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年是風電建設區域轉移的第三年，中東部地區風電建設已經開始邁入常態化，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增長。


　1、棄風限電改善，三北地區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，風電行業持續低迷，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兩年下滑，從后面的討論可知，這是產業內部結構調整造成的，并不是行業整體走向低谷。
　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，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，風電等新能源發電經濟性凸顯，今年以來風電已成為大型發電企業的主要利潤貢獻點，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，甘肅和新疆或繼續維持紅色預警。
　　
　三北地區風電收益率高、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(I、II、III類資源區)的收益率要好于中東部地區(IV類資源區)。如果考慮2017年1-9月的棄風情況，I、II、III類資源區的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類資源區收益率影響較大，但如果不存在棄風現象的話，四類資源區內風電項目的投資收益率都依舊具有吸引力。
　　

　能源局、發改委再次強調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、國家發改委正式下發《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，其它地區風電發電年利用小時數應達到國家能源局 2016 年下達的本地區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、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年起建設區域轉移進入第三年，中東部裝機或趨于常態化
　2016年是風電新增裝機大規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，行業處于低迷狀態。
　　
　2018年是風電建設區域轉移第三年，中東部裝機將理順，釋放節奏或趨于常態化。從2016年風電新增裝機向中東部轉移算起，2018年是區域轉移的第三年，風電行業在這個過程中進行了很多努力來應對區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，釋放節奏或趨于常態化。
　　
　3、分散式風電、海上風電成為行業新增長點
　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展。2011年11月17日，國家能源局印發《分散式接入風電項目開發建設指導意見》(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《關于加快推進分散式接入風電項目建設有關要求的通知》(國能發新能[2017]3號)，指出分散式接入風電項目開發建設應按照“統籌規劃、分步實施、本地平衡、就近消納”的總體原則推進。　　


　　河南公示2GW分散式風電開發方案，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》(國能發新能[2017]3號)，河南省發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，總規模207.9萬千瓦。此次河南公布的分散式風電開發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日印發的《新疆維吾爾自治區“十三五”風電發展規劃》指出，鼓勵分散式接入風電開發：按照分散利用、就地消納的開發方式，結合“十三五”期間各地區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建設，推動風電與其它分布式能源融合發展。
　分散式風電對于風電行業將是新增量。分散式風電的優勢包括：
　(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，小于常規項目半年的審批周期。由于上述優勢，分散式風電有望成為風電行業未來新的增長點。
　國內海上風電平穩增長，2016年新增裝機0.59GW，發展空間廣闊。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，國內海上風電發展迅猛。據北極星風力發電網統計，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，龍頭競爭格局優勢明顯
　近兩年風電行業低迷是內部結構調整帶來的陣痛。在2015年搶裝之后，風電行業在2016-2017年間連續兩年裝機下滑。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低迷的主要原因是西北六省被列為紅色預警區域，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，導致風電裝機節奏被打亂。由此可知，2016-2017年風電低迷主要是行業內部結構調整帶來的陣痛，并不是行業進入衰退階段，在能源結構轉型的大背景下，風電行業的發展空間依舊廣闊。
　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增長。2017年以來，風電行業主要發生以下變化：(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)中東部地區風電建設已經開始邁入常態化，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發展。風電的發展過程中經歷過多次行業的動蕩和洗牌，目前競爭格局比較明朗，各細分環節的龍頭相對清晰。以風電機組制造環節為例，近4年，風電整機制造企業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勢的龍頭企業擁有充分的先發優勢，強者恒強的邏輯將主導行業未來的發展，龍頭企業將隨著行業的快速增長獲得確定的超額收益。