为进一步规范新能源行业发展、缓解财政补贴压力、加速实现新能源平价上网，国家能源管理部门年内先后调整风电、光伏政策。尤其是光伏531新政调控力度空前，既限制行业规模，又下调补贴标准，对光伏产业链产生的影响仍在发酵；明年风电行业将试水竞争配置资源，这是风电发展近20年来的重要变化，引入市场竞争机制的目的也是加速风电平价上网。与光伏新政相比，风电政策调整相对温和，但仍然超过资本市场和风电产业的预期。
自上而下看，政策支持是新能源成长的重要推手。
国内风电经过15年规模发展，在国家政策的起承转合和全球新能源跌宕起伏中，完成了两个完整成长周期（第一个周期2007-2012；第二个周期2012-2017），已经从少年步入成年，相信能够以更为从容的姿态迎接政策变化和行业调整。
管中窥豹，可见一斑。近期，我先后赴风电开发重要区域河南、内蒙古做产业调研。河南是中部风电资源区代表，具有后发优势；内蒙古是三北传统资源区，新增风电开发指标受到约束，但储备资源依然丰富。通过对两个区域主要风电开发企业、EPC公司、政府部门调研，一定程度上能够反映当前风电行业开工、并网、吊装现状，从微观市场把握产业发展的节奏，摸清下游风电市场需求。同期，并与多位能源政策研究者探讨国内新能源政策变化，从宏观层面把握风电产业发展的趋势和环境。
一、缓解财政压力，“配额+绿证”建立新能源与补贴秩序新平衡
01.配额制为可再生能源托底，存量风电项目补贴预计不受影响。
根据媒体报道、行业政策专家披露，目前可再生能源电力配额制（如下简称“配额制”）还在征求第二轮意见，按计划年内正式出台，新能源行业所担心的存量电站收益下调的问题，在新一轮征求意见稿中得到修正，存量风电项目补贴收益不受影响。
受光伏531新政、风电竞价政策影响，资本市场对补贴行业的风险偏好降低，在战略上选择规避对补贴具有依赖性的行业，近一段时间（2018年6-7月）风电板块上市公司在这种担心下遭遇重挫，甚至某些省份（如黑龙江等）自行出台的新能源交易方案也放大资本市场对政策调整担心。
随着我国风电、光伏、生物质发电等产业发展，可再生能源补贴需求连续增加。可再生能源附加（1.9分/千瓦时）是补贴的主要来源，根据补贴需求和征收额度之间的差额计算，2017年底补贴缺口累计已经超过1000亿元；预计到2030年可再生能源补贴累计将超过1万亿元，补贴需求也将在2025年前后达到高峰。
从目前的政策导向看，国家限制煤电、支持可再生能源发展的政策导向不会改变，去补贴不是去新能源。
根据我们调研，配额新方案拟对可再生能源发电分为保障小时数之内、保障小时数之外两类，对于保障小时数之内既要保电量，又要保电价；保障小时数之外的发电量，新能源补贴（新能源标杆电价高于燃煤标杆电价的部分）采取“绿证+财政补贴”的方式，度电补贴总量不变，补贴结构发生调整，用绿证代替部分补贴，环节财政补贴压力。
02.配额制政策诉求加码，将新能源推向新发展阶段。
国内对可再生能源配额制实施方案的研究已有十余年时间，先后进行多次征求意见。配额制是支持新能源行业发展的托底政策，也被称为最为难产的政策。其研究实施的目的有三个：增加新能源供应；保障新能源消纳；减缓财政补贴压力。
配额制的实施需要确定配额指标、配额义务承担主体、配额指标分配方式、配额义务考核方式、建立可再生能源电力证书交易市场等。涉及主体包括各省级地方政府、电网企业、发用电主体、配售电公司、自备电厂等。
2018年3月23日，国家能源局下发《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》（以下称“征求意见稿”），提出配额义务承担主体是：各省级电力公司、地方电网企业、其他各类配售电企业(含社会资本投资的增量配电网企业)、拥有自备电厂的工业企业、参与电力市场交易的直购电用户等市场主体，并不包括发电企业。同时，征求意见稿提出通过配套实施绿证交易。
在这一版征求意见稿中，配额制和可再生能源证书交易的主要目的是通过强制手段与市场化手段结合，解决可再生能源消纳的问题。并且明确“可再生能源电力证书的转移和交易不影响可再生能源发电企业的相应电量继续享受国家可再生能源电价附加资金补贴”，仅考虑将绿证作为未来新建可再生能源发电项目的补贴来源。
本轮征求意见稿出台之后，国内弃风弃光继续改善。国家能源主管部门认为，在弃风弃光得到改善的前提下，配额制还解决补贴不足的问题。期间，提出的思路是保障小时之内的新能源发电量按标杆电价计算收益，保障小时数之外的发电量参与市场竞争，绿证交易价格替代补贴。由于绿证市场尚未建立，用绿证替代补贴可能影响存量电站收益，国内主要新能源运营商、行业协会对这一设想提出异议，反对者众。国家能源主管部门随后做出补充说明，采取“绿证+财政补贴”的方式平衡各方利益。
自2017年开始，在电网公司、消费侧、发电侧等各方的支持下，弃风、弃光得到明显改善，今年上半年新能源消纳也有明显改善，大部分弃风限电严重地区的形势均有所好转，其中吉林、甘肃、黑龙江、山西弃风率下降超过10个百分点。在这种背景下，配额制被赋予更多的政策诉求。
当然，配额制实施方案及绿证交易细则的出台一定会慎之又慎。我们不缺少政策的出台，而是政策的落地与实施。如果配额考核制度不完善，约束指标可能形同虚设；如果绿证市场交易机制不完善，绿证价值将会打折扣；如果配额考核及监管不同步，政策执行可能走样儿。配额制将推向国内新能源行业走向新的发展阶段，新能源补贴政策预计也将从固定电价制度向电量激励转向。
03.绿证由市场定价“一箭双雕”，新的电力衍生品市场值得期待。
可再生绿色证书是一种舶来品，按照机制设计分为自愿认购绿证和强制交易绿证。自愿认购绿证由市场主体承担补贴责任，强制绿证由电网、用户、自备电厂、配售电公司等配额义务考核主体承担购买责任。
按照目前思路，初步确定由国家可再生能源发电项目信息管理平台（由国家可再生能源管理中心管理）、北京电力交易中心、广州电力交易中心及省级区域电力交易中心负责绿证登记、颁发、核算、交易等工作，按年度进行考核，电网企业对辖区市场主体所持有的绿证进行核算，未完成配额主体必须缴纳补偿金。
考虑财政补贴的激励效应和企业利益，绿证归属拟按照保障利用小时数分为两类（优先发电合同制度建立后，预计将调整），保障小时之内的新能源发电量对应绿证（1MW可再生能源发电为1个绿证）直接颁发给电网或者购电主体；保障小时数之外的发电量参与市场竞争，其对应的绿证归属发电企业，可以在市场上交易，由市场定价并替代部分财政补贴，低于财政补贴的部分再由国家可再生能源基金补充。
在这种机制下，绿证价格高低与可再生能源企业的利益直接相关。从国外运行情况看，英国、美国部分州绿证交易有成熟机制，英国强制配额绿证价格在0.3元/千瓦时左右，美国华盛顿地区配额绿证价格为3.2元/千瓦时。
在配额强制约束下，建立完善的绿证交易市场符合新能源企业、配额考核主体、财政部门的需求。一方面可以为新能源企业创造新的利润增长点，另一方面配额考核主体可以借助绿证交易完成考核任务，再者是探索补贴退坡的一种新机制。
与传统的度电补贴模式相比，绿证交易可以实时结算，财政补贴目前拖欠2-3年，若绿证具有较高的交易价格，可以大幅改善可再生能源企业现金流，减少应收账款兑付时间，对新能源企业改善经营状况、环节财政补贴压力具有“一箭双雕”的作用。
在交易模式上，参照国外成熟市场，绿证交易可以发生在省内，也可以跨省交易；从交易主体看，可以在配额考核主体之间交易，也可以在新能源企业与考核主体之间交易；绿证交易频次根据市场成熟程度高低调整，预计在交易初期绿证交易次数将受限制，待交易市场成熟后将允许多次交易，绿证作为电力衍生品其金融属性也将越来越强；在交易初期，可能设定绿证最低保护价格。
二、风电试水竞价配置资源：已核准项目加速开工、新建项目料不会出现恶性竞价
在补贴压力和新能源政策调整的新格局下，国家能源管理部门调整风电资源分配方式，2019年开始试水竞价分配风电资源，加速风电平价上网，提高行业竞争力。
2018年5月18日，国家能源局下发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》。通知明确，从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。
这是近20年来风电资源管理的重要变化，实际上相关讨论在2018年4月份已经开始，随后出台的清理新能源非技术成本、加快并网消纳等措施均与竞价配置风电资源的思路有关。本次国家能源局试图在保障发电利用小时数（保消纳）和清理非技术成本（优化风电营商环境）的前提下推进竞价分配资源。
能源管理部门的意图有三个：一是通过竞价发现风电的真实成本，用以指导风电标杆电价的下调，这一思路与光伏领跑者计划相似，这一示范工作从2015年开始已有三年时间；二是通过竞价改变风资源配置方式，解决地方政府行政审批分配风资源的低效率问题，体现风资源的稀缺性，降低长期困扰投资商的隐形成本问题；三是通过竞价使风电产业链上下游共同分摊由固定电价到竞价、再到平价上网的压力，竞价原则以标杆电价（含财政补贴）为上限，平价上网为下限，中间部分通过市场竞争分配资源，强者上、弱者下。
01.2019年竞价配置风资源：已核准项目加速开工、新项目竞价将趋于理性。
按照《风电项目竞争配置指导方案（试行）（2018年度）》，竞争配置风电项目分为两类。
1．确定投资主体的风电项目。已确定投资主体的项目，是指投资企业已与当地政府签署风电开发协议并完成测风评价、场址勘察等前期工作的项目。各省级能源主管部门按照国务院能源主管部门批复的本地区相关能源规划的风电发展目标及年度新增建设规模，采用竞争方式对已确定投资主体的项目进行新增建设规模配置，综合评分高的项目应优先纳入本地区年度建设方案。
2．未确定投资主体的风电项目（含大型风电基地）。未确定投资主体的风电项目，是指地方政府已组织完成风电开发前期工作的场址区域，已商请省级电网企业落实电力送出和消纳条件的项目。各省级能源主管部门应以承诺上网电价为重要条件，通过招标等竞争方式公开选择项目投资主体。
按照上述方案，已经确定投资主体的风电项目竞争的是当年开发指标，不是项目开发权，这是目前行业认识的一个误区；未明确业主的项目由地方政府主导测风、选址、土地规划、送出等前期工作，开发企业参与竞争获得项目开发权。
在竞价配置资源的政策变化下，风电资源获取模式、电站定价机制将发生根本变化。这意味着，2019年起新增陆上和海上风电项目将以低于风电标杆电价的水平上网；对于确定开发主体的项目，所需补贴强度低的项目将优先列入年度建设方案，项目核准时间受竞价影响。
在可再生能源配额制的约束下，我们预计项目延迟核准、并网的可能性不大，企业恶性竞价的可能性也不大。究其原因是：当前除北方区域外，国内多数风电资源仍然以企业与地方政府签订开发协议为主，竞价以“竞指标”为主。除了红色、橙色预警区外，其他地区并不缺少指标，项目开发企业没有动力大幅降低上网电价以获得指标。
以2018年各省新增开发建设指标为例，山西、河南、广西、山东等多个省份2018年开发指标超过国家能源局《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》中确定的规模。根据已公布各省方案，超过国家规划指标10GW以上，叠加上述指导意见确定的规模，2018年新增风电开发指标40GW以上，且均需要在2018年年内完成核准，为2019年、2020年新增装机提供储备。
在竞价配置资源的政策变化下，已经核准未开工的风电项目开工节奏在加快，这一点已经是多数风电开发商的共同选择，也在对河南等地的调研中得到验证，下文将详细介绍河南本地项目开工情况。
02.竞价压力测试：标杆电价下调30%，测算项目内部收益率仍在8%以上。
我们以二类资源区某50mw项目为样本，取发电利用小时数3000小时（弃风率在10%以内），上网电价为标杆电价0.45元/千瓦，工程造价6500元/千瓦时。我们在四种不同情景假设下，对项目内部收益率做经济测算：
（1）情景假设一：不考虑风电消纳的进一步改善、资源费等成本下降，风电上网电价在标杆电价基础上，分别下降10%、15%、20%、25%、30%，项目内部收益率与0.45元/千瓦时的基准（15.35%）相比，分别下降2.16、3.26、4.38、5.52、6.68个百分点。即便上网电价下调30%，项目内部收益率仍在8.67%，项目净现值仍为正数（1481万元），仍在部分企业投资决策的范围内。
（2）情景假设二：如果考虑资源费、路条费等非技术成本（400元/千瓦）下降，项目工程投资下降至6100元/千瓦，在上网电价同等下调幅度下，风电项目内部收益率IRR有1%左右的提升。上网电价即便下调30%，项目内部收益仍在9.66%，在部分投资企业的盈利要求内。
（3）情景假设三：如果基于消纳条件的改善，发电利用小时数由3000小时上调10%至3300小时，不考虑工程投资下降，在电价下调过程中，内部收益水平顺势下行；上网电价下调30%时，项目内部收益率仍在10%以上，符合绝大多数企业的投资要求。显然，小时数的提高对于项目收益改善的贡献更大。
（4）情景假设四：如果同时考虑消纳条件改善，资源费、路条费等非技术成本下降，在工程投资6100元/千瓦，发电利用小时数3300小时的假设下，项目内部收益率在电价相对标杆电价下调30%时为11.35%，超过一般项目的收益水平。
通过上述测算可以发现，基于发电利用小时数提升、非技术成本下降等影响，在上网电价下调的情形下，对于二类资源区风电项目收益仍符合部分企业的标准。
03.资源费、路条费等非技术成本清理道阻且长。
2018年4月，国家能源局下发《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，包括地方政府收取的风电资源费、违规要求风电投资商配套的投资、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。
国家能源管理部门目的是通过此举降低行业非技术成本，减少资源换项目等不合理的要素，发现风电行业的真实成本，减少行政对风电行业干预，倒逼风电成本下降，加速新能源平价上网，为补贴退坡做准备。
各地风资源费的征缴并没有统一的标准。如西北某地5万千瓦风电项目收取资源费2000万元，收费名义是民生项目建设费，折合每千瓦400元。如果政策能够执行到位，对于风电行业而言是解决投资包袱、降低隐形投资成本的最佳契机。
近期我们的调研发现，在国家能源局发文之后，违规收取费用情况有所改善；但短期内彻底清除并不容易，资源地区以资源换项目、以资源换投资的政绩冲动依然存在，这些资源开发的潜规则由来已久。
从过往风资源的获取模式上看，地方政府倾向于将风资源配置给承诺投资设厂的企业，包括设备制造商等，但未能兑现承诺获得项目不在少数，设备制造商获取资源后最终多选择将项目流转给央企等运营商，期间增加了交易成本，即路条交易费用。地方保护的传统需要时间去改变。
三、下游市场需求旺盛，风电进入项目开工、设备交付旺季
我们在河南、内蒙古的产业调研发现，当前风电行业资源仍然炙手可热、下游对风资源的投资需求旺盛，无论是新增市场主体（有部分开发商、工程建设商由光伏行业转型到风电）、还是传统投资者对风电的投资热情仍然很高。各方投资者对风资源的竞争加剧，陆上风电、海上风电资源获取难度加大，究其原因是风电资产仍具有较高的经济回报。
从全国新增并网情况看，上半年新增并网超过预期。根据国家能源局公布数据，2018年1-6月全国新增风电并网容量794万千瓦，同比增长32%；6月单月新增并网1.64GW，同比增长200%以上。上半年新增装机集中在内蒙、江苏、青海、河南、山西、宁夏，尤其是内蒙古地区新增并网装机超过1GW，特别值得关注。
01.内蒙古上半年新增并网1.02GW，特高压配套风电接近17GW整装待发。
内蒙古自2016年以来连续三年没有新增风电指标，在这种状况下上半年新增并网1.02GW，主要来自于三个方面：风电清洁供暖项目（内蒙古“十三五”规划供暖面积400万平方米，配套新增风电清洁供暖指标200万千瓦）、红色预警解除后已经核准项目开工并网、分散式风电项目（2017年内蒙古规划一批15万千瓦分散式风电项目）。
在没有新增风电指标的前提下，未来两年内蒙古新增风电项目主要来自特高压配套项目。
其一，锡盟特高压外送风电700万千瓦，项目业主涉及华能、大唐、华电、内蒙古本地风电开发企业等。目前各项目业主正在办理相关开工手续，最早年内会有项目开工建设。
其二，鄂尔多斯上海庙至山东直流特高压配套可再生能源基地一期风电建设规模380万千瓦。这是国内最早采取竞争性方式配置资源的项目，目前正在进行投资主体遴选。
其三，乌兰察布风电基地一期建设规模600万千瓦，项目业主初步确定是国家电投。基地风电所发量按照可再生能源优先发电原则参与京津冀电力市场交易，国家不予补贴。
02.内蒙古解除红色预警，缓建项目开工，市场交易比例增加。
从内蒙古上半年的运行情况看，2018年内蒙古解除红色预警，已经核准缓建的项目在补办开工手续后多数开工建设。
内蒙古风电行业协会数据显示，截止上半年，内蒙古共有271座风电场，共并网2772万千瓦，占本地全部发电容量比例31%；上半年发电量322亿千瓦时，占全部发电量13.53%，同比增长20.8%。2017年，内蒙古全区累计风电并网运行容量为2670万千瓦，发电量551亿千瓦时，同比增长18.8%，占全国风力发电量比重为18%。
内蒙古电网分为蒙东电网、蒙西电网。蒙西地区并网风电169座，装机容量1765千瓦，上半年发电量201亿，上网197亿千瓦时；2017年风电最高发电负荷达到1052万千瓦，占风电装机63%。风电最高发电负荷占电网比例37.63%，6月为29.82%；蒙西风电日发电量1.9亿千瓦时，占电网发电量33%，在这一比例下电网仍是安全稳定的。
内蒙古从2015年试点风电市场交易，2016 年开始将风电纳入多边电力市场。今年1-6月蒙西风电累计交易电量44.9亿千瓦时，占蒙西全部市场交易电量（包括火电、光伏发电）8.51%，占全部风电上网电量22.72%。通过市场化交易占比增加，内蒙古本地弃风率出现下降。
需要注意的是，在市场交易的机制下，风电参与市场交易意味着将“折价”上网。但风电企业会平衡两个因素，一是如果不参与交易，弃风电量增加；二是风电边际成本接近零，参与交易可以改善现金流，且参与交易部分电量还将获得财政补贴。
03.河南风电开发火热，进入“一级戒备”状态。
河南地处中原，历来是兵家必争之地。时至今日，其优质的低风速资源、充沛的风电开发指标吸引了各方开发者，若过江之鲫般涌入河南市场。尤其是受三北地区开发指标限制、光伏新政等因素影响，五大四小、设备制造商、民营企业扎堆河南。
当前，河南风电开发已经进入旺季，行业内对风资源的开发处于“一级战备”状态，多数开发企业已经开始着手2019年开发项目的前期工作。
1.河南上半年新开工、并网风电节奏加快，2017年核准项目计划年内全部开工。
截止6月底，河南省累计并网容量达到298万千瓦，风电现金奶牛属性愈发明显。
（1）新开工数量大幅增加。上半年河南新开工风电数量增长明显，与2017年底相比，2018年上半年新开工项目28个，增加77%；新增开工装机规模212万千瓦。
一个明显的变化是，二季度新开工的12个风电项目均为2017年核准项目，与2015、2016年相比，纳入计划的项目从核准到开工的时间大大缩减。按照企业开工计划，纳入2017年核准计划的64个风电项目411万千瓦均计划2018年开工建设。背后一个重要推动因素是，在竞价上网、竞价配置资源的新机制约束下，投资方有加快开工建设积极性。
与2017年底相比，一季度开工项目增加18个，开工装机规模增加1GW以上。已经开工项目包括6个2017年核准的项目，包括华润、中广核所属项目，这些项目开工的时间大大提前，部分项目2017年核准、当年即开工；58个列入2017年开发方案的项目，计划2018年内开工。
我们在当地工程建设公司调研时了解到，因上半年开工风电项目增加，工程EPC垫资需求增加，对于建设期资金的需求庞大。
（2）新增并网装机节奏加快。2018年一季度新增并网42.1万千瓦，分别是安阳（40万千瓦）、兰考（2.1万千瓦，分散式）；二季度新增并网2个项目9万千瓦，分别是平顶山4.8万千瓦、洛阳4.2万千瓦。上半年累计并网51.1万千瓦，根据河南发改委的监测数据统计2017年新增并网不足80万千瓦。
（3）河南发改委加大企业开工率考核，7个风电项目核准文件失效。
自2017年开始，河南省发改委加大省内风电资源整顿力度，定期通报，督促项目业主开工建设。河南省发改委定期通报每一个季度风电项目并网、开工情况，清理整顿未开工建设项目，要求已核准未开工项目加快开工。去年年底至今，依据《企业投资项目核准和备案管理办法》，累计有7个36.4万千瓦风电项目核准文件失效。
2.河南2018年风电指标550万千瓦，超过能源局规划250万千瓦。
2018年5月16日，河南省发改委官网发布《关于河南省2018年风电项目上报情况的公示》，意味着河南省2018年风电开发方案出台。公示显示，河南各省辖市及省直管县（市）共计上报94个项目，总规模550万千瓦。2017年新增风电建设规模64个411万千瓦，今年比去年增长33.8%。
河南省2018年新增风电开发指标550万千瓦，创下历年之最。（1）“十二五”期间河南省内五批项目共核准83个项目473.4万千瓦，低于2018年的规模。（2）根据国家能源局《可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》，2018年河南省内新增建设指标300万千瓦目标，实际规模超出规划250万千瓦。（3）河南发改委要求新增550万千瓦风电项目年内必须并核准。
河南是全国首个对风电开发企业实施打分制的省份，为竞价分配资源做储备。按照河南发改委要求，自2018年开始对风电开发企业实施打分制，由各（市）县对申报项目开展量化评优。依据项目的符合项和优选项进行基础条件及实力、能力、业绩的量化评定，并根据量化评优结果遴选项目。
评选项目包括已有并网装机业绩、企业注册资本金、资产负债率等，总分为100分。项目业主国内并网总容量权重最高，业主并网风电项目100万千瓦及以上得50分；符合项全部满足且总分达60分以上的项目，方可纳入年度开发方案。
3.河南高用电负荷提供支撑，不弃风，风电项目经济性凸显。
河南是用电大省，2017年全社会用电量为3166.17亿千瓦时，全国排名第六。因其用电基础好，本地用电负荷高，不存在弃风限电问题，弃风率为零。国家电网河南省电力公司此前预计，今夏河南电网最高用电负荷6350万千瓦，考虑3%备用后，高峰时段电力供应缺口约150万千瓦。
从风电消纳数据看，2018年一季度，河南省风电上网电量12.4亿千瓦时，同比增加6.58亿千瓦时，增长113.06%。
从河南风资源的特征看，虽是低风速地区，但本地风资源密度高，受益于低风速技术、高塔筒风机，在5米/秒风资源区风场利用小时数可以达到2000小时左右；一些6-7米/秒的资源区，发电利用小时可以达2300-2400小时，风电项目内部收益率在10%-15%之间。
以中广核兰考10mw风电项目为例，该项目是典型平原地区低风速项目，风场采用金风科技的5台GW121/2000MW机组，轮毂高度120m为钢混塔架，2018年1月26日完成并网。项目地处豫东平原西部，100m-120m风切变0.3，属于高切变区域；120m高度平均风速5.5m/s，发电利用小时预计2300-2400小时，小时数超过预期，项目经济效益好。
正因为此，河南本地风电资源竞争激烈。对于深耕河南本地市场的企业而言，有条件率先获取资源，采取与大型企业合作模式进行项目开发。
明年风电行业将试水竞争配置资源，这是风电发展近20年来的重要变化，本文作者先后赴风电开发重要区域河南、内蒙古做产业调研，带来这篇非常具有参考价值的报告。下面，跟着小编一起来看报告的下篇吧！
四、风机投标价格触底企稳，设备制造环节强者恒强
自2016年以来，国内风机招投标价格持续下降，在不断挤压上游设备制造环节利润的同时，风机端的洗牌以一种更为激烈的方式进行。加之竞价配置资源、平价上网等因素影响，风机价格进一步下调的预期仍在发酵。龙头公司凭借其资金优势、市场资源优势在这一轮洗牌中逆势提高市场占有率，小型风机设备厂家已经无法参与市场竞争，要么选择自建风场维持设备出货量，要么退出市场。
1.6月底2.0MW风机投标均价3300元/千瓦左右，平价上网预期下仍有降价压力。
通过对主流风机厂商调研发现，经过2017年全年和今年上半年风机招标价格下滑，2.0MW风机价格累计下降890元/千瓦左右，与2017年初相比下滑幅度在20%以上。在这种市场背景下，风机价格已经高于部分小设备制造商成本，“活下来”是这些企业目前的使命。
2017年风机价格大幅下调背后主要有两个影响因素：其一主要设备制造商借助价格调整手段提高市场占有率，“价格战”下选择割肉，不断下调投标价格；其二，国内风电新增并网装机在2015年达到峰值，2016、2017年风电行业景气度下行，设备制造商希望通过降低价格提高风电运营商投资积极性。
2018年一季度，国内风电开发处于传统淡季，风机价格仍处于下行轨道，2.0MW风机均价下滑至3434元/千瓦，相比2017年底均价下降9.89%。根据我们近期对主要风机设备制造商、风电开发商调研反馈，进入二季度随着项目开工旺季到来，风机投标价格稳定，6月底2.0MW机型投标均价在3300元/千瓦左右。
在竞价配置资源的制度和平价上网的预期下，风机价格仍有继续下降的压力。但原材料价格高位波动，预计风机短期下降的空间不大，风机价格下调的速度也将放缓。从风机运营商的角度出发，其不希望制造商牺牲质量换价格，运营商更重视风机全生命周期的运营质量。
竞价配置风资源的新机制将开发商、整机制造商、设计方利益捆绑在一起。根据我们财务模型测算，发电小时数每提升100小时，或者单位千瓦投资每下降500元，风电项目度电成本均下降1.8分左右。相比之下，增加发电利用小时数比降低工程造价更符合各方利益。
2.顺势而为：龙头设备公司市场占有率将进一步提高。
中国风电从2007年开始规模发展，彼时风机制造商100余家，现在活跃市场只有10余家。在风电产业的跌宕起伏中，风机制造环节的洗牌从来没有停歇。
根据风能协会统计，2017年中国风电统计有新增装机的整机制造企业共22家，新增装机容量1966万千瓦，其中，金风科技新增装机容量达到523万千瓦，市场份额达到26.6%;其次为远景能源、明阳智能、联合动力和重庆海装，前五家市场份额合计达到67%。
近5年，风电整机制造企业的市场份额集中趋势明显。排名前五的风电机组制造企业新增装机市场份额由2013年的54.1%增长到2017年的67.1%，增长了13%；排名前十的风电制造企业新增装机市场份额由2013年的77.8%增长到2017年的77.8%增长到2017年的89.5%，增长了12%。
从发展趋势上看，大容量风机是主流。相比之下，大容量机组的优势已经非常明显，可以提升容量和收益，增大土地资源利用率，减少道路、集电线路，降低基建成本，减少机组数量，降低运维成本等，驾驭更大容量机型的只有主流设备制造商。退一步讲，假如2MW风电机组报价继续下降，设备制造商可能将机型向大机型转型的计划，如此主流设备制造商可以继续提高市场占有率。
五、跌宕起伏，风电行业启动三年新成长周期
随着“配额+绿证”、竞争配置资源等政策的明晰，政策层面的风险已经解除；短期看，三季度风电行业进入装机增长的旺季，风电项目经济收益水平良好，行业处于高景气阶段；从3-5年的维度看，风电进入新的增长周期，随着“三北”地区风电开发解禁以及新增指标的下发，风电行业具备保持高增长的基础。
回顾风电发展15年历程，风电行业经过了两个完整成长周期，2018年是新一轮周期的开始。
2007年是国内规模化发展的起点，在可再生能源法的颁布实施、风电标杆电价的确立、清洁能源中长期发展规划等政策性支持下，“十一五”五年连续实现翻倍增长，这段时间国内整机厂家众多，百舸争流，虽然技术能力不足，仍然支撑国内几个千万千瓦风电基地。国内一度有上百家风机制造商、上百种机型，彼时明星企业华锐风电高歌猛进，运营商跑马圈地，五大四小就是当时储备了大量风资源。
进入“十二五”时期，由于风电基地扩张，为规避审批权限约束各风资源地区“4.95万千瓦”现象异常突出，风电场与电网建设不同步。配网电网基础设施不足，又因风电波动性、间歇性，一度被识之为“垃圾电”，弃风率随之飙升，行业也从高增长进入萧条期，一直从2010年持续到2012年。这一时期，部分风电项目发电利用小时数维持在1500小时，一度在盈亏平衡点徘徊。风电行业也在这个时期洗牌，同期酒泉风场也出现因风机低压穿越能力不足出现脱网问题，行业一度进入低谷。
2015年发改委调整风电标杆电价，引发一轮抢装潮，这一轮抢装考验上游设备制造商的供给能力和产品研发能力、以及下游运营商的开发能力，风机设备环节的新秩序也在这一时期形成，诞生了远景能源这样的黑马；受2015年抢装透支影响，2016-2017年行业新增装机规模放缓。
2017年开始，国内政策端对风电的支持力度在加码，弃风限电在2017年开始缓解，电力市场改革为新能源成长打开新的空间。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来自行业自身经济回报的提升和资产价值的回归。
六、风险因素
（1）环保约束越来越强。中东部、南方地区生态相对脆弱，个别地区因为环保问题而暂停了风电开发；风电业主也将承担更大的环境风险和法律责任。
（2）风电融资成本普遍高。国内对于新能源缺乏优惠信贷政策和财政鼓励政策。在资金面趋紧、去杠杆的背景下，运营商或将面临更大的财务压力，风电投资规模也受到降低负债率的制约。
（3）其他风险：竞价带来上网电价大幅下调，运营商收益下降；钢铁等原材料价格维持高位，设备公司成本居高不下；风机价格继续回落，风机毛利下降；财政补贴拖欠周期延长，风电运营商现金流受影响；国家下调风电上网电价等。
