2017 年全国风电平均利用小时数同比上升 11.8%至 1,948 小时， 限电情况大幅好转。 受益于国家扶持可再生能源发展的多项政策组合， 以及跨省特高压交直流线路的陆续投运， 2017 一季度以来全国风电利用小时数呈现持续的同比改善趋势。 2017 年全国风电限电率同比下降了 5.2 个百分点至 12.1%，全年的弃风量同比减少 78 亿千瓦时。 甘肃省的风电限电率全年下降超过 10.0 个百分点，而其它主要限电地区的限电率也录得约 5.0-9.0 个百分点的同比降幅。 我们相信随着整体用电增速的继续改善和可再生能源跨省消纳能力的提升， 2018 年全国限电率有望继续同比下降， 内蒙古、新疆和甘肃等地的风电限电情况将大概率地得到进一步缓解。 我们现预测 2018/2019 年的全国风电平均利用小时数分别为2,025/2,060 小时。

风电投资监测预警机制部分解禁， 2018 年风电新增装机和风电投资额预计将出现反弹。 为了有效解决存量风电的消纳问题并引导风电企业理性投资，国家于 2016 年提出建立风电投资监测预警机制。对于红色预警的区域，在限电率降至合理水平之前暂缓新项目的建设及核准。 此外，由于国家对于林地的环评政策要求有所收紧，导致各大风电企业的装机增量普遍不及预期。 2017 年全国新增并网风电装机容量仅为 15.03 吉瓦， 为近三年以来最低。 但随着弃风限电情况的明显缓解，国家能源局在近日发布的《 2018 年度风电投资监测预警结果的通知》 中已将内蒙古、黑龙江及宁夏自红色预警区域移除，利好该等地区装机增量的回升。新增投资方面， 2017 年风电电源投资仍为负增长，全年投资额累计同比下跌 30.6%至 643 亿人民币。 不过考虑到 2018 年内将要出台的可再生能源配额制以及强制绿证制度，我们预计风电企业的现金流状况将得到显著优化， 这将提高企业对新项目投资的积极性，风电投资增速或将于 2018 年出现拐点。 我们预计 2018-2020 年并网风电装机的年增量介于 24.0-28.0 吉瓦之间， 2020年底全国风电并网容量将达到 247.3 吉瓦左右。

2017 年国家出台多个针对可再生能源补贴问题的政策通知， 并提出了具有强制考核约束的可再生能源电力配额制。 为促进可再生能源产业的发展，我国目前仍采用标杆电价加政府补贴的形式计算可再生能源的上网电价。 补贴资金来源于可再生能源电价附加， 征收标准为 1.9 分钱/千瓦时，随电费收取。 然而随着装机规模的不断增长，补贴资金缺口持续扩大，截至 2017 年底可再生能源补贴的累计缺口已达到 1,110 亿元。 为此，国家能源局于 2017 年初下发了《 关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（“绿证制度”），以降低国家财政资金的直接补贴强度。 但由于目前绿证制度仍处于自愿认购阶段，实际效果十分有限。 2017 年 11 月， 国家发改委和能源局联合印发了《解决弃水弃风弃光问题实施方案》， 对确定用电端清洁能源消费的配额比例及完善其相关监测评价制度提出了要求，具体文件将于 2018 年内出台。我们认为该配额制的考核约束为绿证制度的强制执行提供了保障， 如果二者成功结合， 每年预计将可产生 600 亿元以上的资金以缓解可再生能源补贴的资金压力。

我们现在的首选是龙源电力（ 00916 HK），评级为“收集”，目标价 6.95 港元。 由于装机规模的稳定增长以及“三北”地区限电形势的转变， 公司的风电发电量于 2017 年和 2018 首 2 个月呈现强劲的上升势头（同比分别升 15.0%和 33.0%）。 公司相对其同业具有更强的规模效应，负债率维持行业较低。 我们认为公司的限电率水平仍有改善空间，对其未来的业绩增速保持乐观。 目前我们预测龙源电力2018/2019 年每股净利分别为人民币 0.588 元/0.653 元，当前的目标价相当于 10.0 倍/9.0 倍 2018/2019年市盈率。