5 月整体运营情况良好，全年项目并网预期维持先前指引
公司5 月发电量 103.82 亿千瓦时，同比增加 23.5%。1-5 月累计利用小时数 954 小时，同比增长 16 小时。1-5 月风电限电率为 10.7%，同比下降 2.7 个百分点。2017 年北一季度北方限电改善明显，因为传统高限电季节是每年的一、四季度，而且在政府高度重视新能源限电率改善工作的基调下，公司限电率还有进一步改善的可能。
截止目前公司新增核准容量80 多万千瓦（属于各省年度开发方案内）。今年装机量指引维持年初给的900MW 风电和 100MW 光伏，因为四类地区风电项目建设周期一般为6-9 个月，公司在今年前 6 个月项目完成很少，大部分项目基本上会在四季度完成装机。2016 年未完成并网的项目中，在今年上半年完成了部分优质项目的并网，但还有项目会延迟并网。公司有海上项目的资源储备和技术储备，但目前盈利水平还达不到公司要求，国内也没有成熟的项目进行全周期成本考核，因此公司仍会持谨慎开发海上项目的策略。
公司一般在上年末和本年初开始对本年的项目集中招标，从2016 年年末情况看，单计设备成本同比下降约120 元（2017 年以来国内 2.0MW 风电机组市场投标均价维持在4000 元/kW），但项目整体造价仍和 2015 年持平，因为近两年风电项目重心转移到低风速区域，政府对项目的环评、水保和并网要求更严格，因此产生了额外的费用。
二、三季度为传统小风期，部分地区风速差
5 月份云南和广东风况不佳，平均风速分别同比下降 1.4 米每秒和 1.1 米每秒，导致发电量的同比分别下降16.8%和 26.8%。蒙西地区风速略微下降，发电量基本持平，蒙东地区限电有增加。主要由于蒙东地区5 月新开了一个 20W 千瓦的火电机组，对蒙东地区的可再生能源消纳产生了影响，再加上公司在蒙东当月的大用户交易电量也较小，以及赤峰地区外送线路停运检修，三个因素造成蒙东地区5 月发电量的减少。
财务费用依然保持平稳
市场利率上行对今年公司资金成本影响不会很大。前5 个月资金成本大致与 2016年全年综合水平相当。公司长贷占比约65%，基本都是拿的下浮 10%的利率水平，而且长贷利率一年更新一次，因此今年资金成本大部分都是可以和去年持平的。公司也会通过发债等方式拓展低成本融资。
7 月试行绿证自愿交易，对行业影响会在配额制出台后显现
今年7 月 1 日后属于绿证自愿交易阶段，没有配额制约束，没有考核压力，绿证买方的购买意愿不高，公司不会考虑降价出售绿证。预期2018 年上半年会出绿证配额制度，虽是面向全社会销售，但购买主体大头会是火电企业。截止目前绿证已经核发了两轮，但目前没有交易案例。实行绿证的项目政府会有个时间界定来区分新旧，旧项目预期是不会核发绿证，还是维持原有的绿电补贴机制第七批绿电补贴仍在申报中，短期内以绿证代替绿电补贴可能性并不大。今年市场交易电量预期会提高，对售电收入的影响预期高于去年云南去年属于全电量交易，1-7 月是云南工信委的方案，电价折让幅度不大，但8-12 月实行的是参照水电交易撮合价结算，电价折让较大，影响到去年公司的售电收入。今年上半年云南约100 亿度电量属于保障性收购，以月度平均撮合电价结算，包含了水电和风电电价，整体电价折让幅度是小于去年云南下半年的那批次交易电的折让。另外剩余电量（估算也是100 亿度）仍是按 2016 年下半年的机制去参与市场交易，实行竞价上网。2016 年全年市场交易电量 11 亿度，占比约6%，影响公司整体电价略低于每度 0.1 元，今年市场交易电量时间周期会延长，但电价折让幅度会减小，整体上对售电收入的影响预期是高于去年水平。
