一、風電行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀分析

（一）上網(wǎng)電價：補貼逐步退坡2020年實現(xiàn)無補貼上網(wǎng)

2009年前，我國實行風電特許權招標政策，特許權項目通過上網(wǎng)電價的招標競爭選擇開發(fā)商，上網(wǎng)電價區(qū)間集中在0.43元/kWh~0.56元/kWh；2009年7月，發(fā)改委發(fā)布《關于完善風力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》，將全國分為四類風能資源區(qū)，風電標桿電價水平分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元；2016年12月，發(fā)改委提出下調(diào)陸上風電上網(wǎng)電價、海上風電電價不變，同時觸發(fā)條件由原來的并網(wǎng)節(jié)點變更為開工節(jié)點。

1、利用小時數(shù)：棄風率不斷升高成為限制行業(yè)發(fā)展主要制約

2011~2012年，隨著風電裝機快速增長開始出現(xiàn)棄風限電情況；2013年冬季氣溫同比偏高，全國電力負荷同比增速提升，棄風率呈現(xiàn)一定好轉；2014年整體來風偏小、特高壓投運，緩解了棄風限電現(xiàn)象。但由于2015風電搶裝，棄風限電情況更加嚴重，2016年我國風電平均利用小時數(shù)1742小時，棄風率高達17%。

棄風限電自2010年后成為制約行業(yè)發(fā)展的主要障礙，主要原因是：1）我國風能資源與電力需求存在區(qū)域錯配，三北地區(qū)風能資源豐富，但遠離電力負荷中心，資源地本身的工業(yè)基礎較為欠缺，用電增速低、消納能力弱；2）風電本身具有波動性和間歇行等特點，并網(wǎng)需要配套建設調(diào)峰電源，但三北地區(qū)電源結構單一，基本沒有調(diào)峰能力；3）跨區(qū)域的電力輸送通道建設不足，導致了棄風限電的問題產(chǎn)生。

2017棄風限電情況得到好轉，前三季度全國風電發(fā)電量2128億千瓦時，同比增長26%；平均利用小時數(shù)1386小時，同比增加135小時；全國棄風電量295.5億千瓦時，同比減少103億千瓦時，棄風率同比下降6.7%。

我國棄風電量與棄風率情況

2、度電成本：成本降低疊加效率提升實現(xiàn)無補貼下的經(jīng)濟性

風電場裝機成本主要由設備及安裝工程費用、建筑工程費用、施工輔助工程費用等組成，機組的成本約占整個風電場工程成本的47%。自2007年以來，由于制造進步、效率提升、行業(yè)激烈競爭使得風電機組的價格持續(xù)降低。國際上風電機組的成本從2007年的1.78美元/瓦降至2015年的0.93美元/瓦，風機成本的降低也帶動了度電成本的降低，陸上風電的度電成本目前約0.06美元/瓦，相較于2010年分別下降25%。

風電場初始投資成本構成

從發(fā)電效率來看，風電技術水平在持續(xù)進步：1）通過提高葉輪直徑、增加響應等方式，使發(fā)電效率以5%-10%增速提升；2）國內(nèi)風機機型持續(xù)豐富，機型功率持續(xù)上升，帶動風電發(fā)電效率提升。近兩年風電主流機型從1.7-103（額定功率1.7MW，風輪直徑103m）升級為2.3-116（額定功率2.3MW，風輪直徑116m），年發(fā)電量提升26.44%，度電成本降低8.51%，風輪直徑、輸出功率及容量因子的升級將持續(xù)提升機組發(fā)電能力。

2016年我國新增裝機的風電機組平均功率1955kW，與2015年的1837kW相比，增長6.4%；累計裝機的風電機組平均功率為1608kW，同比增長2.9%。我國新增風電機組中，2MW風電機組裝機占全國新增裝機容量的60.9%，同比市場份額上升11%；1.5MW機組的市場份額下降16%，1.5MW機組和2.0MW機組的合計市場份額達到78.7%。機組功率的平均功率的提升有利于提高發(fā)電效率降低度電成本。

3、財務費用：補貼延遲應收賬款增加企業(yè)現(xiàn)金流壓力增大

風電上網(wǎng)電價包含兩部分：基數(shù)電價和補貼電價，基數(shù)電價部分結算由當?shù)仉娋W(wǎng)公司結算，而補貼電價部分來源于可再生能源補貼，補貼來源于向除居民生活和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)以外的其他電力消費者征收電力附加費，用途是補貼風電、光伏等新能源行業(yè)。2013年、2016分別將可再生能源電價附加標準從每千瓦時0.8分錢、1.5分錢和1.9分錢，雖然征收標準在提升，但我國新能源產(chǎn)業(yè)增速更高，2016年底我國補貼缺口已超過700億元。

（二）不同邊際因素對需求的影響情況分析

我國風電終端需求受到電價補貼調(diào)整、棄風率變化、度電成本及財務壓力等因素影響，行業(yè)從發(fā)展初期到成熟期，各影響因素在周期中呈現(xiàn)出階段性切換的特征，根據(jù)研究框架復盤了風電行業(yè)的發(fā)展歷史。

風機新增吊裝量及增長率（GW）

1、2013~2015：棄風率小幅改善標桿電價下調(diào)刺激搶裝

2013~2015年，國內(nèi)新增裝機出現(xiàn)持續(xù)增長，主要原因是：1）棄風率在2013和2014年均下滑，2013年冬季氣溫同比偏高，供暖期電網(wǎng)調(diào)峰壓力較小，風電消納較好的夏秋季來風增加，同時全國電力負荷同比增速提升，棄風率呈現(xiàn)一定好轉，2014年整體來風偏小，同時哈密-鄭州特高壓、新疆與西北主網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)750千伏特高壓通道等輸電工程的投運，都對棄風率的迚一步下降起到推動作用；2）受2015年以后的網(wǎng)風電標桿電價下調(diào)影響，2015年出現(xiàn)較為強烈的搶裝潮，推動2015年新增裝機達30.75GW。

2、2016~2017Q3：棄風率較高疊加高基數(shù)效應，裝機下滑嚴重

2016年國內(nèi)風電新增吊裝23.37GW，同比下降24%，新增并網(wǎng)容量19.3GW，同比下降41.46%。主要原因是：1）2015年搶裝透支了2016年的裝機需求；2）棄風限電進一步惡化，抑制了風電運營商投資熱情，進而降低了裝機需求。2017年前三季度國內(nèi)風電并網(wǎng)容量為9.7GW，同比下降3%，但棄風率從同比下降6.7%。通過復盤風電裝機周期的波動，：1）風電上網(wǎng)標桿電價下調(diào)前一年，通常會面臨搶裝；2）風電裝機增速遠高于電網(wǎng)投資及電力需求增速，棄風限電成為制約行業(yè)主要發(fā)展因素；3）設備制造技術不斷升級，2010~2012年風電安全問題將不會再現(xiàn)，同時度電成本不斷降低，2020年有望實現(xiàn)平價上網(wǎng)；4）補貼收入回款延遲，對融資能力和償債能力不足的企業(yè)帶來較大的現(xiàn)金流壓力，影響部分企業(yè)的投資熱情。

二、風電行業(yè)發(fā)展趨勢分析

（一）對風電行業(yè)需求復蘇

從風電核準來看：1）2016年，我國風電機組累計核準容量共計252.98GW，而風電累計裝機容量共計169.04GW，說明83.94GW項目核準未建；2）國家能源局下發(fā)《2017-2020年風電新增建設規(guī)模方案》，提出2017-2020年新增建設規(guī)模分別為30.65GW、28.84GW、26.60GW、24.31GW；2017年底核準未建設項目達114.59GW。從風電招標量來看：1）2016年全年招標28.3GW，創(chuàng)下歷史新高，2017年1-9月招標累計容量達到22GW，而我國前三季度并網(wǎng)容量僅為10GW；2）對比15年的搶裝現(xiàn)象，14年同期的招標量僅為17.3GW，而14年全年的招標量也僅為27.5GW。核準、招標、吊裝及并網(wǎng)的差額最終將會收斂，核準量逐步轉換成并網(wǎng)量。

我國風電裝機招標規(guī)模（GW）

1、邊際的變化：棄風限電改善明顯搶電價推動裝機復蘇

從電價調(diào)整的角度來看，根據(jù)最新的電價下調(diào)觸發(fā)條件，上述114.59GW的項目需要在2019年底前開工建設，才能獲得0.47~0.60元/千瓦時的上網(wǎng)電價，否則上網(wǎng)電價將被調(diào)整為0.40-0.57元/千瓦時，鑒于鎖定老電價的要求，2018~2019年是確定性的開工大年。從度電成本角度來看，風電行業(yè)的度電成本仍處于下降通道，2020年有望實現(xiàn)平價上網(wǎng)。部分企業(yè)仍在等待成本下降至預期范圍再進行招標。但由于目前裝機呈現(xiàn)出向中東部和南方地區(qū)轉型的趨勢，施工周期比北方項目長6~9個月，因此若要2019年搶開工的背景下，2018年企業(yè)大概率會進行招標。從棄風限電的角度來看，行業(yè)最壞的時間點已經(jīng)過去，2017年前三季度棄風率已經(jīng)有了明顯的好轉，同比下降6.7%，且部分區(qū)域有望明年移出紅色預警區(qū)域。

（二）棄風限電邊際改善的驅動及趨勢？

2017年10月能源局發(fā)布2017年前三季度風電并網(wǎng)運行情況：1~9月全國風電發(fā)電量2128億千瓦時，同比增長26%；平均利用小時數(shù)1386小時，同比增加135小時；棄風電量295.5億千瓦時，同比減少103億千瓦時，棄風率同比下降6.7%，實現(xiàn)棄風電量和棄風率雙雙降低，棄風限電改善的拐點已經(jīng)初步呈現(xiàn)。

1、三北地區(qū)消納問題明顯改善，紅色預警地區(qū)有望解除裝機禁令

2016年7月能源局發(fā)布《關于建立監(jiān)測預警機制促進風電產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的通知》，希望通過政策類指標、資源和運行類指標、經(jīng)濟類指標評定的綜合分數(shù)評判該地區(qū)是否可以開工建設風機場。紅色不下達年度開發(fā)建設規(guī)模，同時也不辦理戒網(wǎng)手續(xù)；黃色不下達年度開發(fā)建設規(guī)模；綠色可以推進風電項目投資。

2017年2月，能源局發(fā)布了《關于發(fā)布2017年度風電投資檢測預警結果的通知》，將內(nèi)蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆等六省納入紅色預警區(qū)域，同時規(guī)定紅色預警地區(qū)不得核準建設新的風電項目，電網(wǎng)企業(yè)不得受理紅色預警區(qū)域風電項目的新增并網(wǎng)申請（含在建、已核準和納入規(guī)劃的項目）。

紅色預警文件每年出具一次，紅六省中除了新疆、甘肅外，寧夏、內(nèi)蒙古、吉林和黑龍江棄風率均降至20%以下，根據(jù)紅色預警機制，部分省份明年有望被移出紅色預警名單，裝機限制有望解禁。目前，紅色預警地區(qū)內(nèi)蒙古、新疆已經(jīng)核準新增風電項目。未來假如紅六省裝機禁令解除，傳統(tǒng)風電裝機地區(qū)有望釋放需求增量。

2014-2017年我國半年度棄風量和棄風率變化情況