一、清洁能源消纳政策持续友好，全年弃风率有望控制在9%以下
(一)政府引导+市场手段，解决弃风限电具有持续性
自去年以来，电网企业及各方采取政府引导(强制消纳)+市场选择(交易手段)”非常规手段，解决“三北”地区弃风弃光。
系列措施包括：通过采取压减火电负荷、降低系统备用量、加大煤电灵活性改造、跨区现货交易、协调东部省份消纳、调峰辅助服务、清洁能源供暖、特高压外送、发电权交易等方式，重点解决三北地区弃风限电问题，为新能源消纳腾空间。
2017年11月，国家发改委、能源局出台《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，通过政府引导与市场化手段相结合，协调新能源供给与手段市场，技术创新与体制改革相结合，全面提升电源、电网、用电各环节消纳可再生能源电力的技术水平。加快电力市场建设步伐，完善促进可再生能源电力消纳的交易机制、辅助服务机制和价格机制，不断提高可再生能源发电的市场竞争力。
图表1 2016、2017年红六省弃风率明显改善
2018年4月，国家能源局下发《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)征求意见稿》，文件明确2018弃光率低于5%、弃风率低于12%;2019弃光率低于5%，弃风率力争8%左右;2020年弃光低于5%，弃风5%左右。
从电网企业的表态和行动看，国家电网二季度工作会议提出，国家电网公司将认真贯彻落实习近平总书记重要指示精神，把服务新能源发展作为一项重大政治任务，研究制定2018年促进新能源消纳工作安排，从规划建设、调度交易、市场机制、技术创新等方面提出具体要求，确定22项重点工作，综合施策推动新能源消纳。国家电网董事长舒印彪表示，将坚持不懈推动清洁能源发展，深刻认识解决“三弃”矛盾的艰巨性，充分发挥电网作用，加快建设新一代电力系统。
图表2 弃风率逐年下降运营商效率提升
根据国家能源局数据，2018 年一季度风电新增并网容量 3.94GW，同比增加 12%，全国平均弃风率同比下降八个百分点，至 8.5%。 国家电网区域内，一季度弃风、弃光电量同比分别减少53%、32%，弃风、弃光率同比分别下降11.2、6.1个百分点，为全年弃风弃光率控制在9%以内打下基础。
(二)新能源市场化交易启动，拓展产业成长空间
新能源参与市场化交易主要有两种形式，一是作为分布式能源就近消纳，参与区域电力市场交易;二是跨省跨区交易，实现更大范围能源结构调整与平衡。
1、分散式风电有望试水市场化交易，发售一体提高资产价值
2018年3月底国家能源局完成《分布式发电管理办法(征求意见稿)》意见征集，按照国家能源局开展分布式发电市场化交易试点安排，最晚在今年7月1日推进分布式发电市场交易试点;国家能源局要求试点地区测算到2020年时，接入110千伏及以下配电网可就近消纳的分布式光伏和分散式风电的总规模及其2018-2020年各年度的规模。
分布式发电作为新的能源供应主体，正在发挥其项目规模小、接近用户、综合能源服务延伸范围广的特点，丰富电力市场化交易的形式。随着分布式电力市场交易试点的启动，将为分散式风电创新电力交易模式、电价形成机制，在集发电、售电于一体的模式下，有望提高分散式风电项目的经济收益。
以蒙东地区为例，当地属于Ⅱ类资源区，2018年新核准的风电项目标杆电价为0.45元/千瓦时，若与一般工商业用户进行市场交易，交易电价在目录电价0.78元/千瓦时基础上下调10%，交易电价为0.702元/千瓦时，扣减过网费、政府基金及附加，加上可再生能源补贴，市场交易电价仍将高于0.45元/千瓦时标杆电价。以蒙东地区10mw分散式项目为例，如果电价从0.45元/千瓦时提高到0.702元/千瓦时，在3000小时的利用小时数下，项目的内部收益率将提高10个点以上。
2、新能源跨区市场化交易启动，拓展风电消纳空间
除行政约束外，市场化交易手段是促进清洁能源消纳的重要渠道。2017年国家电网区域内电力市场化交易量近1万亿千瓦时，新能源跨区交易是电力市场化交易的新形式，随着电力市场交易规模的扩张，新能源并网消纳也将在这个过程中受益。
目前，国家电网所属北京电力交易中心会同有关省电力交易中心积极采用市场化交易机制，实施10个促进清洁能源消纳的相关市场化交易品种。其中，7个交易品种已经做到常态开展，包括清洁能源外送交易、清洁能源与火电打捆外送交易、清洁能源省间电力直接交易、新能源与电采暖/电能替代用户直接交易、清洁能源替代常规火电的发电权交易、清洁能源替代省内燃煤自备电厂的交易、清洁能源置换交易等。
除了常态开展的交易品种外，北京电力交易中心会同国家电力调度控制中心还探索试点开展其他3个市场化交易品种，包括抽蓄电站抽水电量与低谷新能源的交易、清洁能源应急消纳交易和跨区域可再生能源现货交易。
一季度，国内新能源省间交易不断扩大，国家电网累计完成新能源跨省跨区交易电量188.94亿千瓦时，同比增长65.22%。其中，新能源跨区现货交易外送电量28.69亿千瓦时，同比增长113%;新能源参与省内大用户直供交易电量共计28.19亿千瓦时，同比增长89.55%。
(三)清理风电非技术成本，为平价上网清路
国家能源局4月下发《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》，出台多项措施为可再生能源减负，清理风电、光伏等清洁能源产业的非技术成本，包括地方政府违规收取的风电资源费、违规要求风电投资商配套建厂、强制分摊由地方政府承担的扶贫等社会公益投资、与风光资源捆绑的其他投资、电网企业违规收取的接入费用等。
国家能源局要求地方政府一年内退回违规收取的资源费，同时鼓励企业参与市场交易，推进配额制实施，这些举措的目的是算清企业度电成本账单，加速新能源平价上网，减轻财政压力，为补贴退坡做准备。
(四)发电权交易加快推进，化石能源为新能源腾空间
5月11日，国家能源局印发《关于进一步促进发电权交易有关工作的通知》，在电力市场化改革驱动、推进清洁能源消纳的背景下，国家能源管理部门加快推进发电权交易，重点推动跨区发电权交易工作。
所谓发电权交易，是发电企业将基数电量合同、优先发电合同等合同电量，通过电力市场交易搭建的交易平台，以双边协商、集中竞价、挂牌等市场化方式向其他发电企业进行转让的交易行为。原则上由大容量、高参数、环保机组替代替代低效、高污染火电机组及关停发电机组发电，由水电、风电、光伏发电、核电等清洁能源发电机组替代低效、高污染火电机组发电，不应逆向替代。简而言之，就是以大代小、以清洁能源机组代替化石能源机组。
需要特别重视的是：在2017年年底召开的中央经济工作会议上，国家领导人明确做出了用发电权交易增加清洁电力供应，加快电力市场建设，大幅度提高电力市场化交易比重等重要指示。
站在当前的时点，发电权交易的内涵不断进化。2008年原电监会下发《发电权交易监管暂行办法》，彼时发电权交易还是以省内电网交易为主，且没有北京电力交易中心、广州电力交易中心等专门交易机构，且风电、光伏尚未大规模发展，清洁能源交易仍以水电、核电为主，且发电权交易多以政府撮合为主。
当前，国家能源局强调任何部门(机构)不得随意干预发电权交易行为，不得变相优惠让利，不得设置前置审批。在水电、风电、光伏发电、核电等清洁能源消纳空间有限的地区，鼓励清洁能源发电机组间相互替代发电，通过进一步促进跨省跨区发电权交易等方式，加大清洁能源消纳力度。鼓励符合国家产业政策和相关规定、公平承担社会责任的燃煤自备电厂通过市场化方式参与发电权交易，由清洁能源替代发电。
发电权交易的本质是发电资源再分配，目的是实现以大代小、清洁能源替代煤电、高效机组替代低效污染机组。从能源结构调整和环保的角度看，发电权交易是通过经济补偿的方法减少煤电机组、高污染机组发电，鼓励火电为清洁能源让位，通过跨区发电交易降低电力系统内部能耗，调整能源生产和消费结构，增加清洁能源在终端占比。
图表3 多项政策出台支持风电等清洁能源发展
二、分散式风电起跑，新增装机贡献预计放量
2018年是国内分散式风电启动元年，一季度国家能源局下发《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》，明确分散式风电并网标准、电价及补贴政策，文件是分散式风电项目启动的发号令，国内风电进入集中与分散式并重发展的新阶段，下半年分散式风电核准、并网预计将加速。
分散式风电不是舶来品，“本地平衡、就近消纳”是分散式风电最重要的特征，其试点、成长、扩张的路径与大型风电基地截然相反。从能源产业发展形态看，分散式风电是国内风电发展到一定规模、电力系统需要重新建立新秩序、开发企业寻求新的利润增长点、政策引导行业建立新均衡的结果。
《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》为分散式风电发展确定了基础。
(1)分散式风电项目在申请核准时可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式，项目自发自用部分电量不享受国家可再生能源发展基金补贴。
(2)分散式风电并网最高电压等级提高至110KV。此前文件规定，分散式风电接入电压等级应为35千伏及以下电压等级;严禁向110千伏(66千伏)及以上电压等级送电。接入电压等级扩围至110kv，意味着分散式风电项目可以在更大范围内消纳、分散式风电装机规模政策的重要红利。
(3)简化审批流程，首次尝试“核准承诺制”，电网限时接入。国家能源局鼓励各地试行项目核准承诺制，降低项目前期成本。这是国务院及所属部委简政放权、优化审批流程的重要变化，核准承诺制是典型事后监管，从事前审批到事后监管是国内项目核准的重大进步，政府职能从管项目向做服务转变，将项目开发经营权交给企业。与核准制相比，分散式风电项目核准所需要的流程、时间将大幅缩减。
目前，国内已经有河南、河北、山西、辽宁、内蒙古、湖南、贵州、江苏等地开始布局分散式风电项目。其中，河北计划2018-2020年开发分散式接入风电4.3GW，河南“十三五”拟建2.1GW分散式风电，山西“十三五”分散式风电项目开发建设规模达987.3MW。广西、贵州等省份也早已明确将跟进编制分散式风电建设规划，各主要能源企业均在分散式风电领域开始布局，下半年分散式风电核准、并网预计将加速。
图表4 分散式风电与集中式风电主要区别
三、下半年风电行业回暖，进入高景气度发展阶段
下半年风电进入设备交付、项目施工、并网的旺季。现阶段，衡量风电行业景气度的两个指标，一个是项目前端开发的指标，即路条;一个指标是电站的收益率。
(一)路条是行业景气度风向标
尽管国家能源管理部门和地方政府三令五申禁止路条交易，但路条交易仍是投资商获取项目资源(风、光等)的主要渠道，路条价格高低并且与行业景气度成正相关。根据我们在产业调研中获得的信息，目前北方风资源优质地区集中式风电项目路条费与去年相比大幅攀升，一些项目路条价格在0.6元/瓦左右。
路条是行业景气度的风向标，近两年路条费价格变化反映风电行业景气度不断回升。路条费攀升一定程度上推高行业投资造价，风电开发商仍愿意花更高的成本获取项目资源，其背后的驱动力是风电项目经济回报在大幅提升。得益于弃风限电改善，存量风电项目资产负债表得到修复，资产回报能力也从底部回升。
根据我们调研和测算，一些风资源优质的区域风电项目内部收益率在15%左右。以内蒙古某21MW分散式风电项目为例，该项目并网超过一年，折合前发电利用小数3300-3400小时，超过去年全国平均利用小时数1452小时(全国平均1948小时)。财务数据分析显示，2017年发电项目毛利率75%，净利率高达59%;净资产收益率38%。
图表5 内蒙古某21MW分散式风电项目经济指标
在经济收益的驱动下，存量开发商有意愿增加资本开支规模，新增投资主体开始涌入风电行业，并被称为“门口的野蛮人”。这些“野蛮人”既有财务投资人、也有从油气等传统行业转身的投资主体、也有趋之若鹜的追随者，他们的到来将改变风电行业生态。
图表6 风电行业新玩家不断增加
为一进步测算分风电项目经济性，我们以四类资源区某10MW风电项目为样本，搭建项目20年经营期内利润表模型、现金流模型，测算项目成本费用、营收利润、内部收益率、资本金收益率、净资产收益率等财务指标。
在2500小时利用小时数、0.57元/千瓦时(含税)上网电价下，风电项目具有领先市场的投资回报率、稳定的现金流和利润回报。10MW风电项目经济性测算如下：项目累计营业利润12586.66万元，净利润累计10029.06万元，项目净资产收益率35.82%，项目投资(税后)财务内部收益率13.91%;项目投资净现值3014.52万元，静态投资回收周期6.25年，项目资本金收益率36.58%。
图表7 10mw风电项目经济性测算：具有领先的回报率和现金流
(三)风电平价上网压力测试
尽管风电标杆电价不断下调，但与燃煤标杆电价相比仍处于较高水平。我们分别选取四个风电资源区的代表省份，与当地燃煤电价做比较，在一类资源区蒙西风电与煤电标杆最小，二类资源区蒙东次之。
图表8 2018年四类资源区风电标杆电价与平均燃煤电价价差
我们以蒙东地区为例，若风电与煤电平价，取上网电价为燃煤标杆电价0.3035元/千瓦时，取工程造价6500元/千瓦。经济测算模型显示，当发电利用小时数为3000、3100小时，项目净现值为负值，项目不具备开发的经济条件;当发电利用小时数为3200小时，净现值为正值，内部收益率在8%以上;3300-3400小时，内部收益水平继续抬升。由此可见，提高发电利用小时数是风电平价上网的重要前提条件。
图表9 蒙东风电项目平价上网条件下收益率变化
2017年9月，国家能源局公布第一批13个风电平价上网项目名单，河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆境内70.7万千瓦风电成为平价上网的首批项目。按照承诺，示范项目将不受省年度规模指标限制;上网电价为当地煤电标杆上网电价，无补贴，不发绿证;各方力促不限电;项目建成电网与风电企业签购售协议。
国家能源局借示范项目测试两个底线，一是风电运营商盈利的底线，二是电网全额消纳新能源的底线。我们预计下半年，在风电弃风持续改善的格局下，或示范项目率先实现平价上网。
四、风电成长由政策驱动转向经济驱动，第三轮成长可期
回顾中国风电发展15年历程，以2007年作为起点，风电行业经过了两个成长周期，2018年是新一轮周期的开始。第一、二轮成长始于可再生能源法的颁布实施、风电标杆电价的确立与调整、清洁能源中长期发展规划等政策性支持，自上而下的政策支持是风电发展的驱动力。
如前所属，与第一、二轮成长周期不同，驱动风电进入第三个成长周期的动因主要来自行业自身经济回报的提升和资产价值的回归，叠加产业政策高密度、持续性的支持，风电有望进入新的成长阶段。
图表10 风电行业发展15年经过两个完整成长周期
从历年新增装机分布看，国内前五大风机制造商市占比不断提升，凭借成本优势、融资、运维服务等综合能源服务拓展，风电设备龙头公司市占率预期继续提高，风电设备领域二次洗牌也将在风电成长过程中出现，届时龙头公司优势将愈加明显。受益于风电行业新成长驱动，风机设备需求将放量。
行业面临的风险因素包括：风电装机增长不及预期、风机价格下降导致毛利大幅回落、风电上网电价大幅下调等。
