風(fēng)電：我們認(rèn)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(biāo)受到限制，我們看好下半年及明年全年風(fēng)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(fēng)電投資的收益率維持穩(wěn)定；2)風(fēng)電招標(biāo)、核準(zhǔn)及在手訂單量將會趨于收斂；3)棄風(fēng)率有望持續(xù)好轉(zhuǎn)。

　　3. 風(fēng)電行業(yè)：拐點(diǎn)已過 復(fù)蘇將臨

　　3.1 核準(zhǔn)招標(biāo)雙量齊升 電價調(diào)整驅(qū)動搶裝

　　從裝機(jī)量來看：1)2017年國內(nèi)風(fēng)電新增吊裝容量 18GW，同比下降 21.7%，國內(nèi)風(fēng)電累計吊裝容量達(dá)到 182GW；2)國內(nèi)海上風(fēng)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(fēng)電累計容量達(dá)到 2.8GW；3)2017國內(nèi)風(fēng)電新增并網(wǎng)容量 15.0GW，累計風(fēng)電并網(wǎng)容量達(dá)到 164GW；4)截止 2017年底，國內(nèi)風(fēng)電裝機(jī)占電源總裝機(jī)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(fēng)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(fēng)電投資監(jiān)測預(yù)警結(jié)果的通知》， 2018 年內(nèi)蒙古、黑龍江、寧夏解除風(fēng)電紅色預(yù)警，其中寧夏評級為綠色，吉林、甘肅、新疆 2017年棄風(fēng)率在 20%以上維持紅色預(yù)警。隨著內(nèi)蒙古、黑龍江、寧夏三省從紅色預(yù)警名單中剔除，三省將直接貢獻(xiàn)風(fēng)電新增裝機(jī)規(guī)模的主要增長。宣布解禁之后，內(nèi)蒙古烏蘭察布風(fēng)電基地一期 6GW 風(fēng)電項目(電力交易項目，無補(bǔ)貼)列入內(nèi)蒙古 2018 年新增風(fēng)電建設(shè)規(guī)模管理；錫盟 7GW 特高壓風(fēng)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(guān)于 2018 年度風(fēng)電建設(shè)管理有關(guān)要求的通知》，同時發(fā)布《風(fēng)電項目競爭配臵指導(dǎo)方案(試行)(2018 年度)》。根據(jù)其內(nèi)容，目前已納入風(fēng)電建設(shè)方案的項目(約 80GW，建設(shè)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(fēng)電不參與競爭性配置。我們認(rèn)為競爭性配置對中短期(2018-2020 年)的裝機(jī)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(zhǔn)的風(fēng)電項目。

　　從風(fēng)電核準(zhǔn)來看：1)2016年，我國風(fēng)電機(jī)組累計核準(zhǔn)容量共計 252.98GW，而風(fēng)電累計裝機(jī)容量共計 169.04GW，說明 83.94GW 項目核準(zhǔn)未建；2)國家能源局下發(fā)《2017-2020 年風(fēng)電新增建設(shè)規(guī)模方案》，提出 2017-2020 年新增建設(shè)規(guī)模分別為 30.65GW、28.84GW、 26.60GW、24.31GW；2017年底核準(zhǔn)未建設(shè)項目達(dá) 114.59GW；3)2017年國內(nèi)風(fēng)電設(shè)備公開招標(biāo)容量 27.2GW， 2018 年一季度招標(biāo) 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(zhǔn)+并網(wǎng)” 均變更為“核準(zhǔn)+開工”，2017年與 2019 年成為“搶開工”之年。一方面，開工的認(rèn)定尚無統(tǒng)一嚴(yán)格的標(biāo)準(zhǔn)；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(rèn)為從核準(zhǔn)、招標(biāo)、吊裝及并網(wǎng)的差額最終將會收斂，核準(zhǔn)量逐步轉(zhuǎn)換成并網(wǎng)量。

　　3.2 限電現(xiàn)象大幅好轉(zhuǎn) 棄風(fēng)改善仍將延續(xù)

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

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

　 　根據(jù)分析框架，我們認(rèn)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(jié)構(gòu)占比繼續(xù)降低，電力外輸能力將進(jìn)一步增強(qiáng)，將成為降低棄風(fēng)率的主要貢獻(xiàn)；2)分母端來看，未來兩年風(fēng)電裝機(jī)增速將維持高位；風(fēng)力資源排除氣候因素外，由于裝機(jī)結(jié)構(gòu)向東部轉(zhuǎn)移，因此風(fēng)力資源相對減弱。因此，我們認(rèn)為未來棄風(fēng)限電 的改善情況關(guān)注點(diǎn)應(yīng)在電網(wǎng)通道能力以及風(fēng)電裝機(jī)增速上。

　 　電力消費(fèi)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(qiáng)的同步性。自 2002 年中國進(jìn)入新一輪經(jīng)濟(jì)景氣周期后，經(jīng)濟(jì)增長與電力消費(fèi)同步快速增長，但由于電力供給不足導(dǎo)致電力短缺，因此這個階段電力消費(fèi)增速上限被壓制，2002~2007 電力消費(fèi)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(jì)危機(jī)爆發(fā)，我國經(jīng)濟(jì)與電力消費(fèi)增速同步降低，電力消費(fèi)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(jié)果，當(dāng)年我國電力消費(fèi)增速達(dá) 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(fèi)波動逐步加大，GDP 增速與電力消費(fèi)的同步 性趨勢逐步消失，我們認(rèn)為主要原因是：1)受全球經(jīng)濟(jì)波動影響，電力消費(fèi)彈性系數(shù)小 于 1，我國在這個階段的工業(yè)化進(jìn)程受到影響；2)產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整，經(jīng)濟(jì)增長動力逐步轉(zhuǎn) 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(jì)開始復(fù)蘇，我國電力消費(fèi)增速 開始反彈，主要原因是我國產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)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(yùn)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(yùn)行，標(biāo)志著我國特高壓之路的開啟。在 2013年之前，關(guān)于特高壓建設(shè)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(jì)性，因此能源局對于特高壓工程的核準(zhǔn)相對謹(jǐn)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(wù)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(dá)到 100%的復(fù)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(yùn)較多，但是輸送風(fēng)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(chǔ)上，后續(xù)特高壓工程分三批建設(shè)，首先是加快建設(shè)“五交八直”特高壓工程，其次在 2018 年以前開工建設(shè)“四交兩直”特高壓工程，加快統(tǒng)一同步電網(wǎng)建設(shè)。最后，2020 年以前開工建設(shè)“十三五”規(guī)劃的特高壓網(wǎng)架加強(qiáng)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(cè)改革的雙重影響，全國總發(fā)電裝機(jī)容量增長趨勢出現(xiàn)放緩跡象.2017年全國總裝機(jī)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(jī) 8988 萬千瓦，均創(chuàng)歷年新高；新增水電裝機(jī) 1287 萬千瓦；新增煤電裝機(jī) 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(rèn)為：1)隨著非化石能源裝機(jī)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(jī)彼此間存在競爭關(guān)系，火電發(fā)電優(yōu)先級低于水電、核電、風(fēng)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(yù)計火電新增裝機(jī)規(guī)模仍將保持低速，而存量火電裝機(jī)的利用小時數(shù)有望提升，但從總的發(fā)電結(jié)構(gòu)來看，火電發(fā)電量的占比或?qū)⑿》禄?/p>

      風(fēng)電裝機(jī)變化趨勢 2003 年 9 月，發(fā)改委出臺《風(fēng)電特許權(quán)項目前期工作管理辦法》，實行風(fēng)電特許權(quán)招標(biāo)政策：1)特許權(quán)項目通過上網(wǎng)電價的招標(biāo)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(fēng)電特許權(quán)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)