風電：我們認為行業(yè)在經(jīng)歷 2017年的底部調(diào)整，距離 2019 年電價調(diào)整越來越近，企業(yè)開工動力提升，同時光伏指標受到限制，我們看好下半年及明年全年風電放量行情。原因是：1)隨著成本下降和利用小時數(shù)的上升，風電投資的收益率維持穩(wěn)定；2)風電招標、核準及在手訂單量將會趨于收斂；3)棄風率有望持續(xù)好轉。

　　3. 風電行業(yè)：拐點已過 復蘇將臨

　　3.1 核準招標雙量齊升 電價調(diào)整驅動搶裝

　　從裝機量來看：1)2017年國內(nèi)風電新增吊裝容量 18GW，同比下降 21.7%，國內(nèi)風電累計吊裝容量達到 182GW；2)國內(nèi)海上風電市場在 2017年新增吊裝容量 1.16GW，同比增長 97%，截至 2017年底國內(nèi)海上風電累計容量達到 2.8GW；3)2017國內(nèi)風電新增并網(wǎng)容量 15.0GW，累計風電并網(wǎng)容量達到 164GW；4)截止 2017年底，國內(nèi)風電裝機占電源總裝機比例為9.2%；5)根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2018年1~5月，國內(nèi)并網(wǎng)風電容量為6.30GW，同比增長 20.79%；其中 5 月并網(wǎng) 0.96GW，同比增長 18.99%.。

　　從政策面上來看，2018 年 3 月國家能源局發(fā)布《2018 年度風電投資監(jiān)測預警結果的通知》， 2018 年內(nèi)蒙古、黑龍江、寧夏解除風電紅色預警，其中寧夏評級為綠色，吉林、甘肅、新疆 2017年棄風率在 20%以上維持紅色預警。隨著內(nèi)蒙古、黑龍江、寧夏三省從紅色預警名單中剔除，三省將直接貢獻風電新增裝機規(guī)模的主要增長。宣布解禁之后，內(nèi)蒙古烏蘭察布風電基地一期 6GW 風電項目(電力交易項目，無補貼)列入內(nèi)蒙古 2018 年新增風電建設規(guī)模管理；錫盟 7GW 特高壓風電配套項目也正式獲批。

       2018 年 5 月 24 日，國家能源局官網(wǎng)發(fā)布《關于 2018 年度風電建設管理有關要求的通知》，同時發(fā)布《風電項目競爭配臵指導方案(試行)(2018 年度)》。根據(jù)其內(nèi)容，目前已納入風電建設方案的項目(約 80GW，建設期主要在 2020 年以前)無需通過競爭方式配臵，另外新興的分散式風電不參與競爭性配置。我們認為競爭性配置對中短期(2018-2020 年)的裝機需求基本不存在影響，其影響主要發(fā)生在 2019 年及以后核準的風電項目。

　　從風電核準來看：1)2016年，我國風電機組累計核準容量共計 252.98GW，而風電累計裝機容量共計 169.04GW，說明 83.94GW 項目核準未建；2)國家能源局下發(fā)《2017-2020 年風電新增建設規(guī)模方案》，提出 2017-2020 年新增建設規(guī)模分別為 30.65GW、28.84GW、 26.60GW、24.31GW；2017年底核準未建設項目達 114.59GW；3)2017年國內(nèi)風電設備公開招標容量 27.2GW， 2018 年一季度招標 7.4GW。

       自 2015年 12 月 31 日搶裝之后，并網(wǎng)不再作為鎖定老電價的必要條件；“核準+并網(wǎng)” 均變更為“核準+開工”，2017年與 2019 年成為“搶開工”之年。一方面，開工的認定尚無統(tǒng)一嚴格的標準；另一方面，根據(jù)電價調(diào)整的幅度，2019 年才是“搶開工”動力最充足的年份。我們認為從核準、招標、吊裝及并網(wǎng)的差額最終將會收斂，核準量逐步轉換成并網(wǎng)量。

　　3.2 限電現(xiàn)象大幅好轉 棄風改善仍將延續(xù)

　　從棄風限電情況來看：1)。2017年我國棄風率為 12%，同比下降 5.2%；2)2018 年一季度，我國風電平均利用小時數(shù)為 592 小時，同比增加 124 小時；全國棄風電量 91 億 kWh，同比減少 44 億 kWh；棄風率 8.5%，同比下降 8%。

       棄風限電是指風機處于正常情況下，電力調(diào)度機構要求部分風電場風機降出力或暫停運行的現(xiàn)象，主要以棄風電量或棄風率指標作為衡量棄風水平的參數(shù)。產(chǎn)生棄風的原因可以分別從技術、政策、經(jīng)濟發(fā)展等多個角度進行解釋，比如電力需求不旺盛、電網(wǎng)傳輸 能力不足、風電裝機增速過快等，我們認為單純從一個角度無法解釋棄風率波動的原因，因此從棄風率的定義出發(fā)，采用如下的分析框架來解釋棄風率的年度變化。

　 　根據(jù)分析框架，我們認為：1)從分子端來看，電力總需求未來保持低速增長，火電等傳統(tǒng)能源發(fā)電在總結構占比繼續(xù)降低，電力外輸能力將進一步增強，將成為降低棄風率的主要貢獻；2)分母端來看，未來兩年風電裝機增速將維持高位；風力資源排除氣候因素外，由于裝機結構向東部轉移，因此風力資源相對減弱。因此，我們認為未來棄風限電 的改善情況關注點應在電網(wǎng)通道能力以及風電裝機增速上。

　 　電力消費總體趨穩(wěn) 東高西低趨勢明顯從我國全社會用電量和 GDP 增速曲線來看，兩者總體呈現(xiàn)出較強的同步性。自 2002 年中國進入新一輪經(jīng)濟景氣周期后，經(jīng)濟增長與電力消費同步快速增長，但由于電力供給不足導致電力短缺，因此這個階段電力消費增速上限被壓制，2002~2007 電力消費彈性系數(shù)大于 1，也表明我國在改階段處于工業(yè)化快速發(fā)展時期。2008~2010 年全球經(jīng)濟危機爆發(fā)，我國經(jīng)濟與電力消費增速同步降低，電力消費彈性系數(shù)快速下滑；“四萬億”基建刺激在 2010 年開始呈現(xiàn)結果，當年我國電力消費增速達 14.77%，GDP 增速重回 10%以上。

　 　2011年后 GDP 增速開始穩(wěn)步下降，電力消費波動逐步加大，GDP 增速與電力消費的同步 性趨勢逐步消失，我們認為主要原因是：1)受全球經(jīng)濟波動影響，電力消費彈性系數(shù)小 于 1，我國在這個階段的工業(yè)化進程受到影響；2)產(chǎn)業(yè)結構調(diào)整，經(jīng)濟增長動力逐步轉 換向第三產(chǎn)業(yè)，影響電力總需求放緩。2015年后全球經(jīng)濟開始復蘇，我國電力消費增速 開始反彈，主要原因是我國產(chǎn)業(yè)結構快速調(diào)整，“以電代煤、以電代油”的步伐加快，電氣化水平穩(wěn)步提升。

       電力線路投運高峰 效率低提升空間大

　　自 2009年第一條特高壓輸電線路山西-晉東南-北荊門 1000千伏特高壓交流輸電線路投入運行，標志著我國特高壓之路的開啟。在 2013年之前，關于特高壓建設的必要性處于廣泛的討論之中，核心的分歧在于特高壓工程安全性和經(jīng)濟性，因此能源局對于特高壓工程的核準相對謹慎。在 2014年初，受到環(huán)保壓力與西部新能源發(fā)電并網(wǎng)的雙重壓力，國 務院印發(fā)了《大氣污染防治行動計劃》，能源局則配套發(fā)布了跨區(qū)送電通道的規(guī)劃。

　　可再生能源占比達到 100%的復奉、錦蘇、賓金、楚穗和普喬 5 條直流線路都是專輸水電的線路，剔除純水電線路以及輸送“火電+水電”的長南線，非水可再生能源輸電量占剩余 5 條特高壓線路輸電量的 14.53%，可以看出：1)雖然特高壓線路投運較多，但是輸送風電、光伏等非水可再生能源的比例比較低；2)“錫盟-山東”、“皖電東送”、“浙福線”三條線路分別經(jīng)過華北、華中和華南的用電需求較大地區(qū)，從輸送容量和非水可再生能源輸送占比上，均有向上提升的空間。

       根據(jù)國家電網(wǎng)規(guī)劃，“十三五”期間，在“四交五直”工程基礎上，后續(xù)特高壓工程分三批建設，首先是加快建設“五交八直”特高壓工程，其次在 2018 年以前開工建設“四交兩直”特高壓工程，加快統(tǒng)一同步電網(wǎng)建設。最后，2020 年以前開工建設“十三五”規(guī)劃的特高壓網(wǎng)架加強和完善工程。

火電等其他發(fā)電近幾年受到電力需求增速下滑及電力供給側改革的雙重影響，全國總發(fā)電裝機容量增長趨勢出現(xiàn)放緩跡象.2017年全國總裝機增速為 7.6%，但總體增速仍高于 6.6%的用電量增速,其中新增非化石能源發(fā)電裝機 8988 萬千瓦，均創(chuàng)歷年新高；新增水電裝機 1287 萬千瓦；新增煤電裝機 3855 萬千瓦，同比減少 142 萬千瓦。

　    2017年全國全口徑發(fā)電量 6.42 萬億千瓦時、同比增長 6.5%；其中，非化石能源發(fā)電量同比增長 10.0%，占總發(fā)電量比重為 30.4%，同比提高 1.0%。火電發(fā)電量同比增長 5.2%，增速同比提高 2.9%。我們認為：1)隨著非化石能源裝機量快速增長，火電發(fā)電量比重降逐步降低；2)由于不同類型的電源裝機彼此間存在競爭關系，火電發(fā)電優(yōu)先級低于水電、核電、風電及光伏等清潔能源；3)電煤供需偏緊格局短期不會大幅改善。預計火電新增裝機規(guī)模仍將保持低速，而存量火電裝機的利用小時數(shù)有望提升，但從總的發(fā)電結構來看，火電發(fā)電量的占比或將小幅下滑，

      風電裝機變化趨勢 2003 年 9 月，發(fā)改委出臺《風電特許權項目前期工作管理辦法》，實行風電特許權招標政策：1)特許權項目通過上網(wǎng)電價的招標競爭選擇開發(fā)商，上網(wǎng)電價區(qū)間集中在 0.43 元/ 度~0.56 元/度；2)在風電特許權協(xié)議框架下，電網(wǎng)公司與項目投資者簽訂長期購售電合同，保證全部收購項目的可供電量。在較高的投資回報率的背景下，行業(yè)在 2003~2009 年實現(xiàn)了高速的增長，國內(nèi)