1、2017年，國內棄風限電明顯改善，根據1-11月的風電利用小時數，我們預計三北紅六省中的四個省份有望解禁;
　2、2018年是風電建設區(qū)域轉移的第三年，中東部地區(qū)風電建設已經開始邁入常態(tài)化，建設周期拉長的影響或將被消化;
　3、分散式風電建設拉開序幕，海上風電總核準量達到3.98GW，這些將成為行業(yè)新的增長點。
　在以上因素的作用下，2018年風電新增裝機或將迎來反轉。與此同時，目前國內核準未建風電項目達到115GW，根據國家能源局的風電電價調整方案，上述項目均需要在2020年前開工，因此2018-2020年風電裝機有望持續(xù)增長。


　1、棄風限電改善，三北地區(qū)紅六省中四省份或將解禁
　2016-2017年我國風電新增并網容量連續(xù)兩年下滑。受2015年搶裝回調的影響，2016年風電新增并網容量降為19.3GW，同比降低41.5%。進入2017年以來，風電行業(yè)持續(xù)低迷，前三季度風電新增并網容量9.70GW，同比降低3.0%，雖然全年的數據還沒有公布，但我們預計2017年風電新增并網容量會低于2016年。這表明從2016年開始，我國風電新增并網容量連續(xù)兩年下滑，從后面的討論可知，這是產業(yè)內部結構調整造成的，并不是行業(yè)整體走向低谷。
　在煤價高企、政策多管齊下的背景下，棄風限電改善有望成為全年主題。2016年在煤炭去產能的壓力下，地方政府為了保煤礦，火電的上網權重有所增加，加之2016年用電量增速趨緩，新能源消納承壓，棄風現象嚴重。而2017年以來，棄風持續(xù)改善，1-9月棄風率同比下降7PCT，我們認為，煤價高企和政策密集出臺是今年棄風明顯改善的主要原因：
　(1)、2017年以來，煤炭價格維持高位，地方政府保煤礦壓力減小;
　(2)、能源局出臺了風電的紅色預警機制，地方政府，特別是棄風率高的三北地區(qū)，為了建設能源大省，需要著力解決風電的消納問題，以獲得風電項目的核準，地方政府解決消納問題的主動性大幅提升;
　(3)、煤炭價格高企，導致火力發(fā)電成本增加，經濟性下滑，火電的競爭性變差，風電等新能源發(fā)電經濟性凸顯，今年以來風電已成為大型發(fā)電企業(yè)的主要利潤貢獻點，利好風電的消納;
　(4)、國家密集出臺多項政策來改善風電等新能源的消納問題，主要包括解決補貼問題的綠色電力證書政策、解決“重建輕用”問題的分布式發(fā)電直接交易政策、解決風光上網調峰問題的火電廠靈活改性政策、解決北方地區(qū)冬季棄風棄光嚴重的可再生能源清潔取暖的政策。
　在煤價高企、政策多管齊下的背景下，2017年前三季度，全國風電利用小時數1386小時，同比增加135小時，棄風率為12%，同比降低7PCT，棄風限電改善明顯，并有望成全年主題。
　

　　我們預計三北紅六省明年有四個省份或將解禁。在棄風限電改善背景下，結合紅六省1-11月的利用小時數、前三季度的棄風率數據以及風電預警政策(國能新能[2016]196號)，我們判斷2018年吉林、黑龍江、寧夏、內蒙古有望解禁，甘肅和新疆或繼續(xù)維持紅色預警。
　　
　三北地區(qū)風電收益率高、同時工程建設條件相對容易，一旦三北紅六省解禁，風電投資或將再度放量。經我們測算，如果不發(fā)生棄風限電的現象，無論是2016年電價標準還是2018年電價標準，收益率的順序都是I>II>III>IV，這表明三北地區(qū)(I、II、III類資源區(qū))的收益率要好于中東部地區(qū)(IV類資源區(qū))。如果考慮2017年1-9月的棄風情況，I、II、III類資源區(qū)的IRR也處于9.33%-10.16%之間，投資收益具有吸引力。此外，由于三北地區(qū)地廣人稀、土地相對平坦，有利于風電場建設施工，所以，一旦三北紅六省解禁出來，該區(qū)域的風電投資或將再度放量。這里值得注意的是，在現有投資成本不變的情況下，當電價下調到2018年的電價水平時，I、II、III、IV類資源區(qū)收益率分別降低4.26-5.06PCT、2.82-3.25PCT、2.58-2.81PCT、1.40-1.46PCT，電價下調對I類資源區(qū)收益率影響較大，但如果不存在棄風現象的話，四類資源區(qū)內風電項目的投資收益率都依舊具有吸引力。
　　

　能源局、發(fā)改委再次強調2020年前在全國范圍內有效解決棄水棄風棄光問題，同時12條直流特高壓為風電消納提供廣闊空間，三北地區(qū)棄風限電改善將成為未來幾年的主題。2017年11月13日，國家能源局、國家發(fā)改委正式下發(fā)《解決棄水棄風棄光問題實施方案》，明確提出2017年解決棄風的目標：甘肅、新疆棄風率降至 30%左右，吉林、黑龍江和內蒙古棄風率降至 20%左右，其它地區(qū)風電發(fā)電年利用小時數應達到國家能源局 2016 年下達的本地區(qū)最低保障收購年利用小時數(或棄風率低于 10%)。同時要求各省(自治區(qū)、直轄市)能源管理部門要及時總結解決棄水棄風棄光的工作成效和政策措施，并提出后續(xù)年度解決棄水棄風棄光的年度工作目標，確保棄水棄風棄光電量和限電比例逐年下降，以到 2020 年在全國范圍內有效解決棄水棄風棄光問題。與此同時，我國目前已經布局了12條直流特高壓工程，其中8條已經建成，而且這些特高壓輸送風電光伏等新能源的比例還比較低，未來空間很大。按照華夏能源網數據顯示，天中和靈紹兩條自新疆起始的線路分別輸送了23%和29%的風電和光伏發(fā)電量，而錫盟-山東、皖電東送以及浙福三條線路的“零可再生能源配比”還有很多空間。在政策發(fā)力以及特高壓提供空間的背景下，棄風限電改善或將成為未來幾年的主題。
　

　2、2018年起建設區(qū)域轉移進入第三年，中東部裝機或趨于常態(tài)化
　2016年是風電新增裝機大規(guī)模向中東部轉移的第一年。由于三北棄風率較高以及風電投資紅色預警，從2016年開始，風電新增裝機向中東部轉移，建設周期拖長，行業(yè)處于低迷狀態(tài)。
　　
　2018年是風電建設區(qū)域轉移第三年，中東部裝機將理順，釋放節(jié)奏或趨于常態(tài)化。從2016年風電新增裝機向中東部轉移算起，2018年是區(qū)域轉移的第三年，風電行業(yè)在這個過程中進行了很多努力來應對區(qū)域轉移帶來的周期拉長問題，比如減少施工機器和人員在每個機位點的等待時間、通過預裝式升壓站將設計+交付時間由9個月降低6個月等。通過這些努力，2017年前三季度中東部裝機已有回暖跡象，2017年1-9月份全國風電新增裝機970萬千瓦，同比降低3%，其中中東部新增裝機457萬千瓦，同比降低23%，但如果扣除異常省份云南之后，中東部新增裝機442萬千瓦，同比增長20%，出現回暖跡象。因此，我們預計進入2018年以后，隨著業(yè)主對中東部風電項目更加熟悉，中東部風電裝機將理順，釋放節(jié)奏或趨于常態(tài)化。
　　
　3、分散式風電、海上風電成為行業(yè)新增長點
　分散式接入風電項目是指位于用電負荷中心附近，不以大規(guī)模遠距離輸送電力為目的，所產生的電力就近接入電網，并在當地消納的風電項目。能源局目前正大力推動其發(fā)展。2011年11月17日，國家能源局印發(fā)《分散式接入風電項目開發(fā)建設指導意見》(國能2011 374號)，其中對分散式接入風電項目進行了定義：分散式接入風電項目是指位于用電負荷中心附近，不以大規(guī)模遠距離輸送電力為目的，所產生的電力就近接入電網，并在當地消納的風電項目。2017年5月27日，國家能源局下發(fā)《關于加快推進分散式接入風電項目建設有關要求的通知》(國能發(fā)新能[2017]3號)，指出分散式接入風電項目開發(fā)建設應按照“統籌規(guī)劃、分步實施、本地平衡、就近消納”的總體原則推進?！　?br />

　　河南公示2GW分散式風電開發(fā)方案，拉開國內分散式風電序幕。2017年11月8日，按照國家能源局《關于加快推進分散式接入風電項目建設有關要求的通知》(國能發(fā)新能[2017]3號)，河南省發(fā)改委對各地上報項目進行初審，初步審查符合條件的有123個項目，總規(guī)模207.9萬千瓦。此次河南公布的分散式風電開發(fā)方案是國內分散式風電的第一槍。


　河南之后，內蒙和新疆都開始布局分散式風電。2017年11月27日，內蒙古公布《關于內蒙古“十三五”分散式風電項目建設方案的公示》，方案要求：分散式風電項目單體建設容量不超過1萬千瓦(含1萬千瓦);由各盟市發(fā)展改革委按照國家分散式風電項目的有關技術要求，結合當地風能資源、土地資源等建設條件，以及電力公司出具對該盟市分散式風電項目的接入和消納的意見，確定建設容量。2017年12月5日印發(fā)的《新疆維吾爾自治區(qū)“十三五”風電發(fā)展規(guī)劃》指出，鼓勵分散式接入風電開發(fā)：按照分散利用、就地消納的開發(fā)方式，結合“十三五”期間各地區(qū)電網布局和農村電網改造升級，考慮資源、土地、交通運輸以及施工安裝等建設條件，因地制宜推動接入低壓配電網的分散式風電開發(fā)建設，推動風電與其它分布式能源融合發(fā)展。
　分散式風電對于風電行業(yè)將是新增量。分散式風電的優(yōu)勢包括：
　(1)靠近負荷中心，消納好;
　(2)作為集中式風場的補充，提高風能資源的利用率，類似于“溜縫”;
　(3)在指標緊張的背景下，集中風電項目可以分拆為若干個分散式風電項目進行審報，提高風電項目的開工率;
　(4)審批時間短，根據天順風能的公告，其河南濮陽分散式風電項目從公示到拿到核準文件只用了42天，小于常規(guī)項目半年的審批周期。由于上述優(yōu)勢，分散式風電有望成為風電行業(yè)未來新的增長點。
　國內海上風電平穩(wěn)增長，2016年新增裝機0.59GW，發(fā)展空間廣闊。2016年，國內海上風電新增裝機59萬千瓦，同比增加64%，增速較去年同期增長7PCT，基本處于平穩(wěn)增長。截止2016年底，海上風電累計裝機達到163萬千瓦，同比增長58%，占國內風電總累計裝機容量的比例僅為0.97%，提升空間廣闊。
　　
　2017年底海上風電項目累計核準3.98GW，總投資760億。2017年，國內海上風電發(fā)展迅猛。據北極星風力發(fā)電網統計，截止2017年底，全國共有14個海上風電項目獲得核準，總裝機量近4000兆瓦。其中，廣東由于其獨特地理位置，擁有豐富的海上風電資源，核準的海上風電項目數量居于榜首，有五項之多，總裝機1498MW，總投資達289億元。
　　
　海上風電利用小時數長、靠近負荷中心，收益率具有優(yōu)勢。東南海上風電項目靠近用電負荷中心，不存在限電，同時利用小時數長，因此整體收益率較高。我們測算，當海上風電系統成本為18元/W、利用小時數3200，近海海上風電的度電成本為0.46元/kWh，收益率為14.4%。
　

　4、核準項目115GW，電價下調驅動搶開工，未來三年裝機持續(xù)增加
　　
　2018年風電標桿電價將下調，2018年核準項目需要在2020年前開工。2018年風電標桿電價將下調，I、II、III、IV類資源區(qū)的標桿電價分別下調0.07、0.05、0.05、0.03元/kWh，按照電價下調政策，2018年核準的風電項目需要在2020年前開工。


　核準未建風電項目115GW，未來三年風電年均新增或達31GW。據金風科技統計，截止2016年底，我國已核準未建設的風電項目容量合計84.0GW(非限電區(qū)78GW)，其中2016年新增核準32.4GW;同時，2017年7月28日，國家能源局公布2017年將新增核準項目30.7GW，因此到2017年底核準未建風電項目為114.6GW。根據國家能源局的風電電價調整方案，上述項目均需要在2020年前開工建設，以獲得0.47-0.60元/千瓦時的上網電價，否則上網電價將被調整為0.40-0.57元/千瓦時，預計2017H1-2020年均風電新增或達31GW。
　　
　5、2018年風電裝機或將反轉，龍頭競爭格局優(yōu)勢明顯
　近兩年風電行業(yè)低迷是內部結構調整帶來的陣痛。在2015年搶裝之后，風電行業(yè)在2016-2017年間連續(xù)兩年裝機下滑。2016年下滑主要是搶裝回調以及風電預警機制的影響。2017年風電裝機市場繼續(xù)低迷的主要原因是西北六省被列為紅色預警區(qū)域，而新增裝機向中東部轉移過程中，中東部風電的建設周期長，導致風電裝機節(jié)奏被打亂。由此可知，2016-2017年風電低迷主要是行業(yè)內部結構調整帶來的陣痛，并不是行業(yè)進入衰退階段，在能源結構轉型的大背景下，風電行業(yè)的發(fā)展空間依舊廣闊。
　風電裝機底部已現，2018年風電裝機或將反轉，核準項目115GW，未來三年裝機有望持續(xù)增長。2017年以來，風電行業(yè)主要發(fā)生以下變化：(1)國內棄風限電明顯改善，三北紅六省中有四個省份2018年有望解禁;(2)中東部地區(qū)風電建設已經開始邁入常態(tài)化，建設周期拉長的影響或將被消化;(3)分散式風電拉開序幕，海上風電總核準量達到3.98GW，貢獻行業(yè)新增長點。在這些因素的作用下，2018年風電新增裝機或將迎來反轉。與此同時，目前國內核準未建風電項目達到115GW，根據國家能源局的風電電價調整方案，上述項目均需要在2020年前開工，因此2018-2020年風電裝機有望持續(xù)增長。
　競爭格局明朗，各細分板塊龍頭相對清晰，強者恒強邏輯將主導行業(yè)發(fā)展。風電的發(fā)展過程中經歷過多次行業(yè)的動蕩和洗牌，目前競爭格局比較明朗，各細分環(huán)節(jié)的龍頭相對清晰。以風電機組制造環(huán)節(jié)為例，近4年，風電整機制造企業(yè)的市場份額逐漸趨于集中，CR5由2013年的54.1%增加到2016年的60.1%，CR10由2013年的77.8%增長到2016年的84.2%。目前風電行業(yè)整體處于技術升級和精益管理的階段，這個過程中具有技術和資本優(yōu)勢的龍頭企業(yè)擁有充分的先發(fā)優(yōu)勢，強者恒強的邏輯將主導行業(yè)未來的發(fā)展，龍頭企業(yè)將隨著行業(yè)的快速增長獲得確定的超額收益。