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风电行业研究报告
2016年风电行业研究报告
2016年3月
目录
一、风电行业逐渐复苏4
二、风电优于光伏5
三、支持政策推动可再生能源发展9
四、下行空间有限13
五、行业相关企业16
2015年下半年可再生能源行业负面新闻和问题集中爆发,诸如限电问题在甘肃和新疆恶化、上网电价“十三五”期间逐步下调规划、补贴拖欠严重、电力需求下行等,加上油价不断下探,4季度可再生能源板块平均下滑约20%,而同期HSECI上涨2%。
风能优于太阳能。
由于风能的成本更低、经济效益更好、对国家补贴依赖少、且在电改实施后有上网竞价的天然优势,我们更看好风电优于光伏。
截止2015年底全国累计风电装机总量已达到129GW,而太阳能仅为43GW。
由于相对规模更大,尽管存在补贴拖欠问题,风电行业还是取得了约80%的政府补贴。
在太阳能发电厂资金匮乏之时,大型风电厂却能保持稳定的现金流增长并维持可观的股息支付率(约20%)。
可再生能源配额制出台及碳交易市场17年放开利好大型风电厂。
发改委近期发布了《碳排放权交易管理暂行办法》以落实中国的碳交易市场。
预计这一政策将会使可再生电力销售额较高的大型发电厂受益。
由于较早进入这一市场且积累了大量的产能,我们认为大型风电发电企业有望首先获益。
2016年3月3日,国家能源局发布了可再生能源配额制指导意见,规定了到2020年非水电可再生能源在各省的消纳比例。
我们认为在政府促进新能源消纳的过程中,风电发电企业面临的限电问题将得到有效缓解。
下行空间有限。
1)由于风电上网电价下调政策已规划到2018年,我们认为短期内风电价格方面不太可能再有负面消息出现。
我们的分析表明近两年融资成本的大幅下降不仅能弥补上网电价调低带来的损失,也为企业带来超额的利润上浮空间。
2)随着一大批特高压线路2017年建成运营,限电问题将在很大程度上得到缓解,尤其是在限电严重的新疆、吉林、甘肃等省。
3)我们认为电力需求增速超预期下行-0.5%的可能性较小,且可再生能源更依赖于配额制来消耗传统能源部分空间,随着一系列政府指导方针发布,可再生电力上网问题将逐渐得到缓解。
一、风电行业逐渐复苏
2015年下半年,可再生能源板块频出负面消息,例如电力需求疲弱、上网电价下调,严重限电和油价暴跌等。
由于市场情绪越发悲观,2015年年底板块个股估值已下探到历史低位。
尽管面临严峻的市场环境,大部分风电行业龙头仍录得不错的利润增长。
目前股价已充分反映了大多数负面消息,预计风电行业估值短期内下跌的可能性较小。
可再生电力上网问题已成为政府关注的重点,指引出台后后续的解决方案正在制定当中。
由于风电上网电价下调政策已规划到2018年,我们认为未来1到2年风电行业不大可能再有负面消息出现。
在电力需求不振,经济增长减速,油价持续波动的情况下,预计风电板块比光伏等其他可再生能源板块更具弹性。
风电发电企业有望在电改实施后凭借上网竞价优势获得更强的盈利支撑。
二、风电优于光伏
由于风能的成本更低、经济效益更好、对国家补贴依赖少,我们更看好风电优于光伏。
截止2015年底全国累计风电装机总量已达到129GW,而太阳能仅为43GW。
由于体量更大,尽管存在补贴拖欠问题,风电行业还是取得了约80%的政府补贴。
在太阳能发电厂资金匮乏之时,大型风电厂却能保持稳定的现金流增长并维持可观的股息支付率(约20%)。
可再生能源中,光伏发电的度电成本最高(0.7元/千瓦时),而风电的成本仅为0.38元/千瓦时。
同时,风电场的初期建设成本6元-8元/瓦也显著低于光伏电厂的7.5元-10元/瓦。
2015年3月22日下发的电力改革“9号文”明确规定,发电和售电侧将进行公开竞价,价格最低的发电企业将优先上网。
如果可再生能源配额制在电改方针完全确立之前未能有效实施,我们预计风电发电企业将拥有显著的上网竞价优势,光伏发电企业将受到严峻挑战。
风电在装机量上也处于领先地位。
截止2015年底全国累计风电装机总量已达到129GW,而太阳能仅为43GW。
尽管事实上光伏新增装机增速更快,但风电装机增长缓慢主要是受到高基数影响。
由于相对规模更大,政府补贴的80%左右都给了风电公司,使得光伏企业受可再生能源补贴缺口的影响更大。
近两年可再生能源的资金补贴缺口不断扩大,同比增速由2014年的约40%上升至2015年的几乎100%。
虽然政府将补贴标准由0.15元/千瓦时提高到0.19元/千瓦时,但27%的提升不足以弥补发电厂现在面临的补贴短缺。
随着能源消费总量的减少以及可再生能源装机量的不断增加,我们预计补贴缺口将继续扩大。
三、支持政策推动可再生能源发展
政府大力引导和支持可再生能源代替传统能源。
随着可再生能源配额的实施和后续政策的出台,我们认为风电行业有望凭借较大的体量、较高的利润率和较少的补贴依赖引领可再生能源行业的复苏。
随着空气污染问题受到越来越多的关注,政府计划采取更强有力的措施来推动可再生能源的利用,目标2020年可再生能源占能源消费总量的比例达到15%。
2015年下半年限电问题的恶化促使政府出台了一系列扶持政策。
我们认为限电问题不会长期持续,除可再生能源配额制外,未来更多的详细措施有望逐步推出。
2016年3月3日,国家能源局发布了可再生能源配额制指导意见,规定了到2020年非水电可再生能源在各省的消纳比例。
我们认为该政策有望鼓励地方政府解决新能源企业面临的限电问题。
由于较早进入这一市场且积累了大量的产能,我们认为大型风电发电企业有望首先获益。
为进一步发展可再生能源市场,发改委近期发布了《碳排放权交易管理暂行办法》,以期在2017年落实中国的碳交易市场。
预计这一政策将会使可再生电力销售额较高的大型发电厂受益。
我们认为较早进入这一市场并积累了大量产能的大型风电发电企业有望首先获益,更高的电价和更好的经济效益也使得这些企业能够获得更多的交易额度。
发改委已承诺建立健全碳排放权初始分配制度,试点碳排放权交易试点和加强市场监管,力争2017年全面启动全国碳排放权交易市场。
在去年12月联合国气候变化会议召开前,中国强调在六大行业试点碳排放权交易,涉及约1万家企业,预计2017年碳排放交易量可达40亿-45亿吨(占全国总量的50%左右),届时中国将成为全球第一大碳交易市场。
截至2015年8月底,自愿碳减排交易市场中审定公示项目993个,实际获得备案的项目269个、公布具体信息的备案项目77个。
每个项目平均碳排放量为40万吨,平均排放成本为30元/吨。
我们预计碳排放市场总规模超160亿元。
龙源电力、华能新能源和华电福新等公司在可再生能源发电领域拥有丰富的经验,通过与欧洲同行进行碳排放权交易积累了大量知识。
2010年至2012年,每年核证减排量交易收入占各公司售电收入的比重达到了3-7%。
不过,2013年由于欧盟经济不景气,该交易暂停。
如果中国2017年全面启动全国碳排放权交易市场,对于新能源发电企业,尤其是大型发电企业而言,盈利水平有望从2017年开始获得显著提升。
注:
华电福新为综合发电企业,风电业务占比约30%
四、下行空间有限
2015年风电行业遇到的主要挑战包括上网电价下调和限电问题。
不过我们认为这些负面因素已在股价中充分反映,目前已得到有效缓解。
由于风电上网电价下调政策已规划到2018年,我们认为短期内风电行业不太可能再有负面消息出现。
我们的分析表明近两年融资成本的大幅下降不仅能弥补上网电价调低带来的损失,也为企业带来约8%的利润增厚空间。
注:
1、2015年1月1日后核准并于2016年前开工建设的项目执行2015年上网标杆电价;2016年、2018年等年份1月1日以后核准的陆上风电项目分别执行2016年、2018年的上网标杆电价。
2年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价。
2016年前核准的陆上风电项目但于2017年底前仍未开工建设的,执行2016年上网标杆电价。
2、2018年前如投资运行成本发生较大变化,国家可根据实际情况调整上述标杆电价。
根据我们的预测,基准利率每下降30个基点就可对冲风电上网电价0.01元(约1.8%)的下调。
值得注意的是,上网电价下调只针对新增装机,意味着对于装机量超过8GW的大型风电发电企业而言未来五年平均上网电价下调的幅度将远低于0.01元。
同时在当前宽松周期下,利率下调的幅度有可能超过30个基点,将为风电企业带来更大的利润率水平提升空间。
注:
假设风电厂装机量为50兆瓦,利用小时数1800小时,项目寿命20年,80%贷款融资(期限13年)
注:
假设风电厂装机量为50兆瓦,利用小时数1800小时,项目寿命20年,80%贷款融资(期限13年)
受益于五条特高压线路的运营和电力需求的增长,2012-14年全国平均弃风率下滑至9%左右。
由于近年来中国加大对特高压项目的投资,更多的线路有望在2017年建成运营,预计限电问题将在很大程度上得到缓解,尤其是在限电严重的新疆、吉林、甘肃等地区。
当前风电板块估值已很大程度上反映了电力需求疲弱的风险,我们针对2016年电力需求增速下行0.5%的预测也已被市场广泛认知。
在经济增长“硬着陆”的假设下,预计电力消费增速有可能下滑至2%左右,但是我们相信这种可能性很小,主要是考虑到政府持续的政策支持以保证GDP增速的可持续性同时推进供给侧改革。
可再生能源市场的发展更多依赖于配额制而非电力需求增长以获取更多的市场份额。
同时,用非石化能源代替煤炭消耗符合国家“十三五”发展规划,也符合国家去产能目标,因此政府已出台了一系列指导方针来解决可再生能源上网问题。
我们预计即使电力需求放缓,风电板块下行的可能性也非常有限。
五、行业相关企业
风电龙头企业如龙源电力和华能新能源将受益于融资成本降低、产能扩张以及充足的高电价项目储备。
项目分布合理以及发电业务持续的利润贡献有望使协合新能源脱颖而出。
另外,尽管面临汇率压力和一定注资不确定性,我们仍看好中广核新能源,第二轮注资完成后公司股价将有很大的上升空间。
龙源电力2015年新装2.2GW风电装置,风电装机总量达到15.7GW,同比增长16%。
按2016年保守1.5GW的新增装机量和1900小时利用小时数预测,2016年公司盈利可同比上浮28%。
由于风电相对光伏发电的经济性,我们预计风电行业将首先受益于新能源行业形势的好转。
作为中国风力发电龙头,龙源电力将首先受益。
华能新能源杠杆比率高达260%左右,其盈利对利率变化十分敏感。
我们测算-0.1%的有效利率下调将带来2016年利润上升2.1%。
另外,我们认为风电行业将是2016年政府力推新能源发展和消纳的最大受益板块,而华能新能源作为中国第二大风电运营商(2015年装机量约9.5GW)有望率先获益。
公司仅有4%的装机量分部在严重限电的甘肃和新疆地区,而除了协合新能源在这两个地区的分部只有9%以外,其他新能源运营商都有18%以上的分部。
在港上市发电企业中,我们认为在发电站地理分布方面协合新能源仅次于华能新能源。
在严重限电的新疆和甘肃地区,其他港股同业新能源发电企业仅在新疆就有约10%或10%以上的分布,而公司的项目目前集中在限电问题较轻的南部省份。
我们预计公司EPC业务2015年和2016年增速在20%左右。
市场对未来光伏和风电的预期乐观,装机需求将保持强劲。
充足的储备资产注入使中广核新能源未来3-4年不会受电价下调带来的直接影响,但是公司目前的低估值降低了其继续获得资产注入的可能性。
预计公司有望在其市净率恢复1倍以上后的一年内进行增发,其中30%的筹集资金将用来收购第二批资产。
华电福新大部分燃煤和水电机组都集中在福建。
福建省2015年电力需求显著下降,前三季度只有1%的增长,远低于过去三年平均8%左右的增速。
公司约有25%的风电装机分布在弃风限电问题严重的甘肃一带。
不过我们预计2016年公司盈利依然会有大幅增长。
尽管上网电价下调,利用小时数减少,我们预计公司2015年能够实现新增风机装机1.4GW,贡献约30%的风电利润增长。
同时,随着三台核电机组即将投运,核电站的投资收益增速2016年预计可达80%。
另外,公司财务费用已显著下滑,央行2015年内的几次降息也给2016年平均财务费用下降带来了空间。
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