2016年，國內風電新增并網容量 19.3GW，同比下降 41.46%，裝機下滑主要 有兩方面原因：1）受標桿上網電價下調影響，2015年國內風電市場出現了明顯的搶裝行情，全年風電并網達到 32.97GW，同比增長 66.41%，搶裝透支了部分 2016年的裝機需求；2）棄風限 電進一步惡化，2016年全年棄風率高達 17.10%，抑制了風電運營商的投資熱情，進而降低了裝 機需求。

2016年紅色預警區域棄風限電問題嚴重

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　　2017年上半年，國內風電新增并網容量6.01GW，同比下降22.35%，其中，Q1新增并網3.52GW， 同比下滑 33.96%。主要原因在于：1）2017年 2 月，能源局發布了《關于發布 2017年度風電 投資檢測預警結果的通知》，將內蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆等棄風限電較為嚴重 的六省劃為風電開發建設紅色預警區域，同時規定紅色預警的省不得核準建設新的風電項目，并 要采取有效措施著力解決棄風問題；2）風電開發建設向南轉移，而南方由于地勢等原因施工周 期普遍比北方項目長半年左右，導致建設進度緩慢；3）年初環保督查及“十九大”召開限制項 目施工也是重要原因。

風電歷年新增并網容量（GW）

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2016年全國風電棄風率有所惡化

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　　風電行業裝機需求基本見底，且復蘇趨勢明確， 未來三年行業裝機需求復合增速有望達到 25%。展望 2018年，我們認為隨著限電問題的持續改 善，西北六省紅色預警有望解除，從而貢獻可觀裝機增量，同時隨著南方施工周期拉長和環保督 查的問題得到緩解，國內風電裝機將重回增長，預計2018年國內風電裝機有望達到25-26GW，同比增長 30%。

　　事實上，當前行業裝機需求已復蘇，2017年 Q1-Q3，風電并網裝機分別為 3.52GW、2.49GW、3.69GW，分別同比增長-33.96%，3.32%、63.27%，風電并網數據已連續 兩個季度轉正，且三季度大幅增長。

全國風電季度并網容量（萬千瓦）

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雖然從全年來看，16年棄風限電問題相比 15年進一步惡化，但是分季度來看，我們發現，棄風 率在持續環比改善，2016年 1-4 季度棄風率分別為 25.81%、16.82%、12.70%、12.49%，環比 改善的趨勢明確。2017年 1 季度棄風率為 16.42%，出現環比季節性小幅上升， 但同比仍大幅下滑，2 季度和 3 季度棄風率分別為 11.07%和 8.66%，同時主要限電地區棄風率 也顯著下降。

棄風限電逐季改善的趨勢明確

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主要限電地區棄風率顯著下降

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　　風電建設向中東部和南部地區轉移趨勢明顯，限電問題無進一步惡化可能。風電“十三五” 規劃提出，“十三五”期間“三北”地區在基本解決棄風問題的基礎上，通過促進就地消納和 利用現有通道外送，新增風電并網裝機容量 35GW，累計并網容量達到 135GW，相比“十 二五”同比增長35%；中東部及南部地區新增并網容量42GW，累計并網裝機容量達到70GW， 同比增長 150%。另外，從 2016年各省市核準的裝機容量來看，棄風限電較為嚴重的吉林、 黑龍江、內蒙古、甘肅、寧夏、新疆等地并沒有核準新增裝機，新增裝機主要向河南、山東、 湖南等低風速但風電消納能力較強的地區轉移。2017年前三季度，風電新增并網容量較多的省份為青海、山東、河南、河北等地，棄風限電嚴重的新疆（0.3GW）、甘肅（0）、寧夏（0） 等地勢頭得到有效遏制。

2016年各省市核準裝機容量（萬千瓦）

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2017年前三季度各省新增風電并網容量（萬千瓦）

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　　2016年 12 月底國家發改委提出下調陸上風電上網電價，2018年 1 月 1 日之后，一類至四類資 源區新核準建設陸上風電標桿上網電價分別調整為每千瓦時 0.40 元、0.45 元、0.49 元、0.57 元， 較當前上網電價下調幅度分別為 14.89%，10%，9.26%，5%。電價下調幅度較大，但是此次電 價下調的觸發條件由原來的并網變更為核準+兩年內開工。

風電標桿上網電價調整及觸發條件（元/kwh）

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　　根據能源局數據，截至 2016 年底，我國已核準未建設的風電項目容量合計 83.94GW，其 中 2016 年新增核準 32.4GW，2017 年 7 月 28 日國家能源局公布 2017 年將新增核準項目 30.65GW，合計 114.59GW，且大部分位于非限電地區。根據最新的電價下調觸發條件，上述 114.59GW 的項目需要在 2019 年底前開工建設，以獲得 0.47-0.60 元/千瓦時的上網電價，否則 上網電價將被調整為 0.40-0.57 元/千瓦時。

2017 年全國核準未建容量 114.59GW（未剔除 17 年并網容量）

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　　2016 年，全國風電新增公開招標 28.3GW，同比增長 51.34%，招標量創歷史紀錄；2017 年前 三季度，全國風電新增公開招標 21.3GW，同比下降 11.7%，招標量維持在高位水平。從歷史數 據來看，招標通常領先實際并網一年左右，12/15 年招標下滑對應 13/16 年并網容量下滑，13/14 年招標增長對應14/15年并網容量增長；16年招標大幅上升對應17年上半年并網容量同比下滑， 主要原因在于風電開發建設區域結構的改變及標桿電價下調觸發條件的改變。

國內風電季度招標容量（GW）

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招標量是行業裝機的領先指標

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　　較高的風電運營收益率是推動行業發展的核心驅動因素，同時也是風電招標量維持高位的根本原 因。影響風電運營內部收益率的核心因素是利用小時數和標桿上網電價。我們以三類資源區為例， 按照我們的假設，在風電利用小時數為 1800 小時，標桿上網電價為 0.54 元/kwh 的情況下，風 電運營收益率在 15%左右，對企業投資而言仍具備吸引力。通過敏感性分析，我們發現 IRR 與 利用小時數和標桿上網電價均呈現正相關關系，且利用小時數提升和標桿電價下調對 IRR 影響均 較大。

風電運營收益率敏感性分析

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風電運營 IRR 與標桿電價敏感性分析

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風電運營 IRR 與利用小時數敏感性分析

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　　綜上，無論是從投資回報的吸引力，還是從限電改善帶來利用小時數提升疊加電價下調政策的驅 動力來看，上述 114GW 核準未建項目均可支撐 2017-2020 年的并網增量，未來三年行業裝機需 求復合增速有望達到 25%。