导读：要想理解一个企业未来会如何发展，需要通过对企业的不断跟踪和信息的更新，以加深对行业和企业的理解，从而确认影响企业业绩核心关键节点是什么。只有清楚了影响企业业绩的关键节点，才能真正把握企业未来的发展；而要想准确抓住这个关键节点，又必须对企业有深度的理解；企业的发展离不开行业环境的土壤，要想理解企业，必须得理解行业；而这些理解的出发点，都应该是企业和行业的历史发展。
第一部分：公司主要经营数据汇总；
第二部分：对公司产品、业务的理解；
第三部分：公司主要股东与管理层；
第四部分：公司经营发展史
第一部分公司主要经营数据汇总
这一部分是从销售端、生产端、研发端、利润端和财务端五个维度，对公司过往主要经营情况进行数据的汇总，从而形成对公司的初步印象。
1.1销售端
2011-2012年是风电行业的调整期，主要是前期过快发展导致的电网瓶颈，质量事故和安全事故频发。2012年一系列关于风电技术、并网消纳、项目审批、风电补贴等配套的产业政策集中出台，风电政策体系日趋完善。2013年我国风电行业显现复苏，新增装机容量明显回升，风电项目核准容量有所增长，弃风限电得到一定缓解，同时，国家电网也加强了对我国电网建设的力度。
2016-2017年，行业新增装机容量下降，累计装机容量增速放缓，处于结构调整期。产业结构调整的主要表现是，考虑“三北”地区弃风限电的因素，国家政策从项目核准、风电上网电价方面引导国内风电装机向中东部和南方地区转移。
2019年，风电补贴退坡、同时行业进入加快建设期，竞价时代的快速到来，加上生态红线的逐步划定及林地使用的逐步规范化，风电领域竞争尤其激烈。
风机发电机组制造同风电场投资、还有风电服务之间的战略关系定位为：风机研发、制造与销售业务是公司的核心业务。同时，制造业务所产生的现金流，也是公司开展其他业务的保证。风机制造和风电服务为风电场投资的发展提供了不可或缺的支持和帮助。
1.2利润端
从毛利率来看，其相对于净利率波动幅度没有更多的原因是自2011年开始，风电场开发在毛利中的占比逐步提升，到2020年达到27%，这对整体毛利率有平滑的作用（风电场毛利主要是发电收入减去研发费用、运营维护费用和折旧费用，毛利水平维持在60%以上。）
1.3生产端
资产端2020年体量为1091亿，2020年公司的流动资产占40%，非流动资产占60%。
非流动资产中固定资产和在建工程占据绝对大头。2020年，固定资产达到205亿，在资产中占比18.8%，其中房屋建筑占比较少，机械设备为主要部分，2020年机械设备在资产中的比重为17.4%。2020年在建工程达到128.6亿，在资产中占比11.78%。自2010年开始至2020年，在建工程累计转固532.85亿，其中大部分为风电场项目。
非流动资产中2020年无形资产59.1亿，在资产中占比3.74%。主要有土地使用权、特许经营权、风电项目许可。
非流动资产中2020年长期应收款达到83.3亿，在资产中占比7.63%。2020年长期应收款需要有两部分构成，融资租赁款41.02亿，服务特许权安排下的应收款40.19亿元。
流动资产中2020年应收账款达到208.16亿，在资产占比为19%。
流动资产中2020年存货达到57.17亿，在资产中占比5.24%。
1.4研发端
1.5财务端
有息负债中最大的两部分是长期借款和应付票据。
公司的交易性金融资产较少，2019年4亿，2020年5亿。
1.6产能
2008年金风科技在甘肃酒泉建设总装基地完成后，可以形成年产30万千瓦风电机组装配能力。
2009年和2010年，北京亦庄综合基地一期项目，完工后可以形成年产3000套兆瓦机组电控系统的设计生产能力（估计为450万千瓦）；建成公司风电服务运营管理总部，形成各类风电机组零部件的维修能力，使公司电控产品的自给率达到90%以上。2011年，南京金风项目变更为江苏金风项目，计划形成年产30万千瓦风电机组装配能力。
第二部分公司产品、业务理解
2.1公司产品介绍
2.2产品的下游介绍-需求点解析（下游变化趋势）
2.2.1上网电价自2017年开始快速退坡
2019年，风电补贴退坡、行业进入加快建设期。伴随风电补贴退坡及平价、竞价时代的到来，生态红线的逐步划定及林地使用的逐步规范化，风电发展迎来了巨大的机遇与挑战。
2021年中央补贴取消，地方补贴开始。
2.2.2风电场投资介绍
①海上风电场-项目建设期
从全国沿海各省实际开展的海上风电项目的造价情况来看，海上风电项目每kW造价水平高于陆上风电项目。海上风电机组装机成本主要受海水深度和离岸距离影响。海水深度的增加将导致支撑基础造价上升。海水深度会有影响设备的基础造价、海缆价格、安装费用、海上升压站。
海上风电场成本主要由以下几个部分构成：设备（包括风电机组、塔筒、电气系统等）购置费用、建筑安装工程(包括安装调试、支撑结构等)费用、其他(包括工程管理等)费用、建设期利息等。各部分占总成本的比例不同，对总成本的影响也不尽相同。
（1）设备购置费用。
设备购置费用(不含集电线路海缆)约占工程总成本的50%。其中，风电机组及塔筒约占设备购置费用的75%，单位成本约为7000～8000元/kW（该设备价格为陆风电的两倍，同类国外进口海上风电单位造价超过12000元/kW）；电气系统约占设备购置费用的20%，单位成本约为2000元/kW；送出海缆约占设备购置费用的5%，单位成本约为500元/kW（海缆的价格会根据离岸距离不同而变化，且需要考虑复杂的海底环境以及较高的后期维护；220kV海缆每km费用约400万元；陆上电缆每km费用约25万～70万元）。
（2）建筑安装工程费用。
建筑安装工程费用约占总成本的35%，单位成本约为6000～7000元/kW，其中，支撑基础费用约占总成本的15%。当前已竣工的海上风电场项目与陆上风电场项目相比，数量较少、规模较小、船机设备不够成熟（目前我国大型安装船机设备相当有限）、施工队伍经验较为不足，造成建设成本较高，加之海上施工条件复杂、施工难度较大，施工所需的关键装备(如海上风电机组基础打桩、风电机组吊装等)、专业可用的大型船机设备较少，船机费用高昂。相比陆上风电，海上风电的建筑安装工程费用占总成本的比重较大。
（3）其他费用。
其他费用包括项目用海用地费、工程项目管理费、生产准备费等，约占总成本的10%，单位成本约为1600～1900元/kW。由于前期工作周期长（需要协调的部门较多，主要包括海洋、海事等部门，需要取得的支持性文件较多，比如海域、通航、海洋环评等）、人工工资高、海洋资源紧缺等原因，海上风电的其他费用总体将略有上涨，尤其是用海养殖补偿、海域生态修复等费用涨幅较明显；但随着海上风电项目数量的增加，项目开发建设经验的积累，业主的项目管理水平也将提升，但对总成本下降的影响较为有限。
（4）建设期利息。
（5）海上升压站。
根据北极星风力发电网信息，具体测算如下：
②海上风电场-项目运行期
根据欧洲海上风电场运行、维护经验，风电场运行维护工作量约为同等规模陆上风电场的2～4倍，工作量较大，难度较高。我国海上风电运维成本较高，是同等装机容量陆上风电场的2倍以上，占到海上风电场总体投资的近20%。一方面是因为海上风电特殊环境影响（如高盐雾高湿度对设备的影响，天气因素对运维窗口期的影响）造成设备可靠性差、故障率高、维修周期长、维修工艺复杂，另一方面是因为我国目前海上风电运维仍处于起步阶段，运维团队的专业性仍需提升，且远程故障诊断和预警能力还不健全。
③陆上风电场
2020年，我国陆上风电场初始投资成本为6500-7800元/kW，总体延续下降态势（2012年风电场的建设成本约为7000-8000元/kW）。其中，陆上集中式平原项目平均造价水平约6500元/kW，山地风电项目约7800元/kW。
初始投资成本构成2020年我国陆上风电初始投资成本构成：机组成本占比最大，为63%；建安工程成本占比14%；接网成本占比12%；其他成本占比11%。
2.2.3关于大风机的优势
大风机的设备成本更高，但每MW的安装成本降低明显，有效地降低了风电场的每MW总成本。
进一步拆分安装成本可以发现，风机越大，其安装数量越少，从而总机组支撑结构的成本可以显著降低。
2.2.4风电场投资的测算
根据前文信息，2020年海上风电场初始投资成本约为16000元/kW，全国2020年风电设备利用小时数2097小时，海上风电价格0.75元/kwh，则每kW的发电收入为1572.75元，若以70%的发电毛利率计算，则毛利润1100元，项目运行期间的财务费用为16000*0.8*0.05=640元（初始投资成本中，自有资金占20%，商业贷款占80%；贷款利率按5%估算），最后项目净利润460元。
2020年，我国陆上风电场初始投资成本为6500-7800元/kW，全国2020年风电设备利用小时数2097小时，陆上风电价格0.29元/kwh（I类资源区）~0.47元/kwh（IV资源区），则发电收入为608元~986元，若以70%的发电毛利率计算，则毛利润为425.6元~690元，项目运行期间的财务费用为260元~312元，最后项目净利润165.6元~378元。
根据上述测算，陆上风电和海上风电每年的投资回报率较低，压缩初始投资成本为必然要求。
2.3产品的上游介绍
2007年，公司主要原材料为外购零部件及配件，由传动系统、结构系统、电气系统、辅助协同四部分构成。在公司的成本中，外协部件为最主要的构成部分。当时，600kW、750kW、1.5MW的产品中，除了控制系统中的软件全部为自产以外，其他零部件全部外协定制。
2010年北京亦庄综合基地项目中提到，该项目完成后可以使公司电控产品的自给率达到90%以上。
2.4生产工艺
2.4.1直驱永磁VS半直驱
2.4.2公司的技术
2006年11月17日，国家科技部高新技术发展及产业化司发布《关于“十一五”国家科技支撑计划“大功率风电机组研制与示范”重大项目课题承担单位评审公告》，在全部十六项课题中，公司及本公司控股子公司北京天源承担了其中三项，具体情况如下表所示：
后续信息显示，上述3.0MW半直驱项目得到政府补助。
有外部资料信息表明，2014年金风科技停止了半直驱储备机型的研发工作，将精力全部放在直驱技术上。
2.5行业竞争情况概览
根据2021年1-7月数据，该数据跟2020年及以前中国可再生能源学会风能专业委员会披露数据有1个百分点左右的差异，谨慎使用。
海上风电部分，核心企业的占比情况如下：
2.6公司的经营模式
销售结算方式：合同生效之日起7-20天内，公司向客户提交金额为合同总价款5%-10%的履约保函和金额为合同总价款10%-15%的财务收据，客户在30日向公司支付合同价款10%-15%作为预付款。
公司完成每批产品的指导安装、检验后，递交该批产品总价款5%-10%的质保期保函（以客户为受益人），客户在30日内向公司支付该批产品总价款的5%-10%，或是将该批产品总价款的3%-10%作为质保金，待质保期满后支付。
2.7产品的价格
2010年，国内风电市场竞争更为白热化，价格战持续升温，风电设备制造商的利润空间不断被压缩。随着行业中一些产品质量问题暴露出来，国家开始出台一系列的技术标准提高行业门槛，严把质量关。客户的偏好也从原来的重视价格变为更加重视质量和服务。
随着国内风电市场产品同质化程度加深，更大叶轮直径的新机型频繁推出，带动老机型价格走低。
2017年，2.0MW机型风机招标均价为3831元/kw，同比下降9.1%；2.5MW机型风机招标均价为3948元/kw，同比下降9.1%。
2018年9月，2.0MW级别机组投标均价为3,196元/kw。近四个月降幅环比逐渐收窄，9月份均价稳定不变。2.5MW级别机组2018年9月投标均价为3,351元/千瓦。9月份投标均价增幅为0.6%。
自2018年四季度以来，各机组投标均价企稳回升。2019年6月，2.0MW级别机组投标均价为3,536元/kw，比去年9月份的价格低点回升12.1%；2.5MW级别机组投标均价为3,583元/kw，比去年8月份的价格低点回升6.2%自2018年四季度以来，各机组投标均价企稳回升，价格维持在3,400元/kw以上。
2020年1-9月，各级别机组的平均投标价格有所回落。2020年9月，2.5S级别机组的投标均价为3,400元/kw；3S级别机组投标均价为3,250元/kw。
下列为2018年至2020年9月的部分机组投标均价：2021年3月，3S机组产品价格进一步下降至2860元/kw。4S机组产品价格进一步下降至2940元/kW。2021年6月，3S机组产品价格进一步下降至2616元/kW。4S机组产品价格进一步下降至2473元/kW。
下列为金风科技的产品销售价格变化（2021年的尚未披露）：
2.8金风科技的竞争优势和对自身的定位
竞争优势：
金风科技在国内风电市场占有率连续十年排名第一，2020年全球风电市场排名第二，在行业内多年保持领先地位。
金风科技所生产的直驱永磁发电机组具有发电效率高、维护与运行成本低、并网性能良好、可利用率高等优越性能，深受客户的欢迎和认可。公司拥有国内外七大研发中心，两千余名拥有丰富行业经验的研发技术人员。
依托公司先进的技术、产品及多年的风电开发、建设、运行维护的经验优势，除风电机组销售外，公司积极开拓风电场服务及风电场开发整体解决方案，满足客户在风电行业价值链多个环节需要，通过多年的发展已成为公司盈利的重要补充，并成功通过了市场的验证，同时也提升了公司的综合竞争实力及特色竞争优势。
金风科技对自身的定位：坚持“为人类奉献碧水蓝天，给未来留下更多资源”的使命，致力于“成为全球清洁能源和节能环保整体解决方案的行业领跑者”。