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2016风电累计装机168.73GW，同比增长16.1%

新增装机占比15.5%，下降8.3个百分点：

根据中电联数据，2016年基建新增发电装机容量120.61GW，风电新增装机容量占全部新增装机容量的比例为15.5%，同比下降了8.3个百分点；

累计装机容量占比9.0%，同比提升0.4个百分点。

图表5：

2016风电新增和累计装机容量占比分别为15.5%、9.0%

发电量占比4.1%，上升0.8个百分点：

发电量方面，2016年全国风电发电量2410亿千瓦时，占全部发电量的4.1%，同比上升了0.8个百分点，份额进一步提升。

图表6：

2016年风力发电2410亿kWh，占比4.1%

平均利用小时数增加：

2016年，全国风电平均利用小时数1742小时，同比增加14小时，全年弃风电量497亿千瓦时，风电平均利用小时数较高的地区是福建（2503小时）、广西（2365小时）、四川（2247小时）和云南（2223小时）。

弃风率上升2个百分点：

2016年平均弃风率17%，同比上升2个百分点，全国弃风较为严重的地区是甘肃（弃风率43%、弃风电量104亿千瓦时）、新疆（弃风率38%、弃风电量137亿千瓦时）、吉林（弃风率30%、弃风电量29亿千瓦时）内蒙古（弃风率21%、弃风电量124亿千瓦时）。

图表7：

2016年风电平均利用小时数1742小时，平均弃风率17%

展望2017年，我们认为16年2季度以来弃风限电已经逐季改善；

新增装机方面17年将迎来抢装；

而传统火电企业切入风电投资，风电度电成本已经逼近火电，风火同价将要实现。

我们有理由对风电行业保持乐观，市场对风电行业存在预期差，存在投资机会。

2.存量改善：

弃风限电进入下降通道，补贴发放改善现金流

2.1.弃风限电逐季好转，持续改善可以期待

2.1.1.2016年利用小时数增加，2季度以来弃风改善

利用小时增加，弃风率略增：

2017年1月28日，国家能源局发布2016年风电并网运行情况。

2016年，全国风电平均利用小时数1742小时，同比增加14小时，全年弃风电量497亿千瓦时，计算得到平均弃风率在17.1%。

限电逐季改善：

虽然2016年弃风率同比2015年上升了2个百分点，但分季度来看，Q1-Q4的弃风率分别为26%、17%、13%、12%，Q2以来的弃风率改善趋势明显。

而从实际利用小时来看，Q3、Q4已经分别同比增加了10、80个小时，而Q1、Q2则分别同比减少了55、21个小时，季度改善趋势同样明显，同时也印证了我们在2016年8月7日《风电行业处于底部，积极关注龙头公司》报告中“限电已至底部无恶化可能，未来存在边际改善空间”的论断。

图表8：

2016全年弃风率17%

图表9：

2016年2季度以来弃风率逐季改善

非限电区域发电量占比提升：

分地区来看，大部分非限电地区利用小时数实现了增长（重庆、云南等除外），并且利用小时数都在全国平均线1742小时以上。

同时，注意到非限电地区的风力发电量占比34.15%，同比增加了3.23个百分点，呈现逐年上升的趋势，对全国的利用小时数的提升有很大帮助。

图表10：

非限电地区发电量占比逐年提升

图表11：

大部分非限电地区利用小时实现增长

华北、东北改善明显，西北地区逐季改善：

1）河北、山西、辽宁、黑龙江实际利用小时同比实现增长14.88%、14.08%、8.37%、9.61%；

2）内蒙、吉林、甘肃、宁夏、新疆实际利用小时同比下降1.88%、6.78%、8.11%、3.78%、17.89%，限电问题依旧突出；

3）从限电率方面来看，河北、吉林、黑龙江同比实现下降，宁夏不变，山西、内蒙、辽宁、甘肃、新疆弃风率上升了，特别是山西和新疆分别上升了7、6个百分点。

图表12：

主要限电地区利用小时

图表13：

主要限电地区弃风率

分季度来看，限电较为严重的甘肃、宁夏、新疆三个省（区）自2季度以来，限电情况已经明显好转，宁夏地区的限电改善尤为明显。

图表14：

西北三省利用小时（柱）和弃风率（线）

2016年限电问题的逐季改善已成事实，我们认为大环境用电需求的回暖，以及政策的保驾护航和电力市场化交易是推动限电改善的主要原因。

2.1.2.用电需求回暖，政策保障+市场交易，助力风电消纳

自2013年起，中国用电需求进入低速增长阶段，全社会用电增速持续下降，从2013年的7.5%到2014年的3.8%，2015年更是仅为0.5%，是中国过去四十年电力同比增长数据最低的一年。

2016年随着中国经济进入新常态、增速企稳，用电需求回升，2017年1月16日中电联公布2016年全年用电量59198亿千瓦时，同比增长5.01%，较2015年大幅回升4.5个百分点，超预期，并创近三年新高。

分产业看，第一产业用电量1075亿千瓦时，同比增长5.3%；

第二产业用电量42108亿千瓦时，同比增长2.9%；

第三产业用电量7961亿千瓦时，同比增长11.2%；

城乡居民生活用电量8054亿千瓦时，同比增长10.8%，用电量占比分别达到1.93%、41.77%、28.41%、27.89%。

从时间上来看，一到四季度增幅分别为3.2%（扣除闰年因素增长2.1%）、2.1%、7.8%和6.5%，三季度以来用电量增速提升明显。

图表15：

2016年全国全社会用电量同比增长5.01%

图表16：

12月份全社会用电量同比增长6.88%

2016年以来，国家能源局、发改委相继出台多项文件、政策，保障风电等新能源消纳，涉及配额制、保障利用小时规定、跨区输送、促进当地消纳等多项措施。

图表17：

2016年出台的促进可再生能源消纳文件

其中，《做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》更是定量化明确了各地区的风电最低利用小时数，且保障力度大幅超预期。

图表18：

风电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表

此外，电力市场化交易为风电提供了切实可行的消纳途径。

当前风电的市场化交易主要包括直供电、风火置换、跨区域输送折价等几种方案，直供电、风火置换平均售电价格2毛钱左右，跨区输送平均折价5分-1毛钱。

从主流运营商的实际执行结果来看，龙源电力、大唐新能源前三季度市场化交易均占到全部销售电量的10%以上。

由于风力发电的边际成本接近于零，通过市场化交易让渡一部分电费收益给用电企业、电网侧及火电企业，换取发电权益，虽然拉低了风电运营商的平均电价及盈利水平，但能够增加交易双方的整体收益，是当前状态下的折中、共赢的方案。

2.1.3.风电开发南移+外送通道进入投产季，弃风限电将持续改善

展望2017年，我们认为促使2016年2季度以来限电逐季改善的外部用电需求回暖以及政策保障、市场化交易等因素仍将发挥作用，并且随着风电开发南移以及2017年下半年特高压外送通道的集中投产，弃风限电问题仍将持续得到改善。

从2016年的新增装机容量的分区域来看，甘肃、新疆、吉林、蒙西、黑龙江、宁夏等地新增装机容量已经显著降低，此前过快增长的势头得到有效遏制。

图表19：

2016年分省新增装机容量（GW）

按照是否限电，进行统计分析，主要限电地区2016的新增装机容量占比仅41.71%，同比下降了30.51个百分点，首次低于50%；

累计装机容量占比69.11%，同比下降了4.09个百分点。

值得注意的是，考虑到新增装机主要集中在下半年集中并网，对当年的发电量贡献较低，将在2017年开始显著贡献。

图表20：

2016年非限电地区新增容量比例58.29%

图表21：

2016年非限电地区累计容量比例30.89%

同时，从国家能源局公布的数据来看，限电率较高的甘肃、新疆、吉林、蒙西、黑龙江、宁夏等地2016年核准新增装机容量为0！

同时，新增装机将向河南、山东、湖南、贵州、陕西、云南、山西等中部、东部、南部等电力消纳情况较好的地区转移，且各省之间分布相对均匀。

而截至2016年底，全国核准未建的装机容量达到98.56GW，其中非限电地区69.02GW，占比70%。

因此从2016年的实际装机容量的分布以及未来的装机容量空间来看，风电开发往东部、南部等非限电地区的转移趋势明显，非限电地区的发电量占比必将进一步提升。

图表22：

2016年分省市核准装机容量（GW）

图表23：

2016年底非限电地区核准未建容量占比70%

同时，国家能源局规划的十二条跨区“治霾”专用输电线路和国家电网“十三五”期间“力保”完成的5条特高压线路计划将从2017年起集中投运，电力外送能力将有实质性的改变。

图表24：

跨区电力输送通道及建设进展

2.2.第六批补贴发放，运营企业现金流改善

2016年9月23日，国家财政部、发改委、能源局联合下发《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（第六批）的通知》，关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（第六批）的通知。

第六批补贴目录于2016年2月开始申报，覆盖2013年8月至2015年2月底前并网的电站，总容量合计53.9GW，其中，风电、光伏、生物质发电项目装机容量分别为31.7、19.5、2.6GW，全国超五份之一的风电项目（2016年底）将得到补贴。

根据运营商的反馈，目前已经陆续开始发放。

补贴到账将极大的改善风电运营商的现金流状况。

图表25：

第1-5批可再生能源补贴目录统计数据

第六批补贴目录中，风电项目位于限电地区的20.8GW，占比65.55%；

占到2016年底限电地区所有并网项目的20.3%左右。

特别是新疆、甘肃各有5.55GW、3.95GW项目进入目录，现金流改善尤为明显。

图表26：

第六批补贴目录风电项目分省统计

图表27：

第六批补贴目录限电地区项目占比65.55%

截至2016年底，仍有42.72GW的2015年2月后并网的风电项目补贴未发放，约占当前所有装机容量的28.74%。

未来随着第七批补贴目录项目的申报以及绿证等的实施，补贴将逐步解决，补贴时效也将提速。

图表28：

第1-6批补贴目录中风电项目及占比

3.增量抢装：

标杆电价再次下调，招标预示行业高增长

在当前风电实行上网标杆电价的补贴制度下，电价下调对于风电运营商来说意义重大：

度电成本在短时间内相对缓变，电价的骤然变化必然会引发企业加快风电项目的投资运营的步伐，争取在最后期限前完成投运，从而享受之前的电价政策。

15年受电价下调影响，全年新增装机32.97GW，同比增长66.41%，创历史新高。

2016年年底，国家发改委出台《关于调整光伏发电路上风电标杆上网电价的通知》，风电标杆电价再次下调。

虽然由于1）电价下调的执行条件有原先的并网变更为核准+两年内开工，2）抢装行情带来的短期设备、融资成本上涨，以及对于质量和电网冲击的担忧，运营商电价下调会更加趋于理性。

但是我们认为，从1）2015年底核准未建的项目体量较大，并且要在2017年底前实质性开工；

2）2016年前三季度国内公开招标量创新高等方面来看，2017年的抢装行情不会缺席，只不过更理性、温和一些。

3.1.标杆电价再次下调好于预期，政策导向明显

3.1.1.陆上标杆电价大幅降低

2016年12月26日，国家发改委出台《关于调整光伏发电路上风电标杆上网电价的通知》，风电标杆电价再次下调。

2018年1月1日后核准并纳入财政补贴年度规模管理的风电项目标杆电价分别为：

一到四类地区0.4、0.45、0.49、0.57元/kWh，分别较当前的电价水平下降了7分、5分、5分、3分钱，降低幅度为历次之最。

图表29：

风电标杆电价调整时间及执行条件

3.1.2.Ⅲ、Ⅳ类地区降幅低于预期，政策导向明显

此前，2015年12月22日发布的《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》中，对顶2018年后核准的项目执行的标杆电价分别为0.44、0.47、0.51、0.58元/kWh。

此后，在2016年9月低下发的《关于调整新能源标杆上网电价的通知（征求意见稿）》中，计划2018年之后核准的项目电价再次下调，变为0.41、0.44、0.48、0.55元/kWh。

对比此次下发的正式方案：

0.4、0.45、0.49、0.57元/kWh，Ⅰ类地区降幅超预期，Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类地区低于预期。

政策通过电价调整，引导风电开发向非限电的南部地区转移的意图明显。

图表30：

风电四类资源区的划分（云南省调整为Ⅱ类资源区）

3.2.公开招标量先行，17年行业高增长

我们注意到，此次发改委下发的《关于调整光伏发电路上风电标杆上网电价的通知》中对新电价的执行条件作了如下注释：

“2018年1月1日以后核准并纳入财政补贴年度规模管理的陆上风电项目执行2018年的标杆上网电价。

2年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价。

2018年以前核准并纳入以前年份财政补贴规模管理的陆上风电项目但于2019年底前仍未开工建设的，执行2018年标杆上网电价。

2018年以前核准但纳入2018年1月1日之后财政补贴年度规模管理的陆上风电项目，执行2018年标杆上网电价。

”

该注释中对于新电价的执行标准与光伏电价下调的“630”大限不同之处在于，规定了电价调整的两年的“缓冲期”。

18年之前的项目只要在19年底之前开工就仍然可以执行当前的电价，也就是说17年的抢装行情面临着今年18-19年的“稀释”效应，装机容量可能会被3年平滑？

但是我们认为，17年抢装行情的触发主要来源于15年底的降电价，抢装指标主要来源于16年之前核准的指标，指标巨大足以支撑起抢装行情！

3.2.1.16年之前核准未建装机容量巨大，17年底将触发降电价条件

事实上，上述“2年核准期内开工建设”的表述并不是风电标杆电价下调文件中第一次出现。

2015年12月22日，国家发改委《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号）中关于新电价的执行标准也有类似的注释：

“2016年、2018年等年份1月1日以后核准的陆上风电项目分别执行2016年、2018年的上网标杆电价。

2016年前核准的陆上风电项目但于2017年底前仍未开工建设的，执行2016年上网标杆电价。

而2014年底的降电价是强调了15年底前就要并网投运的：

“适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。

”因此，在17年，16年之前核准的风电项目，必须开工建设，否则将触发16年的电价下调执行条件，电价将下调2分钱。

也就是说，17年的抢装行情的触发主要是15年底的降电价而非本次16年底的降电价，主要建设指标将是15年底之前的核准的项目。

而事实上，根据能源局的数据，截至2015年底，全国核准未并网容量累计达到87.07GW，其中非限电地区核准未建装机容量高达53.1GW！

图表31：

2015年底，全国核准未建容量87.07GW

图表32：

2015年底非限电地区核准未建容量53.1GW

根据能源局2017年1月16日公布的2016年全社会用电量等数据，2016年风电累计并网容量达到148.64GW，新增并网容量19.3GW。

因此测算17年可以建设的规模将在67.77GW！

虽然并网数据不等于实际吊装数据，但风电场在开工之前已经是确定好了风机、风塔等主要设备的订单。

图表33：

国电集团风电场开工条件

3.2.2.风电招标创纪录，高增长可以期待

今年前三季度，全国风电新增公开招标24GW，同比增长67%，创纪录。

预计16年全年新增公开招标量有望达到30GW，将超过14年的27.5GW，创纪录。

核准未建装机容量体量支撑了风机公开招标的放量。

图表34：

16年前三季度风电公开招标24GW，同比增长67%

从招标项目的分布来看，与2015年的抢装区域存在明显不同。

河北、福建、山东、山西、江苏、江西、广西等中东部、南部地区招标量位居前列，合计占比全部招标总量中的50%以上，新疆、甘肃、青海等地招标量极小，仅2.4%，内蒙占比也仅3.6%左右。

而2015年风机抢装主要是因为新疆、内蒙、宁夏、甘肃等西北四地贡献了59%的新增装机容量。

图表35：

2015年风电装机各省市分布

图表36：

2016年前三季度风电招标各省市分布

从公开招标的文件上来看，上述风机招标均要求在17年底之前实际交付。

历史上来看，风机招标的数据通常要领先实际的装机数据一年左右：

12年、15年风机公开招标量的下降分别对应了13年、16年的实际并网装机容量的下滑；

13年特别是14年招标量的增长分别对应了14、15年度风机并网装机容量的快速增长。

图表37：

历史上来看，招标数据通常领先实际装机1年

因此，我们认为今年风机公开招标的放量是17年风电抢装的先兆，17年风电行业抢装行情不会缺席。

全年新增装机容量预计25-30GW。

3.3.从新增指标推算，18、19年装机仍然有保障

当前市场对于风电行业的18、19年的新增装机存在较大的担忧，特别是18年会不会像16年一样出现抢装结束之后的装机低潮。

我们认为：

1）16年的装机低潮更多的是因为风电开发转向南方之后的阵痛，随着南方项目的陆续开展，应对附在地形条件的施工经验也在逐步积累，18年之后的低潮技术上是可以避免的；

2）即使17年行业存在抢装，但是18、19年装机仍然有很大空间。

根据我们的统计，截至2016年底，全部核准未建装机容量98.56GW，其中非限电地区69.02GW，占比70%；

限电地区29.54GW（图表23）。

假设：

1）17年新增核准装机容量在20GW（中性判断）；

2）17年实际并网装机在30GW，那么18、19年将有88.56GW的指标可以装机！

而根据2016年12月26日出台的标杆电价下调方案，18年之前核准的项目需要在19年底之前实际开工建设，否则将执行3-7分钱的电价下调。

因此，基于指标的判断，18、19年的装机仍然有保障，不需要过度悲观。

每年保持25-30GW

4.动能切换：

平价上网可以触及，风电发展迎来新动能

4.1.风火同价即将实现，风电度电盈利可观

平价上网的意义在于，风电在无补贴的情况下具备与火电直接竞争的能力，行业的存续不依赖政策的波动及补贴的缓急，并且随着成本的不断降低获得永续的生命力。

我国当前的售电价格主要有上网电价、线损费用、输配电价差（不含线损）、政府基金及附加等构成，根据中电联数据2014、2015年全国平均售电价格在0.643-0.647元/kWh。

按类别来分，售电价格主要分工商业电价（一般1元/kWh左右）、大工业（0.6~0.9元/kWh）、居民和农业用电（享受政府交叉补贴，较低）。

当前风电的平均上网电价在0.47~0.60元/kWh（18年后0.40~0.57元/kWh）,2015年平均风电上网电价为0.59元/kWh。

因此，就用户侧售电价格而言，风电已经实现平价，但考虑到我国风电生产与消纳区域的相对错配，输配电价格、线损费用和政府基金不可避免，用户侧平价意义不大。

图表38：

售电价格的构成（元/kWh）

图表39：

各电源形式的平均上网电价（元/kWh）

在发电侧，从上网电价来看，当前我国火电的标杆上网电价在0.247~0.505元/kWh之间，低于风电上网标杆电价。

根据能源局发布的全国电力价格情况，2015年我国火电、风电平均上网电价0.384、0.594元/kWh,风电距离火电仍有两毛钱左右的差距。

然而，基于度电成本的分析将是两种电源形式相互竞争及各自盈利分析的关键。

图表40：

分省市平均燃煤上网电价（元/kWh）

事实上，风电运营商的平均度电成本已经处于0.32~0.45元/kWh的区间。

以当前规模最大的龙源电力为例，根据我们的测算，龙源电力2016年上半年的平均度电成本在0.33元/kWh，全年平均度电成本预计在0.36元/kWh。

图表41：

龙源电力度电成本测算（元/kWh）

考虑到测算的龙源电力的度电成本的数据为全国范围内所有已经投运风机的平均，实际新增装机的度电成本可能要小于这样的数值。

接下来，我们将比较全国范围内分区域的新增风电装机的度电成本。

我们先来分析一下全国各地区的风电平均造价。

根据国家再生能源信息管理中心和水电水利规划设计总院发布的《中国风电建设统计评价报告》，2015年全国风电项目平均单位造价在8356元/kW，而2010年-2015年以来，风电概算单位造价每年平均降幅在290元/kW。

而根据国家能源局披露的《2011-2012年投产电力工程项目造价情况》决算平均造价在2012年就已经低于8000元/kW。

图表42：

全国风电平均造价年均降幅3%以上

图表43：

风电项目决算、概算价差1000元/kW以上

而随着国家风电开发向南部非限电的东部和南部转移，我国华东、华中、南方区域的风电造价下降明显。

图表44：

华东、华中、南方区域15年造价下降明显

利用小时方面，度电成本计算模型中的利用小时是20年的平均值，当前年度的利用小时存在波动性，而且根据我们前面的分析弃风限电后续会逐步改善，中长期的平均利用小时数有望上升。

我们分别计算了近5年来各区域的加权平均利用小时（装机容量为权重），以及在无弃风情况下能达到的理想的平均利用小时数，以及近五年来的最好情况，分别代表了实际风电利用小时中偏悲观、中性、乐观的三种情形。

存在限电问题的西北、东北、华北地区利用小时数存在较大弹性。

图表45：

各区域加权平均利用小时数（h）

图表46：

无限电情况下各区域加权平均利用小时数（h）

基于上述统计的风电平均造价趋势以及概算、决算价差等信息，综合从运营商处反馈的造价信息以及三种不同条件下的利用小时数假设，测算了各区域的风电度电成本:

1）悲观情况，度电成本在0.35~0.54元/kWh（西北地区限电严重，0.54元/kWh，剔除西北则范围在0.35~0.45元/kWh之间）;

2）中性情况，用限电率修正各区域的风电利用小时，则平均度电成本在0.35~0.45元/kWh之间；

3）乐观情况，以近五年来最高的利用小时数测算，则度电成本在0.32~0.37元/kWh之间。

需要注意的是，我们这里测算的是分区域的2016年的新建风电平均度电成