作为中国首个海上风电场的东海大桥海上风电场，造价成本为23000元/千瓦。可与东海大桥一期项目作比较的位于江苏如东的潮间带风电场项目，造价15000元/千瓦。按陆上风电单位千瓦造价8000元计算，依照东海大桥和如东项目，海上风电和潮间带风电单位千瓦造价成本分别比陆上贵出2-3倍。
4、国际海上风电
英国：英国海上风电累计装机容量占到全球的近一半。2013年共有四个项目实现并网，累计容量733MW。目前还有在建项目3.8GW，另有7.8GW项目在审批阶段。到2016年预计还有8GW项目能够装机，2020年18GW容量装机完成，届时将提供全国18-20%的电力需求。
丹麦：2013年丹麦新增海上风电装机容量349MW,累计装机容量1.271MW。丹麦这一年最大的成就莫过于400MW的Anholt风电项目开始建设，该项目将满足丹麦全国电力需求的4%。丹麦到2020年有1,500MW的建设目标。
比利时：比利时海岸线长度还不足100公里，但受益于政府对于海上风电的规划，比利时以527MW装机容量成为全球海上风电第三大国。2013年，比利时新增海上装机容量192MW。2014年，比利时将新增海上风电容量90MW。2020年装机容量目标2GW，2030年装机容量目标3.8GW。
德国：2013年德国海上风电装机容量为240MW，累计装机容量达到520MW。目前还有2,432MW项目容量在建，预计将于2014-2015年上线。2013年德国海上风电装机的风电机组平均单机容量为5MW，叶轮直径为126米，轮毅高度为90米，名列榜首。到2020年后德国将对海上风电的电价进行较大调整。根据德国政府的能源战略，海上风电已经成为德国排名第二的可再生能源。德国海上风电目前还享受一个特殊的补贴——“启动者补贴”，约合3.5欧分/kWh。这一补贴加在海上风电的初始电价上，初始电价水平大约为15欧分/kWh。初始电价有效期约为12年，之后根据项目的水深租离岸距离递减。此外，政府还根据不同的项目需求，推出了其他的电价模式。如“可选择折损电价”。这种模式比初始电价水平高，为19欧分/kWh,但是持续时间短，仅为8年。选择这一电价要求项目必须在2017年前上网。德国政府预计到2014年将有1,500MW新项目上线。到2020年的海上风电发展目标为6.5GW，2030年的目标直指15GW。
日本：日本日前有49.6MW的海上风电装机容量，其中包括4MW漂浮式风电。2014年3月，日本政府确定海上风电的固定电价为36日元/kWh。
韩国：2013年韩国的海上风电发展比较沉寂。但是在年底现代重工在济州岛开始安装5.5MW海上风机。三星重工也开始在济州岛建设849W海上风电场，并在该项目中使用三星的7MW风机。与此同时，政府启动了一个海上风电测试项目，六个电力公司参与其中，在Jeollanam省和Jeollabuk省海域测试20多个不同的风机类型。韩国国内现在采取可再生能源配额制来激励可再生能源的发展，要求韩国电力公司到2015年有3.5%的电力来自可再生能源，2022年则要有10%的电力来自可再生能源。同时，由于韩国陆上风电发展受限于土地的可获得性和耗时的规划程序，因此海上风电成为韩国电力公司实现配额制的主要技术选择。韩国海上风电发展目标为2016年900MW，2019年1,5GW。
美国：美国目前为止开发最快的项目是468MW的CapeWind风电项目和Deepwater开发的30MWBlock岛项目。这两个项目都己经充分完成了前期工作，己可以获得PTC的税额抵免。除了这两个项目外，美国其他地区还有一个很长的海上风电开发的项目清单。美国国土资源部的海洋能源管理中心近期开始简化了海上风电项目的审批程序。2013年海洋能源管理中心还开始了在诸如马萨诸塞州海域、罗德岛和佛吉尼亚等联邦海域的海上项目开发权的租赁模式，未来一年中，将会有更多的项目使用这种租赁模式。
5、 华锐风电
7月8日，华锐风电发布公告称，董事长王原因个人原因辞去除公司董事以外的董事长、法定代表人以及公司各子公司的其他职务。至此，在过去一年零四个月里，华锐风电已经换了三位董事长。
2013年3月10日，华锐风电创始人、董事长韩俊良因个人原因辞去在公司担任的除公司董事之外的各项职务。随后，华锐风电选举曾经的上证所创始人、中国股市风云人物尉文渊为董事长。不过，仅两个月之后，2013年5月13日，尉文渊也宣布辞去公司董事、董事长、代理总裁等一切职务。2013年5月14日，华锐风电董事会选举王原为公司董事长，聘任刘征奇为总裁。
目前，大连重工集团是华锐风电第一大股东，占公司总股本比例为16.86%，后者属于国有企业，最终控制人是大连市国资委。而韩俊良与王原均出自大连重工集团。
华锐风电在2011年1月13日上市，当时每股90元的股票发行价格创下历史高位，其总市值超过900亿元。然而，华锐风电上市之后，国内风电市场便进入“寒冬”，由于前期大规模扩张的后遗症凸显，公司业绩也大幅下滑，甚至巨额亏损。
2011年，华锐风电的净利润由上年的28.55亿元，迅速下降至5.98亿元，扣除会计差错1.68亿元，当年实际净利润只有4.3亿元。
2012年，归属上市公司股东净利润直接变为-5.83亿元。
2013年，华锐风电更是大幅净亏损34.46亿元。
2014年一季度，华锐风电归属于上市公司股东净利润为-1.71亿元，虽然较上年同期的-2.49亿元有所减少，但亏损情况仍然存在，公司的应收账款也由年初的89.03亿元增加至91.06亿元。
华锐风电连续两年的净亏损引起了一连串震荡。2011年11月，华锐风电发行“11华锐01”“11华锐02”两只债券，共募集资金28亿元，债券的到期日期为2016年12月27日。但由于发行主体连续两年亏损，上海证券交易所决定自今年5月12日起暂停华锐债上市。
随后，联合信用评级有限公司也将华锐风电主体长期信用等级从AA调整为AA-，评级展望为“稳定”;公司债券信用等级从AA调整为AA-。另外，在连续两年亏损的情况下，华锐风电股票已被上海证券交易所实施退市风险警示的特别处理，如果今年不能扭亏将会被暂停上市。
因此，现在摆在华锐风电面前的唯一出路就是将公司业绩扭亏。
华锐风电主营产品包括1.5MW、3MW以及5MW、6MW双馈型风电机组。自2007年至2010年的四年时间里，公司的新增装机也从约680兆瓦猛增至4386兆瓦，超越金风科技成为国内第一大整机设备制造企业。虽然华锐风电的新增装机规模自2011年开始大幅下降，但其在国内市场的占有率仍不可小觑。据统计，截至2013年末，华锐风电累计装机容量占比为16.5%。
由此可见，华锐风电身后有一个巨大的潜在市场——运营维护，特别是在前几年大规模上马的风电设备即将出质保期时，运营维护市场就成为“下一个路口”，也成为风电设备制造企业提升业绩的另一个发展方向。
通常情况下，出了质保期的风机原本从哪个设备厂家购买就还会请其对风机做运营维护，假设华锐风电仍难扭亏，甚至破产倒闭，这也就为国内其他风机制造企业做运维提供了空间，实际上也早已有企业紧盯这一市场，并积极进行布局。
此外，值得关注的是，华锐风电的兄弟公司大连重工7月9日也宣布，计划投资5000万元设立大连大重风电技术服务有限公司，布局风电运维市场。对于出质保期的风机，如果华锐风电自身没有运维能力，那么交给大连重工集团的子公司来做也是顺理成章的。
