经过“十二五”高速发展后，以风电、光伏为代表的清洁能源进入平稳增长阶段。我们认为，2017年将是风电行业爬坡过坎的重要一年，一方面通过电力系统调峰能力改造、利益调整等方式，解决存量风电并网消纳问题，另一方面通过参与电力市场竞争拓展装机增量空间。
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风电上网电价下调带来连锁反应
(一)风电价格最大幅度下调，一类资源区与煤电上网电价接近
上网电价高低牵扯风电上下游行业神经。本次调价是2009年8月1日我国风电实行分资源区确定标杆电价以来，最大幅度一次调整。
根据国家发改委通知，2018年1月1日之后，一类至四类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.40元、0.45元、0.49元、0.57元，比2016-2017年电价每千瓦时降低7分、5分、5分、3分。这一幅度比今年9月份征求意见阶段，四类资源区度电价格下调深度分别扩大4分、2分、2分、1分。
在风电价格调整的频次上，国家发改委提出：“2018年前如果新建陆上风电项目工程造价发生重大变化，国家可根据实际情况调整上述标杆电价。”这实际上是为进一步下调风电上网电价埋下伏笔，目标是2020年风电实现平价上网。
对比四类资源区价格调整情况，一类资源区下调幅度最大。一类资源区风电0.4元/千瓦时的价格，与2015年全国煤电平均上网电价0.384元/千瓦时接近。基于风电资源优势、土地开发成本低等因素，一类资源区风电项目具有较大的成本下降空间。我们在向行业机构调研中了解到，如果解决弃风限电问题，一类资源区风电价格在0.3元/千瓦时仍可以盈利。
(二)新核准风电项目开工期推迟，2017年风电将集中抢“路条”
在风电价格执行时间节点上，发改委通知提出：(1)2018年1月1日以后核准并纳入财政补贴年度规模管理的陆上风电项目执行2018年的标杆上网电价。2年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价。
(2)2018年以前核准并纳入以前年份财政补贴规模管理的陆上风电项目但于2019年底前仍未开工建设的，执行2018年标杆上网电价。
(3)2018年以前核准但纳入2018年1月1日之后财政补贴年度规模管理的陆上风电项目，执行2018年标杆上网电价。
从政策导向上来讲，有利于2018年前核准且纳入2018年前财政补贴目录中的风电项目，这些项目只要在“2019年底开工建设”依然可以执行2016年的高电价。
这里需要特别注意两点：一是现阶段已经拿到路条、或2017年拿到路条的项目，有三年开工建设的时间。一般而言，风电项目施工工期在12-18个月，加上电网送出工程工期6个月左右，风电项目若顺利投产工期在一年半到两年。这就意味着，2017年风电项目在核准后，开发商可能会选择将开工期推后一年，以时间换空间，等待风机造价下降。
二是，根据发改委的通知，2019年底风电项目只需要开工建设，并未涉及到并网消纳。但从项目运营者的角度出发，更加倾向于在2019年底实现并网消纳。
基于此，我们判断风电行业的抢装行情将会推迟至2018年到来，2017年风电行业更集中在抢“路条”、圈资源。
(三)风机造价进入“3字头”时代，设备商竞争加剧
从本次国家发改委调价的背景和目的看，(1)及时反映不同类型新能源发电技术进步、成本下降情况;(2)合理引导新能源向负荷集中地区投资;(3)按期实现平价上网;(4)缓解补贴资金缺口。
风电技术进步和风机造价下降是风电价格下调的最大动力。现阶段，国内陆上风机平均造价在4000-5000元/千瓦，我们调研了解到目前一些主力厂商(东方电气、海装风电、明阳)的部分项目主流机型工程造价已经下探到4000元/千瓦以下。风机造价水平出现“3字头”是行业发生变化的重要标志，一方面反映国内主机厂商产能过剩，二是主机厂家竞争激烈。
本次风电上网电价下调，将会进一步加剧上游风电设备商之间竞争，产业集中度也将进一步提高。这一产业发展趋势与2020年风电平价上网目标一致，也与国家能源局等管理部门对风电发展的思路相符。根据国家能源局风电“十三五”规划目标，到2020年国内3-5家设备制造企业全面达到国际先进水平，市场份额明显提升。
风电上网电价下调及风机单位造价水平下降，对于行业龙头而言恰是扩大市场规模、加大技术研发、提高风机运维水平的好时机。我们预计，未来风机制造商前三强的市场份额将在70%以上。
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