17年裝機下滑系棄風限制與裝機結構調整。2017年西北部風電大省因紅色預警限制，新增規模大幅收縮，增量項目向中東部轉移，又因低風速區項目建設周期拉長，致使2017年全國新增裝機15.02GW，同比下滑36%。

棄風限電與新增裝機整體呈負相關關系。風電行業的歷史情況顯示，棄風限電高點之后兩年會出現新增裝機高點，而新增裝機高點的出現意味著棄風限電率又會進入上行通道，兩者互成反向增長，并不斷反復循環。

圖：過去十年風電行業一直出現限電率和裝機量增速背離的情況

火電靈活性改造有望突破歷史規律，實現中長期健康發展。根據能源局電力司相關負責人的公開發言，本次靈活性改造在2020年總量將達到2.1億千瓦，實際火電調峰能力達20%。以棄風限電率5%，火電靈活性改造空間20%，改造裝機2.1億千瓦為2020年的假設前提，以當前三北地區火電利用小時數為基準，我們計算得到2017-20年火電可分別騰出72，432，936和1512億千瓦時。假設全國風電棄風限電率2020年下降到5%，裝機達到能源局規劃的2.6億千瓦，需要新增消納風電空間4年合計數為1491億千瓦時。可見火電靈活性改造騰出的空間足夠覆蓋新增風電消納的需求，有望實現行業中長期穩健發展。

表：火電靈活性改造可以騰出足夠的空間來消納風電

火電的靈活性改造是能夠對三北區域棄風限電改善起到立桿見影和決定性作用的，是國家電網工具箱中最具有確定性的選項，這是行業出現的新變化，能夠幫助風電行業走出此前的產業循環，即便在其他邊際條件不出現變化的情況下。

圖：未來三年裝機與限電率預測：限電緩慢下降，裝機穩步上升

海上風電規模、價格、儲備三重優勢利好行業龍頭。1)海上風場由于無空間限制單體規模可達到200-300MW，處于理論最優區間，其經濟效益遠高于單體50MW的低風速項目。另一方面，海風湍流強度低，風場使用壽命延長。陸上設計壽命20年的風電機組在海上可運營25~30年。2)16年電價調整政策中，對光伏、陸上風電的標桿電價均做下調，但海上風電標桿電價未作調整。電價調整顧慮打消后，各大廠商積極性不斷提振。3)14年發布的海上風電開發方案涉及44個項目，規模超過10GW。經過2年多的審批手續后，于16年起陸續開工建設。我們預計本批海上項目儲備將在2020年前完成并網，未來持續高增長，復合增速可達57%。與此同時，海上風電項目對風機質量及大型化要求越來越嚴，產業鏈集中度將向龍頭企業提升，利好擁有質量、品牌優勢且能提供運維服務的風電制造商。

圖：8省海上風電項目規模合計超10GW

分散式風電從無到有，助力行業加速增長。根據國家相關政策導向判斷，我們預計2018年將有分散式鼓勵政策出臺，中國分散式風電建設將從2018年開啟帷幕，2018年1月，中國首個分散式風電在遼寧落地，裝機規模為7.5MW，而在此之前中國分散式風電裝機規模為0。根據能源局的最新政策，分散式風電具備不占核準指標的優勢。目前，河北、河南、山西三省已規劃2018-2020年分散式建設規模超過7GW，預計2020年前累計裝機20GW。

圖：2018-2020年風電行業復蘇，裝機規模恢復到25-45GW

西北限電情況下，項目向中東部轉移，而中東部風資源富集區域多為山地，建設難度加大，建設周期拉長。作為在中東部地區集中式的有效補充，分散式風電成為重要選項。隨著技術進步，擴大風資源利用范圍，更多低風速+平坦+臨近負荷中心的風資源可以被“分散式”的形式充分利用。政策密集加碼，行業趨勢結構性轉變、技術進步疊加觀念轉變，分散式風電蓄勢待發。且因不占指標、投資門檻低、具備經濟性、政策扶持(簡政+市場化交易)等，分散式風電的開發價值逐步體現。預計2018年在分散式的助力下，全年風電裝機有望達到25GW。