17年風電裝機規(guī)模同比下降，基本面持續(xù)好轉

 

　　17年風電吊裝及并網容量同比放緩，但其他相關數據逐步改善，如利用小時提升、棄風率下降、裝機/發(fā)電量比值逐漸縮窄等。自利好風電消納的政策出臺后，部分港股風電運營商財務指標向好，風電基本面持續(xù)改善。

 

　　多重因素影響風電基本面改善

 

　　預計18年新增裝機將受多重因素影響重回高增長：（1）棄風率改善，風場盈利好轉提升開工熱情；（2）補貼下調催發(fā)搶裝預期；（3）裝機規(guī)劃為2018-2020年新增裝機奠定增長基礎；（4）整機招標價格下降，風場建造成本下探。分地區(qū)來看：紅色區(qū)域解禁（內蒙古、黑龍江及寧夏已解禁）將為18-20年貢獻增量；風電建設地區(qū)切換接近尾聲，中東部地區(qū)新增裝機規(guī)模也將常態(tài)化增長。

 

　　2018-2020年，分散式和海上風電將持續(xù)貢獻增量

 

　　分散式風電：此前較多因素制約分散式發(fā)展，技術進步疊加政策支持令分散式逐漸具備經濟開發(fā)價值。由于不占用指標且審批流程較短，分散式風電大概率將在18年迎來發(fā)展元年，2018-2020年有望持續(xù)貢獻增量。海上風電：2016年我國海上風電累計并網容量為1.63GW，與5GW的目標尚有一定差距。經9年發(fā)展后，我國部分整機制造商已經掌握相對成熟的海上風機的制造技術。19年風電上網電價下調暫不涉及海上風電，在成本持續(xù)下降的背景下，海上風電或將成為2018-2020年意料之外的增量。

 

 

　　一、17年裝機同比下降，經營環(huán)境邊際改善

 

　　1.1 風區(qū)建設向東南部轉移影響17年新增裝機

 

　　2017年新增并網、吊裝裝機分別同比下滑22.12%、16.22%

 

　　發(fā)電量同比增長，利用小時數提升

 

　　裝機與發(fā)電量占比差值縮窄

 

　　棄風率下降，消納改善

 

　　1.2 經營情況邊際改善，部分港股財務指標呈現好轉趨勢

 

　　2.1 搶裝與風區(qū)建設轉移的不利影響逐步消除

 

　　風電行業(yè)快速發(fā)展，棄風限電隨之出現

 

　　下調電價引發(fā)15年搶裝

 

　　2.2 多重因素影響18年裝機改善

 

　　未來裝機有望受益于棄風率下降

 

　　補貼下調催發(fā)搶裝預期

 

　　指導意見夯實行業(yè)裝機空間

 

　　風場成本持續(xù)下探

 

　　三、分散式與海上風電是未來發(fā)展亮點

 

　　3.1 分散式大概率是未來裝機亮點

 

　　技術進步使低風速地區(qū)開發(fā)成為可能

 

　　政策頻出利好分散式風電發(fā)展

 

　　不受指標制約，核準流程簡化

 

　　3.2 海上風電或將是意料之外的增量

 

　　四、風起，關注細分子行業(yè)龍頭

 

 

　　一、17年裝機同比下降，經營環(huán)境邊際改善

 

　　1.1 風區(qū)建設向東南部轉移影響17年新增裝機

 

　　2017年新增并網、吊裝裝機分別同比下滑22.12%、16.22%

 

　　2018年2月1日，國家能源局發(fā)布2017年風電并網運行情況統(tǒng)計：2017年全年，我國風電新增并網裝機15.03GW，同比減少22.12%；累計并網容量1.64億千瓦，同比增長10.33%。

 

　　2017年新增吊裝容量同比減少16.22%至19.58GW，累計吊裝容量188.31GW，同比增長12%。吊裝與并網數據存在差異的原因是統(tǒng)計口徑不同：并網數據源自國家能源局，吊裝數據來源于CWEA匯總各整機廠商吊裝量。

 

　　吊裝與并網數據存在差異，但同比增速下滑的趨勢一致。風電建設由三北地區(qū)向中東部地區(qū)轉移導致建設周期延長是較為重要的影響因素。

 

　　發(fā)電量同比增長，利用小時數提升

 

　　17年風電發(fā)電量3057億千瓦時，同比增長26.85 %；利用小時數同比增長206小時至1948小時，有較大程度的改善。

 

　　31個省份中，11個省份利用小時數下降，其中浙江、江西、河南與西藏降幅高于5%。細分區(qū)域來看，華北及東北地區(qū)各省利用小時數均有所增長，其他地區(qū)部分省利用小時數下降；原“紅六省”利用小時好轉，內蒙古、吉林、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆利用小時數分別同比增長12.73%、29.11%、14.47%、35.02%、6.25%、35.66%。