电力设备新能源行业分析报告.docx

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电力设备新能源行业分析报告

2015年电力设备新能源行业分析报告

一、将减排进行到底........6

1、节能减排为大势所趋...............6

2、改善能源结构：

清洁能源重任在肩.........6

（1）优化电源结构，是降低碳排放的重点.............6

（2）核电：

将担任规模发电清洁化之大任.............7

（3）光伏：

分布式发电将大有可为，建设投资迎来多元创新...............12

①光伏发电长期向好，短期并网容量低预期.................13

②分布式光伏发展空间巨大.........14

③建设运营拥抱多元融资模式.....15

④行业外谋转型企业青睐光伏产业...............16

（4）风电：

行业发展向好，海上风电将迎飞速发展.............17

3、改进能源传输：

特高压发展持续推进...20

（1）特高压建设日趋完善，助力清洁能源发挥碳减排效用.20

4、提高用能效率：

政策引导高效电机加快普及.........24

（1）多家上市公司将受益高效电机推广...............24

（2）关注提高用能效率的其他小众市场...............27

5、改变用能方式：

电动汽车推广将大幅提速，带动充电设备、电机产业链发展...........27

（1）新能源汽车市场高速增长刚刚开始...............27

（2）充电设备市场：

国家电网招标仍是关键渠道，社会资本正逐渐介入.............30

（3）驱动电机系统市场：

得整车厂者得天下.......34

二、智能化将更加立体..37

1、智能微电网...........38

2、储能系统将助可再生能源发电更加智能.................40

（1）储能系统将迎来快速发展，未来6年将拉动产业投资约200亿元.................40

（2）上市公司积极谋划储能战略布局.41

3、工业4.0来袭........43

三、海外业务将成为诸多公司的重要增长引擎................45

1、多种渠道拓展海外市场.........45

（1）从产品出口到工程总包.................46

（2）海外制造未来有望增多.................47

（3）借国网”大船”出海.......47

2、海外业务拓展的经典案例.....48

（1）金利华电：

出口业务快速增长，助力2013年净利润翻番.............48

（2）恒顺电气：

于印尼跨界发展，已有积极进展.................49

四、上市公司积极寻求并购重组，拓展新业务................50

五、重点公司简况..........54

1、江苏旷达：

光伏电站新业务助力转型...54

2、万马股份：

全面布局电动汽车充电业务.................55

3、英威腾：

借合资拓展电动汽车应用市场.................56

4、东方电气：

受益核电建设加快预期，“增持”评级.57

5、智慧能源，业务结构持续优化...............58

六、风险因素59

一、将减排进行到底

1、节能减排为大势所趋

我们认为，在大气治理等催化因素的影响下，能源使用清洁化将成为未来3～5年甚至更久时期我国能源发展的首要影响因素。

2014年5月26日，能源局网站发布了发改委、能源局、环保部于3月24日印发的《能源行业加强大气污染防治工作方案》，明确提出，控制煤炭排放，发展核电、水电、风电、光伏等清洁能源，优化能源消费结构。

结合我国逐步施行的以调整结构为基调的经济政策，以及以节能增效为导向的能源政策，我们认为，能源消费总量控制与效率提升有望持续。

我们认为，节能减排将是未来5～10年我国产业发展的关键词之一。

建议关注四大实施渠道：

改善能源结构、改进能源传输方式、提高用能效率、改变用能方式。

2、改善能源结构：

清洁能源重任在肩

（1）优化电源结构，是降低碳排放的重点

12月3日，能源局于其官网正式发布《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划（2014年-2020年）（下称“行动计划”）的

通知》（国务院办公厅落款日为2014年6月7日），重点提出未来能源发展的五大主要任务：

增强能源自主保障能力、推进能源消费革命、优化能源结构、拓展能源国际合作以及推进能源科技创新。

在优化能源结构领域，对清洁能源未来发展提出具体目标：

到2020年，核电装机容量达到58GW，在建容量达到30GW以上；风电装机达到200GW，风电与煤电上网电价相当；光伏装机达到

100GW左右，光伏发电与电网销售电价相当；水电常规水电装机力争达到350GW左右。

核电目前已建成和在建容量合计约48.8GW；上述《行动计划》2020年目标将带来约39.2GW的核电新增开工量，对应新增核电建设总投资逾5000亿元。

对于光伏、风电，我们认为，产业将从“重速度”向“市场化”过渡。

一方面，未来光伏、风电建设目标完成难度不大。

根据2014年12月下旬召开的全国能源工作会议上发布的信息，截至2014年底，我国太阳能、风力发电并网装机分别达到30GW、超过90GW。

据此测算，未来6年新投产70GW光伏、110GW风电并网容量即可完成2020年目标，年均分别约11.7GW、18.3GW，较之2014年情形（新增约10.58GW光伏装机、逾13.6GW风电装机，能源局最新粗略统计），完成难度并不大。

另一方面，《行动计划》将促进行业技术提升、成本下降，减少政府补贴，推动新能源产业市场化进程。

“十二五”期间，风电、光伏在国家政策支持，大力补贴的背景下，得到快速发展；“风电与煤电上网电价相当”、“光伏发电与电网销售电价相当”目标的提出，显示出现阶段政策对可再生能源产业健康发展的引导。

我们预计，随着技术进步、商业模式创新，光伏产业对政策的依赖将逐步降低。

我国电源结构中，火电占比居高不下，是造成CO2排放量难以下降的重要原因。

采用水电、风电、光伏、核能作为替代能源，优化电源结构，迫在眉睫。

2013年，我国火电发电量达4.19万亿千瓦时，占总发电量的78.36%。

按每度电需燃烧321克标准煤计算，全年共燃烧13.45亿吨标准煤，约产生49.36亿吨CO2。

如风电、光伏、核电和水电并网装机容量分别达到前述2020年设定目标，则能够有效减少CO2排放约24.97亿吨，对改善大气质量贡献显著，如表格1所示。

（2）核电：

将担任规模发电清洁化之大任

关于核电，我们的主要观点包括：

1）核电将担任我国规模发电清洁化之大任；2）核电机组投运高峰期来临，开工将提速；3）国产化水平持续提高，三代技术出口指日可待。

据中电联于7月底发布的预测数据，2014年底我国发电装机总容量将达到1,350GW，同比增加约100GW。

即便考虑未来新增容量增速放缓，未来5年，保守估计，发电装机总容量平均每年仍将增加约70GW，以满足用电量持续小幅增长的刚性需求。

如果发电装机结构不改变，则需每年新增约48GW火电机组，这相当于80台600MW火电机组的总装机容量。

我们不难想象，这将为控煤降耗、治理大气污染的工作带来较大压力。

由此，发展清洁能源发电的急迫性显而易见。

相对于其他形式的清洁能源，核电具备如下优势：

1）单机容量大，新投产机组单台容量多为1GW以上；

2）核燃料能量密度大，1克“铀-235”燃料进行核反应释放的能量与2.7吨煤燃烧所释放的能量相当；

3）核能发电的稳定性堪比火力发电，不受季节等自然因素影响，平均利用小时数是风电的3.79倍、水电的2.20倍、光伏的5.77倍，如图1所示。

因此，我们认为在保证安全的前提下，有序、适度发展核电（尤其沿海核电），将成为国内规模化发电的重要选择。

截至2014年12月29日，我国已建成核电机组22台（含正在办理转入商业运行手续的机组），总装机容量20.30GW。

根据各在建核电项目的进展情况，我们判断，2014~2019年将迎来新建核电站投

入商业化运行的密集期，每年将有3~8台核电项目（大致对应容量

3.32~8.55GW）投运，较2013年（新投运2台、2.21GW）大幅增加，如表格2所示。

（与此前报告相比，我们对方家山1、2号机组的投运年份有所调整。

）

8台机组（约9.44GW）将大概率于2015年底以前陆续开工建设：

红沿河二期、福清5、6号机组、荣成石岛湾一期项目、广西防城港核电二期工程（红沙核电项目）2台机组。

考虑核电站5～6年建设周期，其于2020年底以前建成投运的概率较大。

我们因此预计，至2020年底，我国投入商业运行的核电装机容量将有望达到58GW左右，完成在运装机目标，如图2所示。

但是，我们同时认为，安全问题是影响核电项目布局、选址、开建时点的首要考虑因素。

因此，如核电建设速度小幅低预期，属于合理现象；投资者需注意2020年核电在役与在建容量不达预期目标的风险。

我们预计，2014年核能上网电量将达到约1235亿kWh，同比增长18.6%，跑赢全社会用电量增速逾14个百分点；2014年核能发电对全社会用电量的贡献将自2010年的1.78%提高至2.4%左右，在一定程度上优化我国发电结构。

至2020年，这一比例将达到5.5%左右，但相比德国、英国、美国、韩国等（较）发达国家于2013年的相关比例，仍有显著差距，如图3所示。

由此，我们判断，在严格满足安全条件的情况下，我国核电建设有较大的发展空间，相关产业具有长期投资价值。

核电设备本土化水平不断提高，将利好国内核电产业链上市公司（如表格3所示）业绩增加。

我们认为，核电产业链受益顺序为：

运营商、具有总包能力的设备商、国产化程度有较大提升空间的设备与材料商、普通设备与材料商。

推进核电技术装备国产化，是一项国家战略。

这不仅关乎我国能源安全，对高端装备制造产业与自主化核电技术走出国门亦有着重大意义。

目前，我国已成功研发具有自主知识产权的第三代核电技术：

华龙一号、CAP1400。

据中核集团网站报道，于2014年11月初首次并网成功的方家山核电1号机组（二代+），设备综合国产化率已达80%；其中，压力容器、稳压器等设备已经完成国产化。

我们预计，未来5年核电新投产项目国产化率将继续提高，有望达到90%以上；同时预计，三代核电技术出口将于未来数年取得重要突破。

（3）光伏：

分布式发电将大有可为，建设投资迎来多元创新

关于光伏，我们的主要观点包括：

1）未来2～3年新增装机仍以地面电站为主，但分布式将逐渐赶超地面电站；2）应对并网难、融资难、维护难、质保难等问题，运营维护服务市场将被撬动；3）

运营商业务增长确定性强于上中游制造等环节，但对融资能力考验大。

①光伏发电长期向好，短期并网容量低预期

根据2014年12月下旬召开的全国能源工作会议上发布的信息，截至2014年底，我国太阳能发电并网装机达到30GW。

我们据此测算，2014年我国新增光伏发电容量10.58GW，低于能源局此前修订后的13GW目标。

但长期来看，我国对光伏产业的支持明确，业内商业模式创新活跃，加之技术提高、工艺改进，行业发展前景向好。

2013年8月，国家发布《国家发改委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，确定：

1）依据地面电站所在地区，划分三大资源区，分别执行0.90元/度、0.95元/度及1元/度的标杆上网电价。

2）分布式光伏项目按全电量补贴，标准为0.42元/度。

3）新政适用于2013年9月1日后备案的项目，或2013年底以前投运的项目。

近两年来，下半年（尤其四季度）多现光伏发电并网的“抢装潮”。

如图4、图5所示，无论对于地面电站或分布式而言，2013年下半年（尤其四季度）的并网容量显著超出2013上半年与2014上半

年的可比数据。

另外，我们测算，2014下半年我国光伏发电新并网容量为7.28GW，亦显著高于上半年数据（3.3GW）。

②分布式光伏发展空间巨大

分布式光伏的概念，早在《太阳能发电发展“十二五”规划》中即被提及，文中提到“并网光伏电站和建筑结合的分布式并网光伏发电系统是光伏发电的主要利用方式”。

国家能源局于2014年9月发布了《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知（国能新能„2014‟406号），明确将“在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35kV及以下电压等级接入电网（东北地区66kV及以下）、单个项目容量不超过2万千瓦（20MW）且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目，纳入分布式光伏发电规模指标管理，执行当地光伏电站标杆上网电价”。

相比地面电站，分布式光伏电站具有土地要求低、可就地就近消纳、资金需求较少等优点。

2013年3月开始，我国密集出台了多部分布式光伏支持文件，以推动分布式光伏产业发展。

重要政策包

括《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》（明确分布式光伏补贴年限为20年）、《分布式光伏发电示范区工作方案》（示范区项目申报的财政补贴资金需求不超过0.45元/度）、《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（确定分布式光伏0.42元/度的补贴标准）等；各地方相关部门亦不断出台补贴政策，进一步加大光伏补贴力度，多指向分布式光伏领域，详见附录II。

参考近两年的并网数据，分布式光伏电站在政策的大力推动下，已有较快的发展。

而另一方面，我国分布式光伏累计装机容量仅占光伏总装机容量的19.1%（截至2014年三季末），而这一比例在德国、美国等发达国家均超过70%。

因此，在分布式光伏领域，我国仍有较大的发展空间，未来仍将是国家重点发展领域。

③建设运营拥抱多元融资模式

2014年4月，国务院常务会议提到，要按照《政府工作报告》部署，在清洁能源工程等领域，推出示范项目，向社会公开招标，鼓励和吸引社会资本以合资、独资、特许经营等方式参与建设运营。

而后，财政部发布《地方政府性存量债务清理处臵办法》（征求意见稿）和《地方政府存量债务纳入预算管理清理甄别办法》（财预351号文）。

我们从中解读出，PPP模式将成为未来政府大

力推广的新融资模式。

所谓PPP模式，即民间参与公共基础设施和公共事务管理的模式。

在项目实施中，通过政府向借贷机构作出按照与项目公司协议支付费用的承诺，将极大地方便项目公司顺利获得金融机构贷款，解决融资难问题。

另外，自2013年证监会出台《证券公司资产证券化业务管理规定》，发改委发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，光伏电站资产证券化就成为行业热议话题。

相比其他现有融资模式，资产证券化具有成本较低，融资门槛较低，操作简便，期限灵活的优势。

我们认为，无论PPP模式还是资产证券化，都是解决光伏投资融资困难的可行方式。

随着实施细则，示范项目的逐步推进，将为光伏行业扫清一大发展障碍，致使更多产业资本投入到光伏电站建设、运营中，促进行业繁荣，同时倒逼建造环节加强质量控制。

④行业外谋转型企业青睐光伏产业

2014年，部分行业外企业通过股权收购或对外投资等方式切入电站运营领域，详见表格4。

我们认为，在光伏产业链各环节中，下游运营侧企业于未来数年实现光伏并网发电量稳步增长的确定性较高，江苏旷达、爱康科技等公司将受益；同时建议关注特变电工、易事特等在产业链细分环节具有较强竞争力或较高成长性的企业。

（4）风电：

行业发展向好，海上风电将迎飞速发展

关于风电，我们认为，随着风资源开发渐趋成熟，陆地风电发展将渐趋平稳，海上风电开发将成为未来3～5年市场重要增量。

我国风力发电行业，在经历了2011年、2012年的萧条后，于2013年迎来回暖。

2013年以来，国家各部委推出相关政策文件，支持风力发电行业发展。

据2014年12月下旬召开的全国能源工作会议上发布的信息，截至2014年底，我国风电累计并网容量超过90GW。

我们估测，超过98%的存量并网容量皆为陆上风电装机。

同时认为，陆上风电发展未来将趋于平滑，具有不占用土地资源、风速大、不受地形影响等

优点的海上风电，将迎来飞速发展。

我国重视海上风电的开发。

能源局于2012年8月8日发布的《可再生能源发展“十二五”规划发布》以及国务院于2013年1月23日发布的《能源发展“十二五”规划》中提出海上风电发展目标，开展海上风电项目示范，促进海上风电规模化发展，到2015年实现并网运行海上风电5GW，到2020年实现海上风电并网运行30GW。

然而，由于成本高、技术难等因素，海上风电此前发展一直低于预期。

据《中国能源报》（2014年9月1日第2版）援引中国风能协会统计，截至2013年底，我国海上风电建成装机容量

0.43GW，。

2013年，海上风电新增容量仅39MW（0.039GW），如图6所示。

可见，要达到“十二五”规划目标，海上风电建设势在必行。

随着技术突破，以及政策支持推动，我们预计，海上风电项目开工将逐步加速，从而带动风机、海缆等相关产业快速发展。

发改委于2014年6月5日出台海上风电上网电价政策，规定：

1）对非招标的海上风电项目，2017年以前投运的潮间带、近海风电项目含税上网电价分别为0.75元/kWh、0.85元/kWh。

2）鼓励通过特许权招标等市场竞争方式确定海上风电项目开发业主和上网电价。

通过特许权招标确定业主的海上风电项目，其上网电价按照中标价格执行，但不得高于以上规定的同类项目上网电价水平。

3）2017年及以后投运的海上风电项目，将根据海上风电技术进步和项目建设成本变化，结合特许权招投标情况另行研究制定上网电价政策。

我们认为，海上风电价格明确行业利润水平，将促进风电产业步入正轨。

能源局于2014年8月22日公布了《全国海上风电开发建设方案（2014～2016）》，涉及44个海上风电项目，共计核准10.28GW装机容量。

可见，如建设顺利推进，海上风电将迎来飞速发展，并为风电行业发展带来新的动力，金风科技、东方电缆等公司将受益。

从各项数据来看，风电发展情况良好。

2014年前三季新增风电并网装机8.58GW（全年目标18GW，实际完成超过13.6GW，暂无精确统计数据）；全国6MW以上风电场累计发电量维持10%以上同比增速；风电设备招标量增长，风机招标价格上升。

详见图7～10。

在风电领域，投资者需注意如下风险：

由于海上风电技术难度大、成本高，相关项目建设或不达预期；2014年风电实际新增装机并网容量低于18GW目标的风险；2015年6月30日之后投产的陆上风电价格存在下调的风险（详见《中国能源报》2014年9月22日第3版报道），或影响部分风电企业利润预期及参与风电建设的积极性。

3、改进能源传输：

特高压发展持续推进

（1）特高压建设日趋完善，助力清洁能源发挥碳减排效用

发电资源与用电负荷地理分布不均衡，是我国当前一大现实国情。

发展大规模大容量远距离输电，可在一定程度上有效缓解这一

现状，特高压输电应运而生。

我国成为世界上首个实现特高压工程商业化的国家，自2007年4月首条特高压交流线路开建至今，已经历7年多的时间。

2014年，国网中标巴西“美丽山”水电特高压直流送出项目，迈出中国特高压技术出口的第一步。

另据《经济参考报》（2014年11月10日第6版）报道，南方电网计划将特高压直流输电技术应用于“中泰联网”工程，构建大湄公河次区域（GMS）互联互通电网，支撑跨国电力贸易。

截至2014年底，国家电网和南方电网累计投产9条特高压线路（3交6直），另有4条特高压线路（2交2直，含巴西工程）在建，如表格5所示。

从碳减排的角度看，特高压工程有效促进了清洁能源外送。

据国家电网网站报道，2014年汛期，复奉、锦苏、宾金三大特高压直

流工程长时间保持满功率安全运行，承载了超过80%的四川水电外送任务，向华东地区大规模输送西南地区清洁水电600亿kWh，约占华东区外受电的2/3。

此外，随着西北地区多条特高压外送通道建成，电网对风电等间歇式清洁能源的消纳能力将显著增加，未来弃风状况将进一步改善。

据国家能源局网站于6月4日报道，国家能源局已分别与国家电网公司、南方电网公司签署《大气污染防治外输电通道建设任务书》，加快推进12条大气污染防治外输电通道建设。

据国网于5月中旬通过其官网披露，这12条跨区送电通道中，包括国网的“4交4直”特高压线路：

1）4条1000kV交流特高压线路：

锡盟—山东、榆横—山东、淮南—南京—上海、蒙西—天津，以及

2）4条±800kV特高压直流线路：

内蒙古上海庙—山东、锡盟—江苏、宁东—浙江、山西—江苏。

上述8条线路中，淮南—南京—上海、锡盟—山东、宁东—浙江等三项工程已开工。

根据南方电网网站信息，拟建的内蒙古上海庙—山东直流工程，有可能变更为超高压输电方式（表格5中已备注）；而滇西北-广东特高压直流输电工程是纳入上述12条重点输电通道中的唯一一条由南方电网承建的输电项目。

我们认为，其他特高压“治霾”线路未来将陆续开工建设，我国特高压建设将持续提速。

我们预计，平高电气、中国西电、*ST天威、特变电工、思源电气、许继电气、国电南瑞、四方股份、金利华电、汉缆股份、智慧能源等公司有望在GIS、变压器、电容器、变电站保护监控、绝缘子、导线等产品招标中获得部分订单。

值得一提的是，特高压工程在一定程度上促进了国产电力设备供应商研制能力集体升级。

特高压工程是目前全球电压等级与技术难度最高的电网工程。

在各项目建设过程中，相关供货企业在核心技术研发、整机制造和关键零部件自给等方面取得重大突破，提高了高端研制能力，为长期优化供应链结构、提高产品毛利率等经济性指标打下良好基础，利好本土电力设备制造商出口前景。

4、提高用能效率：

政策引导高效电机加快普及

（1）多家上市公司将受益高效电机推广

提高设备用能效率，是落实节能减排的重要措施。

电机在我国应用广泛，耗电总量较大。

据工信部网站信息，（截至2013年11月底）我国电机保有量预计超过12亿kWh，电机

用电占全社会用电量的50%以上。

与发达国家相比，我国电机的效率仍有较大的提升空间。

在电机的整个生命周期中，采购、维修分别占全部费用的2%以及0.7%，而实际运行所需电费占97.3%，如图11所示。

因此，推广高效节能电机对我国节能减排具有重要意义。

据中电电机《招股意向书》信息，与欧美发达国家相比，我国高效电机推广工作启动较晚，未来发展潜力较大。

我国近年来为高效电机的推广制定了一系列政策，如表格6所示。

2013年6月，工信部与国家质检总局联合发布《关于组织实施电机能效提升计划（2013-2015年）的通知》，制定以下目标，如表格7所示。

据《节能产品惠民工程高效电机推广实施细则》披露，针对入选《“节能产品惠民工程”高效电机推广目录》的电机型号，采用如表格8所示的补贴标准。

此外，2013年11月底，工信部启动全球环境基金（GEF）——中国高效电机促进项目，旨在进一步完善电机能效提升政策体系，提高我国电机制造技术水平，推动电机再制造行业发展，提升高效电机的市场份额，促进工业领域的节能减排。

我们认为，随着“补贴高效、禁止低效”双向措施逐步推行，高效电机将进入快速发展时期，相关上市公司有望受益，包括：

中电

电机、佳电股份、湘电股份、方正电机、卧龙电气、江特电机等。

一方面，这些公司已入围工信部“节能产品惠民工程”高效电机推广目录，且知名度较高，或将受益高效电机推广。

另一方面，我国电机制造商约3万家，入围工信部“节能产品惠民工程”高效电机推广目录者仅约数十家，市场或迎整合潮。

这些公司或借上市平台，通过扩产、并购等方式做大做强，并推动行业整合。

（2）关注提高用能效率的其他小众市场

提高设备用能效率的投资机会不限于高效电机推广领域。

比如，在火电厂凝汽器安装专业在线清洗机器人，可以提高凝汽器清洗效果与效率，进而提高发电机组的运行效率。

科远股份是这个小众市场的先入者，首批产品