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中国风电新增和累计装机情况
数据来源：公开资料整理
2016、 2017 连续两年风电并网容量下滑
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2017 年新增装机下滑的原因之一： 三北红六省禁装。 由于三北地区电网建设相对薄弱、外送通道不畅，加上当地用电负荷较小， 因此三北地区弃风限电严重， 2015、 2016 两年三北地区弃风率大幅增长，其中西北地区 2016 年的弃风率达到 33.4%。由于三北地区弃风限电严重，三北地区部分省份被列为红色预警区域，比如 2016 年吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆为风电开发建设红色预警区域，河北北网、蒙东、蒙西为风电开发建设橙色预警区域， 2017 年内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆为风电开发建设红色预警区域，这表明三北地区部分省份从行政角度来说被禁止风电的核准和并网。与此同时， 由于弃风率是影响风电场收益率最关键的因素之一，当弃风率较高时，三北地区的投资收益率也会受影响，进而影响在三北的投资热情。 由于行政和投资收益率方面的因素，风电新增装机向中东部转移，中东部地区风电新增装机占全国新增装机容量的比例由 2015年的 23.1%，提高到 2016年的 46.7%和 2017年的 53.7%。
国内六大区域弃风率情况
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国内新增并网容量构成（万千瓦）
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2016、 2017 年风电红色（含橙色）预警区域
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2017 年新增装机下滑的原因之二： 中东部不确定因素多、建设周期长，打乱了风电新增装机释放节奏。 由于三北地区弃风限电严重，同时部分地区被列为红色禁装区域，从 2016 年开始国内风电新增装机开始向中东部转移。在这个过程中，中东部地区由于经济相对发达、土地成本高、人口密度大、环保审查相对严格，前期项目开发相对繁琐，同时，中东部由于地形条件复杂、气候多变，建设周期也较长。传统北方项目的建设周期大约 6-12 个月，而东部南部项目要 24 个月以上。中东部风电项目建设周期拉长导致风电装机释放节奏被打乱，风电行业增长乏力，相对低迷。
2017 年各省市 GDP 当量及增速
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2017Q4 各区域工业用地地价
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2018 年国内风电新增装机反转的原因之一： 三北三个省份获得解禁。2017年黑龙江、内蒙古的风电平均利用小时数分别为 1907、 2063 小时，超过了最低保障性收购小时数 1850-1900、 1900-2000 小时，同时 2017年黑龙江、内蒙古的弃风率分别为 14%和 15%，低于 20%的临界值，因此黑龙江、内蒙古满足解禁条件。而宁夏 2017 年的风电平均利用小时为 1650 小时，低于最低保障性收购小时数 1850 小时，根据国能新能[2016]196 号，宁夏应定为红色预警，但能源局给出的 2018 年预警结果是绿色，超出预期，我们认为宁夏获得解禁可能是以下两个原因：（1）宁夏 2017 年风量较小，即使不存在弃风时，利用小时数也仅为 1737 小时，也满足不了 1850 小时的最低保障性收购小时数要求；（2）在坚持绿色低碳的战略方向下，对风电行业的大力支持。
2018 年三北红六省解禁情况测算与实际公布对比
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弃风限电改善常态化，风电收益率提升驱动投资热情。 1-3 月风电利用小时数为 592 小时，较去年增加 124 小时，同增 26%，弃风限电持续改善。同时能源局、发改委多次强调 2020 年前在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题，同时 12 条直流特高压为风电消纳提供广阔空间，三北地区弃风限电改善将成为未来几年的主题。我们近期产业链调研结果显示，四月份主要运营商反映消纳良好，同时年初至今风电场开工顺利， 在这种背景下，我们预计 2018 年行业新增装机或达 25GW，超过能源局 20GW的规划。
风电月度利用小时数（小时）
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风电月度利用小时数累计（小时）
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2018 年国内风电新增装机反转的原因之二： 2018 年是风电建设区域转移第三年， 中东部装机将理顺， 释放节奏或趋于常态化。从 2016 年风电新增装机向中东部转移算起， 2018 年是区域转移的第三年，风电行业在这个过程中进行了很多努力来应对区域转移带来的周期拉长问题，比如减少施工机器和人员在每个机位点的等待时间、 通过预装式升压站将设计+交付时间由 9 个月降低 6 个月等。 通过这些努力， 2017 年中东部装机已有回暖迹象， 2017 年全国风电新增装机 15.03GW，同比降低22.1%，其中中东部新增装机 8.04GW，同比降低 11%，但如果扣除异常省份云南之后，中东部新增装机 7.22GW，同比增长 24%，回暖迹象明显。因此，我们预计进入 2018 年以后，随着业主对中东部风电项目更加熟悉，中东部风电装机将理顺，释放节奏或趋于常态化。
2018 年是装机区域转移的第三年
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2018 年国内风电新增装机反转的原因之三： 分散式风电迎来发展机遇。2018 年 4 月 16 日，国家能源局下发《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》（以下简称《办法》），对分散式风电的定义、规划指导、项目建设和管理、电网接入、运营管理、金融和投资开发模式创新等方进行说明。 分散式风电的优势包括：（1）靠近负荷中心，消纳好；（2）作为集中式风场的补充，提高风能资源的利用率，类似于“溜缝”；（3）在指标紧张的背景下，集中风电项目可以分拆为若干个分散式风电项目进行审报，提高风电项目的开工率；（4）审批时间短，其河南濮阳分散式风电项目从公示到拿到核准文件只用了 42 天，小于常规项目半年的审批周期。由于上述优势，分散式风电有望成为风电行业未来新的增长点。
分散式风电与集中式风电对比
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17 省提及分散式风电，风电也成为扶贫方式之一。《可再生能源发展“十三五” 规划》以及《风电发展“十三五”规划》均提到通过分散式风电来加快开发中东部和南方地区陆上风能资源。截至 2017 年，全国 17 省（市、区）公布十三五能源规划提到，将发展分散式风电。贵州、河南、河北、吉林、湖南、江苏等省份已先后发布分散式风电量化建设方案。2017 年 11 月，国家能源局印发《关于加快推进深度贫困地区能源建设助推脱贫攻坚的实施方案》，风电项目开发成为扶贫的重要方式之一。
部分省份分散式风电规划
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2018 年国内风电新增装机反转的原因之四： 海上风电迅速发展。 2017年， 国内风电市场同比下滑 22%， 但国内海上风电新增装机 116 万千瓦，逆势同比增加 97%，增速较去年同期增长 33PCT。截止 2017 年底，海上风电累计装机达到 279 万千瓦，同比增长 71%，占国内风电总累计装机容量的比例仅为 1.53%，提升空间广阔。
2017 年海上风电新增装机同增 97%
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2017 年底海上风电装机达到 279 万千瓦
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2017 年底海上风电项目累计核准 3.98GW，总投资 760 亿，长期来看，中国海上风电规划量超过 56GW。 2017 年， 国内海上风电发展迅猛。截止 2017 年底， 全国共有 14 个海上风电项目获得核准，总装机量为 3.98GW，总投资金额 760 亿元。 随着海上电价政策的明确，建设成本的持续优化以及配套产业的日渐成熟，我国海上风电在“十三五” 期间迎来加速发展期，规划目标是到 2020 年确保并网 5GW，力争开工 10GW。我国东南沿海地区的各省（市）已积极规划长期海上风电发展目标，目前确定的规划总容量超过 56GW。
东南沿海各省海上风电规划量超过 56GW
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行业利好频出，风电环境边际改善， 2018 年国内风电新增装机 25GW，同增 66%。 除了风电反转的四条核心主逻辑之外，近期风电行业还出现其他利好：（1）部分 2017 年项目结转进入 2018 年，如河北；（2）部分省市对圈而不建的现象进行督查，加快指标落地，如河南；（3）国家能源局批复乌兰察布风电基地规划，一期建设规模 6GW，且为平价基地；（4） 2018 年能源工作指导意见还专门提出“推动分散式风电、低风速风电、海上风电项目建设”。我们预计 2018 年行业新增装机或达 25GW，同增 66%， 超过能源局 20GW 的规划。
2018 年风电新增装机或超 25GW（单位： GW）
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三阶段逻辑助力风电长景气周期开启。 我们认为由于三阶段的逻辑，风电将迎来长景气周期：（1） 2018 年：内部结构调整修复带来行业反转。 2015 年以来，由于三北弃风限电的影响，风电新增装机向中东部转移，同时中东部建设周期拉长致使风电新增装机在 2016、 2017 年连续下滑，这是内部结构调整带来的阵痛，随着内部结构调整的修复， 2018 年行业将迎来反转。（2） 2019-2020 年：标杆电价下调带来的抢装行情。截止 2016 年底，我国已核准未建设的风电项目容量合计 84.0GW（非限电区 78GW），其中 2016 年新增核准 32.4GW；同时， 2017 年 7 月 28 日，国家能源局公布 2017 年将新增核准项目 30.7GW，因此到 2017 年底核准未建风电项目为 114.6GW。根据国家能源局的风电电价调整方案，上述项目均需要在 2020 年前开工建设，以获得 0.47-0.60 元/千瓦时的上网电价，否则上网电价将被调整为 0.40-0.57 元/千瓦时，预计 2018-2020年均风电新增或达 31GW。（3） 2021 年-：平价上网之后的能源转型需求。 按照十三五规划， 2020年之后，风电实现平价上网，风电与光伏将作为能源转型的主力，新增装机空间将被进一步打开，我们预计风电新增装机有望达到 50GW 以上的体量。
受中国市场影响， 2017 年全球风电新增装机有所下滑。 2017 年， 全球风电新增装机 52.57GW, 同比下滑 3.79%， 主要受中国市场相对低迷的影响； 累计装机容量达到 539.58GW，同比增加 10.65%。欧洲风电创纪录增长，其中德国新增装机 6.58GW，英国装机 4.27GW； 亚州地区的印度新增装机 4.15GW，增长强劲。
2017 年全球风电新增装机 52.6GW
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2017 全球新增装机前十的国家和地区（MW）
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度电成本快速下降、 海上风电兴起，成为全球市场增长动力。 国际可再生能源署(IRENA)在 2018 年 1 月发布的报告，全球陆上风电度电成本区间已经明显低于全球的化石能源，陆上风电平均成本逐渐接近水电，达到 6 美分/千瓦时，2017 年以来新建陆上风电平均成本为 4 美分/千瓦时。IRENA 预计随着技术进步， 2019 年全球成本最低的风电和光伏项目的度电成本将达到甚至低于 3 美分/千瓦时，成为最经济的绿色电力。可再生能源相较化石能源已具备明显的成本竞争力，将主导未来能源行业的新增投资。 2017 年海上风电装机创下新记录达 4,334MW，较 2016 年同期增长 87%，海上风电累计装机容量达 18,814MW，同比增长 30%。海上风电虽然仅占全球年度市场约 8%的份额以及累计装机容量 3.5%的份额，但其正在迅猛发展。
各种成本能源比较（美元/千瓦时）
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海上风电新增保持快速发展势头
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受益于中国市场反转、度电成本快速降低、海上风电兴起， 2018 年全球风电行业迎来复苏。 自 2016（-15%）、 2017（-4%）连续两年全球新增风电装机持续下滑后， FTI 预测指出，受中国风电市场复苏等积极因素的推动， 2018 年全球风电新增装机将停止下降趋势，年风电新增装机预计将从 2018 年 58.4GW（同增 9.1%） 到 2027 年的 74.2GW。2018-2027 年，全球新增风电装机将达 689GW 左右，截至 2027 年全球风电累计装机将达 1160GW（68.7GW 的风机退役停运情况考虑在内），未来 10 年内的年均复合增长率为 3.3%。
全球风电市场装机容量预测（GW）
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2018-2027 年风电市场 TOP15（MW）
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