招银国际-睿智投资

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1 睿智投资 中国风电行业 乘势而上, 风起云涌 公司研究 风电发展趋势不可逆转 经过 10 年的快速发展, 风能行业正在面临几个短期制约 :1) 电网限电 ; 2) 补贴资金不足 ; 3) 潜在的政策不确定性, 以及 4) 项目扩张审批收紧 在中国能源结构长期调整趋向轻碳化背景下, 我们认为风电行业发展趋势是不可逆转的, 我们通过对 8 个方面的研究, 挖掘风电短期和长期增长潜力, 我们认为风电行业仍然具备极大的发展空间 十三五 期间风电装机增长放缓 受限电, 项目审批及并网收紧以及风电上网电价下调影响导致风电项目回报降低, 我们预计风电运营商对新建风电场的兴趣将有所减弱 我们预计新增装机在 年间较为平均分布, 并保持每年 20GW 以上的相对稳定的规模 我们预测 2017/2018/2019 年新建风力发电量分别为 23.0 / 23.0 / 22.0 吉瓦, 与往年相比, 没有新增装机增长 长期增长前景将在 2021 年开始显现 根据我们对 年能源生产和消费革命战略 的政策解读, 我们认为可再生能源将是实现 2021 年后增量电力需求的主要来源, 这将显著释放长期风力发电增长潜力 我们的基准情景分析显示,2021 到 2030 风电装机规模可达 吉瓦, 年均复合增长率为 4.3% 除特高压输电之外, 我们认为火电调峰是实现可再生能源消纳以及长期风电增长的另一个关键 绿证 : 不是威胁, 而是对可再生能源的支持 我们认为市场对于政策的不确定性太过于恐慌 我们相信绿证不是威胁, 而是对可再生能源的支持 我们认为, 将可再生能源电力附加补贴资金直接切换成绿证补贴并不可行 我们预期可再生能源电力附加资金和绿证将在过渡阶段长期共存, 而绿证将作为现有补贴资金的辅助来源, 直到可再生能源实现平价上网 华能新能源是我们的首选 根据我们对市场趋势的判断, 我们认为风电行业将面临短期新增装机增长放缓, 因此, 我们认为风电行业 年的板块图现将与大市同步 对于风电板块的相关股份, 我们首次覆盖华能新能源 (958 HK, 买入, 目标价 3.14 港元 ), 龙源电力 (916 HK, 买入, 目标价 7.22 港元 ) 和金风科技 (2208 HK, 持有, 目标价 9.71 港元 ) 我们下调了华电福新 (816 HK, 持有, 目标价 1.76 港元 ) 评级至持有 在风电行业中, 我们的板块首选是华能新能源, 我们青睐其纯风电运营特点以及优先策略性布局于 4 类风资源区 龙源电力也属我们的板块推荐, 我们偏好其中国最大的风电装机容量, 同时具备国企改革潜在红利 行业估值表 同步大市 萧小川电话 :(852) 邮件 :robinxiao@cmbi.com.hk 中国风电行业 中国年风电装机量 ( 吉瓦 ) 新增装机 - 左轴 数据来源 : 中国风能协会, 招银国际预测 中国累计风电装机规模 ( 吉瓦 ) 同比增长 (%) - 右轴 数据来源 : 中国风能协会, 招银国际预测 50% 40% 30% 20% 10% 0% -10% -20% -30% -40% 市值股价目标价评级市盈率市净率公司股票代码 ( 百万港元 ) ( 港元 ) ( 港元 ) 16A 17E 18E 16A 17E 18E 龙源电力 916 HK 49, 买入 华能新能源 958 HK 25, 买入 金风科技 2208 HK 45, 持有 华电福新 816 HK 14, 持有 中国高速传动 658 HK 13, N/A 未评级 大唐新能源 1798 HK 6, N/A 未评级 新天绿色能源 956 HK 6, N/A 未评级 中广核新能源 1811 HK 4, N/A 未评级 平均值 数据来源 : 彭博及招银国际 敬请参阅尾页之免责声明

2 目录 投资概要... 3 风电运营商运营图现对比... 5 国有企业在中国风电发展领域起主导作用... 8 十三五 期间 : 新增装机放缓... 9 从可再生能源消纳角度看装机潜力 电网能力在特高压传输和灵活性改造支持下逐步增强 长期增长潜力将自 2021 年开始释放 可再生能源补贴缺口逐年增加 绿色电力证书 : 是对新能源的支持而非威胁 海上风电 : 发展起速 风电平价上网 : 实现有赖于边际条件 敬请参阅尾页之免责声明 2

3 投资概要 风电发展趋势不可逆转中国风电行业在中国经历了十多年的快速发展, 形成了以国有企业主导下游风电场的开发和运营, 多家股份制和民营企业主导风机制造领域的市场结构 在 2017 至 2018 年, 我们认为风电行业受到以下几项因素制约 :1) 短期限电影响 ; 2) 可再生能源补贴资金缺口不断扩大 ;3) 绿色证书潜在的政策影响 ; 以及 4) 风电项目 然而, 基于我们对于中国能源结构低碳化改革的理解, 以及风电将对中国未来新增电力需求扮演重要角色的认识, 我们认为风电行业的发展趋势不可逆转 为了剖析风电行业的短期和长期发展潜力, 我们对 8 个关键方面进行了深入研究, 将政策指导, 短期装机潜力, 长期规划, 电网能力, 可再生能源补贴, 绿色证书机制, 海上风电场开发和风电平价上网各项相互结合进行探讨 我们选择成语 风起云涌 作为我们对中国风力发电市场发展的概括 风起云涌, 谓狂风刮起, 云层涌来, 形容雄浑磅礴之势, 也比喻事物迅速发展, 声势浩大 我们的研究结果图明, 风电行业虽然在短期内面临不确定因素, 但目前风能发电仅占全国发电总量的比例为 4.1%, 我们认为风电仍具有广阔的发展空间 图 1: 风起云涌 我们对中国风力发电市场发展的理解 数据来源 : 招银国际证券 十三五 期间新增装机放缓受限电, 项目审批及并网收紧以及风电上网电价下调影响导致风电项目回报降低, 我们预计风电运营商对新建风电场的兴趣将有所减弱 我们预计新增装机在 年间较为平均分布, 并保持每年 20GW 以上的相对稳定的规模 我们预测 2017/2018/2019 年新建风力发电量分别为 23.0 / 23.0 / 22.0 吉瓦, 与往年相比, 没有新增装机增长 风机制造商近年来迅速发展成熟, 已达到较显著的产业规模 我们的预测暗含中国政府希望风电装机需求保持稳定的预期, 而稳定的新增装机需求将有助于维持中国风电制造产业链的稳定发展 从可再生能源发展的角度来看, 到 2020 年, 能源局计划实现 9% 的非水电可再生能源消费和 15% 的非化石一次能源消费结构目标 根据我们测算, 实现这些目标所需的风电规模仅为 213 吉瓦, 同时以来跨区域电力输送来解决电力消纳问题 对于跨区域风电消纳, 我们的分析发现西北地区高度依赖跨区域输电设施支持 ; 而东南沿海地区则是主要的跨区域可再生能源消费市场 ; 我们并不认为中部地区具备很高的新能源电力消纳潜力 综合上述理解, 我们对内蒙古 陕西 宁夏 云南省的限电情况改善持乐观态度, 并对甘肃特高压输送的效果持谨慎意见 我们同时也预计特高压设施将需要更长的时间以发挥新能源输送及消纳的潜力 敬请参阅尾页之免责声明 3

4 长期增长前景将在 2021 年开始显现根据我们对 年能源生产和消费革命战略 的政策解读, 我们认为可再生能源将是实现 2021 年后增量电力需求的主要来源, 这将显著释放长期风力发电增长潜力 我们的基准情景分析显示,2021 到 2030 风电装机规模可达 吉瓦, 年均复合增长率为 4.3% 除特高压输电之外, 我们认为火电调峰是实现可再生能源消纳以及长期风电增长的另一个关键 补贴资金短缺 : 并非无法摆脱我们估计 2016 年可再生能源总需求总额可达 1443 亿元人民币, 到 2020 年将迅速扩张至人民币 2330 亿元 我们认为目前的度电人民币 1.9 分的可再生能源电力附加只足够覆盖第 1-6 批新能源补贴目录 我们认为, 国家仍然有足够的政策工具来控制可再生能源补贴资金短缺 我们估计, 可再生能源电力附加在目前基础上增加人民币 1.2 分, 即可使资金状况从短缺转为盈余状态, 并以显着的方式改善滚存的补贴资金需求缺口 除此之外, 我们认为, 火电标杆电价的上调也将对补贴资金短缺有所缓解 绿证 : 不是威胁, 而是对可再生能源的支持我们认为市场对于政策的不确定性太过于恐慌 我们相信绿证不是威胁, 而是对可再生能源的支持 我们认为, 将可再生能源电力附加补贴资金直接切换成绿证补贴并不可行 我们预期可再生能源电力附加资金和绿证将在过渡阶段长期共存, 而绿证将作为现有补贴资金的辅助来源, 直到可再生能源实现平价上网 风力电网平价 : 依赖边际条件关于风电平价上网, 我们认为, 能源局的通知旨在探索风电平价上网的边际条件, 市场对有关举措可能造成风电上网电价削减的担忧过于悲观 我们对不限电地区的陆上风电平价上网的边界条件建立了模型研究 我们相信, 要实现平价上网, 提高风电利用小时数是关键之一, 而获取较长的贷款期限和优惠项目贷款利率则是另一个关键 此外, 我们相信, 基于目前风电技术的革新路径, 单位造价资本支出缩减的空间不大, 因未来更大型化的风机需要更高的塔架和较长的叶片 海上风电 : 发展起速海上风力发电项目因项目的建设及运行维护过程需要专业化海洋工程船舶进行支持, 因此海上风电项目的进入壁垒很高, 对海洋工程技术以及高昂的资本承担提出了很高的要求 国家发改委和国家能源局调慢了 十三五 期间海上风电目标, 到 2020 年累计并网容量 5 吉瓦, 在建容量 10GW 为了满足国家十三五目标, 我们测算海上风电装机市场将自 2016 至 2020 年间保持 15% 复合增长率, 同时, 在我们的研究领域内, 我们认为龙源电力和金风科技将是海上风电告诉增长的收益企业 华能新能源是我们的首选 根据我们对市场趋势的判断, 我们认为风电行业将面临短期新增装机增长放缓, 同时预计 1) 风力发电机制造业将面临激烈的竞争和压力 ; 2) 风电运营商仅通过新增装机所获得的增速将较慢 ; 3) 现有装机产能效率提升将成为短期重点 ; 以及 4) 在高价煤价格下, 纯风电运营商受其它能源形式波动影响较小 因此, 我们认为风电行业 年的板块图现将于大市同步 对于风电板块的相关股份, 我们首次覆盖华能新能源 (958 HK, 买入, 目标价 3.14 港元 ), 龙源电力 (CLY, 916 HK, 买入, 目标价 7.22 港元 ) 和金风科技 (2208 HK, 持有, 目标价 9.71 港元 ) 我们下调了华电福新 (816 HK, 持有, 目标价 1.76 港元 ) 评级至持有 在风电行业中, 我们的板块首选是华能新能源, 我们青睐其纯风电运营特点以及优先策略性布局于 4 类风资源区 龙源电力也属我们的板块推荐, 我们偏好其中国最大的风电装机容量, 同时具备潜在国企改革红利 敬请参阅尾页之免责声明 4

5 风电运营商运营图现对比 图 2: 累计风电装机 图 3: 年风电新增装机 数据来源 : 公司及招银国际预测 数据来源 : 公司及招银国际预测 图 4: 风电发电量 图 5: 风电发电量同比增长率 数据来源 : 公司及招银国际预测 数据来源 : 公司及招银国际预测 图 6: 总发电量 图 7: 总发电量同比增长率 数据来源 : 公司及招银国际预测 数据来源 : 公司及招银国际预测 敬请参阅尾页之免责声明 5

6 图 8: 风电利用小时数 图 9: 风电电价 ( 包括增值税 ) 数据来源 : 公司及招银国际预测 数据来源 : 公司及招银国际预测 图 10: 经营利润率 图 11: 净负债率 数据来源 : 公司及招银国际预测 数据来源 : 公司及招银国际预测 图 12: 净利润率 图 13: 净利润率同比增长率 数据来源 : 公司及招银国际预测 数据来源 : 公司及招银国际预测 敬请参阅尾页之免责声明 6

7 图 14: 2017 上半年实际发电量图现 vs. 我们的预测 ( 吉瓦时 ) 1H16A FY16A 1H16/ FY16 1H17A FY17E 1H17/ FY17E 风电发电量 龙源 15,390 29, % 17,097 34, % 华能 9,858 18, % 11,242 20, % 华电福新 6,407 12, % 7,130 13, % 总发电量 龙源 20,425 40, % 22,732 44, % 华能 10,337 19, % 11,861 21, % 华电福新 19,350 41, % 20,114 41, % 数据来源 : 公司及招银国际预测 敬请参阅尾页之免责声明 7

8 国有企业在中国风电发展领域起主导作用 国电集团是中国领先的风电运营商 国有企业主导国内风电发展的历史可追溯至 2007 年, 如今大型国有能源企业已成为主导风电发展市场的主要风电开发商 根据中国风能协会统计, 截止 2016 年, 前十大风电运营商装机占已投运风电装机容量的 69%, 其中只有天润 ( 金风科技的全资子公司 ) 是股份制企业, 其他均为国有独立发电厂 在公司层面, 国电集团是领先的风电开发商, 旗下持有 26.8 吉瓦的风电装机 ( 其中 17.4 吉瓦属龙源旗下 ), 截止 2016 年占全国总风电装机的 16%, 华能集团 大唐集团 华电集团则分别为持有 17.8 吉瓦 15.2 吉瓦 12.6 吉瓦 国有企业改革带来诞生风电巨头可能由于多年来领先的国有风电开发企业一直设定相似的扩张规模目标, 我们认为风电运营商的装机排名会保持相对稳定, 国电集团在风电项目开发方面将继续发挥其主导作用,2016 年国电集团风电装机占年度新增风电装机的 12% 同时从新增装机来看, 前十大企业排名基本与累计装机排名相同 然而, 如果考虑到国有企业改革, 我们相信在不久的将来会诞生几个风力巨头, 国电集团和神华集团 ( 国华能源属神华集团旗下, 占总装机的 4%) 的改革就是其中一个例子 若国电集团和神华集团的合并企业有意将旗下所有风电装机并入同一平台, 我们认为此风电平台将持有超过 34.3 吉瓦的风电装机, 占全国总装机的 20% 以上, 这将改变现有市场格局 作为国电集团旗下唯一一家上市的可再生能源平台, 我们预计龙源电力将会受益于此次国有企业改革 图 15: 2016 年国内风电运营商累计风电装机分布 图 16: 国内风电运营商市场份额 ( 以累计装机计算 ) 数据来源 : 中国风能协会及招银国际预测 图 17: 2016 年国内风电运营商新增风电装机分布 数据来源 : 中国风能协会及招银国际预测 图 18: 国内风电运营商市场份额 ( 以 2016 新增装机计算 ) 数据来源 : 中国风能协会及招银国际预测 数据来源 : 中国风能协会及招银国际预测 敬请参阅尾页之免责声明 8

9 十三五 期间 : 新增装机放缓 基于目前的市场状况 ( 包括经济转型 电力供应过剩 ), 我们认为 十三五 期间风电装机增长会有所放缓 根据中国风能协会统计显示, 尽管 2016 年风机招投标量较高, 但 2017 上半年风电新增装机仅为 5.5 吉瓦, 装机速度明显放缓 另外, 国家发改委与国家能源局也制定了较为保守的装机目标,2020 年的目标装机仅为 210 吉瓦 ( 陆上装机 205 吉瓦, 海上 5 吉瓦 ), 这图明在用电量增长放缓及限电情况严重带来的压力影响下, 可再生能源发展政策趋紧 我们认为 1) 国家能源局将收紧对风电项目的审批 2) 限电及补贴机制方面的不确定性将导致风电投资放缓 3) 政府会持续为风机制造商创造一定的市场规模, 因此预计年度新增风电装机将维持低速或没有增长, 年装机量将维持在 20 吉瓦以上, 我们预计总装机将在 2018 年达到 十三五 的目标 (210 吉瓦 ), 并在 2019 年迅速超过该目标 图 19: 全国年度新增风电装机 图 20: 全国累计风电装机 数据来源 : 中国风能协会及招银国际预测 数据来源 : 中国风能协会及招银国际预测 风电项目审批及并网政策收紧由于国家在电力供应端面临严重的产能过剩, 我们预计中国政府有意收紧未来项目审批 我们估计全国只需 213 吉瓦风电装机 ( 与国家发改委 十三五 总装机目标接近 ) 及 149 吉瓦太阳能装机便可实现政府对 2020 年非水用电量达 9% 的目标 这图明未来四年只剩下 43 吉瓦的市场规模, 平均每年不到 11 吉瓦 然而, 根据金风科技统计, 截止 2016 年底, 已获批准但还未建造的风电装机容量达 吉瓦, 其中有 77.3 吉瓦处于非限电区域 我们相信政府机构会有意减缓装机增速, 这主要图现在 1) 根据 2016 年底发改委发布的政策,2018 风电基准电价较 2015 年版政策调低了 % 2) 发布红色预警, 暂停 6 个限电严重的省份的项目并网 我们预计能源局将减慢项目审批速度, 限制 十三五 剩余期间对风电的投资, 以达到控制限电及补贴资金短缺的问题, 因此我们也认为这些紧缩政策可能会在未来进一步加强 2017 年 7 月 28 日, 国家能源局公布了 十三五 可再生能源发展指导意见, 列出了所有非限电省份 / 地区年度规划细则, 包括 新增装机指导目标 吉瓦 基于上半年仅实现 5.5 吉瓦的风电新增装机, 且在未来电价政策收紧及可再生能源电价附加补贴政策不明朗 ( 如绿证 ) 的影响下, 我们认为风电运营商对新增风电投资的意愿将会有所减弱 另一方面, 风机制造商也处于增长困难的境地 风机制造商每年都通过制造功率更大的大型风机来扩大其产量 ( 以兆瓦计算 ), 而风机的平均售价却处于下跌状态 我们预计陆上风机销售的市场竞争将会愈发激烈 根据金风科技数据,2017 上半年风机投标价下跌 5% 此外, 风机制造商也受到来自政府 2020 年电网平价上网目标的压力 敬请参阅尾页之免责声明 9

10 图 21: 十三五 期间国家能源局对可再生能源发展的指导意见 ( 兆瓦 ) 省份 2017 年 2018 年 2019 年 2020 年 年累计 2020 年规划并网目标 北京市 天津市 ,230 1,000 河北省 2,390 3,500 3,000 2,500 11,390 18,000 山西省 2,560 2,400 2,200 2,240 9,400 9,000 辽宁省 ,600 8,000 上海市 江苏省 1,100 1, ,700 6,500 浙江省 - 1, ,800 3,000 安徽省 2,000 1,000 1, ,500 3,500 福建省 500 1,000 1,000 1,000 3,500 3,000 江西省 1,130 1,600 1, ,730 3,000 山东省 3,500 2,400 2,000 2,000 9,900 12,000 河南省 3,000 3,000 3,000 3,000 12,000 6,000 湖北省 3,010 1,500 1,500 1,500 7,520 5,000 湖南省 2,320 2,300 1,500 1,500 7,620 6,000 广东省 1,650 1,500 1,500 1,500 6,150 6,000 广西区 2,000 1,000 1,000 1,000 5,000 3,500 海南省 重庆市 四川省 ,000 贵州省 , ,390 6,000 云南省 ,950 12,000 西藏区 陕西省 3,030 1,500 1,500 1,500 7,530 5,500 青海省 1,500 1,500 1,000 1,000 5,000 2,000 总计 30,650 28,840 26,600 24, , ,000 数据来源 : 国家能源局及招银国际预测 图 22: 风电电价调整节奏 数据来源 : 金风科技 图 23: 风电投资红色预警地区及红色预警措施摘要 红色预警区域 红色预警区域措施 绿色区域措施 省份 数据来源 : 国家能源局及招银国际预测 限电率 内蒙古 21% 黑龙江 19% 吉林 30% 宁夏 13% 甘肃 43% 新疆 38% 1 不得核准建设新的风电项目 ; 2 电网不得受理风电项目新增并网申请 ; 3 不再对新建风电项目发放新的发电业务许可 ; 4 云南 浙江继续推进 2016 年开发建设方案, 不再新增建设规模 5 张家口 承德地区 晋北地区不再建设零散风电项目 我们预计 十三五期间 年新增装机规模将保持稳定据中国风能协会统计, 年间中国年新增风电装机保持高速增长, 年复合增长率达 33.4%, 在 2015 年达到峰值 30.8 吉瓦 由于国家发改委对风电电价降价的政策于 2016 年 1 月 1 日起生效, 引发 2015 年装机热潮的原因 因此 2016 年新增装机量下滑至 23.4 吉瓦, 同比下降 24% 2016 年 12 月, 国家发改委宣布 2018 年将在原有电价调整方案的基础上进一步进行降价,4 个风电资源区的基准风电电价将分别下调 3-7 分钱 考虑到 2015 年新增装机热潮引发了严重限电, 因此也将对从并网到项目审批期间的降价措施进行调整 在新风电降价时间图下,2018 年前通过审批且在 2019 年底前投运的项目储备仍将享受 2016 及 2017 年设定的优惠电价 因此我们预计 年期间装机容量将持续扩张, 并保持在 20 吉瓦以上 我们预测 年间新增风电装机将分别为 23.0/23.0/22.0 吉瓦 同时由于风机供应端增长迅速且在近几年趋于成熟, 我们认为中国政府有意为国内风机制造商保持一个相对稳定的年新增装机规模 敬请参阅尾页之免责声明 10

11 风机制造商的选择 : 切入海上及海外市场寻求增长尽管风机发电效率不断提高 产品价格不断降低, 但我们预计, 若风机制造商想保持其收入增长, 进入海上风电市场或是海外市场是为数不多的选择 我们估计 年海外风机需求年复合增长率将达 15%, 我们也相信掌握海上风电技术能够帮助风机制造商在海外风机销售市场抢占更大的份额 然而, 由于海上风电场对技术及耐久性的要求较高, 目前只有领先的风机制造商能够获取海上风电订单 2016 年, 仅有 4 家国内厂商在海上风机销售方面录得收入, 包括上海电气 (2727 HK) 金风科技 远景能源 和重庆海装 2016 年, 这四家公司总计供应 154 台海上风电机组, 装机容量达 兆瓦, 其中上海电气通过其与西门子的合资公司销售成熟完善的产品模型, 在四家公司中排名第一 ( 市场份额达 82.5%) 此外, 随着中国风机制造商在海外市场上认可度提升, 我们相信风机制造商也将加速其全球化的战略 高发电效率 低成本 耐久性强 多地貌适应性是中国风机制造商通过激烈的国内市场竞争获得的 4 个核心要素 一方面, 海外市场对售后服务及销售网络的要求更高, 而另一方面海外风机销售也会为制造商提供更高的售价及毛利率 我们相信在海外市场发展方面, 金风目前领先于其他国内同行 2016 年金风海外风机订单储备达 917 兆瓦, 我们相信金风在未来几年内将会获得更多的海外订单并加快订单交付速度 图 24: 2016 年全国海上风机销售情况 制造企业 海上风机型号 装机台数 总装机容量 市场份额 ( 兆瓦 ) 数量 ( 兆瓦 ) 根据装机容量 上海电气 % % 小计 % 金风科技 % 远景能源 % 重庆海装 % 总计 % 数据来源 : 中国风能协会及招银国际预测 敬请参阅尾页之免责声明 11

12 从可再生能源消纳角度看装机潜力 国家能源局于 2016 年 2 月发布了 关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见, 并于 2016 年 11 月发布了 电力规划十三五, 能源局图示, 截止 2020 年末非水能源发电量应占总用电量的 9%, 同时也为各省设定了累计风电装机方面的具体目标 政府的计划是利用政策指导, 力求在 2020 年前实现非化石一次能源消耗达 15% 的目标 我们交叉验证了十三五装机及发电量占比目标以估计新增装机容量潜力 我们的模型估计图明 : 1. 在限电得到控制的情况下, 实现中国能源结构目标仅需 213 吉瓦风电装机 ; 2. 在跨区域可再生能源输送方面, 东部 南部省份仍有较大空间, 而中部地区则空间有限 ; 3. 十三五 期间风电项目开发的重点仍会放在中国中部及东南地区 ; 我们估计实现非化石一次能源消耗达 15% 的目标仅需 213 吉瓦我们的模型估算基于 2016 年各省用电量数据, 设计了不同的增长路径 ( 增长逐渐放缓 ) 我们估计, 到 2020 年总用电量将达到 6,957 太瓦时, 年用电量复合增长率达 4.1% 基于以下条件 1) 国家能源局对各省非水可再生能源发电量目标在 5-13% 区间,2) 我们假设在可再生能源用电量中太阳能与风电比例为 33%/67%, 以及 3) 我们预计不同省份的风电利用小时数各不相同, 我们计算得出截止 2020 年各省风电装机的需求 总体来说, 我们相信国家仅需 213 吉瓦风电装机便能够实现 2020 年非化石一次能源消耗达 15% 的目标 在利用可再生能源方面, 东部 南部省份仍有较大空间, 而中部地区则空间有限我们进一步对所需风电装机估算及发改委的省级目标进行交叉检查, 对跨区域电力消耗能力进行评估 我们预计省级电网将优先考虑当地可再生能源发电, 然后再考虑通过特高压线路使用跨区域电力 正数值越大图明这些地区消耗电力的能力越强, 而负数值越大则代图向其他区域提供电力的需求越大 我们的结果图明 : 1. 西北地区包括新疆 甘肃 内蒙古及河北需要跨区域输送电力 ; 2. 黑龙江 吉林 山西 宁夏 四川 云南也需要向外输送电力, 但压力相对 较小 ; 3. 中国东部地区会成为可再生能源电力消耗的关键市场 ; 4. 中国中部地区对于跨区域电力的消纳能力较弱 结合特高压线路等的设施支持, 我们对内蒙古 陕西 宁夏 云南的限电情况持乐观态度 但由于我们在湖南省看不到太多电力消纳潜力, 因此对甘肃特高压输送能够带来的影响变化持谨慎态度 敬请参阅尾页之免责声明 12

13 图 25: 基于非水可再生能源发电量达 9% 的目标计算得出的装机潜力 省份 / 区域 用电量 国家能源局非水目标 风电装机 所需装机估计 隐含短缺 国家发改委 " 十三五 " 目标 潜在装机容量 电力消耗能力 ( 太瓦时 ) ( 太瓦时 ) (%) ( 兆瓦 ) ( 兆瓦 ) ( 兆瓦 ) ( 兆瓦 ) ( 兆瓦 ) ( 兆瓦 ) (1) (2) (3)=(2)- (1) (3) (3)-(1) (2)-(3) E 2020E E 2020E 2020E 2020E 2020E 北京 % 190 4,718 4, ,218 天津 % 390 3,342 2,952 1, ,242 辽宁 % 6,950 11,185 4,235 8,000 1,050 3,185 上海 % 710 3,486 2, ,686 江苏 % 5,610 18,184 12,574 9,500 3,890 8,684 浙江 % 1,190 13,845 12,655 3,300 2,110 10,545 安徽 % 1,770 6,537 4,767 3,500 1,730 3,037 福建 % 2,140 6,514 4,374 3,900 1,760 2,614 山东 % 8,390 24,411 16,021 12,000 3,610 12,411 河南 % 1,040 9,204 8,164 6,000 4,960 3,204 湖北 % 2,010 5,708 3,698 5,000 2, 广东 % 2,680 17,834 15,154 6,300 3,620 11,534 海南 % 310 1,348 1, 重庆 % 280 2,074 1, ,574 西藏 % 陕西 % 2,490 6,836 4,346 5,500 3,010 1,336 青海 % 690 2,412 1,722 2,000 1, 河北 % 11,880 10,103-1,777 18,000 6,120-7,897 山西 % 7,710 7, ,000 1,290-1,529 内蒙古 % 25,570 9,249-16,321 27,000 1,430-17,751 吉林 % 5,050 3,187-1,863 5, ,813 黑龙江 % 5,610 4,369-1,241 6, ,631 江西 % 1,080 2,997 1,917 3,000 1,920-3 湖南 % 2,170 4,583 2,413 6,000 3,830-1,417 广西 % 670 2,809 2,139 3,500 2, 四川 % 1,250 4,675 3,425 5,000 3, 贵州 % 3,620 2, ,000 2,380-3,197 云南 % 7,370 5,417-1,953 12,000 4,630-6,583 甘肃 % 12,770 3,492-9,278 14,000 1,230-10,508 宁夏 % 9,420 3,870-5,550 9, ,130 新疆 % 17,760 9,411-8,349 18, ,589 合计 5,920 6, , ,493 63, ,000 61,220 2,493 数据来源 : 国家统计局 国家发改委 国家能源局及招银国际预测注 :2016 年风电装机数据来自国家能源局并网统计数据, 低于中国风能协会统计数据 敬请参阅尾页之免责声明 13

14 图 26: 基于各省估算的风电输送供求分析 图 27: 特高压线路风电输送分析 注 : 红色越深图明电力输送需求越高蓝色越深图明消纳能力越强米色图明电力输送消耗水平适中 十三五 期间风电装机的重点将会放在中国中部及东南地区以 电力规划十三五 为参考, 我们的分析也包括了陆上风电装机指引 我们预计在 十三五 期间, 海南 吉林 上海 宁夏新增陆上风电装机的可能性较小, 主要是由于 2016 年这些地区的装机容量就已超过 2020 年陆上风电发展的目标 相反, 中国中部及东南省份风电装机增长潜力较大, 可发展规模超过 1.5 吉瓦, 而北部省份可增长规模水平一般, 范围在 吉瓦之内 由于我们预计到 2020 年年度新增装机将保持在 20 吉瓦以上, 我们预计实际数字会较此更高, 国而家发改委给出的省级装机目标也仅供参考 图 28: 十三五 期间陆上风电装机潜力 数据来源 : 国家发改委及招银国际预测 敬请参阅尾页之免责声明 14

15 电网能力在特高压传输和灵活性改造支持下逐步增强 风电依赖自然风资源, 具有并不稳定的电力生产属性, 并且夜间发电量较较高, 而日间发电量较低, 具备与电力需求时间相反的特点 在中国风电行业发展的 10 年期间, 风力发电经历了 2 段困难时期 一段是在风电发展早期, 由于并网技术不成熟, 在 年引起了大规模的风电脱网 第二段则是自 2015 年至今, 由于电网可再生能源消纳能力不足所引起的限电现象 从风电场的角度, 我们相信并网技术已不再是风电发展的障碍, 当今绝大多数的风电场已经具备了 低压穿越 技术以配合电网同步 我们认为目前电网对新能源的接纳能力较新能源发展较为滞后, 因此我们相信电网限电问题仍将持续 近期, 市场普遍对于特高压传输线路用以解决新能源电力消纳问题具有很高的期望, 并以此作为解决限电问题的核心措施 对此, 我们认为电网的灵活性改造与特高压线路应属同等重要, 因为电网灵活应对可再生能源的适应能力将是新能源就地消纳以及跨区域消纳的核心关键 提升新能源消纳, 特高压尚需时间为了应对 2013 年由国务院提出的 大气污染防治行动计划, 国家能源局提出了 12 条特高压跨区输电通道以增加新能源消纳, 缓期化石能源所带来的环境污染 这些特高压线路用以将可再生能源富集地区产生的电力传输到用电需求高速增长的地区 经过几年的规划和讨论, 国家最终确定了 13 条特高压线路 根据国家电网和南方电网信息, 这些特高压线路中,2 条源自新疆,5 条源自内蒙古, 甘肃 宁夏 山西和云南各 1 条, 还有 2 条支持性线路用于区域性电网的衔接 特高压线路将对跨区消纳可再生能源发挥巨大的作用无疑, 但在短期内, 我们对于特高压线路的效果持较为谨慎的看法 我们相信在特高压线路投运后, 仍然需要一段较长的时间才可使这些线路达到设计负荷, 并且目前大部分线路仍处于施工建设以及调试阶段 相比跨区域电力消纳, 我们相信电网将更加重视跨区电网间的稳定协调性 以 哈密 - 郑州 特高压为例, 为了兼顾电网的稳定性, 目前该线路仅达到设计传输负荷的 50% 在我们看来, 电网端将需要 2-3 年时间逐步完善这 13 条特高压县里, 以使它们达到既定的设计负荷 具体到特高压的区域性限电舒缓效果, 通过对受电端省份的电路需求分析, 我们相信内蒙 宁夏和山西三省的新能源电力会获得较好的消纳 其中, 内蒙和宁夏特高压电力外送的目标市场分别是山东和浙江, 我们认为这两个省份电力消费数额较高, 同时还具备较高的需求增长 至于山西省, 由于西北电网与华北电网的联接能力获得增强, 随着华北区域新能源消纳比例逐步上升, 我们认为山西的特高压也会有较好的效果 基于上述理解, 我们预期内蒙古及蒙东周边地区, 包括黑龙江 吉林和辽宁三省的限电情况将优于其它地区获得缓解, 宁夏的限电情况也会得打大幅改善, 而新疆和甘肃, 由于特高压送电端需求有限, 我们预期限电将持续较长时间 敬请参阅尾页之免责声明 15

16 图 29: 与风电相关的特高压线路汇总 外送省份 风电区域 起点 终点 线路类型 电压等级 长度 换流容量 投运时间 状态 伏特 ( 公里 ) ( 吉瓦 ) 新疆 哈密地区 新疆哈密 河南郑州 直流 ± 已投运 新疆 准东, 昌吉地区 新疆昌吉 安徽宣城 直流 ± 建设中 内蒙古 蒙东 锡林郭勒盟 山东 交流 ±1000 2x 已投运 内蒙古 蒙西 鄂尔多斯 天津南 交流 ±1000 2x 已投运 内蒙古 蒙东 锡林郭勒盟 山东泰州 直流 ± 调试中 内蒙古 鄂尔多斯地区 上海庙 山东临沂 直流 ± 建设中 内蒙古 东北地区 扎鲁特 山东青州 直流 ± 建设中 甘肃酒泉风电基地酒泉湖南直流 ± 已投运 宁夏宁东地区宁东浙江直流 ± 已投运 山西山西北部晋北江苏直流 ± 建设中 云南云南北部滇北广东直流 ± 建设中 支持线路 安徽 淮南 安徽 上海 交流 ±1000 2x 已投运 山西 晋北 榆横 潍坊 交流 ±1000 2x 建设中 数据来源 : 国家电网 南方电网以及招银国际证券 敬请参阅尾页之免责声明 16

17 长期增长潜力将自 2021 年开始释放 可再生能源将是满足 2021 年以后新增电力需求的主力基于对新建风电项目 2020 年实现平价上网的预期, 我们对风电行业发展的关注转向中国能源结构中长期转型, 并以此衡量中国风电行业的长期发展前景 根据发改委 2017 年 5 月发布的 能源生产和消费革命战略 ( ), 我们认为中国政府已对中长期的能源结构转型作出了规划, 并以此文件拟定了几项关于能源生产和消费的要点 : 1. 截止 2020 年, 初步建立 用能权 机制, 并针对不同的能源形式制定用能配额以实现能源消费结构的转型 ; 2. 新增能源需求主要依靠清洁能源满足 : 3. 到 2030 年, 非化石能源发电量占全部发电量比重力争达到 50% 我们认为随着该战略的逐步实施将对中国的能源行业产生深远的影响 我们相信主要的配套政策, 如可再生能源绿色证书, 以及配额制政策将在 2020 年开始全面实施, 因此预计相关的政策将在 2019 年逐步出台完善, 也基于此, 我们认为中长期能源消费革命战略的影响力将从 2019 年开始显现 我们的 年基准情景分析显示, 风电市场年增量为 吉瓦根据上述长期能源结构转型规划, 我们建立了情景分析以测算中国风电中长期的装机潜力 我们的主要条件假设包括 1)2 阶段的电力需求增长 ;2) 主要发电能源形式的装机容量增长 ;3) 不同能源种类的发电利用小时数 ; 以及 4) 对于新能源电力需求, 我们假定风电和光伏各自满足 64% 和 36% 除了电力消费需求作为主要的模型参数以外, 我们的情景分析对于煤电的利用小时数非常敏感 2020 年以后高火电利用小时数将非常明显的挤压新能源新增装机空间, 即便是 2020 年以后没有新的火电产能增加 到 2020 年, 如果以 4200 小时的火电利用小时作为测算, 也较火电机组正常 5,500 年利用小时要低 23.6% 图 30: 针对不同时期我们的情景分析预测假设 参数用电量用电量增长水电装机增长核电装机增长 数据来源 : 招银国际证券预测 化石能源装机增长 化石能源装机增长 我们的情景分析显示, 在基准案例下, 年新增装机规模在 31.6GW- 37.9GW 区间, 对应年均复合增长率为 4.3% 在我们的基准情景中, 我们相信电力过程情况将在 2020 年以后持续, 因此我们预期火电的利用小时数将会以年均 1.5% 较为缓慢的方式逐渐恢复, 自 2020 年 4,263 小时恢复至 2030 年 4,874 小时 我们的基准案例同时也以来电力辅助市场的发展, 其中, 我们相信火电机组调峰将会是主要的方式 我们预判, 由于火电调峰机组的发展, 火电机组的净装机容量将会在 年间以每年 0.5% 速率递减, 而在 年间以每年 1% 速率递减, 对应因机组调峰所带来的火电装机容量空间可达每年 吉瓦 根据我们较为保守的基准案例分析, 到 2030 年我们测算非化石能源发电量占比为 40%, 而风电发电量占比为 12.6%, 较 2016 年 4.1% 上升 8.5 个百分点 在我们的最优情境中, 由于用电量增长以及较快的电力辅助市场发展, 年风电市场的年度增量明显有大幅增长, 年均市场容量在 吉瓦区间, 对应 的年均复合增长为 9.8% 在此情景下火电利用小时数也将以较快的速度恢复 火电装机增长 火电装机增长 时期 基本情形 3.50% 2.50% 1.00% 5.00% -0.50% -1.00% 1.50% 1.50% 乐观情形 4.50% 3.50% 1.00% 5.00% -1.50% -1.50% 2.50% 2.50% 悲观情形 2.50% 1.50% 1.00% 5.00% -0.50% -0.50% 0.50% 0.50% 敬请参阅尾页之免责声明 17

18 在最差情景中, 由于用电量增速以及电力辅助市场发展均以较低速度发展, 预料年度新增风电机组将在 年间逐年递减, 自 24.8 吉瓦降至 16.9 吉瓦, 对应年均复合变化为 -3.8% 图 31: 不同场景下年度风电装机容量 图 32: 不同场景下累计风电装机容量 图 33: 火电调峰市场发展对于净火电装机容量影响 图 34: 不同场景下火电机组利用小时数趋势 敬请参阅尾页之免责声明 18

19 图 35: 不同场景下非化石能源发电量占比 图 36: 不同场景下风电发电量占比 火电调峰 : 可再生能源消纳的另一项关键根据我们对于中国风电市场中长期的装机增长测算发现, 我们相信电力辅助市场, 更具体而言为火电机组调峰, 将对未来的风电装机容量增长以及风电消纳产生非常重要的作用 对于电力市场, 我们相信火电机组参与调峰 / 深度调峰发展刚刚起步, 目前资本市场还没有意识到火电调峰对于可再生能源的消纳以及实现中国能源结构转型的潜力 火电机组调峰, 意为将常规的火电机组转为调峰机组, 在电力需求正常时间, 把常规机组的日常负荷降至 50% 或以下, 而在电力需求波峰出现时, 增加机组出力 火电机组调峰的意义在于 1) 应对需求波动, 可以提升电网的灵活性, 以及 2) 系统性的增加可再生能源消纳支持, 以减少电力供应波动的风险 我们相信随着调峰机组的数量逐渐增加, 可以在短期内大幅缓解局部地区严重的限电问题, 并对可再生能源长远的发展创造更大的空间 基于对电力辅助市场较为保守的发展预期, 我们预测火电装机容量将因调峰改造每年净减少 0.5%( 对应 吉瓦 ), 我们同时预期, 任何高于此速度的发展都将带来更高的新能源装机需求, 尤其是对风电 火电调峰, 除了可以解决电力过剩化解新能源消纳问题, 其自身的挑战也不容忽视 由于火电负荷降低, 将带来潜在的影响 :1) 单位煤耗提升导致运营成本明显上升 ;2) 烟气排放将带来更多的污染物 ;3) 由于发电量减少, 运营收入将受到影响 因此, 我们相信设立合适的补偿机制将会成为电力辅助市场发展的关键因素 国家能源局就此在 2016 年 7 月选定了 16 个火电深度调峰的试点项目, 以综合安全 稳定 以及调峰机组的经济性等角度来探索电力辅助市场补偿机制的边际条件 这 16 个项目分别来自于辽宁 吉林 黑龙江 甘肃 内蒙古 广西 以及河北 根据我们观察, 自 2017 年开始, 辽宁省的风电限电情况有明显好转, 利用小时数大幅提升, 我们相信辽宁省火电调峰机组项目改造已开始逐步显现 我们预期调峰机组的范围将逐步扩大 敬请参阅尾页之免责声明 19

20 图 37: 能源局摘选的火电机组灵活性改造试点项目清单 编号 省份 发电集团 电厂名称 装机容量 ( 兆瓦 ) 投产年份 参数 1 辽宁 华能 丹东电厂 1# 2# 机组 2X 亚临界 2 辽宁 华能 丹东金山热电厂 1# 2# 机组 2x 亚临界 3 辽宁 国电 大连庄河发电厂 1# 2# 机组 2X 超临界 4 辽宁 国电投 本溪发电 1# 2# 新建工程 2X 超临界 5 辽宁 国电投 东方发电公司 1# 1X 亚临界 6 辽宁 铁法煤业 燕山湖发电公司 1X 超临界 7 辽宁 国电 调兵山煤矸石发电 2X /2010 亚临界 8 吉林 国电 双辽发电厂 1-5# 机组 2X330, 1994/1995/ 1-4# 亚临界, 2X340, 2000/2000/ 5# 超临界 1X 吉林 国电投 白城发电厂 1# 2# 机组 2X 超临界 10 黑龙江 大唐 哈尔滨第一热电厂 1#,2# 2X 亚临界 11 甘肃 国投 靖远第二发电公司 7# 8# 机组 2X330, 2X340, 2006/2007 1X660 亚临界 12 内蒙古 华能 北方临河热电厂 1# 2# 机组 2X /2007 亚临界 13 内蒙古 华电 包头东华热电公司 1# 2# 机组 2X 亚临界 14 内蒙古 神华 国华准格尔电厂 4X /2007 亚临界 15 广西 国投 北海电厂 1# 2# 机组 2X /2005 亚临界 16 河北 华电 石家庄裕华热电厂 1# 2# 机组 2X 亚临界 数据来源 : 能源局, 招银国际证券 敬请参阅尾页之免责声明 20

21 可再生能源补贴缺口逐年增加 可再生能源补贴附加资金, 是目前风电和光伏发电补贴的唯一来源, 正面临着严峻的缺口问题, 并且预料资金缺口将在未来的几年逐步扩张 到目前为止, 国家已经发布了 6 个批次的可再生能源电价附加资金补助目录, 分别涵盖风电 光伏及生物质发电项目 106 吉瓦,26 吉瓦以及 9 吉瓦 仅针对前 6 个批次的补贴目录, 到 2016 年末, 我们测算补贴资金的缺口达人民币 558 亿元 基于目前的可再生能源附加征收标准不变, 根据我们的测算, 到 2020 年, 该资金缺口将逐渐降低至 358 亿 然而, 截止至 2016 年, 并网装机的风电和光伏发电装机已达 吉瓦及 77.4 吉瓦, 远高于已公布的补贴名录数量, 意味着还有较大规模的新能源装机未有被相关名录覆盖 根据国家有关规定, 这些已经实现并网而没有纳入名录的装机, 补贴电价是可回溯的, 即补贴电价自并网发电时开始计算, 这将进一步增加可再生能源对于补贴资金的需求 如果将未纳入名录的装机和前 6 批名录合并纳入计算, 我们测算到 2016 年底, 补贴缺口达人民币 1,443 亿, 并且数额将继续逐年上升 保守估计, 我们预测到 2020 年, 补贴缺口达 2,330 亿以上 图 38: 可再生能源附加补贴缺口测算 E 2018E 2019E 2020E 电价附加基础 ( 太瓦时 ) 4,243 4,545 4,729 4,720 5,007 5,276 5,540 5,819 6,115 工业用电量 3,673 3,919 4,063 4,005 4,211 4,400 4,576 4,759 4,950 商业用电量 ,060 1,166 电价调整附加 ( 人民币分 / 千瓦时 ) 可再生能源附加回收及估计 ( 百万人民币 ) 19,611 29,798 49,138 51,487 69,446 73,179 77,887 82,921 88,306 隐含回收率 (%) 57.8% 43.7% 69.3% 72.7% 73.0% 73.0% 74.0% 75.0% 76.0% 财政部补贴 ( 百万人民币 ) 8,590 14, 可再生能源补贴资金 ( 百万人民币 ) 28,201 44,609 49,138 51,487 69,446 73,179 77,887 82,921 88,306 第 1-6 批补贴目录下可再生能源装机补贴资金需求 24,684 49,377 77,104 73,854 73,665 75,635 74,968 75,543 76,109 可再生能源补贴资金状况 3,517 (4,767) (27,966) (22,367) (4,219) (2,456) 2,920 7,378 12,197 滚动资金状况 ( 百万人民币 ) 3,517 (1,250) (29,217) (51,583) (55,802) (58,258) (55,339) (47,961) (35,764) 未覆盖资金需求 ( 百万人民币 ) 5,691 9,923 14,372 27,825 30,654 19,825 24,567 29,651 34,688 考虑到未覆盖装机的资金状况 ( 百万人民币 ) (2,173) (14,691) (42,338) (50,192) (34,872) (22,281) (21,647) (22,273) (22,491) 滚动资金短缺 ( 百万人民币 ) (2,173) (16,864) (59,203) (109,395) (144,267) (166,549) (188,196) (210,469) (232,960) 计算假设可再生能源补贴强度 ( 人民币 / 千瓦时 ) 风电 太阳能 生物质能 可再生能源平均利用小时数风电 1,893 2,080 1,905 1,728 1,742 1,829 1,921 2,017 2,117 太阳能 1,100 1,100 1,100 1,133 1,100 1,100 1,100 1,100 1,100 生物质能 6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 补贴目录下可再生能源装机容量 ( 兆瓦 ) 风电 44,844 64,657 73,721 73, , , , , ,770 太阳能 986 3,261 6,390 6,390 25,955 50,320 50,320 50,320 50,320 生物质能 3,209 5,222 6,667 6,667 9,396 11,896 11,896 11,896 11,896 可再生能源累计实际装机容量 ( 兆瓦 ) 风电 62,700 77,200 96, , , , , , ,000 太阳能 4,194 19,420 28,050 43,180 77, , , , ,420 数据来源 : 财政部, 万德资讯, 招银国际预测 可再生能源附加补贴资金长期不足可再生能源电力附加补贴机制建立与 2012 年, 当年, 国家决定实行以 上网电价补贴 (FiT) 补贴政策来实现对于新能源发展的鼓励及补贴 根据上网电价补贴机制, 新能源项目的标杆标杆上网电价在项目并网批复后, 原则上电价稳定 20 年不变, 而可再生能源电价补贴的部分则随着当地火电脱硫脱硝标杆上网电价水平而变化 可再生能源电力附加 这一补贴资金来源计费基础来源于工业及商业用电, 并以每千瓦时收取固定金额方式进行征收 自这种补贴机制建立伊始, 可再生能源电力附加资金就长期面临着不足, 主要因为 1) 地方政府对于当地工商业电力用户免予征收 ;2) 地方用电量较大的工商业用户通过自备电厂避开资金征收 ;3) 可再生能源补贴名录审批手续冗长, 导致名录审核较实际需求长期滞 敬请参阅尾页之免责声明 21

22 后 ;4) 对于可再生能源附加的征收执行力较差 基于上述原因, 对于已纳入名录覆盖的新能源项目, 我们长期看到补贴资金处于缺口不足状态 对于资金缺口, 财政部在 2012 及 2013 年分别对可再生能源附加资金注资了 86 亿及 148 亿人民币, 并且中国政府也对可在生能源电力附加度电 ( 每千瓦时 ) 征收标准自 2012 年人民币 0.8 分上调在 2013 年上调至的人民币 1.5 分, 并于 2016 年 1 月再次上调至人民币 1.9 分 尽管历经了 2 次上调, 我们相信目前的资金征收规模对于处于高速发展的新能源项目来说依然不足 图 39: 上网电价补贴机制, 例 图 40: 发改委自 2012 年起两次提高可再生能源电力附加征收标准 数据来源 : 招银国际 数据来源 : 发改委, 招银国际 图 41: 前 7 批可再生能源补贴名录摘要 覆盖时间 可再生能源覆盖 ( 吉瓦 ) 补贴批次 起始 终止 发布时间 风电 太阳能 生物质能 1 自 2006 年 1 月 6/20/ 通过具体公告公布 10/15/ 通过具体公告公布 12/20/ 通过具体公告公布 3/26/ 到 2013/8/31 为止 8/21/ /9/1-28/2/2015 8/24/ * 2015/3/1-31/3/2016 TBA 总计 数据来源 : 财政部 发改委 招银国际预测 附注 : * 第七批的覆盖名录装机量由招银国际预测 对于前 6 批补贴名录中的新能源装机, 截止 2016 年, 我们测算累计补贴资金缺口达人民币 558 亿, 如将第七批补贴名录 ( 我们预期第七批装机量为风电 29.3 吉瓦, 光伏 24.4 吉瓦, 生物质 2.5 吉瓦 ) 纳入计算, 我们预料当年的资金征收对应资金需求将持续处于亏空状态 对于前 7 批, 预测到 2020 年累计资金缺口将达 1600 亿 如果将第 7 批名录剥离, 我们预料自 2018 年开始, 年度补贴资金征收将对前 6 批的资金需求开始出现盈余, 并将使累计补贴资金缺口逐步减少至 2020 年 358 亿 基于上述分析, 我们相信目前的可再生能源电力附加征收标准并不足以额外覆盖第七批可再生能源补贴名录 敬请参阅尾页之免责声明 22

23 图 42: 可再生能源附加资金对应 1-6 批补贴名录需求的年度覆盖状态 图 43: 可再生能源附加对应 1-6 批补贴名录需求的累计滚动覆盖状态 由于新能源项目电价自并网发电时开始计算, 对于未纳入名录覆盖的新能源项目, 项目补贴具有可回溯性, 因此随着新能源项目的持续发展以及补贴名录核准延迟将使得对于可再生能源补贴资金的需求持续增加 根据目前国家有关部门的补贴资格认定程序, 对于新能源补贴名录的核准较项目并网延迟 2 年以上 我们测算目前有风电和光伏分别有 43.5 吉瓦及 51.5 吉瓦项目滞后于前 6 批补贴核准, 项目装机数额分别占 2016 年末风电及光伏总装机容量的 29.2% 及 66.5% 涵盖这些未纳入名录的装机补贴需求在内, 我们测算当年补贴资金缺口数额为人民币 亿元, 累计补贴缺口达人民币 亿 基于未来几年风电和光伏每年新增装机 22 及 25 吉瓦的保守估计, 并且每年新增装机的利用率在 为 35%, 累计缺口将在 2020 年滚动增加至人民币 亿元 根据上述分析, 我们判断新能源补贴缺口问题仍将持续, 据此, 我们相信风电项目开发商将持续经历较长的补贴资金回收期 图 44: 如将未纳入名录装机涵盖在内, 补贴资金的年度覆盖状态 图 45: 可在生能源附加对于全部并网装容量的累计滚动覆盖状态 敬请参阅尾页之免责声明 23

24 风电发展是否无法摆脱补贴资金不足的问题? 我们相信并非如此 对于目前供电及售电市场处于双重结构性调整阶段, 可再生能源资金缺口问题的解决路径看起来并不明确 但我们对此并不悲观, 我们认为中国政府仍然拥有多种政策工具用以改善整个风电行业的财务状况 我们列举下列了 4 条潜在解决方案, 1) 如 2018 年火电标杆电价获得提升, 那么可再生能源的补贴强度将明显降低 ;2)7 月份开始实施的绿证交易 ( 详见下一章节 ), 将为新能源补贴资金提供新的来源 ;3) 提高可再生能源附加征收标准, 尽管短期内可能性不高, 但将是最直接的解决方式 ( 我们测算在目前基础将可再生能源附加提高人民币 1.2 分 / 千瓦时, 到 2022 年将使新能源补贴资金转为盈余状态 ); 以及 4) 财政部直接资金支持仍然有可能作为最后的解决方案 我们相信发改委 能源局和财政部有可能选取一种或几种方案的组合来解决可再生能源补贴问题 除上述所提, 国务院在 5 月 17 日的常务会议中提到取消 工业企业结构调整专项资金 和降低 重大水利工程建设基金 脱硫脱硝电价 等方式, 来减少企业电费支出负担 6 月 16 日, 发改委随即确认取消征收 工业企业结构调整专项资金, 并在 7 月 1 日起开始生效 我们相信相关的举措为提高火电脱硫脱硝标杆电价腾出了空间, 这将显著减少新能源补贴资金需求, 同时也为提高可再生能源附加征收标准奠定基础 根据我们的测算, 相关的用用资金见面将对标杆电价产生人民币 分 / 千瓦时影响, 对新能源补贴的缺口形成有效缓解 图 46: 如将可再生能源附加自 2018 年起增加至人民币 3.1 分 / 千瓦时, 年补贴亏空状态即可得到扭转 ( 含未纳入名录的新能源补贴需求 ) 图 47: 如将可再生能源附加自 2018 年起增加至人民币 3.1 分 / 千瓦时, 滚动补贴资金缺口 ( 含未纳入名录的新能源补贴需求 ) 将得到明显改善 敬请参阅尾页之免责声明 24

25 绿色电力证书 ( 绿证 ): 是对新能源的支持而非威胁 市场对于可再生能源绿色电力证书 ( 绿证 ) 抱有警惕性, 使近几个月风电板块的上市企业股价图现疲弱, 市场对于绿证启动自愿性交易略所带来的影响略感恐慌 绿证是国家对发电企业每兆瓦非水可再生能源 ( 目前阶段特指风电 太阳能大型电站 ) 上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书 自愿性的绿证交易自 2017 年 7 月 1 日开始试行, 国家能源局就绿证已初步建立了一套交易机制, 目前正处于试行摸索阶段, 计划于 2018 年强制执行 根据我们的了解, 绿证政策目前并不成熟, 在执行层面有比较模糊并对风电行业带来较多的不确定性, 带来以下几项市场关注 : 1. 绿证是否会替换可再生能源上网电价补贴, 从而将固定补贴转变为根据市场定价的浮动补贴模式, 并带来较目前的上网电价补贴带来明显降低的绿证补贴水平? 2. 绿证是否会被强制应用于 1-6 批补贴名录以外的新能源项目, 并自项目并网之日开始回溯电价, 导致补贴应收存在拨备风险, 并对新能源企业的盈利产生损益 ( 我们测算 43.5 吉瓦的风电项目,51.5 吉瓦的光伏项目存在相关风险 )? 3. 绿证是否会将新能源获取补贴的年份缩短, 尤其是在绿证供应快速增加达到并超越中国政府所规定的能源结构目标的时候 (2020 年非水可再生发电量占比 9%) 截止 2017 年 6 月 27 日, 国家可再生能源信息管理中心已对 3 个批次的 94 个风电项目及 8 个光伏项目核发了超过 290 万张绿证 根据新闻报道显示, 绿证的申请人为绿证的定价区间位于每张人民币 元之间, 在最初几日交易中, 绿证交易主要集中于风电项目, 基于其与光伏项目相比定价较低 根据我们近期的观察, 绿证买家目前主要是国营发电企业以及个人, 绝大部分的绿证交易均较似实验性质, 购买量多为 1 张 截止 7 月 31 日, 绿证资源交易总量为 6,820 张 我们认为绿证交易的发展虽已启动, 但路途依然漫长 图 48: 绿证认购平台 : 截止 2017 年 7 月 31 日, 绿证交易量为 6820 张 数据来源 : 招银国际 敬请参阅尾页之免责声明 25

26 图 49: 绿证注册 : 按省分布情况 数据来源 : 招银国际 图 50: 绿证资源交易目前采用买家固定定价 数据来源 : 招银国际 绿证的诞生将不会直接转变可再生能源补贴来源基于目前绿证交易的试行现状, 我们并不清楚未来绿证交易规则将会向什么方向进行演进, 但我们相信市场对于绿证所带来的不确定性过于悲观 我们认为绿证, 对于可再生能源项目来说并非是一种威胁, 反而应该是一种强而有力的支持 我们相信绿证交易直接切换成为可再生能源的补贴来源的可能性很低, 基于 1. 可再生能源行业 ( 风电 光伏产业链制造商及运营商 ) 已在中国逐渐发展壮大成为一个较为成熟的行业, 截止 2016 年共创造 360 万就业 ( 根据 IRENA 数据, 中国共有 50 万风电就业,310 光伏行业就业, 与煤炭产业 580 万人就业规模已可相比 ), 政策导向的突然调整并伴随并不成熟的绿证市场交易机制将对整个行业带来极大波动, 尤其是对于制造业 2. 对目前已并网的新能源装机直接执行绿证交易将明显改变这些项目的电价结构 ( 由于潜在绿证价格未知, 因此含绿证在内的全电价未知 ) 及项目现金流 ( 相较于上网电价补贴将从 20 年不变或转变为较短的补贴周期 ), 我们认为这将不仅对存量已并网项目产生负面影响, 同时也极大增加了项目银行贷款的违约风险 对于典型的风电及光伏项目,70%-80% 的项目融资来自于银行商业贷款 3. 如绿证无法保证定价水平不低于原上网电价补贴, 从信用层面理解, 我们相信这意味着中国政府对于新能源发展承诺的违约 从这一点考虑, 我们相信绿证强制交易将不会发生在 1-6 批补贴名录项目上, 如果再考虑仍未纳入名录的存量项目规模, 我们相信第 7 批项目也将不会强制实施绿证替换可再生能源补贴, 因为目前的绿证交易价格并没有明显的指向意义 敬请参阅尾页之免责声明 26

27 长期来看, 我们相信绿证更有利于风电行业 ( 相较于光伏 ) 根据我们对于电力行业现状的理解, 对于政府推行强制绿证交易以及可再生能源配额制来说, 目前并非恰当的时机 目前中国经济正仍然面临着下行的风险, 我们认为强制性的绿证交易将会显著的增加用电企业的电费成本 此外可再生能源配额制的执行依旧存疑, 基于 1) 在电力供应端, 火电企业目前受高煤价以及上网电价处于价格管制状态下成本无法及时传导因素影响, 目前处于经营困难时期 ; 2) 在电力分销端, 电力销售 ( 除电网以外 ) 市场目前刚刚建立, 处于起步阶段, 目前尚未准备好承担更进一步的电力配额制职责 因此, 我们相信绿证交易将应该是着力与实现能源结构目标的一项较长期的政策 对于绿色电力配额制, 我们相信工商业 城镇居民电力用户在消费端全面参与将有助于实现更为合理的能源消费结构调整, 同时, 对于电力消费端, 由于可再生能源配额占比较小, 相较于发电端火电企业对于电价上涨的承担能力应该更高, 因此我们认为针对电力消费端进行配额制考核是更为可行的方式 从前瞻性角度, 基于我们目前对于绿证交易规则以及配额制实行的理解, 我们预期 1) 因绿证价格更低, 在交易活跃的情况下市场将更青睐于风电绿证, 因此有利于风电行业 ;2) 对于风电绿证, 绿证交易将首先开始于补贴强度更低的地方, 如河北和广东 ;3) 新建项目的绿证, 由于电价和补贴水平更低, 将优先获得交易并实现补贴资金回收 此外, 基于配额制强制绿证交易下绿证成本的预期, 若未来实现绿证通过竞卖机制进行交易, 我们并不认为风电运营上会为绿证 ( 较上网电价补贴 ) 提供大幅度折让 敬请参阅尾页之免责声明 27

28 图 51: 在不同标杆电价下的风电补贴强度 风资源区补贴强度省份 / 地区 E 北京 IV 天津 IV 冀北 II 冀南 IV 山西 IV 山东 IV 蒙西 I 辽宁 IV 吉林 III 黑龙江 III 蒙东 II 上海 IV 江苏 IV 浙江 IV 安徽 IV 福建 IV 湖北 IV 湖南 IV 四川 IV 重庆 IV 江西 IV 陕西 IV 甘肃 IV 青海 IV 宁夏 IV 广东 IV 广西 IV 云南 IV 贵州 IV 海南 IV 平均 数据来源 : 发改委, 招银国际测算 绿证将与可再生能源电力附加补贴长期共存在可再生能源实现平价上网以前, 我们相信绿证将作为一项辅助性资金支持, 与可再生能源电力附加长期共存 基于目前新能源项目发电效率的不断提高以及逐渐下降的装机成本, 我们相信到 2020 年实现平价上网是可以实现的目标 届时, 绿证交易对于增量的新能源项目将成为项目开发的奖励措施, 以增加新能源项目的回报水平 然而对于存量项目而言, 我们相信通过强制绿证交易来实现补贴来源从可再生能源电力附加切换到绿证收益将非常困难, 基于上述理解, 我们认为绿证和可再生能源电力附加将会形成长期共存局面 敬请参阅尾页之免责声明 28

29 海上风电 : 发展起速 过去数年, 海上风电的发展一直较为迟缓 根据中国风能协会数据, 截止 2015 年, 累计海上风电装机仅为 1,040 兆瓦, 只实现了中国十二五目标的 20.8% 自从 2016 年开始, 海上风电发展较为迟缓的局面开始改变, 因为 1) 陆上风电项目受限电影响对新增装机带来限制 ;2) 海上风电电价维持较高水平, 近海 / 潮间带项目度电电价分别为人民币 0.85/0.75 元 ;3) 海上风电装机及海工船只工程技术持续改进 ; 以及 4) 海上风电项目由多部门多头管理的项目审核程序有所简化 2016 年, 海上风电安装速度明显加快, 新增装机容量达 590 兆瓦 十三五时期, 国家发改委和能源局将海上风电计划有所调低, 到 2020 年目标实现海上风电装机并网 5 吉瓦, 另有 10 吉瓦项目在建规模 在这个风电发展的细分市场, 我们相信海上风电的发展趋势将持续高速增长 若要实现国家规划的 5 吉瓦并网装机规模, 我们测算年均装机复合增长率需要达到 15% 在我们的研究领域中, 我们相信龙源电力和金风科技将会是海上风电发展的主要受益者 图 52: 海上风电的历史发展及我们对于十三五期间的发展预测 数据来源 : 中国风能协会, 招银国际预测 敬请参阅尾页之免责声明 29

30 图 53: 十三五期间各沿海省份的海上风电发展计划 数据来源 : 国家发改委, 能源局, 招银国际 海上风电 : 一个对海洋工程支持要求极高的细分市场海上风电项目, 由于需要非常专业化的海洋工程船只支持以建设风电桩基以及在复杂的海况中提举风机以实现稳定吊装, 因此对于海上风电开发商来说设立了很高的门槛 海上风电开发商需要对近海项目具备充足的技术储备, 海上风电项目的开发也需要很高的资本承担 我们相信海上风电的单位造价成本将会比陆上 4 类地区风电项目造价高 倍, 达每千瓦人民币 万元, 其中海洋工程费用占总投资的 47-60% 在海上风电发展的早期, 我国并没有专业化的风电施工及安装船舶, 某程度上也解释了 年期间海上风电的发展一直较为迟缓 我们观察到海洋工程市场自 2015 年开始展现告诉发展, 尤其是针对风电项目设计的自升式海工安装平台有较多的新增订单, 以及新船交付使用 根据我们对于风电专业化海工船只数量的统计, 自 2016 年起, 有 3 艘自升式安装平台,1 艘半潜式吊装船加入了海工运营船队序列, 同时另有 2 艘自升式平台仍在建造中 我们相信快速扩张的海洋工程能力将推动海上风电装机容量大幅增长 敬请参阅尾页之免责声明 30

31 图 54: 海上风电专业化海洋工程船只数量统计 序号 船东 船只名称 吊装载荷 交付日期 船型 制造商 ( 吨 ) 1 龙源振华龙源振华 1 号 /06 起重船振华重工 2 龙源振华 龙源振华 2 号 /06 自升式平台 振华重工 3 华电重工 华电 /09 自升式平台 振华重工 4 中交三航 风范号 2x 双臂架变幅起重船 山东乳山市造船公司 5 普丰海洋工程 Torben 1, /03 自升式平台 韩国大宇造船海洋工程 6 中交三航 风华号 1, /03 自升式平台 振华重工 7 中交三航 三航工 5 1, /03 坐底式安装船 振华重工 8 9 广东精铟海洋工程中铁福船海洋工程 数据来源 : 新闻报道, 招银国际 KOE /05 自升式平台 广州黄埔文冲船舶有限公司 福船三峡 1, /06 自升式平台厦门船舶重工 10 龙源振华 待定 2,000 在建 自升式平台 振华重工 11 尚和海工 待定 1,200 在建 自升式平台 中船重工 图 55: 海上风电场要求专业化工程船只的支持 图 56: 海上风电桩基, 是海上风电项目其中一项核心 数据来源 : EDF 数据来源 : EDF 图 57: 海上项目的水深越深, 项目的技术要求越高 图 58: 自升式安装平台将加速海上风电的发展 ( 图中为福船三峡号 ) 数据来源 : EDF 数据来源 : 招银国际 敬请参阅尾页之免责声明 31

32 单位资本性支出 ( 百万人民币 / 兆瓦 ) 2017 年 08 月 10 日 我们测算海上风电项目 LCOE 为人民币 0.70/ 千瓦时, 项目回报至少 10.7% 我们对一个典型的 200MW 海上风电项目建立的模型测算用以衡量项目的盈利能力 我们的模型假设条件参考市场资讯以及上市公司的信息披露 ( 见下图 ) 基于我们的假设条件及模型计算, 我们测算平准化度电成本 (LCOE) 为人民币 0.7 元 / 千瓦时, 同时带来杠杆后的股权内部回报率为 10.7% 我们的模型显示股权回报率对下列三项因素非常敏感 :1) 风电利用小时数 ;2) 项目资本支出 ;3) 贷款的利率及年限 更高的风机利用小时数, 更长的贷款年期, 及更低的资本性开支将显著的提高海上风电的内部回报率, 但这些改善并不直接作用与度电成本 我们的 LCOE 测算显示, 度电成本对于利用小时数及维护成本要比利率的变化和单位资本性开支更为铭感 综上, 我们的结论是, 风电利用小时数将会是海上风电项目的核心, 而获得项目期限更长的项目贷款将能够提升企业项目回报水平, 度电成本的降低则有赖于海上风电项目运维成本的控制 图 59: 海上风电项目测算的主要假设条件 主要参数 假设 单位 项目规模 200 兆瓦 电价 0.85 人民币 / 千瓦时, 包含税率 利用小时数 2600 小时 资本性支出 / 兆瓦 15 百万人民币 / 兆瓦 折旧年数 20 年 贷款期限 10 年 维修成本 0.12 人民币 / 千瓦时 其他运营支出 1.20 百万人民币 / 年 通货膨胀调整 1.00 % 借款成本 4.4 % 增值税抵消率 40 % 资产负债率 80 % 度电成本贴现率 4.4 % 图 60: 海上风电的度电成本测算结果 生命周期假设 结果 单位 发电量 10,350,748 兆瓦时 贴现发电量 (1) 6,795,613 兆瓦时 税率 0.25 % 投资相关 项目初始投资 (2) 3, 百万人民币 折旧影响 (3) (358.50) 百万人民币 贴现运营支出 (4) 1, 百万人民币 贴现利息支出 (5) 贴现剩余价值 (6) - 百万人民币 生命周期总支出 (7)=(2)+(3)+(4)+(5)+(6) 4, 百万人民币 估计度电成本 (7)/(1) 0.70 人民币 / 千瓦时 数据来源 : 公司数据, 招银国际预测 图 61: 项目股权内部收益率敏感度分析 - 风电利用小时数对比单位资本性支出 风电利用小时数 1,900 2,000 2,100 2,200 2,300 2,400 2,500 2,600 2,700 2,800 2,900 3,000 3, % 7.3% 8.6% 9.9% 11.3% 12.7% 14.2% 15.8% 17.4% 19.1% 20.9% 22.8% 24.8% % 6.6% 7.8% 9.1% 10.4% 11.7% 13.1% 14.6% 16.1% 17.7% 19.4% 21.1% 23.0% % 5.9% 7.1% 8.2% 9.5% 10.8% 12.1% 13.5% 14.9% 16.4% 18.0% 19.6% 21.3% % 5.2% 6.4% 7.5% 8.7% 9.9% 11.2% 12.5% 13.8% 15.2% 16.7% 18.2% 19.8% % 4.7% 5.7% 6.8% 7.9% 9.1% 10.3% 11.5% 12.8% 14.1% 15.5% 17.0% 18.5% % 4.1% 5.1% 6.2% 7.3% 8.4% 9.5% 10.7% 11.9% 13.2% 14.5% 15.8% 17.2% % 3.6% 4.6% 5.6% 6.6% 7.7% 8.8% 9.9% 11.0% 12.2% 13.5% 14.8% 16.1% % 3.1% 4.0% 5.0% 6.0% 7.0% 8.1% 9.1% 10.2% 11.4% 12.6% 13.8% 15.0% % 2.6% 3.5% 4.5% 5.4% 6.4% 7.4% 8.4% 9.5% 10.6% 11.7% 12.9% 14.1% % 2.2% 3.1% 4.0% 4.9% 5.9% 6.8% 7.8% 8.8% 9.9% 10.9% 12.0% 13.2% % 1.8% 2.6% 3.5% 4.4% 5.3% 6.2% 7.2% 8.2% 9.2% 10.2% 11.3% 12.4% 敬请参阅尾页之免责声明 32

33 利率 单位资本性支出 ( 百万人民币 / 兆瓦 ) 利率 2017 年 08 月 10 日 图 62: 项目股权内部收益率敏感度分析 - 贷款期限对比贷款利率 贷款期限 ( 年 ) % 9.0% 9.4% 10.0% 10.7% 11.4% 12.3% 13.3% 14.4% 15.7% 3.9% 8.9% 9.4% 9.9% 10.6% 11.3% 12.1% 13.1% 14.2% 15.5% 4.0% 8.8% 9.3% 9.8% 10.4% 11.2% 12.0% 13.0% 14.0% 15.3% 4.1% 8.8% 9.2% 9.7% 10.3% 11.0% 11.9% 12.8% 13.8% 15.0% 4.2% 8.7% 9.2% 9.7% 10.2% 10.9% 11.7% 12.6% 13.6% 14.8% 4.3% 8.7% 9.1% 9.6% 10.1% 10.8% 11.6% 12.4% 13.5% 14.6% 4.4% 8.6% 9.0% 9.5% 10.0% 10.7% 11.4% 12.3% 13.3% 14.4% 4.5% 8.5% 8.9% 9.4% 9.9% 10.6% 11.3% 12.1% 13.1% 14.1% 4.6% 8.5% 8.9% 9.3% 9.8% 10.4% 11.1% 11.9% 12.9% 13.9% 4.7% 8.4% 8.8% 9.2% 9.7% 10.3% 11.0% 11.8% 12.7% 13.7% 4.8% 8.4% 8.7% 9.1% 9.6% 10.2% 10.9% 11.6% 12.5% 13.5% 4.9% 8.3% 8.7% 9.1% 9.5% 10.1% 10.7% 11.4% 12.3% 13.3% 5.0% 8.3% 8.6% 9.0% 9.4% 10.0% 10.6% 11.3% 12.1% 13.1% 图 63: 度电成本敏感度分析 - 风电利用小时数对比单位资本性支出 图 64: 度电成本敏感度分析 - 单位维修成本对比贷款利率 风电利用小时数 2,000 2,100 2,200 2,300 2,400 2,500 2,600 2,700 2,800 2,900 3,000 3,100 单位维修成本 ( 人民币 / 千瓦时 ) % % % % % % % % % % % % % 敬请参阅尾页之免责声明 33

34 龙源是处于海上风电领先地位 在我们的研究领域中, 我们相信龙源电力和金风科技将把握中国海上风电迅猛发展的良好机遇 龙源自 2007 年进入风电开发市场开始, 就一直在海上风电处于领先地位 根据我们的理解, 目前龙源是中国唯一的一家自身具备海上风电项目建设安装能力的风电运营商 龙源还和振华重工就风电海工市场组建了合资公司, 以充分利用振华重工在海洋船舶工程方面卓越的工程技术实力 截止 2016 年, 龙源共拥有 兆瓦并网海上风电装机 (480 兆瓦位于江苏,16 兆瓦位于福建 ), 占中国海上风电总并网装机容量的 30.4% 根据龙源管理层计划, 公司计划于 年每年实现海上风电新增 兆瓦, 并到 2020 年末实现累计 2.5 吉瓦并网装机目标 对于海上风机制造商来说, 目前上海电气处于领军低位, 旗下具备单机容量 3.6 兆瓦及 4 兆瓦两种机型, 而金风 远景能源 重庆海装紧随其后处于第一阵营 由于海上风电项目对于风机服务质量要求较高, 我们相信中国的海上风电运营商, 为了获得更好的售后服务支持, 将趋向使用更多国产 / 合资企业风机设备 而风机设备方面, 则通过技术改造和升级, 趋向于大型化机组方向发展 ( 如 6.0 兆瓦机型 ), 同时风机的叶片也变得更长 金风作为陆地风机市场的领导者, 目前也整积极的部署海上风机技术, 并开发除了 3.0 兆瓦和 6.0 兆瓦两种风机型号以供市场选择 对于未来, 我们相信海上风机将对金风的销售增长有明显贡献, 我们预期 年海上风电市场规模将达 3.4 吉瓦 图 65: 龙源电力海上风电截止至 2016 年末为止的项目储备 省份项目名称规模项目进展情况 江苏 龙源如东试验风电场扩建项目 49.2 已全部建成投产 江苏 江苏大丰 200MW 海上风电项目 200 已核准, 正在建设 江苏 大丰 H7# 200 正在开展前期工作 江苏 蒋家沙 H1# 300 已核准, 待开工 江苏 如东 C4# 200 已核准, 正在建设 ( 首批机组已并网 ) 浙江 温岭 1# 海上风电项目 150 正在开展前期工作 浙江 舟山金塘大桥 2# 海上风电项目 200 正在开展前期工作 福建 福建省莆田市南日岛一期 400MW 近海风电项目 400 正在开展前期工作 总计 数据来源 : 中国风能网, 招银国际证券 图 66: 中国 2016 年海上风机销售 制造企业 制造企业 海上风机型号 装机台数 总装机容量 市场份额 ( 兆瓦 ) 数量 ( 兆瓦 ) 根据装机容量 上海电气上海电气 % % 数据来源 : 中国风能协会, 招银国际证券 小计 % 金风科技金风科技 % 远景能源远景能源 % 重庆海装重庆海装 % 总计 % 敬请参阅尾页之免责声明 34

35 风电平价上网 : 实现有赖于边际条件 2017 年 5 月 17 日, 能源局发布了 关于开展风电平价上网示范工作的通知, 通知要求 :1) 各省 / 地区选取 1-2 个示范项目 ;2) 试点项目规模小于 100 兆瓦 ; 3) 试点项目电价与当地的火电标杆上网电价一致 ; 以及 4) 项目将不受限电影响, 并且不参与绿证交易认证 这份通知的出台显示了能源局以有意向推动风火平价, 导致市场对于国家有计划进一步降低风电标杆上网电价有所顾虑, 因为采纳火电标杆电价, 将明显降低目前风电项目的投资收益 我们相信这份通知的出台目的并不在推动风电电价调整, 而旨在探索风电项目如要达到平价上网的边际条件 因此, 我们认为市场对于电价调整的恐慌过度考虑 基于我们风电项目的模型预测, 在目前的技术水平, 我们对风电平价上网作了综合分析 我们相信风电平价上网依赖于以下边际条件 :1) 风电利用小时数随电网灵活性和风电技术革新持续提高 ;2) 风电项目能够获得长期稳定, 并且利率优惠的项目贷款 ; 以及更重要的 3) 风电项目不受限电影响 图 67: 风机发展趋势 更高的塔架, 更大的叶片以及更大型化的风机 数据来源 : 招银国际证券 利用小时是重中之重我们就一个典型的位于 4 类风资源区不受限电影响的 50 兆瓦风电项目建立了模型敏感性分析, 我们的主要假设条件位于下图 我们相信风电利用小时数将是最具决定性因素, 我们测算得到每 100 小时的利用小时数提升, 将使平准化度电成本降低 % 我们相信, 目前提升风电利用小时的主要手段包括风电机组的不断升级改造 ( 即通过更高的风机塔架 更长的叶片, 以及更大型化的机组以捕获较低的风速 ), 以及电网灵活性改造使风电获得更好的消纳 ( 风电受限电影响的可能性随之降低 ) 技术升级的效果已经被几家国企风电运营商在 4 类地区的项目中有所验证, 以安徽省为例, 在采纳了 2.0 兆瓦的新型的风电机组以后哦, 风电利用小时数从以往的 1900 小时提升到 2200 小时, 而这些新型的风电机组均是为风速较低的 4 类资源区所专门设计 基于利用小时达到 2200 小时假设, 我们测算风电平准化成本为人民币 0.42 元 / 千瓦时, 此成本水平已与部分中国东南地区已火电标杆电价持平 然而, 如果以项目回报的角度为考量, 我们的测算股权内部回报率仅为 6.2%, 这使得风电项目投资明显不具备吸引力, 并且还要受到风资源波动以及地区性风电消纳能力的不确定性制约 根绝我们的分析, 最有效提高项目回报的因素依旧是可观的风电利用小时数 敬请参阅尾页之免责声明 35

36 CAPEX per unit (Rmb mn/mw) 单位资本性支出 ( 百万人民币 / 兆 2017 年 08 月 10 日 图 68: 风电平价上网项目主要条件假设 主要参数 假设 单位 项目规模 兆瓦 电价 0.43 人民币 / 千瓦时, 包含税率 利用小时数 2, 小时 资本性支出 / 兆瓦 8.00 百万人民币 / 兆瓦 折旧年数 年 贷款期限 年 维修成本 人民币 / 千瓦时 其他运营支出 百万人民币 / 年 通货膨胀调整 1% % 借款成本 4.4% % 增值税抵消率 60% % 资产负债率 80% % 度电成本贴现率 4.4% % 图 69: 风电平价上网项目平准化度电成本分析 生命周期假设 结果 单位 发电量 2,189,581 兆瓦时 贴现发电量 (1) 1,437,534 兆瓦时 税率 0.25 % 投资相关 项目初始投资 (2) 百万人民币 折旧影响 (3) (47.8) 百万人民币 贴现运营支出 (4) 百万人民币 贴现利息支出 (5) 贴现剩余价值 (6) - 百万人民币 生命周期总支出 (7)=(2)+(3)+(4)+(5)+(6) 百万人民币 估计度电成本 (7)/(1) 0.42 人民币 / 千瓦时 图 70: 平准化度电成本敏感度分析 - 利用小时数对比单位资本开支 风电利用小时数 ,700 1,800 1,900 2,000 2,100 2,200 2,300 2,400 2,500 2,600 2,700 2, 图 71: 项目股权内部回报率敏感度分析 - 利用小时数对比单位资本开支 风电利用小时数 ,600 1,700 1,800 1,900 2,000 2,100 2,200 2,300 2,400 2,500 2,600 2,700 2, % -4.6% -2.9% -1.4% -0.1% 1.1% 2.4% 3.8% 5.3% 6.8% 8.3% 9.8% 11.4% % -4.0% -2.3% -0.8% 0.4% 1.7% 3.1% 4.6% 6.1% 7.6% 9.2% 10.8% 12.5% % -3.3% -1.7% -0.3% 1.0% 2.4% 3.8% 5.3% 6.9% 8.5% 10.1% 11.8% 13.5% % -2.7% -1.1% 0.2% 1.6% 3.1% 4.6% 6.1% 7.8% 9.4% 11.1% 12.9% 14.7% % -2.0% -0.5% 0.8% 2.3% 3.8% 5.4% 7.0% 8.7% 10.4% 12.2% 14.0% 15.9% % -1.3% 0.1% 1.5% 3.0% 4.6% 6.2% 7.9% 9.7% 11.5% 13.4% 15.3% 17.2% % -0.7% 0.7% 2.2% 3.8% 5.4% 7.2% 8.9% 10.8% 12.6% 14.6% 16.6% 18.7% % -0.2% 1.3% 2.9% 4.6% 6.3% 8.1% 10.0% 11.9% 13.9% 15.9% 18.0% 20.2% % 0.5% 2.1% 3.8% 5.5% 7.3% 9.2% 11.1% 13.1% 15.2% 17.3% 19.5% 21.8% % 1.2% 2.9% 4.6% 6.5% 8.4% 10.3% 12.4% 14.5% 16.6% 18.9% 21.2% 23.5% % 1.9% 3.7% 5.6% 7.5% 9.5% 11.6% 13.7% 15.9% 18.2% 20.5% 22.9% 25.3% 敬请参阅尾页之免责声明 36

37 利率 (%) 利率 (%) 2017 年 08 月 10 日 项目贷款期限以及优惠的贷款利率将是另一项关键建立在目前可实现的利用小时水平, 以及风火平价基础上, 我们相信更长的项目贷款以及更加优惠的贷款利率将可以显著的提高项目回报率, 从而使风电投资的吸引力增加 因此我们认为给予风电项目较为优惠的贷款条件将是风火平价的另一项关键 根据我们的敏感性分析, 在利率笔不变的前提下, 更长年期的项目贷款仅使 LCOE 微增, 但杠杆后的项目股权回报则会有较为明显的提升 就项目借贷成本而言, 我们预期贷款利率每降低 10 个基点, 将会使项目内部股权回报率提升 个基点, 项目贷款年限越长, 利率降低改善越明显 图 72: 平准化度电成本敏感度分析 - 项目贷款利率对比项目贷款期限 贷款期限 ( 年 ) % % % % % % % % % % % % % 图 73: 杠杆后内部股权回报率敏感性分析 - 利用小时数对比单位资本开支 贷款期限 ( 年 ) % 5.6% 5.9% 6.2% 6.5% 7.0% 7.5% 8.1% 8.8% 9.6% 10.5% 11.5% 3.9% 5.5% 5.8% 6.1% 6.4% 6.8% 7.3% 7.8% 8.5% 9.3% 10.1% 11.1% 4.0% 5.4% 5.7% 5.9% 6.2% 6.6% 7.1% 7.6% 8.2% 9.0% 9.8% 10.7% 4.1% 5.3% 5.5% 5.8% 6.1% 6.4% 6.8% 7.3% 7.9% 8.6% 9.5% 10.4% 4.2% 5.2% 5.4% 5.7% 5.9% 6.3% 6.6% 7.1% 7.7% 8.3% 9.1% 10.0% 4.3% 5.2% 5.3% 5.5% 5.8% 6.1% 6.4% 6.9% 7.4% 8.0% 8.8% 9.6% 4.4% 5.1% 5.2% 5.4% 5.6% 5.9% 6.2% 6.6% 7.1% 7.7% 8.4% 9.2% 4.5% 5.0% 5.1% 5.3% 5.5% 5.7% 6.0% 6.4% 6.9% 7.4% 8.1% 8.9% 4.6% 4.9% 5.0% 5.2% 5.3% 5.6% 5.8% 6.2% 6.6% 7.1% 7.7% 8.4% 4.7% 4.8% 4.9% 5.0% 5.2% 5.4% 5.6% 5.9% 6.3% 6.8% 7.3% 8.0% 4.8% 4.7% 4.8% 4.9% 5.1% 5.2% 5.4% 5.7% 6.0% 6.4% 7.0% 7.6% 4.9% 4.6% 4.7% 4.8% 4.9% 5.1% 5.2% 5.5% 5.8% 6.1% 6.6% 7.2% 5.0% 4.5% 4.6% 4.7% 4.8% 4.9% 5.0% 5.2% 5.5% 5.8% 6.2% 6.7% 单位资本开支并没有太多可缩减的空间就风电项目单位造价方面, 我们预料每千瓦的资本开支, 在风机价格, 项目建设费用, 以及资本效率方面并没有太多可以缩减的空间 根据我们与风机制造企业及风电运营商的交流发现, 一方面, 风电技术的升级将采用更大型化的风电机组, 而这些风电机组对塔架的高度, 风机叶片的长度有更高的要求, 使得在材料用料 材质革新 以及零部件耐用度上需要增加投入 ; 另一方面, 目前中国的项目建造成本和风机吊装费用已相对较低, 并无太多进一步成本缩减的空间 在零部件运输方面, 我们相信风机及叶片的运输物流开支仍有成本控制的可能, 但这部分相较于项目整体而言影响并不明显 基于上述原因, 我们认为风电项目的单位资本支出将会保持稳定, 并缓慢降低 相较于成本缩减而言, 我们认为单位效率以至利用小时的提升更值得关注 敬请参阅尾页之免责声明 37

38 免责声明及披露 分析员声明负责撰写本报告的全部或部分内容之分析员, 就本报告所提及的证券及其发行人做出以下声明 :(1) 发图于本报告的观点准确地反映有关于他们个人对所提及的证券及其发行人的观点 ;(2) 他们的薪酬在过往 现在和将来与发图在报告上的观点并无直接或间接关系 此外, 分析员确认, 无论是他们本人还是他们的关联人士 ( 按香港证券及期货事务监察委员会操作守则的相关定义 )(1) 并没有在发图研究报告 30 日前处置或买卖该等证券 ;(2) 不会在发图报告 3 个工作日内处置或买卖本报告中提及的该等证券 ;(3) 没有在有关香港上市公司内任职高级人员 ; (4) 并没有持有有关证券的任何权益 招银证券投资评级 买入 : 股价于未来 12 个月的潜在涨幅超过 15% 持有 : 股价于未来 12 个月的潜在变幅在 -10% 至 +15% 之间 卖出 : 股价于未来 12 个月的潜在跌幅超过 10% 未评级 : 招银国际并未给予投资评级 招银国际证券有限公司 地址 : 香港中环夏悫道 12 号美国银行中心 18 楼 室电话 : (852) 传真 : (852) 招银国际证券有限公司 ( 招银证券 ) 为招银国际金融有限公司之全资附属公司 ( 招银国际金融有限公司为招商银行之全资附属公司 ) 重要披露本报告内所提及的任何投资都可能涉及相当大的风险 报告所载数据可能不适合所有投资者 招银证券不提供任何针对个人的投资建议 本报告没有把任何人的投资目标 财务状况和特殊需求考虑进去 而过去的图现亦不代图未来的图现, 实际情况可能和报告中所载的大不相同 本报告中所提及的投资价值或回报存在不确定性及难以保证, 并可能会受目标资产图现以及其他市场因素影响 招银证券建议投资者应该独立评估投资和策略, 并鼓励投资者咨询专业财务顾问以便作出投资决定 本报告包含的任何信息由招银证券编写, 仅为本公司及其关联机构的特定客户和其他专业人士提供的参考数据 报告中的信息或所图达的意见皆不可作为或被视为证券出售要约或证券买卖的邀请, 亦不构成任何投资 法律 会计或税务方面的最终操作建议, 本公司及其雇员不就报告中的内容对最终操作建议作出任何担保 我们不对因依赖本报告所载资料采取任何行动而引致之任何直接或间接的错误 疏忽 违约 不谨慎或各类损失或损害承担任何的法律责任 任何使用本报告信息所作的投资决定完全由投资者自己承担风险 本报告基于我们认为可靠且已经公开的信息, 我们力求但不担保这些信息的准确性 有效性和完整性 本报告中的资料 意见 预测均反映报告初次公开发布时的判断, 可能会随时调整, 且不承诺作出任何相关变更的通知 本公司可发布其它与本报告所载资料及 / 或结论不一致的报告 这些报告均反映报告编写时不同的假设 观点及分析方法 客户应该小心注意本报告中所提及的前瞻性预测和实际情况可能有显著区别, 唯我们已合理 谨慎地确保预测所用的假设基础是公平 合理 招银证券可能采取与报告中建议及 / 或观点不一致的立场或投资决定 本公司或其附属关联机构可能持有报告中提到的公司所发行的证券头寸并不时自行及 / 或代图其客户进行交易或持有该等证券的权益, 还可能与这些公司具有其他相关业务联系 因此, 投资者应注意本报告可能存在的客观性及利益冲突的情况, 本公司将不会承担任何责任 本报告版权仅为本公司所有, 任何机构或个人于未经本公司书面授权的情况下, 不得以任何形式翻版 复制 转售 转发及或向特定读者以外的人士传阅, 否则有可能触犯相关证券法规 如需索取更多有关证券的信息, 请与我们联络 对于接收此份报告的英国投资者本报告仅提供给符合 (I)2000 年英国不时修订之金融服务及市场法令 2005 年 ( 金融推广 ) 令 ( 金融服务令 ) 第 19(5) 条之人士及 (II) 属金融服务令第 49(2) (a) 至 (d) 条 ( 高净值公司或非公司社团等 ) 之机构人士, 未经招银证券书面授权不得提供给其他任何人 对于接收此份报告的美国投资者本报告仅提供给美国 1934 年证券交易法规则 15a-6 定义的 主要机构投资者, 不得提供给其他任何个人 接收本报告之行为即图明同意接受协议不得将本报告分发或提供给任何其他人 敬请参阅尾页之免责声明