事件：节能风电发布半年报，2022年上半年公司实现营业收入26.79亿元，同比+；实现归母净利润10.07亿元，同比+，实现扣非后归母净利润9.77亿元，同比+；基本每股收益0.202元。点评：新增项目投产，上网电量增长明显。报告期内，广东区域阳江南鹏岛300MW海风及陆风830MW项目全容量并网投产，上半年广东地区上网电量共计40,928万千瓦时，同比增加872.62%。除此之外，广西省钦南市钦南风电场工程一期项目、博白云飞嶂10万千瓦风电场项目在本期投入运营，上半年广西地区上网电量共计25,616万千瓦时，较去年同期增加245.14%。公司上半年实现发电量/上网电量60.61/58.34亿千瓦时，分别同比增长23.52%/23.29%，新增投产带来上网电量快速增长。澳洲疫情逐步恢复，海外用电需求回暖，电价上涨明显。 2022年上半年，随着澳洲疫情的逐步恢复，用电需求向好，子公司售电单价上涨明显。上半年公司在澳洲税前上网电价均价达921.9元/兆瓦时，同比增长；同时，上半年澳洲白石公司销售于澳洲相关减排机制登记的碳减排证223,858个，同比增长22.8%；平均含税销售价格0.2369元/千瓦时，同比增长23.06%。自建+收购，持续推动装机增长。截至2022年6月30日，公司在建项目装机容量合计为71.55万千瓦，可预见的筹建项目装机容量合计达331.8万千瓦。公司在加快风电场开发和建设的同时，不断加大中东部及南方区域市场开发力度。同时公司积极寻求优质项目并购机会，2022年5月份通过收购获得巨鹿腾煌50MW风电项目经营权。 公司通过自建+收购的方式，持续推动装机增长。盈利预测与投资评级：预测2022-2024年，公司营业收入分别为48.2/57.4/65.7亿元，分别同比增长36.3%/19.0%/14.5%；归母净利润分别为13.5/16.3/19.4亿元，同比增速分别为75.6%/21.0%/；对应PE分别为19.1/15.8/13.3倍，首次覆盖，给予公司“买入”评级。风险提示：公司装机增长不及预期；风机利用小时数不及预期；交易电价不及预期等。

A股老牌风电运营商，双碳背景下“量价齐升”：公司为中国节能环保集团旗下唯一风电运营平台，为国内最早从事风电运营的企业之一。截至2020年底，公司实现装机容量4.01GW，同比增长28.9%，其中权益装机容量3.77GW，并网装机容量3.16GW。截至今年三季度，公司累计装机容量已达到4.94GW，其中权益装机容量4.65GW，并网装机容量4.02GW，装机容量较去年年底实现大幅提升。双碳背景下公司装机容量增速有望进一步扩大，同时，由于下游企业（尤其高耗能行业）绿电需求旺盛，公司新投产平价项目有望通过绿电交易获得溢价，“量价齐升”趋势明显。 以“在建工程”为衡量指标，公司短期装机增长确定性强：从长期看，国家及多数新能源运营企业均出台“十四五”新能源装机发展规划，但从短期看，我们认为在建工程是可反应公司短期目标装机可实现性的有效指标。根据公司公告，公司截至2021年末及2021年中报在建工程分别为84.5亿元和100.3亿元，全部为风电在建工程，经我们初步统计，A股上市公司中，节能风电新能源在建工程仅次于三峡能源与华能国际。同时，据公司公告，2021年末及2021年中报在建装机容量分别为232万千瓦和193.5万千瓦，其中30万千瓦为阳江南鹏岛海上风电项目装机，其余为陆上风电装机。据公告披露，公司海上风电项目已于11月底全部并网发电，陆上风电方面，参考陆上风电项目建设周期，预计目前在建项目有望于今明两年完成并网。同时公司投资活动现金净流量大幅增长，2020年同比增长219%。从在建工程及投资情况看公司短期装机容量及业绩有望迎来高速增长，且确定性较强。 作为老牌风电运营商有望优先获益风电“以大代小”：国家能源局已于日前发布《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超15年的风电场进行改造退役，运行未满20年且累计发电量未超过改造前全生命周期补贴电量的项目可继续享受补贴。早期风电项目资源较优，但由于原单机容量较小（以1.5MW以内机组为主）且维护时间长、利用小时数低，项目运行效率较低，老旧风机“以大代小”改造后将继续受益于优质风资源，有望迎来装机容量和利用小时的双重增长，运营效率有望实现大幅提升。经我们统计，公司2011年及之前投运的风电装机容量达到104.6万千瓦，占目前总装机容量的21.2%，若“十四五”期间2010年前投产机组全部替换，改造项目有望带来业绩大幅提升。 向非限电区域扩张趋势，弃风率有望持续下降，电改背景下市场电折价比例有望缩窄。由于公司存量项目主要所在地区为新疆、甘肃、河北、蒙西等风资源优渥但弃风限电较为严重的地区，2020年新疆、甘肃、蒙西弃风率分别为10.3%、6.4%和7%。由于公司2020在上述四省发电量占总发电量的80%，公司2020年弃风率达6.52%，虽然较前两年大幅下降，但仍高于全国平均的3%。我们认为未来随着1）在南方非限电区域的装机陆续投产：截至2020年底公司在湖北、湖南、广西、广东、浙江等非限电区域已有在建项目137 万千瓦，核准、储备项目72.95 万千瓦；2）特高压输电线及储能进一步铺开，公司弃风率有望实现进一步下降，从而提升其发电效率。同时，新疆、甘肃、河北、蒙西市场化电量比例高、折价幅度大，2021年前三季度，公司市场化电比例44.2%，2022年煤电市场化电价有望显著上浮，有利于公司市场化电折价缩窄。 投资建议：2020年以来公司投资活动现金流及在建工程大幅增长，短期业绩增长确定性较强，明后两年公司装机容量有望实现大幅增长带动业绩提升。我们预计公司2021年-2023年的收入增速分别为32.7%、42.6%、18.2%，净利润增速分别为57.9%、42.1%、20.8%，成长性突出；维持买入-A 的投资评级，6个月目标价为7.90元。 风险提示：政策推进不及预期、项目进度不及预期、用电需求不及预期

公司发布 2021年三季报。2021年前三季度，公司实现营业收入 25.91亿元，同比增长 28.91%；归母净利润 7.41亿元，同比增长 38.36%； 基本每股收益 0.148元，同比增长 17.46%。单三季度来看，公司实现营业收入 7.96亿元，同比增长 21.72%；归母净利润 1.55亿元，同比下降 6.10%。盈利能力方面，前三季度毛利率和净利率分别为 57.29%和 30.64%，分别同比提升 2.7和 1.95个百分点。 2021年前三季度，公司新增并网装机容量 86万 kw。截至 2021年第三季度末，公司并网装机容量为 401.72万千瓦，较去年底增加约 86万 kw，而去年全年在抢装背景下仅新增 30万 kw，2021年提速十分明显。公司加大了对中东部及南方等非限电区域的项目开发力度，在湖北、湖南、广西、广东、浙江、四川、河南、山西、陕西等非限电区域已有在建项目 137万千瓦，核准、储备项目 72.95万千瓦。公司虽然暂未公布“十四五”发展规划，但考虑到 2021年的高增速，我们预计在“3060”碳中和的行业背景和平价上网的新时期，公司“十四五”期间装机将维持高速增长。 市场化交易电量占比提升，限电影响进一步缓解。公司 2021年前三季度累计发电量为 71.57亿千瓦时，同比增长 39.37%，累计上网电量为68.96亿千瓦时，同比增长 39.99%，其中市场化交易电量为 30.49亿千瓦时，比去年同期提高 12.31个百分点。限电方面，2021年上半年，公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量占当期全部可发电量的10.61%，较去年同期的 13.71%下降 3.1个百分点。 盈 利 预 测 。 预 计 公 司 2021/2022/2023年 实 现 营 收 分 别 为35.07/41.87/47.35亿元，归母净利润分别为 10.10/12.61/14.75亿元，EPS分别为 0.2/0.25/0.29元，对应 PE 分别为 36.48/29.22/24.99。考虑到“3060”碳中和目标下新能源行业的高景气度，以及公司 2021年装机容量的高速增长，参考目前 A 股新能源发电板块的平均估值水平，给予公司 2022年 25-30倍 PE 估值，股价合理区间为 6.25-7.5元，首次覆盖给予公司“谨慎推荐”评级。 风险提示：风电装机不及预期，上游设备涨价。

装机稳步提升+利用小时数回升+弃风改善共同造就18业绩高增长 1)2018年公司新增并网风电场0.276GW,截至2018年底,公司累计装机2.91GW,其中权益装机2.67GW,同比增长14%。2)利用小时数方面,公司风电场18年平均利用小时数2249小时,高于全国平均水平154小时,同比提升9%。公司风场集中的河北、新疆、甘肃、青海、蒙东、蒙西6区域中,除蒙西外利用小时数均同比上升。3)2016-2018年间,公司受弃风限电影响所间接损失的发电量占总发电量的比例分别为27.08% / 19.64% / 16.92%,弃风限电改善效果明显。 逻辑未改,19年增长将持续 目前公司在建装机1.67GW,筹建装机2.27GW,预计19年新增并网容量仍将高增长。弃风率方面,目前甘肃弃风率在20%左右,新疆弃风率超过20%,公司甘肃装机占总装机容量的28%,新疆装机占总装机容量的22%,二者合计占比达50%,预计随着甘肃、新疆弃风率的继续降低,公司业绩将持续改善。 乘电改与配额制东风,布局售电业务 公司计划依托原有业务,深入研究电改和配额制等政策,伺机切入售电领域。力争获得售电资质,必要时成立售电公司。随着电改的推进与售电业务的不断放开,预计此布局将为公司提供增量业绩。 预计公司19-21年营收分别为28.09/34.92/43.21亿元,归母净利润为6.36/7.66/9.22亿元,对应EPS为0.15/0.18/0.22元,对应PE为20.2/16.8/13.9倍,维持“增持”评级。 风险提示:1)风电场投产进度不及预期;2)弃风率下降不及预期。

事件:据年报,2018年公司实现营收23.8亿元,同比增长27.0%;利润总额7.1亿元,同比增长32.8%;归母净利润5.2亿元,同比增长29.1%;扣非后归母净利润4.9亿元,同比增长30.5%,EPS为0.12元/股,业绩符合预期。 装机量增长叠加弃风限电改善,助推业绩提升:根据公告,2018年公司发电量为60.0亿千瓦时,同比增长22.9%,主要得益于装机量和利用小时数的提升。截至2018年底,公司风电累计装机290.8万千瓦,权益装机267.3万千瓦,分别同比增长8.8%和9.7%。政府多措并举推动清洁能源消纳,2018年公司弃风率为16.9%,较2016年(27.1%)与2017年(19.6%)明显改善。2018年的“弃风限电”损失为11.1亿千瓦时,同比下降5.1%。利用小时数方面,2018年平均利用小时数为2249小时,高于全国平均154小时。区域层面,公司在河北、蒙西、甘肃、新疆地区的平均利用小时数分别为2246小时、3169小时、2193小时、2147小时。 A股风电运营龙头,先发优势明显:公司作为A股风电龙头,截至2018年底,风电装机的市场份额约为1.6%。公司已投产的项目主要分布在河北、新疆、甘肃等风资源丰富的地区,在建项目主要分布在广西、广东、河南等地区,利用小时数和盈利状况可观。公司在建装机为166.8万千瓦,可预见的筹建项目装机达226.8万千瓦。公司于2018年成功发行绿色公司债券第二期(7亿元),票面利率4.9%,为公司项目推进提供稳定的资金支持。同时,在市场化交易方面,2018年的市场化交易比重为33.3%,仅比2017年提高3.5个百分点,上网电价总体稳定。公司深耕风电运营领域,风场运营经验丰富,占据先发优势。加快海上风电布局,积极推进海外项目:根据公告,公司获得广东阳江海上风电项目的核准,海上风电迈出实质性的一步。未来公司将继续寻求福建、浙江、辽宁等其他省份海上开发机会,完善国内海上布局。同时,公司积极拓展海外风电市场。根据公告,公司的澳大利亚白石17.5万千瓦项目已投产运营,同时正加强对欧洲及“一带一路”沿线等国家风电市场的跟踪研究及项目前期论证,有望获得更多的海外风电投资机会。 投资建议:增持-A投资评级,6个月目标价3.6元。我们预计公司2019年-2021年的收入增速分别为18.3%、14.4%、12.8%,净利润分别为6.53亿元、8.04亿元和9.26亿元,对应市盈率分别为20.2倍、16.4倍和14.3倍。 风险提示:用电量增长不及预期,弃风限电改善不及预期。

事件 公司发布2018半年报,报告期内实现营业收入12.13亿元,同比增长30.56%;实现归母净利润3.38亿元,同比增长47.11%;实现扣非归母净利润3.29亿元,同比增长50.33%;EPS0.081元,同比增长47.27%;ROE 4.97%,增加1.40PCT。高速增长系新增投产项目运营及弃风限电改善所致。 简评 新增电站投运叠加弃风限电改善,公司业绩回暖明显 报告期末公司并网装机容量2.61 GW,相比17年末新增并网装机容量276.2 MW,新增装机主要为四川广元剑阁天台山风电场101.2 MW和澳洲白石风电场175 MW。报告期内平均利用小时数1180小时,高出全国平均水平37小时,高出去年同期167小时。实现上网电量30.1亿度,比去年同期高出7.3亿度,同比增长32%。 项目储备充足,海上风电进展顺利,未来增长可期 公司中东部和南方风场2018年进入收获期,海上和海外项目稳步推进。报告期末在建风场1.23 GW,筹建3.47 GW,与17年末在建1.15 GW筹建3.4 GW相比扩张稳健。公司首个海上风电项目阳江南鹏岛300 MW风电场稳步推进,将有力提升公司海上风电项目运营管理经验与能力,为未来继续进军蓝海打下基础。 预计公司18-20年营业收入为23.7/28.4/36.9亿元,净利润为6.3/8.2/11.8亿元,EPS为0.15/0.20/0.28元,PE为17.8/13.8/9.6倍。维持“增持”评级,目标价3.30元。 风险提示:政策风险,自然灾害风险。

事件: 公司2018年中报正式披露,营业总收入12.13亿元,同比增长30.56%,净利润为3.38亿元,同比增长47.11%,基本EPS为0.08元,加权平均ROE为5.01%。 观点: 1.风电运营状况大幅改善助推公司业绩提升 公司是非常纯正的风电运营标的,超过99%以上营收来自于电力销售。截止2018年6月公司装机规模2.77GW,占全国风电总装机1.62%,在建项目1.23GW。2018年上半年上网电量30.08亿千瓦时,占风电全行业1.57%,风电机组运行状况对公司业绩影响非常显著。 2018年上半年全国风电发电量同比增长28.6%,增速比上年同期提高7.7pct,全国并网风电设备平均利用小时1143小时,比上年同期增加159小时。公司上半年业绩受益于风电机组运行状况好转实现高增长。在2.77GW并网机组基础上,上半年利用小时数增长159小时增加发电量3.7亿度,带来了约2亿元的电力销售收入增量。 2.弃风限电现象显著缓解保证利用率提升 “弃风限电”对公司业绩影响显著,因为公司机组集中的新疆、甘肃、内蒙等区域,这些地区也因风资源丰富、风电开发规模大,而用电负荷远离风电机组,在近几年出现了非常严重的弃风现象。 2018年上半年,全国弃风电量182亿千瓦时,同比减少53亿千瓦时,全国平均弃风率8.7%,弃风率同比下降5pct,全国弃风电量和弃风率“双降”。新疆、甘肃的弃风率从2017年的29%、33%下降至2018年上半年的28.9%、20.5%,内蒙古的弃风率从15%小幅增加至16.7%,这三个地区上网电量占公司总额58%,弃风率存在继续优化的空间。而占据公司28.5%上网电量的河北地区机组弃风率仅为2.7%,表现良好。 由于风电运行以固定成本为主,边际成本几乎为零,弃风率降低对存量机组利润增厚效果显著。而且随着公司战略布局向南方非限电区域调整,公司弃风电量占比会进一步降低。 3、核准和在建机组保证未来规模扩张 公司在2018年中并网容量2.77GW基础上,拥有1.23GW在建项目,可预见的筹建项目装机容量合计达3.47GW,未来运营机组规模将不断扩大。其中0.66GW在建项目以及0.98GW备案项目位于湖北、湖南、广西、广东、浙江、四川、河南、山西、陕西等非限电区域,并且将以此为基础继续挖掘后续项目。 公司以三北地区为基础逐步发展到中东部和南部地区,规模和覆盖区域逐渐扩大,并且受益于新开发地区较低的弃风率以及较高的上网电价,机组盈利能力有望继续提高。 在此同时公司积极拓展海外市场,2018年上半年澳大利亚白石17.5万千瓦项目已经建成投产,并在白石项目并购及建设运营的经验基础上,继续加大澳大利亚以及“一带一路”国家市场的开拓。 4、电力市场化交易及绿证销售增加售电收入 7月16日,发改委发布《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》加快推进电力市场化交易,支持电力用户与水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源发电企业开展市场化交易。电力市场化交易的推进有助于拓宽售电途径,使存量机组能够多发电,对于缓解弃风限电问题起到了非常积极作用。 2017年公司上网电量30.08亿千瓦时,其中直接售电电量为21.27亿千瓦时,参与电力多边交易的电量为8.81亿千瓦时,市场化交易电量占比近30%,在政策支持下此规模预计未来还将继续扩大。 公司的澳大利亚白石风电场售电收入来源于电力销售和可再生能源证书销售两部分,2018年上半年销售可再生能源证书112,351个,平均销售价格0.459元/千瓦时。在我国未来“配额制+绿证”将是取代新能源补贴的重要方式,绿证销售收入将成为新能源发电企业重要的收入来源,配额制相关政策文件有望2018年内出台。 结论: 公司是纯正的风电运营标的,受益于2018年上半年风电运营状况改善,业绩出现大幅增长。在全社会用电量稳步增长、能源结构清洁化不断加速的背景下,风电运营企业业绩拥有坚实支撑。我们预计公司2018年-2020年的营业收入分别为24.7亿元、30.4亿元和36亿元,归属于上市公司股东净利润分别为6.32亿元、8.21亿元和10亿元,每股收益分别为0.15元、0.2元和0.24元,对应PE分别为19、14、12,首次给予“推荐”评级。 风险提示: 风电装机不达预期、社会用电量需求下降、风电补贴出现大幅下降

风电反转,弃风限电改善,风场运营首先受益 1-6月全国并网风电设备平均利用小时数为1143小时,比上年同期增加159小时。其中内蒙、吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆1-6月平均利用小时数分别比去年同期增长141、240、173、236、234、114小时,弃风改善明显。公司存量风场主要分布在弃风改善明显的三北地区,因而得以首先受益。公司现有存量风场2.67GW,利用小时数若增加150小时将使得发电量增长4亿度。 项目储备充足,未来增长可期 公司中东部和南方风场2018年进入收获期,海上和海外项目稳步推进。目前在建风场1.15GW,筹建3.4GW,18年可新增并网450MW,新增发电量9亿度,营收增长4-5亿元,高增速可期。 预计公司18-20年营业收入为23.7/28.4/36.9亿元,净利润为6.3/8.2/11.8亿元,EPS为0.15/0.20/0.28元,PE为17.8/13.8/9.6倍。维持“增持”评级,目标价上调至3.30元。 风险提示:政策风险,自然灾害风险。

事件 公司作为纯正的风电运营标的,在弃风限电显著改善、风机利用小时数明显上升情况下将首先受益。 简评 公司是纯正的风电运营标的 其主营业务收入完全来自风电销售。公司2017年底运营风电场容量2.67 GW,市占率1.4%。在建1.15 GW,筹建3.4 GW。预计18年新增并网450 MW。 利用小时数改善明显 公司存量风场主要分布在弃风改善明显的三北区域,而且由于运营技术领先,利用小时数高于行业平均水平。18年之后并网项目主要来自中东部和南方地区,限电状况有望获得根本改善。 平均电价稳定 公司风场的平均电价基本稳定。目前公司多边交易电量占比30%,未来在三北地区弃风率继续降低的需求推动下多边交易电量占比会继续提高。 公司超前布局非限电地区,海上和海外风场项目稳定推进 1、公司15年起转型布局中东部和南方风场,18年起将进入收获期。2、海上风电稳步推进:广东阳江项目正在招标,河北乐亭项目已在筹备;3、海外市场:澳洲白石风电场已完成并网。 预计公司18-20年营业收入为23.7/28.4/36.9亿元,净利润为6.3/8.2/11.8亿元,EPS为0.15/0.20/0.28元,PE为17.8/13.8/9.6倍。首次评级给予“增持”评级,对应目标价3.00元。 风险提示:政策风险,自然灾害风险。

首次覆盖,给予“谨慎增持”评级。节能风电是央企中节能旗下的风电运营平台,具备央企的项目开发和资金成本优势,目前存量电站在2.6GW以上,公司未来将保持年均300-400MW以上的电站扩张规模,在限电改善的大背景下,利润将实现大幅增长,预计2018-2020年EPS分别为0.18、0.22、0.25元,由于ROE进入回升期,估值将提升,2018年20倍PE较为合理,首次覆盖给予“谨慎增持”评级,目标价3.6元。 关键假设。节能风电持有的2.6GW+的电站,在西北、东北的电站限电较为严重,此前业绩受到限电压制。但在国家着力解决弃光限电的大背景下,节能风电将受益限电的持续改善,存量电站利用小时数增加,业绩有望大幅增长,同时能源局对自备电厂追缴欠缴补贴,有望加速其存量电站的补贴的发放进程。 与众不同的观点。市场普遍认为风电运营企业绩受到限电压制,同时补贴拖欠影响企业现金流水平,后续电站开发进度受影响。我们认为限电改善和补贴拖欠这两大压制因素都出现边际好转。通过多边电力交易等措施,节能风电旗下电站已经出现了显著的限电改善,其中2017年多边电力交易占比由2016年的15.7%提升到29.8%,发电小时数同比增长333小时至2059小时,同时2017年公司仍有11.7亿度弃电,如果后续弃风限电持续改善,业绩有很大改善空间;补贴拖欠主要是由自备电厂欠缴可再生能源附加导致,我们预计随着能源局追缴欠缴资金,将会改善补贴拖欠情况。两大压制因素均出现边际好转,节能风电有望价值重估。 催化剂。配额制政策、追缴自备电池欠缴补贴等政策落地。 风险提示。借款利率大幅上行带来财务费用超预期增加。

主要观点 绿色电力提供商公司专注于风力发电的项目开发、建设及运营,收入主要来源于风力发电。截至2017年6月30日,公司在建项目装机容量合计为110.2万千瓦,筹建项目装机容量合计达237.15万千瓦。公司在加快风电场开发和建设的同时,加大中东部及南方区域市场开发力度,在湖北、广西、浙江、河南、四川等已有项目的区域开发后续项目,扩大资源储备。 具丰富的风电运营经验公司具有丰富的风电场运营经验,对各种故障处理积累了丰富经验,具备控制系统等核心部件故障的自行解决能力。“中节能风电”在业内具有较高的知名度和良好的品牌形象,公司先后中标并示范建设了国家第一个百万千瓦风电基地启动项目-张北单晶河风电场200MW风电特许权项目;中标并示范建设了国家第一个千万千瓦风电基地启动项目-甘肃昌马200MW特许权项目。 投资建议 未来六个月内,给予“谨慎增持”评级。 我们预测2017-2018年每股收益为0.096元和0.093元,对应的动态市盈率为36倍和37倍,公司估值略高于行业平均估值。我们认为,可再生能源发电受到政策支持,在建设、消纳、调度以及税收优惠等为风力发电企业营造了较好的政策环境,限电弃风情况得到较大的改善;公司是中国节能唯一风电开发运营平台,行业经验丰富,风电装机规模及上网电量持续增加,给予公司“谨慎增持”评级。 风险因素 宏观经济波动风险、税收优惠政策变化风险、自然条件风险等。

2017H1盈利同比+53%。公司2017H1实现营收9.3亿,同比+19%,归母净利达2.3亿,同比+53%,EPS为0.06元。整体毛利率达53%,同比提高2.4个百分点。其中,所得税率由16H1的18%下降至14%,少数股东权益占比16H1的24%下降至15%。 新增装机投产或加速,保障业绩增长。截止2017H1,公司并网装机容量达228.9万千瓦,新投运项目包括:新疆达坂城(20万千瓦,17年3月),青海尕海二期(4.95万,17年3月),根据2017半年报披露的建设进度,我们预计,除Q1已投产的25万千瓦之外,丰镇(10万千瓦,17H1完成总投资的79%,其中4.95万已调试发电)、天祝(5万千瓦,已投产)、广元(10万千瓦,17H1完成总投资的42%)、五峰(10万千瓦,17H1完成总投资的34%)等项目均有望投产,同时考虑澳大利亚白石项目(17.5万千瓦,17H1完成总投资的64%)的推进,年内合计或有50万千瓦装机投产,总装机有望超250万千瓦,公司业绩有保障。截止17H1,在建110.2万千瓦,可预见的筹建项目装机容量高达237.15万千瓦。同时,公司正加大中东部、南方市场开发力度,已在多省开发后续项目或开展前期工作,扩大资源储备。 风电利用小时提升,弃风有所缓解。1)全国来看,2017年1-7月,全国6000千瓦以上风电装机容量达15522万千瓦,同比+12.5%,而风电发电量达1704亿千瓦时,同比+22.4%,风电利用小时1118小时,同比增加79小时,风电发电量增速仍显著高于装机增速,根据国家能源局公布数据,全国2017H1弃风率下降7个百分点,大部分弃风严重区域均弃风显著下降。2)公司装机风电装机分布:河北(30.3%)、新疆(28.4%)、甘肃(30.5%)、内蒙(6.5%)、青海(4.3%),从各省数据来看,截止17年7月,除内蒙同比持平,其余四省的风电利用小时数均同比提升,其中新疆、甘肃分别同比增加327/118小时。公司受“弃风限电”影响损失的发电量占比下降2.8个百分点至24.3%,其中甘肃、新疆、内蒙均显著下降。我们认为,17年以来,有关部门和企业认真落实中央精神,通过多种形式积极促进风电等新能源的消纳,因此,风电设备利用小时数同比提高,弃风问题有所缓解。 盈利与估值。我们预计公司17-19年EPS分别为0.08/0.11/0.14元,我们认为,公司是A股纯正的风电运营商,装机投产有望加速,受益政策推进解决新能源消纳问题,未来弃风率有望下降,尤其是三北地区,同时公司也开始布局中东部及南方地区等弃风小的地区,故公司未来业绩弹性大,考虑可比公司17年PE估值为101倍,因此,给予公司17年整体业绩55倍的PE估值,对应目标价4.4元,首次给予“增持”评级风险提示:弃风率下降不达预期,上网电价下调,装机增速不达预期。