受限于补贴压力，国家能源管理部门年内先后调整风电、光伏政策。特别是在是光伏531新政调控力度空前，风电竞价分配资源措施虽保守但仍超强预期。政策反对是新能源茁壮的最重要推动者，政策规划调整影响行业发展趋势。

政策调整的目的是，加快新能源构建平价、减低财政补贴压力。国内风电经过20年发展，经过两个已完成的茁壮周期，于是以从少年步入成年。从近期政策末端变化、行业发展趋势看，有四确认、三个不确认。

四个确认：（1）配额+蓝证托底，存量风电收益不不受影响；（2）配额将新能源推上新的发展阶段，反对政策由电价鼓舞改向电量鼓舞；（3）行业转入旺季，三季度设备出货量、吊装量、并网量将有大幅度快速增长；（4）风机设备之后配对，龙头公司市占率之后提高。三个不确认：（1）蓝证价格、交易方式不确认；（2）内蒙古、黑龙江等三北地区何时印发新的指标不确认；（3）谁是设备生产领域最后的王者，谁将解散市场，还无法只能下结论。

一、配额制将启动第二轮印发，存量、追加风电收益不不受影响根据行业内专家透露，目前配额制还在征询第二轮意见，按计划年内月实施，行业和市场所担忧的存量电站收益问题，在新一轮印发稿中获得修正，存量、追加风电项目收益不不受影响。这是新的能源行业的根本性受到影响，此为确定性事项之一。不受光伏531追加、风电竞价政策影响，市场对补贴行业的风险偏爱减少，在战略上自由选择回避对补贴具备依赖性的行业，风电板块在这种担忧下遭遇重创，甚至某些省（如黑龙江）自行实施的新能源交易政策也对市场产生影响。此次水规划人士参予涉及政策辩论，调整后的配额和绿证实施方案朝着不利于产业发展方向发展。

近期与多位政策制订专家交流得知，新的方案对确保小时数之内健电量、健电价，确保之外的发电量，采行“蓝证+财政补贴差额”方式，只是补贴结构发生变化，总量恒定。这一政策导向基本确认。二、绿证由市场定价，财政补足补贴差额部分绿证是一种新鲜事物，分成强迫股份绿证和强迫交易蓝证。

蓝证交易可行性确认由北京、广州电力交易中心及省级区域电力交易中心登记注册，按年考核，电网企业对辖区市场主体所持有人的绿证展开核算，未完成配额主体必需交纳补偿金。考虑到财政补贴的鼓舞效应和企业利益，目前蓝证归属于按照确保利用小时数分成两类（优先发电合约制度创建后，预计将调整），确保小时之内的新能源发电量带上蓝证，蓝证必要归电网或者购电主体，绿证不带上价格；确保小时数之外的发电量参予市场竞争，绿证不随电量交易移往，蓝证归属于发电企业，蓝证可以在市场上交易，由市场定价，替代部分补贴，严重不足部分由可再生能源可选补足。

退一步讲，如果补贴全部由绿证替代，市场和行业担忧的是蓝证不值钱。蓝证究竟价值几何，交易成倍如何确认？这是目前不确认的因素之一。

从国外看，英国、美国部分州的绿证交易有成熟期机制，英国市场配额蓝证价格在0.3元/千瓦时左右，美国华盛顿地区配额蓝证价格为3.2元/千瓦时。参考国外成熟期市场，在配额考核约束下，从地域上看，蓝证交易可以再次发生在省内，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；交易的成倍根据市场成熟期程度强弱调整，预计在交易初期蓝证交易次数将受限制，待交易市场成熟期后可以多次交易，蓝证作为电力衍生品其金融属性也将更加强劲；在交易初期，有可能原作蓝证最低保护价格。三、配额制将新能源推上新的发展阶段，高度重视配额+蓝证政策价值配额制在国内研究有数十余年时间，配额是新的能源行业发展的托底政策，从消费外侧具体购电公司、用户、电网等消纳责任；通过设施实行蓝证交易，为可再生能源获取补贴反对，减轻补贴压力。

配额制也被称作尤为难产的政策，政策落地使新的能源行业最重要受到影响，理解政策实施的背景和目的不利于修正行业发展预期。自2017年开始，在电网公司、消费外侧、发电外侧等各方的反对下，弃风、弃光获得明显改善，今年上半年新能源消纳也有明显改善，大部分弃风限电相当严重地区的形势皆有所恶化，全国弃风率降到8%左右，其中吉林、甘肃、黑龙江、山西弃风率上升多达10个百分点，发电利用小时同比增加151小时。

基于此（弃风限电提高）配额制也从确保新能源消纳向服务于补贴压力提高改向。当然，政策的实施过程一定会慎之又慎，如果配额考核制度不完备，约束指标有可能形同虚设；如果蓝证市场交易机制不完备，蓝证价值将不会打折扣；如果监管无法跟上，政策继续执行有可能回头样儿。配额将推上国内新的能源行业南北新的发展阶段，新能源补贴政策也将从相同电价制度向电量鼓舞改向，此为确定性事项之二。

当然，我们实际不缺乏政策，政策实施、落地就越科学，新能源产业发展将就越身体健康。四、三季度风电转入项目动工、设备交付给旺季近期我们产业调研表明，当前风电行业资源依然炙手可热，无论是追加市场主体（有部分对外开放商、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依然很高。

于是以因为此，风电资源的提供可玩性增大，还包括陆上风电、海上风电。从追加并网情况看，上半年追加并网实际多达预期。

根据中电联统计资料，1-6月全国追加并网风电753万千瓦，同比快速增长25%。上半年追加装机集中于在内蒙、江苏、青海、河南，特别是在是内蒙古地区追加并网装机相似1GW，尤其有一点注目。内蒙古自2016年以来倒数三年没指标，在这种情形下依然有新项目并网，并网项目还包括风电供热样板项目、红色预警中止后新开工项目，体现动工建设节奏减缓，下游市场需求充沛。

在没追加指标印发的前提下，未来两年内蒙追加风电项目将更加多来自特高压设施项目，目前早已有相似16GW设施风电项目正在核准（不出国家能源局指标范围内），明年将相继动工建设。在各方希望下，弃风限电提高预计将不会持续，内蒙古、黑龙江等三北地区弃风率未来将会之后回升，红色预警认识后，何时印发新的指标尚不定论，这是不确认之二。同期，上半年中部省份新开工数量减少非常明显，以河南为事例，与2017年底比起，今年上半年新开工项目28个，减少77%；追加动工装机规模212万千瓦。且新开工项目多为2017年核准项目，与2015、2016年比起，从核准到动工进程大大削减。

背后一个最重要原因是，在竞价网际网路的机制约束下，投资方有减缓动工建设积极性。从全国范围看，三季度设备出货量、吊装量、并网量预计将有大幅度快速增长。这是确定性辨别之三。五、风机价格企稳，设备生产环节之后配对经过2017年全年和今年一季度风机招标价格下降，风机价格总计下降幅度在10%以上，对于小设备制造商而言赚能力正在更加很弱，风机设备生产环节在价格调整中将之后配对。

这是目前确定性事项之四。目前，国内2mw风机市场投标均价3300元/千瓦，风机价格企稳，但对于部分小设备制造商而言早已无法参予竞标，不能自由选择风机要用消化生产能力，竣工风场后再行出让，赚风场出让溢价。此外，在竞价配备资源的制度和平价网际网路的预期下，新建风电项目网际网路电价上调，风机价格仍有之后上升的压力，下游运营商期望向上游传导，但也不期望制造商壮烈牺牲质量换价格，运营商更加推崇风机仅有生命周期的运营质量。对于投资商而言，尤为棘手的问题是风机主要设备如齿轮箱、发电机故障，叶片经常出现裂纹，更加担忧风机推倒塔。

故此，在行业阵痛和变化面前，必须通过仅有行业希望降低成本。中国风电从2007年开始规模发展，彼时风机制造商100家，现在活跃市场只有10家左右。当前及今后，竞价配备风资源政策将开发商、整机方、设计方三方绑在一起，主机厂不仅获取设备，还必须获取资源分析、设备等全产业链服务，减少工程造价、提升风机发电利用小时。

以3-5年、5-10年维度检视行业变化，谁将更进一步落败，谁将在配对中解散市场？这是不确认事项之三。从发展趋势上看，大容量风机是主流。大容量机组的优势早已非常明显，如可以提高容量和收益，减小土地资源利用率，增加道路、集电线路，减少基础设施成本，增加机组数量，减少运维成本等，匹敌大容量机组的只有主流设备制造商。

退一步讲，假如2MW风电机组报价之后上升，设备制造商有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之后提升市场占有率。

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