应该是煤。
我国是世界上少数几个以煤为主要一次能源的国家，是世界最大煤炭生产国与消费国。煤炭提供了70％的工业燃料和动力、60％的化工原料。80％民用商品能源。
我国大陆虽然以煤为主要发电一次能源，目前联合循环机组容量仅占全国发电容量的1．5％，但在部分经济发达、缺少煤炭而环保要求高的沿海地区，用引进的UVG或我国西部的天然气，建设联合循环电站，可同时解决高效利用能源、保护生态环境两个目的。
介绍一下风力的优势与局限
本报告力图探讨一个问题：“风力发电在我们国家究竟能不能赚钱？”。对这一问题的研究，将有助于看清风电设备制造业的发展空间。
对于风力发电赚不赚钱，我们的结论是：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。
从全球看，风电产业的发展已经进入规模化阶段，风电制造成本在10年内有望再降低20%，加上资源价格上涨和环保的因素，以及国产化率的提高，我们认为，我国风电成本5年内就可能和传统火电接轨。
中国风电产业在2006年出乎世界预料的高速发展，后期发展将远超发改委规划，按照目前普遍的预测，中国将在2020年前后成为继欧洲、北美后的风电第三极。
结合欧洲对风力发电公司的估值情况，在我国风电产业10年内年均不低于30%，近4年不低于40%扩张的基础上，我们认为可给予我国风力发电产业08年动态的30倍市盈率估值。
CDM已经成为风电可依赖的长期利润来源，由于其具有的可持续性和与风电项目的高度关联性，结合风电产业30倍市盈率以上的估值水平，我们认为可以给予CDM收益20倍市盈率的估值水平。
金山股份是目前A股公司中风力发电收益占比最高的(13%)，银新能源，轻工机械有望成为后起之秀，值得重点关注。五大集团旗舰上市公司，以及地方电力龙头对风力发电也多有涉足，但短期来看，风电利润很难在这类公司总利润中占据10%以上的比重，风电对此类公司仅是一个概念。
1、风力发电究竟能不能赚钱？
目前A股中，鲜有以风电运营为主业的上市公司，但设备类的上市公司已初显端倪，形成一个板块。对风力发电盈利现状和前景的研究，就资本市场而言，主要有两方面的意义，首先，风电作为一个产业，运营商赚不赚钱，将来的前景如何，直接影响到上游设备商的发展空间；其次，风电产业的发展速度可能远超预期，成为发电领域里的重要力量，对其盈利状况和前景的研究，有助于挖掘即将出现的以风力发电为主业的上市公司。
风电赚不赚钱，主要取决于电价和成本，因此，我们将主要探讨风电电价的现状和前景，以及成本的变化趋势。
依靠补贴的上网电价
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。
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。
有望进一步降低的成本
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。
中国CDM项目截至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
我们赞同CDM交易将成为清洁能源项目长期持续收入的观点。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。
风电项目的CDM案例分析
案例假设：
风电装机100MW；
年利用小时2000小时；
地处西北电网；
交易价格10美元/吨。
计算：
结果：
10万千瓦的风电机组，顺利的话，可申请到年1000万元人民币以上的CDM收入。电网温室效应气体排放因子是该项目所处系统内发电设备按发电量平均的排放量(吨二氧化碳/兆瓦时)。
风电享有的优惠政策
《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：
可再生能源可列为能源发展的优先领域；
国家鼓励和支持可再生能源并网发电；
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。
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；
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。
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。
