中国能源资讯网本文来源于广发海外的研究报告，作者为韩玲。
一、投资观点概要
1.未来三年新增装机基本保持平稳，不会出现抢装
受红六省限建、中南方装机施工周期长等因素的影响，近两年全社会风电装机容量增速下滑，新增装机不断触底。在此背景下，2018年标杆电价进一步下调，5月份出台的风电项目竞争配置政策更是引起市场恐慌，我们认为未来三年风电新增装机基本保持平稳，不会出现新一轮抢装，因为当下风电的主要基调是缓解弃风限电，改善存量资产消纳，解决补贴缺口问题。新增装机的具体分布上，我们预测2018-2020年陆上集中式风电装机分别可以新增20.6GW、19.8GW和20.8GW，中东部和南方地区新增装机将会明显增加;海上风电每年分别新增1.9GW、2.2GW和2.4GW，主要分布在广东、江苏、福建等区域;分散式风电分别新增0.8GW、1.2GW和1.8GW，主要分布在河北、河南、山西等地。
2.存量资产消纳改善仍是主旋律
未来三年存量资产消纳改善仍是风电市场的主旋律，弃风限电将会逐步缓解，风电利用小时数将会逐步提升。一方面，红六省装机预警限制了弃风严重区域的新增装机，缓解了当地的弃风状况，降低了全国的平均弃风率，预计2018年平均弃风率将会降到9%左右，风电利用小时超过2000小时，2020年弃风率有望降到5%;另一方面，可再生能源电力配额政策的出台，配合已经投运的十九条国网特高压线路和四条南网特高压线路，风电的消纳能力将会增强，由此将会改善风电运营商存量资产的盈利情况。
3.风电增量装机补贴逐步退出，绿证对存量装机补贴的影响较小
2018年5月出台的风电项目竞争配置政策规定不在省市2018年规划建设范围内的新核准陆上集中式风电和海上风电将通过市场竞争式配置确定电价，而不再执行标杆电价。首先，这项政策将有利于限制补贴缺口的扩大，其次，将会影响2020年及之后的集中式风电项目和海上风电项目的新增情况，使得全行业的风电装机增速下降。我们也计算了该项政策对主流港股风电运营商未来三年业绩的影响情况，计算结果表明，在悲观情形下，2019年主流风电运营商利润所受负面影响也不到2%，2020年利润所受负面影响不到4%，因此短期来看风电项目竞争配置政策对主流风电运营商未来业绩影响不大。
此外，目前市场还比较关注绿证的影响，绿证主要影响的是新增装机的补贴，待风电实现竞价上网，新增的风电装机将由绿证收入替代财政补贴。我们也计算了绿证可能会带来的补贴模式变化的影响：存量资产如果超出最低保障利用小时数之外的部分用绿证替代补贴。计算结果表明，绿证对存量装机补贴的影响较小，悲观情形下未来三年风电运营商存量资产补贴所受负面影响分别为3.5%、3.9%和4.2%，业绩所受负面影响为4.5%。
4.补贴缺口解决途径已现，风电存量资产补贴保持稳定
自2018年3月份起，自备电厂电量将纳入可再生能源附加费征收范围，且向前追溯，由此可以产生追溯收入1064亿元，这基本相当于历史补贴缺口金额。同时，可再生能源补贴需求虽然仍在增长，但增幅已缓，尤其是风电补贴需求，由于增量装机补贴退出大幅降低了风电补贴需求的增幅，531新政的出台也标志着光伏补贴需求进入受限时代，预测未来三年可再生能源补贴需求为1511亿、1713亿和1922亿元，补贴需求自2020年开始将基本稳定。而我国可再生能源附加费极其低廉，占用电端成本比重不到3%，提升是必然趋势。为此，我们分三种提升情形计算了可再生能源补贴缺口问题，结果发现，中性情况下，2020年可再生能源附加费提升到每千瓦时3分钱后，所有补贴情况将在2023年得以解决，仅凭可再生能源附加费即可满足可再生能源的补贴需求。
二、未来三年新增装机基本保持平稳，不会出现抢装
1.陆上集中式风电新增回暖，但总体平稳
近两年全社会风电装机容量增速下滑，新增装机不断触底，主要由于红六省限建、中东部和南方地区装机施工周期长等因素的影响。如今，中东部和南方地区在建的装机有望释放，同时受标杆电价和风电竞争配置政策的刺激，截止2017年底核准未建的89GW风电项目储备和2017年在建的24GW大部分将在未来三年逐步释放，带来陆上集中式风电新增容量的回升，据此逻辑，预计未来三年分别可以新增20.6GW、19.8GW和20.8GW。但我们认为不会出现新一轮抢装，因为当下风电的主要基调是缓解弃风限电，改善存量资产消纳，解决补贴缺口问题。
装机布局上，陆上集中式风电存量限电区域居多。因为限电区域(主要是三北地区)有着优秀的风资源、广阔的风电装机可选地址、较短的施工周期等，以往风电运营商在这些区域大量布局，使得装机过剩，风电消纳成为难题，出现弃风限电现象。在国家“降低弃风率、降低弃风电量”的双降基调下，新增风电装机逐步往非限电地区(主要是中东部和南方地区)转移，以实现2020年弃风率5%的目标。新增风电并网装机方面，自2016年开始，全社会在限电区域的风电新增并网装机就低于在非限电区域的装机，2018年一季度，在限电区域风电新增并网装机74万千瓦，而在非限电区域则高达320万千瓦，新增装机中非限电区域是限电区域装机的4倍之多。
红六省解禁所能释放的新增装机将偏于保守。2018年虽然红六省变成了红三省，市场普遍认为这将会释放显著的装机增量，但仔细分析来看，只有宁夏区域的3GW核准未并网的风电项目储备才有可能正常释放，另外五个区域预计2018年新增释放仍会比较保守。因为内蒙古和黑龙江虽然解禁，但仍为橙色预警区域，故它们的5GW风电储备或将到2019年乃至2020年才得以逐步释放。
2. 海上风电稳步发展，贡献风电装机增量
在今年新增装机构成之中，海上风电装机规模稳定增加，是风电新增装机的一个贡献点。2017年全社会新增风电吊装装机1952万千瓦，增幅4.2%，其中新增海上风电装机116万千瓦，增幅95.9%。此外，2017年新增核准海上装机406.5万千瓦，新增开工海上装机398.5万千瓦，可以预见未来两年海上装机将会维持前两年增长态势。不过鉴于海上风电装机的体量仍然较小，且受风电项目竞争配置政策的影响，我们预测未来三年海上装机的新增量主要源于前期核准的释放。2017年当年核准海上风电项目4.06GW，2018年初至五月份，新增核准1.8GW，合计5.86GW，仅这部分核准未并网的风机储备就足以支撑未来三年每年2GW的新增态势，预计未来三年每年分别新增1.9GW、2.2GW和2.4GW。
3. 分散式风电的发展尚需政策保障，后续发展有待观望
分散式风电虽然先后出台了许多利好政策，包括不受年度规模管理限制、开设分布式电力市场交易试点、不纳入风电竞争项目配置之中等等。但是分散式风电单体规模小、造价成本高、维护效率低、经济效益远不如集中式风电，而且现今出台的利好政策多为地方政府规划，尚需中央政府实质性的政策保障和支持，故我们对分散式风电的发展持观望态度。根据省市规划指引和开工建设周期，预计2018-2020年分散式风电每年分别新增0.8GW、1.2GW和1.8GW，主要分布在河北、河南、山西等地。
总体我们认为，未来三年新增装机较2017年有所回暖，但总体平稳。考虑陆上集中式、海上风电和分散式风电，我们预测2018-2020年新增风电装机规模分别在23.3GW、23.2GW和25GW。
三、存量资产消纳改善仍是主旋律
1.装机预警限制增量，旨在解决弃风问题
风电装机在2006-2016年之间快速增长，年度复合增长率将近50%，而用电需求和电网消纳能力的增长未能与之相匹配，故使得弃风问题加重，从而催生了风电投资监测预警机制。在2016年7月，国家能源局按照弃风率、风电平均利用小时数以及当地风电企业亏损率等指标加权平均确定预警程度，将其由高到低分为红色、橙色、绿色三个等级。红色预警区域原则上将会限制风电项目的新增核准、建设以及并网;橙色预警区，国家能源局原则上在发布预警结果的当年不下达年度开发建设规模;预警结果为绿色表示正常。
在2016年，有5个省份预警结果为红色，分别为：吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆。2017年新增蒙古为红色预警地区，称为“红六省”。2018年，红六省有三省解禁，只剩下甘肃、新疆和吉林仍为红色预警地区，内蒙古和黑龙江变为橙色预警区域，宁夏恢复为绿色正常区域。受装机预警限制增量的影响，吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆、内蒙古的弃风率从2016年历史最高值一路走低，新疆、甘肃和吉林2017年同比下降10个百分点，内蒙古、黑龙江和宁夏则平均下降了6个百分点，全国平均弃风率在2017年则是同比下降了5个百分点，弃风问题得到显著改善。2018年一季度，红六省弃风率相较于17年一季度亦是有所降低，一季度全国弃风率8.5%，同比下降8个百分点。
2.可再生能源电力配额政策出台，推动存量资产改善
可再生能源电力配额是指根据国家可再生能源发展目标和能源发展规划，对各省级行政区域全社会用电量规定最低的可再生能源电力消费比重指标。
与绿色电力证书相比，强制执行的可再生能源配额制更加强调利用新能源电力的责任，可以有效缓解弃风弃光问题，推动实现能源转型。绿色电力证书主要侧重于发电侧，通过电价补贴来刺激企业建设新能源的积极性，而配额制则从消费侧明确消纳责任，有效解决新能源“重建轻用”问题。可以预见，可再生能源电力配额政策将首要推动可再生能源电力的跨区域输送，从而助力新能源的消纳。
3.特高压助力风电消纳
截止2018年6月份，国家电网共拥有23条特高压线路，其中19条已经投运或竣工，1条在建，3条新核准，一共十二条交流特高压线路，十一条直流特高压线路。此外，南方电网投运的还有4条特高压线路。在这些特高压线路之中，有12条特高压线路参与输送了可再生能源(含水电)。受益于这些特高压线路的推动，2017年，全国完成跨区送电量4235亿千瓦时，同比增长12.1%;由特高压线路输送的电量达到3008亿千瓦时，其中输送可再生能源电量1900亿千瓦时，同比上升10%，可再生能源电量占全部输送电量的63%，占比同比下降11个百分点。未来与可再生能源电力配额政策相配合，预计将会有更多的可再生能源电量通过特高压完成跨区的输送，这将有助于风电等可再生能源的消纳。
4.弃风率走低大势所趋，2020年5%的弃风率目标实现有望
国家明确表示2020年要将弃风率降低到5%，虽然2017年国家平均弃风率高达12%，但是在当下主推存量资产改善的政策引导、特高压助力风电消纳的推动下，弃风率走低是大势所趋。2018一季度以来，在国家能源局“双降”的定调下，各企业积极降低弃风率，一季度弃风电量91亿千瓦时，同比减少44亿，平均弃风率8.5%，弃风率同比下降8个百分点。全国弃风电量和弃风率持续“双降”，行业趋势持续向好。主要限电地区除了宁夏和内蒙古以外(弃风率分别下降5.5个百分比，上升0.3个百分比)，其余五个地区弃风率均下降超过10个百分点(黑龙江下降27.5个百分点，吉林下降35.9个百分点，辽宁下降12.6个百分点，甘肃下降16.5个百分点，新疆下降12.4个百分点，山西下降19.3个百分点)。
受益于弃风率的走低，风电运营商的净利润将会呈现较快增长。为此，我们选取风电业务占比较大的风电运营商，假定风资源等因素不变，计算了风电运营商2018年预期净利润对弃风率的敏感性。计算结果表明，当弃风率下降一个百分点的时候，公司净利润将会平均提升4.49个百分点。
四、绿证主要针对增量装机，对存量装机补贴的影响较小
1.风电竞争配置政策：增量装机的财政补贴逐步退出，平价上网的前奏政策解读
2018年5月24日，国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，主要包括以下几个方面的内容：1.严格落实规划和预警要求;2.将消纳工作作为首要条件;3.严格落实电力送出和消纳条件;4.推行竞争方式配置风电项目;5.优化风电建设投资环境;6.积极推进就近全额消纳风电项目。
其中，推动竞争方式配置资源关注度比较高。该条款要求，从本通知印发之日起，尚未印发2018年度风电建设方案的省(自治区、直辖市)新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。已印发2018年度风电建设方案的省(自治区、直辖市)和已经确定投资主体的海上风电项目2018年可继续推进原方案。分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。
我们认为此项竞争配置政策将会影响全行业的风电装机规模，致其增量增速下降。对核准储备装机容量较大的风电运营商来说，近几年新增装机规模影响不大，主要影响2020年及之后的集中式风电项目的新增情况。因为该政策所适用的项目是2018年5月24日之后核准的风电项目，而之前核准的项目依旧适用前期标杆电价政策，这恰恰是近两三年风电新增装机的主要释放点。
对于风电设备商来说，电价降低会传导到设备价格的下降。此举促进运营商重视全生命周期的度电成本，考虑风电机组的发电效率。因此设备商之间的竞争会更加激烈，一方面要提高风机机组的质量并通过降价来增加价格优势，一方面又要面临新增装机减少所带来的订单减少风险。
政策影响：主流风电运营商未来三年所受影响不大
由于采用竞价上网方式，我们认为电价将会下调10%至20%，但已经核准的未投产装机不受此政策影响。从未来两到三年来看，拥有核准未投产风电储备较多的公司短期受该政策影响较小。具体计算方面，我们选用龙源电力、华能新能源、大唐新能源、华电福新为标的公司，对2019、2020年新增装机电价的下价幅度分别假设四种情形来测算公司净利润的变动。结果显示，对于风电业务占比很大的华能新能源和龙源电力来说，在最坏的情况下(即2019年新增装机电价下调15%，2020年新增装机电价下调20%)2020年利润分别下降了3.07%和3.10%,依然在可接受范围内，主要得益于已核准装机容量较多。我们可以得出结论，此项配置竞争政策对于风电业务占比不大或者发展成熟且拥有较多已核准装机容量的企业影响不大，对于新发展、处于快速扩张的企业来说较为不利。长远来看，风电未来实现市场竞价，增量装机电价去补贴，运营商装机将更为理性。因为此策略对风电装机的新增具有负面冲击，所以风电市场的新进入者将缺乏经济性，风电市场格局向稳定方向发展。
2.绿证：主要影响新增装机补贴，对存量装机补贴的影响较小
绿证实行自愿交易制度，且其执行价低于补贴额，故运营商积极性不高。但参考国外经验，绿证将会是支撑可再生能源发展的有力举措。尤其是待风电实现竞价上网，新增的风电装机将由绿证收入替代财政补贴，因此绿证主要影响的是风电新增装机的补贴，它对存量装机补贴的影响很小。当下绿证讨论较多的是补贴模式的调整：分地区划定最低保障利用小时数，低于最低保障小时数的发电量还是享受补贴，而高于最低保障小时数的发电量将用绿证替代补贴，也就是“补贴+绿证”的新补贴模式。我们通过计算发现，这种补贴模式的调整基本不影响补贴金额，在绿证价格低于补贴40%的情况下，绿证对2018-2020年风电运营商的业绩影响仅相当于存量补贴减少了3%，风电运营商的净利润负面影响为3.5%左右。
五、补贴缺口解决途径已现，风电存量资产补贴保持稳定
1.补贴供给：自备电厂电量纳入可再生能源附加费收入范围，将贡献可观增量补贴，基本相当于历史补贴缺口金额
风电等可再生能源运营商实际收到的补贴是由两部分组成，一部分是可再生能源电价附加费，一部分是财政补贴，前者是向用电端征收，后者是由财政支出，其实财政支出的这部分是可再生能源附加费不足以弥补可再生能源补贴需求所产生的，也就是通常所说的补贴缺口。附加费的征收对象在2018年之前只包括第二产业用电户和第三产业用电户，不包括第一产业用电户、居民用电户以及自备电厂用户，但是在2018年三月份，国家发改委下发《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案(征求意见稿)》，要求自备电厂补缴可再生能源附加费等政府性基金及附加，其中2016之前欠缴的附加费用在三年内缴清(2020年前后)，2016年之后欠缴的附加费用在2018年底缴清。按照此项政策，我们计算得出，2016年和2017年欠缴的可再生能源附加费用达到521亿元，2016年之前欠缴的可再生能源附加费用合计超过542亿元，一共达到1063亿元。而我们根据测算，截止2017年底，可再生能源补贴缺口已经达到1341亿元，这部分追缴的附加费无疑是雪中送炭，基本相当于历史补贴缺口金额。
2.补贴需求虽在增长，但增幅已缓
可再生能源补贴需求由三种能源构成，我们按照装机容量和补贴电价进行测算，2017年补贴需求占比如下：风电(42%)，光伏(37%)和生物质(21%)。对应能源的集中式项目补贴需求是按标杆电价与脱硫煤标杆电价的差价计算的，分布式项目则是按照定额补贴计算。目前风电标杆电价已经先后经过了三轮下调，且自风电项目竞争配置政策出台后，风电新增项目将不再适用标杆电价，直接采用市场配置竞价，因此，风电补贴需求虽然因为前期核准项目的释放仍在增长，但未来增幅将逐步放缓，而且自这部分核准项目并网后，将不再有新的产生高额补贴的风电项目，彼时风电补贴需求增幅将进一步放缓乃至零增长。另一方面，光伏531新政出台之后，光伏补贴需求的增长也受到了抑制。从可再生能源补贴需求中占比80%的风电和光伏补贴发展情况来看，未来可再生能源补贴需求将会呈现增幅下降式增长。我们逐年计算了风电、光伏和生物质这些可再生能源的并网电量，结合各自的补贴政策，计算了各能源的补贴需求并进行加总，结果表明，2018-2022年分别将产生可再生能源补贴需求1511亿、1713亿、1922亿元、1960亿元和2004亿元，增幅分别为13%、13%、12%、2%和2%。
3.可再生能源附加费的提升是必然趋势
我国可再生能源附加费偏低
我国可再生能源电价附加费是极其低廉的，在2006刚征收时每千瓦时只有1厘钱，此后经过5轮调整，在2016年上调至每千瓦时1分9。与之不相匹配的是，可再生能源的补贴需求远高于该收费标准，最便宜的可再生能源，风电在2016年至2018年间平均每千瓦时电量也要享受将近2毛钱的补贴，由此造成每年都会产生可再生能源补贴缺口，且缺口在逐渐扩大。
可再生能源附加费提升是必然趋势
我国可再生能源附加费偏低的原因主要是政府在降成本的基调下，不想在近期额外增加用电端的成本。但其实提升可再生能源附加费与降低用电端成本并不冲突。因为在现在工商业用电成本之中，可再生能源附加费占比不到3%，上网电价占比不到50%，输配电价和其他政府性基金占据了一半的工商业用电成本。因此，若想降低用电端负担应该主要从输配电价和其他政府性基金入手。另一方面，从可再生能源附加费占比也可以看出，我国可再生能源附加费提升空间很大。为了支持可再生能源的发展，实现节能减排与能源结构转型的目标，提升可再生能源附加费是一个必然趋势。
若可再生能源附加费提至每千瓦时3分钱，可解决补贴缺口
截止2017年底，可再生能源补贴缺口累计已经达到1341亿元，缺口较大。按照目前可再生能源附加费征收标准，将自备电厂电量纳入征收范围，我们可以计算出2018-2020年需要交纳附加费的电量分别为5.69万亿千瓦时、6.09万亿千瓦时和6.49万亿千瓦时，因此可再生能源附加费标准每千瓦时提高1分钱，将使得未来每年可以增加附加费600多亿元，这将有力解决补贴缺口问题。为此我们分三种提升情景，分别对补贴缺口进行计算，结果表明，若2019年附加费提到每千瓦时3分钱，那么截止2023年将解决所有历史补贴问题，且未来不再产生新的补贴缺口。若2020年附加费提到每千瓦时3分钱，就需要到2024年得以解决补贴缺口。若2021年提到每千瓦时3分钱，那么需要到2026年解决补贴缺口问题。
故在将可再生能源附加费提高到每千瓦时3分钱以后，未来每年将不会产生新的补贴缺口;具体何时提到每千瓦时3分钱，将影响历史补贴缺口的弥补问题，我们认为最可能的情形是在2020年提升到每千瓦时3分钱后，所有补贴情况将在2023年得以解决。而整个过程之中，风电存量补贴仅降低了3%-5%，并不需要大幅缩减存量资产补贴来弥补可再生能源补贴缺口。而且结合前述分析可以发现，此种方案所涉及的风电增量装机补贴退出、绿证部分替代补贴，对风电运营商2018-2020年业绩的平均负面影响仅为5%左右，因此，这种补贴缺口解决方式对于缓解财政资金压力和维持风电行业正常发展来说是一个双赢的举措。
六、港股风电运营商财务综述及重点标的推荐
1.财务综述
我们关注的港股6家风电运营商之中，公布一季报的五家公司共实现收入198.4亿元，较2017年一季度增长了24%。其中新天绿色能源和大唐新能源的一季度收入增幅最为可观，分别为60.15%和45.47%，其余龙源电力、华电福新和华能新能源的收入增幅均在10%以上。归母净利润方面，上述五家公司共实现归母净利润51.93亿元，同比增长63.3%，增幅超预期;大唐新能源归母净利润实现增幅375.50%(17年一季度增幅198.34%)，新天绿色能源实现增幅76.21%，龙源电力67.04%，华电福新29.94%。
由于风电项目竞争配置政策的出台，之前获得核准的装机容量成为十分有利的资源。我们用六家公司的风电市值分别除以其对应的已核准的装机容量(包括在建装机容量和已投产装机容量)，来作为衡量六家公司未来获利能力和投资价值的一个因素。计算出的结果从小到大排列是协合新能源、华电福新、大唐新能源、新天绿色能源、华能新能源和龙源电力。其中因为协合新能源和华电福新因为业务驳杂、盈利亏损不一，拖累市场对其预期，故股价表现低迷，因而风电市值较低，使得该计算结果较低。而其他几家此系数参考意义较大，大唐和新天绿色能源系数较低，增长弹性较大，华能新能源和龙源电力因储备大量核准未投产装机，故未来亦可实现稳定增长。
销售净利率上，华电福新一季度净利率达到16.16%，同比下降0.14个百分点，我们认为是由于一季度高利润率的水电水量下滑，而低利润率的煤电则增长较快，2018年剩下月份我们预期水电来水情况将好于一季度。得益于一季度来风好，其他三家公司销售净利率上均实现同比增长：新天绿色上涨3.2个百分点，达到24.94%;龙源在高基数的基础上仍上涨了8.76个百分点，净利率高达30%;风电业务占比98%的大唐能源一季度风电发电量同比增长46%，实现销售净利率的高速增长(上涨了18.98个百分点)，超出预期。
资产收益率上，新天绿色能源在净利率上涨同时，同比下跌0.63个百分点，为1.76%，表现为资产管理能力下降，但仍高于同行业。龙源电力资产收益率同比上涨0.97个百分点，高达2.61%，体现了较好的经营管理能力和获利能力。华电福新上涨了0.12个百分点，达到0.61%，大唐同比上涨0.64个百分点，达到0.82%，表明这两家公司经营稳定性改善。
2.重点标的推荐
(1)新天绿色能源：上半年天然气增长超预期，风电增长可观
2018年上半年，公司实现风电发电量41.76亿千瓦时，同比增长21.76%，主要由于公司弃风率下降和一季度风资源良好所导致的风电利用小时数的提升。上半年公司弃风率6.43%，同比下降0.9个百分点，风电利用小时数1358，同比增加129小时。整体表现基本符合我们年初时给予的预期，我们预计2018年公司风电发电量可以达到80亿千瓦时以上，较2017年增长20%左右。2018年上半年，公天然气业务累计售气量为12.97亿立方米，同比增长55.04%，增幅超出预期。其中批发和零售业务是超预期增长的主要贡献源，前者同比增长70.95%，后者同比增长35.18%，增长原因主要由于河北煤改气业务的推进。我们预计2018年全年公司的总售气量可以实现30%左右的增幅，超过24亿立方米，给公司贡献的天然气业务收入相较2017年会增加10亿元左右。此外，2018年上半年批发业务售气量占总售气量比例达到64%，同比提升6个百分点，而公司批发业务的毛利率是天然气业务中最高的，所以可以预见，公司2018年的盈利能力将会有所提升。2018年7月24日，新天绿色能源(0956.HK)收盘价为2.36港币，我们预测公司2018-2020年EPS分别为人民币0.330元、0.420元和0.516元，对应PE为7.2X、5.6X、4.6X，处于较低水平，维持“买入”评级。
(2)大唐新能源：弃风率大幅改善，业绩提升弹性大
从一季度数据来看，2018年一季度公司实现收入22.85亿元，同比增长43%，实现归属于母公司净利润5.85亿元，同比增长375%，利润增长超预期。从上半年数据来看，2018年上半年累计完成发电量95.5亿千瓦时，同比增长30.13%，其中，完成风电发电量94.0亿千瓦时，同比增加30.42%。上半年风电发电量的高增长，主要是由于公司利用小时数大幅上升叠加风况改善影响。我们认为公司2018年弃风率能下降到10%以下。19-20年的弃风率将达到5%的目标。我们假设18-20年新增装机均为600MW左右，风电利用小时数为2090、2164和2215小时。2018年7月24日，大唐新能源的收盘价为1.33港币，我们预测2018-2020年EPS分别为人民币0.187元、0.232元、0.269元，对应PE为7.1X、5.7X、4.9X，维持 “买入”评级。
(3)龙源电力：弃风改善，来风良好，助推业绩大幅增长
2018年一季度公司实现收入人民币68.62亿元，同比增长12.90%，净利润19.01亿元，同比增长67.05%，其中风电收入49.88亿元，同比增加30.95%，火电收入17.68亿元，同比下降16.49%。2018年上半年公司共实现风电发电量207.9亿千瓦时，较去年同期增加21.55%，增幅略超预期，主要原因在于公司弃风限电的大幅改善以及一季度来风情况很好。公司一季度风电限电率7.49%，较2017年同期下降8.9个百分点。2018年一季度利用小时数 626小时，同比增加125小时，我们预计全年的弃风率会好于公司年初7%的指引。一季度新增装机102MW,公司仍保持2018全年新增1GW左右装机容量的规模，其中计划新增海上装机250MW，无海外装机规划，大部分新增陆上装机在四类风区。假设公司18-20年新增风电装机为1050MW、1090MW和1090MW，对应利用小时数为2180、2240和2280。2018年7月24日，龙源电力(0916.hk)收盘价为6.99港元，我们预测公司2018-2020年EPS分别为人民币0.610元、0.716元、0.791元，对应PE为11.5X、9.8X、8.8X，维持“买入”评级。
(4)华能新能源：发电量增速持稳，弃风限电持续改善
公司上半年完成总发电量136.09亿千瓦时，较2017年同期增长14.7%，其中，风电发电量为129.06亿千瓦时，较2017年同期增长14.8%，太阳能发电量为7.03亿千瓦时，较2017年同期增长13.7%，基本与预期相符。公司2017年新增装机434MW，预计今年新增装机450MW，较2014年和2015年新增装机大幅下降，主要受现在政府对于新增装机管控较严的影响，建设周期变长。预计2019年与2020年新增装机都为500MW。2018年7月24日，华能新能源(0958.HK)收盘价为2.84港币，我们预测公司2018-2020年EPS分别为人民币0.373元，0.398元，0.427元，对应PE为7.6X、7.1X、6.7X，维持“买入”评级。
七、风险提示
风资源不确定性风险，限电率回升风险，政策不确定性风险，新增装机并网容量低于预期，电价下降风险，融资成本上升风险。
