清洁能源行业：维持风电行业“跑赢大市”

2019上半年全国新增风电装机同比上升20.7%至9.1吉瓦,风电投资增速显著提高。截至6月底,全国累计规模以上风电装机容量为192.7吉瓦,同比增长12.2%,增速较去年同期提高0.9个百分点。新项目投资方面,首6个月全国主要发电企业完成风电电源工程投资205亿人民币,同比增长55.3%。
　　在2017年及2018年新增投资持续表现疲软的情况下,2019年电源投资增速录得强劲反弹。根据国家发改委5月份时发布的关于完善风电上网电价政策的通知,对于2018年之前/2019年至2020年间核准的陆上风电项目,需在2020年/2021年底之前完成并网投产,否则将不再享受国家补贴。为确保已核准项目的电价水平,各发电企业普遍明显加大了储备项目的开发力度,我们预计今明两年行业将出现新一轮的“抢装潮”。而且由于项目排期的缘故,现阶段已开工的项目预计将集中于今年下半年完成投产,因此我们预计新增装机增速将自3季度起持续提升。2020年新增投资的规模将更加庞大,2019、2020年的平均装机增量预计为每年25-30吉瓦之间。但与此同时,与新核准项目有关的林地、环保政策以及电网的接入要求仍较为严格,可能在一定程度上对项目的实际完成情况造成影响。综上所述,我们目前预测2020年末全国的风电并网容量将达到240吉瓦左右,折合“十三五”期间的复合增速约为13.2%。
　　2019上半年全国风电发电量同比增长11.5%至2,145亿千瓦时,大部分地区现已基本消除限电问题。
　　上半年全国累计风电利用小时数为1,133小时,同比微跌0.9%,主要是由于风资源的同比小幅回落。
　　分区域来看,东三省的风电设备平均利用小时数同比小幅增加105小时,西北地区同比提升23小时。
　　上半年全国的平均风电限电率同比下降4.0个百分点至4.7%,弃风量同比减少77亿千瓦时。目前仍存在部分弃风限电情况的地区主要包括新疆、甘肃以及内蒙古,三省(自治区)上半年的合计弃风电量为86.2亿千瓦时,占同期全国弃风总量的82.4%,其余的省份或地区已基本消除弃风限电问题。我们预计2019年全国累计风电利用小时数可达2,150小时左右,平均风电限电率将大概率维持在5.0%以内,于年底时提前达到十三五规划中的限电率要求。而随着限电率的下降空间减小,预计未来2-3年内全国年平均风电利用小时将在2,250小时左右达到瓶颈。
　　可再生能源电力消纳保障机制正式出台,将从制度上保障清洁能源的长期发展空间。此次国家发改委和能源局联合印发的可再生能源电力消纳保障机制实质上即为之前的可再生能源电力配额制。在经过3轮征求意见稿之后,正式的文件在配额约束上更加灵活,并且本次通知并无涉及到与可再生能源补贴相关的内容,文件旨在优先解决可再生能源消纳的问题,为平价之后的清洁能源争取更大的市场份额。完成消纳指标要求的方式仍以认购绿证为主,此外承担消纳责任的市场主体还可以向当地电网或者售电公司购买其超额消纳量,双方自主确定转让价格。各省2020年非水可再生能源消纳责任权重的指标要求基本与第3版征求意见稿一致,部分省份或地区的要求略有下调,主要是考虑到地区的可再生能源资源情况、用电量增速以及清洁能源基地的建设等因素。我们认为配额制的出台将有效提高今明两年全国非水可再生能源的消纳水平。由电网企业承担配额权重实施的组织责任,可以降低政策执行阻力,保障执行效果。而且明确了两大类承担消纳责任的市场主体,配合明确的奖惩措施,使得用户侧消纳的责任更加清晰。此外,由于现阶段绿证的价格仍相对较高,或将促使清洁能源消纳情况有待提升的省份或地区加大自主开发清洁能源项目以完成消纳要求。而到了2020年及以后,市场会涌现大量的可再生能源平价项目,彼时绿证的价格将主要取决于供求关系。
　　维持风电行业“跑赢大市”的投资评级。随着平价上网逐步逼近,行业在成本端将面临更大的挑战。但与此同时,新增补贴规模预计将逐步见顶,有助于加快现有补贴缺口的收缩,对于发电企业的应收账款回款速度及现金流状况构成利好。补贴退坡的时间节点确认以及平价项目建设规模的放开将为今明两年的装机增长带来新的动力,行业预计将迎来新一轮的抢装潮。但由于在建项目的并网时间要求会迫使发电企业加大项目开发力度。在目前环保以及电网接入要求仍较为严格的情况下,如果装机进展不及预期,可能会再次引致部分减值损失。我们目前的行业首选是华能新能源(00958HK),评级为“买入”,目标价为3.10港元。