2021-10-23 13:07:46
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雾霾锁城同时期待政策利好，清洁能源再度被市场关注，本期港股那点事分享来自新能源行业资深专家孙胜权对中国风电行业及其风电运营商的解读，供大家参考：
新能源行业：中国风电运营行业步入上升通道
作者：孙胜权（Louis.Sun@bocomgroup.com ）
核心观点
中国风力发电规模近年来快速增长，累计装机容量已由2008 年底的12GW 快速增长到2013 年底的91.4GW，预计2015 年底将达到120GW 以上，而2020 年底将超过200GW。根据规划，风力发电配额指标将由2015 年2483 亿千瓦时增加到2020 年的4466 亿千瓦时，5 年复合增长率为12.5%。2020 年风力发电量将占全社会用电量比例至少为5.3%，但相比发达国家仍有明显差距。中国风力资源丰富，潜在可开发量巨大，因此我们预计2030年之前风力发电量将占全社会用电量比例将有望超过10%。
风电运营环境将逐步改善。风电装机容量快速增长与电网消纳能力不足是当前限制行业发展的最大问题。短期内通过在非限电地区新增装机，而长期内特高压电力外送通道和可再生能源电力配额制将是解决问题的更好方式。我们预期从明年开始，风电运营企业将进入产能增长和风机利用小时数提高的“双升”良好局面，并将持续数年。同时，市场利率下滑的大趋势对高负债经营的风电企业构成长期利好。
更看好风电龙头企业。当前中小企业加入风电运营行业致使行业集中度趋于下降，但长期看，大型厂商在项目储备、管理效率以及海上风电及海外市场开拓上有明显优势，因此我们预计行业集中度将于“十三五”初期即2016 年将步入上升通道。
风险因素。根据国家长期规划，风电应在2020 年实现平价上网，当前正在酝酿的风电价格调整政策将降低新增容量的投资回报率预期。但我们认为发电成本降低和风电消纳能力提高将有效消除上网价格下调的负面影响。
重点推介个股：华能新能源(00958.HK)通过对重点研究公司的运营数据、财务指标的综合比较，结合各公司股价波动情况，我们给予华能新能源“买入”投资评级，目标价3.23 港币，相当于其2015 年每股收益预测的13 倍市盈率，主要推荐理由是公司有更好的资产质量、管理效率以及成长潜力。同时，我们认为龙源电力(00916.HK)有更强的技术实力以及更稳健的财务状况，给予“长期买入”投资评级，目标价7.76 港币，建议待股价回调后吸纳。而我们认为大唐新能源仍需要较长的时间来提高其盈利能力和降低过高的财务风险，给予其“中性”投资评级，目标价1.10 港币。
中国风力发电前景依然美好
风能资源丰富
中国具有丰富的风能资源，开发潜力巨大。，如果考虑3级及以上（风功率密度≥300瓦/平方米）的风功率密度条件的地区可供开发，则全国陆上可供风能资源技术开发量为20-34亿千瓦。近海水深5-50米范围内，风能资源技术开发量为5亿千瓦，即在水深不超过50米的条件下，中国近海100米高度层达到3级以上风能资源可满足的风电装机需求约5亿千瓦。
根据有关预测，陆地上在现有技术条件下实际可装机容量可以达到10亿千瓦以上。在水深不超过50米的近海海域，风电实际可装机容量约为5亿千瓦。从风能资源潜力和可利用土地、海域面积等角度看，在现有风电技术条件下，中国风能资源足够支撑10亿千瓦以上风电装机（1000GW，截至目前实际累计装机不超过100GW），风电可以成为未来能源和电力结构中的一个重要的组成部分。
中国在2008年底启动了“三北”地区6个10GW级陆上风电基地和1个江苏沿海风电基地的规划和建设工作。内蒙古的蒙东和蒙西、新疆哈密、甘肃酒泉、河北坝上、吉林西部和江苏近海等7个10GW级风电基地风能资源丰富，50米高度3级以上风能资源的潜在开发量约18.5亿千瓦，可装机容量约5.71亿千瓦（571GW）。如果考虑70米或者更高的高度，以及考虑未来风电技术进步的情况，则可装机容量还可以大为增加。
中国风力发电规模增长迅速
中国风力发电在国家“十一五”期间获得快速发展，累计装机规模从2005年底的1.25GW快速增长到2010年底的44.7GW。2010年新增装机容量18.9GW，达到近年来的顶峰，但由于风电装机发展过快，已经超过实际可接纳能力，造成风机并网难，以及弃风限电等问题。随后的2011年和2012年新增装机容量均有所下降，分别为17.63GW和12.96GW。2013年新增装机开始向风电消纳能力更强的中东部转移，当年装机量重新上升到16.81GW。
在国家能源发展“十二五”规划中，中国风电累计装机容量要在2015年达到100GW，而2020年超过200GW。实际上上述目标不难实现，2014年新增装机预计会达到18GW，当年年底累计装机109.4GW，提前一年完成并超出国家2015年规划目标。我们预计到2020年前，我国每年新增装机将维持在15GW至25GW这个区间。
另外，根据国家能源局的统计口径，2013年中国风力发电累计并网容量达到75.48GW，比累计装机容量少15.93GW。两组数据的差别主要体现统计口径的不同，中国风能协会统计口径为风电设备已经完成安装并通过可利用验收，而电力联合会的统计口径为风电设备已建成并实现并网发电。由于完成吊装后需要时间调试、并网和发电运行，因此两者存在一定的动态差距。
风电发电量占比逐年提高
随着风电设备装机量的快速增长，风电发电量占全社会发电量的比例也将明显提高。2013年底，风电设备装机量占全部发电设备的比例为6.1%，风电发电量占全社会发电量的比例为2.7%，我们预计2020年底该等比例将升至12.1%和6.0%，在2030年底有望超过20%（风电装机量）和10%（风力发电量）。
弃风限电有望得到有效解决
过去几年弃风限电现象严重
2012年，国内风电发电量1030亿千瓦时，首次超过核电982亿千瓦时，风电成为整个电源结构中的第三大电源。这意味着风电在整个电源构成中，占据了举足轻重的位置，但同时风电弃风现象也达到了最严重的时期。
2010年是国内风电产业重要的转折点。主要是因为风电产业的主要矛盾，已经从原有争取大规模和高速度的风电装机量，转向如何消纳风电与建设速度之间的矛盾。2010年中国风机装机总量44.7GW，超过美国，成为世界装机第一。同时，弃风限电成为新问题愈加明显。据统计，该年全国弃风量达到了39.43亿千瓦时，弃风率约10%。弃风率在随后两年继续提高，分别达到了16%和17.1%，弃风量达到122和240亿千瓦时。，2013年，弃风限电情况有所好转，弃风率下降到10.7%，风电设备利用小时提高至2080小时，比上年提高151小时。
2013年弃风情况好转的原因是多方面的。全国电力负荷有所增长，消纳能力增强；同时，冬季气温同比偏高，供暖调峰压力较少。更为重要的是，在政府主管部门的积极干预下，电网部门提高了电网的调峰能力以及加快电网建设的速度。
2014年上半年，全国风电新增并网容量632万千瓦，累计并网容量8277万千瓦，同比增长23%；风电上网电量767亿千瓦时，同比增长8.8%；全国风电弃风电量72亿千瓦时，同比下降35.8亿千瓦时；风电平均利用小时数979小时，同比下降113小时；全国平均弃风率8.5%，同比下降5.14个百分点。风电利用小时与弃风率同时下降的原因，初步可解释为一季度我国大部分地区风能资源差于去年同期，东北地区仍是弃风限电的重灾区，上半年弃风率达到20.15%。
需要特别指出的是，在弃风率下降的情况下风电实际利用小时数却同比去年下降113个小时。据此推算今年上半年的风电设备理论上可利用小时仅有1070小时，与去年同期的1264小时相比，下降幅度高达15.3%。
弃风限电程度可能被低估
目前我国风力发电数据统计口径为国家电网公司、南方电网公司和内蒙古电力公司调度口径，未含部分地方电网覆盖的风电项目。但电网公司统计方法的科学性和数据的准确性值得商榷。
，指出了国家电网数据的缺陷。报告中指出，根据国家电网统计，2013年甘肃省弃风电量13亿度，弃风率为9.8%，但根据对发电企业数据总统计，实际弃风量为31亿度，弃风率高达20.65%，较全国平均10.7%的弃风率高出近一倍。弃光情况方面，根据国家电网统计，2013年甘肃省弃光电量1.1亿度，弃光率为5.49%，但根据对发电企业数据汇总统计，实际弃光量为3.03亿度，弃光率高达13.78%。。由于全国电量数据主要是由电网公司提供，上述情况表明全国弃风、弃光限电情况都存在被低估的可能。
而在能源局公布的今年上半年风电数据中，装机量较大的“三北”不仅弃风率较高、实际利用小时数少，而且据此推算的可利用小时也比较低，明显低于风力资源一般的南方地区。虽然今年风资源不如往年，但这种数据异常还是让人疑惑。
弃风限电解决之道
弃风限电现象在风资源丰富、装机量比较大的“三北”地区比较严重，而在经济发达、装机比较少的华东、华南等地区却较少。究其根本，主要原因是“三北”地区经济欠发达，本地电力消纳能力不足，而电力外送通道也严重不足。另外，电网公司、地方政府缺乏激励机制、不能有效执行国家有关新能源政策也是重要原因。弃风限电现象的复杂性也让问题解决之道充满挑战。问题解决需从硬件和软件两方面同时入手。
硬件方面，将东部南部的高耗能产业向西部、北部转移，增加当地电力消纳能力，同时大规模建设电力长距离输送通道，将西北部的富余电力输送到经济发到的东南部地区。
软件方面，主要是研究制定一种更加有效的可再生能源电力配额消纳机制，即通过法律形式规定各地区消纳可再生能源电量的比例，并将执行情况纳入对地方政府的考核体系，由地方政府督促电网企业收购可再生能源电量。
电力输送通道的建设
2014年3月国家发改委、国家能源局以及国家环保部等三部委联合发布《能源行业加强大气污染防治工作方案》。该方案明确了从现在到2017年西电东送的总体规划。计划目标是到2015年底新增对京津冀鲁地区送电规模2GW，到2017年底，向京津冀鲁、长三角、珠三角等三区域新增送电规模68GW，其中京津冀鲁地区41GW，长三角地区22GW。为此，国家将推进鄂尔多斯盆地、山西、锡林郭勒盟能源基地向华北、华东地区以及西南能源基地向华东和广东省的输电通道建设，规划建设蒙西～天津南、锡盟～山东等12条电力外输通道，进一步扩大北电南送、西电东送规模。这些通道在解决西北部大型煤电基地发电外送的同时，也将极大改善西北部新能源发电外送能力。
东北地区新能源外送前景仍不明
本次国家规划的12条电力外送通道主要是解决了华北、西北以及西南地区富余电力外送问题，但东北地区不在本次规划之中。国家电网曾规划在“十二五”期间建成一条800千伏呼盟－青州特高压输电线路，将蒙东及东北地区的富余电力输送至山东，但是该项目仍停留在前期规划之中，开工日期无法确定，投入运行日期更加遥遥无期。
在国家整体能源规划中，东北地区并不是主要的电力外送的能源基地，因此东北地区新能源的消纳仍将立足于本地解决。当前东北地区经济发展缓慢，电力需要不足，尤其是冬季供暖季节，弃风限电现象非常严重。因此，在可预计的将来，东北风电的新增装机将非常有限。
国家发改委拟调整风电上网价格
根据媒体报道，发改委下发了调整风电上网电价的征求意见稿，并开会征求各方意见。初步设定风电标杆电价原先0.61元/千瓦时的地区每度下降2分钱，其他区域每度下调4分钱，今年年底前实施的可能性比较大，但这一下调幅度也遭到五大电企和参会的部分省物价局的反对，均认为下调太多。
另据媒体报道，国家能源局起草的《可再生能源电力配额考核办法（试行）》已经由国家发改委主任办公会讨论并原则通过。根据会议提出的意见，能源局修订后再向财政部、环保部、，各省政府及发改委、各电网企业和主要发电企业征求意见。这次会议主要提出三点意见：一是东部地区应承担更多发展可再生能源的责任，提高东部地区配额指标;二是强化电网企业承担完成配额的责任;三是配额指标分基本指标和先进指标两级进行考核。
自2011年以后，受多种因素影响，中国风电运营商普遍盈利不佳，虽然近年来风电运营商加大了在非限电地区的投资力度，但整体的投资回报率仍然较低。如果单单下调风电上网价格，肯定将让这个产业雪上加霜。因此，我们认为价格下调将会和其它政策配合使用，并保证风电产业持续健康发展。
由于该配额制度对相关利益方影响巨大，因此也成为近年来能源行业里最为难产的政策。本次修改强化了中东部经济发达地区和电网企业的责任，增强了该制度的可执行性。乐观估计，该政策年内可正式推出，初期应会在少数地区进行试点，全国性推广有可能发生在2016年。配额制的推出对包括光伏风电等在内的可再生能源行业构成长期利好。
2014年风电运营行业主要数据：风机利用小时大幅下降
从历史经验看，全国风资源在不同年份之间有所波动，一般波动幅度在10%以内，且呈现一定的周期性，一般是每4年会出现一次“小风”年。“小风”的风速会明显低于各年平均水平，而2014年就可称为“小风”年。根据国家能源局统计，2014年前9个月风机平均利用小时数为1340小时，比去年同期减少182小时，下降幅度达到12.0%，同时，上半年全国平均弃风率8.5%，同比下降5.14个百分点。
在弃风率好转的前提下，风机利用小时数还出现大幅下滑，这反映出2014年风资源下降程度很大。风资源不足是今年风电运营商盈利不佳的主要影响因素。
最新风电统计数据：
年初至8月风电设备累计发电985亿千瓦小时，年同比增长10.8%，增幅比上年同期减少29.2个百分点，风力发电量占全社会发电量的比例为2.7%；
8月份，全国风电发电量110亿千瓦时，同比下降8.0%，环比下降16.9%；
年初至9月全国风电设备累计平均利用小时1340小时，比上年同期降低182小时。其中，9月份风电设备平均利用小时115.7小时，比上年同期大幅减少36.3小时，反映出风电发电设备利用情况恶化严重。
风电运营商：大小厂商并存，长期应有整合趋势
根据中国风能协会的统计，2013年中国风电新增装机16.1GW，前十名运营商总计新增11.1GW，占全国总安装量的69.2%。从累计数字来看，2013年底中国风电累计装机91.4GW，前十名运营商总计安装67.4GW，占全国总安装量的73.7%.
从前十名运营商构成情况看，中央级国有能源企业占据九席，其中五大发电集团：国电、华能、大唐、华电以及中电投也在风电累计装机中占据了前五席。今年首次挤入前十名的唯一非央企背景的运营商为天润投资，该企业为中国最大风电设备制造商金风科技的控股子公司。而2012年排在装机量第九和第十的风电运营商京能清洁能源(00579.HK)和新天绿色能源在2013年均掉出前十，而天润投资和三峡集团凭借2013年新增装机而挤入前十。京能清洁能源和新天绿色能源都是地方级国有能源企业的下属新能源企业，2013年这两家公司新增安装量只有148.5MW和99MW，而前十名企业新增安装量都超过了500MW。
从产业集中度角度看，Top10的市场份额是有下降趋势的。虽然非Top10企业的在2013年底累计装机份额中仅有26.3%，但在新增装机市场中已经达到了30.8%。从过去几年情况看，上述情况都一直存在，无论是Top5还是Top10。而行业最大厂商国电集团（含上市公司龙源电力）虽在2013年累计装机中仍以19.2%市场份额遥遥领先，但是在新增装机却仅以10.9%市场份额微弱领先。
市场集中度下降反映当前中国风电发展的一些特征。目前风电运营行业仍处于快速成长期，市场规模仍在快速扩大，2011-2013年风电累计装机规模复合增长率高达25.2%，未来三年复合增长率也将有20%左右。我国风电新增装机市场正在由限电的三北地区向风电消纳情况较好的中部和东部地区转移，因此条件好的风电场资源将是众多运营商争夺的目标，而地方能源企业以及其他市场新进入者都是积极参与者。另外一方面，2012年以来由于弃风限电现象严重，大型风电运营商盈利能力不佳，资产负债率不断提高，致使其投资意愿趋于谨慎。
行业趋势大变化可能会出现在2017年前后。届时国家规划的十二条“西电东送”电力输送通道将全部竣工投产，华北和西北地区的富余新能源电力将被输送至中东部地区。而如国电、华能等传统大型风电运营商在三北地区有很多的风电场储备，届时可以加速开发利用，而低风速的中东部的风电发展速度将减慢。而长期来看，大型风电运营商在经营管理方面更具优势，存在规模优势，当行业进入平稳发展阶段后，他们可以通过并购来继续提高市场占有率。
风电上市公司经营状况分析
目前中国规模较大的风电运营商都隶属于传统大型独立发电厂（包括火电、水电和核电）。而规模最大的几家厂商都将包括风电在内的清洁能源分离出来，作为独立的运营主体并完成上市融资，如国电集团的龙源电力、华能集团的华能新能源、大唐集团的大唐新能源以及华电集团的华电福新。龙源电力、华能新能源和大唐新能源是中国规模最大的风电运营商，来自于风电的收入也在上市公司收入中占比超过50%，这三家公司将是我们研究跟踪的重点。
在三家上市公司中，华能新能源和大唐新能源是比较纯粹的风电运营商，并辅以少量的光伏等其他可再生能源业务，而龙源电力除风电业务等可再生能源业务外，还包括一些传统火电业务。但龙源电力上市后其火电业务仅维持之前的1875MW的规模，没有进行再投资，而风电业务发展迅速，目前该公司风电收入几乎相当于另外两家公司的总和。
新增装机普遍下降
作为中国风电运营行业的领导者，这三家公司都进行了大量的风电建设投资，尤其是在盈利情况比较好的2011年之前的时期。而在2012年风电运营企业的盈利能力明显恶化，导致新增投资不断减少，尤其是对于盈利能力较弱的华能和大唐。从下面图表中可以看到，华能和大唐的风电新增装机在2012年后下滑明显，并逐步拉大与龙源电力的差距。
造成投资规模下降的原因可能是多方面的，但是投资回报率偏低应是主要影响因素。而投资回报率近年来明显下降主要有两方面原因：
1、2011年后中国弃风限电问题日趋严重，风机利用小时数下降明显
2010年三家公司的风机平均利用小时为2206小时，而其后的两年持续大幅下滑。在政府的积极干预下，2013年风机平均利用小时恢复到2047小时，但仍比2010年低7.2%。由于风力发电几乎是零边际成本，因此利用小时的下降直接拉低风电运营商的盈利能力。
基于2013年年报业绩的测算，龙源、华能和大唐新能源的盈利能力相对于风机利用小时都非常敏感，净利润对风机利用小时数的弹性系数分别达到了5.4、5.9和15.6。
2、补贴收入大幅下降
清洁发展机制（简称CDM）是风电运营商获利的一个主要来源，但该机制近年来由于欧洲经济低迷而陷于停滞。中国风电运营商从CDM 获得的补贴收入急剧下滑并趋于0，尚未回收的CDM 款项也大部分转为坏账损失。以龙源电力和华能新能源为例，包括CDM 收入在内的其他收入占公司税前利润的比例2013 年出现大幅下滑，分别只有12.2%和8.0%，而在之前的2009 年至2012 年的平均值为32.7%和39.3%。
盈利能力比较：风电资产盈利能力华能最佳，综合盈利能力龙源电力第一
三家公司盈利能力相差较大，其中，龙源电力盈利状况最好，ROE和ROA水平都要明显好于其他两家公司，华能新能源次之，而大唐新能源表现最差。由于龙源业务中包括一块高盈利的火电业务，若剔除这个因素，龙源的盈利能力和华能基本处于同一水平。由于投资回报率过低，以及高负债率的影响，近几年大唐和华能的投资能力减弱，风机新装容量下滑明显。
风电运营商的基本盈利模式同传统发电厂商类似，都是以销售电力给电网公司为主，不同点主要体现在风电发电的非连续性和不可控性。风电运营商盈利能力高低主要取决于以下几点：
控制风电场投资成本：风电场的投资成本目前约为8元/瓦左右，其中约一半为风机成本，其他成本主要是场地和附属设备成本等
保证风电利用小时数：应保证风机所产电力都能顺利上网，因此运营商不仅要做好风机可利用时间的精准预测，而且要做好与当地电网公司的沟通衔接。这是当前决定风电场盈利能力的最核心要素。
高效率的风机维护能力：风机通常利用年限在20年以上，如叶片、齿轮等关键部件的易损耗程度较高，因此运营商的维修保养水平很重要。通常风机设备制造者会提供3年左右的免费维护，其后将由运行商自行承担维护保养。
风电场投资成本：大唐新能源偏高
上市公司并不公布明确的风电场投资成本，因此我们用间接方法来比较公司投资成本的差异。由于三家公司采取同样的折旧政策，因此我们用每度电的折旧成本来比较投资成本差异。通过下表可以看到，风电每度电的折旧成本基本在0.2元上下。从时间序列角度看，不同年份间度电折旧成本有所波动，2012年上升的原因是该年风机利用小时数较低，导致单机发电量减少。从不同公司横向角度看，公司间的折旧成本也有所差异，龙源电力的发电折旧成本始终最低，大唐发电成本较高，而华能的度电成本近年来有所降低。
风机利用小时：龙源电力最高，大唐新能源最低
从风机平均利用水平数看，龙源电力始终保持在较高的水平，尤其是在弃风限电最严重的2012年，该公司的风机利用小时高于其他两家公司约10%。华能和大唐的风机利用水平基本持平，大唐略低一点。
风机利用小时数的高低不仅取决于各地风资源的天然禀赋，也取决于当地电网的消纳水平。在前文中我们深入探讨过风电消纳的问题，弃风限电在我国北方以及经济不发达地区是非常普遍的，并在短期内很难根本解决。从下表统计中可以看到，各家公司在限电严重的东北及内蒙古地区的风机拥有数量与各自的风机平均利用小时数成负相关关系，其中，大唐新能源在东北及内蒙古地区的风机比例高达67.9%，而龙源电力仅有40.1%。
公司运营效率：营业利润率华能新能源最高
风电场建成之后的主要成本项目为折旧摊销成本，而其他运营维护费用主要包括职工薪酬、维修保养费用、管理费用以及其他非经常性支出。从三家公司的2010至2013年共四年的统计情况看，折旧摊销成本占收入的比例大概维持在略低于40%的水平，而其他运营维护费用占收入的比例接近15%，而营业利润率普遍接近50%。其中，华能新能源的营业利润率最高，近四年的平均值达到50%，其折旧成本及其他费用比例都是最低的。龙源电力和大唐新能源的营业利润率分别为47.7%和45.7%，和华能相比，运营效率都要稍差一些。大唐新能源的风机利用小时数较低，造成其单位装机容量的收入水平也偏低，这是该公司费用比例偏高的主要影响因素。
投资回报率：华能的风电资产回报最好
资本回报率（ROIC）反映的是某项投资的全部资本投入（包括股本和有息负债）的回报情况（EBIT）。通过对三家公司过去三年的统计，可以看到龙源电力和华能新能源的回报率略高，过去三年的平均回报率均为为6.7%，而大唐新能源仅有5.0%。由于银行贷款的平均利率在6%左右，因此低于6%回报率的项目投资将对股东权益造成一定伤害，即股权投资者承受更大的投资风险但是回报率却低于债权回报率。
资本回报率过低将严重影响厂商持续投资的能力。目前三家公司中，大唐新能源资本回报率最低，但其资产负债率最高，达到79.0%。大唐2013年风电新增并网装机仅有50MW，仅相当于该公司累计装机容量的0.8%，而新增装机过低将影响公司的长期成长能力。
另外，龙源电力业务中包含盈利能力很高的煤电资产，若剔除其影响，公司过去三年资本回报率估计为5.8%，低于华能新能源，因此我们认为，三家公司中华能新能源的风电资产质量最高。
（本文作者供职于交银国际）
（完）
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