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二、产能去除,龙头企业市场集中度提升12
1、产能淘汰,市场向龙头集中12
2、技术创新,新产品不断推出15
3、海外市场,兼并重组持续发酵17
三、政策助力,外部环境悄然发生变化18
1、电力市场化交易促进风电消纳19
2、电力辅助服务市场和火电灵活性改造21
3、风电供暖持续推进24
4、燃煤电价调整促进运营现金流改善25
本文主要从风电行业需求、供给结构变化和行业外部环境改善三个方面对风电行业进行分析。
行业需求方面,我们预计2018年风电行业装机同比增长约15%,这主要得益于三个方面:
随着弃风限电的逐步改善,风电运营商的盈利情况逐步改善;
电价调整政策规定,2018年1月1日之前核准并于2019年12月31日之前开工建设的项目执行原电价,开发商为了锁定更高的电价有一定的动力;
海上风电和技改市场将贡献一部分增量。
行业供给方面,在连续两年装机同比下滑(我们预计2017年国内新增风电装机同比下滑)的情况下,制造业的产能也在逐步退出市场。
以风电机组制造商为例,风电机组制造商已经由高峰期的60多家,降低到现在的20多家,预计将会继续减少。
同时,风况条件的复杂也对风电制造业在技术标准上提出了更高的要求,从而也推动了市场集中度的进一步提升。
行业外部环境方面,主要体现在通过制度的完善推动限电的逐渐改善和装机潜力的提升。
多个省份出台政策在保障风电可利用小时数的基础上,推动风力发电直接参与电力交易;
目前,已经有超过20个省份提高了燃煤标杆的上网电价,分别提高0.14-2.28分/千瓦时,这也将推动风电运营商现金流的改善;
同时,多个省份已经开展火电的灵活性改造,一方面可以缓解风电的限电情况,另一方面也可以提升风电的装机潜力。
沉寂两年,多因素促进风电装机增长。
在2015年新增装机32GW后,风电装机连续两年回落,我们预计2018年新增风电装机同比增长15%,其中最主要的原因包括弃风限电的改善、电价下调的预期和海上风电装机的推动。
弃风限电方面,在2016年1季度限电率到26%后持续改善,2017年上半年限电率14%,已有明显好转;
风电电价下调政策规定,2018年1月1日之前核准,2019年年底之前开工建设的项目执行旧的电价,所以开发商有装机的动力;
海上风电的启动为风电增长开辟新的市场,预计2018年新增装机约1.5GW。
产能去除,龙头企业市场集中度提升。
随着市场竞争的激烈和技术标准的提升,风电行业产能也不断去除,龙头企业市场占有率逐渐提升,产品品质获得市场普遍认可。
以风电机组制造商为例,风电机组制造商已经由高峰期的60多家,降低到现在的20多家,预计将会继续减少。
根据中国风能协会的统计,龙头企业金风科技的市场份额在过去三年稳步提升,其中2016年的市场份额已经达到了27.1%,我们预计仍有进一步提升的空间。
同时,从行业调研了解到,钢材价格上涨的压力,部分风电塔架厂也逐渐退出市场。
政策助力,外部环境悄然发生变化。
风电行业的外部环境也在悄然发生变化,最主要的是电力交易市场和电力辅助服务市场的建设。
多个省份在保证风电可利用小时数的基础上,推动风电开展电力交易,提高利用小时,减少弃风率。
电力辅助服务市场逐步建立,风电和火电之间的调峰机制也在逐渐开展,为限电的持续改善打开空间。
同时,部分地方政府开始推行风电供暖,缓解冬季限电比较严重的情况。
一、沉寂两年,多因素促进风电装机增长
在2015年新增风电装机32GW后,风电装机连续两年回落(我们预计2017年新增风电装机同比也将出现回落),我们预计2018年新增风电装机同比增长15%,其中最主要的原因包括弃风限电的改善,电价下调的预期和海上风电装机的推动。
弃风限电方面,在2016年1季度限电率到26%后持续改善,2017年上半年限电率13.62%,已有明显好转;
风电电价下调政策规定,2018年1月1日之前核准,2019年年底之前开工建设的项目执行原先的电价,所以开发商也有装机的动力;
海上风电的启动为风电增长开辟新的市场空间,我们预计2018年新增装机约1.5GW,同比增长约50%。
1、限电改善,风电运营商财务情况好转
根据国家能源局,2016年1季度,全国弃风率达到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的解决。
随后国内的弃风限电水平逐渐下降,2017年上半年国内的弃风率已经下降至13.62%。
分季度来看,2017年第2季度弃风率为11.1%,在第1季度16.4%的水平上也出现了明显的下降。
我们预计,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,弃风限电情况有望进一步好转,因红色预警不能新增风电装机的区域有望解除警戒。
伴随着限电情况的好转,风电运营商的财务情况也出现了一定程度的改善。
我们查阅了港股风电运营商的财务情况,虽然受到上半年风速较小等因素的影响,但是风电运营商的偿债能力开始出现了底部抬升的迹象,包括流动比率、速动比率和利息覆盖率等指标。
从企业层面来看,新天绿色能源改善的最为明显,几家龙头企业也开始出现好转的迹象。
而伴随着企业财务情况的好转,运营商对投资新风电场的意愿也会增加。
2、规划指引,电价下调刺激装机需求
据国家能源局的数据,截止2016年年底,我国已核准未建设的风电项目合计容量在84GW,同时国家能源局在2017年7月发布了《2017-2020年风电新增建设规模方案》提出2017年新增建设规模30.65GW。
而电价调整政策规定,2018年1月1日前核准,2019年底前建设的项目得0.47-0.60元/Kwh的上网电价,否则上网电价将被调整为0.40-0.57元/Kwh。
上述项目需要在2020年前开工建设才能获得较高的电价,即使除去因各种原因不能建设的风电项目,年均项目的建设规模也有可能超过25GW。
而本次电价的调价幅度创历史最大。
2016年12月26日国家发改委发布《调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》,新能源发电标杆电价政策将再次调整,之前发布的电价政策不再执行。
标杆电价调整征求意见函出台后时隔三个月,新能源调价政策靴子落地。
国家发改委根据技术进步和成本下降情况,降低2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电电站标杆上网电价,风电电站四类资源区分别下调7分(-14.89%)、5分(-10.00%)、5分(-9.26%)和3分(-5.00%)至0.40元、0.45元、0.49元、0.57元。
同时,在国家能源局也下发的《2017-2020年风电新增建设规模方案》中,除2017年新增建设规模30.65GW外,2018-2020年新增建设规模分别为28.84GW,26.6GW和24.31GW,合计新增风电装机79.75GW,保障风电装机规模。
我们还注意到,国内的风电机组招标量依然保持强势,我们预计2017年前三季度的招标量约21GW,为后续的装机做好了项目储备。
而公开数据显示,2017年1-6月国内公开招标量15.3GW,同比增长7.1%,超过2014年同期(12.6GW)以及2016年同期(14.2GW)。
3、细分市场,海上风电有望迎来爆发
根据《风电发展“十二五”规划》,到2015年海上风电装机容量达到5GW,然而最终实际完成率仅为20%,而2016年11月公布《风电发展“十三五”规划》仍然维持5GW规划目标不变,并且将总量目标拆解至各省份并网目标,其中重点推动江苏、浙江、福建、广东等四省的海上风电建设,累计并网规模占全国规划规模90%,开工规模占比85%,同时积极推动天津、河北、上海、海南、辽宁等地区的海上风电建设。
到2020年,全国海上风电开工建设规模达到10.05GW,力争累计并网容量达到5GW以上,十三五期间拥有CAGR将近40%的增长空间。
2015年9月国家能源局公布《关于海上风电项目进展有关情况的通报》,截至2015年7月底,已纳入海上风电开发建设方案的项目已建成投产2个,装机容量61MW,核准在建项目9个,装机容量1702MW,核准待建6个,装机容量1540MW,其余项目正在开展前期工作。
我国的海上风电在2009年启动,已经经过了7年的发展时间,海上风电积累了一定的经验,相关产业链配套不断完善。
根据中国风能协会的统计,2016年,中国海上风电新增装机(吊装量)154台,容量达到59万千瓦,同比增长64%,累计装机量达到163万千瓦。
我们预计2017年海上风电装机约为100万千瓦,同比增长超过60%,明年同比增长将超过50%。
同时,我们预计今年海上风电项目的招标量有望超过300万千瓦,项目的招标也为行业爆发做好了储备。
过去5年间国内的开发商积累了海上风电项目的建设经验,风电开发商通过不断积累海上风电场开发建设经验。
而截至2016年底,海上风电机组供应商共10家,其中,累计装机容量达到15万千瓦以上的机组制造商有4家。
在机组大型化的同时,包括海上风电安装船、海上升压站等配套设施不断完善,为海上风电的发展提供了支撑。
根据我们的测算,在0.85元/千瓦时的电价下,开发商是可以实现10%的资本金收益率的,同时随着成本的不断下降,收益率依然有提升的空间。
二、产能去除,龙头企业市场集中度提升
龙头企业市场集中度的提升主要表现在两个方面,一方面随着装机的下滑,行业回归平均利润后,部门企业的产能逐渐退出市场,微观调研的数据显示,包括塔筒、叶片等环节从2016年以来逐渐有产能退出了;
另外一方面,在平价上网和可开发风资源的压力下,龙头企业积极推动技术进步,通过新机型的开发和传感器等技术的应用,不断提高自身的竞争力。
同时,我们还将回顾一下国外风电制造业发生的一些变化,来佐证市场集中度的提升还将继续。
1、产能淘汰,市场向龙头集中
根据中国风能协会的统计,因为电价下调的因素,2015年全国风电装机出现抢装,新增风电装机32GW,随后的2016年和2017年国内风电装机同比出现下滑(我们预计2017年新增风电装机约20GW,同比下滑)。
装机同比出现下滑使得风电制造业的竞争越来越激烈,行业的利润也被压缩,部分产能开始被淘汰出市场,尤其是在风电的零部件制造企业。
而以风电机组制造商为例,风电机组制造商已经由高峰期的60多家,降低到现在的20多家,我们预计将会继续减少。
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一下,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。
从风电整机厂商来看,前五家和前十名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来看,2014年以来市场份额快速提升,根据中国风能协会的统计,公司2016年新增装机的市场份额27.1%,我们预计公司的市场份额将会进一步提升,并有望在2020年实现市场份额超过40%。
我们从风电运营商调研了解到,龙头企业在机组性能,故障停机小时数等方面都具有明显的优势,这在一定程度上保障了可利用小时数,使得龙头企业的竞争力不断提升。
而随着风况条件的复杂,部分风电运营商开始倾向于解决方案的招标,龙头企业在历史装机数据的经验,微观选址等方面具有明确的优势,而且龙头企业丰富了机型的选择,也将有利于市占率的提升。
从叶片厂商来看,叶片厂商已经由最高峰的100多家下降到不足20家,产能呈现了逐渐淘汰的过程。
但龙头叶片厂在研发,翼型选择方面
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