风电装机迎拐点。2017年风电新增装机延续2016年下滑态势,全年新增装机容量1550万千瓦,同比下降11%。进入2018年,风电投资红色预警区域减少、风电基地建设有条件放开;电价下调与平价上网倒逼项目加快前期与建设进度,截至2017年底累计核准在建风电容量1.14亿千瓦,有望将在2020年得到释放,我们认为风电项目建设意愿及建设进度将得到提升,新增风电装机容量也将迎来拐点。
弃风改善带来电量增加。国家能源局、发改委出台多项促进可再生能源消纳的政策,具体措施包括保障性全额收购、优先发电等,2016年三季度起全国平均弃风率进入持续下降通道,至2018年一季度全国平均弃风率为8.5%,同比下降8个百分点,在采暖季弃风率还有较大幅度下降,说明弃风改善已取得明显效果。限电较为严重的内蒙、辽宁、吉林、黑龙江、甘肃、新疆等地改善明显。2017年风电利用小时1848小时,同比增加206小时,创2014年以来的新高,2018年一季度风电发电量978亿千瓦时,同比增长39.1%,增速自2017年下半年起开始回升。
运营项目:多措并举,弃风限电改善可持续,利用小时有望稳步提升。弃风问题涉及风力发电全产业链,国家分别针对各环节提出了相对应的政策措施。火电灵活性改造释放清洁能源发电空间,清洁能源优先安排发电计划,全额保障性收购持续提升利用小时,特高压助力清洁能源外送消纳,可再生能源配额强制促进区域及市场主体消纳;中东部及南方地区风资源利用率受益于大容量、长叶片、高塔筒风机的研发与应用也将显著提升,多种措施多管齐下,我们认为弃风限电改善能够持续,利用小时预计将稳步提升。
新建项目:造价下降,成本具备下调空间。随着风机设备厂商进入规模化生产、生产技术不断进步、风电平价上网推动全产业链成本下降等多因素影响,风机设备价格亦不断下降。国家发改委能源研究预测,到2050年以不变价格计算的风电机组价格较2010年存在10-20%左右的成本下降区间,带动陆地风电开发投资可能会降至7000元/千瓦左右(按不变价算),而参照目前风电工程造价的下降趋势,我们认为这一造价水平可能很快到来。风机技术进步意味着能够高效利用更多的风资源,风能转化效率也得到提升;叠加数字化、互联网化的智慧运营维护体系,未来度电成本亦将持续下降。GE的预测显示,风电行业技术进步和突破预计将带动5-6.7分/千瓦时的度电成本下降。
ROE测算及弹性:保障电量为前提对冲电价下降。风电项目ROE与上网电价、风电利用小时及单位千瓦造价水平密切相关,考虑到未来风电装机将更加集中于我国中东部及南部地区,我们重点探讨四类风区风电场ROE与上述三因素之间的联系,以装机容量5万千瓦的风电场(以下简称“典型风电场”)作为测算标准,当利用小时及单位千瓦造价分别在1600-2050小时和6500-7500元/千瓦之间变动时,典型风电场的全生命周期ROE将在8.44-17.11%之间波动,大部分条件下都能保持在两位数的水平。考虑风电电价下调的预期,我们假设单位千瓦造价7000元/千瓦,只要风电利用小时能够保持在1850小时以上,即使风电上网电价下调0.1元/千瓦时至0.47元/千瓦时的水平,典型风电场也能够实现8%以上的ROE。
竞争性配置建设规模,具备风电设备基础及已核准规模较大公司更为占优。竞争性配置加快风电平价上网,但已核准规模不受影响,建设亦有望加快。在竞争性配置中,申报电价要素的权重不低于40%,我们认为开发商需要重视项目全过程度电成本,对于风电设备的选择需更侧重于机组效率、质量及可靠性,以减少运维成本;风机设备企业则需要由单纯提供设备向提供解决方案转变,进一步通过技术进步降低设备单价、提高设备质量。我们预期,行业内将开启风电开发商与风机设备制造商的融合,具备更低风电设备造价及运维成本的公司更为占优。
给予风电运营行业“推荐”评级:随着风电开发红色预警区域的减少,风电新增装机容量有望稳步复苏,风电运营商存在规模扩大利好,同时平价上网加速将倒逼风机制造技术进步,从而带来设备价格下降;存量装机亦将受益于国家多措并举降低弃风限电率、提高利用小时带来的盈利能力提升。运营与新建两方面均对风电运营行业带来积极影响,因此我们给予风电运营行业“推荐”评级。
重点推荐个股:我们梳理了A股及纳入港股通的港股中有运营业务的风电上市公司,从风电装机容量、利用小时、在建容量、储备容量等多方面进行对比后,我们建议关注在建及储备容量较多的龙源电力、华能新能源、金风科技、节能风电等。
风险提示:政策推进不达预期风险;相关上市公司业绩不达预期风险;绿证强制性交易替代存量项目补贴造成项目收益不确定或下降风险;风机价格上涨风险;大盘系统性风险。
