受限于補貼壓力，國家能源管理部門年內先后調整風電、光伏政策。尤其是光伏531新政調控力度空前，風電競價分配資源措施雖溫和但仍超預期。政策支持是新能源成長的重要推手，政策規劃調整影響行業發展趨勢。政策調整的目的是，加速新能源實現平價、減輕財政補貼壓力。

國內風電經過20年發展，經過兩個完成的成長周期，正從少年步入成年。從近期政策端變化、行業發展趨勢看，有四確定、三個不確定。四個確定：（1）配額+綠證托底，存量風電收益不受影響；（2）配額將新能源推向新發展階段，支持政策由電價激勵轉向電量激勵；（3）行業進入旺季，三季度設備出貨量、吊裝量、并網量將有大幅增長；（4）風機設備繼續洗牌，龍頭公司市占率繼續提升。三個不確定：（1）綠證價格、交易方式不確定；（2）內蒙古、黑龍江等三北地區何時下發新指標不確定；（3）誰是設備制造領域最后的王者，誰將退出市場，還不能輕易下結論。

一、配額制將啟動第二輪征求意見，存量、新增風電收益不受影響

根據行業內專家披露，目前配額制還在征求第二輪意見，按計劃年內正式出臺，行業和市場所擔心的存量電站收益問題，在新一輪征求意見稿中得到修正，存量、新增風電項目收益不受影響。這是新能源行業的重大利好，此為確定性事項之一。

受光伏531新增、風電競價政策影響，市場對補貼行業的風險偏好降低，在戰略上選擇規避對補貼具有依賴性的行業，風電板塊在這種擔心下遭遇重挫，甚至某些省（如黑龍江）自行出臺的新能源交易政策也對市場產生影響。此次水規劃人士參與相關政策討論，調整后的配額和綠證實施方案朝著有利于產業發展方向發展。

近期與多位政策制定專家交流獲悉，新方案對保障小時數之內保電量、保電價，保障之外的發電量，采取“綠證+財政補貼差額”方式，只是補貼結構發生變化，總量不變。這一政策導向基本確定。

二、綠證由市場定價，財政補充補貼差額部分

綠證是一種新鮮事物，分為自愿認購綠證和強制交易綠證。綠證交易初步確定由北京、廣州電力交易中心及省級區域電力交易中心登記注冊，按年考核，電網企業對轄區市場主體所持有的綠證進行核算，未完成配額主體必須繳納補償金。

考慮財政補貼的激勵效應和企業利益，目前綠證歸屬按照保障利用小時數分為兩類（優先發電合同制度建立后，預計將調整），保障小時之內的新能源發電量帶綠證，綠證直接歸電網或者購電主體，綠證不帶價格；保障小時數之外的發電量參與市場競爭，綠證不隨電量交易轉移，綠證歸屬發電企業，綠證可以在市場上交易，由市場定價，替代部分補貼，不足部分由可再生能源附加補充。

退一步講，如果補貼全部由綠證替代，市場和行業擔心的是綠證不值錢。綠證到底價值幾何，交易頻次如何確定？這是目前不確定的因素之一。從國外看，英國、美國部分州的綠證交易有成熟機制，英國市場配額綠證價格在0.3元/千瓦時左右，美國華盛頓地區配額綠證價格為3.2元/千瓦時。

參照國外成熟市場，在配額考核約束下，從地域上看，綠證交易可以發生在省內，也可以跨省交易；從交易主體看，可以在配額考核主體之間交易；交易的頻次根據市場成熟程度高低調整，預計在交易初期綠證交易次數將受限制，待交易市場成熟后可以多次交易，綠證作為電力衍生品其金融屬性也將越來越強；在交易初期，可能設定綠證最低保護價格。

三、配額制將新能源推向新發展階段，高度重視配額+綠證政策價值

配額制在國內研究已有十余年時間，配額是新能源行業發展的托底政策，從消費側明確售電公司、用戶、電網等消納責任；通過配套實施綠證交易，為可再生能源提供補貼支持，緩解補貼壓力。配額制也被稱為最為難產的政策，政策落地使新能源行業重要利好，了解政策出臺的背景和目的有利于修正行業發展預期。

自2017年開始，在電網公司、消費側、發電側等各方的支持下，棄風、棄光得到明顯改善，今年上半年新能源消納也有明顯改善，大部分棄風限電嚴重地區的形勢均有所好轉，全國棄風率降至8%左右，其中吉林、甘肅、黑龍江、山西棄風率下降超過10個百分點，發電利用小時同比增加151小時。

基于此（棄風限電改善）配額制也從保證新能源消納向服務于補貼壓力改善轉向。當然，政策的出臺過程一定會慎之又慎，如果配額考核制度不完善，約束指標可能形同虛設；如果綠證市場交易機制不完善，綠證價值將會打折扣；如果監管不能跟上，政策執行可能走樣兒。配額將推向國內新能源行業走向新的發展階段，新能源補貼政策也將從固定電價制度向電量激勵轉向，此為確定性事項之二。當然，我們實際不缺少政策，政策出臺、落地越科學，新能源產業發展將越健康。

四、三季度風電進入項目開工、設備交付旺季

近期我們產業調研顯示，當前風電行業資源仍然炙手可熱，無論是新增市場主體（有部分開放商、工程建設商由光伏行業轉型到風電）、還是傳統投資者對風電的投資熱情仍然很高。正因為此，風電資源的獲取難度加大，包括陸上風電、海上風電。

從新增并網情況看，上半年新增并網實際超過預期。根據中電聯統計，1-6月全國新增并網風電753萬千瓦，同比增長25%。上半年新增裝機集中在內蒙、江蘇、青海、河南，尤其是內蒙古地區新增并網裝機接近1GW，特別值得關注。

內蒙古自2016年以來連續三年沒有指標，在這種情形下仍然有新項目并網，并網項目包括風電供熱示范項目、紅色預警解除后新開工項目，反映開工建設節奏加快，下游市場需求旺盛。在沒有新增指標下發的前提下，未來兩年內蒙新增風電項目將更多來自特高壓配套項目，目前已經有接近16GW配套風電項目正在核準（不在國家能源局指標范圍內），明年將陸續開工建設。在各方努力下，棄風限電改善預計將會持續，內蒙古、黑龍江等三北地區棄風率有望繼續回落，紅色預警接觸后，何時下發新指標尚無定論，這是不確定之二。

同期，上半年中部省份新開工數量增加非常明顯，以河南為例，與2017年底相比，今年上半年新開工項目28個，增加77%；新增開工裝機規模212萬千瓦。且新開工項目多為2017年核準項目，與2015、2016年相比，從核準到開工進程大大縮減。背后一個重要原因是，在競價上網的機制約束下，投資方有加快開工建設積極性。

從全國范圍看，三季度設備出貨量、吊裝量、并網量預計將有大幅增長。這是確定性判斷之三。

五、風機價格企穩，設備制造環節繼續洗牌

經過2017年全年和今年一季度風機招標價格下滑，風機價格累計下滑幅度在10%以上，對于小設備制造商而言賺錢能力正在越來越弱，風機設備制造環節在價格調整中將繼續洗牌。這是目前確定性事項之四。

目前，國內2mw風機市場投標均價3300元/千瓦，風機價格企穩，但對于部分小設備制造商而言已經無法參與競標，只能選擇風機只用消化產能，建成風場后再轉讓，賺取風場轉讓溢價。

此外，在競價配置資源的制度和平價上網的預期下，新建風電項目上網電價下調，風機價格仍有繼續下降的壓力，下游運營商希望向上游傳導，但也不希望制造商犧牲質量換價格，運營商更重視風機全生命周期的運營質量。對于投資商而言，最為棘手的問題是風機主要設備如齒輪箱、發電機故障，葉片出現裂紋，更擔心風機倒塔。故此，在行業陣痛和變化面前，需要通過全行業努力降低成本。

中國風電從2007年開始規模發展，彼時風機制造商100家，現在活躍市場只有10家左右。當前及今后，競價配置風資源政策將開發商、整機方、設計方三方捆綁在一起，主機廠不僅提供設備，還需要提供資源分析、設備等全產業鏈服務，降低工程造價、提高風機發電利用小時。以3-5年、5-10年維度審視行業變化，誰將進一步勝出，誰將在洗牌中退出市場？這是不確定事項之三。

從發展趨勢上看，大容量風機是主流。大容量機組的優勢已經非常明顯，如可以提升容量和收益，增大土地資源利用率，減少道路、集電線路，降低基建成本，減少機組數量，降低運維成本等，駕馭大容量機組的只有主流設備制造商。退一步講，假如2MW風電機組報價繼續下降，設備制造商可能將機型向大機型轉型的計劃，如此主流設備制造商可以繼續提高市場占有率。