運營端：棄風限電數(shù)據(jù)向好。2017 年，新增并網(wǎng)風電裝機1503 萬千瓦，累計并網(wǎng)裝機容量達到1.64 億千瓦，占全部發(fā)電裝機容量的9.2%。風電年發(fā)電量3057 億千瓦時，占全部發(fā)電量的4.8%，比重比2016 年提高0.7 個百分點。2017 年，全國風電平均利用小時數(shù)1948 小時，同比增加203 小時。全年棄風電量419 億千瓦時，同比減少78 億千瓦時，棄風限電形勢大幅好轉(zhuǎn)。2017 年棄風率超過10%的地區(qū)是甘肅（棄風率33%、棄風電量92 億千瓦時），新疆（棄風率29%、棄風電量133 億千瓦時），吉林（棄風率21%、棄風電量23 億千瓦時），內(nèi)蒙古（棄風率15%、棄風電量95 億千瓦時）和黑龍江（棄風率14%、棄風電量18 億千瓦時）。
制造端：高塔筒、長葉片是行業(yè)主流趨勢。從風機整機來看，高塔筒，長葉片是風機未來發(fā)展的趨勢。高塔筒帶來的優(yōu)勢在于在近地層中，風速隨高度有顯著變化，高度越高，風速越大。長葉片帶來的風輪直徑增加可以讓同樣功率的機組擁有更大的掃風面積。隨著葉片長度和掃風面積的增加，切入風速和額定風速都明顯下降，帶來的效果是風機能夠在更低的風速下啟動以及更早的達到額定功率。GE 預計2025 年風機風輪平均直徑將達到160m，相比2015年掃風面積可以增加一倍，年發(fā)電能力也可以提升一倍，度電成本由此下降30%。
單位成本下降促進行業(yè)裝機增長。盡管2017 年上半年風機成本略有上升，但是從歷史上看，風機的單位成本呈下降趨勢，我們認為隨著大風機規(guī)模化效應以及風機平臺化從而使得部分零部件通用，未來風機成本還有進一步下降的空間。截至2016 年底，我國已核準未建設的風電項目容量合計84.0GW，這其中包含了從風電行業(yè)核準制度開始以來所有的未建設量（如“十二五”期間核準未建項目），2017 年7 月28 日國家能源局公布2017 年將新增擬核準項目30.7GW，因此到2017 年底核準未建風電項目為114.6GW（未扣減2017 年新增裝機量）。一般來說，風電項目建設周期在1 年到1 年半，因此我們假設2015 年新增裝機都是2014 年及以前的核準項目，如此算出2014 年累計核準未建量約31GW，由于核準文件有效期在兩年，我們認為這部分的量很難在之后的裝機量中體現(xiàn)，因而將其扣減，因此我們認為到2017 年底核準未建風電項目下限約為80GW。而根據(jù)《國家發(fā)展改革委關于調(diào)整光伏發(fā)電陸上風電標桿上網(wǎng)電價的通知》，上述風電項目需要在2018 年以前核準并納入以前年份財政補貼規(guī)模，且于2019 年底前開工建設才能拿到2016 年的補貼標準，否則只能執(zhí)行2018 年標桿上網(wǎng)電價。因此我們預計2018 年行業(yè)樂觀情況下新增裝機在30GW 以上，行業(yè)新增裝機增速有望達到40%以上，未來三年年均增長規(guī)模約為35GW 左右。行業(yè)悲觀情況下新增裝機在20GW以上，行業(yè)新增裝機增速有望達到20%以上，未來三年年均增長規(guī)模約為25GW 左右。
風險因素。用電量增速不達預期；政策風險；技術風險；風電開發(fā)周期波動導致新增裝機不達預期風險。
