2018年兩大因素共振，風電周期向上。影響周期的因素為補貼政策和棄風限電。補貼政策調整會帶來搶裝，風電裝機增長，而棄風限電導致運營商資本開支能力下降，風電裝機下滑。兩大因素交互影響，進而形成了風電行業的周期。2018-2020年棄風在裝機結構調整、火電靈活性改造推動下持續性改善，疊加補貼調整帶來的搶裝，兩大影響因素共振，行業周期向上，預計3年內復合增速為30-35%。

風電長短周期銜接，裝機持續放量。政策明確2020年風火同價，補貼退出在即。風電系統成本下降是線性的，面對非線性退出的補貼政策時，2020年前預計將迎來持續性的裝機增長。而2020年后，平價將使得風電回歸商品屬性，兼具清潔性的風電市場空間打開。我們認為，2017年將是風電最后一個周期性的低點，補貼調整帶來搶裝，疊加限電改善，風電2018-2020年三年景氣度向上。2020年后邁入平價時代，長短周期銜接，風電裝機持續放量。

與上輪周期異同顯著，18-20年加速增長。相同點是補貼調整，且行業具備搶裝條件：（1）補貼調整，17年底前核準+19年底前開工的項目執行舊電價，否則執行新電價；（2）核準未建，非限電區區域核準未建項目規模達115GW；（3）招標容量，16-17年連續兩年招標量處于歷史高位，指引18-19年裝機規模。不同點是，消納緩解+成本下降+裝機結構改善，內生性驅動需求：（1）棄風限電，14年棄風改善系來風較小所致，而18-20年棄風將實質性持續改善，根據歷史經驗，限電改善會表現為次年的裝機增速提升；（2）系統成本，14-15年短期供需失衡，風機價格上升，而15-17年風機價格進入下降通道，風場 IRR提升，裝機加速；（3）裝機結構，中東部項目增加，分散式貢獻增量，不受限電影響，周期性減弱。因此，通過對比，我們認為，2018-2019年風電會重現2014-2015年的高增長，而2020年外部環境改善+內部盈利提升，疊加平價催化，風電將走出類似于2016年裝機下滑的產業周期，繼續加速增長。

一、風電新時代：短期搶裝+限電改善，長期平價上網

風電作為周期性行業，一般周期為5年左右。行業內影響周期的因素主要為：（1）補貼政策：2009年我國確立風電補貼制度，并分別于2015年及2018年作出調整，補貼調整期間，為獲得高電價運營商加速裝機，形成搶裝；（2）棄風限電：主要由于發電中心與負荷中心不匹配，消納不足導致限電，影響存量電站盈利能力，和增量電站投資熱情。因此，補貼政策調整會帶來搶裝，風電裝機增長，而棄風限電導致運營商資本開支能力下降，風電裝機下滑。兩大因素交互影響，進而形成了風電行業的周期。

回顧風電行業，可根據政策及限電情況劃分為兩輪周期：（1）周期一：2007-2011年，風電行業快速增長，2010年達到裝機高點后，限電問題暴露，2010年棄風率達到16.2%，隨后裝機下滑；（2）周期二：2012-2017年，風電行業穩步復蘇，2014-2015年受政策影響開始搶裝，2015年后限電惡化，紅六省禁止新建，裝機再度下滑。

風電新時代，搶裝+限電改善，周期共振向上，銜接平價階段，增長空間打開。不同于前兩個周期，2018年兩大因素共振，風電周期向上：（1）棄風限電大幅改善，火電靈活性改造保障改善可持續。一方面，紅六省禁建，新增裝機位于不限電地區，全局角度上棄風改善，17年底棄風率下降5.2個百分點，至11.9%。另一方面，火電靈活性改造，將改善存量電站棄風率；（2）補貼調整+補貼退出在即，行業迎來搶裝。一方面，17年年底前核準+19年底前開工項目，可執行調整前標桿電價，據統計截至2017年底我國核準未建規模達到68GW，將集中于19年底前開工。另一方面，政策明確2020年風火同價，補貼退出在即。風電系統成本下降是線性的，面對非線性退出的補貼政策時，2020年前預計將迎來持續性的裝機增長。而2020年后風火同價，平價將使得風電回歸商品屬性，兼具清潔性的風電市場空間打開。

基于此，我們認為，2017年將是風電最后一個周期性的低點，補貼調整帶來搶裝，疊加限電改善，風電2018-2020年三年周期向上。2020年后邁入平價時代，長短周期銜接，風電裝機持續放量。

二、與上一輪周期對比：異同顯著，18-20年景氣度向上

2018年與2014年行業復蘇有相似之處：（1）2013年風電新增并網14.2GW，2017年風電新增并網15GW，均為階段性低點；（2）2015年年底前投運項目不調整補貼，行業搶裝，2019年年底前開工項目不調整補貼，預計也將有搶裝。

那么本輪復蘇與上一個周期是否有可比性，我們細化為兩個問題為：一是，2018-2019年是否能重現2014-2015年的高增長；二是，2020年是否能擺脫周期，避免重蹈2016年裝機下滑的覆轍。

通過對比，我們認為，2018-2019年風電會重現2014-2015年的高增長，而2020年外部環境改善+內部盈利提升，疊加平價催化，風電將走出類似于2016年裝機下滑的產業周期，繼續加速增長。

2.1、2014-2016年風電復盤：表象的復蘇，純粹的搶裝

通過總結，我們認為2014年-2015年的裝機增長，主要是政策因素促發搶裝，而棄風限電因素并未好轉。因此，搶裝后，2016年行業無內生性需求支撐，裝機增速大幅下滑。

■2014年：表象的復蘇

2014年風電新增裝機23GW，同比增長44%。但我們認為，2014年是具有特殊性，并非行業復蘇。

一是，棄風限電并非實質性改善。2011年棄風問題凸顯，隨后裝機放緩，棄風限電有所改善。2014年限電率繼續下降3個百分點，至8%。但結合利用小時數，14年全國利用小時數下降174小時。因此，對于運營商來說，盈利能力并未改善。

二是，Q4裝機激增，主要傳聞擾動。2014年9月傳聞，風電補貼將有所調整，于2015年6月30日前投運的項目補貼不做調整。隨后行業內迎來搶裝，在Q1-Q3裝機絕對值并不低的情況下，Q4單季度裝機占全年規模的比例達到71%，遠超非搶裝年份Q4單季度55%的占比水平。

■2015年：首調補貼催生的搶裝

2009年我國風電補貼政策確立后，2015年首次做出調整。2015年1月公布，一類、二類、三類資源區標桿電價下降2分，四類區域不變。“2015年1月1日前核準+2016年1月1日前投運”實行舊補貼標準，否則全部執行新補貼。

截至2014年能源局下發四批“十二五”風電核準計劃，合計容量110GW，2011-2014年累計裝機70GW，約合40GW滿足搶裝條件，運營商在手項目充足。因此，2015年連續四季度裝機提升，全年規模創下歷史新高，達到30.8GW，同比增長33%。

■2016年：無需求支撐的下滑

搶裝后，政策因素退出，棄風限電惡化，運營商資本開支能力減弱，且無法保障新增項目收益率，因此，周期向下2016年裝機下滑。

2.2、18年與14年對比：補貼調整搶裝+棄風限電改善共振，周期向上

通過對比2014-2016年及2018-2020年，我們認為，一方面，補貼政策影響相似，2018-2019年因補貼調整搶裝，裝機增速提升。另一方面，不同的是現階段風電棄風限電實質性且可持續改善，成本下降提升項目IRR，且裝機結構改善，平滑行業周期，疊加臨近平價，2020年裝機持續向上。因此，我們判斷2018-2020年3年風電景氣度向上。

■相同點：補貼調整，具備搶裝條件

□相同點1—補貼政策

補貼政策調整，促動搶裝：（1）2015年1月，能源局發布補貼調整政策，要求“2015年前核準+2015年年底前投運”執行舊電價，否則執行新電價；（2）2017年1月，能源再次調整電價，“2017年年底前核準+2019年年底前” 執行舊電價，否則執行新電價。

□相同點2—項目儲備

大量項目具備搶裝條件：（1）“十二五”期間，四批核準合計110GW以上，而累積裝機規模為70GW，15年40GW具備搶裝條件；（2）截至2017年，非限電區累計核準未建項目約合115GW，具備搶裝條件。

□相同點3—招標容量

招標大幅增長，支撐裝機規模：我國風電市場以招標市場為主，風機招標容量對裝機有一定的指引作用。（1）2014年風電招標容量27.5GW，大幅增長。因西北地區風場建設周期為1年，對應2015年風電裝機大幅增長。（2）2016-2017年風機招標容量分別為28.3GW、27.2GW，處于歷史高位，中東部地區風場建設周期1.5-2年，支撐2018-2019年風電裝機大幅增長。

■不同點：消納緩解+成本下降+裝機結構改善，內生性驅動需求

□不同點1—棄風限電：持續性改善，改善次年裝機增長

一方面，增量位于非限電區域，無消納困擾，攤薄全國棄風率。另一方面，存量限電改善可持續，火電靈活性改造騰出空間。2017年棄風限電率數據大幅度改善，較2016年下降5.2個百分點至11.9%。是繼2012年以來，單年份棄風率下降最多的一年。不同于2012-2014年的棄風限電下行后，16年限電再次重回高位。我們認為行業新的變化——火電靈活性改造——能夠幫助行業走出產業循環，實現至2020年棄風限電率穩步下降至5%，行業健康發展的目標。

限電改善次年運營商資