抢装+限电改善共振向上 长短周期衔接风电扬帆起航

2018年两大因素共振，风电周期向上。影响周期的因素为补贴政策和弃风限电。补贴政策调整会带来抢装，风电装机增长，而弃风限电导致运营商资本开支能力下降，风电装机下滑。两大因素交互影响，进而形成了风电行业的周期。2018-2020年弃风在装机结构调整、火电灵活性改造推动下持续性改善，叠加补贴调整带来的抢装，两大影响因素共振，行业周期向上，预计3年内复合增速为30-35%。

风电长短周期衔接，装机持续放量。政策明确2020年风火同价，补贴退出在即。风电系统成本下降是线性的，面对非线性退出的补贴政策时，2020年前预计将迎来持续性的装机增长。而2020年后，平价将使得风电回归商品属性，兼具清洁性的风电市场空间打开。我们认为，2017年将是风电最后一个周期性的低点，补贴调整带来抢装，叠加限电改善，风电2018-2020年三年景气度向上。2020年后迈入平价时代，长短周期衔接，风电装机持续放量。

与上轮周期异同显著，18-20年加速增长。相同点是补贴调整，且行业具备抢装条件：（1）补贴调整，17年底前核准+19年底前开工的项目执行旧电价，否则执行新电价；（2）核准未建，非限电区区域核准未建项目规模达115GW；（3）招标容量，16-17年连续两年招标量处于历史高位，指引18-19年装机规模。不同点是，消纳缓解+成本下降+装机结构改善，内生性驱动需求：（1）弃风限电，14年弃风改善系来风较小所致，而18-20年弃风将实质性持续改善，根据历史经验，限电改善会表现为次年的装机增速提升；（2）系统成本，14-15年短期供需失衡，风机价格上升，而15-17年风机价格进入下降通道，风场 IRR提升，装机加速；（3）装机结构，中东部项目增加，分散式贡献增量，不受限电影响，周期性减弱。因此，通过对比，我们认为，2018-2019年风电会重现2014-2015年的高增长，而2020年外部环境改善+内部盈利提升，叠加平价催化，风电将走出类似于2016年装机下滑的产业周期，继续加速增长。

一、风电新时代：短期抢装+限电改善，长期平价上网

风电作为周期性行业，一般周期为5年左右。行业内影响周期的因素主要为：（1）补贴政策：2009年我国确立风电补贴制度，并分别于2015年及2018年作出调整，补贴调整期间，为获得高电价运营商加速装机，形成抢装；（2）弃风限电：主要由于发电中心与负荷中心不匹配，消纳不足导致限电，影响存量电站盈利能力，和增量电站投资热情。因此，补贴政策调整会带来抢装，风电装机增长，而弃风限电导致运营商资本开支能力下降，风电装机下滑。两大因素交互影响，进而形成了风电行业的周期。

回顾风电行业，可根据政策及限电情况划分为两轮周期：（1）周期一：2007-2011年，风电行业快速增长，2010年达到装机高点后，限电问题暴露，2010年弃风率达到16.2%，随后装机下滑；（2）周期二：2012-2017年，风电行业稳步复苏，2014-2015年受政策影响开始抢装，2015年后限电恶化，红六省禁止新建，装机再度下滑。

风电新时代，抢装+限电改善，周期共振向上，衔接平价阶段，增长空间打开。不同于前两个周期，2018年两大因素共振，风电周期向上：（1）弃风限电大幅改善，火电灵活性改造保障改善可持续。一方面，红六省禁建，新增装机位于不限电地区，全局角度上弃风改善，17年底弃风率下降5.2个百分点，至11.9%。另一方面，火电灵活性改造，将改善存量电站弃风率；（2）补贴调整+补贴退出在即，行业迎来抢装。一方面，17年年底前核准+19年底前开工项目，可执行调整前标杆电价，据统计截至2017年底我国核准未建规模达到68GW，将集中于19年底前开工。另一方面，政策明确2020年风火同价，补贴退出在即。风电系统成本下降是线性的，面对非线性退出的补贴政策时，2020年前预计将迎来持续性的装机增长。而2020年后风火同价，平价将使得风电回归商品属性，兼具清洁性的风电市场空间打开。

基于此，我们认为，2017年将是风电最后一个周期性的低点，补贴调整带来抢装，叠加限电改善，风电2018-2020年三年周期向上。2020年后迈入平价时代，长短周期衔接，风电装机持续放量。

二、与上一轮周期对比：异同显著，18-20年景气度向上

2018年与2014年行业复苏有相似之处：（1）2013年风电新增并网14.2GW，2017年风电新增并网15GW，均为阶段性低点；（2）2015年年底前投运项目不调整补贴，行业抢装，2019年年底前开工项目不调整补贴，预计也将有抢装。

那么本轮复苏与上一个周期是否有可比性，我们细化为两个问题为：一是，2018-2019年是否能重现2014-2015年的高增长；二是，2020年是否能摆脱周期，避免重蹈2016年装机下滑的覆辙。

通过对比，我们认为，2018-2019年风电会重现2014-2015年的高增长，而2020年外部环境改善+内部盈利提升，叠加平价催化，风电将走出类似于2016年装机下滑的产业周期，继续加速增长。

2.1、2014-2016年风电复盘：表象的复苏，纯粹的抢装

通过总结，我们认为2014年-2015年的装机增长，主要是政策因素促发抢装，而弃风限电因素并未好转。因此，抢装后，2016年行业无内生性需求支撑，装机增速大幅下滑。

■2014年：表象的复苏

2014年风电新增装机23GW，同比增长44%。但我们认为，2014年是具有特殊性，并非行业复苏。

一是，弃风限电并非实质性改善。2011年弃风问题凸显，随后装机放缓，弃风限电有所改善。2014年限电率继续下降3个百分点，至8%。但结合利用小时数，14年全国利用小时数下降174小时。因此，对于运营商来说，盈利能力并未改善。

二是，Q4装机激增，主要传闻扰动。2014年9月传闻，风电补贴将有所调整，于2015年6月30日前投运的项目补贴不做调整。随后行业内迎来抢装，在Q1-Q3装机绝对值并不低的情况下，Q4单季度装机占全年规模的比例达到71%，远超非抢装年份Q4单季度55%的占比水平。

■2015年：首调补贴催生的抢装

2009年我国风电补贴政策确立后，2015年首次做出调整。2015年1月公布，一类、二类、三类资源区标杆电价下降2分，四类区域不变。“2015年1月1日前核准+2016年1月1日前投运”实行旧补贴标准，否则全部执行新补贴。

截至2014年能源局下发四批“十二五”风电核准计划，合计容量110GW，2011-2014年累计装机70GW，约合40GW满足抢装条件，运营商在手项目充足。因此，2015年连续四季度装机提升，全年规模创下历史新高，达到30.8GW，同比增长33%。

■2016年：无需求支撑的下滑

抢装后，政策因素退出，弃风限电恶化，运营商资本开支能力减弱，且无法保障新增项目收益率，因此，周期向下2016年装机下滑。

2.2、18年与14年对比：补贴调整抢装+弃风限电改善共振，周期向上

通过对比2014-2016年及2018-2020年，我们认为，一方面，补贴政策影响相似，2018-2019年因补贴调整抢装，装机增速提升。另一方面，不同的是现阶段风电弃风限电实质性且可持续改善，成本下降提升项目IRR，且装机结构改善，平滑行业周期，叠加临近平价，2020年装机持续向上。因此，我们判断2018-2020年3年风电景气度向上。

■相同点：补贴调整，具备抢装条件

□相同点1—补贴政策

补贴政策调整，促动抢装：（1）2015年1月，能源局发布补贴调整政策，要求“2015年前核准+2015年年底前投运”执行旧电价，否则执行新电价；（2）2017年1月，能源再次调整电价，“2017年年底前核准+2019年年底前” 执行旧电价，否则执行新电价。

□相同点2—项目储备

大量项目具备抢装条件：（1）“十二五”期间，四批核准合计110GW以上，而累积装机规模为70GW，15年40GW具备抢装条件；（2）截至2017年，非限电区累计核准未建项目约合115GW，具备抢装条件。

□相同点3—招标容量

招标大幅增长，支撑装机规模：我国风电市场以招标市场为主，风机招标容量对装机有一定的指引作用。（1）2014年风电招标容量27.5GW，大幅增长。因西北地区风场建设周期为1年，对应2015年风电装机大幅增长。（2）2016-2017年风机招标容量分别为28.3GW、27.2GW，处于历史高位，中东部地区风场建设周期1.5-2年，支撑2018-2019年风电装机大幅增长。

■不同点：消纳缓解+成本下降+装机结构改善，内生性驱动需求

□不同点1—弃风限电：持续性改善，改善次年装机增长

一方面，增量位于非限电区域，无消纳困扰，摊薄全国弃风率。另一方面，存量限电改善可持续，火电灵活性改造腾出空间。2017年弃风限电率数据大幅度改善，较2016年下降5.2个百分点至11.9%。是继2012年以来，单年份弃风率下降最多的一年。不同于2012-2014年的弃风限电下行后，16年限电再次重回高位。我们认为行业新的变化——火电灵活性改造——能够帮助行业走出产业循环，实现至2020年弃风限电率稳步下降至5%，行业健康发展的目标。

限电改善次年运营商资