中國儲能網(wǎng)訊：導 讀
雖然風電面臨一定限電問題，但國內風電行業(yè)依然維持高景氣。此外，隨著人民幣匯率的下行以及中國制造海外出口競爭力的提升，海外市場也逐漸為國內市場的這些制造廠商打開了收入增長的空間。2017年的風電行業(yè)會有哪些值得關注的投資機會呢？此文為誠邀申萬宏源電力設備新能源、環(huán)保及公用事業(yè)高級分析師韓啟明先生所作線上分享，歡迎對行業(yè)感興趣的朋友分享交流。
一、全球風電發(fā)展現(xiàn)狀
簡單回顧一下全球風電行業(yè)發(fā)展的歷史。從2011到2015年，全球累積風電裝機容量平均增長16%，新增裝機容量平均增長為11.5%。2015年新增裝機容量達到63.47G瓦，并且預計到2020年，有望增長到80G瓦。年化的符合增長率有望接近5%。全球風電的累積裝機容量在2016年底有望達到500G瓦，在未來的五年里有望持續(xù)增長，并且到2020年，有望達到790G瓦以上，有可能超越核電和水電，成為全世界范圍內的第二大主力電源。
2015年海外的新增裝機容量超過了32G瓦，并且在未來的五年里，也將持續(xù)增長，預計到2020年有望增長到70G瓦，年化的符合增長率有望超過15%。
以上是對全球市場的簡單的回顧?？梢苑Q之為是平穩(wěn)發(fā)展，海外市場增長迅速。
看上邊這張圖，全球主要地區(qū)的新增裝機容量有一定的差異?？梢钥吹絹喼薜貐^(qū)的增速有顯著的放緩，當然，這也和它的基數(shù)相對較高有關。在拉美、歐洲、中東與非洲以及環(huán)太平洋地區(qū)發(fā)展相對比較迅速。我們看到亞洲的新增裝機容量占比超過50%，歐洲和北美占20%上下，拉丁美洲環(huán)太平洋地區(qū)以及中東和非洲的占比是不足10%的。在未來的五年里，亞洲和歐洲的新增裝機容量相對增速較緩的情況下，北美、拉美、太平洋、中東和非洲將會保持較快的增速，并且可能成為未來的增量投資的區(qū)域。
全球范圍內，風電的補貼政策仍然有一定的延續(xù)性。我們其實更期待于看到在中國市場進入增速的相對平緩期之后，在海外的其他新市場可以有政策的發(fā)力。在過去的幾年里，在傳統(tǒng)的西歐國家，包括德國、英國、西班牙等等都有著一系列非常好的風電政策，比如說英國有關于差價合同補貼風電的政策。也包括像西班牙從2014年開始就有特殊再分配措施，這個特殊再分配措施是保證總體開發(fā)商不是受到固定的商用電量補貼，而是年化的固定補貼。
在未來，我們更寄希望于看到一些新興的國家，包括像印度，中亞的哈薩克斯坦以及墨西哥、阿爾巴尼亞、芬蘭這樣一些國家能夠有進一步的風電政策的鼓勵。舉個例子，像印度，就已經(jīng)出臺了發(fā)電量激勵政策以及加速折舊的優(yōu)惠政策。比如說中亞的哈薩克斯坦，在2014年下半年推出了固定的商用電價，而且這個商用電價還是隨通脹變化的。還有像墨西哥，墨西哥推行可再生能源證書制度，國內的政策有望在2017年出臺的，這是對外國政策很好的借鑒。
風電產(chǎn)業(yè)鏈的基本情況
風電產(chǎn)業(yè)鏈是由風電的零部件，風電整機以及風場運營組成。風電整機是成本占比比較高的一塊，包括葉片、塔筒、齒輪箱、主軸、軸承、發(fā)電機等等。整個風電設備處在產(chǎn)業(yè)鏈的上游，在運營上游，分成零部件和整機兩塊。我們看到的趨勢是整個行業(yè)的采購正在逐漸全球化。所以，中國企業(yè)在匯率下行的大背景之下，也是逐步在向全球化拓展。另外一點，國內的風電設備的競爭相對比較激烈，為了尋求收入的增長點，積極拓展海外業(yè)務也是主要趨勢。
中國制造企業(yè)對于產(chǎn)品的海外出口非常有興趣。那么海外市場的空間到底有多大呢？簡單的測算一下，海外風電市場的空間預計在2020年超過6300億元。首先，風電廠的成本是由機組、機組設施、工程安裝等等構成。這其中，機組的成本占到了整個風電廠投資成本的70%。如果按照每千瓦八千元人民幣的建設成本對市場空間做個測算，得到的結果是全球的市場空間在2020年大概是6300億元，其中海外市場空間超過了5700億元。
需要注意的是它在不同的零部件上是有區(qū)別的。以全球市場為例。風電的整機的市場空間到2020年底預計是超過4400億元，葉片市場空間超過1000億元，塔筒的市場空間超過840億元。再往下排就是齒輪箱、變流器、控制器、變壓器、主軸等等。海外的空間其實從比例上來說比較接近。總的來說，到2020年底占比比較大的是風機、葉片、塔筒、齒輪箱。
以上部分主要是對行業(yè)過往的歷史以及行業(yè)的市場空間簡單的描述。
風電行業(yè)處在行業(yè)的拐點？
首先，行業(yè)在過去三年里受到了諸多的負面因素的影響。這些負面因素共同構成了合力，導致市場風電板塊的PE和PP值都處于相對比較低的位置。但是我們現(xiàn)在看到，2015年底到2016年三季度，行業(yè)的基本面發(fā)生了劇烈的變化。第一個變化是棄風限電的拐點的到來。在2016年的二季度，全國的棄風率是21%，比一季度環(huán)比下降了5個百分點。此外，像新疆、黑龍江、甘肅、寧夏等地區(qū)的限電棄風率也有了明顯的下降。下降是由幾方面因素構成。第一是由于特高壓持續(xù)在加強的建設，增強了外送能力。第二是由于在西北限電地區(qū)，不再新批項目，這給存量項目帶來了改善的空間。第三是電改政策推行的最低保障-收購小時數(shù)的提出。方案的提出解決了重點地區(qū)風電銷售困難的問題，在未來幾年里，使得棄風限電重點地區(qū)的利用小時數(shù)在2015年的基礎上有很大的提升空間。
另外，在過去的幾年里，影響板塊估值的是對于未來電價調整的不確定性。在2016年10月份，國家發(fā)改委發(fā)布了《關于調整新能源標桿電價征求意見稿》，對于2018年以后新項目的標桿電價，在2015年的調整計劃基礎上，針對四類資源舉分別做了三分錢/千瓦時的下調。下調之后，1—4類資源區(qū)的上網(wǎng)電價分別是0.41、0.44、0.48、0.55元/度。而且在未來的幾年里，還會有持續(xù)的調整。到2018年之前，電價調整的不確定性基本就已經(jīng)消除。
可能有的投資者對于邊際改善概念不是很理解。我用具體的數(shù)字來舉個例子。因為棄風限電率會直接體現(xiàn)在企業(yè)的經(jīng)營性現(xiàn)金流上，對于企業(yè)的實際投資回報率會產(chǎn)生非常大的邊際上的影響。以一百兆瓦，在園區(qū)自集中式風電廠來舉例子，它的利用小時數(shù)如果在2015年的平均水平，比如說1700小時，那么風電廠的投資回報率大概是3.7%，是非常糟糕的。一年下來扣除財務費用和折舊費用，凈利潤大概就只有20多萬元人民幣。如果它的利用小時數(shù)，能夠從1700小時/年上升到2300小時/年，投資回報率就有望從3.7%升高到14.8%，對應的凈利潤也有望從幾十萬元人民幣提高到兩千多萬元人民幣。是十倍的提升。改變利潤的僅僅是利用小時數(shù)500小時的變化。
此外還有一些投資者肯定看過關于補貼資金拖欠的新聞。在此，我們也想做一些闡述。我們知道，隨著今年裝機數(shù)的快速增長，2015年國家補貼基金欠賬超過了1400億元，2016年的新能源補貼需求超過了700億元，大概是747億元。對應風電需求的可再生能源補貼資金接近500億元。由此可見，標桿電價的下降、收窄補貼資金的缺口在未來是非常大概率的事情。補貼資金收窄會帶來什么樣的影響呢？最大的影響就是會迫使項目開發(fā)商更多的把項目選址向三類和四類資源區(qū)轉移傾斜。因為如果風電設備利用小時數(shù)，比如都是2000小時/年的情況下，二般類和二類資源區(qū)的投資回報可能就在百分之四點幾到百分之六點幾之間，但是三類和四類資源區(qū)，因為電價優(yōu)勢，可以對沖掉風搶資源的劣勢。它的實際投資回報率會更高，會到9%以上。
那么哪些地區(qū)是三類和四類資源區(qū)呢？三類資源區(qū)指的是像吉林省的白城市、松原市，黑龍江省的雞西市，雙鴨山市，以及甘肅省除了嘉峪關酒泉市以外其他地區(qū)。新疆除了烏魯木齊，伊犁，石河子等等之外的地區(qū)。還有寧夏回族自治區(qū)。四類資源區(qū)指的是除了內蒙、甘肅、新疆、寧夏、吉林、河北等等之外的所有的區(qū)域。簡而言之，就是現(xiàn)在更多的政策的導向是鼓勵大家往南方地區(qū)和沿海區(qū)去做風電廠的開發(fā)和投資。
低風速風廠以及海上風電是未來發(fā)電廠的新方向。到2015年底，國家新增海上的風電裝機規(guī)模是100臺，容量達到了360.5兆瓦，同比增長58.4%。2015年底，我國累積建成的海上風電項目裝機容量達到了1014.68兆瓦。此外，海上風電的單機容量也從最早的600千瓦增加到現(xiàn)在最大5兆瓦以上。所有海上吊裝風機的機組中，2.5兆瓦的機組占比例18%以上，3兆瓦的占比達到17%以上，4兆瓦的占比達到34%以上，所以看到大容量機組是海上風電項目的特征。
另外考慮到風電開發(fā)商對于IRR的傾向。南方地區(qū)有更多的開發(fā)空間。在南方地區(qū)，一方面項目的轉移更為積極，另一方面，大容量低風速的機組更受到市場的青睞。這一點，從以金風科技為代表的這些廠商的產(chǎn)品結構調整中間就可以看出一些端倪。
總結來說，風電行業(yè)在經(jīng)歷了三年基本面的變化之后，到2015年已經(jīng)到了行業(yè)最糟糕的地步。2016年，隨著基本面的種種好轉，如項目區(qū)域的變化、限電率的改善、建設的加速，行業(yè)的限電率在逐步回升的階段。其次，隨著人民幣匯率的下行以及中國制造海外出口競爭力的提升，海外市場也逐漸為國內市場的這些制造廠商打開了收入增長的空間。最后必須看到，國家對于新能源的支持力度是持續(xù)不變的。
風電龍頭——金風科技
金風科技是國內風電行業(yè)的龍頭。公司的業(yè)績一直維持非常穩(wěn)健的態(tài)勢。在未來幾年里，公司會是風機限電改善以及裝機容量提升最大的受益者。公司2015年的裝機容量達到了7.8G瓦，相比2014年的4.4G瓦，同比增長了77%。市場份額達到了27%，遠遠超過了2014年的19%。我們有信心公司的市場份額在市場小年里繼續(xù)提升，有望超過30%，市場份額應該維持非常強勢的態(tài)勢。
再者根據(jù)能源局的“十三五”的風電發(fā)展規(guī)劃，目前國內的風電發(fā)展的速度是大幅度落后于計劃的。金風科技作為國際市場上少數(shù)幾個擁有高端風電設備制造能力的企業(yè)，在海上風電的風機設備制造領域有著非常強的研發(fā)儲備，公司也是全球范圍內最大的自治區(qū)風機制造商，在海上風電領域有非常大的市場爆發(fā)潛力。公司目前的2.5兆瓦，3兆瓦和6兆瓦的系列化產(chǎn)品也將從未來國內海上供電市場的發(fā)展中收益。
另外公司在業(yè)務結構在持續(xù)調整，公司現(xiàn)在每年從風機設備銷售中拿出一定的現(xiàn)金流，投資70—80個億于國內風電廠。隨著國內限電率的初級回暖以及電感政策的持續(xù)向好，國內公司在風電廠運營這塊的盈利能力將進一步的得到提升。另外大家需要看到，公司的隨著風電廠占它收入總比例的顯著的提升，公司毛利率將會有顯著的增長。因為風電廠的毛利率水平是顯著高過風機銷售的毛利率的。
對于公司的業(yè)績，公司2015年的營業(yè)收入是300個億，預計2016和2017年的營業(yè)收入有望達到328億和390億。與此相對應，公司凈利潤在2015年的時候是28個億，今年有望到30—32個億。明年有望達到38個億?？傮w來說，公司現(xiàn)在處在非常好的投資時點，一方面，公司是受于國內風電裝機的提升以及行業(yè)限電的改善、海上風電的啟動，公司的EPS是在快速增長的。另一方面是公司的毛利率結構是在持續(xù)的提升，整個行業(yè)的估值水平處于底部反轉的態(tài)勢，考慮到公司的業(yè)績低點已過，未來有望迎來業(yè)績估值的戴維斯雙機，所以我們認為公司的估值水平應該可以給到25倍以上的，此外公司在未來幾年的凈利率水平有望穩(wěn)步推進到40個億以上，公司未來的市值空間非常巨大。
延伸閱讀：2017中國風電行業(yè)展望：“并網(wǎng)”搶裝潮不會重現(xiàn)
根據(jù)2016年10月的《關于調整新能源標桿電價的征求意見函》，陸上風電上網(wǎng)標桿電價擬調整為一類資源區(qū)0.41元/千瓦時,二類資源區(qū)0.44元/千瓦時,三類資源區(qū)0.48元/千瓦時,四類資源區(qū)0.55元/千瓦時。
新疆金風科技股份有限公司副總裁、董秘兼公司秘書馬金儒用“平靜”二字概括了行業(yè)對此次風電上網(wǎng)電價調整方案發(fā)布的反應。她表示，由于此次價格調整方案醞釀的時間比較長，此前也多次征求了各家企業(yè)的意見，因而行業(yè)的反應是比較平靜的?！芭c征求意見稿相比，最終的調價方案相對比較溫和?！瘪R金儒稱。
“此次下調后價格比2015年底確定的2018年標桿電價價格稍低，這表明行業(yè)的技術進步或許比預想中的更快?！币晃伙L電開發(fā)商相關負責人告訴記者。
湘電風能有限公司執(zhí)行董事龍辛認為，風電上網(wǎng)標桿電價下調不會對整機商產(chǎn)生明顯的影響。他認為，整機商銷售風機設備都是通過投標方式，此前，一些整機廠商為了獲得更多的市場份額，不惜血本，使勁殺價。到了現(xiàn)在這個階段，風機設備降價的空間已經(jīng)越來越小。
多位風電開發(fā)商相關人士向記者表示，從風電開發(fā)的角度看，基建等施工成本壓縮空間已經(jīng)很小，在中東部和南方地區(qū)等區(qū)域開發(fā)風電，基建投資甚至有加大的趨勢;整機制造商方面也表示，單純地設備制造成本下降空間也變得越來越小。未來，只有通過技術創(chuàng)新提升機組發(fā)電量、加強精細化運維等方式實現(xiàn)風電場全生命周期收益的提高。
馬金儒表示，今后，風電行業(yè)中運營商將不斷提升管理效率，制造商也在持續(xù)研發(fā)創(chuàng)新，通過技術進步推動產(chǎn)業(yè)降低風電度電成本。度電成本的下降有利于抵消上網(wǎng)電價下調對項目經(jīng)濟性的影響。
作為一線人員，湖南鳳凰山風電場場長王穩(wěn)則認為，風電開發(fā)企業(yè)長期受補貼拖欠和棄風限電兩大問題的影響。下調電價對于如何通過精細化運維提升發(fā)電效益提出了更高要求。
“核準”搶裝取代“吊裝”及“并網(wǎng)”搶裝
李小楊對記者表示，對比2015年的電價下調政策，剛剛發(fā)布的政策可以看到兩個明顯的調整。第一是云南省由四類風區(qū)調整到了二類風區(qū)，第二是電價的符合條件發(fā)生了改變。
“云南的風區(qū)調整是我們意料之中的，我們在之前發(fā)布的研究報告中也都提出中國的風資源區(qū)域劃分存在不合理的地方，相同風區(qū)的省份之間平均收益率相差過大。那時我們就建議將云南由四類風區(qū)調整到二類風區(qū)更為合理?！崩钚钫f，“新的電價符合條件有松有緊。緊體現(xiàn)在，風電項目不僅需要在當年完成核準，同時需要納入財政補貼年度規(guī)模管理，這是之前的電價政策中所沒有提到的;松體現(xiàn)在，2018年以前的電價符合條件，從之前的兩年核準期開工建設放寬到僅需在2019年底之前開工建設即可?！?
鑒于此，李小楊預測，2017年會出現(xiàn)“核準”搶裝，而不是“吊裝”搶裝或“并網(wǎng)”搶裝。
馬金儒也表示，由于2018年之前已經(jīng)取得核準并納入之前年份財政補貼規(guī)模管理的項目，只需要在2019年底之前開工即可，開發(fā)商無需扎堆在2017年完成吊裝或者并網(wǎng)。
因此，業(yè)內普遍預計，開發(fā)商或將等建設成本進一步下降的情況下再進行開工。
“但由于項目需在2018年以前納入建設方案并完成核準，我們預計2017年的風電開發(fā)建設方案規(guī)模相對2016年只增不減。尤其是云南省，由于風區(qū)由四類調整為二類，2018年的電價從每千瓦時0.6元直接下調到每千瓦時0.45元，下調幅度達25%，當?shù)亻_發(fā)商為了保住較高電價，必將不遺余力的爭取在2017年完成核準。該地區(qū)的搶核準現(xiàn)象會非常明顯?！崩钚罘Q。
不過，政策歸政策，最終還要看市場的反應度。業(yè)內人士表示，如果開發(fā)商給出錯誤信號，也可能給2017年的風電市場增添變數(shù)。
