十三五期間，受益于能源改革的深化以及環境保護要求，作為重要的非水可再生能源，風電的棄風限電痼疾將得到顯著改善，風電運營商的開工小時數以及現金流狀況同步反轉，東方證券預計，2017-2020年行業裝機將實現年均+10%的增長，利用小時+3%，因補貼退坡以及市場電風電上網電價每年下降1-2%，主要風電運營商風電售電收入將實現年均10-12%增長，凈利潤增速15-20%。

東方證券發表研報首次給予風電行業“買入”評級，并推薦更受益于三北限電改善的風電運營龍頭龍源電力，同時也看好自由現金流轉正的華能新能源(00958)。

能源局于2016年出臺定量指標：至2020年，非水可再生能源的消納比例要達到9%(vs 2016 6%)，這為十三五期間風電發展前景定下基調。東方證券認為，2017-2020年，風電裝機增速在經歷了上一輪的快速擴張后雖有回落，但新增機組盈利質量更優，受累于棄風痼疾的三北地區存量機組盈利水平也在政府各項措施下恢復向上，整體來看，在經歷2015年風電搶裝帶來快速上行的棄風限電率之后，行業開始進入更為健康、效率更高的成長階段。

裝機增速放緩，但盈利前景更優

2017 年 2 月，國家能源局發布 2017 年能源工作指導意見，明確指出嚴格控制棄風限電嚴重地區新增并網項目，對棄風率超過 20%的省份暫停安排新建風電規模。一周之后，國家能源局發布 2017 年度風電投資檢測預警結果，六個地區( 內蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆 )為風電開發建設紅色預警區域，即在取消預警前，不得核準建設新的風電項目，并要采取有效措施著力解決棄風問題。

紅色預警以及短期盈利前景促使風電裝機南移，從政策以及經濟性兩個角度來看，風電運營商未來兩到三年新增裝機將向中東部和南方地區傾斜。東方證券認為，考慮到中東部和南方地區等四類風區相對有限的風電資源及較高的開發難度，東方證券保守預計，2017-2020年，每年新增風電裝機15GW，行業CAGR+10%，未來風電裝機投運增速將有所放緩，但資產盈利質量因風機分布結構改善將明顯提升。

　　利用小時持續回升

東方證券預計2017-2020年期間，風電棄風限電率將逐年穩步回落，全國風電平均利用小時尤其是三北地區風資源豐富地區利用小時將同步恢復，至2020年，棄風限電率將在5%以下，利用小時達到2000小時以上(vs 2016年，棄風限電率17%，利用小時1742小時)。

東方證券認為，風電場利用率上升，主要來自于兩個更強有力的助力：1)紅色預警政策后的地區供需格局改善。紅色預警政策后，棄風限電最為嚴重的三北地區新增風電項目審批暫停，新疆、內蒙古、甘肅、寧夏、吉林、黑龍江等紅色預警地區新增裝機占全國新增裝機比例由 2015 年的 62%快速降至 2017 年中的 12%，2017 年中的棄風限電率自 2016 年中快速回落 7 到 18 個百分點，利用小時同比恢復 0-48%。

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2)跨省跨區交易落實風電消納。中國風電開發主要集中在三北和沿海地區的千萬千瓦級風電基地，并積極開發東中部分散風電場和近海風電。但是，由于三北地區遠離電力負荷中心，且中國電源結構以煤電為主(且含大量供熱機組)，調節性電源和需求側響應資源缺乏，電力系統平衡調度范圍小，電網規劃與建設進程與風電不協調，使得三北地區當地消納能力、調峰能力和輸電通道容量不足成為風電大規模發展的主要障礙。

十三五期間，確立了西電東送特高壓項目作為跨省跨區輸電通道，統籌優化風、光、火等各類電源配置方案，有效擴大三北地區風電開發規模和消納市場。寫入風電十三五規劃中的9條風電外送特高壓線路，將解決4000萬千瓦風電機組(含存量項目)的消納問題，截止2017年中，這9條特高壓線路起始地區風電裝機為7440萬千瓦。

另一方面，發改委也開始嚴格監督各省非水可再生能源消納的工作進度，今年4月，能源局發布了2016年度全國可再生能源電力發展監督測評的通報，明確了各省的非水可再生能源消納工作目標及進度，確保2020年全國非水可再生能源消納比重目標9%的達成。

綠證政策落地，重鑄行業盈利預期

2017年2月，國家發改委、財政部、國家能源局三部委發布試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知，自2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易，自2017年7月1日起正式開展自愿認購工作，認購價格按照不高于證書對應電量的可再生能源電價附加資金補貼金額由買賣雙方自行協商或者通過競價確定認購價格。

風電行業補貼方案由政策強制向綠證等更市場化方向過渡，短期增加了行業新增產能盈利的不確定性，但長期利好行業健康發展。綠證政策的出現是為了填補可再生能源發展基金的缺口，由可再生能源補貼到綠證政策，東方證券認為這將僅影響風電未來的新增機組，但利好風電資產的現金流改善(電費收入賬期縮短)，政策落地后，行業盈利前景明朗，盈利預期重鑄。

　　首予風電行業買入評級 推薦龍源電力、華能新能源

考慮到上述因素，東方證券給予風電行業買入評級。東方證券保守預計主要風電運營商2017-2019年裝機增長8%(更加關注資產盈利質量而非規模)，考慮補貼退坡以及更多參與市場化電量交易，風電上網電價每年下降1-2%，風電售電年均收入實現10-12%，但因為經營杠桿(利用小時提升，更多開工率高的四類風區項目)，歸母凈利潤復合增長率15-20%，對應2018年業績主要公司估值PE7-9倍，且公司ROE隨著電廠負荷率上升逐年提升，在可再生能源電價附加款項收回加快的背景下，自由現金流開始轉正，東方證券認為風電行業存在整體估值提升的可能。

個股方面，東方證券更看好風電運營龍頭且相對更受益于三北地區限電改善的龍源電力，同時也看好自由現金流開始轉正且運營效率高的華能新能源。

　　風險提示：1)風電電價下降速度超預期;2)棄風限電率再次上行。

龍源電力：風電運營商龍頭，更受益于三北地區持續的限電改善

龍源電力為國內風電裝機容量第一的風電運營商，主要股東為五大發電集團之一的國電集團，公司于1993年成立至今已實現風電裝機17417MW，另有早期作為現金牛資產的火電1875MW。東方證券看好龍源電力主要基于：1)紅色預警地區裝機比例高，限電改善最為明顯;2)市場交易電量占比低，電價下降好于華能新能源;3)綠證政策或即將落地，盈利前景更趨明朗。

紅色預警地區裝機占比高，限電改善空間相對較大。龍源電力在內蒙古、新疆、甘肅、寧夏、黑龍江、吉林等6個紅色預警省區的風電裝機占公司風電總裝機46%(vs 華能新能源32%)，隨著主要限電地區嚴控新增裝機，東方證券預計棄風限電率將快速好轉，公司2017-2019年利用小時年均增5%，即+100個小時，每年提升凈利潤13-15%。

市場交易電量占比低，綜合電價下降好于同行。在部分能源豐富的省份，為了避免更多棄風限電，當地風電運營商也開始參與市場電交易，擁有更為便宜的水電或煤電的省份，交易電的折讓幅度會相對較大。今年上半年，龍源電力的市場電比例為20%(vs 華能新能源 28%)，東方證券預計交易電量占比會隨著電改的深入繼續上行，但東方證券認為龍源電力會采取相對謹慎合理的參與態度。

綠證政策落地后，重鑄盈利預期。綠證政策的出現是為了填補可再生能源發展基金的缺口，由可再生能源補貼到綠證政策，東方證券認為這將僅影響風電未來的新增機組且利好風電資產的現金流改善(電費收入賬期縮短)，政策落地后，行業盈利前景明朗，盈利預期重鑄。

財務預測與投資建議

東方證券預測公司2017-19年歸母凈利潤分別為人民幣37.3、47.4、59.5億元，對應攤薄EPS為人民幣0.46、0.59、0.74元。由于現金流的相對可預見性，東方證券采用DCF估值法，目標價9.48港幣，對應2018年PE13.7倍，2018年PB1.1倍，首次給予買入評級。

　　風險提示：風電電價下降速度超預期;棄風限電率再次上行。

華能新能源：自由現金流轉正，風光并濟

華能新能源是一家全國布局的風電、光伏等非水可再生能源運營商，主要股東為五大發電集團之一的華能集團，公司于2002年成立至今已實現風電裝機10252MW，光伏裝機868MW，且風電裝機多集中于限電率低的三四類風區。東方證券看好華能新能源主要基于：1)自由現金流轉正，再次配股預期降低;2)限電改善后，利用小時回升;3)綠證政策或即將落地，盈利前景更趨明朗。

核心觀點

利用小時確定進入回升通道。隨著能源局出臺6省份地區(內蒙古、新疆、甘肅、寧夏、黑龍江、吉林)的紅色預警政策，以及各項保障風電消納措施，全國棄風限電率快速回落，平均風電利用小時同步抬升，東方證券預計華能新能源2017年棄風限電率將在10%以下(vs2016年12%)，利用小時年均增4%，即+80個小時，每年提升凈利潤10-12%。

自由現金流預計于2017年轉正。由于可再生能源電價附加資金(風電電價在火電標桿電價以下部分電網支付，超出部分由可再生能源基金撥付)回款較慢，同時華能新能源過去4年的裝機快速擴張(2012-2016年裝機翻倍)，公司自由現金流一直為負。隨著財政部今年出臺的相關資金加速清算文件，東方證券預計公司電費收入的應收賬款周轉天數將快速回落，自由現金流自2017年開始轉正，后續配股預期下降。

綠證政策落地后，重鑄盈利預期。綠證政策的出現是為了填補可再生能源發展基金的缺口，由可再生能源補貼到綠證政策，東方證券認為這將僅影響風電未來的新增機組且利好風電資產的現金流改善(電費收入賬期縮短)，政策落地后，行業盈利前景明朗，盈利預期重鑄。

財務預測與投資建議

東方證券預測公司2017-19年歸母凈利潤分別為人民幣31.6、36.2、40.4億元，對應攤薄EPS為人民幣0.30、0.34、0.38元，由于現金流的相對可預見性，東方證券采用DCF估值法，目標價3.92港幣，對應2018年PE9.8倍，2018年PB1.2倍，首次給予買入評級。

　　風險提示：風電電價下降速度超預期;棄風限電率再次上行。