行业渐入佳境,拥抱新一轮风电景气周期

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行业渐入佳境,拥抱新一轮风电景气周期

新能源:坚定拥抱新一轮风电景气周期

风电方面:我们认为未来新增装机将受多重因素影响重回高增长:

(1)弃风率改善;

(2)补贴下调催发抢装预期;

(3)装机规划为2018-2020年新增装机奠定增长基础;

(4)整机招标价格下降,带动风场建造成本下探。电价、弃风率、整机价格与新增装机规模相互影响,其中电价下调为装机划定了时间底线。2018年弃风率将维持2017年改善的态势,中短期来看,弃风率下降在改善存量装机盈利的同时,也将提升核准装机开工积极性,进而增加未来新增装机规模;长期来看,电价下调与政策规划将进一步提升风电景气度,夯实未来年均装机中枢。预计17年将是新增风电装机低点,看好2018年风电行业基本面持续改善带来的投资机会。在本轮景气周期中,受弃风率下降影响,风电运营商经营环境优先改善,预计随着新增装机规模增长,行业景气度将由下游的运营商向中游整机及零部件厂商延续。在2018-2020年风电新一轮景气周期开启之时,建议适时布局整机与零部件龙头企业,相关标的:金风科技、天顺风能、中材科技。

光伏方面:2018年5月31日,发改委、财政部、国家能源局发布《关于2018年光伏发电有关事项的通知》,对光伏装机安排作出较大调整。受新政影响,我们预计光伏产业链竞争将进一步加剧,各环节龙头有望在本轮产能去化过程中凭借竞争优势进一步扩大市场份额。我们预计2018年光伏新增装机规模与2017年相比有较大幅度的下降,关注在本轮产能去化过程中龙头企业的表现。相关标的:隆基股份、通威股份、阳光电源。

电气设备:持续关注电改带来的变化

用电需求增速下降的背景下,我国放缓电源投资,2017年火电平均利用小时数企稳,但整体产能利用率较低。在经济转型的背景下,用电需求较难在巩固存量的同时新进增量,预计转型期间,我国用电量将维持较为温和的增长态势,电力设备投资力度或将与用电量增长情况匹配。本轮电改看点较多,其中售电侧改革倍受关注,随着售电侧市场的发展及电力交易市场结构化完善,售电侧有望继续释放电改红利。预计随着售电侧市场参与者不断增加和售电侧改革不断取得进展,以购售价差作为盈利手段的传统售电公司或将转变经营模式,更加注重增值服务的质量。售电侧竞争具有一定规模效应及排他性,关注配售一体类相关上市公司。

风险提示:风电新增装机不达预期、弃风率上升,整机招标价格大幅下降、原材料价格上涨。


风险提示

一、2018年上半年回顾:电气设备板块整体跑输大盘

2017年12月31日至今(2018年8月10日),上证综指下跌15.48%,沪深300指数下跌15.53%,创业板指数下跌13.75%,电气设备指数下跌29.04%,表现弱于大盘。


受市场整体表现影响,A股28个行业板块中, 1个板块涨幅为正,其中电气设备跌幅为29.05%,位于行业涨幅第27位。细分子板块来看,新能源汽车板块下跌29.08%,新能源板块跌幅较高,为29.88%。


二.新能源:坚定拥抱新一轮风电景气周期

2.1 2017年风电新增装机规模触底

风区建设向东南部转移影响17年新增装机

2018年2月1日,国家能源局发布2017年风电并网运行情况统计:2017年全年,我国风电新增并网装机15.03GW,同比减少22.12%;累计并网容量1.64亿千瓦,同比增长10.33%。


2017年新增吊装容量同比减少16.22%至19.58GW,累计吊装容量188.31GW,同比增长12%。吊装与并网数据存在差异的原因是统计口径不同:并网数据源自国家能源局,吊装数据来源于CWEA汇总各整机厂商吊装量。


吊装与并网数据存在差异,但同比增速下滑的趋势一致。风电建设由三北地区向中东部地区转移导致建设周期延长是较为重要的影响因素。


发电量同比增长,利用小时数提升

17年风电发电量3057亿千瓦时,同比增长26.85 %;利用小时数同比增长206小时至1948小时,有较大程度的改善。


31个省份中,11个省份利用小时数下降,其中浙江、江西、河南与西藏降幅高于5%。细分区域来看,华北及东北地区各省利用小时数均有所增长,其他地区部分省利用小时数下降;原“红六省”利用小时好转,内蒙古、吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆利用小时数分别同比增长12.73%、29.11%、14.47%、35.02%、6.25%、35.66%。


装机与发电量占比差值缩窄

2016年风电发电量同比增长29.36%,主要是因累计装机规模较大,而非16年利用小时数改善。

17年风电发电量占全国发电总量4.71%,风电累计装机占国内总装机比重为9.21%,由于消纳问题的存在,风电发电量与装机占比不相匹配。风电装机占比与发电量占比差值于2016年起缩窄,引发这一现象的主导因素,由装机占比增速放缓转变为发电量占比增加。


2.2 经营情况边际改善,2018年装机影响因素近无恶化空间

2016年7月18日,国家能源局下发《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》(国能新能[2016]196号),根据通知,被列为红色区域的省份:

(1)国家能源局在发布预警结果的当年不下达年度开发建设规模;

(2)地方暂缓核准新的风电项目(含已纳入年度开发建设规模的项目);

(3)电网企业不再办理新的接网手续。《通知》对弃风率及利用小时数提出硬性要求,受此影响,17年我国弃风率下降5.2个百分点至11.90%,降幅显著。此外,在平价上网的要求下,风电整机招标价格持续下探,但从近期招标数据来看,整机降幅明显缩窄。



整机招标价格继续大幅下降的可能性较小

风电上网电价下调直接影响收入,对风电盈利削减幅度最大,是最为明确的盈利影响因素。2015年装机高增长的背景与2018/2019年有所不同:

(1)2015年以并网作为衡量享受2016或2018年电价的标准,本次则是以开工;

(2)2015年整机价格上涨,而目前整机价格持续下探。

上网电价下调的同时,整机价格持续下探,整机价格的下降能否抵消上网电价下调是风电新增装机的重要影响因素。我们参考历年地区利用小时数数据,在一定条件下(折旧年限为15年、无残值)测算了不同利用小时数与不同招标价格降幅对度电成本降幅的影响,并比较其与下调电价对四类地区度电收入影响。我们认为I、II、III类地区,尤其是I类地区,不会因整机价格下降而大规模拖延开工,但IV类地区存在一定拖延开工的压力。此外,我们预计经过协商后,整机价格下降对装机的影响将会减小。

在2020年平价上网目标的要求下,整机招标价格承压,但继续大幅下降的可能性较小:受供需影响,新增装机容量与整机价格具备一定相关性,67GW装机需在2019年12月31日前开工,为整机价格提供支撑。



2018年弃风率将延续2017年下降趋势

2014年后我国弃风率连续两年上升,并于2016年达17%,为近期高位。2017年弃风量与弃风率双降,我们认为2018年弃风率将延续2017年的改善趋势,无继续恶化的可能。

长期来看,弃风率持续下降的预期将提升风场开工有意愿。短期来看,弃风率对新增装机的影响主要体现在:

(1)“红六省(现红三省)”解禁,贡献装机增量;

(2)改善运营商资本收入,提升开工能力。

弃风现象伴随风电并网装机持续增长而显现,2010/2011年新增并网装机规模与此前年份相比显著增长,2011/2012年弃风率达高位;2014/2015年新增并网装机规模较高,导致2015/2016年弃风率上升。

弃风率波动显现出一定规律,我们认为这是弃风率与新增装机相互影响的结果:一方面,并网装机大幅增长对消纳提出更高要求,而电网促消纳的措施相对滞后,导致并网规模大幅增长后,弃风率上升;另一方面,弃风率上升促使电网改善其对新能源的消纳,在此后弃风率下降的过程中,叠加电价调整这一影响,新增并网装机规模增加。


2018年3月7日,内蒙古、黑龙江、宁夏解除风电红色警戒,预计该地区受抑制的装机将会逐步释放,利好此后新增装机增长。此外,吉林省2017年弃风率已降至21%,预计2018年吉林解除装机禁令可能性较大,有望为2019年整体装机规模贡献增量。


政策护航,促弃风率下降

2018年3月23日,发改委与能源局联合发布《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》。与此前发布的配额制相关文件相比,征求意见稿在规定了各省可再生能源及非水可再生能源的配额的同时,落实了未达到配额指标的惩罚措施,具体包括:

(1)暂停下达或减少该区域化石能源电源建设规模;

(2)按区域限批其新增高载能工业项目;

(3)取消该区域申请示范项目资格、取消该区域国家按区域开展的能源类示范称号等。此外,文件规定各省级电网公司制定经营区域完成配额的实施方案,指导市场主体优先开展可再生能源电力交易,在市场机制无法保障可再生能源电力充分利用时,按照各省级人民政府批准的配额实施方案进行强制摊销。

本次征求意见稿力度较大,若配额指标能够顺利落实,预计2018-2020年弃风率将维持低位。


消纳改善,风场盈利能力提升

从部分港股风电运营商披露的年报数据来看,弃风率好转对风电运营商财务状况的改善已初步显现,部分港股风电运营商资产负债率企稳,流动比率、速动比率稳步上升,变化较为明显,我们认为这将改善运营商资本收入,进而提升其开工能力。


装机增长尚未触及消纳底线

从各省情况来看,风电装机占比较大的省份弃风现象更为严重,红色地区可再生能源占比普遍较高。我们认为在省内可再生能源装机占比对该省弃风率有一定影响,随着可再生能源装机占比的持续提升,预计电网调度的协调空间将减小,但由于各省输配电布局、产业结构、外送及省内消纳能力不同,因此消纳底线无法一概而论,

红色区域禁止新增装机后,被列为红色区域的省份有动力降低弃风率,但依旧有部分省份弃风率没有降至警戒线以下。参考这些省份的装机,预计可再生能源装机占比超30%时,消纳问题的出现或将较难避免,占比超35%之后,弃风率下降的难度将会加大。

从目前各省可再生能源装机占比来看,多数风电装机规模较大的省份尚未触及这一消纳底线。


2.3 分散式与海上风电是未来发展亮点

技术进步使低风速地区开发成为可能

分散式风电适合在靠近负荷侧的中东部低风速地区建造,但受较多因素的制约,此前我国分散式风电发展缓慢:

(1)技术无法满足低风速资源区开发需求;

(2)我国风电投资始于集中式开发,分散式风电项目规模小叠加大型风电开发商决策流程较长,导致企业开发分散式风电的积极性不高;

(3)此前分散式项目沿用集中式开发的审批要求和流程,效率较低。

自我国风电建设中心向中东部转移后,受地形影响,可供集中开发的区域减少。分散式风电可以结合具体情况因地制宜,适应性较强,已经显现出较大开发潜力:

(1)分散式对土地依赖较低;

(2)分散式单位千瓦造价与集中式差别不大,但较小的建设规模降低了初始资金投入,易受民间资本青睐;

(3)中东部地区靠近用电负荷,项目消纳情况较好。

随着技术的进步(风轮直径的加大、翼型效率的提升、控制策略的智能化、超高塔筒的应用以及微观选址的精细化等),低风速资源地区逐渐具备经济开发价值。目前,年平均风速5 米/ 秒的风电场,年等效满负荷利用小时数也可以达到2000 小时左右。

政策频出利好分散式风电发展

2011年7月国家能源局下发《关于分散式接入风电开发的通知》,并于此后陆续出台分散式风电相关政策。2017年6月6日,国家能源局正式发布《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》,要求各地提高分散式风能资源的利用效率,优化风电开发布局,切实做好分散接入风电项目建设。《通知》明确:

(1)分散式风电应就近消纳;

(2)接入电压低于或等于35kv;

(3)严禁向高电压等级电网反送电。


不受指标制约,核准流程简化

分散式风电项目容量小,就地消纳的原则令项目弃风限电率较低,此外,与集中式项目相比,分散式风电的优点在于

(1)不受装机指标限制;

(2)审核流程简短。目前已有四个省份相继发布分散式风电规划,除已发布规划的四个省份外,山东、广东、湖南、广西、贵州等省份也在制定分散式风电相关政策。

根据《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》,分散式项目不受年度指导规模管理限制,各省级能源主管部门可以结合实际情况对规划进行滚动修编。


2011年11月国家能源局印发《关于分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》,提出简化分散式接入风电项目的核准流程。2018年3月国家能源局发布《分布式发电管理办法(征求意见稿)》,提出鼓励各类电力用户投资分布式发电项目并豁免分布式发电项目发电业务许可。从相关政策来看,分散式审批的大方向或将是简化接入流程。目前分散式风电项目核准流程相对较短,从项目申报到并网运行仅需一年左右的时间,低于集中式开发所需时间。

消纳有保障、不受指标约束、项目建设周期短是分散式风电的优势,我们认为分散式风电大概率将成为未来新增装机的亮点。

海上风电或将是意料之外的增量

根据《风电发展“十三五”规划》的规划,2020年我国海上风电开工规模达10GW,累计并网容量力争达5GW以上,截止2016年,我国海上风电并网容量为1.63GW,与5GW的目标尚有一定差距。


我国海上风电经9年发展已有一定基础,部分整机制造商已经具备海上风机的能力。同时,风电上网电价下调暂不涉及海上风电,在成本持续下降的背景下,海上风电或将成为2018-2020年意料之外的增量。

2.4 拐点已至,多重因素利好风电装机中枢提升

未来装机有望受益于弃风率下降

发改委、能源局连续出台多项旨在缓解弃风限电现象的文件,并于2016年7月8日由国家能源局下发《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》。根据通知,被列为红色区域的省份:

(1)不得核准建设新增风电项目;

(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发电业务许可。

17年六省(内蒙古、宁夏、黑龙江、吉林、新疆、甘肃)被列为红色区域,2018年3月7日,国家能源局发布《2018年度风电投资检测预警结果的通知》,根据通知,原“红六省”中,内蒙古、黑龙江、宁夏于2018年解除风电红色警戒。


预计弃风率下降从两方面影响行业未来装机:

(1)目前三北地区弃风率下降明显,吉林、黑龙江、内蒙古等省份有望于2018年解除新增常规风电项目建设规模的限制,该地区原本受抑制的装机需求或将得以释放;

(2)弃风率是影响存量装机盈利的重要因素之一,弃风率下降带动装机盈利能力改善,有望加快新增装机投产进度。

补贴下调催发抢装预期

2015年12月,发改委发布《调整陆上风电光伏发电上网标杆电价政策》,对陆上风电标杆电价进行调整。2016年12月,发改委再次调整2018年陆上风电项目标杆电价,四类资源区分别为0.40、0.45、0.49、0.57元/kWH。

标杆上网电价的调整对于风电行业极其重要,直接影响风电公司未来的度电收入。2015年风电抢装最主要的原因是政策规定并网时间在2015年12月31日之后的机组不能享受此前的上网电价。最近一期补贴调整政策提出,新建风电机组若要享受2016年上网电价,必须满足以下条件:

(1)2018年前核准并纳入以前年份的补贴管理;

(2)核准2年内开工且开工时间不晚于2019年年底。

2015年我国核准待建容量为87GW,2016年为84GW,截止2017年7月28日,我国核准待建容量为114.6GW,达历史高位,这部分核准未建设装机需要在19年12月31日前开工才可以享受目前上网电价。从历年风电标杆电价调整情况来看,本次标杆电价下调幅度最大,在度电收入显著下降的情况下,行业或将再度迎来抢装行情。




指导意见夯实行业装机空间

2017年7月28日,国家能源局发布《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》,2017—2020年新建风电规模总计126GW,略高于此前规划。我们预计最终规模仍有一定上升空间:(1)规划不包括吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、内蒙古、新疆自治区;(2)规划不含特高压输电通道配套的风电基地和海上风电建设规模。


风场成本持续下探

2009-2016年陆上风电装机单位成本下降65%,目前在风场成本中,风机成本占总成本比重最大,约为47%。


2.5 关注整机及零部件企业在本轮景气周期中的表现

我们预计2018年风电新增装机影响因素将持续改善:

(1)电价下调时间点临近;

(2)招标价格企稳;

(3)弃风率持续下降。作为未来三年较为确定的行业,风电2018年新增装机规模大概率重回高增长,风电整机及零部件制造公司将充分受益于行业景气度提升。

受弃风率下降影响,在本轮景气周期中,风电运营商经营环境优先改善,股价也有所表现:2017年全年及2018年1-4月股价均有所上涨的公司均为风电运营商。预计随着新增装机规模增长,行业景气度将由下游的运营商向中游整机及零部件厂商延续。

对整机企业来讲,在2020年平价上网目标的要求下,整机招标价格承压,但继续大幅下降的可能性较小:受供需影响,新增装机容量与整机价格具备一定相关性,67GW装机需在2019年12月31日前开工,为整机价格提供支撑。从已披露的整机招标价格来看,2018年1-4月份整机招标价格降幅与此前相比明显缩窄,本轮整机降价或已近尾声。

对风塔及其他零部件企业来讲,若钢材价格持续维持高位,2018年风塔及零部件企业或将继续消化原材料价格的涨幅。

我们认为2018-2020年是风电新一轮景气周期,在风场盈利环境已明显改善的背景下,预计本轮景气度将逐渐向上游延续,建议适时布局整机与零部件龙头企业,相关标的:金风科技、天顺风能、中材科技。

2.6 光伏新政发布,静观产业变化

2017年分布式光伏装机高速增长

国家能源局统计数据显示,2017年中国光伏发电新增装机53.06GW,其中光伏电站33.62GW,同比增长11%;分布式光伏19.44GW,同比增长约3.7倍。截至2017年年底,全国光伏累计装机达到130.25GW,其中光伏电站100.59GW,分布式光伏29.66GW。2017年光伏装机快速增长主要受3方面因素影响:(1)目前分布式光伏补贴按2013年发布的《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》执行,多年未变;(2)技术进步驱动成本下降;(3)国家政策支持,如光伏扶贫政策等。

光伏扶贫作为国务院扶贫办2015年确定实施的“十大精准扶贫工程”之一,充分利用了贫困地区太阳能资源丰富的优势,实现扶贫开发和新能源利用、节能减排相结合,通过在住房屋顶与农业大棚上铺设太阳能电池板,实现“自发自用、多余上网”。根据相关规划,“十三五”时期光伏扶贫工程每年建设规模约300万千瓦,占全国年新增光伏发电装机的20%,占全国光伏电池产量的10%。


持续关注531新政对光伏板块的影响

2018年5月31日,国家发展改革委、财政部、国家能源局发布《关于2018年光伏发电有关事项的通知》,《通知》对光伏装机安排作出较大调整,总体来看影响有三方面:(1)暂不下发普通电站指标;(2)限制规模(10GW);(3)度电补贴下调5分。

受新政影响,光伏产业链各环节部件价格持续下降,目前多晶硅片与单晶硅片国内主流厂商出厂价分别已降至2.33元/片、3.15元/片,与2018年5月31日之前相比,降幅分别为35%与28%。


随着新政发布并落实,我们预计光伏产业链竞争将进一步加剧,各环节龙头有望在本轮产能去化过程中凭借竞争优势进一步扩大市场份额。我们预计2018年光伏新增装机规模与2017年相比有较大幅度的下降,关注在本轮产能去化过程中龙头企业的表现。相关标的:隆基股份、通威股份、阳光电源。

三.电气设备:持续关注电改进展

我国发电量增速自2012年起持续低于10%,2015年用电量增速为2.92%,创十年以来新低。2017年宏观经济整体稳健,全国发电量同比增长5.74%至6.5万亿千瓦时,第三产业用电量占比与2016年相比提高0.52个百分点至13.97%。


用电需求增速下降的背景下,我国放缓电源投资,2017年火电平均利用小时数企稳,但整体产能利用率较低。在经济转型的背景下,用电需求较难在巩固存量的同时新进增量,预计转型期间,我国用电量将维持较为温和的增长态势,电力设备投资力度或将与用电量增长情况匹配。


自2014年12月国务院通过《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》后,新一轮电改持续推进。本轮电改看点较多,其中售电侧改革倍受关注,《国家电网公司关于在各省公司开展综合能源服务业务的意见》提出省级电网公司应逐步实现从电能供应商向综合能源服务商转变,若售电侧改革能够持续顺利推进,预计随着售电侧市场的发展及电力交易市场结构化完善,售电侧有望继续释放电改红利。目前各地已成立数量较多的售电公司,但绝大多数售电公司依然以购售价差作为主要盈利手段,从国外电改过程及经验来看,预计随着售电侧市场参与者不断增加和售电侧改革不断取得进展,以购售价差作为盈利手段的传统售电公司或将转变经营模式,更加注重增值服务的质量。售电侧竞争具有一定规模效应及排他性,关注配售一体类相关上市公司。


风险提示

风电新增装机不达预期

风电新增装机受较多因素影响,作为行业重要指标之一,装机不达预期将直接影响相关设备制造公司。

弃风率上升

弃风率上升减少运营商资本收入,进而影响开工能力。

整机招标价格大幅下降

2018年一季度整机招标价格降幅缩窄,若整机招标价格持续大幅下降,将影响整机企业盈利。

原材料价格持续上涨

电力设备原材料占成本比重较高,原材料价格持续上涨将对电气设备制造商毛利率水平产生负面影响。