【智富+一研堂】 2018年风电行业前瞻:景气新起点,拥 抱行业龙头
东方证券研究所近期发布了2018年的石化行业研究报告，报告认为，2018 年将是风电行业新一轮景气的起点，未来三年风电装机容量将达到 25-30GW/年，复合增速达 20%。
核心观点
2016、2017年风电装机容量持续下滑，然而前期的项目核准和招标数据持续在高位，表明运营商装机动力足，但受到政策抑制。随着弃风率的显著好转以及南方项目环保及土地政策影响力被消化，2018年风电装机容量将恢复增长，并迎来一轮2-3年的景气周期。
外部环境方面，弃风率的持续改善有望使能源局放松对“三北”地区风电建设的抑制力度，2018年补贴大幅退坡也激励运营商加速推进项目建设，同时，发展重心南移以及新进入者的进入为行业带来了一定程度的不确定性。
长期需求方面，风电兼具资源禀赋丰富和低成本双重优势，是优化我国能源结构的重要力量，目前国家政策框架也鼓励风电继续扩大规模。短期内，风电标杆电价下调在即，到年底存量已核准未开工的高电价项目有望达120GW，同时还有不受规模限制的分散式风电、特高压基地配套项目及海上风电项目，未来三年建设空间有望达到140GW，足以支撑25-30GW/年的装机规模。
毛利率方面，由于多数整机制造企业净利润率不足3%，始于2016年下半年的风机降价趋势持续概率不高。原材料价格上涨主要影响成本占比较低的铸件，传导到整机环节的影响已经比较微弱，同时整机企业通过规模经济、设计优化以及平台化生产可以持续降低成本，消化掉产品价格下降和原材料涨价的压力，预计这两大因素对整机毛利率的影响约为1-2个百分点。
年度回顾：2017 年在风电行业历史上极具特殊性
2017年1-10月，国内风电新增并网装机容量1070万kW，同比增幅仅有6.8%，预计全年并网装机容量与2016年19.3GW总体持平，吊装容量同比下滑15%至20GW左右。从前十个月风电发展情况看，今年风电行业的实际发展情况远低于年初25GW以上的预期，并可能降至五年来的行业最低点，始于2016年的行业衰退仍在持续。
然而，与2011-2013年席卷全行业的大衰退相比，2016年以来的行业下滑表现出了一些不同的特点。首先，虽然风电建设规模下滑严重，但风机价格和主要企业的毛利率没有大幅下滑；其次，项目招标规模经历了2015年的调整之后迅速反弹，并一直维持在较高水平，2016年风电招标规模达28.3GW，较2015年同比大涨55%，2017年前三季度招标规模已达21.5GW，全年总规模预计仍将超过25GW。
值得一提的是，今年是风电行业历史上第一次出现吊装量大幅低于上年度行业招标规模的年份。根据项目运作流程，风电项目的招标总体领先吊装一年左右，同时由于部分业主选择直接采购模式，风电吊装规模一般会大于上一年度的招标规模。2017年行业装机与历史规律的背离一方面与装机重心南移，项目建设期延长有关，传统风电项目主要建在“三北”平坦地区，吊装工期仅有3-6个月，南方地区地形复杂，项目周期平均延长半年到一年左右；另一方面则是受到外部政策环境的影响，首先是2017年2月份能源局下发红色预警方案，规定弃风率超过20%的6个装机大省今年不得新建项目，其次是南方地区土地性质变更手续复杂，导致项目延迟开工，种种原因影响全年装机5GW左右。
现在的招标较大，主要是因为对未来几年的预期比较好，主要原因包括：首先，现有的大体量的电力企业投资机会可选项有限，由于受抑制，水电和核电机会很少，大体量的能源公司为了获得增长，唯一的选择就是投风电项目；其次，现有的电源业务中，综合考虑收益率及现金流情况，风电的投资价值较高，即使有降价的预期，也仍然可以赚钱；第三，国家在2020年非水可再生能源占比要到9%，到2016年年底风电是4.3%，太阳能不到1%，到2020年仍然有4%的缺口。所有这些因素使得各方在十三五期间将继续加大风电的投资，风电招标量将在十三五期间继续加大。
成本较低、资源丰富的可再生能源，具备长期成长性
1. 需求层面，风电是优化能源结构的绝佳选择
发达国家的历史经验表明，经济水平发展倒一定阶段，能源结构的主体将从煤炭转变成其他较清洁的能源，发达国家通过石油和天然气实现了能源结构优化。我国能源消费规模巨大，2016年一次能源消费总量达43.6亿吨标准煤，占全球能源消费总量的23.0%，其中煤炭是我国最主要的能源，在一次结构中占比达到64%，由于我国的能源禀赋呈现“多煤、贫油、少气”的特点，借助油气替代煤炭消费的路径无法走通，因此清洁能源尤其是可再生能源将成为能源结构优化的重要助推。
据气象部门统计，我国风能资源禀赋丰富，技术可开发量达30亿 kW，而且开发成本较低，目前全国范围内风电系统投资已降至8000元/kW 左右，度电成本普遍低于0.5元/kWh，资源丰富地带的风电成本甚至降至0.3元/kWh；此外，风能的能量密度较高，土地占用面积不大，而且建设期不到一年，是迅速提供清洁能源的有效方式。综合考虑成本和清洁性，风电是性价比最高的清洁能源之一。
2. 政策层面，2个15%是最重要的考核指标
我国政府引导能源结构清洁化发展不遗余力。一次能源方面，政府要求到2020年非化石能源的占比达到15%以上，截止到2016年，我国一次能源消费中非化石能源占比约13%，距离15%的目标仍有差距。由于化石能源在能量密度和使用的便捷性方面优于多数清洁能源，在经济高速发展时占比往往会提升，因此随着经济的好转以及能源消费增速的回升，化石能源的占比不排除有反弹的可能。
具体到电源结构，主管部门要求主要电力集团的非水可再生能源装机占比达到15%以上，非水可再生发电量占上网电量的9%。截止到2016年年底，主要电力集团中电源结构达到15%的企业数量寥寥无几，其中传统五大四小中的华能集团、大唐集团、华电集团、华润集团、神华集团的非水可再生能源装机比例仅有10%左右，未来几年还有较大的装机压力。发电量方面，在绿证制度迟迟不能落地的情况下，电力公司面临的压力恐怕会更大。
3. 操作层面，风电的可替代选项非常有限
从总体能源结构看，2016年我国一次能源消费中，非化石能源2/3以上的份额来自水电，核电、风电、光伏的占比仅有4%左右。目前水电的发展已接近天花板，2014年以来水电发电量稳定在1万亿kWh左右，核电未来几年将有20台左右机组投运，但核电建设周期长，而新项目迟迟未获核准，预计2020年前后核电投产将出现断档期，光伏的特点和风电类似，但成本较高，而且能量密度低，虽然装机增速惊人，但发电量贡献有限，因此总体而言，继续发展风电是国家层面的必然之举。
对于电力集团而言，目前煤电和水电项目投资机会较少，核电发展前景不明，太阳能项目风险较大，而且单体项目规模太小，大体量的能源公司为了获得增长，唯一的选择就是投风电项目；其次，现有的综合性电力集团，所有的板块里，风电仍然是最好的板块，全球最大的风电运营商龙源电力，其电源装机容量仅占母公司国电集团的10%左右，过去6年却贡献了集团20%左右的净利润。此外，风电在2020年将实现发电侧平价上网，同时绿色证书及配额制有望在推出并允许交易，也会为风电运营带来额外的收益。
行业格局变化，新生力量带来装机规模弹性
1. 补贴退坡，运营商面临抉择
2018年1月1日起，新核准的风电项目标杆电价将大幅下调，尤其是I、II、III类资源区标杆电价下调幅度高达10%以上，受此影响，即便考虑系统成本下降的因素，前三类资源区在不能满发的情况下，项目IRR预计降低2-3个百分点。因此，从收益角度考虑，运营商2017年的决策应当是尽力获取项目核准，并在2019年年底前开工，以最大程度保有高收益率项目。
事实上，在过去的几年时间里，运营商已经储备了大量的核准待建项目。据统计，截至到2016年年底，国内已经核准未吊装的项目总量达102GW，2017年已披露核准计划的12个省份计划核准总规模已超过36GW，预计到2017年年底仅陆上风电项目存量的核准未吊装总容量即超过120GW。
2. 发展重心南移，低风速地区的装机空间有多大？
“三北”地区历来是我国风电装机的主要区域，在经历了2015年的抢装潮之后，“三北”地区的电源结构和网架结构已经难堪重负，随即出现大规模的弃风限电情况。进入2016年，“三北”地区的风电装机占比开始下降，同时由于新一期的标杆电价对四类地区的下调幅度较小，在新增核准结构中，中东南部地区的项目占比大幅提高，粗略统计已经超过80%。
此前，业内普遍认为，风速低于6米/秒的资源区不具备经济开发价值。但是通过技术创新，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，提高了机组的利用效率，使低风速资源也具备了经济开发价值。目前，年平均风 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。，中东南部风速在5米/秒以上达到经济开发价值的风能资源有10亿千瓦，足可以满足未来的开发需求。并且这个资源储量是具备技术开发条件的，并不存在开发空间受限的问题。
，通过对风资源的综合评估，同时在机 组技术创新等因素的驱动下，全国80米高度 风能资源可利用面积从173万平方千米增加到234万平方千米，风资源技术开发量从35亿千瓦增加到42亿千瓦。其中，中东部和南方19省（区、市）可开发利用面积从27万平方千米增加到87万平方千米，低风速资源技术开发量由3亿千瓦增加到10亿千瓦。
3. 运营商格局日趋分散，传统电力巨头占比降低
国内风电运营传统上以五大四小电力集团为主，截止到2016年年底，八大电力集团（国电、华能、大唐、国电投、华电、华润、中广核、国华）持有的风电装机容量占全国总量的60%。这一情况在近年来有所改变，一方面，2014年以来新增装机容量中，八大集团的比重逐年递减，到2016年已从接近70%降至一半左右；另一方面，在每年新增的核准项目中，八大电力集团的占比从十二五第四批（2014年发布）的52%降至2017年的40%，港股三大运营商（龙源电力、华能新能源和大唐新能源）的母公司国电集团、华能集团和大唐集团的占比则从接近30%降至不足15%。
风电运营格局日趋分散，一方面是因为近年来地方国企如山西晋能、深圳能源等传统投资项目锐减，而且清洁能源比重较低，不得不转向清洁能源开发；另一方面在当前补贴尚未退出的情况下，风电项目投资收益率仍有较强吸引力，因此金风科技、天顺风能、天能重工等传统风机设备及零部件供应商也纷纷扩大运营部门，以提高业绩稳定性，也有较多新进入者看好风电运营，各省风电申报名单里也出现了不少新面孔。
多重因素支撑，2018 年装机容量有望强势反弹
1. 弃风率大幅改善，红六省有望解禁
2017年2月，国家能源局下发通知，规定弃风率超过20%的6个省份，禁止新建及核准风电项目，从而严重影响了2017年全年的行业装机规模。处于警戒状态的6个省份，2016年新增装机超过7GW，占国内新增装机总量的30%以上，其中内蒙古是我国最大的风电装机省份，存量风电装机规模达2400万kW，占累计存量额15%左右，新疆和甘肃的风电装机容量也都超过1000万kW。
根据能源局2016年7月下发的《可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》，红色预警文件每年出具一次，最核心的考核指标是弃风率是否超过20%的警戒线。自2016年下半年起，国内的弃风限电情况开始显著好转。2017年前三季度国内弃风率已从2016年全年的 17.1%降至12.2%，三季度单季弃风率降至8.7%，弃风限电问题取得明显改善。分省份看，2017年处于红色警戒状态的6个省份中，目前仅有甘肃和新疆的弃风率仍在20%以上，内蒙古、吉林、黑龙江和宁夏的弃风率已大幅回落，预计在2018年有望恢复部分风电建设，从而为2018年的装机提升奠定了良好的基础。
2. 特高压配套项目贡献额外增量
能源局在2017年7月下发了《可再生能源十三五规划实施意见》，规定2017-2020年新增110GW的风电项目（不含红色警戒省份），此外，特高压基地配套项目、分散式风电以及海上风电的规模不在受限之列。
尽管受到红色警戒政策的冲击，新疆、内蒙古在今年下半年仍然核准了5GW左右的风电项目，这些项目主要属于锡盟及准东的特高压基地配套项目，其中部分项目已经开始实施招标，预计2018年将陆续投建，从而为明年的新增装机贡献部分增量。
3. 海上风电和分散式风电锦上添花
“十二五”规划到2015年我国海上风电并网5GW，开工10GW，然而由于早期开发成本较高，而且技术风险大，直到2016年我国仅并网海上风电163万kW。随着技术积累及成本下降，海上风电建设开始提速。截止2017年8月31日，我国开工建设的海上风电项共19个，项目总装机容量4799.05MW。项目分布在江苏、福建、浙江、广东、河北、辽宁和天津七个省（市、区）海域，其中江苏8个在建项目共计2305.55MW，福建6个在建项目共计1428.4MW，浙江、广东、河北、辽宁和天津分别有1个在建项目。另据金风科技的统计，今年前三季度国内海上风电项目招标2.9GW，同比增长189%，“十三五”规划的目标有望超额完成。
分散式风电也有望在不久之后实现突破。分散式风电不仅解决了远距离输送带来的能源损耗问题，且由于项目位于负荷中心，利于消纳，可以避免“弃风”问题，加之可以与其他能源品种及配电网实现良好互动，将大大提高系统的灵活性及整体能源效率。我国早在2009年就提出了分散式风电的概念，并在陕西等地兴建了一些示范项目，但未能大面积推广。据了解，当前复杂化的审批流程是投资者面临的主要难题之一，相关企业申请开发分散式风电场的过程中，土地、环保、水保等支持性文件一个都不能少，且审批时间长，费用高，大大降低了相关单位开发的积极性。河南省近期出台了省内的分散式风电开发计划，计划核准规模达2.07GW，其开发方式也是以县域为单位，核准流程力求简化。预计各省的分散式风电规划也将相继出台，届时分散式风电对于行业的影响将逐渐明朗。
尽管海上风电和分散式风电的总体规模有限，但这两个细分市场由于运维成本远高于陆上集中式项目，市场进入门槛比较高，尤其是海上风电。据统计，在建的19个海上风电项目里，使用（拟使用）上海电气机组总容量为2232MW；使用（拟使用）金风科技机组总容量为964.15MW；使用（拟使用）明阳智慧能源机组总容量为567MW；使用（拟使用）远景能源机组总容量为400.8MW；使用中国海装机组总容量为110MW；使用西门子歌美飒机组总容量为90MW。上述五家企业的市场集中度接近90%。
综合各种需求来源，2018-2020年风电行业的装机空间有望达到140GW，其中存量核准未装机的陆上风电规模达120GW，分散式风电规模达10GW，特高压基地配套项目约10GW，海上风电项目5-10GW，即使考虑一定的项目流失率，2018-2020年的平均装机量也在25-30GW以上。
全力应对价格成本压力，设备毛利率总体维持平稳
风机价格下降总体可控。2016年三季度起，国内风电招标价格开始下降，目前累计降幅已达10%左右，2MW机组招标均价从4000~4100元/kW 降至3700-3800元/W。与2009-2012年的价格下降相比，本次降价的幅度堪称温和，我们认为，本次降价原因是随着行业整合加剧，二线厂商不得不通过价格竞争以获取份额。而在多数风机企业盈利能力疲软的情况下，风机价格也不具备进一步大幅下降的空间，据统计，到2016年以风机销售为业的上市企业中，仅有金风科技的净利润率能达到10%左右，其他制造商的净利润率仅有不到3%，难以承受价格的进一步下降。
原材料涨价经层层传导，对整机企业的影响相对较小。风电整机用量最大的原材料是钢材，以整机龙头金风科技的2.5MW机组为例，单台机组总重量约115吨，按钢材价格4000元/吨计，原材料总成本仅46万元，仅占整机总成本（约 750 万元/台）的6%左右。因此，钢材价格每上涨1个百分点，对于生产总成本的影响仅有0.06个百分点，对于毛利率的影响则不到0.02个百分点。钢材主要用于整机铸件的制造，铸件包括轮毂、底座、主梁、轴承座、齿轮箱外壳等，是零部件中技术门槛和附加值较低的部分。据统计，每 MW 风机需要20~25吨铸件，单价约1万元/吨。铸件的重要供应商吉鑫科技的成本结构显示，原材料价格仅占总生产成本的一半左右。实际上，金风科技的风机设备主要成本来自叶轮、发电机和变流器三大部件，三者占风机总成本的接近70%，这些成本主要来自制造费用。因此，总体而言，尽管2017年原材料价格涨幅明显，但传导到整机环节，对于风机成本的影响已经比较小。
实际上，风机厂商通过规模经济和设计优化会持续大幅降低成本。以金风科技最经典的1.5MW机组为例，该机型在2008年首次推出，当年的生产成本高达4270元/kW，随着出货量的不断增大及设计优化，到2015年该机型的生产成本已经降至2540元/kW，尽管销售价格从5000元/kW 以上降至不到4000元/kW，该机型的毛利率反而从14%左右提升到27%。此外，整机公司也可通过产品平台化进一步摊薄成本，如金风科技最近一年推出的2.X、3.X和6.X平台，实现了零部件的多种机型互通，从而可以标准化生产零部件，进一步降低采购成本。
投资建议
我们认为，2018年将是风电行业新一轮景气的起点，未来三年风电装机容量将达到25-30GW/年。风电行业经过多年整合，目前设备制造及零部件环节的竞争格局清晰，龙头企业具有明显的领先优势，预计将在这一轮景气中成为最大赢家，建议关注整机行业龙头金风科技、风电塔架的主要供应商天顺风能和泰胜风能，以及双馈风机主轴的主要供应商金雷风电。
风险提示
弃风率再度恶化，导致风电政策继续趋严
南方地区项目进度持续低于预期
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发布日期：2017-12-13
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