核心觀點
17年風電裝機規(guī)模同比下降，基本面持續(xù)好轉
17年風電吊裝及并網(wǎng)容量同比放緩，但其他相關數(shù)據(jù)逐步改善，如利用小時提升、棄風率下降、裝機/發(fā)電量比值逐漸縮窄等。自利好風電消納的政策出臺后，部分港股風電運營商財務指標向好，風電基本面持續(xù)改善。
多重因素影響風電基本面改善
預計18年新增裝機將受多重因素影響重回高增長：（1）棄風率改善，風場盈利好轉提升開工熱情；（2）補貼下調催發(fā)搶裝預期；（3）裝機規(guī)劃為2018-2020年新增裝機奠定增長基礎；（4）整機招標價格下降，風場建造成本下探。分地區(qū)來看：紅色區(qū)域解禁（內蒙古、黑龍江及寧夏已解禁）將為18-20年貢獻增量；風電建設地區(qū)切換接近尾聲，中東部地區(qū)新增裝機規(guī)模也將常態(tài)化增長。
2018-2020年，分散式和海上風電將持續(xù)貢獻增量
分散式風電：此前較多因素制約分散式發(fā)展，技術進步疊加政策支持令分散式逐漸具備經濟開發(fā)價值。由于不占用指標且審批流程較短，分散式風電大概率將在18年迎來發(fā)展元年，2018-2020年有望持續(xù)貢獻增量。海上風電：2016年我國海上風電累計并網(wǎng)容量為1.63GW，與5GW的目標尚有一定差距。經9年發(fā)展后，我國部分整機制造商已經掌握相對成熟的海上風機的制造技術。19年風電上網(wǎng)電價下調暫不涉及海上風電，在成本持續(xù)下降的背景下，海上風電或將成為2018-2020年意料之外的增量。
正文目錄
一、17年裝機同比下降，經營環(huán)境邊際改善
1.1 風區(qū)建設向東南部轉移影響17年新增裝機
2017年新增并網(wǎng)、吊裝裝機分別同比下滑22.12%、16.22%
發(fā)電量同比增長，利用小時數(shù)提升
裝機與發(fā)電量占比差值縮窄
棄風率下降，消納改善
1.2 經營情況邊際改善，部分港股財務指標呈現(xiàn)好轉趨勢
二．拐點已至，多重因素利好風電裝機中樞提升
2.1 搶裝與風區(qū)建設轉移的不利影響逐步消除
風電行業(yè)快速發(fā)展，棄風限電隨之出現(xiàn)
下調電價引發(fā)15年搶裝
2.2 多重因素影響18年裝機改善
未來裝機有望受益于棄風率下降
補貼下調催發(fā)搶裝預期
指導意見夯實行業(yè)裝機空間
風場成本持續(xù)下探
三、分散式與海上風電是未來發(fā)展亮點
3.1 分散式大概率是未來裝機亮點
技術進步使低風速地區(qū)開發(fā)成為可能
政策頻出利好分散式風電發(fā)展
不受指標制約，核準流程簡化
3.2 海上風電或將是意料之外的增量
四、風起，關注細分子行業(yè)龍頭
風險提示
一、17年裝機同比下降，經營環(huán)境邊際改善
1.1 風區(qū)建設向東南部轉移影響17年新增裝機
2017年新增并網(wǎng)、吊裝裝機分別同比下滑22.12%、16.22%
2018年2月1日，國家能源局發(fā)布2017年風電并網(wǎng)運行情況統(tǒng)計：2017年全年，我國風電新增并網(wǎng)裝機15.03GW，同比減少22.12%；累計并網(wǎng)容量1.64億千瓦，同比增長10.33%。
2017年新增吊裝容量同比減少16.22%至19.58GW，累計吊裝容量188.31GW，同比增長12%。吊裝與并網(wǎng)數(shù)據(jù)存在差異的原因是統(tǒng)計口徑不同：并網(wǎng)數(shù)據(jù)源自國家能源局，吊裝數(shù)據(jù)來源于CWEA匯總各整機廠商吊裝量。
吊裝與并網(wǎng)數(shù)據(jù)存在差異，但同比增速下滑的趨勢一致。風電建設由三北地區(qū)向中東部地區(qū)轉移導致建設周期延長是較為重要的影響因素。
發(fā)電量同比增長，利用小時數(shù)提升
17年風電發(fā)電量3057億千瓦時，同比增長26.85 %；利用小時數(shù)同比增長206小時至1948小時，有較大程度的改善。
31個省份中，11個省份利用小時數(shù)下降，其中浙江、江西、河南與西藏降幅高于5%。細分區(qū)域來看，華北及東北地區(qū)各省利用小時數(shù)均有所增長，其他地區(qū)部分省利用小時數(shù)下降；原“紅六省”利用小時好轉，內蒙古、吉林、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆利用小時數(shù)分別同比增長12.73%、29.11%、14.47%、35.02%、6.25%、35.66%。
