核心观点

17年风电装机规模同比下降，基本面持续好转

17年风电吊装及并网容量同比放缓，但其他相关数据逐步改善，如利用小时提升、弃风率下降、装机/发电量比值逐渐缩窄等。自利好风电消纳的政策出台后，部分港股风电运营商财务指标向好，风电基本面持续改善。

多重因素影响风电基本面改善

预计18年新增装机将受多重因素影响重回高增长：（1）弃风率改善，风场盈利好转提升开工热情；（2）补贴下调催发抢装预期；（3）装机规划为2018-2020年新增装机奠定增长基础；（4）整机招标价格下降，风场建造成本下探。分地区来看：红色区域解禁（内蒙古、黑龙江及宁夏已解禁）将为18-20年贡献增量；风电建设地区切换接近尾声，中东部地区新增装机规模也将常态化增长。

2018-2020年，分散式和海上风电将持续贡献增量

分散式风电：此前较多因素制约分散式发展，技术进步叠加政策支持令分散式逐渐具备经济开发价值。由于不占用指标且审批流程较短，分散式风电大概率将在18年迎来发展元年，2018-2020年有望持续贡献增量。海上风电：2016年我国海上风电累计并网容量为1.63GW，与5GW的目标尚有一定差距。经9年发展后，我国部分整机制造商已经掌握相对成熟的海上风机的制造技术。19年风电上网电价下调暂不涉及海上风电，在成本持续下降的背景下，海上风电或将成为2018-2020年意料之外的增量。

正文目录

一、17年装机同比下降，经营环境边际改善

1.1 风区建设向东南部转移影响17年新增装机

2017年新增并网、吊装装机分别同比下滑22.12%、16.22%

发电量同比增长，利用小时数提升

装机与发电量占比差值缩窄

弃风率下降，消纳改善

1.2 经营情况边际改善，部分港股财务指标呈现好转趋势

二．拐点已至，多重因素利好风电装机中枢提升

2.1 抢装与风区建设转移的不利影响逐步消除

风电行业快速发展，弃风限电随之出现

下调电价引发15年抢装

2.2 多重因素影响18年装机改善

未来装机有望受益于弃风率下降

补贴下调催发抢装预期

指导意见夯实行业装机空间

风场成本持续下探

三、分散式与海上风电是未来发展亮点

3.1 分散式大概率是未来装机亮点

技术进步使低风速地区开发成为可能

政策频出利好分散式风电发展

不受指标制约，核准流程简化

3.2 海上风电或将是意料之外的增量

四、风起，关注细分子行业龙头

风险提示

一、17年装机同比下降，经营环境边际改善

1.1 风区建设向东南部转移影响17年新增装机

2017年新增并网、吊装装机分别同比下滑22.12%、16.22%

2018年2月1日，国家能源局发布2017年风电并网运行情况统计：2017年全年，我国风电新增并网装机15.03GW，同比减少22.12%；累计并网容量1.64亿千瓦，同比增长10.33%。

2017年新增吊装容量同比减少16.22%至19.58GW，累计吊装容量188.31GW，同比增长12%。吊装与并网数据存在差异的原因是统计口径不同：并网数据源自国家能源局，吊装数据来源于CWEA汇总各整机厂商吊装量。

吊装与并网数据存在差异，但同比增速下滑的趋势一致。风电建设由三北地区向中东部地区转移导致建设周期延长是较为重要的影响因素。

发电量同比增长，利用小时数提升

17年风电发电量3057亿千瓦时，同比增长26.85 %；利用小时数同比增长206小时至1948小时，有较大程度的改善。

31个省份中，11个省份利用小时数下降，其中浙江、江西、河南与西藏降幅高于5%。细分区域来看，华北及东北地区各省利用小时数均有所增长，其他地区部分省利用小时数下降；原“红六省”利用小时好转，内蒙古、吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆利用小时数分别同比增长12.73%、29.11%、14.47%、35.02%、6.25%、35.66%。

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