股票研究 新能源 风电行业 稳步突破瓶颈, 加速能源转型 能源转型需求下, 中国成为全球风电增量贡献的主力军 中国的可再生能源事业发展迅猛, 风力发电规模已占全球的约三成, 预计未来五年间以中国为首的亚洲仍然是增长的主动力, 亚 洲装机增量有望达到 140GW, 其中中国有望保持每年 25GW 以上

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1 Equity Research New Energy Jan 8, 2016 Wind Power Sector Sector overcoming bottlenecks amid China s changing energy structure China to remain key driver of wind power installed capacity growth The renewable energy sector in China is growing rapidly, with the country s wind power output now accounting for nearly 30% of the global total. Asia (led by China) is expected to remain the main driver of global wind power installed capacity growth over the next five years: newly installed capacity in Asia is likely to amount to 140GW during the period, with capacity in China to increase by more than 25GW annually. The strong growth in China will be attributable to the urgency for energy restructuring amid worsening environmental issues and the fact that wind power is relatively mature among different forms of renewable energy available. Wind power tariff normalization Following the adjustments in wind power on-grid tariffs in Jan 2015, a consultation paper on further tariff cuts was released in Oct A new plan to lower wind power tariffs is reported to have been approved by the NDRC and NEA, and is said to contain less aggressive tariff reductions compared with those proposed in last Oct s consultation paper. Under this new tariff adjustment plan, wind power on-grid tariffs for type I, II and III regions will be lowered by Rmb0.02/kWh and that for type IV regions will be brought down by Rmb0.01/kWh in 2016; no tariff reductions will be conducted in 2017; tariff cuts of Rmb0.03/kWh and Rmb0.02/kWh will be imposed on type I-III regions and type IV regions respectively in Frequent tariff adjustments reflect the government s commitment to reducing new energy power tariffs and weakening the role of subsidies. According to our estimates, the tariff cuts will have little impact on wind farms IRR as long as they are matched by a proportional increase in wind farm utilization hours. Three measures to minimize curtailment The issue of wind power curtailment did not improve during The government now places great emphasis on the issue, seeking to bring more wind power onto the power grid by taking three measures. First is to transmit wind power along with thermal power through ultra-high-voltage transmission lines. With the NEA s proposal for the construction of smog-prevention UHV power transmission lines and the upcoming approval for the second group of five AC and five DC transmission lines, 14 transmission lines originating from northern, northeastern and northwestern China (total capacity 102GW) have been added to the list of under-construction or to-be-constructed UHV lines, covering Inner Mongolia, Gansu and Xinjiang which have seen high curtailment rates. Second, smart grids will be used to dispatch electricity with greater flexibility. Third, the NEA has issued some rules recently stipulating the liability of power grid companies that have caused financial losses to new energy power plants by failing to purchase the full amount of electricity produced by these plants. These various measures should help resolve the curtailment issues. Core competitiveness lying in business scale and plant location The long-term development of wind power plant operators hinges upon their business scale and plant location. As such, the top five power production groups in China are expected to see stable earnings contribution from their wind power business after curtailment rates come down, given their considerable installed capacity scale and possession of numerous wind farms in regions with good wind conditions. Separately, we also see considerable potential in midstream wind turbine manufacturers. Amid the ongoing trend of wind power projects being located more towards the south, reinforcement of industry rules and a greater emphasis on product quality over prices, the concentration rate of the wind turbine manufacturing industry is set to pick up with leading players likely to gain bigger market shares relying on their technological and branding strength. In addition, we also highlight key component producers. We like Xinjiang Goldwind Science and Tech (2208 HK), Longyuan Power (916 HK), Huaneng Renewables (958 HK) and China High Speed Transmission (658 HK). Key risks include delays in the construction and operation commencement of UHV transmission lines, deterioration in wind conditions and curtailment issues, increases in financing costs, and dissatisfying effects of wind power subsidies. Han Ling, Research Analyst, SFC CE No. ARI073, hanling@gf.com.cn GF Securities (Hong Kong) Brokerage Limited, 29-30/F, Li Po Chun Chambers, 189 Des Voeux Road Central, Hong Kong This page is a summary of a report originally written in Chinese. The Chinese version shall prevail in the event of any discrepancy between the two versions.

2 股票研究 新能源 风电行业 稳步突破瓶颈, 加速能源转型 能源转型需求下, 中国成为全球风电增量贡献的主力军 中国的可再生能源事业发展迅猛, 风力发电规模已占全球的约三成, 预计未来五年间以中国为首的亚洲仍然是增长的主动力, 亚 洲装机增量有望达到 140GW, 其中中国有望保持每年 25GW 以上的装机量 这主要归因于我国能源迫切转型的需求, 环境问题 严重, 而风电在新能源中相对成熟, 这使得我国风电发展还有巨大空间 中国风电电价下调常态化 继今年 1 月出台风电上网电价调整通知后, 今年 10 月出台了风电电价继续下调相关的讨论稿, 而目前新的风电电价下调方案已经获得国家发改委和国家能源局审核, 该方案相比于 2015 年 10 月 30 日发布的电价下调讨论稿而言, 风电电价调整结果好于预期 新的电价政策为 :2016 年,I-III 资源区上网电价各降低 2 分 / 度,IV 类降低 1 分 / 度 ;2017 年不下调,2018 年,I-III 类资源区各下调 3 分 / 度,IV 类降低 2 分 / 度 密集出台的电价调整政策体现了国家降低新能源电价, 逐步去补贴化的决心 经测算, 若电价下调幅度与风电利用小时数提升能够同步, 则对风电运营的 IRR 影响不大 弃风限电有望好转三方面渠道加速风电消纳 今年风电弃风率没有得到改善, 目前, 国家已经高度重视这个问题, 通过三方面来力促风电上网 (1) 特高压风火捆绑外送 : 随着能源局提出防治雾霾特高压通道, 以及第二批 五交五直 的核准在即, 在建 拟建的特高压通道中新增 三北 外送通道 14 条, 容量达到 102GW, 外送地区包括内蒙古 甘肃 新疆等弃风限电尤为严重的区域 (2) 智能电网灵活调配 (3) 配额制及审批区域的限制, 近日更出台 国家能源局派出机构权利和责任清单 ( 试行 ) 规定: 电网企业未全额收购可再生能源电量, 造成可再生能源发电企业经济损失的, 承担赔偿责任 这些举措有助于逐步改善弃风现状 产业链分析 : 风机制造商颇具弹性, 资源优势 + 规模优势 构建运营商核心竞争力 风电产业链中, 风电运营商的长远发展主要依赖于规模优势和区位优势, 五大电力集团不仅具有雄厚的装机规模, 同时在风况优质的三北地区配备了大量风电场, 预期未来弃风率改善后会常年贡献稳定利润 风电运营商的核心竞争力为资源优势 + 规模优势 中游的风机制造商也具有较大弹性, 龙头风电整机厂商由于具有技术优势和品牌优势, 我们认为在项目向南发展 行业规则强化 质量先于价格的几大趋势下, 风机制造环节集中度将进一步提升, 龙头厂商有望获得更多的市场份额 关键核心零部件厂商也值得关注 重点推荐关注 : 金风科技 (2208 HK) 龙源电力 (916 HK) 华能新能源 (958 HK) 中国高速传动 (658 HK) 风险提示 : 特高压建设投产晚于预期 ; 风况与限电弃风恶化 ; 融资成本上升 ; 风电补贴不到位 韩玲, 分析员, 证监会中央编号 ARI073, hanling@gf.com.cn 香港德辅道中 189 号李宝椿大厦 楼广发证券 ( 香港 ) 经纪有限公司 2

3 一 能源转型推动下中国风电装机增长迅猛 1. 全球能源转型大势所趋, 中国需求更甚 矿物燃料的燃烧会导致两大环境问题 : 温室效应和雾霾 CO 2 浓度的提升正在使得全球变暖, 引发 更多的瘟疫和海平面上升 ; 而可吸入颗粒物 PM2.5 所引发的各类呼吸道疾病更是让人们深深担忧 自 京都议定书 签订 哥本哈根气候会议 ( 碳排放权 ) 以来, 各国都开始参与到节能减排的行列 目前全球能源结构中化石能源占据约 85%, 中国能源结构中仅原煤就占据了 66%, 化石能源整体占 比约 90% 大量原煤的燃烧使得中国的环境问题显得更为突出 图 1: 全国能源结构分布情况 (2014) 图 2: 中国能源结构分布情况 (2014) 原油天然气 6.80% 3.50% 4.40% 32.60% 原油天然气 8.10% 1.80% 1% 17.50% 原煤核能水力发电再生能源 30% 23.70% 原煤核能水力发电再生能源 66% 5.60% 数据来源 :BP, 广发证券 ( 香港 ) 数据来源 :BP, 广发证券 ( 香港 ) 2014 年 5 月, 世界卫生组织公布的 1600 各城市空气质量排名中, 中国城市全部全部排在靠后位置, 最好的海口也只是偏后的 600 多名 图 3: 全球雾霾分布图 (2014) 数据来源 :NASA, 广发证券 ( 香港 ) 今年 12 月 9 日, 在天安门广场执勤的武警战士首次在雾霾天佩戴口罩执勤 8 日开始, 北京正式启动 3 年来首个重污染红色预警信号 根据北京市环保监测中心的最新预报显示,9 日白天, 北京污染水平在区域背景下进一步上升, 从 5 级重度污染跃升至 6 级严重污染,PM2.5 浓度到达污染过程的峰值 3

4 E 2016E 2017E 2018E 2019E 行业报告 国家对于新能源发展的决心有目共睹, 新能源汽车 风电产业以及光伏产业均有不同程度的推进 各类新能源未来市场容量的规划也十分具体 2. 中国贡献全球风电新增的主要增量 全球风电起源于欧洲, 传统的风电大国集中于欧盟区, 随着全球对能源结构的重视程度不断加大, 中国 美国对风电的政策上的大力扶持, 全球风电装机量自 2005 年开始出现迅猛增长, 年新增装机复合增速高达 27% 伴随着席卷全球的金融危机的到来,2010 年装机增速出现了剧烈下滑, 而后自 2010 年 年逐步回升 ;2013 年美国由于 PTC 延期存疑, 美国风电新增装机陡降, 使得装机增速再度下滑 2014 年美国 PTC 确定延期, 中国也出台一系列新能源刺激政策, 使得中美装机需求强劲 全球风电 2014 年新增装机同比激增 44%, 全球全年投资额总计 994 亿美元, 约占全部清洁能源投资总额三分之一 图 4: 全球风电装机变动 (MW) 图 5: 全球新增装机容量分布 全球新增装机容量 (MW) 全球累积装机容量 60% 40% 20% 0% -20% -40% MW 其他地区 中国 欧洲 北美洲 数据来源 :GWEC, 广发证券 ( 香港 ) 数据来源 :GWEC, 广发证券 ( 香港 ) 全球风能协会 (GWEC)2015 年发布报告预计, 未来五年新投入的发电设备将以每年 3% 7% 的速度 增加, 到 2019 年底累计达到 297GW 左右, 即全球风力发电规模到 2019 年将增加至 666GW 左右, 相当于目前规模的约 180%, 且未来五年全球风电装机仍将保持 10% 以上的增长 图 6: 未来五年全球风电装机预测 (MW) 全球新增装机容量 (MW) 全球累积装机容量 新增装机容量增速 累计装机容量增速 44% 16% 14% 13% 12% 12% 11% 4% 4% 5% 7% 6% E 2016E 2017E 2018E 2019E 50% 40% 30% 20% 10% 0% 数据来源 :GWEC, 广发证券 ( 香港 ) 从目前的新增 累计装机容量分布地区来看, 全球形成了以欧洲 亚洲 ( 中国为主 ) 北美 ( 美国 为主 ) 的三大风电阵营 截至 2014 年, 风电行业新增装机超过 51GW, 累计装机已达到 369.5GW 4

5 图 7: 全球累计装机容量分布 (2014) 英国 4% 加拿大法国 3% 3% 意大利巴西 3% 2% 印度 7% 中国 37% 西班牙 7% 德国 13% 美国 21% 数据来源 :GWEC, 广发证券 ( 香港 ) GWEC 报告表明中国的可再生能源事业发展迅猛, 风力发电规模已占全球的约三成, 预计未来五年 间以中国为首的亚洲仍然是增长的主动力, 亚洲装机增量有望达到 140GW, 其中中国有望保持每 年 25GW 以上的装机量 图 8: E 全球风机增量亚洲仍为主体 单位 :GW 26 欧洲 北美 亚洲 拉丁美洲 大洋洲 中东和非洲 E 2016E 2017E 2018E 2019E 数据来源 :GWEC, 广发证券 ( 香港 ) 根据国务院出台的 能源发展战略行动计划 , 将持续推进风电装机的增长, 并网达到 200GW 以上 假设并网率为 95%, 未来 5 年间中国累计装机容量的复合增长率将达 16%, 高出全 球累计增速 2-3 个百分点 而这一目标预期仍将上调 3. 三大优势支撑中国风电迅猛增量 : 禀赋 + 政策 + 技术 禀赋优势 : 相较于光伏上网电价低转化效率高相较于核电更安全成熟 全球风力发电由于各国风况 技术水平以及配套电网设施运输效率的不同, 发电效率也不尽相同 相比于技术成熟 电网规划合理的发达国家而言, 大多数国家风电的度电成本和上网价格也不太一 致 从中国目前来看, 风能是可再生能源中最具有竞争力的发电能源 5

6 图 9: 风电上网电价颇具竞争优势 ( 中国 ) 数据来源 : 能源 2015H1, 广发证券 ( 香港 ) 同时, 风电建设的单位成本低于核电和光伏, 即初始投入低于光伏和核电, 与此同时风电的容量因 数为 25-40%, 大大高于光伏的 10-25%( 容量因数 = 特定机组全年实际发电量 / 特定机组理论全年最 大发电量 ), 意味着风能发电转化效率高于光伏 表 1: 风电建设成本较低转化率高于光伏 来源 :REN21, 广发证券 ( 香港 ) 同时从全球占比来看, 风电的发电量也确实高出光伏约一倍 ; 但从全球来看, 核电的占比则远远高 出风电, 这主要是由于发达国家核电装机较多, 而中国截止 2014 年核电装机仅有 23 座 图 10: 全球各大能源发电分布情况 数据来源 : 能源 2015H1, 广发证券 ( 香港 ) 中国核电发展比风电起步早, 但从 2012 年开始风电便赶超核电成为电力供给的第三大能源, 在新 能源中的占比近几年维持在 50% 左右的水平 6

7 图 11: 中国非化石能源占比分布 ( ) 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 23% 25% 42% 36% 35% 38% 1% 2% 3% 1% 4% 41% 39% 55% 49% 太阳能 ( 并网 ) 风电 ( 并网 ) 核电其他 8% 数据来源 : 能源 2015H1, 广发证券 ( 香港 ) 欧美主要国家治霾的重要途径之一就是规模化兴建核电站, 大量替代化石能源 在这期间, 美国建设了 104 座核电站, 核电发电比例约占全国电力总量的 19%; 法国兴建了 58 座核电站, 核电发电比例高达 78% 中国目前核电技术仍在研发阶段, 并且核电站的建设要求严格, 对于是否大力兴建也存在争论, 相比于核电, 风电则更为安全 表 2: 核能发展仍在探索中前进世界主要核电国家核电发电占比 (2014) 来源 :CNEA, 广发证券 ( 香港 ) 政策推动 : 风电产业在政策推动下已经历四大阶段 第一阶段 : 市场培育期 年 规范操作流程 风电特许权招标 : 上网电价和国产化率 (70%+) 为主决定中标 风电核准权限 : 总装机容量 5MW 及以上需发改委核准 可再生能源法 2006 年生效 : 可再生能源电价附加和全额收购 第二阶段 : 发展起步期 年 制定发展规划高速发展 可再生能源中长期发展规划 : 建设 6 个百万千瓦级大型风电基地 上调远景规划 :2008 年上调 2010 年装机容量由 30GW 调至 100GW 放弃特许权招标 :2009 年出台文件分四类风资源区执行标杆电价 第三阶段 : 发展调整期 年 逐步规模化优胜劣汰 淘汰落后产能 : 淘汰技术落后的风电设备厂商, 使产业更加健康 有序发展 : 未在核准计划内的项目不得核准, 未批先建不补贴 7

8 十二五 : 明确十二五风电开发到 2015 年累计并网 100GW 第四阶段 : 稳定发展期 至今 着力解决问题 下放审批权 : 国务院下放风场项目核准权 电价附加上调 : 可再生能源电价附加上调至 元 下调标杆电价 : 第 I-III 类风资源区标杆电价下调两分钱 / 度 消纳问题升级 : 三北地区暂停新项目列入核准 图 12: 中国风电并网已达 100GW 未来五年预计再增 100GW 以上 数据来源 :CWEA, Frost & Sullivan, 广发证券 ( 香港 ) 在四大阶段众多政策的推动下, 中国风电目前已并网容量超过 100GW, 并预计在未来 5 年内新上 网 100GW 以上 未来尽管增速有些许放缓, 但是总量仍十分可观 同时风机的国产化率已高达 90%, 为未来风机高速发展提供有力保障 表 3: 中国风电设备国产化率高达 90% (2014) 数据来源 :CWEA, 广发证券 ( 香港 ) 技术推动 : 陆上风电单体规模化将进入 2.0MW 时代 截止 2014 年底, 我国风电机组存量中 1.5MW 机型占比超过 60%,2MW 以上机组占比约为 28%; 风电机组增量中 1.5MW 机组占比 46%, 而 2.0MW 以上机组则占比超过 50% 8

9 图 13: 不同功率风电机组累计装机容量 (2014) 图 14: 不同功率风电机组新增装机容量 (2014) 数据来源 :CWEA, 广发证券 ( 香港 ) 数据来源 :CWEA, 广发证券 ( 香港 ) 由此可见我国风机单体平均功率逐年上升, 风电产业也属于重资产行业, 单体规模化势必能够有助 于降低发电的度电成本, 为实现风电的平价上网提供更加有利的支撑 图 15: 我国风机平均功率逐年上升 ( ) 单位 :KW 新增装机平均功率累计装机平均功率 数据来源 :CWEA, 广发证券 ( 香港 ) 以今年为例, 截止 2015 年 3Q, 中国风机制造商龙头金风科技在手订单 2.0MW 及以上机型累计占 比 40%, 但占 2015 新增订单的 50% 以上 图 16: 定性 - 金风科技在手订单 2.0MW 占比可观 数据来源 : 公司资料, 广发证券 ( 香港 ) 9

10 4. 海上风电发展困难重重 截至 2014 年, 全球海上风电装机达到 8759 兆瓦, 其中 8045 兆瓦的装机分布于欧洲 装机容量仅 为陆上风电的 24% 我国的海上风电装机截止 2014 年底也仅有 669.9MW 图 17: 全球海上风电装机分布 ( 兆瓦 ) 数据来源 :GWEC, 广发证券 ( 香港 ) 2007 年在渤海绥中油田安装的一台金风科技生产的 1.5 兆瓦风机为我国第一个海上风电示范项目 我国第一个商业化的海上风电项目在上海东海大桥, 安装了 34 台华锐风电生产的 3 兆瓦风机 但发 展较为缓慢, 国内陆上风电场的发展已经进入产业发展的中期, 而海上风电依旧处于探索期 图 18: 我国海上风电历年新增装机容量 ( 兆瓦 ) 图 19: 我国海上风电累计装机容量 ( 兆瓦 ) 数据来源 :CWEA, 广发证券 ( 香港 ) 数据来源 :CWEA, 广发证券 ( 香港 ) 2014 年我国海上风电新增装机 61 台, 容量达 兆瓦, 其中潮间带装机为 130 兆瓦, 近海为 99.3 兆瓦, 累计装机总容量达 兆瓦 其中除了东海大桥海上风电项目及其二期 龙源如东海上示范风电场以及江苏如东扩建项目外, 其余装机多为各机组制造商安装的试验样机 ( 海上风电场分为潮间带风电场 近海风电场和深海风电场, 分别按平均高潮位线 最低潮位下 5 米 最低潮位下 50 米划分 ) 10

11 根据国家宏观层面对风电布局的规划 :2020 年前, 积极有序开发陆上风电, 开展近海风电示范 ; 年, 陆上 近海风电并重发展, 并开展远海风电示范 ; 年, 实现在东中西部 陆上风电和近远海风电的全面发展 受多方因素制约, 海上风电核准建设难落地 全国海上风电开发建设方案 ( ) 规划了 10528MW 规模的开发建设方案, 是目前总 装机量的 15 倍 但目前进展不如进度预期 成本高昂和定价机制不合理成为重要制约因素 海上风机需要在高咸度的海水中站立近 30 年, 还要经受海浪的拍打 海底地震的颠簸, 这都是推高海上风电建设成本的重要原因 风电行业希望建设更多海上风电场, 也就意味着海上风电建设的选址正从近海走向远海, 由浅水走向深水, 施工难度加大的同时成本也被不断推高 因此, 海上风电建设成本近乎为陆上风电两倍 表 4: 中国典型海上 ( 近海 ) 风电场预期投资成本和上网电价 单位投资元 /kw 运行维护元 /kwh 预期上网电价元 /kwh 数据来源 : 中国风力发电信息, 广发证券 ( 香港 ) 同时, 海上风电的上网价机制的不合理也是使得产业难以发展的重要原因 海上风电的上网价格直接关系到企业投资海上风电项目的盈亏, 2014 年国家出台 关于海上风电上网电价政策的通知, 对非招标的海上风电项目,2017 年前投运的潮间带风电项目含税上网电价为每千瓦时人民币 0.75 兆瓦, 近海风电项目含税上网电价为每千瓦时人民币 0.85 元,2017 年以后投运的海上风电项目, 将根据海上风电技术进步和建设项目成本变化结合特许权招标情况另行研究上网电价政策 目前海上风电定价较低, 对开发商而言并没有太大的吸引力, 因此运营商开发热情不高, 大都把核准的项目作为储备, 并不急于开工 开发运营风险较大, 配套设施建设不健全 海上风电要实现经济性就需要加大建设规模, 因此, 海上风机必须配备巨大的叶片和涡轮机才实现其功率要求 当前陆上风机的最大功率多介于 1 兆瓦和 3 兆瓦之间, 而海上风机一般在 3 兆瓦到 4 兆瓦之间, 甚至更大, 这也为风机的安装带来了难度, 使得原本就相较于陆地风电更为危险的海上风机安装雪上加霜 同时, 运维成本也在相应加大 在远海地区, 风机的建设和运维都需要专门的技术人员, 专用的施 工船舶的成本也 很高 一旦停机, 海上风机维修的成本高昂, 雇佣维修人员 租用船只和服务设 备每天需要 2500 美元到 2.5 万美元不等, 价差取决于备件的大小和重量 输电问题同样是制约海上风电的关键因素之一 2009 年,ABB 帮助德国意昂 (E.ON) 集团建成世界上规模最大的海上风电场, 采用了高压直流 (HVDC) 输电技术连接这个离北海海岸 130 公里的 遥远 风电场 通过轻型高压直流技术, 人们能够对电力进行全方位控制, 因此风电场具有间歇性的不稳定供电不会扰乱电网 11

12 而在我国, 输电问题则寄望于正在规划建设的智能电网, 海上风电的发展速度, 很大程度上取决于电网技术的发展 由于风速的不稳定性造成风电的波动性, 从而对电网的安全运行带来挑战 目前, 电网吸纳风电比例为 10%-20%, 超过此范围将会引起电网弃风情况发生 陆上风电弃风现象尚难解决, 海上风电的并网就显得更任重而道远了 中国海上风电稳步发展, 短期之内难有爆发性增长 虽然海上风电发展存在巨大瓶颈, 国家依旧努力推动海上风电发展, 倒逼技术进步 能源局 2014 年底下发 全国海上风电开发建设方案 ( ), 规划了 10.5 吉瓦规模的开发建设方案, 其中包括已核准项目 9 个, 容量 1750 兆瓦, 正在开展前期工作的项目 35 个, 容量 8530 兆瓦 结构上看, 纳入规划的项目多为老项目, 运营商仍将其作为储备之用 即使国家大力推动海上风电的装机容量提升, 技术难关也是必须突破的一环 成本过高会导致项目依赖补贴, 这样市场的可持续性就会更弱, 使用期 年内收回成本的可能性更小 降低成本的方法往往是扩大风场规模, 而海上风电装机的规模化同样也需要依赖高科技和相应的技 术人才 除非海上风电技大幅改进 经济性大幅提升, 否则将是政府补贴的沉重负担 按照目前的 海上风电成本来看, 短期内甚至是在中期的未来, 海上风电在成本上都不能同其他能源方式竞争 二 风电行业两大瓶颈 : 补贴依赖 + 弃风限电 1. 风电行业具有补贴依赖 风电行业补贴的来源为可再生能源补贴附加, 自 2006 年起该价格已上调 5 次, 自每度电 元上 调至 元, 未来随着新能源并网的增多, 预期仍将上调 图 20: 可再生能源附加费逐年上升 图 21: 风电为替代能源补贴随装机增长 可再生能源补贴附加元 /KWH 年度新增装机容量 (GW) 累计装机容量 (GW) E 2016E 2017E 2018E 2019E 数据来源 : 中电联, 广发证券 ( 香港 ) 数据来源 :CWEA, Frost & Sullivan, 广发证券 ( 香港 ) 随着装机提升, 补贴负担也正在不断加重 仅 2014 年一年, 风电及光伏补贴就需要 400 多亿元, 截止 2014 年累计补贴缺口超过 140 亿元 仅粗略测算 : 假设风电到 2019 年翻一倍, 光伏翻 4 倍 (32GW-122GW), 若保持现价, 到 2019 年仅风电和光伏就需要补贴千亿 ; 可再生能源补贴理论上应上调至 元 /KWH; 同时考虑到实际 收到的补贴仅为理论补贴的 60% 左右, 可再生能源补贴应翻倍至 0.3 元 /KWH 12

13 图 22: 测算 : 新能源缺口 (2014 年为例 ) 数据来源 : 广发证券 ( 香港 ) 2. 风电消纳不足引发弃风限电 风电消纳不足主要有三方面的原因 :1 本地消纳不足但外送受限 ;2 电流间歇性强需要调峰电源 导致并网意愿不强 ;3 冬季热电联产导致风电并网难 优质资源区本地消纳不足外送配套设施不足 我国目前的装机分布基本与风资源分布一致, 优先开发风况较好的 三北 地区风电项目, 几个装 机大省包括河北 内蒙古 辽宁 甘肃 新疆 图 23: 优势风资源主要分布在三北地区 图 24: 风电装机主要集中在三北地区 数据来源 : 气象局, 广发证券 ( 香港 ) 数据来源 :CWEA, 广发证券 ( 香港 ) 目前来看, 三北地区的弃风现象较为严重, 以 2015 年上半年为例, 局部地区弃风率高达 30% 以上 总体来看, 弃风率和风电利用小时数呈现反比例关系, 弃风率高企严重影响了风电利用效率 13

14 图 25: 三北地区弃风率高 (2015H1) 图 26: 风机发电受限利用小时数偏低 50% 40% 30% 20% 10% 0% 43.0% 28.8% 31.0% 22.7% 19.9% 17.5% 13.9% 14.1% 河北蒙东辽宁蒙西黑龙江新疆甘肃吉林 % 全国风电平均利用小时数 全国平均弃风率 16.92% 20% 17.12% 15.20% 15% 11% 10% % 8% % 0% 数据来源 : 能源局, 广发证券 ( 香港 ) 数据来源 : 能源局, 中电联, 广发证券 ( 香港 ) 综合来看我国风资源丰富区远离用电负荷中心, 各区域电网之间联络交易机制尚不完全, 使得本地 消纳不足的同时外送困难使得大部分风机并未完全利用 图 27: 风资源丰富区远离用电负荷中心跨区交易尚不便捷 数据来源 : 广发证券 ( 香港 ) 以 2014 年为例, 甘肃利用小时数仅为 1596, 作为第三类风资源区, 却小于四类风区的平均利用小 时数, 吉林 辽宁等地弃风也十分突出 总体来看我国优质风资源区风电利用小时数严重偏低 图 28:2014 年各地区风电利用小时数 数据来源 : 北极星电力, 广发证券 ( 香港 ) 14

15 截止 2015 年 5 月, 国网已经投运的特高压线路主要连接的为华中电网和华东电网, 分别为晋东南 - 荆门 淮南 - 上海 浙北 - 福州 向家坝 - 上海 锦屏 - 苏南 哈密南 - 郑州以及溪洛渡 - 浙西 表 5: 在运营特高压线路 (2015 年 5 月 ) 线路名称规格容量 长 度 ( 公 里 ) 投运时 间 主要贡献 向家坝 ~ 上海 ±800kV 直流 6400MW 金沙江水电外送 锦屏 ~ 苏南 ±800kV 直流 7200MW 雅砻江水电外送 哈密南 ~ 郑州 ±800kV 直流 8000MW 新疆火电风电外送 溪洛渡左岸 ~ 金华 ±800kV 直流 8000MW 金沙江水电外送 晋东南 ~ 南阳 ~ 荆 门 1000kV 交流 5000MVA 华北 华中水火互济 淮南 ~ 浙北 ~ 上海 1000kV 交流 6000MVA 安徽煤电基地外送 浙北 ~ 福州 1000kV 交流 6000MVA 数据来源 : 公开资料, 广发证券 ( 香港 ) 错峰 调峰 跨流域 补偿 以蒙东地区为例,2014 年蒙东可再生能源装机 8.1GW 占地区总装机的 32.8%, 地区最大供电负荷 4.4GW, 平均负荷 3.2GW, 地区内电力消纳能力严重不足 蒙东电力外送采用 500KV 电网, 经济输电距离 KM 主送辽宁负荷中心 辖区风电企业参与送华北电量交易 结合输电能力距离, 受端容量等因素看 :500 千伏输电通道外送电量已接近饱和 跨区域特高压输电建设势在必行 技术限制 : 风电电流具有间歇性电网调峰能力亟待加强 风电具有随机性 间歇性的特点, 而电网和用户需要的是稳定的电源出力, 因而风电上网提高了对 于硬件灵活度的要求, 这就需要风电合理配置后备电源, 利用其他能源参与调峰 图 29: 电流具有间歇性与用电负荷不匹配 数据来源 :CWEA, 广发证券 ( 香港 ) 目前的解决风电调峰的办法主要有蓄电池 火电 燃气和抽水蓄能电站调峰 蓄电池储能现在只是停留在口头上的东西, 其成本高 容量不大, 无法满足我国当前风电装机容量的备用 ; 火电调峰, 不仅经济上不合理, 而且调峰的灵活性不能满足要求 ; 燃气调峰在欧美国家有所应用, 但我国缺少燃气资源, 作为调峰用量不宜太大 ; 而抽蓄水电站的建设对于选址 河流有一定要求, 因此对于我国来说燃气和抽蓄水电站配合调峰更为合理 15

16 图 30: 调峰电源以燃气和抽蓄水电站为主 数据来源 : 广发证券 ( 香港 ) 中国的调峰电源与新能源上网率高的国家想比还有很大的差距, 尤其是三北地区抽水蓄能 燃气电站等灵活调节电源比重不足 2% 三北 ( 东北 华北 西北 ) 地区来看, 其火电比重较大, 而且火电装机中热电联产机组在 三北 一些省区的比例过高, 水电 抽蓄和燃气等调节能力好的电源比例低, 电源调峰能力不足 中国虽然已经开始建设抽蓄水电站但进度不达预期, 十二五总开工规模 2395 万千瓦, 最终完成目标的 60% 客观因素 : 冬季热电联产风电难并网 冬季是供暖季节, 为了保障北方的供暖, 现阶段政策为供热机组优先并网 ; 热电联产机组集供暖和 发电于一体, 能源利用效率很高 图 31: 热电联产能源利用效率高 数据来源 : 南方能源, 广发证券 ( 香港 ) 风能供暖目前仍在实验阶段, 风电供暖第一需要智能电网技术实现风电与热电联产机组的热 - 电控 制解耦, 减小波动性 ; 其次, 在负荷侧增加大容量储热装置, 白天风力发电上网, 夜间富余风能发电 蓄热 但是短期之内, 风电供暖成本将大大高于火电且难以商业化运行 图 32: 目前风电供暖仅为示范项目经济性需提升 数据来源 : 广发证券 ( 香港 ) 16

17 因此, 热电联产导致弃风的问题客观存在, 还在该问题主要出现在冬季, 而冬季为用电高峰时段, 当地消纳能力会有所增强 ; 另外如果外送通道畅通, 该因素影响程度将一定程度被弱化 三 风电上网电价逐步下调 1. 最新一轮电价下调引发风机抢装潮 针对第一大矛盾 补贴, 风电产业去补贴化的进程不断加速 ; 今年 1 月, 国家发改委正式下调陆上风电标杆上网电价, 将第一类 二类 三类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低 2 分钱, 调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时 0.49 元 0.52 元和 0.56 元 第四类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时 0.61 元不变 表 6:2015 年 1 月各资源区分类以及电价调整情况 ( 元 / 度 ) 地区内蒙古自治区除赤峰市 通辽市 兴安盟 呼伦贝尔市以外其他地区 ; 新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市 伊犁哈一类资源区萨克族自治州 昌吉回族自治州 克拉玛依市 石河子市 酒泉市河北省张家口市 承德市 ; 内蒙古自治区赤峰市 通辽二类资源区市 兴安盟 呼伦贝尔市吉林省白城市 松原市 ; 黑龙江省鸡西市 双鸭山市 七台河市 绥化市 伊春市, 大兴安岭地区 ; 甘肃省除张掖市 嘉峪关市 酒泉市以外其他地区 ; 新疆维吾尔三类资源区自治区除乌鲁木齐市 伊犁哈萨克族自治州 昌吉回族自治州 克拉玛依市 石河子市以外其他地区 ; 宁夏回族自治区 原电价 调整后电价 四类资源区除 Ⅰ 类 Ⅱ 类 Ⅲ 类资源区以外的其他地区 数据来源 : 发改委, 广发证券 ( 香港 ) 表注 : 上述规定适用于 2015 年 1 月 1 日以后核准的陆上风电项目, 以及 2015 年 1 月 1 日前核准但于 2016 年 1 月 1 日以后投运的陆上风电项目 此次电价下调自 2014 年下半年开始预热, 所带来的抢装热潮从 2014 年下半年就已经开始显现, 并 且在 2015 年上半年依旧热度不减 17

18 图 33: 上网电价下调引发抢装潮 新增装机容量 MW 新增装机增速 44% 24% 同比增加 55% 同比增加 40% -7% -26% H2 2014H2 2014H1 2015H1 50% 40% 30% 20% 10% 0% -10% -20% -30% -40% -50% 数据来源 :CWEA, 广发证券 ( 香港 ) 中国风机制造商龙头金风科技在抢装潮下订单量激增, 同比一度飙升 40% 以上 2014 年全年, 公 司实现对外销量 4.2GW, 同时在手订单增长 4.4GW 当年实际新增订单超过 8.6GW 图 34: 抢装潮下龙头金风科技订单激增 数据来源 :CWEA, 广发证券 ( 香港 ) 2. 风电电价预期进一步下调, 抢装会持续么? 近日, 相关报道称新的风电电价下调方案已经获得国家发改委和国家能源局审核, 该方案相比于 2015 年 10 月 30 日发布的电价下调讨论稿而言, 风电电价调整结果好于预期 新的电价政策为 :2016 年,I-III 资源区上网电价各降低 2 分 / 度,IV 类降低 1 分 / 度 ;2017 年不下调, 2018 年,I-III 类资源区各下调 3 分 / 度,IV 类降低 2 分 / 度 18

19 图 35: 风电电价拟继续下调现行电价 VS 目标电价 目前电价 第一类第二类第三类第四类 数据来源 : 世纪新能源, 广发证券 ( 香港 ) 我们不禁要问, 电价不断下调的进程中, 抢装会持续么? 要弄清这一问题, 我们首先需要理清上一 轮的电价下调的缘由究竟是什么? 从收益的角度来看, 是否抢装主要取决于调整电价之后风电场盈 利情况 IRR 的下降幅度 图 36:1 月调价后各风资源区 IRR 变化情况 图 37: 抢装主要省份分布 (IRR,% 一类风区 二类风区 三类风区 旧电价 新电价 四类风区 数据来源 :MAKE, 广发证券 ( 香港 ) 数据来源 : 能源局, 广发证券 ( 香港 ) 下面我们评估电价下调及弃风改善双重作用下, 对风电场项目 IRR 的影响 一个典型的风电场建设 项目的经济效益分析主要取决于四大因素 : 风资源的优劣 总投资的规模 运营成本以及上网电价 其中设备及安装一般占据固定资产投资 50% 以上 图 38: 风电场经济效益分析图解 数据来源 : 广发证券 ( 香港 ) 19

20 根据风电场项目收支逻辑我们对一类风资源区典型风电场项目的内部收益率进行测算, 并针对上网 电价和平均利用小时数的变化, 对内部收益率进行了相应的敏感性分析 表 7: 内蒙古典型风电场 IRR 测算 ( 基本假设 ) 一类风资源区风电项目收益测算 规模 100MW 总投资 / 亿 6.5 自有资金比例 25% 运营年限 20 年 贷款利率 5% 还款年限 15 年 年平均利用小时上网电价 / 税 2000 小时弃风率 30% 数前 0.49 元 / 度 风机折旧年限 20 年 厂房折旧年限 40 年 残值率 5% 年发电量 200GWh 税后售电收入 / 万元 9032 运维开支 0.04 元 / 度 数据来源 : 公开资料, 广发证券 ( 香港 ) 根据以上假设, 一个 100MW 规模的一类资源区风电场, 设项目负债率 70%, 每年项目财务费用约 为 2275 万元, 折旧 运维费用为 3562 万元, 在弃风率为 30%, 上网电价为 0.49 元 /KWH 时, 售 电收入为 9032 万元, 项目 IRR 为 14% 风电运营商毛利高达 45%-55%, 净利达 20%-30% 我们假设项目上网电价分别为为 0.49 元 /KWH 0.47 元 /KWH 0.46 元 /KWH 0.45 元 /KWH 和 0.44 元 /KWH, 平均利用小时数区间限定在 [1900,2200], 该资源区的 IRR 的敏感性分析如下 表 8: 上网电价与平均利用小时数对 IRR 敏感性分析测算 弃风率 元 / 度 上 % 12% 14% 16% 18% 20% 22% 网 % 6% 10% 12% 14% 16% 18% 电 % 3% 7% 10% 12% 14% 16% 价 % -3% 3% 7% 10% 12% 14% % 数据来源 : 广发证券 ( 香港 ) -8% -3% 3% 7% 10% 12% 我们可以推测, 在电价下调预期稳步进行的宏观形势下, 如果能够保障电价下调和平均利用小时数 提升的同步进行, 风电行业将不会引发显著的抢装潮 四 多途径增强风电消纳凸显行业转机 1. 三类途径助力风电上网增强风电消纳 目前, 国家通过物理端 技术端 政策端三方面来力促风电上网 特高压风火捆绑外送 智能电网 灵活调配以及配额制和审批区域的限制等举措有助于大大改善弃风现状 20

21 特高压风火电捆绑外送 特高压的大规模建设将有效解决风电供给与消费不平衡的问题 随着能源局 能源行业加强大气污染防治工作方案 提出防治雾霾特高压通道, 以及第二批 五交五直 的核准在即, 在建 拟建的特高压通道中新增 三北 外送通道 14 条, 容量达到 102GW, 外送地区包括内蒙古 甘肃 新疆等弃风限电尤为严重的区域 截止 2015 年 5 月国家电网累计建成三交四直在建四交三直 在运输电线路超过 2.2 万公里, 累计 送电超过 3300 千瓦时 图 39: 国家电网投运及在建特高压达 14 条 数据来源 : 金风科技, 广发证券 ( 香港 ) 特高压具备运输风电的能力, 以哈密 - 郑州的 ±800 千伏特高压直流输变电工程为例 : 按照统一规划 统一勘测设计, 统一进行基础配套设施建设的指导思路,2012 年 10 月, 国家能源局下发了 关于同意新疆哈密大南湖煤电基地三个外送电源项目开展前期工作的复函 ( 国能电力 号 ), 确定国投 国网能源 国电等 3 个煤电项目 ( 总规模 504 万千瓦 ) 作为哈密 - 郑州 ±800 千伏特高压直流输变电工程首批配套电源, 复函中同时明确了该直流线路主送风电, 火电调峰的原则, 以保证此线路风电项目总出力达到 500 万千瓦的可靠送出 21

22 图 40: 风火捆绑外送 利用火电深度调峰 数据来源 : 广发证券 ( 香港 ) 目前来看, 我国大型风电基地风火打捆直流外送的合理比例一般为 以蒙东地区为例: 2015 上半年并网容量 :8.38GW 平均利用小时数:1026 弃风率:14.07% 孟冬即将建成的特高压为锡盟 - 山东 ±1000KV 特高压交流, 该条线路计划 2016 年 7 月份建成投运 工程投运后, 向山东送电能力 400 万千瓦, 年输送电量 220 亿千瓦时 假设半年输送量为 11000GWH, 捆绑比例若为 20%-30%, 半年将多运送风电运送风电 GWH, 足以囊括目前的弃风电量 电力流 + 信息流 + 业务流一体化智能电网提升新能源消纳 智能电网的四大核心技术有利于提升各类能源调用的灵活性, 通过实时监测和高效调度增强新能源 发电上网安全性和便捷性, 各类电源调峰更为灵活, 以提升清洁能源上网比例 图 41: 智能电网提升新能源消纳 数据来源 : 互联网, 广发证券 ( 香港 ) 智能电网的四大技术分别为 : 传感量测技术 可观测 ; 信息通信技术 可控制 ; 分析决策技 术 实时分析 ; 自动控制与能源电力技术 22

23 政策端促进非限电地区核准 + 配额 ( 强制上网 ) 近几年审核的两批风电建设计划, 明显有向南方地区偏重的趋势 这主要是由于南方地区用电需求 较大, 当地消纳能力好 图 42: 十二五五批核准风电地域分布 单位 :MW 三北 地区南方地区 第一批第二批第三批第四批第五批 * 数据来源 : 能源局, 广发证券 ( 香港 ) 2015 年 5 月 15 日, 国家能源局下发 关于进一步完善风电年度开发方案管理工作通知, 该通知 规定 : 弃风限电比例超过 20% 的地区不得安排新的建设项目 年度开发方案完成率低于 80% 的地区 下一年度不安排新建项目 2015 年初, 可再生能源配额管理考核办法 已提交国务院审议, 该 办法 对 6 个区域在 年可再生能源电力配额设置基本指标与先进指标, 省政府与电网企业共同承担责任以完成配额 ; 考核不达标的省份与地区, 能源主管部门将限制或暂停其石化能源新增建设规模, 且当地省政府与电网企业需要向国务院作出专门报告 23

24 表 9: 可再生能源配额管理考核办法 本地风能发电可再生能源可再生能源本地风能发电量量配额指标配额指标亿 KWH 亿 KWH (%) (%) 华北地区 中南地区 北京 河南 43 7 天津 湖北 45 7 河北 湖南 70 7 山西 广东 88 7 内蒙古 广西 36 7 东北地区 海南 17 7 辽宁 西南地区 吉林 重庆 14 5 黑龙江 四川 40 5 华东地区 贵州 76 5 上海 13 7 云南 江苏 西藏 4 13 浙江 37 5 西北地区 安徽 38 7 陕西 福建 甘肃 江西 50 5 青海 7 10 山东 宁夏 新疆 数据来源 : 广发证券 ( 香港 ) 总体来说, 可再生能源配额管理考核办法 的考核对象 :6 个区域在 年可生 能源电力配额设置基本与先进指标 实施对象 : 省政府与电网企业共同承担责任以完成配额 指标 范围 : 各省在 2020 年可再生能源配额指标从 5% 至 13% 不等 能源局近日印发 国家能源局派出机构权利和责任清单 ( 试行 ) 规定 : 电网企业未全额收购可再 生能源电量, 造成可再生能源发电企业经济损失的, 承担赔偿责任 这无疑又让配额制出台更为可 行 2. 丹麦经验 : 高比例风电上网需要灵活的电网传送和调峰电源 丹麦风力发电占比高达 30%, 是我国的 10 倍 丹麦输电网主要由 400 千伏和 132/150 千伏输电线 路以及与挪威 瑞典 德国的互联线路组成, 共 14 条 丹麦总体的外送输电容量为 628 万 kw 24

25 图 43: 丹麦 24 小时电力运行情况 数据来源 : 北极星电力, 广发证券 ( 香港 ) 以丹麦一天的电网运行情况为例, 在联络线交易的帮助下, 风电根据来风情况不受限运行, 最大出力 431 万 kw, 最小出力 341 万 kw; 热电联产机组和联络线配合风电实时调整, 热电联产机组高峰时段出力 252 万 kw, 低谷时段降至 147 万 kw; 全天联络线均送出电力, 高峰时段送出电力 150 万 kw, 低谷时段增加至 254 万 kw 图 44: 北欧电力市场交易示意图 数据来源 :DEA, 广发证券 ( 香港 ) 同时借助于北欧电力市场, 丹麦能够更好的交易, 使得跨过电力更为便利的买卖 北欧电力市场由两部分组成 : 一是期货市场 (e forward market), 通过签定协议预期购买未来一年或两年的发电量, 对电网的实际运营没有太大的影响, 是金融行业用来投资的一个平台 二是与电网调度运行发生关联的现货市场 (e spot market), 包括日前市场 (e day-ahead market) 日内( 实时 ) 市场 (e intraday market) 调节( 备用 ) 市场 (e regulating power market), 通过发挥多级市场之间的协调配合机制, 实现电力系统的平衡稳定 虽然每年丹麦都会送出 100 多亿度点, 但总体来看, 送出和受入电量较为匹配 表 10: 丹麦跨国电量送受情况 数据来源 : 北极星电力, 广发证券 ( 香港 ) 25

26 丹麦电源结构以燃煤 燃气的热电联产为主, 热电联产机组普遍配备了电锅炉 热泵和热储存, 通过电锅炉 / 热泵灵活的将电能转换为热能进入地区供热系统 当热能过剩时, 还能将多余的热能储存在蓄热器中, 用于调节高峰热负荷 如 : 大型煤电厂应能在其额定功率 35% 情况下, 长时间稳定运行 特殊情况下, 某些大型煤电厂甚至能够在其额定容量 10% 运行, 为系统提供充足的调峰容量 表 11: 丹麦各类电站规定最小出力 数据来源 : 北极星电力, 广发证券 ( 香港 ) 丹麦经验表明 : 扩大电网覆盖范围, 有利于平抑不同地区新能源出力差异, 共享更大范围内的调峰 电源, 有效提高本地新能源开发利用水平 五 产业链分析 风电行业产业链可主要分为风电运营商 整机制造商和关键零部件制造商 图 45: 风电行业产业链示意图 风电行业 原材料 零部件 制造 风机整机组制造 风电场运营 电网 数据来源 : 广发证券 ( 香港 ) 目前我国的风电设备企业数目多, 零部件与整机组均形成批量生产, 从而提高了产能, 使得风电设 备产品逐渐国产化, 用以满足国内市场需求 产业链的细分一方面有助于提高产能和专注技术研发, 使得行业整体得以更有效的运营和发展 1. 运营商 : 主要风机运营商占据资源优势, 更具长期发展生命力 风电运营商多为国有大型发电集团, 其中五大发电集团及其子公司的总装机占到了全国装机 50% 以 上, 并且旗下风电运营平台均在港股上市 26

27 图 46: 截至 2014 年各运营商装机占比 26% 18% 国电集团大唐集团 华能集团华电集团 2% 3% 4% 5% 6% 7% 11% 10% 8% 中广核国华天润其他 中电投华润集团三峡集团 数据来源 :CWEA, 广发证券 ( 香港 ) 2014 年, 在中国风电累计装机容量上, 仅国电集团超过了 20GW, 占全国累计装机容量的 17.93%, 其次分别为华能集团和大唐集团, 累计装机容量达 MW 和 MW, 占市场份额分别为 11.46% 和 9.95% 进入中国累计风电装机容量排名前十位的开发商还有华电集团 中广核 中电投 国华 华润集团 天润 三峡集团 表 12: 五大发电集团港股上市风电运营平台情况 公司 代码 截至 2014 年底风电控股装机容量 控股股东 龙源电力 916 HK 13543MW 国电集团 华能新能源 958 HK MW 华能集团 大唐新能源 1798 HK MW 大唐集团 华电福新 816 HK MW 华电集团 中国电力新能源 745 HK 1383MW 中电投 数据来源 : 广发证券 ( 香港 ) 五大发电集团具有规模优势截至 2014 年底五大集团的风机装机规模已接近全国装机量的 50% 其 中华电集团累计装机规模增至 17.4%, 同时在风电装机的地理位置上占据了较强的资源优势 图 47: 五大集团风机装机规模 (2014) % 累计装机容量 MW 13.7% % 7.3% 5.7% 华电集团 国电集团 华能集团 大唐集团 中电投 20% 15% 10% 5% 0% 数据来源 :CWEA, 广发证券 ( 香港 ) 在地域分布上, 五大集团的风机主要分布在风况较好的三北地区 截至 2014 年三北地区的装机总 量为 GW 其中五大集团占比高达 54%, 五大集团装机总量 60.51GW, 其中三北地区占比 高达 75% 27

28 表 13: 五大发电集团三北地区装机情况 (2014) 上市平台 隶属集团 装机总量 MW 三北地区装机三北装机 / 公司装三北装机 / 三北装量 MW 机机 ( 测算值 ) 华能新能源 华能集团 % 8% 龙源电力 国电集团 % 14% 大唐新能源 大唐集团 % 9% 华电福新 华电集团 % 16% 中国电力新能源 中电投 % 5% 合计 % 54% 数据来源 : 广发证券 ( 香港 ) 2. 整机制造商 : 技术创新 + 产品质量要求, 龙头企业预期扩张 风电场建设中风机成本高达 65%, 使得风机整机制造商成为风电产业供应链中的重要环节 在 2003 年 年招投标阶段, 强制要求运营商国产化采购率不得低于 50%, 以此为契机开启了装备国产化进程, 目前风机的累计国产率已达到 90% 以上 截至 2014 年, 中国风电有新增装机的制造商共 26 家 图 48: 风电场建设成本占比 图 49: 国产机组累计市场份额 土建与配套电气设备 27% 100% 80% 60% 国产风电机组累计市场份额 安装费用 8% 风电机组 65% 40% 20% 0% 数据来源 : 广发证券 ( 香港 ) 数据来源 : 北极星电力, 广发证券 ( 香港 ) 风机制造商的累计装机集中度较高, 累计装机前 5 位的风电机组制造商所占市场份额为 57%, 前十 位超过 80% 28

29 表 14: 各风机厂商累计装机情况 制造企业 2013 年 2014 年 装机容量 容量占比 排名 装机容量 容量占比 排名 金风科技 % % 1 华锐风电 % % 2 联合动力 % % 3 东方电气 % % 4 明阳风电 % % 5 湘电风能 % % 6 上海电气 % % 7 Vestas % % 8 远景能源 % % 9 Gamesa % % 10 重庆海装 % % 11 浙江运达 % % 12 华创风能 % % 13 南车风电 % % 14 GE % % 15 华仪风能 % % 16 三一重能 % % 17 Nordex % % 航天万源 14 Suzlon % % 19 许继风电 % % 20 其他 % % 数据来源 :CWEA, 广发证券 ( 香港 ) 预期具有技术优势和质量保证的风电龙头们未来新增装机的集中度会进一步上升, 主要有三点原因 : 南方低风速地区大量核准, 主流厂商开始布局 南方低风速地区大量核准, 招投标在即, 将较大程度上改变风机需求结构, 低风速风机需求将有明 显的提升 主流厂商在低风速风机市场均有所布局并已有一定成效, 我们认为这一部分的市场份额 将向这些大厂商集中 表 15: 各主要厂商低风速机型 厂商 机型 适用风速 (m/s) 状态 金风科技 GW115/ 已投产 湘电风能 XE <6.5 已投产 明阳风电 MY 已投产 联合动力 UP 已投产 远景能源 已投产 数据来源 : 公司资料, 广发证券 ( 香港 ) 29

30 强制要求型式认证, 为大厂商留出空间 2014 年能源局发布 关于规范风电设备市场秩序的通知, 强制要求对招投标机组进行型式认证 : 自 2015 年 7 月 1 日起, 新建项目所采用机组及风轮叶片 齿轮箱 发电机 变流器等设备与零部件, 按照 GB/Z 风力发电机组合格认证规则及程序 进行型式认证, 未通过认证不可参与招投标 目前已投运的风机中仅有 20% 通过该验证, 我们预计强制认证推出后, 部分技术不过硬的小厂商需要一定的周期来做技术改进并完成认证, 将给拥有技术优势的大厂商留出一定的市场空间 运营商开始注重商誉和价格权衡, 品牌优势逐渐显现 此前装机高峰时投产的部分机组质量频出, 风电运营商在招投标时不再仅看重价格, 重心逐渐转向 机组的稳定性与可靠性 以金风为例, 其各类机型均高出市场价 5%-8% 不等, 而依旧保持最大的市 场份额 图 50: 风机平均价格变化路线 图 51: 主要厂商风机制造业务毛利变化情况 40.00% 风机平均价格 ( 元 / 千瓦 ) % % % % 金风科技 华锐风电 东方电气 上海电气 湘电风能 明阳风电 数据来源 : 北极星电力, 广发证券 ( 香港 ) 数据来源 : 公司公告, 广发证券 ( 香港 ) 图 52: 核心厂商净利率变化 % % % 0.00% % % 数据来源 : 公司公告, 广发证券 ( 香港 ) 金风科技华锐风电明阳风电 因此, 拥有良好的品牌效应与广泛的市场积累的主流厂商将会在这一阶段的洗牌中稳固更多的市场 份额 并且作为风电产业最具弹性的环节, 上游制造商在抢装潮的需求拉动下迅速回暖, 风机的价 格以及毛利均有较明显的回升 30

31 3. 关键零部件厂商 : 供应企业数量众多, 议价能力相应较弱 对于一个完整的风电机组而言, 一般由许多零部件组装而成 风电机组一般有四大关键零部件 : 风机叶片 齿轮箱 塔架和发电箱, 其成本分别约占机组总成本的 23% 15% 15% 10% 从零部件价值量的角度来看, 风机叶片的价值量最大, 造价约占整个设备的 23% 国内具有风机叶片规模生产能力的公司主要有 : 中材科技 中复连众 中航惠腾, 棱光实业 ; 国际知名的叶片制造商主要为 : 丹麦艾尔姆 (LM) 公司 维斯塔斯 (Vestas) 公司 西班牙歌美飒 (Gamesa) 公司, 和印度苏司兰 (Suzlon) 公司 图 53: 典型风机零部件构成及占比 (%) 其他, 28 叶片, 23 制动系统, 6 齿轮箱, 15 主轴, 3 塔架, 15 发电机, 10 数据来源 : 广发证券 ( 香港 ) 目前从事中国齿轮箱建造的公司主要有 : 南京高精齿轮集团有限公司 重庆重齿 大连重工 德阳 二众等, 由于中国齿轮箱的结构基本采用国外技术, 对功率分流方式 均载型式等关键技术缺乏深 入研究和成熟经验, 因此齿轮箱的优化也会成为风电领域未来发展的一大重点 国内塔架高度普遍为 60 米至 80 米, 未来大型风电机组的塔架高度将有可能继续增长, 从而增加发电量收益 塔架在进一步加高的过程中, 需要重新进行更为缜密的载荷计算同时考虑其他可行的解决方案 此外, 随着海上风电开发的进行, 位于潮间带及近海风电场的机组塔架的防腐性能将会受到更大的考验 风电机组发电机技术未来发展的主要方向是改善并网性能 降低重量 同时随着风机的大型化, 高压发电机组的应用也将成为趋势 目前国内使用的电机主要为永济电机 兰州电机 株洲电机 大连天元 东风电机等 上游零部件企业数量众多且产品多元, 因此上游企业议价能力较弱, 预期受风电行业基本面变化的弹性也较小 六 重点关注标的推荐 1. 风机制造龙头 : 金风科技 (2208 HK) 风机销量强劲, 分享装机增量最大赢家 :2015 年一季度末在手订单 12.6GW, 对未来两年的销量形成强有力支撑, 预计公司 2015 年风机销量超过 5GW 目前主流机型 1.5MW 机组和 2.5MW 机组招标价格稳定, 毛利率同比上升, 增强了未来风机的盈利能力 公司的低风速风机 GW115/2000 机组已成功并网, 是目前国内外已知机型中单位千瓦扫风面积最大的风机, 今年的出货量不少于 1GW 31

32 公司自营风电场规模逐步增加, 毛利率高达 60% 以上, 促进了公司综合毛利率的提升, 受益抢装潮, 全年预期出货量 6GW 三季度末在手订单共计 MW, 同比增长约 30%, 对未来两年形成 有力支撑 风电场权益装机今年预期达 3GW:2015 年 年累计风电场容量将分别达 GW 预期为公司贡献净利润分别为 6.2 亿元 9.3 亿元 12.7 亿元 技术创新是核心竞争力 : 金风科技 FreeMeso 平台是国内首个公共气象服务平台, 对风资源实时监 测 已有三个机型得到权威机构型式认证,15 个正在测试,26 个机型已完成设计评估 两地市场互通, 港股估值优势凸显 : 目前金风科技 A 股相对 H 股溢价高达 40%,H 股估值上具有明 显的优势, 随着深港通的推出 两地市场互联互通的进一步推进,H 股的投资价值将会日益凸显 盈利预测 : 投资摘要 E 2016E 2017E 销售收入 ( 百万元 ) ,645 25,253 28,003 变动 (%) 净利润 ( 百万元 ) 428 1,830 3,279 3,678 4,390 全面摊薄每股收益 市盈率 ( 倍 ) 投资摘要 E 2016E 2017E 销售收入 ( 百万元 ) ,645 25,253 28, 积极开拓海外业务 : 中国高速传动 (658 HK) 国内风电抢装潮后或迎增速放缓, 大规模强技术有助国内业务稳健发展公司作为中国风电机械传动 设备的龙头供应商, 近年来在新能源领域取得突破性进展, 占据国内约 56% 市场份额 板块毛利率 将维持 30% 的高位 预计 年, 公司国内出货量分别为 10GW,9GW 和 10GW 积极开拓海外风电市场, 国际出口业务潜力巨大近年来公司与 GE 的战略合作关系不断加深并集中布局海外市场, 积极开拓国际业务 预计 年, 公司 GE 出货量将达到 4GW,5GW 和 5GW, 其他国家地区出货量将达到 1GW,2GW 和 4GW, 则国际市场总出货量将达到 5GW,7GW 和 9GW, 国际业务占比将达到 33.33%,43.75% 和 47.37% 审慎剥离传统业务, 稳步进军新兴业务轨道交通板块作为公司优先发展的战略板块, 毛利率高达 35%, 增长率高达 45%, 受益于中国城市化进程的稳步发展和国家 一路一带 战略规划的逐步推 进, 订单数量逐年增长 公司目前正逐步剥离非核心亏损业务以改善整体经营情况 32

33 盈利预测 : 投资摘要 E 2016E 2017E 销售收入 ( 人民币百万元 ) 变动 (%) 净利润 ( 人民币百万元 ) 全面摊薄每股收益 ( 人民币元 ) 市盈率 ( 倍 ) 每股股息 ( 人民币元 ) 股息率 (%) 全球最大风电运营商 : 龙源电力 (916 HK) 全球最大的风电运营商, 项目储备充足 : 截至 2014 年底, 公司风电装机已达 兆瓦,2015 年预计新增装机 兆瓦, 将超越西班牙 Iberdrola 公司成为全球最大的风电运营商 2014 年公司全年核准风电项目 2642 兆瓦, 其中非限电地区占比达到 94%, 截止 2014 年年底公司已核准未投产的风电项目储备达 6500 兆瓦, 并且已列入国家规划或计划但还未核准的风电项目共计 9600 兆瓦, 公司有相当充足的项目储备来支持装机的高速增长 风电场盈利能力逐渐提升 : 公司通过优化管理 提升控制能力,2014 年存量风电资产效益明显改善, 即使在风况较差 其他运营商表现不佳的环境下 ; 增量风电资产主要分布在非限电 高电价区域, 有助于进一步加强风电业务的盈利能力 随着特高压线路的完工 贷款成本的下行, 运营环节的整体盈利能力将逐步提升 海上风电先行者 : 公司是我国海上风电的先行者,2014 年新投产海上风电装机容量达 88 兆瓦, 累计容量 兆瓦, 占全国在运行机组容量的 52.3%, 并且约 112 兆瓦的海上风电将于今年投产 公司有共计 9 个项目 2049 兆瓦容量列入 全国海上风电开发建设方案, 占总容量的 19%, 列全国首位 公司在海上风电运营 开发等经验上有较大优势, 是最佳的海上风电运营投资标的 盈利预测 : 投资摘要 E 2016E 2017E 销售收入 ( 人民币百万元 ) 19,123 18,207 21,030 23,030 25,548 变动 (%) 净利润 ( 人民币百万元 ) 2,049 2,558 3,371 3,829 4,458 全面摊薄每股收益 ( 人民币元 ) 市盈率 ( 倍 ) 每股股息 ( 人民币元 ) 19,123 18,207 21,030 23,030 25,548 股息率 (%)

34 4. 运营能力较佳的风电运营商 : 华能新能源 (958 HK) 公司明年风电新增装机 1.5GW, 电价下调趋势下公司将着力维持 IRR 前三季度公司营业收入 亿元, 同比增长 31.4%, 归母净利润 亿元, 同比增长超 130% 前三季度公司完成总发电量 10373GWH, 同比增长 28.3% 中期公司公布 2015 年全年装机目标是风电 1.8GW, 光伏 0.2GW, 但由于公司预见行业的发展不能 依赖补贴以及电价下调的趋势, 下半年加快了投产规模, 今年全年的投产规模将大大超过之前市场 的预期, 在 2GW 以上 ; 其中四类风区占比很高 公司预期 2016 年新增风电装机将为 1.5GW 公司预计假设四类风资源区电价全降, 电价每下降 1 分钱, 对风电项目 IRR 的影响为 0.7%-0.9%, 对光伏项目 IRR 的影响为 0.4%-0.5%; 而限电每缓解 1.5% 可以消化 1 分钱, 机电成本每千瓦下降 200 快可以消化一分钱, 财务费用每下降 30 个点能消化 1 分钱, 因此, 公司拟通过收入的稳定和成本的控制抵消电价下调的影响 公司全年限电率预期 9%, 内蒙地区风电消纳未来将显著改善 : 公司三季度至今限电率为 9% 左右, 处于行业低水平, 受益于公司结构布局的优质, 公司在甘肃 黑龙江这样的重灾区没有装机, 在吉林和新疆的装机也仅占 4%, 预期全年的限电率也在 9% 左右 2017 年内蒙四条特高压线路的建设投产, 将打开蒙东和蒙西与华中地区的通道, 风电消纳能力增加, 公司预期受益 公司项目储备丰富, 现金流稳定增长 : 公司已经核准或者列定核准计划的风电项目还有 2.2GW, 其中大部分都在四类地区, 有 1.75GW, 占整个资源布局的 80%, 对后续的项目收益和项目结构都有一个很好的保证 随着项目收益的增加, 公司自由现金流和经营现金流的数量均增加, 预期 2-3 年后现金流净额为正 盈利预测与投资评级 : 我们预测公司 年 EPS 分别为人民币 和 0.30 元, 维持 买入 评级盈利预测 : 投资摘要 E 2016E 2017E 销售收入 ( 人民币百万 ) 5,798 6,151 8,394 10,167 12,068 变动 (%) 净利润 ( 百万 ) 888 1,121 1,810 2,340 2,982 全面摊薄每股收益 市盈率 ( 倍 ) 每股股息 股息率 (%) 七 风险提示 特高压建设投产晚于预期 ; 风况与限电弃风恶化 ; 融资成本上升 ; 风电补贴不到位 34

35 Sector report Jan 8, 2016 Rating definitions Benchmark: Hong Kong Hang Seng Index Time horizon: 12 months Company ratings Buy Stock expected to outperform benchmark by more than 15% Accumulate Stock expected to outperform benchmark by more than 5% but not more than 15% Hold Expected stock relative performance ranges between -5% and 5% Underperform Stock expected to underperform benchmark by more than 5% Sector ratings Positive Sector expected to outperform benchmark by more than 10% Neutral Expected sector relative performance ranges between -10% and 10% Cautious Sector expected to underperform benchmark by more than 10% Analyst Certification The research analyst(s) primarily responsible for the content of this research report, in whole or in part, certifies that with respect to the company or relevant securities that the analyst(s) covered in this report: (1) all of the views expressed accurately reflect his or her personal views on the company or relevant securities mentioned herein; and (2) no part of his or her remuneration was, is, or will be, directly or indirectly, in connection with his or her specific recommendations or views expressed in this research report. 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