大功率风电机组的扫风面积提升显著，能有效提升风能利用率。因此，风机的单机额定功率的提高，能降低风机的单位发电成本。

  从国内新增装机来看，2010 年以 1.5MW 机组为主导，占比超过 70%；而 2016 年，以2.0MW 机组为主导，占比超过 60%，并且，3MW 及以上机组也形成了一定规模。

  相关报告：智研咨询发布的《2017-2023年中国风电行业发展专项调查与发展前途预测报告》

  从 1991-2006 年国内新增装机的风电机组平均功率来看，很明显，从 90 年代的几百千瓦持续提升到现在的 2MW。

  风电新增装机的市场，继续向中东部和南方地区转移。弃风限电，以及红色预警，促进了低风速、海上的风电市场全面启动。

  《风电发展“十三五”规划》，对风电建设布局的规划是将整体建设方向从“三北”地区转向消纳能力强的中东部和南方地区。2017 年上半年，中东部、南部等非限电地区新增并网装机的占比超过 80%，其中较多的省份是青海、河北、河南和江西，装机容量分别为 640MW、580MW、580MW 和 520MW。同时，传统限电地区装机量显而易见地下降，甘肃和吉林无新增装机，新疆和内蒙古分别仅为 300MW、140MW。

  风电机组风轮直径进一步加大。对低风速风区开发的重视度增强，降低单位成本，以及国内风电招投标体制一般以千瓦功率为单位做价格的对比，风电机组往大功率发展，风轮直径更大，叶片长度更长的产品更受市场欢迎。不同风轮直径的机组，2000 年前后，以 32-47.9 米的为主导；2005 年前后，以 48-59.9 米的为主导，而 2010 年后，60-90米的成为了主导。

  大叶片成为趋势。全球的风电叶片长度，目前以 45-59.9 米为主导，占比超过 70%，预计未来，到 2021 年，60-69.9 米的叶片占比将提升到 20%。

  2017-2020年，保守预计风电新增装机每年在 20GW以上，维持高位。

  2017 年 7 月，国家能源局发布关于可再次生产的能源发展“十三五”规划实施的指导意见。方案提出 2017-2020 年全国风电新增建设规模分别为 30.65GW、28.84GW、26.6GW、24.31GW，计划累计新增风电装机 110.41GW，到 2020 年累计规划并网 126GW。每年新增装机保持高位，没有抢装等导致大幅度波动的情况下，有利于行业有序竞争，有突出贡献的公司依然有较大的发展空间。

  在 2016 年 11 月，国家能源局发布的《风电发展“十三五”规划》，规划“十三五”期间，风电新增装机容量 8000 万千瓦以上。若按 5 年 80GW 来看，则发展速度和每年增量偏低。风电产业受政策影响较大，此次指导意见提振了市场投资预期。

  风电招标容量处于高位，投标价格会降低。 风电招标容量处于高位，投标价格有所下降。

  2017 年上半年，国内公开对外招标容量为 15.3GW，同比增长 7.1%，其中二季度同比增长30%，这是在去年上半年高增长高基数的情况下取得的。

  有竞争力的企业依然能有较好的盈利空间。随着产业规模扩大，步入成熟期，整体价格会降低是自然的现象。同时，度电成本也在下降，叶片成本也在下降。2009-2016 年，全球陆上风电的度电成本，下降了 66%。预计未来，陆上和海上风电的度电成本还会促进下降。而例如 1.5MW 级叶片的价格，从几年前的高位到现在，下滑了近 50%，但中材叶片依然保持较好的毛利率水平，在行业低谷的上半年，依然有 19.3%。

  对风电机组成本占比达到 22%的风电叶片，成本下降的空间，大多数来源于原材料的国产替代，和技术进步。一般而言，风电叶片的成本，75%是原材料，25%是人工和折旧。原材料方面，估计其中有 50%有望能实现国产替代，而国产的价格预计能比进口便宜30%，甚至更多。技术进步，包括提高风能利用效率、优化控制管理系统、从手糊成型工艺到推广真空灌注成型工艺、生产自动化等，产品质量提升，生产时间缩短。