一、风电行业现状分析
风电消纳改善，平均利用小时数上升，弃风率下降明显。2017年1-9月全国风电发电量2128亿千瓦时，同比增长26%;平均利用小时数1386小时，同比增加135小时;弃风电量295.5亿千瓦时，同比减少103亿千瓦时，弃风率同比下降6.7个百分点，实现弃风电量和弃风率“双降”’。弃风率在2016年第一季度达到最高点后开始逐渐缓解。
2008-2017Q3风电发电量及增速
2014-2017Q3弃风率数据
风电发电平均利用小时数同比增长数量
目前弃风限电主要原因包括市场电力需求不足、电力通道资源限制、电力系统调节能力不足、电力辅助服务机制缺失等方面。今年弃风率明显下降主要由于：1)政策助力风电消纳，从电力辅助、电力交易等多方面有针对性的出台政策采取措施;2)特高压在建项目进程加速，使电力运输的通道更加通畅。
其中“红色预警”区域在政策影响下弃风率大幅改善，未来预警有望解除。今年2月份，国家能源局在《关于发布2017年度风电投资检测预警结果的通知》明确2017年内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆(含兵团)等省(区)为风电开发建设红色预警区域，不得核准建设新的风电项目，并要采取有效措施着力解决弃风问题。到三季度末，六大区域弃风限电改善显著，内蒙古、黑龙江、宁夏弃风率已经低于15%，宁夏达到3%。其中内蒙古、宁夏两省今年已有新项目核准，红线预警实质放开
“红色预警”区域弃风率大幅改善
新增装机已逐渐向中部、南部等区域转移，复合增速为15%。与2015年相比，2016年我国华北地区和华东地区以及中南地区占比均出现了增长，其中华东地区占比由13%增长到20%，中南地区占比由9%增长到13%;西北地区和东北地区均出现减少，其中西北地区占比由38%下降到26%;西南地区占比维持不变。根据国家能源局发布的《2017-2020年风电新增建设规模方案》，除2017年新增建设规模30.65GW外，2018-2020年新增建设规模为28.84GW、26.6GW、24.31GW，新增装机的区域分布中也以中南、华东为主。
2017-2020年各地区新增装机
二、风电行业装机需求情况分析
国家发改委2016年12月26日发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，降低2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价，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。之前发布的上述年份新建陆上风电标杆上网电价政策不再执行。
这是风电实行标杆电价以来最大幅度的下调，目的是倒逼2020年风电、光伏平价上网，合理引导新能源投资。
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。
同时发改委指出：
(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。
由此可以看出，这个政策有利于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。
风电标杆电价变动
风电招标数据
抢装行情有望在2018年出现。一般而言，风电项目施工工期约为12-18个月，电网送出工程工期约为6个月，所以风电项目顺利投产工期约为一年半到两年。根据前文提到的此次调价政策，2018年前核准且纳入财政补贴目录，
并于2019年底开工建设的依然可以执行目前的高电价。根据目前风电技术的不断进步与风机造价的不断下降，2017年的风电项目核准后，开发商很有可能选择以时间换空间将开工期推迟到2018年等待风机造价成本的下降。此外，政策中虽提到2019年底前开工建设，并未涉及到并网消纳，但作为项目方，更倾向于2019年底实现并网消纳。因此抢装行情有望在2018年出现。
风电招标数据作为装机数据的先行指标，一直保持稳定增长。2017年1-6月国内公开招标量15.3GW，同比增长7.1%，为后续的装机做好了项目储备。
装机需求的上升将拉动塔架的需求。根据国家能源局发布的《2017-2020年风电新增建设规模方案》，2017-2020年要累计实现新增并网容量11041万千瓦，依据风电单位千瓦成本约为7000-8000元/kw，风电机组成本占风电场投资比例约为75%，风塔占风机组成本比例约为15%，由此测算2017-2020年塔架的新增需求将达到993.69亿元，空间巨大。
三、海上风电未来发展潜力
海上风电发展潜力巨大，相比陆上风电优势显著。海上风电的巨大潜力除了因为我国优渥的风电资源稟赋，年发电利用小时数可达到3000小时，还由于东部沿海地区经济发达，距离电力负荷中心近，电网容量大，接入条件好，而且不占用土地，适合大规模建设近海风电场。在我国三北地区弃风限电背景下，海上风能资源开发利用将成为重要选择。
目前海上机电成本高于陆上风电，随着技术的成熟未来成本有望下降。根据海上风电的成本构成，海上风电降本途径则主要依赖基础工程、变电站工程、电网接线等方面，这些方面也是建设成本高于陆上风电的主要原因。这要求从机组制造到风场开发甚至全产业链积累足够生产运维经验，适应复杂的自然环境和困难的交通运输，不断优化系统方案降低管理运维成本，也包括提高单机功率，体现规模经济降低部分装机成本。
近年国内海上风电发展迅速，2016装机容量增速超过60%。2016年中国(除台湾地区外)风电新增装机容量为2337万千瓦，同比下降24%，但海上风电新增装机154台，容量达到59万千瓦，同比增长64%。截至2016年海上风电累计装机容量163万千瓦，同比增长58%。
“十三五”期间，我国海上风电将迎来快速发展期。根据风电发展“十三五”规划，2018-2020年海上风电行业复合增速将达57.38%，到2020年底，海上风电并网装机容量达到5GW以上，开工容量超过10GW，截至2016年底，我国海上风电累计装机容量仅为1.63GW，预示着2017年海上风电已进入快速发展期。随着海上风电相关政策的不断完善以及技术进步带来建设成本的进一步下降，十三五期间海上风电市场有望加速启动。行业内厂商相对较少，集中度高。截至2016年底，海上风电机组供应商共10家，厂商相对较少，因此利润空间相对较高。其中，上海电气的海上风电机组供应量最大，占比达到82.5%。在所有吊装的海上风电机组中，单机容量为4MW机组最多，累计装机容量达到74万千瓦，占海上装机容量的45.5%，其次是3MW装机容量占比为14%。
海上风电基础结构行业背靠百亿以上市场空间。根据十三五规划，到2020年开工容量超过10GW，则2017-2020年新增开工容量8.37GW以上。以海上风电风机平均每台4MW容量计算，未来几年共需开建海上风电风机2000台以上，按照海上风电导管架和塔架合计平均600-700万元市场价格计算，海上风电基础结构行业的容量在百亿元以上，市场增量空间巨大。