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2018年是中國風電行業重要的一年，因為政府最終決定2019年正式取代標桿電價，走向競價機制，這意味著風電行業向平價上網邁進了一大步。2019年，我們展望1）在鼓勵國家可再生能源消耗的政策幫助下，平均限電率進一步縮減并接近5％; 2）隨著運營商加速建設已審批的項目以避免電價不確定性風險，中國風電裝機將有所增加; 3）由于陸上新建風電項目增長較慢，運營商將繼續加大海上風電項的投資; 4）競價上網會從小規模開始，但市場化交易將繼續對平均電價構成壓力; 5）待啟動的可再生能源配額制（“RPS”）將增加全國可再生能源消耗，而綠色證書的引入有望在一定程度上增強運營商的現金流并減少可再生能源基金的缺口。
同時，由于風機售價下行的壓力持續，我們預計風機制造商將在2019年繼續面臨利潤率緊縮的問題，但隨著市場進一步整合，市場巨頭如金風科技和遠景能源等將更具防御性并能獲得更多市場份額。
限電率逐漸達到十三五計劃中的預定目標
在政府的利好政策，電力需求增長以及特高壓線路投運的支持下，中國的風能利用率在2018年內持續改善 - 全國風電限電率在2018年第一至三季度下降3個百分點至9％ （2014年以來的最低水平），風電利用小時則同比增長13％至1,565小時。
隨著國家限電率接近至十三五計劃中2020年目標的5％以下，我們認為2019年的利用小時增長潛力相比2018年將不會那么顯著。不過，有些省份目前的限電率仍處于較高水平，相信明年仍有很大的改善空間。例如，內蒙古，甘肅和新疆在今年前三季的平均限電率為13％/ 20％/ 25％（圖2）。在2019年啟動可再生能源配額制后，我們預計各省的限電率將逐步得到改善（將在下文討論）。
2018年的“紅三省”，包括甘肅，新疆和吉林，我們認為吉林將有最大的機會從清單中被移除，這出于今年該地區的限電率有著最顯著的改善，從2017年的21％下降至2018年第三季度的5%（圖2）。我們認為這一改善主要歸功于在今年1季度投運的扎魯特-青州特高壓線路。
從“紅三區”清單上被移除，將會使該省恢復新項目審批以及電網連接工作。根據我們的渠道檢查，吉林省目前有1.7GW已批準但尚未投入運營的項目，其中包括545MW已獲得融資/在建項目。假如吉林省從“紅三省”清單上被移除，這些項目將會陸續在未來1-2年投運。
中國的風電裝機容量將在2019年增長25GW
根據國家能源局的數據，中國的風電并網容量在前三季度增長了12.6GW，比2017年同期增長了30％，總并網量達到了176GW。我們預計，中國2018年全年風電裝機產能增加約20GW，同比增長約30％。
假設2018年的裝機容量增長20GW，風電上網裝機容量在年底將達到184GW。 “十三五”規劃中2020年的目標為210GW，意味著中國將平均在2019年和2020年每年增加13GW。但是，我們認為最終數字可能超過目標，其原因如下：
競價機制下爭相開展項目。鑒于競價上網的引入時間早于預期，運營商可能加速建設項目以避免電價的不確定性風險。根據我們的渠道檢查，中國目前有46GW的已獲得融資/在建項目。這些項目可能會在未來一至兩年內投運。
離開紅色預警后，區域將會恢復施工。如上所述，我們預計2019年吉林省將從“紅三區”中被移除，其后將恢復該省的新項目審批和電網連接工作。根據我們的渠道檢查，目前吉林省已經批準的1.7GW項目尚未投入運營，其中包括545MW已獲得融資/在建項目。
儲備項目逐步釋放，海上風電項目快速增長。由于陸上的新建項目增長放緩，近年來運營商更加關注海上風電。中國目前有6.2GW已獲得融資或在建項目，和4.4GW已審批項目，這將在未來2 - 3年內逐步投運（詳見下文）。
事實上，中國的風機公開招標市場在18年前三季度同比增長12％至24GW（見圖3），這也暗示了2019年將有更多的新增裝機。我們估計風電裝機容量在2018年將增加約20GW，在2019年增加約25GW。根據我們的預測，風力發電將占全國總發電量的5.6％（圖4）。
海上風電項目保持良好增長勢頭
在陸上風電新建項目增長放緩的背景下，中國海上風電裝機容量在過去兩年中迅速增長，并在今年8月底達到了3.1GW的總裝機容量。根據我們的渠道檢查，中國在年底前會有另外1.6GW的海上風電項目并網。2018年底，我們預計中國的海上風電裝機總容量將達到4.7GW，這與“十三五”規劃中的2020年目標5GW極為接近。我們預計未來幾年中國海上風電裝機容量將繼續保持著強勁增長，原因如下：
近年來陸上風電新建項目速度緩慢。在國內北方出現限電問題和南方嚴格的環境要求下，近年陸上項目發展變得更慢。開發商正在關注海上風電市場以尋求更大的產能增長。
加速建設以避免電價的不確定性風險。海上風電項目的競價將于2019年開始。雖然已經獲得政府審批項目的電價不受影響，但開發商很可能加速建設這些項目，以避免未來電價的不確定性風險。
根據彭博新能源財經的數據，中國目前擁有32GW的海上未完工項目，當中包括6.2GW已獲得融資或在建項目，4.4GW已批項目，和21.3GW已宣布項目。該21.3GW的已宣布的項目需要通過競價上網獲得政府審批，而其他已獲批項目預計將在未來2 - 3年內投運。
假設電價為0.85元/千瓦時，利用小時數為2,534小時，運行和維護成本為人民幣0.3-0.45百萬/兆瓦，我們估計海上風電項目的股權內部收益率介于9-12％之間（圖8），與陸上風電項目相當。運營商現在更關注發電效率的提高，以抵消競價帶來的電價風險。我們預計未來發電效率的改善主要來自：1）配置更大型的風機- 目前大多數海上風電項目使用3-4MW的風機，但5MW或以上的大型風機將在未來幾年投產, 和2）新項目會被放置在離岸更遠的深水區域– 2010-2015年投運的項目與岸邊的平均距離為11公里，水深4.7米，而2015年之后投運項目則與岸邊的平均距離為20公里和水深11.5米（見圖6）。這允許風機吸收更多海洋地帶的風力資源，從而提高風電項目的利用率。
總體而言，我們預計到2018年年底中國的海上風電裝機容量將同比增長68％至4.7GW （截至今年8月底：3.1GW），于2019年和2020年分別增加至8.2 和11.2GW。準備項目較多的省份包括廣東（11GW） ，江蘇（6.7W）和浙江（5.6GW）等(圖7和9)。
競價的影響有限，但持續增加的市場化交易將繼續對平均電價構成壓力
回顧2018年5月，國家能源局發出通知要求陸上和海上風電項目的審批從2019年開始通過競價機制進行，取代現有的I-IV區標桿上網電價。雖然這標志著向平價上網邁出了重要一步，但我們預計至少在未來2 - 3年內不會出現大規模的競價，出于以下原因：
主要營運商已經擁有大量已獲取審批的項目。例如，截至2018年第3季度末，龍源和華能新能源分別擁有7.5GW和3.8GW的已審批項目，這些項目都不受競價機制影響，并預計在未來1 - 2年內投運。我們認為這些項目已足以讓他們至少在2020年之前維持其產能擴張目標。
母公司的潛在資產注入。國內主要風電場運營商是國有企業，其母公司持有豐富的可再生能源資產，未來很可能會注入上市公司（圖10）。
我們認為2019年開始實施的競價對風電項目的平均電價影響不大，但由于市場化交易持續增加的關系，運營商可能會看到未來幾年平均電價會有一個緩慢下降的趨勢。中隨著電力市場改革繼續推進，我們預計市場化交易比例將從2017年的26％增加到2018年的40％。市場化交易下的平均電價通常低于標桿電價。據彭博新能源財經稱，今年1季度風電市場化交易的價格一般比標桿電價折讓18.5%。隨著市場化交易持續增長的趨勢，我們預計未來幾年風電運營商的平均風電價格將逐步下降。我們在對主要運營商的財務預測中假設其平均電價每年下降2-3％。
可再生能源配額制將在年底前完成并于明年生效
國家發改委于今年9和11月公布了可再生能源配額制（“RPS”）的第2和第3稿。經過幾輪咨詢，我們預計可再生能源配額制將在年底前完成，特別的是該文件由國家發改委和國家能源局共同簽署，而不是像第一稿中單獨由能源局簽署，故我們認為更新版本具有更強的執行性。總體而言，我們認為可再生能源配額制對可再生能源行業有利，原因如下：
每年每個省都設定了一個可再生能源消耗目標。三種類型的實體將負責實現目標：1）電網公司; 2）配電和售電公司; 3）從自備電廠從或市場交易中獲取電力的工業公司。我們認為，該目標將激勵這些公司在每個省采購更多的可再生能源，從而提高可再生能源的利用率并緩解其限電問題。
引入綠色證書用于評估可再生能源配額制中的要求。綠色證書的角色在第三稿文件有所淡化，但綠證仍然用于對不同實體進行可再生能源配額制中考核的工具，其中1分證書相當于1MWh的可再生能源。雖然目前綠色證書的價格仍然存在不確定性，但我們認為更多的綠證交易將夠縮小未來可再生能源基金的缺口。
現有項目的電價保持不變，運營商的現金流狀況將獲改善。任何以綠色證書交易的可再生能源電價的差額將由可再生能源基金補償。而出于綠色證書的還款時間較補貼短，我們認為這將改善運營商的現金流量狀況。
上游市場的價格競爭仍在繼續，削弱了風機制造商的盈利能力
我們注意到中國1.5-2.0MW風電裝機的招標價格在18年上半年急劇下滑，并于9月份下跌至接近3,000元/千瓦。招標價格的暴跌主要是由于平均電價降低導致運營商對價格和發電效率比以前更敏感，繼而引發風機制造商之間的價格競爭。根據我們了解，有部分開發商更要求重新協商早期的風機訂單來應對價格波動。目前價格壓力在整個供應鏈中傳遞。
雖然金風科技在其第3季度業績中表示風機招標價格已在9月份穩定下來，但由于風機銷售收入在裝機交付時才確認，故通常需要12-18個月的時間才能反映在其收益表中，所以我們認為制造商會在2019年承受持續的利潤率擠壓。
然而，從正面角度來看，如果明年價格仍維持下行趨勢，我們預計市場整合會因為一些虧損的中小型企業停止生產或退出而繼續。這將有利于金風，遠景能源和國電聯合動力等領先企業。以上企業為2017年市場份額最大的前三大企業（圖17）。
同時，由于風機售價下行的壓力持續，我們預計風機制造商將在2019年繼續面臨利潤率緊縮的問題，但隨著市場進一步整合，市場巨頭如金風科技和遠景能源等將更具防御性并能獲得更多市場份額。
限電率逐漸達到十三五計劃中的預定目標
在政府的利好政策，電力需求增長以及特高壓線路投運的支持下，中國的風能利用率在2018年內持續改善 - 全國風電限電率在2018年第一至三季度下降3個百分點至9％ （2014年以來的最低水平），風電利用小時則同比增長13％至1,565小時。
隨著國家限電率接近至十三五計劃中2020年目標的5％以下，我們認為2019年的利用小時增長潛力相比2018年將不會那么顯著。不過，有些省份目前的限電率仍處于較高水平，相信明年仍有很大的改善空間。例如，內蒙古，甘肅和新疆在今年前三季的平均限電率為13％/ 20％/ 25％（圖2）。在2019年啟動可再生能源配額制后，我們預計各省的限電率將逐步得到改善（將在下文討論）。
2018年的“紅三省”，包括甘肅，新疆和吉林，我們認為吉林將有最大的機會從清單中被移除，這出于今年該地區的限電率有著最顯著的改善，從2017年的21％下降至2018年第三季度的5%（圖2）。我們認為這一改善主要歸功于在今年1季度投運的扎魯特-青州特高壓線路。
從“紅三區”清單上被移除，將會使該省恢復新項目審批以及電網連接工作。根據我們的渠道檢查，吉林省目前有1.7GW已批準但尚未投入運營的項目，其中包括545MW已獲得融資/在建項目。假如吉林省從“紅三省”清單上被移除，這些項目將會陸續在未來1-2年投運。
中國的風電裝機容量將在2019年增長25GW
根據國家能源局的數據，中國的風電并網容量在前三季度增長了12.6GW，比2017年同期增長了30％，總并網量達到了176GW。我們預計，中國2018年全年風電裝機產能增加約20GW，同比增長約30％。
假設2018年的裝機容量增長20GW，風電上網裝機容量在年底將達到184GW。 “十三五”規劃中2020年的目標為210GW，意味著中國將平均在2019年和2020年每年增加13GW。但是，我們認為最終數字可能超過目標，其原因如下：
競價機制下爭相開展項目。鑒于競價上網的引入時間早于預期，運營商可能加速建設項目以避免電價的不確定性風險。根據我們的渠道檢查，中國目前有46GW的已獲得融資/在建項目。這些項目可能會在未來一至兩年內投運。
離開紅色預警后，區域將會恢復施工。如上所述，我們預計2019年吉林省將從“紅三區”中被移除，其后將恢復該省的新項目審批和電網連接工作。根據我們的渠道檢查，目前吉林省已經批準的1.7GW項目尚未投入運營，其中包括545MW已獲得融資/在建項目。
儲備項目逐步釋放，海上風電項目快速增長。由于陸上的新建項目增長放緩，近年來運營商更加關注海上風電。中國目前有6.2GW已獲得融資或在建項目，和4.4GW已審批項目，這將在未來2 - 3年內逐步投運（詳見下文）。
事實上，中國的風機公開招標市場在18年前三季度同比增長12％至24GW（見圖3），這也暗示了2019年將有更多的新增裝機。我們估計風電裝機容量在2018年將增加約20GW，在2019年增加約25GW。根據我們的預測，風力發電將占全國總發電量的5.6％（圖4）。
海上風電項目保持良好增長勢頭
在陸上風電新建項目增長放緩的背景下，中國海上風電裝機容量在過去兩年中迅速增長，并在今年8月底達到了3.1GW的總裝機容量。根據我們的渠道檢查，中國在年底前會有另外1.6GW的海上風電項目并網。2018年底，我們預計中國的海上風電裝機總容量將達到4.7GW，這與“十三五”規劃中的2020年目標5GW極為接近。我們預計未來幾年中國海上風電裝機容量將繼續保持著強勁增長，原因如下：
近年來陸上風電新建項目速度緩慢。在國內北方出現限電問題和南方嚴格的環境要求下，近年陸上項目發展變得更慢。開發商正在關注海上風電市場以尋求更大的產能增長。
加速建設以避免電價的不確定性風險。海上風電項目的競價將于2019年開始。雖然已經獲得政府審批項目的電價不受影響，但開發商很可能加速建設這些項目，以避免未來電價的不確定性風險。
根據彭博新能源財經的數據，中國目前擁有32GW的海上未完工項目，當中包括6.2GW已獲得融資或在建項目，4.4GW已批項目，和21.3GW已宣布項目。該21.3GW的已宣布的項目需要通過競價上網獲得政府審批，而其他已獲批項目預計將在未來2 - 3年內投運。
假設電價為0.85元/千瓦時，利用小時數為2,534小時，運行和維護成本為人民幣0.3-0.45百萬/兆瓦，我們估計海上風電項目的股權內部收益率介于9-12％之間（圖8），與陸上風電項目相當。運營商現在更關注發電效率的提高，以抵消競價帶來的電價風險。我們預計未來發電效率的改善主要來自：1）配置更大型的風機- 目前大多數海上風電項目使用3-4MW的風機，但5MW或以上的大型風機將在未來幾年投產, 和2）新項目會被放置在離岸更遠的深水區域– 2010-2015年投運的項目與岸邊的平均距離為11公里，水深4.7米，而2015年之后投運項目則與岸邊的平均距離為20公里和水深11.5米（見圖6）。這允許風機吸收更多海洋地帶的風力資源，從而提高風電項目的利用率。
總體而言，我們預計到2018年年底中國的海上風電裝機容量將同比增長68％至4.7GW （截至今年8月底：3.1GW），于2019年和2020年分別增加至8.2 和11.2GW。準備項目較多的省份包括廣東（11GW） ，江蘇（6.7W）和浙江（5.6GW）等(圖7和9)。
競價的影響有限，但持續增加的市場化交易將繼續對平均電價構成壓力
回顧2018年5月，國家能源局發出通知要求陸上和海上風電項目的審批從2019年開始通過競價機制進行，取代現有的I-IV區標桿上網電價。雖然這標志著向平價上網邁出了重要一步，但我們預計至少在未來2 - 3年內不會出現大規模的競價，出于以下原因：
主要營運商已經擁有大量已獲取審批的項目。例如，截至2018年第3季度末，龍源和華能新能源分別擁有7.5GW和3.8GW的已審批項目，這些項目都不受競價機制影響，并預計在未來1 - 2年內投運。我們認為這些項目已足以讓他們至少在2020年之前維持其產能擴張目標。
母公司的潛在資產注入。國內主要風電場運營商是國有企業，其母公司持有豐富的可再生能源資產，未來很可能會注入上市公司（圖10）。
我們認為2019年開始實施的競價對風電項目的平均電價影響不大，但由于市場化交易持續增加的關系，運營商可能會看到未來幾年平均電價會有一個緩慢下降的趨勢。中隨著電力市場改革繼續推進，我們預計市場化交易比例將從2017年的26％增加到2018年的40％。市場化交易下的平均電價通常低于標桿電價。據彭博新能源財經稱，今年1季度風電市場化交易的價格一般比標桿電價折讓18.5%。隨著市場化交易持續增長的趨勢，我們預計未來幾年風電運營商的平均風電價格將逐步下降。我們在對主要運營商的財務預測中假設其平均電價每年下降2-3％。
可再生能源配額制將在年底前完成并于明年生效
國家發改委于今年9和11月公布了可再生能源配額制（“RPS”）的第2和第3稿。經過幾輪咨詢，我們預計可再生能源配額制將在年底前完成，特別的是該文件由國家發改委和國家能源局共同簽署，而不是像第一稿中單獨由能源局簽署，故我們認為更新版本具有更強的執行性。總體而言，我們認為可再生能源配額制對可再生能源行業有利，原因如下：
每年每個省都設定了一個可再生能源消耗目標。三種類型的實體將負責實現目標：1）電網公司; 2）配電和售電公司; 3）從自備電廠從或市場交易中獲取電力的工業公司。我們認為，該目標將激勵這些公司在每個省采購更多的可再生能源，從而提高可再生能源的利用率并緩解其限電問題。
引入綠色證書用于評估可再生能源配額制中的要求。綠色證書的角色在第三稿文件有所淡化，但綠證仍然用于對不同實體進行可再生能源配額制中考核的工具，其中1分證書相當于1MWh的可再生能源。雖然目前綠色證書的價格仍然存在不確定性，但我們認為更多的綠證交易將夠縮小未來可再生能源基金的缺口。
現有項目的電價保持不變，運營商的現金流狀況將獲改善。任何以綠色證書交易的可再生能源電價的差額將由可再生能源基金補償。而出于綠色證書的還款時間較補貼短，我們認為這將改善運營商的現金流量狀況。
上游市場的價格競爭仍在繼續，削弱了風機制造商的盈利能力
我們注意到中國1.5-2.0MW風電裝機的招標價格在18年上半年急劇下滑，并于9月份下跌至接近3,000元/千瓦。招標價格的暴跌主要是由于平均電價降低導致運營商對價格和發電效率比以前更敏感，繼而引發風機制造商之間的價格競爭。根據我們了解，有部分開發商更要求重新協商早期的風機訂單來應對價格波動。目前價格壓力在整個供應鏈中傳遞。
雖然金風科技在其第3季度業績中表示風機招標價格已在9月份穩定下來，但由于風機銷售收入在裝機交付時才確認，故通常需要12-18個月的時間才能反映在其收益表中，所以我們認為制造商會在2019年承受持續的利潤率擠壓。
然而，從正面角度來看，如果明年價格仍維持下行趨勢，我們預計市場整合會因為一些虧損的中小型企業停止生產或退出而繼續。這將有利于金風，遠景能源和國電聯合動力等領先企業。以上企業為2017年市場份額最大的前三大企業（圖17）。
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