一、投資觀點概要

1.未來三年新增裝機基本保持平穩(wěn)，不會出現(xiàn)搶裝

受紅六省限建、中南方裝機施工周期長等因素的影響，近兩年全社會風電裝機容量增速下滑，新增裝機不斷觸底。在此背景下，2018年標桿電價進一步下調，5月份出臺的風電項目競爭配置政策更是引起市場恐慌，我們認為未來三年風電新增裝機基本保持平穩(wěn)，不會出現(xiàn)新一輪搶裝，因為當下風電的主要基調是緩解棄風限電，改善存量資產消納，解決補貼缺口問題。新增裝機的具體分布上，我們預測2018-2020年陸上集中式風電裝機分別可以新增20.6GW、19.8GW和20.8GW，中東部和南方地區(qū)新增裝機將會明顯增加；海上風電每年分別新增1.9GW、2.2GW和2.4GW，主要分布在廣東、江蘇、福建等區(qū)域；分散式風電分別新增0.8GW、1.2GW和1.8GW，主要分布在河北、河南、山西等地。

2.存量資產消納改善仍是主旋律

未來三年存量資產消納改善仍是風電市場的主旋律，棄風限電將會逐步緩解，風電利用小時數(shù)將會逐步提升。一方面，紅六省裝機預警限制了棄風嚴重區(qū)域的新增裝機，緩解了當?shù)氐臈夛L狀況，降低了全國的平均棄風率，預計2018年平均棄風率將會降到9%左右，風電利用小時超過2000小時，2020年棄風率有望降到5%；另一方面，可再生能源電力配額政策的出臺，配合已經投運的十九條國網特高壓線路和四條南網特高壓線路，風電的消納能力將會增強，由此將會改善風電運營商存量資產的盈利情況。

3.風電增量裝機補貼逐步退出，綠證對存量裝機補貼的影響較小

2018年5月出臺的風電項目競爭配置政策規(guī)定不在省市2018年規(guī)劃建設范圍內的新核準陸上集中式風電和海上風電將通過市場競爭式配置確定電價，而不再執(zhí)行標桿電價。首先，這項政策將有利于限制補貼缺口的擴大，其次，將會影響2020年及之后的集中式風電項目和海上風電項目的新增情況，使得全行業(yè)的風電裝機增速下降。我們也計算了該項政策對主流港股風電運營商未來三年業(yè)績的影響情況，計算結果表明，在悲觀情形下，2019年主流風電運營商利潤所受負面影響也不到2%，2020年利潤所受負面影響不到4%，因此短期來看風電項目競爭配置政策對主流風電運營商未來業(yè)績影響不大。

此外，目前市場還比較關注綠證的影響，綠證主要影響的是新增裝機的補貼，待風電實現(xiàn)競價上網，新增的風電裝機將由綠證收入替代財政補貼。我們也計算了綠證可能會帶來的補貼模式變化的影響：存量資產如果超出最低保障利用小時數(shù)之外的部分用綠證替代補貼。計算結果表明，綠證對存量裝機補貼的影響較小，悲觀情形下未來三年風電運營商存量資產補貼所受負面影響分別為3.5%、3.9%和4.2%，業(yè)績所受負面影響為4.5%。

4.補貼缺口解決途徑已現(xiàn)，風電存量資產補貼保持穩(wěn)定

自2018年3月份起，自備電廠電量將納入可再生能源附加費征收范圍，且向前追溯，由此可以產生追溯收入1064億元，這基本相當于歷史補貼缺口金額。同時，可再生能源補貼需求雖然仍在增長，但增幅已緩，尤其是風電補貼需求，由于增量裝機補貼退出大幅降低了風電補貼需求的增幅，531新政的出臺也標志著光伏補貼需求進入受限時代，預測未來三年可再生能源補貼需求為1511億、1713億和1922億元，補貼需求自2020年開始將基本穩(wěn)定。而我國可再生能源附加費極其低廉，占用電端成本比重不到3%，提升是必然趨勢。為此，我們分三種提升情形計算了可再生能源補貼缺口問題，結果發(fā)現(xiàn)，中性情況下，2020年可再生能源附加費提升到每千瓦時3分錢后，所有補貼情況將在2023年得以解決，僅憑可再生能源附加費即可滿足可再生能源的補貼需求。

二、未來三年新增裝機基本保持平穩(wěn)，不會出現(xiàn)搶裝

1.陸上集中式風電新增回暖，但總體平穩(wěn)

近兩年全社會風電裝機容量增速下滑，新增裝機不斷觸底，主要由于紅六省限建、中東部和南方地區(qū)裝機施工周期長等因素的影響。如今，中東部和南方地區(qū)在建的裝機有望釋放，同時受標桿電價和風電競爭配置政策的刺激，截止2017年底核準未建的89GW風電項目儲備和2017年在建的24GW大部分將在未來三年逐步釋放，帶來陸上集中式風電新增容量的回升，據(jù)此邏輯，預計未來三年分別可以新增20.6GW、19.8GW和20.8GW。但我們認為不會出現(xiàn)新一輪搶裝，因為當下風電的主要基調是緩解棄風限電，改善存量資產消納，解決補貼缺口問題。

裝機布局上，陸上集中式風電存量限電區(qū)域居多。因為限電區(qū)域（主要是三北地區(qū)）有著優(yōu)秀的風資源、廣闊的風電裝機可選地址、較短的施工周期等，以往風電運營商在這些區(qū)域大量布局，使得裝機過剩，風電消納成為難題，出現(xiàn)棄風限電現(xiàn)象。在國家“降低棄風率、降低棄風電量”的雙降基調下，新增風電裝機逐步往非限電地區(qū)（主要是中東部和南方地區(qū)）轉移，以實現(xiàn)2020年棄風率5%的目標。新增風電并網裝機方面，自2016年開始，全社會在限電區(qū)域的風電新增并網裝機就低于在非限電區(qū)域的裝機，2018年一季度，在限電區(qū)域風電新增并網裝機74萬千瓦，而在非限電區(qū)域則高達320萬千瓦，新增裝機中非限電區(qū)域是限電區(qū)域裝機的4倍之多。

紅六省解禁所能釋放的新增裝機將偏于保守。2018年雖然紅六省變成了紅三省，市場普遍認為這將會釋放顯著的裝機增量，但仔細分析來看，只有寧夏區(qū)域的3GW核準未并網的風電項目儲備才有可能正常釋放，另外五個區(qū)域預計2018年新增釋放仍會比較保守。因為內蒙古和黑龍江雖然解禁，但仍為橙色預警區(qū)域，故它們的5GW風電儲備或將到2019年乃至2020年才得以逐步釋放。

2.海上風電穩(wěn)步發(fā)展，貢獻風電裝機增量

在今年新增裝機構成之中，海上風電裝機規(guī)模穩(wěn)定增加，是風電新增裝機的一個貢獻點。2017年全社會新增風電吊裝裝機1952萬千瓦，增幅4.2%，其中新增海上風電裝機116萬千瓦，增幅95.9%。此外，2017年新增核準海上裝機406.5萬千瓦，新增開工海上裝機398.5萬千瓦，可以預見未來兩年海上裝機將會維持前兩年增長態(tài)勢。不過鑒于海上風電裝機的體量仍然較小，且受風電項目競爭配置政策的影響，我們預測未來三年海上裝機的新增量主要源于前期核準的釋放。2017年當年核準海上風電項目4.06GW，2018年初至五月份，新增核準1.8GW，合計5.86GW，僅這部分核準未并網的風機儲備就足以支撐未來三年每年2GW的新增態(tài)勢，預計未來三年每年分別新增1.9GW、2.2GW和2.4GW。

3.分散式風電的發(fā)展尚需政策保障，后續(xù)發(fā)展有待觀望

分散式風電雖然先后出臺了許多利好政策，包括不受年度規(guī)模管理限制、開設分布式電力市場交易試點、不納入風電競爭項目配置之中等等。但是分散式風電單體規(guī)模小、造價成本高、維護效率低、經濟效益遠不如集中式風電，而且現(xiàn)今出臺的利好政策多為地方政府規(guī)劃，尚需中央政府實質性的政策保障和支持，故我們對分散式風電的發(fā)展持觀望態(tài)度。根據(jù)省市規(guī)劃指引和開工建設周期，預計2018-2020年分散式風電每年分別新增0.8GW、1.2GW和1.8GW，主要分布在河北、河南、山西等地。

三、存量資產消納改善仍是主旋律

1.裝機預警限制增量，旨在解決棄風問題

風電裝機在2006-2016年之間快速增長，年度復合增長率將近50%，而用電需求和電網消納能力的增長未能與之相匹配，故使得棄風問題加重，從而催生了風電投資監(jiān)測預警機制。在2016年7月，國家能源局按照棄風率、風電平均利用小時數(shù)以及當?shù)仫L電企業(yè)虧損率等指標加權平均確定預警程度，將其由高到低分為紅色、橙色、綠色三個等級。紅色預警區(qū)域原則上將會限制風電項目的新增核準、建設以及并網；橙色預警區(qū)，國家能源局原則上在發(fā)布預警結果的當年不下達年度開發(fā)建設規(guī)模；預警結果為綠色表示正常。

在2016年，有5個省份預警結果為紅色，分別為：吉林、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆。2017年新增蒙古為紅色預警地區(qū)，稱為“紅六省”。2018年，紅六省有三省解禁，只剩下甘肅、新疆和吉林仍為紅色預警地區(qū)，內蒙古和黑龍江變?yōu)槌壬A警區(qū)域，寧夏恢復為綠色正常區(qū)域。受裝機預警限制增量的影響，吉林、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆、內蒙古的棄風率從2016年歷史最高值一路走低，新疆、甘肅和吉林2017年同比下降10個百分點，內蒙古、黑龍江和寧夏則平均下降了6個百分點，全國平均棄風率在2017年則是同比下降了5個百分點，棄風問題得到顯著改善。2018年一季度，紅六省棄風率相較于17年一季度亦是有所降低，一季度全國棄風率8.5%，同比下降8個百分點。

2.可再生能源電力配額政策出臺，推動存量資產改善

可再生能源電力配額是指根據(jù)國家可再生能源發(fā)展目標和能源發(fā)展規(guī)劃，對各省級行政區(qū)域全社會用電量規(guī)定最低的可再生能源電力消費比重指標。

與綠色電力證書相比，強制執(zhí)行的可再生能源配額制更加強調利用新能源電力的責任，可以有效緩解棄風棄光問題，推動實現(xiàn)能源轉型。綠色電力證書主要側重于發(fā)電側，通過電價補貼來刺激企業(yè)建設新能源的積極性，而配額制則從消費側明確消納責任，有效解決新能源“重建輕用”問題。可以預見，可再生能源電力配額政策將首要推動可再生能源電力的跨區(qū)域輸送，從而助力新能源的消納。

3.特高壓助力風電消納

截止2018年6月份，國家電網共擁有23條特高壓線路，其中19條已經投運或竣工，1條在建，3條新核準，一共十二條交流特高壓線路，十一條直流特高壓線路。此外，南方電網投運的還有4條特高壓線路。在這些特高壓線路之中，有12條特高壓線路參與輸送了可再生能源（含水電）。受益于這些特高壓線路的推動，2017年，全國完成跨區(qū)送電量4235億千瓦時，同比增長12.1%；由特高壓線路輸送的電量達到3008億千瓦時，其中輸送可再生能源電量1900億千瓦時，同比上升10%，可再生能源電量占全部輸送電量的63%，占比同比下降11個百分點。未來與可再生能源電力配額政策相配合，預計將會有更多的可再生能源電量通過特高壓完成跨區(qū)的輸送，這將有助于風電等可再生能源的消納。

4.棄風率走低大勢所趨，2020年5%的棄風率目標實現(xiàn)有望

國家明確表示2020年要將棄風率降低到5%，雖然2017年國家平均棄風率高達12%，但是在當下主推存量資產改善的政策引導、特高壓助力風電消納的推動下，棄風率走低是大勢所趨。2018一季度以來，在國家能源局“雙降”的定調下，各企業(yè)積極降低棄風率，一季度棄風電量91億千瓦時，同比減少44億，平均棄風率8.5%，棄風率同比下降8個百分點。全國棄風電量和棄風率持續(xù)“雙降”，行業(yè)趨勢持續(xù)向好。主要限電地區(qū)除了寧夏和內蒙古以外（棄風率分別下降5.5個百分比，上升0.3個百分比），其余五個地區(qū)棄風率均下降超過10個百分點（黑龍江下降27.5個百分點，吉林下降35.9個百分點，遼寧下降12.6個百分點，甘肅下降16.5個百分點，新疆下降12.4個百分點，山西下降19.3個百分點）。

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受益于棄風率的走低，風電運營商的凈利潤將會呈現(xiàn)較快增長。為此，我們選取風電業(yè)務占比較大的風電運營商，假定風資源等因素不變，計算了風電運營商2018年預期凈利潤對棄風率的敏感性。計算結果表明，當棄風率下降一個百分點的時候，公司凈利潤將會平均提升4.49個百分點。

四、綠證主要針對增量裝機，對存量裝機補貼的影響較小

1.風電競爭配置政策：增量裝機的財政補貼逐步退出，平價上網的前奏政策解讀

2018年5月24日，國家能源局發(fā)布《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，主要包括以下幾個方面的內容：1.嚴格落實規(guī)劃和預警要求；2.將消納工作作為首要條件；3.嚴格落實電力送出和消納條件；4.推行競爭方式配置風電項目；5.優(yōu)化風電建設投資環(huán)境；6.積極推進就近全額消納風電項目。

其中，推動競爭方式配置資源關注度比較高。該條款要求，從本通知印發(fā)之日起，尚未印發(fā)2018年度風電建設方案的?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）新增集中式陸上風電項目和未確定投資主體的海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。已印發(fā)2018年度風電建設方案的?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）和已經確定投資主體的海上風電項目2018年可繼續(xù)推進原方案。分散式風電項目可不參與競爭性配置，逐步納入分布式發(fā)電市場化交易范圍。

我們認為此項競爭配置政策將會影響全行業(yè)的風電裝機規(guī)模，致其增量增速下降。對核準儲備裝機容量較大的風電運營商來說，近幾年新增裝機規(guī)模影響不大，主要影響2020年及之后的集中式風電項目的新增情況。因為該政策所適用的項目是2018年5月24日之后核準的風電項目，而之前核準的項目依舊適用前期標桿電價政策，這恰恰是近兩三年風電新增裝機的主要釋放點。

對于風電設備商來說，電價降低會傳導到設備價格的下降。此舉促進運營商重視全生命周期的度電成本，考慮風電機組的發(fā)電效率。因此設備商之間的競爭會更加激烈，一方面要提高風機機組的質量并通過降價來增加價格優(yōu)勢，一方面又要面臨新增裝機減少所帶來的訂單減少風險。

政策影響：主流風電運營商未來三年所受影響不大

由于采用競價上網方式，我們認為電價將會下調10%至20%，但已經核準的未投產裝機不受此政策影響。從未來兩到三年來看，擁有核準未投產風電儲備較多的公司短期受該政策影響較小。具體計算方面，我們選用龍源電力、華能新能源、大唐新能源、華電福新為標的公司，對2019、2020年新增裝機電價的下價幅度分別假設四種情形來測算公司凈利潤的變動。結果顯示，對于風電業(yè)務占比很大的華能新能源和龍源電力來說，在最壞的情況下（即2019年新增裝機電價下調15%，2020年新增裝機電價下調20%）2020年利潤分別下降了3.07%和3.10%,依然在可接受范圍內，主要得益于已核準裝機容量較多。我們可以得出結論，此項配置競爭政策對于風電業(yè)務占比不大或者發(fā)展成熟且擁有較多已核準裝機容量的企業(yè)影響不大，對于新發(fā)展、處于快速擴張的企業(yè)來說較為不利。長遠來看，風電未來實現(xiàn)市場競價，增量裝機電價去補貼，運營商裝機將更為理性。因為此策略對風電裝機的新增具有負面沖擊，所以風電市場的新進入者將缺乏經濟性，風電市場格局向穩(wěn)定方向發(fā)展