《《新编》风电行业策略报告》由会员分享，可在线阅读，更多相关《《新编》风电行业策略报告（19页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、2009年风电行业投资策略报告新能源行业行业策略研究2008年12月20日风头强劲、增长确定优异l 金融危机导致的全球经济增长减缓并未改变推动风电长期发展的驱动力因素。对于国内风电发展而言，产业政策和风电场盈利情况两大驱动力正在得到加强，未来2年中国风电高速增长趋势并未改变。l 未来两年仍是国内风电装机高速增长时期，预计09、10年新增装机量分别为860万千瓦、1000万千瓦，累计装机量分别达到2000万千瓦、3000万千瓦。l 2009年的几个关键问题：增值税改革将促进风电需求增长，经济增速减缓对风电场融资影响有限，电网接入问题正在得到改善。l 从产业链视角看风电设备制造业：零部件瓶颈明显缓
2、解；整机盈利情况持续改善、整机厂商长期竞争力体现在风机质量、研发能力和产业一体化。前言：目前风电在各种新能源中发电成本最接近传统能源，中国风电产业的驱动因素并未因金融危机和中国经济增速减缓发生改变，未来两年仍将保持高速发展趋势，随着国产整机产能释放及零部件配套能力增强，产业链瓶颈逐渐消除。风电产业的确定性和高成长性使相关公司成为弱市中极好的投资品种。最近52周走势： 相关研究报告： 报告作者：行业研究员 杨平电话： 021-58766036Email：独立性申明：作者保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于本人的职业理解，通过合理判断并得出结论，力求客观、公正。结论不受任何第三方的授意
3、、影响，特此申明。一、驱动力因素未变、风电增长依旧1、风电发展的驱动因素并未因金融危机而改变可再生能源长期推动因素主要来源于传统能源的枯竭和环保要求，风电是目前除水电外成本最为接近传统能源的可再生能源，金融危机导致的全球经济增长减缓并未改变推动风电长期发展的驱动力因素：石油等传统能源需求的暂时放缓，仅仅对传统能源可使用年限的轻微延展，并未改变寻求替代能源的必然选择；其次，从“巴厘岛路线图”看，全球各国对于后京都议定书时代的环保要求更为迫切和明确，清洁能源的发展空间更加确定。我们认为，推动风电发展的长期因素并未改变。对于中国风电发展而言，产业政策和风电场盈利情况两大驱动力正在得到不断加强，未来2
4、年中国风电高速增长趋势并未改变。n 政策是当前推动国内风电发展的最主要驱动力总体规划将提升至11.2亿千瓦。国内风电产业的超速发展使政府风电规划成为了行业发展的下限指标。可再生能源十一五规划2010年风电装机目标1000万千瓦将于2008年实现，中长期规划2020年累计装机3000万千瓦的目标也极有可能提前至2010年实现。如果6大千万千瓦级风电场前期规划方案最终落实，合计装机总量将达到8200万千瓦，各省尚有若干百万千瓦级风电场规划，我们认为风电总体规划将调整到2020年累计装机11.2亿千瓦。政府规划规模的提升和整体开发的思路将进一步促进国内风电发展。表1：千万、百万千瓦风电基地规划项目千
5、万千瓦级风电基地甘肃酒泉1200 万千瓦新疆哈密2000 万千瓦内蒙西部2000 万千瓦内蒙东部3000 万千瓦河北1000 万千瓦江苏沿海1000 万千瓦百万千瓦级风电基地内蒙古：四王子旗、包头、巴彦卓尔、辉腾锡勒、通辽地区、赤峰地区、灰腾梁吉林：白城地区辽宁：阜新地区河北：承德地区、张家口资料来源：国联证券整理“国家队”完成指标尚有差距。可再生能源中长期规划要求总装机容量超500万千瓦的电力运营商非水电可再生能源占比在2010、2020年分别达到3%、8%，直接推动了以五大集团为首的“圈地运动”，截至2007年底，五大集团风电总装机规模达336.57万千万，占全国总装机容量的56.98%。
6、从截止2007年指标完成情况看，五大集团中除国电集团外，其余距2010年目标还有较大差距，考虑中广核、神华集团、重组后的三峡总公司等发电企业的装机规划和风电发展水平，“国家队”风电投资将继续高涨。图表1： 五大电力集团风电发展现状（截止2007年）数据来源：国联证券整理表2：主要国有大型电力集团风电配额比例完成情况（截止2007年底） 开发商风电累计装机可控装机容量百分比国电集团16061772.59%大唐集团10864821.67%华能集团5371580.74%华电集团2263020.34%中电投集团1032150.31%中广核53951.27%资料来源：国联证券整理n 风电场盈利情况持续改
7、善成为风电发展的内在推动力风电场运营成本主要由设备折旧构成，收入来源主要为发电收入和CDM售碳收入，风电电价是影响风电场盈利的核心要素，风电定价机制改善和风电上网电价的提高使部分典型风电场落入盈利区间。特许权招标中标电价逐步回归理性。从2003年到今年一共实施了5次风电场经营特许权招标，由于投资方 “圈地”心切，前四期特许权招标形成了恶性的低价竞争，中标价格使风电场运营亏损经营。今年开标的第五期采用“中间价”模式，一定程度上提升了中标价格，使招标价格向理性回归。风电电价审核制打开风电场盈利空间。2006年后，由于5万千瓦以下项目可由地方政府组织招标，中标后获得物价部门批准后即可按照可再生能源发
8、电价格和费用分摊管理试行办法中所规定，电价高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，由可再生能源电价附加支付。从2007年6月、12月及2008年8月发改委公布的若干风电场核准电价可见，近期地方政府审核的风电上网价格在0.510.61元/（kW.h）区间，部分典型风电场即使不考虑CDM收入，内部收益率也达到8%以上。表3：部分非特许权风电项目核准电价地 区2007年6月2007年12月2008年7月装机MW（项目数）电价（元/kW.h）装机（项目数）电价（元/kW.h）装机（项目数）电价（元/kW.h）河北300（7）0.610.64150（3）0.5450（1）0.54内蒙350（8）0.51
9、0.541905（39）0.510.54450（10）0.510.54 吉林300（6）0.61100（2）0.61甘肃110（4）0.5490（2）0.54新疆30（1）0.51170（4）0.51福建30（1）0.58545（1）0.585100（1）0.585黑龙江30（1）0.61652.9（17）0.61辽宁245（8）0.61100.5（1）0.61宁夏422（12）0.56山西173（4）0.6150（1）0.61湖北13.6（1）0.61河南49（2）0.61山东303（10）0.61合计1120（27）0.510.643140（72）0.510.611959（48）0.510
10、.61数据来源：国家发改委 国联证券区域内标杆电价有望成为风电上网定价机制的发展方向。2007年底，广东省对省内风电上网电价暂定为0.689元/千瓦时（含税），标杆电价的实施使广东省内风电场运营能保持合理盈利。如果得到较大范围的推广，风电场盈利情况将得到有效改善。此外，设备折旧约占风电场运营成本的70%，原材料成本的大幅回调，和风机零部件短缺的缓解，以及整机产能规模效应的体现将使设备售价回落，从而降低设备折旧，提高风电场盈利水平。2、未来两年国内风电需求增长依旧风电在过去的10年中呈现高速增长趋势，累计装机年平均增长率在30%左右，随着各国政府对于可再生能源开发的重视和相关政策规划的推行，风电
11、应用从欧洲为主向全球范围拓展，中国已经成为新增装机量的主要来源地。图2：全球风电装机快速增长图3：2007年各国新增装机占比情况数据来源：GWEO 国联证券数据来源： GWEO 国联证券2003年以来的一系列促进风电发展的政策和规划的颁布，我国的风电发展步入超常规发展阶段，新增装机量连续四年呈现翻番增长，2007年新增装机达330.4万千瓦，同比增速147.12%，2008年上半年超过200万千瓦，全年新增装机量可超过550万千瓦。我们认为未来两年仍是国内风电装机高速增长时期，预计09、10年新增装机量分别为860万千瓦、1000万千瓦，累计装机量分别达到2000万千瓦、3000万千瓦。按照调
12、整后2020年总规模约11.2亿千瓦测算，2010年至2020年间年均新增风电装机量在700900万千瓦。图表4： 国内风电装机延续高增长 数据来源：中国风电协会 国联证券3、09年的几个关键点增值税改革促进风电需求短期来看，增值税转型可能会延缓整机厂的收入确认，但从中长期来看将增加风电场因购买设备形成的抵税额度,从而提升风电运营的内部回报率,刺激对风电设备的需求。经济增速减缓对风电场融资影响有限目前风电场投资一般资本金占项目投资总额的20%30%，其余需要融资。我们认为经济增速减缓并不会对风电场融资造成大的冲击。原因一：在保增长背景下，信贷环境对于国家鼓励发展的风电产业来说较为宽松，政府甚至
13、可能出台有利于风电行业的信贷政策，从12月落实的8亿元针对核电、风电设备的补贴可见一斑。原因二：相对于大型发电企业的投资规模，风电投资占比较小，融资难度较小；原因三：风电场融资渠道的多元化，如利用集团平台担保融资、国际贷款、股权融资等，近期出现的部分外资撤出风电投资并非其不看好国内风电产业，而是外资公司自身的资金需求原因导致的被迫退出，我们并不认为占比较小的外资退出会造成重大冲击。电网接入最大问题正在得到改善由于风电场多处于气候恶劣、电网薄弱地区，且风电成本高、属于间歇式能源，虽相关政策要求电网企业全额接受风电上网，但电网企业接入风电需要投入较大，在未获得足够补偿条件下难有动力落实政策。近年来
14、的风电场装机容量的迅猛发展使电网配套不足的矛盾显现，成为制约风电发展的重要因素。我们认为这一突出矛盾正在得到改善：电网投资未来两年大幅提升，必将惠及风电场配套电网建设；政策层面已经意识到风电场配套电网滞后问题，国家电网“一特四大”发展战略中，凸出了可再生能源基地的独特地位，国家电网陆续完成了西北地区、新疆、吉林、河北张北等地的风电接纳能力研究，也落实了千万千瓦风电基地大规模风电接入系统项目的前期工作。近期甘肃酒泉千万千瓦风电基地新增380万千瓦获批规划中，为配套18座20万千瓦和2座10万千瓦的风电场，接入系统设计为新建7座330千伏升压站，各风电场以35千伏电压等级就近接入330千伏升压站，升压至330千伏电压等级后，由金昌酒泉安西750千伏输变电送出。风电场配套电网正在得到电网企业重视，大规模的风电基地开发将协同电网进行整体设计。从整个风电产业看，电网接入困难问题正在得到改善。二、从产业链视角看风电设备制造业1、零部件瓶颈明显缓解国内风电产业的超常规发展使关键零部件供应短缺，甚至制约了整机产
