2017年風電新增裝機延續2016年下滑態勢，全年新增裝機容量1550萬千瓦，同比下降11%。進入2018年，風電投資紅色預警區域減少、風電基地建設有條件放開;電價下調與平價上網倒逼項目加快前期與建設進度，截至2017年底累計核準在建風電容量1.14億千瓦，有望將在2020年得到釋放，我們認為風電項目建設意愿及建設進度將得到提升，新增風電裝機容量也將迎來拐點。

 

　　棄風改善帶來電量增加

 

　　國家能源局、發改委出臺多項促進可再生能源消納的政策，具體措施包括保障性全額收購、優先發電等，2016年三季度起全國平均棄風率進入持續下降通道，至2018年一季度全國平均棄風率為8.5%，同比下降8個百分點，在采暖季棄風率還有較大幅度下降，說明棄風改善已取得明顯效果。限電較為嚴重的內蒙、遼寧、吉林、黑龍江、甘肅、新疆等地改善明顯。2017年風電利用小時1848小時，同比增加206小時，創2014年以來的新高，2018年一季度風電發電量978億千瓦時，同比增長39.1%，增速自2017年下半年起開始回升。

 

　　運營項目:多措并舉，棄風限電改善可持續，利用小時有望穩步提升。棄風問題涉及風力發電全產業鏈，國家分別針對各環節提出了相對應的政策措施。火電靈活性改造釋放清潔能源發電空間，清潔能源優先安排發電計劃，全額保障性收購持續提升利用小時，特高壓助力清潔能源外送消納，可再生能源配額強制促進區域及市場主體消納;中東部及南方地區風資源利用率受益于大容量、長葉片、高塔筒風機的研發與應用也將顯著提升，多種措施多管齊下，我們認為棄風限電改善能夠持續，利用小時預計將穩步提升。

 

　　新建項目:造價下降，成本具備下調空間。隨著風機設備廠商進入規模化生產、生產技術不斷進步、風電平價上網推動全產業鏈成本下降等多因素影響，風機設備價格亦不斷下降。國家發改委能源研究預測，到2050年以不變價格計算的風電機組價格較2010年存在10-20%左右的成本下降區間，帶動陸地風電開發投資可能會降至7000元/千瓦左右(按不變價算)，而參照目前風電工程造價的下降趨勢，我們認為這一造價水平可能很快到來。風機技術進步意味著能夠高效利用更多的風資源，風能轉化效率也得到提升;疊加數字化、互聯網化的智慧運營維護體系，未來度電成本亦將持續下降。GE的預測顯示，風電行業技術進步和突破預計將帶動5-6.7分/千瓦時的度電成本下降。

 

　　ROE測算及彈性:保障電量為前提對沖電價下降。風電項目ROE與上網電價、風電利用小時及單位千瓦造價水平密切相關，考慮到未來風電裝機將更加集中于我國中東部及南部地區，我們重點探討四類風區風電場ROE與上述三因素之間的聯系，以裝機容量5萬千瓦的風電場(以下簡稱“典型風電場”)作為測算標準，當利用小時及單位千瓦造價分別在1600-2050小時和6500-7500元/千瓦之間變動時，典型風電場的全生命周期ROE將在8.44-17.11%之間波動，大部分條件下都能保持在兩位數的水平。考慮風電電價下調的預期，我們假設單位千瓦造價7000元/千瓦，只要風電利用小時能夠保持在1850小時以上，即使風電上網電價下調0.1元/千瓦時至0.47元/千瓦時的水平，典型風電場也能夠實現8%以上的ROE。

 

　　競爭性配置建設規模，具備風電設備基礎及已核準規模較大公司更為占優。競爭性配置加快風電平價上網，但已核準規模不受影響，建設亦有望加快。在競爭性配置中，申報電價要素的權重不低于40%，我們認為開發商需要重視項目全過程度電成本，對于風電設備的選擇需更側重于機組效率、質量及可靠性，以減少運維成本;風機設備企業則需要由單純提供設備向提供解決方案轉變，進一步通過技術進步降低設備單價、提高設備質量。我們預期，行業內將開啟風電開發商與風機設備制造商的融合，具備更低風電設備造價及運維成本的公司更為占優。

 

　　給予風電運營行業“推薦”評級:隨著風電開發紅色預警區域的減少，風電新增裝機容量有望穩步復蘇，風電運營商存在規模擴大利好，同時平價上網加速將倒逼風機制造技術進步，從而帶來設備價格下降;存量裝機亦將受益于國家多措并舉降低棄風限電率、提高利用小時帶來的盈利能力提升。運營與新建兩方面均對風電運營行業帶來積極影響，因此我們給予風電運營行業“推薦”評級。

 

　　重點推薦個股:我們梳理了A股及納入港股通的港股中有運營業務的風電上市公司，從風電裝機容量、利用小時、在建容量、儲備容量等多方面進行對比后，我們建議關注在建及儲備容量較多的龍源電力、華能新能源、金風科技、節能風電等。

 

　　風險提示:政策推進不達預期風險;相關上市公司業績不達預期風險;綠證強制性交易替代存量項目補貼造成項目收益不確定或下降風險;風機價格上漲風險;大盤系統性風險。