风电行业深度分析：势起风至 未来已来

1. 风电行业分析框架再思考及结论

1.1. 思考：风电行业进入发展新周期

与光伏等其他新能源一样，风电也是靠补贴驱动发展起来的。过去每次调整电价均会引发行业抢装，抢装过后行业需求往往就会萎缩，因此，过去的分析框架只需紧盯电价调整政策即可。但随着抢装效应的逐渐弱化，以前的这套分析框架已经不适用，对此，我们针对风电行业发展现状重新提出一套全新的分析框架，我们认为，首先，电价调整政策依然会影响行业抢装需求，只是模式相比以前出现了变化；其次，影响行业需求的核心要素是限电问题的改善带来利用小时数提升，从而改善企业存量电站的盈利能力，继而增强原业主投资动力，同时吸引新业主投资风电场；最后，分散式风电与海上风电也是推动行业需求增长的重要力量。

1.2. 结论：2018-2020 行业装机复合增速有望达35%

先说结论，基于以上分析框架及以下核心假设条件：1）“红六省”逐步有序放开；2）弃风率不会反弹且稳步下降；3）在电价下调的约束条件下，当前核准未建的项目在 2018-2020 年陆续开工并网；4）分散式风电在政策的推动下，开始贡献可观增量，我们预计 2018-2020 年行业装机分别为 28GW、35GW、44GW，逐年增速预计分别为 56%，26%，25%。

2. 沉寂两年，蓄势待发

2.1. 连续萎缩两年，风电行业需求有望迎来反转

抢装与电价调整新机制使得 2016/2017 年新增装机持续下滑。当前风电采取的是标杆上网电价的补贴模式，由于度电成本短时间内难以快速降低，因此，标杆上网电价的下调对风电运营商来说至关重要，运营商往往会赶在并网节点前抢装，打乱原有装机节奏，比如，2015 年受标杆上网电价下调影响，全年新增吊装 32.97GW，同比增长 66.41%。

2016 年国内风电新增吊装 23.37GW，同比下降 24%，新增并网容量 19.3GW，同比下降 41.46%，吊装与并网同比均大幅下滑，主要有以下三个原因：1）15 年抢装打乱了业主原有装机节奏，透支了 16 年的装机需求；2）15 年抢装带来了弃风限电的进一步恶化，16 年全年弃风率高达 17.1%，利用小时数仅 1,742 小时，抑制了风电运营商投资热情，进而降低了装机需求；3）16 年是我国风电开发建设向中东部和南方转移的突破之年，受中东部和南方地形复杂及南方夏季雨季汛期影响，项目施工难度大。

新增装机已经连续萎缩两年。2016 年底，基于招标量大幅上升以及标杆上网电价在 18 年 1 月 1 日后将再次下调，市场普遍对 2017 年比较乐观。但根据国家能源局数据，2017 年前三季度国内风电并网容量仅 9.7GW，同比下降 3%，大幅低于此前市场预期，尤其是 2017 年 Q1，风电并网容量仅 3.52GW，同比大幅下滑 33.96%。

17 年风电复苏低于预期，我们认为主要是以下三个原因：

1、受 15 年抢装影响，16 年 1 季度存在“补装”，导致 16 年 Q1 基数较高；

2、为着力解决弃风问题，2017 年 2 月，国家能源局发布了《关于发布 2017 年度风电投资检测预警结果的通知》，将内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆等弃风限电较为严重的六省划为风电开发建设红色预警区域，同时规定红色预警地区不得核准建设新的风电项目，电网企业不得受理红色预警区域风电项目的新增并网申请（含在建、已核准和纳入规划的项目）。“红六省”是我国传统风电装机大省，受红色预警机制影响，2017 年前三季度，“红六省”仅新增并网 0.8GW，全国占比仅 8.25%，是 17 年风电复苏进程低于预期主要原因之一。

3、受西北地区弃风限电影响，国内风电开发建设逐渐向中东部和南方转移，而中东部和南方地区由于地形更加复杂，环评更加严格，土地性质变更更加繁琐，导致中东部和南方地区项目施工周期拉长，普遍比北方项目长 6-9 个月，进一步阻碍了国内风电行业的复苏。