由于三北紅六省禁裝，以及風電新增裝機向中東部轉移過程中，風電建設周期拖長，新增裝機的釋放節奏被打亂，導致2017年風電新增裝機或將在2016年下滑之后繼續下滑。

 

 

1、2017年，國內棄風限電明顯改善，根據1-11月的風電利用小時數，我們預計三北紅六省中的四個省份有望解禁；

 

2、2018年是風電建設區域轉移的第三年，中東部地區風電建設已經開始邁入常態化，建設周期拉長的影響或將被消化；

 

3、分散式風電建設拉開序幕，海上風電總核準量達到3.98GW，這些將成為行業新的增長點。

 

在以上因素的作用下，2018年風電新增裝機或將迎來反轉。與此同時，目前國內核準未建風電項目達到115GW，根據國家能源局的風電電價調整方案，上述項目均需要在2020年前開工，因此2018-2020年風電裝機有望持續增長。

 

 

 

2016-2017年我國風電新增并網容量連續兩年下滑。受2015年搶裝回調的影響，2016年風電新增并網容量降為19.3GW，同比降低41.5%。進入2017年以來，風電行業持續低迷，前三季度風電新增并網容量9.70GW，同比降低3.0%，雖然全年的數據還沒有公布，但我們預計2017年風電新增并網容量會低于2016年。這表明從2016年開始，我國風電新增并網容量連續兩年下滑，從后面的討論可知，這是產業內部結構調整造成的，并不是行業整體走向低谷。

 

 

在煤價高企、政策多管齊下的背景下，棄風限電改善有望成為全年主題。2016年在煤炭去產能的壓力下，地方政府為了保煤礦，火電的上網權重有所增加，加之2016年用電量增速趨緩，新能源消納承壓，棄風現象嚴重。而2017年以來，棄風持續改善，1-9月棄風率同比下降7PCT，我們認為，煤價高企和政策密集出臺是今年棄風明顯改善的主要原因：

 

（1）、2017年以來，煤炭價格維持高位，地方政府保煤礦壓力減小；

 

（2）、能源局出臺了風電的紅色預警機制，地方政府，特別是棄風率高的三北地區，為了建設能源大省，需要著力解決風電的消納問題，以獲得風電項目的核準，地方政府解決消納問題的主動性大幅提升；

 

（3）、煤炭價格高企，導致火力發電成本增加，經濟性下滑，火電的競爭性變差，風電等新能源發電經濟性凸顯，今年以來風電已成為大型發電企業的主要利潤貢獻點，利好風電的消納；

 

（4）、國家密集出臺多項政策來改善風電等新能源的消納問題，主要包括解決補貼問題的綠色電力證書政策、解決“重建輕用”問題的分布式發電直接交易政策、解決風光上網調峰問題的火電廠靈活改性政策、解決北方地區冬季棄風棄光嚴重的可再生能源清潔取暖的政策。

 

在煤價高企、政策多管齊下的背景下，2017年前三季度，全國風電利用小時數1386小時，同比增加135小時，棄風率為12%，同比降低7PCT，棄風限電改善明顯，并有望成全年主題。

 

 

我們預計三北紅六省明年有四個省份或將解禁。在棄風限電改善背景下，結合紅六省1-11月的利用小時數、前三季度的棄風率數據以及風電預警政策（國能新能[2016]196號），我們判斷2018年吉林、黑龍江、寧夏、內蒙古有望解禁，甘肅和新疆或繼續維持紅色預警。

 

 

三北地區風電收益率高、同時工程建設條件相對容易，一旦三北紅六省解禁，風電投資或將再度放量。經我們測算，如果不發生棄風限電的現象，無論是2016年電價標準還是2018年電價標準，收益率的順序都是I>II>III>IV，這表明三北地區（I、II、III類資源區）的收益率要好于中東部地區（IV類資源區）。如果考慮2017年1-9月的棄風情況，I、II、III類資源區的IRR也處于9.33%-10.16%之間，投資收益具有吸引力。此外，由于三北地區地廣人稀、土地相對平坦，有利于風電場建設施工，所以，一旦三北紅六省解禁出來，該區域的風電投資或將再度放量。這里值得注意的是，在現有投資成本不變的情況下，當電價下調到2018年的電價水平時，I、II、III、IV類資源區收益率分別降低4.26-5.06PCT、2.82-3.25PCT、2.58-2.81PCT、1.40-1.46PCT，電價下調對I類資源區收益率影響較大，但如果不存在棄風現象的話，四類資源區內風電項目的投資收益率都依舊具有吸引力。