电力设备及新能源行业专题报告：周期反转，风电复苏 28页

'目录行业现状：回暖趋势确立，风电占比提升1风电触底回升，装机潜力巨大1风电结构占比提升，发电量持续增长2存量市场：弃风限电好转，运营收益提升2弃风限电持续改善，风电利用率提升2用电需求回暖+多项措施并举，促进风电消纳5风电运营收益丰厚，补贴下发将改善运营商资金状况7增量市场：装机触底反转，规模增长复苏11“红六省”受限+中东部建设期拉长，风电装机规模触底11“红六省”逐步解禁，中东部装机常态化，风电建设将企稳回升12海上风电、分散式风电进入增长新时期15增长动能：加速成本下降，开启竞价上网17提升利用小时数成为风电降成本关键17试点项目与竞价新政出台，开启风电平价上网19风险因素22估值比较及行业评级22投资建议及重点公司分析23投资建议23重点公司分析24若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 插图目录图1：我国风电并网规模1图2：我国风电装机规模1图3：装机规模-并网规模差值（GW）1图4：风电并网规模在电源结构中比重2图5：风电发电量在总发电量中比重2图6：风电在电源中装机与发电量占比差值逐步缩减2图7：全国风电年平均利用小时数及弃风率3图8：国内非限电省份风电利用小时数多数保持稳中有增3图9：限电地区与非限电地区累计装机规模占比3图10：限电地区与非限电地区年发电量占比3图11：限电区域弃风情况4图12：限电省份分季度弃风率4图13：全社会用电量增速回升5图14：各领域用电量增速回升5图15：两批火电灵活性改造项目规模7图16：2017年电力辅助服务补偿费用7图17：典型风电项目运营收益核算8图18：风电运营商流动比率8图19：风电运营商速动比率8图20：风电运营商已获利息倍数8图21：风电运营商ROE8图22：光伏上网标杆电价组成及补贴占比9图23：风电上网标杆电价组成及补贴占比9图24：各批补贴目录风电规模及占比10图25：第七批目录中各省风电规模分布（GW）10图26：“红六省”风电建设受限导致装机规模下滑11图27：全国分区域风电新增装机规模（GW）12图28：限电地区与非限电地区新增装机占比12图29：中国风能功率密度分布12图30：技术进步带来可开发低风速资源大幅提升13图31：全球风机尺寸大型化趋势14图32：国内风机平均风轮直径及功率（m，MW）14图33：2018年前核准未建风电项目测算（GW）14图34：2017年新增风电核准项目分布（GW）14图35：风电分季度招标规模15图36：中国海上风电装机容量15图37：中国海上风电中长期规划(GW)15图38：新能源发电与火电成本对比17图39：风电场投资成本构成18若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 图40：近年来风机价格降幅趋稳18图41：风机龙头厂商毛利率维持在10%-25%18图42：各类资源区风电度电成本及资本金IRR与利用小时数关系18图43：国内各省燃煤标杆上网电价19图44：17年风电运行情况对应平价上网省份19图45：无弃风情况下风电平价上网省份19图46：提升风电利用小时数和降低非技术成本可有效对冲风电收益下降风险21图47：平价上网下风电对应利用小时数与收益21表格目录表1：2017年风电重点地区最低保障收购年利用小时数落实情况5表2：近两年国家出台促进可再生能源消纳相关文件6表3：与弃风弃光限电地区直接相关特高压电力外送通道6表4：清洁能源供暖相关法规7表5：华北某典型风电场参数假设7表6：第1-7批可再生能源电价附加资金补助目录9表7：风电补贴资金情况测算10表8：风险投资监测预警指标计算方法11表9：风电投资监测预警“红六省”变为“红三省”13表10：各资源区风电项目投资收益率测算（采用2018年上网电价）13表11：国内海上风电项目汇总15表12：分散式风电与集中式风电对比16表13：部分省份分散式风电开发规划17表14：风电平价上网示范项目一览19表15：可比上市公司盈利预测与估值情况22表16：金风科技主要盈利指标预测24表17：天顺风能主要盈利指标预测25若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 行业现状：回暖趋势确立，风电占比提升风电触底回升，装机潜力巨大17年装机规模触底，预计18年同比回升。根据国家能源局统计（并网口径），2017年全国新增风电并网容量15.03GW，同比下降22.12%；根据中国风能协会统计（装机口径），2017年全国新增风电吊装规模19.58GW，同比下降16.21%。在2015年风电抢装透支部分需求、红色预警机制限制、风电开发大规模南移导致建设周期拉长的情况下，2016-2017年国内风电市场增速出现连续下滑，其中2017年装机规模为近4年来最低值；而随着抢装逐步消化、限电问题改善以及中东部项目确认节奏回归常态化，目前风电行业已迎来触底反弹机遇。2018年一季度，国内新增风电并网容量3.94GW，同比增长11.93%，新增装机容量5.26GW，同比增长49.43%，行业回暖趋势逐步确立。若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本图1：我国风电并网规模新增并网（GW）新增并网（YoY）图2：我国风电装机规模新增装机（GW）新增装机（YoY）若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本16.514.813.13.919.819.3615.03.46.15.53.93533.030252015105200720082009201020112012201320142015201620172018Q10150%3530100%252050%150%105-50%0200%30.823.223.419.713.818.917.616.113.03.36.25.3150%100%50%0%200720082009201020112012201320142015201620172018Q1-50%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：国家能源局，中信证券研究部资料来源：CWEA，中信证券研究部若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本装机并网缺口有望逐步缩减。风能协会统计规模往往高于能源局统计规模，一方面是由于统计口径存在差异，即风能协会主要汇总各整机厂吊装数据，而能源局则采用实际并网数据；另一方面，在风电装机持续增长的情况下，并网进度往往受到电网消纳能力限制。随着国内电网并网和运送能力提升，未来风电并网缺口有望实现稳中有降；据MAKE预测，2026年底并网缺口或将缩减至10GW。图3：装机规模-并网规模差值（GW）新增差值累计差值24.726.018.220.113.414.512.714.916.08.315.34.6(0.20)1.12.23.44.11.32008200920102011(1.9)(2.2)2012201320142015201620172018Q1302520151050(5)资料来源：国家能源局，CWEA，中信证券研究部若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 风电结构占比提升，发电量持续增长风电在电源结构中占比持续提升，逐步成为替代性能源。截至2018年一季度，全国累计风电并网容量167.61GW，在电源结构中占比增至9.3%，其中新增并网规模在电源结构中占比回升至15.8%；同时，风电发电量亦持续提升，规模以上风电厂发电量达978亿kWh，同比增长39.1%，在总发电量中占比跃升至约6.2%。若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本图4：风电并网规模在电源结构中比重累计并网（GW）新增并网（GW）累计并网占比新增并网占比图5：风电发电量在总发电量中比重总发电量（亿度）风电电量（亿度）风电占比若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本20015010050025%20%15%10%5%200720082009201020112012201320142015201620172018Q10%700008%60000500006%400004%30000200002%1000020082009201020112012201320142015201620172018Q100%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：中电联，中信证券研究部资料来源：国家能源局，中信证券研究部发电量增速快于装机，两者占比差值缩减。自2016年以来风电装机与发电量在电源结构中占比差值持续缩小，这一方面是由于风电装机增长放缓，另一方面则归功于风电整体利用小时数持续提升，存量装机的发电量快速增长。图6：风电在电源中装机与发电量占比差值逐步缩减若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本10%8%6%4%2%0%装机占比发电量占比占比差值8.6%9.0%9.2%9.3%7.0%6.1%.2%5.3%4.3%.8%.0%3.2%.9%.3%.1%.6%1.1%0.4%1.8%.7%.2%.6%301122246420082009201020112012201320142015201620172018Q1若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：国家能源局，中电联，中信证券研究部存量市场：弃风限电好转，运营收益提升弃风限电持续改善，风电利用率提升利用小时数提升，弃风率下降。根据国家能源局统计，2017年全国风电平均利用小时数达1948h，较上年增加206h，同比增幅达11.8%；2018年一季度，风电平均利用小时数仍保持进一步回升态势，达592h，同比增长26.4%，预计全年利用小时数有望突破2200h，创近六年最高纪录。与此同时，全国弃风率保持稳步下降态势，2017年全国弃风率为12.1%，同比下降5pcts；2018年一季度全国弃风率降至8.5%，同比下降3.6pcts。若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 图7：全国风电年平均利用小时数及弃风率若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本25002000150010005000利用小时数弃风率利用小时数（YoY）207418931948172815.4%174217.1%10.7%12.1%8.0%8.5%592201320142015201620172018Q130%25%20%15%10%5%0%-5%-10%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：国家能源局，中信证券研究部非限电地区利用小时数稳中有升。在风电开发重心南移，装机结构优化的背景下，2017年全国非限电地区省份利用小时数总体保持稳中有升态势，其中福建风电利用小时数高达2756h，位居全国首位。但总体而言，国内非限电省份多位于低风速地区，风资源相对较差，在限电地区弃风限电情况显著改善，带动整体利用小时数大幅提升的情况下，2017年非限电省份利用小时数达到全国平均水平以上的省份降至13个，较2016年减少7个。图8：国内非限电省份风电利用小时数多数保持稳中有增201520162017300025002000150010005000北京天津山东上海江苏浙江安徽福建江西河南湖北湖南重庆四川陕西青海西藏广东广西海南贵州云南资料来源：国家能源局，中信证券研究部国内风电利用小时数提升动能再次回归到限电地区弃风改善。2017年非限电地区风电累计装机规模占比达33.4%，同比继续上升2.4pcts，而发电量占比约32.4%，同比增加0.2pct，增幅趋缓，由非限电地区规模占比增加所带来的边际贡献逐步减弱。图9：限电地区与非限电地区累计装机规模占比图10：限电地区与非限电地区年发电量占比限电地区非限电地区限电地区非限电地区若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本100%80%60%40%20%0%20132014201520162017100%80%60%40%20%0%20132014201520162017若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：国家能源局，中信证券研究部资料来源：国家能源局，中信证券研究部若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 “三北”地区实现弃风率与弃风量“双降”。分区域来看，在2016年达到弃风率高点后，2017年东北、华北、西北三大限电地区弃风率下降明显，弃风率降至13.4%/11.3%/24.2%，同比减少5.9pcts/4.9pcts/9.2pcts，弃风量为53.3亿/126.3亿/234亿kWh，同比下降21.6%/21.1%/10.7%，实现了弃风率和弃风量“双降”。预计未来弃风限电情况将持续向好，以实现2020年“三北”地区限电率降至5%以下的目标。图11：限电区域弃风情况若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本300250200150100500东北弃风量（亿kWh）华北弃风量（亿kWh）西北弃风量（亿kWh）东北弃风率华北弃风率西北弃风率2013201420152016201735%30%25%20%15%10%5%0%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：国家能源局，中信证券研究部分季度、分省份来看：华北限电情况总体可控，内蒙古弃风问题突出。河北、山西两省弃风率保持稳步下降态势，目前均降至3%以内的可接受范围；华北地区弃风问题主要集中于内蒙古（蒙西），2018年一季度内蒙古弃风率达21.9%，不降反升4.8pcts，单季度跃居全国最高。东北形势整体向好，逐步熨平冬季弃风率波动。虽然东北地区冬季弃风率常有反复，但其主要为供暖季电调峰压力增大引起的季节性波动，无碍总体弃风率下降趋势。同时，随着东北地区2016年后正式启动电力辅助服务市场，火电调峰能力大幅增强，季节性波动已逐步得以熨平。以2018年一季度为例，黑龙江、吉林、辽宁三省弃风率已分别降至8.6%、8.1%、2.3%，同比降幅高达28.4pcts、37.8pcts、13.5pcts。西北限电逐季改善，弃风率下降空间巨大。新疆和甘肃作为国内限电问题最为严重的两省，弃风率由2016年一季度最高的48.6%/47.6%下降至2018年一季度的21.6%/19.5%，对应单季度弃风电量由29.3/32.2亿kWh降至21/14.1亿kWh。限电情况虽然得到大幅改善，但两省弃风形势仍然十分严峻。图12：限电省份分季度弃风率全国河北山西内蒙古辽宁吉林黑龙江甘肃宁夏新疆60%50%40%30%20%10%0%14Q314Q415Q115Q215Q3-416Q116Q216Q316Q417Q117Q217Q317Q418Q1资料来源：国家能源局，中信证券研究部若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 限电省份基本完成保障性收购利用小时数指标。国家能源局下发《做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，定量化明确了各地区的风电最低利用小时数，对风电电量收购进行强力保障。2017年，全部规定风电最低保障收购年利用小时数的地区的风电实际发电小时数较2016年均显著增加，但新疆Ⅲ类资源区、甘肃、宁夏、吉林Ⅲ类资源区未达到风电最低保障收购年利用小时数要求。其中，甘肃Ⅱ类和Ⅲ类资源区实际利用小时数与最低保障收购年利用小时数偏差分别为-305h和-383h；宁夏由于来风情况偏差，偏差为-200h；新疆Ⅲ类资源区和吉林Ⅲ类资源区偏差分别为-116h和-112h；而其余地区达到风电最低保障收购年利用小时数要求。表1：2017年风电重点地区最低保障收购年利用小时数落实情况资源区地区最低保障性收购利用小时数2017年实际利用小时数2017年利用小时数同比增加2017年偏差小时数Ⅰ类内蒙古除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区20002115177+115新疆乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、克拉玛依市、石河子市19002119396+219Ⅱ类内蒙古赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市19001987263+87河北张家口市19002185131+285甘肃嘉峪关市、酒泉市18001495450-305Ⅲ类甘肃除嘉峪关市、酒泉市以外其他地区18001417238-383新疆除乌鲁木齐、伊犁哈萨克族自治州、克拉玛依市、石河子市以外其他地区18001684475-116吉林白城市、松原市18001688371-112黑龙江鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区19001910207+10宁夏1850165097-200Ⅳ类黑龙江其他地区18501907255+57吉林其他地区18001972518+172辽宁18502141213+291山西忻州市、朔州市、大同市1900199872+98资料来源：国家能源局，中信证券研究部用电需求回暖+多项措施并举，促进风电消纳社会用电量增长加速。2016年以来，随着国内经济增长步入新常态，全社会用电量增速由2015年的低谷开始企稳回升，2017年，国内全社会用电量达63077亿kWh，同比增幅6.6%，增速超出市场预期。分领域看，第一产业、第二产业、第三产业、居民生活用电量占比分别为1.8%/70.4%/14.0%/13.8%，同比增速分别为7.4%/5.5%/10.7%/8.0%，各领域用电量均显著提升，为风电等新能源装机并网及电量消纳奠定了增量需求基础。图13：全社会用电量增速回升（亿kWh）图14：各领域用电量增速回升第一产业第二产业第三产业第一产业YoY第二产业YoY居民生活YoY若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本70000600005000040000300002000010000016%14%12%10%8%6%4%2%0%16%14%12%10%8%6%4%2%0%-2%第三产业YoY居民生活YoY20102011201220132014201520162017若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：中电联，中信证券研究部资料来源：中电联，中信证券研究部多项政策出台，重点解决可再生能源消纳问题。针对2015年后限电地区弃风率高企问题，国家发改委、能源局等部门先后出台了多项环节弃风限电政策措施，同时国家电网也积极从技术、政策、管理等方面着手，重点提升限电省份风电消纳和外送能力。若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 表2：近两年国家出台促进可再生能源消纳相关文件时间部门政策文件2016.2能源局《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》2016.2能源局《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》2016.3发改委《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》2016.4能源局《关于征求建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求通知意见的函》2016.5能源局《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》2016.6能源局《国家能源局关于推动东北地区电力协调发展的实施意见》2016.7能源局《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》2016.7发改委《关于可再生能源调峰机组优先发电试行办法的通知》2016.10能源局《跨区域省间可再生能源增量现货交易规则（征求意见稿）》2017.2能源局《2017年度风电投资监测预警结果的通知》2017.11发改委、能源局《解决弃水弃风弃光问题实施方案》资料来源：国家发改委，能源局，中信证券研究部特高压输电通道集中落地，跨区域消纳能力加大。为提升清洁能源电力大规模外送能力，我国大力推进特高压线路建设，目前已累计建成特高压项目中与弃风弃光限电地区直接相关特高压外送通道共10余条，大部分集中于2016H2之后建成投运，增加限电地区电力外送能力8000万kW以上，为当地弃风弃光问题带来最直接的实质性改善。表3：与弃风弃光限电地区直接相关特高压电力外送通道工程名称类型输送容量（万kW）输送电量（TWh）投运时间锡盟-山东（蒙电外送）1000kv交流2016.7宁东-浙江（宁电外送）±800kV直流800482016.9蒙西-天津南（蒙电外送）1000kV交流2016.11晋北-江苏（晋电外送）±800kV直流800452017.7酒泉-湖南（甘电外送）±800kV直流800482017.6锡盟-胜利（蒙电外送）1000kV交流2017.7锡盟-泰州（蒙电外送）±800kV直流1000602017.9扎鲁特-青州（东北电力外送）±800kV直流1000602017.12上海庙-山东（蒙电外送）±800kV直流1000602017.12建成准东-皖南（疆电外送）±1100kV直流120072在建蒙西-晋中（蒙电外送）1000kV交流待建资料来源：国家电网，中信证券研究部推进火电灵活性改造，开展电力辅助服务市场。光伏风电间歇性和波动性大，大规模并网对电网调峰能力要求高。国家能源局在2016年6、7月分两批下发火电灵活性改造试点项目通知，确认两批共24个项目纳入提升火电灵活性改造试点，共涉及火电机组约1700万kW，主要位于限电情况较严重的三北地区。根据电力“十三五”规划，“十三五”期间我国三北地区将实现火电灵活性改造规模近2.2亿kW，其中热电机组灵活性改造约1.3亿kW，改造完后将为三北地区将增加调峰能力4500万kW。目前我国灵活调节电源比重仅6%（三北地区仅4%），火电灵活性改造完成不到1000万kW，调峰能力仍具备大幅提升空间。另外，自2016年以来，电力市场辅助服务机制除西藏外，已在全国基本建成，运行情况良好，其中西北地区取得效果最为显著，可通过市场化资源配置作用，促进清洁能源消纳。若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本图15：两批火电灵活性改造项目规模改造规模（万kW）项目数量图16：2017年电力辅助服务补偿费用（亿元）17Q2补偿17Q3补偿17Q4补偿电费占比若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本140012001000800600400200020151050第一批第二批505%404%303%202%101%00%华北东北西北华东华中南方若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：国家能源局，中信证券研究部资料来源：国家能源局，中信证券研究部发展风电供暖，促进清洁能源就地消纳。三北地区冬季弃风限电最为严重，且采暖需求较大，利用蓄热式电采暖即可满足采暖需求，又可较好响应风电，促进风电就地消纳。在一系列政策的推动下，近年来我国风电供暖试点不断扩大，主要覆盖了甘肃、吉林、内蒙古等限电地区，同时实施了跨省域风电供暖。以河北为例，2017年国网河北电网完成了历年规模最大煤改电配套电网建设，累计改造供暖面积超3000万平米，其中张家口按照国家能源局每1万kW风电配套制热量满足2万平米建筑供暖需求的标准，全面推进实施风电供暖，2017年计划设立风电供暖试点509万平米，对应年消耗风电达7.08亿kWh。表4：清洁能源供暖相关法规年份部门政策2013国家能源局《关于做好风电清洁供暖工作的通知》2015国家能源局《关于在北京开展可再生能源清洁供热示范有关要求的通知》2015国家能源局《关于开展风电清洁供暖工作的通知》2016国家能源局《关于做好2016年度风电消纳工作有关要求的通知》2016发改委等八部委《关于推进电能替代的指导意见》2017国家能源局《关于开展北方地区可再生能源清洁取暖实施方案编制有关工作的通知》2017发改委《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》资料来源：国家发改委，能源局，中信证券研究部风电运营收益丰厚，补贴下发将改善运营商资金状况风电运营利润丰厚，收益随利用小时数增加。企业新能源电站运营业务盈利能力较强，毛利率一般可达60%。以华北地区某典型风电场为例，在合理假设下，当按最低保障性收购利用小时数1900h计算时，项目资本金IRR为10.5%，全生命周期收益净现值约为0.9亿元；当按照2017年实际发电利用小时数约2100h计算时，项目资本金IRR提升至13.7%，净现值增加到1.7亿元。由此可见，风电项目运营收益随发电利用小时数增加而显著提升，在消纳得以保障的情况下，风电运营项目投资回报率十分可观，可为企业提供稳定而丰厚的现金流。表5：华北某典型风电场参数假设装机容量（MW）投资成本（元/W）上网电价（元/kWh）运维开支（元/kWh）杠杆比率贷款利率运营年限（年）还款年限（年）折旧年限（年）项目残值1007.50.50.0870%5%2015155%资料来源：中信证券研究部若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 图17：典型风电项目运营收益核算净现值(亿元)IRR若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本2.52.01.51.00.50.0(0.5)20%15.3%13.7%12.1%10.5%8.9%7.3%5.7%1600h1700h1800h1900h2000h2100h2200h15%10%5%0%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：中信证券研究部测算受益弃风限电情况好转，风电运营商财务状况改善。随着风电利用小时数持续提升，风电运营商不仅收益增长潜力较大，整体财务状况已将得到不同程度的改善。以国内主流风电运营商为例，除协合新能源出现高位回落外，大部分风电运营商流动比率、速动比率、已获利息倍数等偿债能力和ROE指标呈现触底回升态势，预示着运营商对风电场的投资热情有望迎来转暖。图18：风电运营商流动比率图19：风电运营商速动比率龙源电力华能新能源龙源电力华能新能源新天绿色能源协合新能源新天绿色能源协合新能源大唐新能源华电福新大唐新能源华电福新221.51.511若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本0.50201320142015201620170.5020132014201520162017若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：公司公告，中信证券研究部资料来源：公司公告，中信证券研究部图20：风电运营商已获利息倍数图21：风电运营商ROE若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本龙源电力华能新能源新天绿色能源协合新能源大唐新能源华电福新642020132014201520162017龙源电力华能新能源新天绿色能源协合新能源大唐新能源华电福新2013201420152016201716%14%12%10%8%6%4%2%0%-2%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：公司公告，中信证券研究部资料来源：公司公告，中信证券研究部风电上网电价补贴占比低于光伏，对企业现金流压力较小。风电、光伏等新能源标杆上网电价=燃煤标杆上网电价+电价补贴，其中光伏电价中补贴部分占比为40%-60%，而风电若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 电价中补贴部分占比已降至20%-50%。由于国家可再生能源补贴资金常年出现动辄两三年的拖延情况，因此选择补贴占比较低的风电运营业务，对企业的现金流压力相对较小。图22：光伏上网标杆电价组成及补贴占比（元/kWh）若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本0.80.70.60.50.40.30.20.10.0燃煤标杆上网电价光伏补贴补贴占比70%60%50%40%30%20%贵州河北…安徽河南江苏福建山东重庆江西浙江上海湖北广西海南湖南广东南疆甘肃东蒙东青海山西云南陕西北京天津河北…吉林黑龙江辽宁四川北疆宁夏蒙西甘肃西10%0%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：国家发改委，能源局，中信证券研究部图23：风电上网标杆电价组成及补贴占比（元/kWh）若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本0.60.50.40.30.20.10.0燃煤标杆上网电价风电补贴补贴占比50%40%30%20%10%青海山西贵州陕西北京河北…天津安徽辽宁河南江苏福建山东重庆四川江西浙江上海湖北广西海南湖南广东南疆宁夏甘肃东吉林黑龙江甘肃西蒙东云南河北…北疆蒙西0%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：国家发改委，能源局，中信证券研究部第七批补贴下发，运营企业现金流有望实现显著改善。2018年6月15日，财政部、国家发改委、能源局联合下发了第七批可再生能源电价附加资金补贴目录，涉及可再生能源发电项目规模合计55.84GW，其中包括风电项目475个，并网容量33.86万千瓦，占全部并网发电项目的64%，占风电总并网容量21%，主要集中在新疆、内蒙古、云南等地区。该批补贴目录从2017年3月起开始申报，涵盖了2015年3月至2016年3月的并网项目，其中最长补贴拖欠项目时长已超过3年。我们预计，第七批补贴资金有望在未来几个月陆续发放，有利于进一步改善运营企业现金流。表6：第1-7批可再生能源电价附加资金补助目录（万kW）批次发布时间生物质风电光伏地热独立工程接网工程（km）合计第一批2012.6.1276.62914.040.02990.68第二批2012.10.15138.381416.265.581.059694.51561.27第三批2012.12.201059.222154.1930.414143.73第四批2013.2.26205.562031.32228.460.0574282465.59第五批2014.8.21144.47905.4313.870.20.5918695.81364.33第六批2016.8.242633171.171951.665385.83第七批2018.6.15145338620535584资料来源：国家能源局，中信证券研究部若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本图24：各批补贴目录风电规模及占比风电规模（GW）风电占比33.9图25：第七批目录中各省风电规模分布（GW）98若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本35302520159.1105014.221.520.39.131.7100%780%660%5440%320%21北京河北山西内蒙古辽宁吉林黑龙江上海江苏浙江安徽福建江西山东河南湖北湖南广东广西重庆四川贵州云南陕西甘肃青海宁夏新疆0%0若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：国家能源局，中信证券研究部资料来源：国家能源局，中信证券研究部风电补贴拖延边际影响逐步减小。我们经过测算发现，第七批补贴目录中，风电补贴截至近日总计金额约为326亿元，单位补贴力度较前六批补贴相比已显著下降。另外，除去1-7批补贴目录之外，截至2017年底仍有约32GW的2016年3月后并网风电规模未纳入补贴目录，约占风电总并网规模的15%。测算结果显示，该部分项目每年所需补贴约124亿元，约占每年风电总补贴需求18%，截至上半年对应目补贴缺口约146亿元，约占风电总补贴缺口5%。表7：风电补贴资金情况测算时间装机量平均发电小平均单位补贴假设并网时间所需一年补贴截止18H1所需第一批(GW）9时数1850（元/kWh）0.212008/5/31（亿元）36补贴（亿元）359第二批1418500.212009/12/3155469第三批2218500.212011/11/3084552第四批2018500.212012/12/3079434第五批918500.212013/9/3035167第六批3218500.212015/2/28124409第七批3418500.212015/12/311323261604-1606518500.222016/6/3020401607-16121218500.222016/12/3147691701-1706618500.202017/6/3022211707-1712918500.202017/12/313415一年所需总补贴671第七批以后并网项目一年所需补贴124补贴缺口2861第七批以后并网项目补贴缺口146资料来源：Solarzoom，中信证券研究部测算配额制度或将升级，强制“绿证”有望缓解补贴压力。近日，国家发改委、能源局等部门对可再生能源电力配额与考核方法进行了新一轮征求意见，在后续即将下发的新版文件中对配额义务主体消费可再生能源、购买“绿证”的强制力度有望加强。对于超过最低保障小时数的风电发电量，通过用绿证代替补贴，将加速企业现金回笼，在较大程度上缓解可再生能源补贴资金拖欠压力，助力风电行业加快摆脱补贴政策依赖，保障长期健康发展。若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 增量市场：装机触底反转，规模增长复苏“红六省”受限+中东部建设期拉长，风电装机规模触底风电投资检测预警机制建立。2016年7月，国家能源局下发《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，正式建立风电投资监测预警机制，对弃风限电严重地区风电新增装机规模进行严格管控。预警机制主要考察政策类指标、资源和运行类指标、经济类指标，并对弃风率和利用小时数拥有一票否决权。预警程度由高到低分为红色、橙色、绿色三个等级，代表风电开发投资风险由大到小，其中红色预警地区禁止新增风电项目核准及并网，橙色预警地区当年不下达年度开发建设规模，而绿色地区可正常合理推进风电项目投资开发建设。表8：风险投资监测预警指标计算方法指标名称指标表征意义X=Pc×10%+Pe×10%+RNAP×10%+RCUR×30%+HU×15%+PD×15%+RL×10%X风电投资监测预警程度，对应红色、橙色、绿色三个预警等级Pc年度开发方案完成率Pe风电开发政策环境RNAP调节能力较差电源装机比重RCUR弃风率HU年平均利用小时数PD交易价格同比降幅RL抽样亏损率指标资料来源：国家能源局，中信证券研究部红色预警地区装机规模受限，“三北”地区风电减少规模下降。监测预警机制出台伊始，黑龙江、吉林、新疆、甘肃、宁夏五省即被列入红色预警名单，2017年2月后第二次预警结果又新增内蒙古为红色预警省份。作为风电主要资源地区的“红六省”项目建设受到全面限制，叠加2015年风电抢装提前透支部分需求，直接导致2016-2017年“三北”地区新增装机容量大幅下降，进一步导致国内风电装机市场陷入低迷。图26：“红六省”风电建设受限导致装机规模下滑若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本全国装机(GW)"红六省"装机(GW)"红六省"占比30.823.223.418.917.619.716.15.43.32.26.23.713.88.60.913.01.58.65.17.37.32.8111353025201510502007200820092010201120122013201420152016201770%60%50%40%30%20%10%0%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：CWEA，中信证券研究部风电市场向中东南部转移，非限电地区保持稳定增长。在“三北”限电地区新增装机规模大幅下滑的背景下，国内风电建设市场逐渐转向中东部非限电地区。2017年华东地区、西南地区（扣除异常省份云南后）装机规模基本保持稳定，而中南地区成为全国风电装机唯一实现正增长的区域，新增装机规模达4.5GW，同比增幅44%，跃居为仅次于华北地区的全国第二大风电装机市场。若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本图27：全国分区域风电新增装机规模（GW）东北地区华北地区华东地区西北地区西南地区中南地区图28：限电地区与非限电地区新增装机占比限电地区非限电地区100%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本1280%860%40%420%200420052006200720082009201020112012201320142015201620172004200520062007200820092010201120122013201420152016201700%资料来源：CWEA，中信证券研究部资料来源：CWEA，中信证券研究部中东部低风速地区项目施工周期拉长，风电装机增长节奏减慢。由于中东部地区经济较为发达、人口相对稠密、土地资源有效，且环保审查严格、前期工程准备繁琐，再加上多山地带地形复杂、气候变化多样，施工难度增大，导致中东部风电建设周期被显著拉长。再加上中东部多为低风速风区，企业前期缺乏相关技术储备和开发经验，项目推进和推广速度较慢。一般而言，“三北”平原地区风电项目建设周期多在6-12个月以内，而中东部地区建设周期往往长达2年左右。因此，过去两年作为风电建设进度换挡过渡期，原有新增装机节奏被打乱，中东部建设规模增量难以支撑行业整体装机规模增长。图29：中国风能功率密度分布资料来源：CWEA，中信证券研究部“红六省”逐步解禁，中东部装机常态化，风电建设将企稳回升“红六省”变“红三省”，蒙黑宁解除红色预警。随着限电地区弃风状况改善，年初黑龙江、内蒙古、宁夏解除风电红色预警，新疆、甘肃、吉林继续维持红色预警，原“红六省”变为“红三省”，2018年“三北”地区风电建设限制逐步放开，装机有望迎来恢复性增长。若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 表9：风电投资监测预警“红六省”变为“红三省”地区2016年2017年利用小时弃风率预警结果利用小时弃风率预警结果新疆（含兵团）129038%红色175029%红色甘肃108843%红色146933%红色宁夏155313%红色16505%绿色黑龙江166619%红色190714%橙色吉林133330%红色172121%红色内蒙古183021%红色206315%橙色资料来源：国家能源局，中信证券研究部“三北”地区风电项目收益率居高，投资吸引力强。在不考虑弃风限电的情况下，若按照2018年下调后风电上网电价测算，国内四类资源区风电场IRR均将保持13%以上，且由Ⅰ至Ⅳ类资源区依次由高到低，其中Ⅰ、Ⅱ类资源区IRR可达16%左右，“三北”地区（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区）风电投资收益总体略高于中东部（Ⅳ类资源区）地区。若考虑“三北”地区5%-20%的弃风率，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区IRR降至9%-11%，投资收益依然可观。同时，“三北”地区多为荒漠平原，风电项目施工相对简便，建设速度较快，红色预警解禁之后市场有望重新放量，为风电企稳回升提供实质性支撑。表10：各资源区风电项目投资收益率测算（采用2018年上网电价）资源区系统成本（元/kW）上网电价（元/kWh）弃风率年利用小时数资本金IRRⅠ类70000.4020%2500200016.2%9.0%Ⅱ类75000.45015%2300195516.0%10.6%Ⅲ类79000.4905%2100199514.5%11.1%Ⅳ类85000.570190013.3%资料来源：国家发改委，中信证券研究部测算技术发展突破资源限制，低风速地区风电项目经济性提升。在机组技术创新等因素的驱动下，全国80m高度风资源可开发量从3500GW增加到4200GW，其中，中东南部19省低风速资源技术开发量由300GW增加到1000GW。同时，随着风机尺寸增大、功率提升，以及系统控制和选址策略优化，中东南部低风速地区风电场开发经济效益持续提升，部分年均风速5-6m/s风电场年发电利用小时数可达1900-2000h，凭借无限电的优势，资本金IRR约13%，项目具备较强吸引力。图30：技术进步带来可开发低风速资源大幅提升80m高度传统风资源（GW）新增低风速风资源（GW）增幅若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本706050507%401060%279%244%4706%203%217%2831%1077%457%244%198%10000%1000%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本30124%20100103%92%97%129%127%71%100%10%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本河南河北安徽陕西四川广西山东湖北山西云南江苏广东江西湖南贵州海南浙江福建重庆资料来源：国家气候中心，中信证券研究部若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 图31：全球风机尺寸大型化趋势图32：国内风机平均风轮直径及功率（m，MW）若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本1501005002MW风轮直径新增风机功率累计风机功率2.52.01.51.00.5200720082009201020112012201320142015201620170.0若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：IEA，EWEA，中信证券研究部资料来源：CWEA，中信证券研究部中东部装机步入常态化，增长节奏提速。风电开发商和业主逐步积累起中东部项目建设经验，通过优化方案设计和精细化过程管理等方法，有利于解决风电施工周期拉成问题。从2016年算起，今年已进入国内风电南移第三年，低风速风区项目经过两年过渡期，已步入并网交付节奏常态化阶段，将逐步消除项目建设期周期换挡影响，带动国内风电迎来装机增长的反转机遇。“十三五”风电装机潜力巨大，预计年装机规模有望达30GW。据金风科技测算，自2015年7月以来，国内风电招标规模共计66.3GW，其中约有41GW容量于2016-2017年间完成吊装。按照各省规划，2017年全国16省共新增风电核准容量约42GW，对应2018年前已核准（含已招标）未吊装容量共计67.3GW。按照风电核准指标两年有效期测算，该67.3GW项目需于2019年底之前进行实质性开工建设，否则极有可能面临收回指标风险。因此，我们预计，未来两年风电年均装机规模有望达25GW以上，对应年市场空间达2000亿元。若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本706050403020100414266.367.3图33：2018年前核准未建风电项目测算（GW）图34：2017年新增风电核准项目分布（GW）5.44.84.13.54.23.03.32.72.22.31.70.71.90.81.10.3654321河北陕西山东河南湖南湖北青海贵州广东山西江苏宁夏广西江西安徽内蒙0若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：彭博新能源财经，金风科技，中信证券研究部资料来源：各省发改委，中信证券研究部近年招标量持续高位，预示18年装机规模高增长可期。2016-2017年国内风电招标规模分别为28.4GW和27.2GW，均处于历史高位。按照以往规律，风电实际装机一般落后于招标期1年左右，因此风电招标规模通常可作为装机规模的领先指标；而由于近年来风电建设向中东南部转移，开发难度加大导致施工周期延长，时间差往往被拉长到2年左右。2015年7月以来仍有约25GW已招标未建项目进入集中兑换期，加上“三北”地区新增招标项目有望快速落地，将推动风电装机规模大幅攀升。若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 图35：风电分季度招标规模若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本招标规模（GW）招标规模（YoY）1210864211Q111Q211Q311Q412Q112Q212Q312Q413Q113Q213Q313Q414Q114Q214Q314Q415Q115Q215Q315Q416Q116Q216Q316Q417Q117Q217Q317Q418Q10200%150%100%50%0%-50%-100%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：金风科技，CWEA，中信证券研究部海上风电、分散式风电进入增长新时期海上风电装机增长提速海上风电政策渐明，成为行业重要发展方向。我国海岸线狭长，海上风电资源丰富，在政府政策的助力之下，海上风电迎来快速增长。据CWEA统计，2017年我国海上风电新增装机容量为1.16GW，同比增长96.61%，累计并网容量达2.79GW，呈现加速发展态势。各地积极布局，行业加大投资。随着海上风电电价政策明确、建设成本持续下降以及配套产业日渐成熟，“十三五”期间我国海上风电步入健康发展轨道，有望超额完成2020年并网5GW、开工10GW的规划目标。同时，我国东南沿海各省（市）积极规划长期海上风电发展目标，目前确定的规划容量超过56GW。图36：中国海上风电装机容量图37：中国海上风电中长期规划(GW)若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本32.521.510.50新增（GW）累计（GW）新增（YoY）300%200%100%0%-100%6056504030201010502.8若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：CWEA，中信证券研究部资料来源：CWEA，中信证券研究部海上风电项目加速落地。据统计，截至2017年底，我国已核准及在建海上风电项目25个，合计规模达6.6GW，项目主要位于福建、江苏、浙江、广东、天津、辽宁和河北，其中江苏8个项目总规模达2.3GW，广东6个项目总规模达1.6GW，福建6个项目总规模达1.4GW。东南沿海凭借独特的地理位置和丰富的海上风电资源优势，有望持续加快海上风电开发进程。表11：国内海上风电项目汇总项目名称装机规模（MW）投资规模（亿元）华能如东八角仙300MW海上风电项目30051鲁能江苏东台200MW海上风电场项目200大唐江苏滨海300MW海上风电场300国华投资江苏分公司东台四期（H2）300MW海上风电项目302若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 项目名称装机规模（MW）投资规模（亿元）江苏龙源蒋家沙300MW海上风电场30053国家电投滨海北区H2#400MW海上风电工程40064龙源江苏大丰（H12）200MW海上风电项目20028三峡新能源江苏大丰300MW海上风电项目300福建大唐国际平潭长江澳185MW海上风电项目18536福清兴化湾300MW海上风电场一期（样机试验风场）7915福建莆田平海湾海上风电场F区20038福建莆田平海湾海上风电场二期项目26450福建莆田南日岛海上风电一期项目40083中广核福建平潭大练300MW海上风电项目30061珠海桂山海上风电场示范项目12027湛江外罗海上风电项目(一期)工程19837三峡新能源广东阳江阳西沙扒海上风电项目30054中广核阳江南鹏岛400MW海上风电项目40081中节能阳江南鹏岛300MW海上风电项目30058粤电阳江沙扒海上风电项目30060浙能嘉兴1号海上风电场工程项目30056国电舟山普陀6号海上风电场2区工程25245中水电天津南港90MW海上风电项目90山峡新能源大连庄河300MW海上风电项目30051唐山乐亭菩提岛300MW海上风电示范项目30056资料来源：CWEEA，中信证券研究部分散式风电开启增长元年分散式风电具备开发建设及消纳优势。分散式风电指位于用电负荷中心附近，不以大规模远距离输送电力为目的，所产生的电力就近接入电网，并在当地消纳的风电项目。同常规的集中式风电相比，分散式风电具有前期工程量少、土地要求低、施工成本降低、接入流程简化、交易方式灵活等特点，成为解决中东南部低风速、开发困难的有效解决方案。表12：分散式风电与集中式风电对比项目分散式风电集中式风电装机规模6MW-50MW不限接入电压35kV及以下110kV及（66kV）以上配套接入工程原则上不新建新建送出线路分布地多为中东部、南方多为“三北”地区消纳特点就近接入、配网内消纳大规模外送指标管理不受指标管理受指标管理审批方式下放地方，或备案制下放地方，核准制发电业务许可证符合要求则不需要需要资料来源：国家能源局，中信证券研究部分散式风电政策持续出台。《可再生能源发展“十三五”规划》《风电发展“十三五”规划》均提到通过分散式风电加快开发中东部和南方地区陆上风能资源。2017年5月，国家能源局发布《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》，提出分散式风电项目开发建设应按照“统筹规划、分步实施、本地平衡、就近消纳”的总体原则推进。2017年11月，国家能源局印发《关于加快推进深度贫困地区能源建设助推脱贫攻坚的实施方案》，进一步将风电项目开发作为扶贫的重要方式之一，分散式风电已成为国家能源局大力推进的能源建设项目。2018年成为国内分散式风电增长元年。截至2017年，已有17省在“十三五”能源规划提出将发展分散式风电。贵州、河南、河北、吉林、湖南、江苏等省份已先后发布分散式风电量化建设方案，同时，内蒙古、新疆等省份也在着手布局。2018年一季度能源局下发《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》，规范了分散式风电的并网方式、补贴资金和结若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 算方法等标准，明确了分散式风电“自发自用、余电上网”和“全额上网”两者模式，吹响国内分散式风电全面启动的号角，分散式风电将迎来加速核准、建设、并网的新时期。根据《中国战略性新兴产业发展报告（2016）》（中国工程科技发展战略研究院）预测，2020年我国东中部等地分散式风电开发规模有望超25GW，成为国内风电开发的替代性增量。表13：部分省份分散式风电开发规划省份规模备注河北4.32018-2020年开发规划河南2.082017年公布吉林5.252020年前建设贵州1.22013-2020年开发山西0.992018-2020年开发规划湖南年度风电建设方案中含分散式风电贵州年度风电建设方案中含分散式风电资料来源：金风科技，中信证券研究部增长动能：加速成本下降，开启竞价上网提升利用小时数成为风电降成本关键发电成本持续下降，2020年有望与火电直接竞争。风电资源地和消纳区域往往存在错配，风电较强的资源属性决定了其平价上网在发电侧更具备切实意义。彭博新能源财经数据显示，2017年全球陆上风电的度电成本继续下降至6.7美分/kWh，成为最经济的绿色电力。据IRENA预测，随着容量系数的提高和投资成本的降低，2025年前风电和光伏的度电成本还将显著下降，进入平价上网时代，其中风电度电成本可达到5美分/kWh，可再生能源将主导未来能源行业的新增投资。图38：新能源发电与火电成本对比（美分/kWh）火电陆上风电光伏海上风电12.6126.77.686.46.76.44.656141210864202017中国2017全球平均2025全球平均资料来源：彭博新能源财经，IRENA，中信证券研究部风机成本在风电系统成本中占比最高。在风电场投资结构中，风电机组（包括风机传动系统、叶轮、风塔）成本占比约70%，其余周边系统建设与财务支出费用占比约30%。而在风电度电成本中，折旧费用摊销占比约65%，运营及财务费用占比约35%。由此可见，降低风机系统成本往往被视为降低风电成本的一大关键。若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 图39：风电场投资成本构成财务支出,10%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本周边系统,20%风电机组,70%传动系统,40%风塔,15%叶轮,15%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：《风电成本构成与运行价值的技术经济分析》（王正明、路正南），中信证券研究部风电系统成本下降空间有限。2010年后，由于国内风电装机增长回落，行业经历一轮大洗牌，引发风机行业价格战，风机单位价格从2007年6800元/W的高点快速跌破4000元/W，且至今维持在这一价位附近。从行业盈利能力来看，近年来风机龙头厂商毛利率多维持在10%-25%之间，而部分中等规模企业毛利率低至10%以下，行业长期处于薄利状态。另外，伴随着供给侧改革带来的钢铁、铜、玻璃纤维等原材料价格大幅上涨，加大成本压力，在短期内风机不存在重大技术变革的情况下，风电的系统成本下降空间已十分有限。若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本图40：近年来风机价格降幅趋稳80007000600050004000300020001000200420052006200720082009201020112012201320142015201620170图41：风机龙头厂商毛利率维持在10%-25%金风科技华锐风电华仪电气上海电气明阳风电湘电股份40%30%20%10%0%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：北极星风力发电网，中信证券研究部资料来源：公司公告，中信证券研究部风电成本逐步逼近火电，提升利用小时数成为降本关键。如前文所述，“三北”地区消纳问题的解决和中东南部低风速地区风能开发能力的提升，将为提高风电利用小时数提供巨大空间，从而大幅降低风电全生命周期度电成本。根据我们测算，当利用小时数约2000h时，Ⅰ-Ⅳ类资源区对应平均度电成本可降至0.31-0.38元/kWh；在2018年风电上网电价标准下，对应资本金IRR可达9%-15%。图42：各类资源区风电度电成本及资本金IRR与利用小时数关系若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本0.450.450.42Ⅰ类度电成本Ⅱ类度电成本Ⅲ类度电成本Ⅳ类度电成本Ⅰ类IRRⅡ类IRRⅢ类IRRⅣ类IRR0.430.4130%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本0.400.390.370.400.370.380.360.390.380.360.360.3525%20%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本0.350.350.330.340.320.350.340.330.320.320.340.330.310.3215%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本0.300.310.300.310.300.290.280.300.300.290.280.270.2610%5%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本0.250%1600h1700h1800h1900h2000h2100h2200h2300h2400h2500h若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：国家发改委，中信证券研究部测算若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 在传统火电缺乏降成本途径的背景下，随着风电利用小时数持续提升，其度电成本已逐步接近甚至低于某些省份火电上网电价标准。以2017年国内风电实际运行情况为例，南方地区风电利用小时数多在2000h以上，由于当地燃煤标杆电价相对较高，其中部分省份风电度电成本已显著低于煤电电价，初步具备风火同价上网可行性。此外，若不考虑“三北”地区弃风限电，在风电保证消纳的情况下，具备平价上网潜能省份范围有望进一步扩大。若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本图43：国内各省燃煤标杆上网电价0.50.450.500.45若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本0.450.420.430.420.410.420.400.42若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本0.400.390.380.390.370.39若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本0.40.350.360.370.380.370.360.370.370.320.350.310.330.300.340.35若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本0.30.250.20.150.10.05北京天津上海重庆安徽福建海南冀北冀南河南黑龙江湖北湖南吉林江苏江西辽宁宁夏青海山东陕西浙江甘肃蒙西蒙东山西广东西藏四川新疆广西云南贵州00.260.280.25若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本资料来源：各省发改委，中信证券研究部图44：17年风电运行情况对应平价上网省份资料来源：中信证券研究部测算图45：无弃风情况下风电平价上网省份资料来源：中信证券研究部测算试点项目与竞价新政出台，开启风电平价上网风电平价上网试点项目出台，迎接发展新机遇。2017年9月，国家能源局下发《关于公布风电平价上网示范项目的通知》，拉开风电平价上网时代序幕。通知要求，风电平价上网示范项目上网电价按当地煤电标杆上网电价执行，不核发绿色电力证书，没有额外补贴，在本地电网范围内消纳；示范项目建设规模由各省市主管部门确定，除风电红色预警地区外不受年度规模指标限制；电网配套和消纳将受保障，电力公司做好配套送出工程的建设工作，项目建成后要及时与风电开发企业签订购售合同，充分挖掘系统消纳潜力，优先满足就近消纳要求。此次风电平价上网示范项目共13个，集中在三北地区，包括河北、黑龙江、甘肃、宁夏和新疆，总规模707MW。表14：风电平价上网示范项目一览序号项目名称建设单位拟选场址容量（MW）1风电平价上网及张家口国际可再生能源技术创新试验实证基地张北旭弘新能源科技有限公司和北京鉴衡认证中心河北省张家口市张北县1002建投康保大英图平价上网示范项目河北建投新能源有限公司河北省张家口市康保县1003三峡新能源康保100MW平价上网示范项目三峡新能源康保发电有限公司河北省张家口市康保县100若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 序号项目名称建设单位拟选场址容量（MW）4张家口平价上网风电检测认证实证基地北京鉴衡认证中心有限公司河北省张家口市张北县50若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本5两面井天润平价上网风电项目北京天润新能投资有限公司河北省张家口市张北县50若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本6双城杏山49.5MW风电项目黑龙江新天哈电新能源投资有限公司7双城万隆49.5MW风电项目黑龙江新天哈电新能源投资有限公司黑龙江省哈尔滨市双城区黑龙江省哈尔滨市双城区49.549.5若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本8华能瓜州干河口北50MW风电平价上网示范项目华能甘肃能源开发有限公司甘肃省瓜州县干河口北二南50若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本9甘肃矿区黑崖子50MW风电平价上网示范项目中核汇能有限公司西北分公司甘肃矿区50若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本10上海尘悟玉门平价上网新型风力发电技术示范项目11宁夏东梦灵武高新材料产业园分布式能源示范项目12新疆晋商风电有限责任公司5万千瓦风电项目一期13龙源达坂城风电三场六期4.95万千瓦风电项目资料来源：国家能源局，中信证券研究部上海尘悟环保科技发展有限公司宁夏东梦能源股份有限公司新疆晋商风电有限责任公司新疆龙源风力发电有限公司乌鲁木齐分公司甘肃省玉门十三里井子区域宁夏自治区银川市灵武东山变电站东新疆自治区乌鲁木齐市达坂城区东部新疆自治区乌鲁木齐县托里乡44.55049.5若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本风电竞价上网制度出台，有助于行业摆脱补贴依赖，促进高质量发展。2018年5月24日，国家能源局再次印发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，对风电资源分配方式的重大调整，宣告了延续多年的风电固定标杆上网电价制度将正式退出历史舞台。通知指出：1）从印发之日起，尚未下发2018年度风电建设方案的省（自治区、直辖市），新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目，应全部通过竞争方式配置和确定上网电价；2）已印发2018年度风电建设方案的省和已经确定投资主体的海上风电项目，2018年可继续推进原方案；3）从2019年起，各省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；4）分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。本次风电新政在风电资源分配中引入竞价机制，意在降低风电度电补贴强度，提高风电项目运行效率和竞争力，加速行业优胜劣汰，促进风电产业高质量发展。同时，风电新政并未对存量市场和分散式风电做出竞价要求，相关领域有可能出现抢装行情。竞价上网以保障消纳和优化风电投资环境为前提。消纳问题和附加费征收乱象一直以来成为影响风电运营收益的两大不确定因素。本次新政强调，在补贴退坡的同时，针对风电产业现状，着重从“内修”（提高利用小时数）“外练”（优化投资环境）两方面保障风电项目收益：以风电消纳作为新建的前提，着力提高风电利用小时数，改善弃风限电情况，增强风电消纳及外送能力；控制或消除路条倒卖、资源费等不合理非技术成本，回归风电真实成本，提高审批效率，加快并网进度，为项目投资企业减负，加速平价上网进程。提升利用率和优化投资环境，有利于对冲风电收益下降风险。尽管竞价上网可能会在一定程度上降低风电补贴绝对额，但随着发电利用小时数提升、非技术附加税费出清，其将对收益下滑风险形成有效对冲。以某Ⅱ类资源区风电项目为例：1）标准情景：假设项目单位投资成本为7.5元/W，发电利用小时数为2200h，上网标杆电价为0.45元/kWh，测算得项目资本金IRR为14.4%。当上网电价在0.45元/kWh基础上每下降5%，则对应资本金IRR将下降2.1pcts，企业可接受的净现值为正的电价最低临界点约为0.37元/kWh。若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 1）利用小时数提升：如考虑风电消纳改善，利用小时数提升至2400h，在其他假设相同情况下，与标准情景相比资本金IRR增幅在2.5pcts左右，企业可接受的净现值为正的电价临界点约为0.35元/kWh。2）非技术成本下降：如考虑投资环境改善、非技术成本下降，风电项目建设成本降至7元/W，与标准情景相比资本金IRR增幅在2pcts左右，企业可接受的净现值为正的电价临界点约为0.35元/kWh。3）利用小时数提升+非技术成本下降：如同时考虑利用小时数提升和非技术成本下降，在年利用小时数2400h、项目建设成本7元/W的情况下，与标准情景相比，资本金IRR增幅将达5pcts左右，企业可接受的净现值为正的电价临界点约为0.33元/kWh，与燃煤发电电价相当。由此可见，只要解决好风电消纳问题，理清行业多余税费，加速回归真实成本，可有效提升风电场收益水平，风电项目投资仍具备较强吸引力。图46：提升风电利用小时数和降低非技术成本可有效对冲风电收益下降风险标准情景利用提升成本下降利用提升+成本下降25%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本20%15%10%5%0%20.2%17.5%16.9%14.4%17.8%15.2%14.6%12.3%15.3%13.0%12.4%10.2%12.9%10.7%10.1%8.1%10.4%8.4%7.9%6.1%8.0%6.2%5.7%4.0%5.6%3.9%3.5%1.9%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本0.45元/kWh降价5%降价10%降价15%降价20%降价25%降价30%资料来源：中信证券研究部测算提升发电利用小时数，推动平价上网。在平价上网情景下，假设风电上网电价降至0.3元/kWh，在维持项目建设成本7.5元/W的情况下，探索其对应的发电利用小时数和收益边界。经测算，当风电利用小时数低于2900h时，全生命周期净现值为负值，项目不具备开发经济性；当利用小时数高于2900h时，项目净现值为正值，对应IRR在7%以上，项目具备开发经济性。对于当前风资源条件优越的限电地区而言，在目前的基础上发电利用小时数完全具备30%的提升空间，风电平价上网仍具备可行性。图47：平价上网下风电对应利用小时数与收益若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本净现值（亿元）IRR8.8%7.9%7.0%6.1%5.1%2900h3000h3100h3200h2800h2700h9.8%0.80.60.40.20.0(0.2)(0.4)(0.6)资料来源：中信证券研究部测算12%10%8%6%4%2%0%若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 竞价上网短期或将引发抢装，风电复苏大逻辑未变。在即将开启风电市场化资源配置的竞价上网新阶段，我们预计2018年国内风电项目将迎来进一步加速核准开工，通过及时并网以锁定项目上网电价，避免逾期重新竞价风险，且开发商为快速圈占优势资源，将加速产能释放。同时，投资内外部环境的改善有望提升项目收益质量，进一步刺激风电装机复苏，行业回稳增长的大逻辑未变，风电平价上网有望加速到来。平价上网将提高风电竞争力，促进行业健康发展。随着平价上网的到来，风电将迈入市场化竞争时代，政府在市场中的作用逐渐弱化，行业将逐步摆脱价格制约，度电成本优势将成为核心竞争力，并长期推动风电新技术、新模式的开发与应用，有利于行业持续健康发展。由于市场优胜劣汰的机制将发挥更加显著的作用，低成本、高效率、具备核心技术优势的行业龙头将深度受益，市场份额有望持续提升。风险因素风电装机规模增长不及预期；弃风限电情况改善不及预期；风电上网电价下降过快；制造商原材料成本持续上升；电价补贴政策风险等。估值比较及行业评级行业估值处于历史底部，维持“强于大市”评级。对风电行业上市公司进行对比发现，龙头公司2018的PE均值约为11倍，2019年PE均值为9倍。我们认为，目前风电板块PE估值处于历史底部区间，具备较强安全边际。考虑到风电行业存量市场弃风限电改善、盈利能力提升，增量市场电价下调将刺激装机增长，加之平价上网进程加速，预计2018年起行业将迎来较确定性景气回升周期，龙头企业盈利能力有望实现触底反弹，维持行业“强于大市”评级。表15：风电企业估值比较股票代码公司简称收盘价EPS（元/股）PE（倍）PB（倍）评级（元）20172018E2019E2020E20172018E2019E2020E2018E002202.SZ金风科技12.650.861.101.311.5715121082.0买入002531.SZ天顺风能3.880.260.370.540.691510761.4买入600483.SH福能股份7.190.540.720.851.001310871.1未评级300129.SZ泰胜风能3.410.210.270.350.4416131081.1未评级002080.SZ中材科技8.600.600.841.051.241410871.3未评级平均1511971.4资料来源：Wind，中信证券研究部预测注：股价为2018年7月11日收盘价，福能股份、泰胜风能、中材科技为Wind一致预期若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 投资建议及重点公司分析投资建议我们建议抓住风电行业三条投资主线：1.存量市场：弃风限电好转，运营收益改善1）在装机结构优化、社会用电增长加速以及国家多项重点举措加码下，2016年以来限电地区弃风情况实现实质性好转，风电场运营收益率迎来显著提升。2）随着第七批可再生能源补贴资金加速下发，风电运营商现金流将实现大幅改善，行业将进一步回归有序高效的发展轨道。2.增量市场：迎来装机反转，进入高增长周期1）随着弃风限电持续改善，风电投资风险预警的“红六省”变为“红三省”，限电地区风电新增建设项目限制逐步放开。在高收益率的吸引下，“三北”地区作为传统风电装机主力地区，将迎来显著恢复性增长。2）在装机南移的背景下，经历两年换挡过渡期，低风速地区建设周期拉长影响逐渐消除，中东南部省份风电装机增长节奏将回归常态化。3）2018年前核准未建规模约67.3GW，需在19年底前开工，否则将面临收回指标风险，为未来两年装机增长奠定基础；招标量持续高位预示18年增长可期，预计装机量将达30GW，对应市场空间2000亿元以上。4）海上风电和分散式风电项目规划及政策出台加速，进入增长新时期，有望成为风电市场重要的补充性增量。3.增长动能：加速成本下降，拥抱平价上网1）目前风电度电成本已逐步逼近火电，平价上网已渐行渐近。在风电系统成本下降空间有限的情况下，提高发电利用小时数可显著降低风电度电成本，提高项目收益率，短期内已具备风火同价上网可行性。2）国家发布平价试点项目和竞价上网新政，逐步试水平价上网，通过提高风电项目消纳能力、降低非技术附加成本等途径，可有效对冲上网电价下降造成的收益率下行压力，有利于提升风电产业竞争力，刺激装机复苏，保障行业长期健康增长。基于上述逻辑，我们看好风电行业的周期反转机遇，重点推荐：金风科技（全球风机龙头）、天顺风能（风塔龙头，市占率持续提升）；建议关注：福能股份（优质风电场运营商）、泰胜风能（风塔龙头）、中材科技（叶片龙头）。若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 重点公司分析金风科技：风机行业龙头，迎来向上周期风机业务将跟随行业迎来反转机会。2017年公司风机装机规模超5.3GW，市占率29%（+2pcts），连续七年排名全国第一，位列全球第三。公司2.0MW以上风机销量明显增加，销售容量占比增至87%（+27pcts），单体风机大型化趋势已定。截至17年底，公司外部订单总量为9353.45MW，中标未签订单6502.4MW，在手外部订单共计15855.85MW。此外，公司另有内部订单为602.2MW。尽管公司风机业务受市场需求萎缩影响持续下滑，但预计2018年国内风电装机规模有望从2017年的19.6GW增至25GW以上，风电行业将迎来触底反弹，公司作为行业龙头增长空间巨大。积极推进风电场开发，扩张规模改善弃风。风电场投资及开发业务是公司第二大核心业务。得益于电力改革以及弃风限电的改善，2017年公司风电场机组发电利用小时数增至1994小时，发电收入达32.55亿元（+34.66%），风电场投资收益达6.50亿元，同比增长11.611倍。截至2017年底，公司风电场累计并网容量/权益并网容量分别达4.71GW/3.87GW，在建风场容量1.52GW，已核准未开工权益容量达2.78GW。公司加快推进分散式风电开发，已获140MW分散式项目核准，布局行业新增长点。风电服务贯彻“互联网+智慧能源”，风电场开发大有可为。公司快速切入风电后服务市场，发展数字化、高附加值的全生命周期风电运营管理服务模式，推动风电降本增效。公司为全球超3.5万台机组、992多个风电场提供建设、运维等服务和技术支持，超过2万台机组已接入公司的全球监控中心，稳步推进“互联网+智慧能源”应用项目。风险提示：行业竞争加剧；弃风限电改善不及预期；风电行业增长不达预期等。盈利预测及估值：2018年风电将触底反弹，行业装机量有望超25GW，公司作为风机龙头将享受市场空间和市占率的双重提升，迎来阶段性加速增长。我们维持预计公司2018-2020年EPS为1.10/1.31/1.57元，对应PE为12/10/8倍，给予公司2018年18倍PE，对应目标价19.80元，维持“买入”评级。表16：金风科技主要盈利指标预测项目/年度201620172018E2019E2020E营业收入(百万元)26,39625,12932,06640,19148,187营业收入增长率YoY-12.20%-4.80%27.60%25.34%19.90%净利润(百万元)3,0033,0553,9084,6535,580净利润增长率YoY5.39%1.72%27.94%19.06%19.92%每股收益EPS(稀释)(元)0.840.861.101.311.57毛利率29.26%30.24%29.51%29.50%29.27%净资产收益率ROE15.03%13.46%15.10%15.71%16.35%每股净资产（元）7.576.607.538.629.93PE151512108PB1.71.91.71.51.3资料来源：中信证券数量化投资分析系统注：股价为2018年7月11日收盘价若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本 天顺风能：风塔行业龙头，打造制造+运营双轮驱动全球风电塔架龙头企业。公司是全球最具规模的风塔专业制造龙头企业之一，全球市占率约7.3%，国内市占率约9.5%。公司同时拓展了叶片制造及风电场开发运营业务，从单一产品提供商向风电场全生命周期系列产品和解决方案提供者成功转型。风塔龙头优势突出。公司是国内唯一同时取得Vestas、GE、SGRE等多家风机巨头全球风塔供应商资格认证的企业，17年风塔业务收入27.39亿元（+26.94%），产量40.15万吨（+34.26%），销量38.14万吨（+28.76%），再创历史新高。公司紧随行业发展，积极布局海上风塔，并通过技改、改扩建、并购、联营厂等方式完善产能布局，预计18年风塔产能将增至49万吨（+10万吨），突破风塔运输半径和产能瓶颈限制，提升市占率。随着风电行业触底回暖，原材料钢板价格回稳，预计公司风塔业务将迎来量利齐升。进军风电场运营业务。公司已并网运行的哈密300MW风电场17年收入2.39亿元，净利润0.98亿元，但弃风率高达33%。随着哈密升压线路双回路建成及新疆弃风限电情况好转，未来哈密风电场运营收益有望持续提升。公司还将持续扩大风电场运营规模，约有330MW在建风电场或将于下半年并网，此后每年保持300-400WM开工规模，成为业绩增长的重要支撑。内生+外延切入风电叶片领域。公司通过设立常熟叶片、收购昆山风速时代，切入叶片制造环节。目前常熟和昆山生产基地分别拥有年产约670套60-75米低风速长叶片和年产约320套115/121叶片产能。公司现已逐步放弃低利润的叶片代工模式，开拓了前端的叶片模具制造和后端的叶片运维服务业务，在充实叶片产业链布局的同时，打造新的利润增长点。多元布局产业链协同效应显著，公司经营业绩持续增长。2017年度，公司坚持以“新能源产业相关多元化”发展战略为导向，多元布局风电产业链，业务覆盖了风塔、叶片、风塔零部件制造及产业链下游的风电场投资运营，产业链协同效应显著。受益公司国内风塔销售业务快速增长、公司收购的昆山风速时代叶片工厂收入并表以及哈密300MW风电场全年投入运营，2017年公司实现营业总收入33.8亿元，同比增长46.47%；实现归母净利润4.7亿元，同比增长16.16%。风险因素：国内风电装机规模增长不及预期；钢板等原材料价格单边上涨导致风塔盈利水平持续下降；公司新产能投产进度不及预期等。盈利预测与估值评级：公司在巩固全球风塔领先地位的基础上，积极拓展叶片和风电场运营领域，打造“制造+运营”双轮驱动，有望紧随风电行业回暖实现增长提速。我们维持预计公司2018-2020年EPS为0.37/0.54/0.69元，现价对应PE为10/7/6倍，给予公司2018年PE为20倍，对应目标价7.40元，维持“买入”评级。表17：天顺风能主要盈利指标预测项目/年度201620172018E2019E2020E营业收入(百万元)2,3083,2384,1935,3086,626营业收入增长率YoY6.07%40.31%29.47%26.59%24.84%净利润(百万元)4064706659591,228净利润增长率YoY34.06%15.51%41.72%44.11%28.05%每股收益EPS(稀释)(元)0.230.260.370.540.69毛利率35.31%28.92%30.56%32.08%31.88%净资产收益率ROE8.85%9.67%12.19%15.36%17.10%每股净资产（元）2.622.793.143.594.12PE17151076PB1.51.41.21.10.9资料来源：中信证券数量化投资分析系统注：股价为2018年7月11日收盘价若出现排版错位、数据及图形显示不全等问题，可以凭下载记录，加微信535600147获取PDF版本'