风电行业分析报告25y.docx
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风电行业分析报告25y
【2019年风电行业】
---分析报告
2019年3月
目录
一、风电行业复盘:
直挂云帆,御风而行2
1.2005-2010年,政策支持,行业装机跨越发展4
1.1政策明确,行业发展保驾护航5
1.2行业装机,趋势确立快速增长7
1.3机型跨越,从千瓦到兆瓦增长8
2.2011-2012年,行业调整,经历艰难优胜劣汰10
2.1面临问题,限电和技术需解决11
2.2产能淘汰,行业告别野蛮生长12
2.3优胜劣汰,龙头企业积蓄潜力14
3.2013-2015年,复苏回暖,抢装周期模式发展15
3.1补贴发放,现金流获明显改善15
3.2电价调整,行业迎来装机复苏16
3.3模式丰富,制造和风电场开发17
4.2016-2018年,解决问题,弃风限电明显改善18
4.1政策频出,弃风限电逐渐改善19
4.2竞争加剧,机组价格似曾相识20
4.3补贴发放,另一问题需要解决21
5.2019年及以后,转型升级,竞价到平价的展望22
5.1预期向好,装机或现明显增长22
5.2原材下降,毛利率现边际改善22
5.3模式探索,制造到服务的寻觅24
二、我们的观点和重点推荐25
三、风险提示25
一、风电行业复盘:
直挂云帆,御风而行
过去14年间,风电行业在实现快速发展的同时也经过两轮周期,2005-2012年是行业发展的第一轮周期,2005-2010年在政策支持下行业装机快速增长,国内机组制造商崛起,机组也从千瓦级向兆瓦级转变;2011-2012年在脱网事故影响和政策收紧的情况下,行业装机连续两年下滑,机组制造商价格竞争激烈,部分产能逐渐退出市场。
2013-2018年是行业发展的第二轮周期,2013-2015年标杆电价的下降预期和运营商现金流的改善支持了三年新增装机的快速增长,而制造商在实现出货量增长的同时不断完善业务模式,开始进行风电场的开发和运营;2016-2017年,严重的弃风限电影响了行业装机,装机量持续下滑,行业发展以解决限电问题为主,弃风率也从2016年一季度的26%下降至2018年的7.2%,这个时期部分产能继续退出,市场份额继续向龙头集中;2018年行业装机实现微增,但是风电机组价格下降影响了企业盈利,同时竞价政策的出台也在推动行业向新的发展阶段转变。
图1:
2001-2018年国内新增风电装机(单位:
万千瓦)
对未来发展的展望中,我们在上文中提到,2018年的政策变化已经开启了竞价和平价上网之路,行业必然也要直面这样的变化。
在这样的趋势中,风电行业面临这样一些情况:
首先,根据金风科技统计和部分地方能源主管部门的核准文件,风电行业有较大规模的已核准的项目,规模要超过100GW;其次,在竞价和平价的趋势下,标杆电价和补贴的下降也将是必然的趋势;再次,弃风限电明显改善,红色区域省份减少,北方地区装机空间打开。
而在上述的情况下,开发商如何做出理性选择。
我们预计2019-2020年国内新增风电装机还将保持较快速度增长,2018年行业装机表现出弱复苏的状态,在电价下调预期和较大规模的已核准量的情况下,参考历史发展,2019年和2020年新增装机预计将达到25GW和30GW,保持20%的年均增速,从而带动整个产业出货量的增加和盈利的回升。
而在每一轮产业周期的变迁中,公司的业务模式也会发生一定的变化。
如上文所述,第一轮产业周期带动了本土整机厂商的发展,风电整机制造商最多的时候有60-70家,而在行业的调整中金风科技确立了国内风电机组的龙头地位;第二轮产业周期中,风电制造商在实现出货量增长的同时还实现了风电场规模的扩张,在产业周期的调整中,依靠风电场稳定的资产收益率,实现了平稳的过渡。
我们预计,在竞价和平价的趋势下,装机量和运营保持稳定增长的同时,部分公司会加大服务业务方面的投入,而服务在收入中的占比也将会逐步提升,推动业务模式的进一步完善。
总体来说,我们看好行业的装机上行周期,企业的出货量和盈利将会逐步恢复,同时在竞价和平价的趋势下,部分公司大概率会有新的业务模式拓展。
我们关注金风科技,天顺风能,日月股份,金雷风电,天能重工,泰胜风能等,推荐关注港股的风电运营商。
风险提示:
政策变化影响行业预期,补贴发放不及时影响行业的现金流。
1.2005-2010年,政策支持,行业装机跨越发展
本章我们主要描述2005-2010年国内风电行业快速发展的主要政策安排,以及这样的政策安排下企业的选择和装机量的变化,我们可以看到在政策的鼓励下,行业装机实现了快速的增长。
在行业的快速发展期,大量企业进入风电行业,根据中国可再生能源学会的数据,风电整机厂家曾经多达60-70家,叶片厂商曾多达100家,国内整机厂商迅速崛起,产业链也不断完善,企业加强了技术的引进和研发的投入,机组容量也实现了从千瓦级到兆瓦级的跨越。
1.1政策明确,行业发展保驾护航
这个阶段的政策主要包括三个方面:
可再生能源法的颁布和可再生能源中长期规划的发布;相关的支持政策,包括并网,资金,税收和国产化率等;电价机制,实现了从特许权招标定价到标杆电价。
图2:
2005-2010年风电主要支持政策体系
《可再生能源法》于2015年2月1日颁布,并于2016年1月1日开始实施,文件从资源调查与发展规划、产业指导与技术支持、推广与应用、价格管理与费用分摊、经济激励与监管措施、各方责任等方面进行了法律规范。
《可再生能源中长期发展规划》对新增装机起到了明显的促进作用。
文件规定,力争到2010年使可再生能源消费量达到能源消费总量的10%左右,到2020年达到15%左右。
到2010年和2020年,权益发电装机总容量超过500万千瓦的投资者,所拥有的非水电可再生能源发电权益装机总容量应分别达到其权益发电装机总容量的3%和8%以上。
也就是说,发电企业要实现火电装机规模的扩张,必须有可再生能源装机相匹配,而风电契合了当时的发展形势。
为了支持风电等可再生能源的发展,相关部门还颁布了补贴政策,并网政策,电价政策甚至国产化率政策的相关支持文件,从而形成了支持行业发展的政策框架体系,相关重点支持政策如下:
表1:
2005-2008年风电等可再生能源行业发展相关支持政策
电价体系的完善经历了从特许权招标到标杆电价确立的变化。
特许权招标是政府通过特许权经营的方式开发国内风力发电项目,并就项目向开发商进行电价招标,2005-2007年一共开展了5次风电特许权招标,总计335万千瓦,一方面通过一定的规模为风电的开发积累经验,另一方面通过竞争的方式发现合理的电价,为后续标杆电价的出台提供了帮助。
2009年8月,国家发改委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》,规定分资源区制定陆上风电标杆上网电价,将全国分为四类风资源区,并确定电价分别为0.51元/千瓦时,0.54元/千瓦时,0.58元/千瓦时和0.61元/千瓦时。
风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分,由当地省级电网负担;高出部分,通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。
标杆电价的确立,不仅是对风力发电的政策补贴和支持,也有利于稳定风电制造商和运营商的投资经营预期,从而有利于风电行业确立中期发展支撑,实现进一步快速发展。
表2:
2009年确定的陆上风电标杆电价(元/Kwh)
1.2行业装机,趋势确立快速增长
在政策支持下,同时5万千瓦以下风电场的审批权下放到地方,项目批复速度加快,国内风电行业装机快速增长:
2005年国内新增风电装机仅有51万千瓦,累计装机125万千瓦,到2010年新增装机1893万千瓦,累计装机已达到4474万千瓦,2005到2010年间新增装机年化增长106.03%,带动整个风电产业链的繁荣。
图3:
2005-2010年国内新增风电装机(单位:
万千瓦)
图4:
2005-2010年国内累计风电装机(单位:
万千瓦)
1.3机型跨越,从千瓦到兆瓦增长
在政策的支持和鼓励下,国内新增风电装机快速增长,也带动了整个产业链走向繁荣。
这主要表现在国内风电整机制造商的快速崛起,市占率快速提升,主要包括金风科技、华锐风电等公司;另一方面机型大型化趋势开启,实现了从千瓦级到兆瓦级的跨越。
从下图中可以很清晰的看出,2005-2008年国内风电机组制造厂商快速崛起,市场份额占比从2005年的19.1%迅速提升至2008年的72.8%,一部分海外风电机组制造商逐渐退出了中国风电市场。
而到了2010年,只有维斯塔斯和歌美飒在国内风电装机中还排在前十位,市场份额分别为5%和3%,而全部外资制造商的市场份额大约在10%左右,国内风电机组制造商占据了国内装机的主力位置。
图5:
2005-2008年内外资制造商份额图6:
2010年国内整机商市场份额情况
伴随着国内风电行业的发展和内资制造商市场份额占比不断提升,整机厂商的收入和利润也实现了飞速的发展。
从下图中可以很明显的看出金风科技营业收入和利润端的变化基本上和新增装机规模的变化相匹配,金风科技在2004年的收入仅为2.45亿元,到2010年已经跃升到175.96亿元,而净利润也从2004年的0.42亿元增长到2010年的22.90亿元。
图7:
2004-2010年金风科技营收变化(单位:
亿元)图8:
2004-2010年金风科技利润变化(单位:
亿元)
在行业装机快速增长的同时,风电机组也实现了从千瓦级到兆瓦级的升级。
在初步形成国内装备制造能力的基础上,采用技术引进、联合设计、自主创新等方式,国内风机厂家掌握1.5兆瓦及以上风电机组集成制造技术,并开发了3兆瓦级的海上风电机组。
在风能资源条件好、电网接入设施完备、电力负荷需求大的地区,进行百万千瓦级风电基地建设。
财政部于2008年印发《风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法》,产业化资金主要是对企业新开发并实现产业化的首50台兆瓦级风电机组整机及配套零部件给予补助,补助金额按装机容量和规定的标准确定。
国家发改委于2010年发布《关于促进风电装备产业健康发展的若干意见》,大力推进大型风电建设,鼓励发展电机容量3兆瓦以上的海上风电机组和具有创新技术的陆上风电机组。
积极推进单机容量5兆瓦风电机组的研制,开展更大单机容量、更高效、更加稳定可靠的风电机组技术研究。
政策的支持和技术的发展加速了我国风电机组大型化进程,在这个时期,1.5MW-2.0MW机型逐渐成为我国新增装机主要机型。
2010年1.5MW-2.0MW机型在国内新增风电装机中占比高达79%。
2.2011-2012年,行业调整,经历艰难优胜劣汰
本章我们主要描述2011-2012年的行业调整期,能源主管部门也开始反思行业快速发展所带来的一系列问题,弃风限电问题开始出现,西北和华北地区的脱网事故推动行业开始积极关注并网问题,整机企业需要对风电机组进行低电压穿越改造。
行业装机的下滑进一步加剧了竞争,风电机组开始价格战,行业告别野蛮生长开始进入产能淘汰期。
而龙头企业通过各环节的有效管控,保持了相对于其他企业的竞争优势,也为后面的快速崛起积蓄了力量。
2.1面临问题,限电和技术需解决
风电行业多年快速发展后,行业开始面临一些问题,比如弃风限电、低电压穿越等。
国家能源局的数据显示,2010年全年限电量39.43亿千瓦时,弃风限电开始成为制约风电行业发展的重要因素。
2011年,我国风电限电量首次超过100亿千瓦时,弃风率达到16.23%,2012年则进一步攀升至17.12%,成为有史以来弃风限电最为严重的一年。
能源主管部门也开始反思行业飞速发展所带来的一些问题,颁布了《关于印发风电开发建设管理暂行办法的通知》,要求在进行风能资源评价、风电市场消纳、土地及海域使用、环境保护等建设条件论证的基础上,确定全国风电建设规模和区域布局。
在土地管理和项目核准上显示出收紧的趋势。
持续加重的弃风限电和渐趋收紧的政策影响了开发商的积极性,这一阶段新增装机下滑,2011年新增风电装机容量1763万千瓦,同比下滑6.86%,2012年新增风电装机容量更是进一步下滑至1296万千瓦,同比下滑26.49%。
从下图中可以很明显地看出,政策收紧和限电的加剧影响了新增装机规模。
图11:
2010-2014年国内风电限电率情况图12:
2010-2014年国内风电新增装机(单位:
万千瓦)
这个时间段还有个问题显现出来,风电机组的低电压问题。
低电压穿越指的是,当电网故障或扰动引起风电场并网点的电压跌落时,在电压跌落的范围内,风电机组能够不间断并网运行。
由于风电机组性能不满足要求、风电场设计安装存在隐患、并网检测手段不足、风电场运行维护和调度管理薄弱等原因,致使风电机组脱网事故发生,直接影响电网安全稳定运行。
电监会要求已经并网运行的风电场要进行风电机组低电压穿越能力核查,不具备低电压穿越能力的要尽快制定切实可行的低电压穿越能力改造计划。
完成低电压穿越改造成为那个时候风电开发商和机组制造商的重要任务之一。
这个在一定程度上也影响了装机。
2.2产能淘汰,行业告别野蛮生长
装机下滑和市场竞争加剧,风电行业告别野蛮生长阶段。
这个阶段,一方面我们能看到行业风电整机厂商竞争加剧,价格持续下跌;另一方面风电整机厂商的数量也大幅减少。
1.5MW风电机组的价格从2010年下半年的约4000元/千瓦时一度下降到近3500元/千瓦时,其中部分厂家的报价要更低,这个情况直到2013年行业装机恢复后才有所好转。
图13:
金风科技1.5MW风电机组价格情况(单位:
元/Kwh)
行业高峰期时,风电机组制造商有超过60多家,在2011-2012年这个阶段迅速下滑到30家。
这一方面是由于随着行业回归到平均利润甚至到平均利润以下,部分产能注定要被淘汰,另一方面部分企业在产品创新方面已经不具备持续投入的可能,也会被淘汰掉。
图14:
2010-2016年风电整机制造厂商数量变化
从叶片厂商来看,叶片厂商已经由最高峰的100多家下降到目前的不足20家,产能呈现了逐渐淘汰的过程。
图15:
2008-2017年国内叶片制造商数量变化情况
2.3优胜劣汰,龙头企业积蓄潜力
在行业调整期,企业的优胜劣势也成为必然的趋势。
如上文所述,整机厂商和叶片厂商在这个时期都出现了大幅的减少,产能淘汰进一步加剧。
而不同企业也表现出不同的特点,有的企业通过良好的内部管控度过艰难时刻,在行业复苏后逐渐恢复并确立龙头地位,有的企业就此消沉,逐渐退出了这个市场。
以金风科技为例,伴随着行业装机的下行,公司在2011年和2012年收入和利润均出现了下滑,其中营业收入下滑了27%和12%,归母净利润分别下滑74%和75%。
但是伴随着后续风电行业的复苏,2013年公司营业收入和归母净利润分别增长了9%和179%,从而为后续龙头地位的巩固奠定了良好的基础。
而华锐风电在2011-2012年行业下行周期遭受压力后,并没有跟上行业复苏的脚步,收入和利润在2013年依然是同比下滑的情况,后续的市场份额也不断缩小。
图18:
2009-2013年华锐风电营收情况(单位:
亿元)图19:
2009-2013年华锐风电利润情况(单位:
亿元)
3.2013-2015年,复苏回暖,抢装周期模式发展
本章我们主要描述2013-2015年风电行业的复苏回暖期,电价下调的预期,弃风限电的改善,补贴发放改善了运营商的现金流情况,这些因素都促进了行业新增装机的增长。
这个趋势下,风电机组出货量增长,盈利回升,部分制造商开始涉足风电场开发,丰富业务模式。
3.1补贴发放,现金流获明显改善
2012年,财政部集中下发了前三批可再生能源电价附加补贴的相关文件,补贴资金也于2013年下发到风电开发企业,企业的现金流获得明显改善。
上文所述,风电标杆电价于2009年8月份确立,为后续稳定的风电装机奠定了基础。
而风电场的单位收入主要包括两部分,当地脱硫煤标杆电价部分和可再生能源补贴部分。
在补贴下发之前,风电场运营只能获得当地脱硫煤标杆电价部分,这也在一定程度上影响了风电运营商的现金流情况,而补贴的发放大幅改善了运营商的现金流情况。
从经营活动现金流净额来看,2013年龙源电力现金流改善近100%,这主要来自于补贴资金的发放,不仅大幅改善了企业的财务情况,还为后续新增装机规模扩张提供了有利的支撑。
图20:
龙源电力经营活动现金流净额及变化(单位:
百万人民币)
3.2电价调整,行业迎来装机复苏
另一个对行业装机影响比较大的因素是电价调整的预期。
风电标杆电价确立于2009年,2009年上半年风电机组的价格还在约5000元/千瓦,到2012年,风电机组价降低至约3600元/千瓦。
在成本不断下降的趋势下,标杆电价的调整成为必然的趋势,该政策于2013年进入议事日程并于2014年颁布,将前三类风资源区的电价每千瓦时调降2分钱,调整后的标杆电价分别为0.49元,0.52元和0.56元,第四类风资源区保持0.61元不变。
上述规定,适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目,以及2015年1月1日之前核准但是在2016年1月1日以后投运的项目。
在现金流改善和电价下调的预期下,2013-2015年,国内新增风电装机迎来了比较强势的复苏期。
2013-2015年新增风电装机分别为1609万千瓦,2320万千瓦和3015万千瓦,年化增长约38%。
图21:
2008-2015年国内新增风电装机情况(单位:
万千瓦)
3.3模式丰富,制造和风电场开发
在行业迎来新一轮复苏期时,风电整机厂商不仅实现了机组出货量的增长,更实现了业务范围的扩张,主要表现在制造厂商开始拓展风电场运营业务,这也为后续周期下行时,企业实现平稳发展奠定了基础。
从下图中可以看出,在2013-2015年的行业复苏期,金风科技风电机组的收入快速增长,从2013年的123.08亿元提升到2015年的300.62亿元,年化增速约56%。
公司风电机组营业收入的增长要快于行业装机的增速,如上文所述,行业装机的平均增速为38%。
图22:
2011-2017年金风科技风电机组收入变化(单位:
亿元)
另外一方面,金风科技开始加大对风电场开发和运营的投入。
2012年,公司在风电场运营领域的收入仅为2.54亿元,到2017年,公司在风电场运营领域的收入为32.55亿元。
公司仅用了5年的时间就实现了风电场运营板块收入超过10倍的增长。
该板块业务的发展也为公司在2016-2018年的下行周期低于行业的波动提供了强有力的支持和帮助。
图23:
2012-2017年金风科技风电场运营收入(单位:
亿元)
4.2016-2018年,解决问题,弃风限电明显改善
本章我们主要描述2016-2018年行业的发展情况,行业装机的快速增长再次加剧了弃风限电的情况,国家能源局数据显示,2016年1季度国内风电限电率高达26%,而限电的高企影响了后续装机,能源主管部门和国家电网出台了多项文件来解决限电问题,2018年国内的限电率为7.2%,已经出现了逐年较大幅度的下降。
装机的下滑再次触发了竞争的加剧,2018年2MW风电机组的价格从年初的3700元/千瓦一度下降到不足3200元/千瓦,压低了制造业的利润率水平。
另外,我们再探讨一下补贴拖欠问题。
图24:
2013-2018年国内新增风电装机规模(单位:
万千瓦)
4.1政策频出,弃风限电逐渐改善
2016年1季度,全国平均弃风率为26%,达到历史的峰值,其中新疆、甘肃等部分限电严重的地区弃风率超过了35%。
随后国家发改委、能源局出台了多项缓解弃风限电的政策,国家电网也明确表态从政策、技术等方面推动限电问题的解决。
随着电力市场化交易的开展、电力辅助服务市场的建设、风电供暖及火电灵活性改造的推进,弃风限电情况出现了明显的好转,国内的弃风限电水平逐渐下降,2017年国内的弃风率已经下降至12%,2018年弃风率进一步下降至7.2%。
根据能源主管部门的规划,到2020年要求弃风限电率要下降到5%以下,基本上解决风电限电问题,而风电运营商的收入和利润情况也会随之转好。
图25:
2010-2018年国内弃风率情况
4.2竞争加剧,机组价格似曾相识
行业下行周期,产业链竞争加剧。
伴随着第二轮产业周期逐渐兴起和产业链不断完善2MW风电机组,在市场容量不断下降的情况下,整机厂商需要通过价格竞争的方式获得更多的市场份额,这种情况在2018年表现的尤为明显,2MW风电机组的价格从2018年年初的约3800元/千瓦时,下降到3季度的不足3200元/千瓦时,三个季度下降约15%。
图26:
风电机组价格变化情况(单位:
元/千瓦)
市场竞争的加剧有利于龙头企业市场份额的提升。
从历史上来看,从风电整机厂商来看,前五家和前十家风电机组制造商的市场份额占比不断提升,前五名的市场份额已经从2013年的55%提升到2016年的超过60%,前十名的市场份额已经从2013年的不到80%提到了85%。
而对于龙头企业金风科技,2014年以来公司市场份额快速提升,根据BNEF的统计,公司2018年新增装机的市场份额为32%。
图27:
国内风电机组制造商2018年市场份额
4.3补贴发放,另一问题需要解决
我们一直强调可再生能源发展面临两种情况,一个是限电,一个是补贴拖欠。
目前来看,在政策的支持下,弃风限电逐渐改善,国家能源局的数据显示,2018年风电的弃风率为7.2%,和2016年的17.1%和2017年的12%相比,出现了明显的改善,弃风限电问题基本上获得了解决。
而对于补贴拖欠,在需要不断降低工商业用电电价的背景下,短期提高可再生能源电价附加变得比较困难。
我们更倾向于通过可再生能源电价附加基金和绿证的综合方式来解决。
5.2019年及以后,转型升级,竞价到平价的展望
本章主要描述竞价和平价上网政策颁布后行业可能发生的一些变化,我们预计在竞价和平价的趋势下,电价(补贴)的下调将成为必然趋势,而风电依然有较大规模的已核准的项目,这种情况下,政策如何出台,企业如何做出选择,是我们关心的重点。
同时,在这样的趋势下,企业的发展是否有新的方向。
5.1预期向好,装机或现明显增长
我们预计2019年和2020年国内新增风电装机依然能够保持增长,这主要得益于一方面在竞价配置的情况下,开发商需要将比较好的已经核准的装机资源尽快完成;另一方面,随着限电的持续改善,北方地区逐步解禁,也会为风电装机打开空间。
同时,海上风电装机和分散式风电装机将会为风电贡献明显的增量。
我们预计2019年新增风电装机约25GW,2020年新增风电装机约30GW,在2018年新增21GW的基础上保持稳定增长。
图28:
国内新增风电装机和预测(单位:
万千瓦)
5.2原材下降,毛利率现边际改善
预期原材料价格的下行,也将有利于风电行业毛利率的回升。
从产业链发展的情况可以看出,铸件在交货高峰期出现短缺,一方面是因为环保因素的影响,另一方面是因为产业周期的变化使得部分落后的产能遭到淘汰。
在产业周期的变化中,也伴随了原材料价格的波动。
根据产业传导情况,现在这个时间点原材料价格的下行预计会在4-5个月后在企业的盈利端有所反馈。
我们选取了天能重工、日月股份、金雷风电和通裕重工四家公司的毛利率的变化和钢材价格的变化情况,塔筒,主轴和机舱罩等分别是以中厚板,钢锭和铸造生铁为主。
我们发现各家公司毛利率的变化和钢材价格的变化有着很好的反向拟合,也就是钢材价格的下降对产品的毛利率有明
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