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國家能源局資料顯示， 2017 年風電發電量增長穩定， 利用小時數提升明顯， 但新增裝機較少， 廣發證券預計2018年風電新增裝機會平穩增長。
2017年發電量增長穩定， 預計2018年將延續增長態勢。
根據國家能源局資料， 2017年全國風電發電量達到3057億千瓦時， 同比增長26.85%， 增長穩定;2018年1月至2月， 全國風電發電量實現568.1億千萬時， 同比增長34.70%， 增幅較去年同期(26.9%)提升顯著。
發電量的穩定增長主要來源於棄風限電的改善， 2017年全國棄風率為12%， 較16年下降5.2個百分點;國家能源局此前曾定調，
分公司來看， 港股各風電運營商2017年全年發電量均保持了穩定的增速;其中， 新天綠色能源和協合新能源的增速十分顯著， 達到了45%以上， 其餘公司的增幅也都保持在15%以上。
2017年風電運營商財務業績可觀
港股風電運營商的具體財務表現上， 除去協合新能源(2017年進行縮減EPC業務、主攻發電業務的業務轉型)外， 其他港股主要風電運營商的營業利潤率均在20%以上， 其中華能新能源營業利潤率最高， 達到49.22%。
各家風電運營商的歸母淨利率均在10%以上， 其中華能新能源高達28.54%。 淨資產收益率(ROE)方面， 協合新能源最低， 為3.91%(較16年下降5.14%)， 華能新能源最高， 達到13.46%， ROE增幅最為顯著的是新天綠色能源， 17年增幅為4.31%， 達到11.39%。 財務費用率方面， 除去大唐新能源財務費用率高達26.4%(較16年下降3.4%)以外， 其他公司財務費用率均在20%及以下， 其中新天綠色能源最低， 為10.66%。 資產負債率方面， 龍源電力最低， 為63.40%， 大唐新能源最高， 為79.63%(較16年下降0.44%)。
總體來看，
新增裝機趨於穩定
風電行業2017年新增裝機為1503萬千瓦.， 同比下降22%。 累計裝機達到1.64億千瓦， 同比增長10%， 增速較上年同期(15%)有所下滑。
從歷史新增裝機資料來看， 幾乎位於最低點(僅略高於2013年1405萬千瓦)， 主要有兩個原因：一是2017年2月頒佈的紅六省名單， 內蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆年內不得核准建設新的風電專案。 二是風電新增裝機重心向中東部和南部靠攏， 從2016年起到2017年， 中東部和南部的新增裝機占比都為約50%， 而前幾年僅占約30%。
由於中東部南部地勢複雜、建設規模小、建設分佈分散、建設難度大、風速較低、土地成本高， 新增裝機建設週期長於三北地區， 因而2017年新增裝機增速慢於以三北地區建設為主的年份。
另外， 目前國內已核准未建設專案超過100GW， 為了獲得標杆電價下調前的電價水準， 這些專案需要在2020年之前開工， 我們預計這些項目將會有序平穩開工，
利用小時數提升明顯， 風電運營效率持續提升
在利用小時方面， 2017年資料回升明顯。 全國風電平均利用小時達到1948小時，同比增加206小時，增幅較上年同期(14小時)提升顯著;2018年1月至2月份，全國風電平均利用小時數為387，同比增加83小時。
風電利用小時數的提升得益於保障政策的落地和相關特高壓輸電線路的投產運行。目前的保障利用小時數在1800到2000之間，未達保障小時要求的省區不得新建風電和光伏項目，因而2017年初出現了“紅六省”的裝機限制，這對於改善存量風機的效率、提升風電利用小時數成效顯著。
截至2018年3月份，“紅六省”地區的風電利用小時已經逐步達到保障小時要求，只有吉林、甘肅和新疆仍處於預警狀態，解禁速度遠超預期，可見這些地區利用小時數的提升十分明顯。
此外，自2016年之後特高壓工程進入投運的快車道，經統計已開工並計畫在2016-2018年間投運的特高壓輸電線路有12條，其中2016年已投運4條，2017年和2018年分別投運7條和1條。並且，在這12條特高壓線路中有8條位於限電地區，可新增輸電能力6800萬千瓦，限電地區的風電消納能力將得到很大提升。因此，我們認為2017年風電利用小時數的回升態勢有望延續到2018年。
重點公司跟蹤
1、華能新能源：新增裝機放緩，棄風限電改善
1.1、2017年淨利潤增長不及預期
公司2017年實現營業收入105.54億元，同比增長14.2%，淨利潤為30.12億元，同比增長13.3%。穩定增長的原因是：利用小時數大幅提升帶來發電量增長。公司全年總發電量為22433.8GWh，同比增長15.4%。隨著公司未來新增裝機趨於平穩，其收入也將保持較穩定的增速。
1.2、新增裝機趨於平穩，發電量增長符合預期
風電板塊方面，公司全年共實現發電量21,191,298.6MWh，同比增長15%，符合預期。浙江、吉林、陝西、四川發電量增長較好，增速均在35%以上。
2017年公司風電業務共新增裝機461.6MW，累計控股裝機達到10686.8MW。累計裝機同比增速為4.2%，增速相對于上年(5.5%)有所放緩。在經歷2015年的搶裝潮後，公司2016年和2017年新增裝機回歸正常。未來公司新增裝機趨於平穩，2018年公司總新增裝機將不低於550MW，其中風電不低於450MW。
公司2017年風電利用小時數為2082小時，相對於2016年(1966)增加了116小時，增速為4.3%，高於全國平均利用小時數(1948)134小時。其中，吉林省利用小時數出現較大幅度的回升，達到了1904小時，同比增長了21.2%。
目前公司有約60%的裝機量位於三北地區，其中內蒙古地區占總裝機量的比例最大，達到23%。為緩解整體的限電問題，公司在新增裝機上逐步向東部和南部等非限電地區擴張。2017年公司新增裝機量中，全部位於非限電地區。2018年內蒙古、黑龍江、寧夏解除風電紅色預警，我們認為隨著限電地區特高壓輸電線路的建成和非限電地區裝機量的增加，2018年公司利用小時數有望得到進一步的提升。
1.3、太陽能：發電量增速平穩，整體影響不大
2017年，公司太陽能業務實現發電量1242.5GWh，同比增長23.9%，增速穩定。新增裝機方面，公司2017年太陽能共新增裝機45
MW，預計未來每年新增裝機100MW。2017年利用小時數為1590，較去年增加62小時。由於太陽能發電量占總發電量的比例僅為5.5%，因此太陽能業務對公司整體影響不大。
2、新天綠色能源：風電天然氣雙雙快速增長
2.1、天然氣：售氣量大幅回升，零售業務增幅顯著
公司天然氣業務2017年全年收入為人民幣39.57億元，同比增加64.8%，毛利潤4.59億元，同比增加54.8%;天然氣板塊稅後利潤為2.08億元，同比增加75.2%，天然氣業務顯著增長的原因主要是“煤改氣”集中供暖、沙河地區工業企業用氣量的恢復以及天然氣管線工程和CNG/LNG專案的穩步發展，以及參股唐山LNG碼頭專案收益增加。
2.2、風電場運營容量和運營效率提升，風電業務增幅超預期
2017年，公司風電業務發電量63.47億度，同比增長46.95%，全年收入31.01億元，同比增長56.3%，經營利潤16.53億元，同比增長59.7%。稅後淨利潤為9.84億，同比增長83.6%。公司2017年新增控股裝機552MW，新增權益裝機452.30MW,累計權益達到3024MW;公司全年實現風電發電量6737吉瓦時，同比增長46.95%，風電平均利用小時數大幅上升，從16年的2195小時提升到2392小時，增長197小時。
3、龍源電力：風電利潤穩健增長，火電利潤繼續下滑
3.1 風電利潤穩健增長，火電利潤下降
2017年公司實現主營業務收入245.92億元人民幣，同比增長10.3%，實現歸母淨利潤36.88億元，同比增長7.98%，略高於預期;由於公司火電業務經營利潤下滑，公司淨利率稍有回落，但總體趨穩，最近四年均維持在15%左右。
3.2 公司發電量持續增長，風電業務貢獻增幅
龍源電力公司2017年實現總發電量45583GWh，同比增長12.35%，主要源於風電業務的發展，公司2017年風電發電量同比增長14.97%，火電發電量同比增長5.36%，其他可再生能源發電量同比減少1.83%。
3.3 新增風電裝機不達預期，風電利用小時數提升較大
2017年公司新增風電裝機1.03GW，未能實現年初指引1.5-1.7GW，不及預期原因包括紅六省新增裝機限制、環保審批趨嚴和南方施工週期長等原因。但得益於2017年全國棄風限電的改善，公司風電利用小時數提升較大，從2016年的1901小時增長到2035小時，增加134小時。
4、華電福新：水火利潤下降，風核光利潤增長
4.1、2017年營收利潤基本持平
公司2017年全年共實現收入人民幣168.13億元，同比增長5.1%，歸母淨利潤為21.17億元，同比增長2.3%。總控股裝機容量15,540.2兆瓦，同比增長3.8%，總發電量為42,558,608.1 兆瓦時，同比增長3.1%。
收入利潤基本持平的主要原因在於(1)2017年福建地區來水量回歸正常，水電發電量大幅下降拉低整體營業收入和利潤。(2)煤電發電量回歸正常使煤電板塊收入增長，但煤價高企大幅上漲使得煤電淨利潤下降。(3)風電業績改善。棄風率改善明顯，利用小時數上升。公司在三北地區棄風率平均為13%(三北地區平均棄風率為30%)。(4)核電業績增長。得益於去年10月新投運的4號機組，2017年，華電福新取得核電投資收益6.89億人民幣，同比增長17.74%。
4.2、水電：來水量回歸正常，發電量同比大幅下降
水電業務方面，公司2017年共實現發電量9106GWh，實現收入25.17億元，同比下降37.6%。水電平均上網電價(不含稅)人民幣284.7元/兆瓦時，同比降低3.0%。水電經營利潤12.01億元，同比下降53%。公司2017年水電全年利用小時數達到3631小時，較去年降低1991小時。我們假設2018年全年公司水電業務將延續2017年正常水準，全年利用小時數持平為3900小時的水準。
4.3、火電：發電量回歸正常，利潤維持低位
2017年公司火電控股裝機容量3600MW，保持不變，在建項目一個。發電量回歸正常水準，為15016GWh，較2016年上升28.14%，發電小時數也回歸正常，達到4171小時，較2016年上升28%。相應的該板塊收入同比上升36.4%，為48.96億元。
上網電價較2016年(311.6元/MWh)出現一定程度上升，為326.4元/MWh。公司2017年由於國內煤價高位運行的影響，平均煤價在(不含稅)人民幣744.6元/噸，同比上升39.0%。2017，煤電板塊由於煤價上漲及發電量的影響，燃料成本由人民幣19.76億元上升到人民幣34.86億元。公司2017年火電業務的經營利潤仍然較低，為0.87億元，同比下降44%。
4.4、風電：棄風限電改善明顯，利用小時數提升
2017年公司風電發電量14757GWh，同比增長21.36%，符合預期。該板塊實現收入64.01億元，同比增長19.2%，經營利潤為30.65億元人民幣，同比增長27.7%。
風電板塊淨利潤增加的原因在公司風電利用小時數明顯提升，為1940小時，同比增長9.9%。2017年新核准的風電專案760MW，都位於不限電地區。
隨著內蒙古等三省解禁、新增裝機向中東南部擴展和保障小時政策的落實，公司2018年風電利用小時數有望得到較大提升。
4.5、光伏天然氣收入增長穩定，整體影響不大
光伏和天然氣業務方面，全年電量分別為1345 GWh 和2167
GWh，同比增長分別為27%和3%。全年收入分別為10.93億元人民幣和15.83億元人民幣，同比增長23%和2.5%，經營利潤為5.23億元和1.53億元，同比增長分別為42%和18%。
4.6、核電：新增機組逐年投運，業績增幅顯著
2017年，核電業務全年貢獻投資收益7.47億元，占全年稅前利潤的26.5%。核電業務貢獻利潤上漲較大的原因在於2016年11月投產的福清核電3號機組在2017年可貢獻全年電量，同時2017年10月新投產的福清核電4號機組可貢獻部分電量。目前福清核電總裝機容量達到435.6萬千瓦，正式進入“四驅時代”。
2017年7月底福建省物價局調整了核電含稅上網電價，從原來的所有機組適用0.43元/千瓦時調整到福清1號機組0.43元/千瓦時，2號機組0.4055元/千瓦時，3號機組0.3717元/千瓦時，4號機組0.3912元/千瓦時。我們認為未來兩年四台機組預計每年可貢獻利潤約10億元。
5、大唐新能源：限電改善明顯，業績大幅增加
5.1 公司2017年業績增幅較大
2017年公司實現主營業務收入人民幣71.04億元，同比增長23%，實現淨利潤人民幣7.28億元，同比增長267%，增速超出預期，公司利潤高增長主要是因為公司的棄風限電的改善帶來發電量的明顯增長。
5.2 發電量明顯增長
公司2017年累計完成發電量15,299GWh，同比增加24.41%，其中，完成風電發電量15,038GWh，同比增加24.53%。光伏發電量231.8GWh，同比增加21.07%。瓦斯發電28.5GWh，同比下降2.03%。公司近63%的風電裝機位於限電區域，全年76.88%的發電量來源於限電區域，受益於限電改善較大。
公司主要發電地區表現轉好，其中山西、甘肅、內蒙古、吉林發電量增速較快，2017年風電發電量分別同比增長56%、34%、25%、22%。發電量有負增長的區域(安徽、河北地區)主要是風速同比下降的影響。
5.3棄風率下降明顯，利用小時數提升顯著
公司2017年新增裝機301.5MW，累計控股裝機8646.95MW，由於國家“紅六省”禁止新增風電裝機以及環保審批趨嚴等政策的影響，新增風電裝機有所放緩。截至2017年12月31日，公司風電累計資源儲備為4000萬千瓦。公司在手已核准未開建的項目仍然眾多。我們認為公司未來新增裝機平緩增加，18、19年每年新增裝機為400-600MW。
公司累計風電裝機的限電地方裝機較多(約為63.6%)，高於同業其他公司，因此公司的棄風率改善幅度會較同行更為明顯。公司2017年棄風率15.28%，較去年同期下降5.91個百分點。我們認為，18-19年的棄風率將繼續改善。預計公司18、19年利用小時數可達2000小時和2050小時左右。
全國風電平均利用小時達到1948小時，同比增加206小時，增幅較上年同期(14小時)提升顯著;2018年1月至2月份，全國風電平均利用小時數為387，同比增加83小時。風電利用小時數的提升得益於保障政策的落地和相關特高壓輸電線路的投產運行。目前的保障利用小時數在1800到2000之間，未達保障小時要求的省區不得新建風電和光伏項目，因而2017年初出現了“紅六省”的裝機限制，這對於改善存量風機的效率、提升風電利用小時數成效顯著。
截至2018年3月份，“紅六省”地區的風電利用小時已經逐步達到保障小時要求，只有吉林、甘肅和新疆仍處於預警狀態，解禁速度遠超預期，可見這些地區利用小時數的提升十分明顯。
此外，自2016年之後特高壓工程進入投運的快車道，經統計已開工並計畫在2016-2018年間投運的特高壓輸電線路有12條，其中2016年已投運4條，2017年和2018年分別投運7條和1條。並且，在這12條特高壓線路中有8條位於限電地區，可新增輸電能力6800萬千瓦，限電地區的風電消納能力將得到很大提升。因此，我們認為2017年風電利用小時數的回升態勢有望延續到2018年。
重點公司跟蹤
1、華能新能源：新增裝機放緩，棄風限電改善
1.1、2017年淨利潤增長不及預期
公司2017年實現營業收入105.54億元，同比增長14.2%，淨利潤為30.12億元，同比增長13.3%。穩定增長的原因是：利用小時數大幅提升帶來發電量增長。公司全年總發電量為22433.8GWh，同比增長15.4%。隨著公司未來新增裝機趨於平穩，其收入也將保持較穩定的增速。
1.2、新增裝機趨於平穩，發電量增長符合預期
風電板塊方面，公司全年共實現發電量21,191,298.6MWh，同比增長15%，符合預期。浙江、吉林、陝西、四川發電量增長較好，增速均在35%以上。
2017年公司風電業務共新增裝機461.6MW，累計控股裝機達到10686.8MW。累計裝機同比增速為4.2%，增速相對于上年(5.5%)有所放緩。在經歷2015年的搶裝潮後，公司2016年和2017年新增裝機回歸正常。未來公司新增裝機趨於平穩，2018年公司總新增裝機將不低於550MW，其中風電不低於450MW。
公司2017年風電利用小時數為2082小時，相對於2016年(1966)增加了116小時，增速為4.3%，高於全國平均利用小時數(1948)134小時。其中，吉林省利用小時數出現較大幅度的回升，達到了1904小時，同比增長了21.2%。
目前公司有約60%的裝機量位於三北地區，其中內蒙古地區占總裝機量的比例最大，達到23%。為緩解整體的限電問題，公司在新增裝機上逐步向東部和南部等非限電地區擴張。2017年公司新增裝機量中，全部位於非限電地區。2018年內蒙古、黑龍江、寧夏解除風電紅色預警，我們認為隨著限電地區特高壓輸電線路的建成和非限電地區裝機量的增加，2018年公司利用小時數有望得到進一步的提升。
1.3、太陽能：發電量增速平穩，整體影響不大
2017年，公司太陽能業務實現發電量1242.5GWh，同比增長23.9%，增速穩定。新增裝機方面，公司2017年太陽能共新增裝機45
MW，預計未來每年新增裝機100MW。2017年利用小時數為1590，較去年增加62小時。由於太陽能發電量占總發電量的比例僅為5.5%，因此太陽能業務對公司整體影響不大。
2、新天綠色能源：風電天然氣雙雙快速增長
2.1、天然氣：售氣量大幅回升，零售業務增幅顯著
公司天然氣業務2017年全年收入為人民幣39.57億元，同比增加64.8%，毛利潤4.59億元，同比增加54.8%;天然氣板塊稅後利潤為2.08億元，同比增加75.2%，天然氣業務顯著增長的原因主要是“煤改氣”集中供暖、沙河地區工業企業用氣量的恢復以及天然氣管線工程和CNG/LNG專案的穩步發展，以及參股唐山LNG碼頭專案收益增加。
2.2、風電場運營容量和運營效率提升，風電業務增幅超預期
2017年，公司風電業務發電量63.47億度，同比增長46.95%，全年收入31.01億元，同比增長56.3%，經營利潤16.53億元，同比增長59.7%。稅後淨利潤為9.84億，同比增長83.6%。公司2017年新增控股裝機552MW，新增權益裝機452.30MW,累計權益達到3024MW;公司全年實現風電發電量6737吉瓦時，同比增長46.95%，風電平均利用小時數大幅上升，從16年的2195小時提升到2392小時，增長197小時。
3、龍源電力：風電利潤穩健增長，火電利潤繼續下滑
3.1 風電利潤穩健增長，火電利潤下降
2017年公司實現主營業務收入245.92億元人民幣，同比增長10.3%，實現歸母淨利潤36.88億元，同比增長7.98%，略高於預期;由於公司火電業務經營利潤下滑，公司淨利率稍有回落，但總體趨穩，最近四年均維持在15%左右。
3.2 公司發電量持續增長，風電業務貢獻增幅
龍源電力公司2017年實現總發電量45583GWh，同比增長12.35%，主要源於風電業務的發展，公司2017年風電發電量同比增長14.97%，火電發電量同比增長5.36%，其他可再生能源發電量同比減少1.83%。
3.3 新增風電裝機不達預期，風電利用小時數提升較大
2017年公司新增風電裝機1.03GW，未能實現年初指引1.5-1.7GW，不及預期原因包括紅六省新增裝機限制、環保審批趨嚴和南方施工週期長等原因。但得益於2017年全國棄風限電的改善，公司風電利用小時數提升較大，從2016年的1901小時增長到2035小時，增加134小時。
4、華電福新：水火利潤下降，風核光利潤增長
4.1、2017年營收利潤基本持平
公司2017年全年共實現收入人民幣168.13億元，同比增長5.1%，歸母淨利潤為21.17億元，同比增長2.3%。總控股裝機容量15,540.2兆瓦，同比增長3.8%，總發電量為42,558,608.1 兆瓦時，同比增長3.1%。
收入利潤基本持平的主要原因在於(1)2017年福建地區來水量回歸正常，水電發電量大幅下降拉低整體營業收入和利潤。(2)煤電發電量回歸正常使煤電板塊收入增長，但煤價高企大幅上漲使得煤電淨利潤下降。(3)風電業績改善。棄風率改善明顯，利用小時數上升。公司在三北地區棄風率平均為13%(三北地區平均棄風率為30%)。(4)核電業績增長。得益於去年10月新投運的4號機組，2017年，華電福新取得核電投資收益6.89億人民幣，同比增長17.74%。
4.2、水電：來水量回歸正常，發電量同比大幅下降
水電業務方面，公司2017年共實現發電量9106GWh，實現收入25.17億元，同比下降37.6%。水電平均上網電價(不含稅)人民幣284.7元/兆瓦時，同比降低3.0%。水電經營利潤12.01億元，同比下降53%。公司2017年水電全年利用小時數達到3631小時，較去年降低1991小時。我們假設2018年全年公司水電業務將延續2017年正常水準，全年利用小時數持平為3900小時的水準。
4.3、火電：發電量回歸正常，利潤維持低位
2017年公司火電控股裝機容量3600MW，保持不變，在建項目一個。發電量回歸正常水準，為15016GWh，較2016年上升28.14%，發電小時數也回歸正常，達到4171小時，較2016年上升28%。相應的該板塊收入同比上升36.4%，為48.96億元。
上網電價較2016年(311.6元/MWh)出現一定程度上升，為326.4元/MWh。公司2017年由於國內煤價高位運行的影響，平均煤價在(不含稅)人民幣744.6元/噸，同比上升39.0%。2017，煤電板塊由於煤價上漲及發電量的影響，燃料成本由人民幣19.76億元上升到人民幣34.86億元。公司2017年火電業務的經營利潤仍然較低，為0.87億元，同比下降44%。
4.4、風電：棄風限電改善明顯，利用小時數提升
2017年公司風電發電量14757GWh，同比增長21.36%，符合預期。該板塊實現收入64.01億元，同比增長19.2%，經營利潤為30.65億元人民幣，同比增長27.7%。
風電板塊淨利潤增加的原因在公司風電利用小時數明顯提升，為1940小時，同比增長9.9%。2017年新核准的風電專案760MW，都位於不限電地區。
隨著內蒙古等三省解禁、新增裝機向中東南部擴展和保障小時政策的落實，公司2018年風電利用小時數有望得到較大提升。
4.5、光伏天然氣收入增長穩定，整體影響不大
光伏和天然氣業務方面，全年電量分別為1345 GWh 和2167
GWh，同比增長分別為27%和3%。全年收入分別為10.93億元人民幣和15.83億元人民幣，同比增長23%和2.5%，經營利潤為5.23億元和1.53億元，同比增長分別為42%和18%。
4.6、核電：新增機組逐年投運，業績增幅顯著
2017年，核電業務全年貢獻投資收益7.47億元，占全年稅前利潤的26.5%。核電業務貢獻利潤上漲較大的原因在於2016年11月投產的福清核電3號機組在2017年可貢獻全年電量，同時2017年10月新投產的福清核電4號機組可貢獻部分電量。目前福清核電總裝機容量達到435.6萬千瓦，正式進入“四驅時代”。
2017年7月底福建省物價局調整了核電含稅上網電價，從原來的所有機組適用0.43元/千瓦時調整到福清1號機組0.43元/千瓦時，2號機組0.4055元/千瓦時，3號機組0.3717元/千瓦時，4號機組0.3912元/千瓦時。我們認為未來兩年四台機組預計每年可貢獻利潤約10億元。
5、大唐新能源：限電改善明顯，業績大幅增加
5.1 公司2017年業績增幅較大
2017年公司實現主營業務收入人民幣71.04億元，同比增長23%，實現淨利潤人民幣7.28億元，同比增長267%，增速超出預期，公司利潤高增長主要是因為公司的棄風限電的改善帶來發電量的明顯增長。
5.2 發電量明顯增長
公司2017年累計完成發電量15,299GWh，同比增加24.41%，其中，完成風電發電量15,038GWh，同比增加24.53%。光伏發電量231.8GWh，同比增加21.07%。瓦斯發電28.5GWh，同比下降2.03%。公司近63%的風電裝機位於限電區域，全年76.88%的發電量來源於限電區域，受益於限電改善較大。
公司主要發電地區表現轉好，其中山西、甘肅、內蒙古、吉林發電量增速較快，2017年風電發電量分別同比增長56%、34%、25%、22%。發電量有負增長的區域(安徽、河北地區)主要是風速同比下降的影響。
5.3棄風率下降明顯，利用小時數提升顯著
公司2017年新增裝機301.5MW，累計控股裝機8646.95MW，由於國家“紅六省”禁止新增風電裝機以及環保審批趨嚴等政策的影響，新增風電裝機有所放緩。截至2017年12月31日，公司風電累計資源儲備為4000萬千瓦。公司在手已核准未開建的項目仍然眾多。我們認為公司未來新增裝機平緩增加，18、19年每年新增裝機為400-600MW。
公司累計風電裝機的限電地方裝機較多(約為63.6%)，高於同業其他公司，因此公司的棄風率改善幅度會較同行更為明顯。公司2017年棄風率15.28%，較去年同期下降5.91個百分點。我們認為，18-19年的棄風率將繼續改善。預計公司18、19年利用小時數可達2000小時和2050小時左右。