2017年中国风电行业发展和市场调研分析报告

2017年中国风电行业发展和市场调研分析报告
2016年
中国风电行业发展和市场调研分析报告数据来源主要包含欧立信研究中心，行业协会，上市公司年报，国家相关统计部门以及第三方研究机构等。

目录
第一节招标量与电价下调指引风电装机预期 (6)
一、风电招标活跃，2016 年全年装机有望达25GW (6)
二、2018 年电价下调或带来小规模抢装 (7)
三、相比规划目标，风电装机成长空间仍大 (9)
第二节弃风限电缓解、流动性边际改善，盈利能力开始改善 (10)
一、用电增速回升，全国弃风问题好转 (10)
二、建设规划规避弃风向中东地区转移，IRR 仍有保证 (17)
三、利率下行提升收益，改善行业资金压力 (21)
四、第六批补贴目录下发，改善风电运营现金流 (22)
五、电力交易市场建设利好风电行业 (25)
第三节风电产业重点公司分析 (29)
一、金风科技：风机巨头订单充裕，业绩增长可期 (32)
二、泰胜风能：立足传统风塔业务，牵手丰年转型军工 (35)
三、天顺风能：风塔龙头海外订单稳健，关注多元布局 (37)
四、福能股份：区域性风电运营龙头，把握售电改革机遇 (39)
图表目录
图表1：季度新增招标量及新增装机容量（GW） (6)
图表2：风电机组投标均价走势（元/kW） (6)
图表3：四类风电资源区补贴退坡趋势 (7)
图表4：月度风电新增容量（GW） (8)
图表5：我国历年累计风电装机容量及十三五规划目标 (9)
图表6：各地区2015 年非水可再生能源发电量占当地总发电量比值与目标值. 10图表7：当月全社会用电量（亿千瓦时） (10)
图表8：累计全社会用电量（亿千瓦时） (11)
图表9：全国月度单月风电发电量（亿千瓦时） (11)
图表10：全国月度累计风电发电量（亿千瓦时） (12)
图表11：全国月度风电发电量占比 (12)
图表12：全国年度风电发电量占比 (13)
图表13：我国各省市2016 年上半年利用小时变化 (13)
图表14：我国各省份历年弃风率 (14)
图表15：2016 年国内弃风率开始改善 (16)
图表16：剔除新疆、甘肃前后全国弃风率 (17)
图表17：2016 年全国风电开发建设方案下达规模 (18)
图表18：我国各省市弃风率及下达装机规模 (19)
图表19：非限电地区可新建的已核准项目分布地区 (20)
图表20：非限电地区可新建的已核准项目分布占比 (20)
图表21：我国中长期贷款基准利率 (21)
图表22：融资成本对IRR 的敏感性分析 (21)
图表23：六批可再生能源补贴目录规模 (23)
图表24：六批可再生能源补贴目录弃风地区占比 (23)
图表25：六批可再生能源补贴目录项目分布 (25)
图表26：当前电力市场商业模式 (28)
图表27：电改后电力市场商业模式 (28)
图表28：风电行业基本面改善逻辑 (29)
图表29：风电整机制造龙头企业金风科技历年市占率 (30)
图表30：风电运营行业市场份额 (31)
图表31：金风科技机组在手订单合计（MW） (32)
图表32：金风科技机组待执行订单（MW） (33)
图表33：金风科技机组中标未签订订单（MW） (33)
图表34：截止三季度金风科技中标未签订订单构成 (34)
图表35：金风科技已完工装机容量（MW） (34)
图表36：金风科技在建装机容量（MW） (35)
图表37：泰胜风能历年营业总收入（百万元） (36)
图表38：泰胜风能历年归母净利润（百万元） (36)
图表39：天顺风能历年营业总收入（百万元） (37)
图表40：天顺风能历年归母净利润（百万元） (37)
图表41：天顺风能风塔业务主要客户 (38)
图表42：福能股份已建成/筹建风电场分布 (40)
表格目录
表格1：四类资源区风电上网标杆电价 (7)
表格2：我国各省份历年弃风率 (14)
表格3：2016 年来出台的解决限电问题的文件 (15)
表格4：2016 年全国风电开发建设方案（万千瓦） (18)
表格5：六批可再生能源补贴目录统计数据 (22)
表格6：六批可再生能源补贴目录区域规模占比及弃风率 (23)
表格7：《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发〔2015〕9号)文》 (25)
表格8：电力交易中心陆续成立 (26)
表格9：风电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表 (29)
表格10：风电风机制造行业市场份额 (30)
表格11：风电电站运营行业市场份额 (31)
表格12：天顺风能非公开发行募集20 亿元（万元） (38)
表格13：福能集团拟注入资产 (40)
第一节招标量与电价下调指引风电装机预期
一、风电招标活跃，2016 年全年装机有望达25GW
风电设备市场公开招标活动可作为预测风电装机规模的先行指标。

去年受“抢装潮”影响，装机规模30GW以上创历年新高，而风电招标量增速提前显著上升。

今年前三季度招标量达24.1GW，同比增长近7成，预计全年大概率会达到30GW，这显示了开发商对于后续装机的预期。

图表1：季度新增招标量及新增装机容量（GW）
数据来源：金风科技、Wind、北京欧立信调研中心
2016年以来国内2.0MW与2.5MW风电机组投标均价变化平稳，处于4100‐4200元/kW上下水平，而2.5MW均价则在4400元/kW左右波动。

综合而言，在招标量快速增长同时，风电机组价格整体平稳。

图表2：风电机组投标均价走势（元/kW）
数据来源：金风科技、北京欧立信调研中心
上半年新增装机预计超过8GW，前三季度新增并网容量9.9GW，累计风电并网装机容量达139GW，我们预计今年新增风电装机量约为22-25GW。

二、2018 年电价下调或带来小规模抢装
2015年底发改委发布《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》，对陆上风电前三类资源区2016年和2018年上网标杆电价做出电价分别下调2分钱和3分钱的调整，四类资源区分别降低1分钱、2分钱。

表格1：四类资源区风电上网标杆电价
数据来源：发改委、北京欧立信调研中心
图表3：四类风电资源区补贴退坡趋势
数据来源：国家发改委、北京欧立信调研中心
中长期来看，补贴退坡将有助于提升风电行业竞争力，倒逼成本下降，评价上网的目标。

根据2014年发布的《能源发展战略行动计划(2014-2020)》，目标要求到2020年风电发电与煤电上网电价相当。

因此，为达成2020年实现平价上网的政策目标，未来五年风电上网补贴将逐渐下行。

从短期来看，电价下调预期将引发风电行业“抢装潮”，风场开发运营企业为锁定更高上网电价加快项目并网，从而导致风电装机容量脉冲式增长。

以上次风电上网价格下调为例，月度新增风电装机容量同比增速快速上升达到近年高位，随后同比增速缓慢回落，2015年新增装机容量脉冲式增长显著。

目前，风电标杆电价处在下行通道，2018年风电电价的下调仍将刺激风电行业有一定的抢装行情，从而带动设备出货量的增加。

10月11日国家发改委发布的最新电价调整的《关于调整新能源标杆电价的征求意见函》中也规定，2018年1月1日之前核准，2019年年底之前建成的项目执行旧电价，也会推动未来三年风电装机维持在高位。

图表4：月度风电新增容量（GW）
数据来源：Wind、北京欧立信调研中心
三、相比规划目标，风电装机成长空间仍大
2016年初国家能源局就《可再生能源“十三五”发展规划（征求意见稿）》征求意见，提出如下指导意见：到2020年非化石能源占能源消费总量比例达到15%，2030年达到20%，“十三五”期间新增投资约2.3万亿元。

其中，到2020年底水电开发利用目标3.8亿千瓦（抽水蓄能约0.4亿千瓦），太阳能发电1.6亿千瓦（光伏1.5亿千瓦），风力发电2.5亿千瓦。

图表5：我国历年累计风电装机容量及十三五规划目标
数据来源：Wind、北京欧立信调研中心
根据规划目标，到2020年底风力发电开发利用目标达到250GW，则未来五年风电装机CAGR将达到10%-20%，平均每年新增装机容量超过20GW。

根据《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%。

为达此目标，2016年3月3日国家能源局发布《国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，明确2020年除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上，并制定各省市能源消费总量中的可再生能源比重目标和全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标。

据测算2015年我国绝大部分省市非水可再生能源发电占比仍与2020年目标最低要求仍有差距，尤其在中东部地区缺口尤甚。

在可再生能源发电西部地区饱和、东部和南部地区转移的情况下，风电厂开发成为重要选择。

图表6：各地区2015 年非水可再生能源发电量占当地总发电量比值与目标值
数据来源：中电联、北京欧立信调研中心
第二节弃风限电缓解、流动性边际改善，盈利能力开始改善
一、用电增速回升，全国弃风问题好转
10月13日国家发改委就宏观经济运行情况举行发布会，前三季度全社会用电量约43885亿度，同比增长4.5%，其中，9月单月全社会用电量约4965亿度，同比增长6.9%，增速同比大幅回升7个百分点。

图表7：当月全社会用电量（亿千瓦时）
数据来源：Wind、北京欧立信调研中心
图表8：累计全社会用电量（亿千瓦时）
数据来源：Wind、北京欧立信调研中心
随着社会总用电需求缓步回升，风力发电消纳问题有望得到部分缓解，改善趋势明显。

今年以来，我国月度风电发电量增速保持高速增长，在夏天用电旺季同比增速达43%，1-9月累计风电发电量增速约25%。

图表9：全国月度单月风电发电量（亿千瓦时）
数据来源：Wind、北京欧立信调研中心
图表10：全国月度累计风电发电量（亿千瓦时）
数据来源：Wind、北京欧立信调研中心
随着风电发电量持续增长，风电占全国发电量占比也不断攀升。

截止2016年9月，风电渗透率已经达到4.36%，远高于去年全年的3.33%，预计全年风电消纳渗透率有望提高1个百分点。

图表11：全国月度风电发电量占比
数据来源：Wind、北京欧立信调研中心
图表12：全国年度风电发电量占比
数据来源：Wind、北京欧立信调研中心
分省份来看，浙江、江苏、广东、河北、贵州等地区利用小时提升在10%以上，风电消纳获得明显促进，而利用小时下降较多的地区仍然集中在新疆、宁夏等西北经济欠发达省份，大多数省市利用小时略有波动、基本稳定。

图表13：我国各省市2016 年上半年利用小时变化
数据来源：国家能源局、北京欧立信调研中心
根据国家能源局统计数据显示，2015年我国三北地区的弃风率均已达到高位，甘肃、吉林、新疆等地区甚至达到30%以上，到2016年上半年上述地区弃风现象仍有加剧倾向。

限电问题直接影响到新能源电站的售电收益，从而威胁到电站运营企业的经营业绩。

因此弃风限电问题直接恶化了整个行业的盈利能力，制约了可再生资源替代化石能源的环保推进进度。

图表14：我国各省份历年弃风率
数据来源：国家能源局、北京欧立信调研中心
表格2：我国各省份历年弃风率
数据来源：国家能源局、北京欧立信调研中心
2016年以来，在意识到风电行业限电问题的严重性，国家发改委与国家能源局平均每月出台1份以上文件针对电力消纳问题的解决，向市场不断释放其解决弃风弃光限电问题的决心。

表格3：2016 年来出台的解决限电问题的文件
数据来源：政府官网、北京欧立信调研中心
进入二季度以来，弃风限电问题有所改善。

一季度弃风率平均26%，前两季度下降到21%。

剔除季节性的因素，能源局和地方政府的一系列保消纳政策以及相关政策起到明显推动作用。

图表15：2016 年国内弃风率开始改善
数据来源：国家能源局、北京欧立信调研中心
由于新疆与甘肃地区弃风率显著高于全国平均水平一倍以上，属于异常值，因此剔除新疆、甘肃弃风电量后全国弃风率更能反映风电产业整体环境。

经过我们测算，2015年和2016年上半年剔除后弃风率只有11%和15%，意味着全国除新疆、甘肃地区大多数风电场资本金IRR仍可保持在10%左右，风电投资仍具吸引力，行业增长可期。

图表16：剔除新疆、甘肃前后全国弃风率
数据来源：国家能源局、北京欧立信调研中心
二、建设规划规避弃风向中东地区转移，IRR 仍有保证
2016年3月21日国家能源局发布《关于下达2016年全国风电开发建设方案的通知》，通知指出为认真做好风电发展工作，促进能源结构调整，推动能源生产和消费革命，能源局统筹考虑各地区风电开发建设现状和市场消纳情况，编制了2016年全国风
电开发建设方案。

方案建设总规模30.83GW，考虑到2015年吉林、黑龙江、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆（含兵团）等省（区）弃风限电情况，暂不安排新增项目建设规模。

图表17：2016 年全国风电开发建设方案下达规模
数据来源：国家能源局、北京欧立信调研中心
表格4：2016 年全国风电开发建设方案（万千瓦）
数据来源：国家能源局、北京欧立信调研中心
我国弃风率在20%以上的地区包括吉林、黑龙江、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆，在2016年风电开发建设方案中均未安排新增规模，过剩风电机组将属于历史存量资产，当地弃风率将得到有效遏制。

而增量装机规模则集中在河南、山东、湖南等非弃风限电地区，在非限电地区风电场投资IRR较高无虞。

图表18：我国各省市弃风率及下达装机规模
数据来源：国家能源局、北京欧立信调研中心
国家能源局正在鼓励风电场开放向风电消纳良好的中东部地区转移。

非限电地区可新建的已核准项目容量合计将超过81GW，其中2015年年底核准未建容量54GW，2016年核准额度27GW。

新建已核准项目分布不包含弃风率在10%以上的省份，如新疆、甘肃、内蒙古、黑龙江、辽宁、吉林等三北地区。

因此，增量风电场开发收益受弃风影响较小，投资收益仍有保证。

图表19：非限电地区可新建的已核准项目分布地区
数据来源：金风科技、北京欧立信调研中心
图表20：非限电地区可新建的已核准项目分布占比
数据来源：金风科技、北京欧立信调研中心
三、利率下行提升收益，改善行业资金压力
在我国利率下行背景下，零利率将是长期趋势。

贷款利率的降低将利好风电场开发等重资产行业，减少相应融资成本，从而改善项目盈利能力。

图表21：我国中长期贷款基准利率
数据来源：中国人民银行、北京欧立信调研中心
以发电小时数为2000小时的四类资源区50MW项目测算，经敏感性分析测算，贷款利率平均每下降1个百分点，项目IRR将提升1个百分点以上。

利率下行对于项目回报率改善作用显著，直接提高风电项目的投资吸引力。

利率下行利好重资产行业，对风电场业绩改善明显，也缓解企业（包括制造业）财务压力。

图表22：融资成本对IRR 的敏感性分析
数据来源：北京欧立信调研中心
四、第六批补贴目录下发，改善风电运营现金流
9月23日财政部、发改委和能源局联合发文公布第六批可再生能源电价附加资金补助目录，同时强调自然人分布式项目不再按目录制管理，项目完成并网发电即可按电量享受补贴。

第六批补贴目录涵盖2013年8月至2015年2月并网新能源电站，补贴发放后其账面利润将得到变现，改善风电运营商的经营活动现金流。

表格5：六批可再生能源补贴目录统计数据
数据来源：财政部、北京欧立信调研中心
本次补贴目录中项目规模合计约54GW，创历次补贴目录规模最高，其中风电项目规模将近32GW，依然是补贴目录主要部分。

而截至今年6月底我国累计并网容量达137GW，补贴受益电站占比全国并网电站23%，即将近全国四分之一的风电场将获得补贴资金，受益范围十分广泛。

图表23：六批可再生能源补贴目录规模
数据来源：财政部、北京欧立信调研中心
另外，补贴目录中22GW以上规模均处于弃风省份，即70%的风电规模针对处于弃风限电严重地区的风电项目。

随着新能源补贴的发放，限电地区风电项目将率先受益，减轻当地风电运营商承受的资金压力。

图表24：六批可再生能源补贴目录弃风地区占比
数据来源：财政部、北京欧立信调研中心
表格6：六批可再生能源补贴目录区域规模占比及弃风率
数据来源：财政部、国家能源局、北京欧立信调研中心
其中作为全国弃风问题最严重的地区，新疆和甘肃地区风场项目规模最大，分别为5.6GW和3.9GW，两者合计占本批目录风电规模近3成，占当地已并网容量均超30%，
因此新疆和甘肃的风力发电项目将深度受益于第六批补贴资金的发放，缓解因弃风限电带来的现金流压力。

图表25：六批可再生能源补贴目录项目分布
数据来源：财政部、北京欧立信调研中心
五、电力交易市场建设利好风电行业
电力市场化改革加速进行中。

2015年3月发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发〔2015〕9号)文》及相关配套文件，此次电改的亮点之一便是放开售电端市场，引导电网、发电企业等多主体进入售电领域，打破过去的垄断局面，促进售电价格市场化。

表格7：《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发〔2015〕9号)文》
数据来源：国家发改委、北京欧立信调研中心
之后，发改委又陆续出台多个配套文件，进一步细化电改规则，对售电侧市场主体准入与退出、市场化交易等作出详细说明。

2016年3月1日，北京、广州两个国家级电力交易中心同时成立。

随后各级电力交易中心也相继成立。

各省级电力交易中心以电网控股为主，部分省份引入非电网资本。

表格8：电力交易中心陆续成立
数据来源：国家和各省级发改委、北京欧立信调研中心 电改的实质是通过核实输配电价，将利润转移到售电侧和用电侧。

引入售电公司，
增加售电的市场化竞争，最终将利润转移到用户侧，以此来降低用电成本。

电改放开前，电网公司的盈利来自于购售电价差，用户基本是从电网公司买电。

电改放开后，电网公司的盈利来自于经过精确核算成本和利润后的过网费，用户可以从电网、售电公司等多种主体手中购买电量。

商业模式发生显著变化。

图表26：当前电力市场商业模式
数据来源：北京欧立信调研中心
图表27：电改后电力市场商业模式
数据来源：北京欧立信调研中心
2016年5月31日，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，通知对可再生能源全额保障收购相关事宜进行了要求，明确了重点地区风电、光伏保障性收购年小时数。

根据《通知》附表的风电重
点地区最低保障收购年利用小时数核定表，核定保障性收购利用小时数相对于2015年各地区实际利用小时显著较高，其中新疆、甘肃、黑龙江、吉林等弃风严重地区提高比率最大，对当地风电场盈利有望改善。

随着电力交易市场的建立，边际成本几乎为零的风力发电具有竞争优势，可以通过参与竞争性供电和直供电提升利用小时数，改善经营业绩。

表格9：风电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表
数据来源：政府官网、北京欧立信调研中心
注：2015年实际利用小时依据所在省市平均风电利用小时
第三节风电产业重点公司分析
补贴资金下发以及利率下行将修复风电行业现金流量表，提高完成规划目标的确定性；全国剔除新疆、甘肃等极端地区弃风率仍然可控，电力市场建设将促进风电消纳，在电价下调预期下将带来小规模抢装，利润表改善仍有空间。

综合两方面，风电板块基本面有望景气提升。

图表28：风电行业基本面改善逻辑
数据来源：北京欧立信调研中心
我们追踪行业结构的变化情况，目前风电产业链已经告别超高速增长阶段，整体发展相对平稳，优势资源正在不断向龙头企业集中，包括行业的兼并重组还有可能发生，龙头企业的市场占有率有望继续提升。

在中游整机制造环节，根据龙头企业金风科技公布数据显示，预计金风科技上半年新增装机的市场份额超过27%，同比增长超过6个百分点，市场集中度不断提高。

图表29：风电整机制造龙头企业金风科技历年市占率
数据来源：金风科技、北京欧立信调研中心
表格10：风电风机制造行业市场份额
数据来源：公司公告、北京欧立信调研中心
在下游电站运营环节，国有企业由于其自身属性拥有良好的政府对接能力和路条
获取能力，因此是风电场开发运营领域的主要玩家。

2015年风电场运营行业CR4达45%，前十大风电开发商累计装机占比超过7成，市场份额高度集中，国有企业优势明显。

图表30：风电运营行业市场份额
数据来源：公司公告、北京欧立信调研中心
表格11：风电电站运营行业市场份额
数据来源：公司公告、北京欧立信调研中心
随着风电行业基本面回暖，市场集中度提升，风电产业链各环节龙头企业将从中
受益。

考虑目前市场尚存预期差，板块估值水平较低，我们重点推荐风电机组龙头金
风科技，塔架制造商泰胜风能和天顺风能，区域运营商福能股份。

建议关注制动器龙
头华伍股份，叶片龙头中材科技。

一、金风科技：风机巨头订单充裕，业绩增长可期
公司前三季度营收169.64亿元，同比下降8.52%，实现净利润21.40亿元，同比增长1.56%，第三季度营收60.44亿元，同比下降33.69%，实现净利润6.90亿元，同比
下降19.93%，下滑最主要的原因是三季度南方地区的雨季影响了工期，影响了货款的回收。

公司预计2016年全年净利润28.49-42.74亿元，同比增加0%-50%，主要源于公司推行精益管理及价值管理，盈利能力持续提升。

公司订单创新高指引未来增长预期。

截止2016年9月30日，公司在手订单是14.4GW，创历史最高纪录，为未来的销售业绩提供有力支撑。

其中，公司待执行订单总量为7.7GW，分别为750kW机组7.5MW，1.5MW机组2.8GW，2.0MW机组2.6GW，2.2MW机组198MW，2.5MW机组1.9GW，3.0MW机组63MW。

公司中标未签订单6.7GW，包括1.5MW机组1GW，2.0MW机组3.6GW，2.5MW机组1.9GW，3.0MW机组198MW；在手订单共计14.4GW。

图表31：金风科技机组在手订单合计（MW）
数据来源：公司公告、北京欧立信调研中心
图表32：金风科技机组待执行订单（MW）
数据来源：公司公告、北京欧立信调研中心
图表33：金风科技机组中标未签订订单（MW）
数据来源：公司公告、北京欧立信调研中心
图表34：截止三季度金风科技中标未签订订单构成
数据来源：公司公告、北京欧立信调研中心
公司上半年新增权益核准容量217.5MW，国内新增并网发电装机容量418.80MW，新增权益并网发电装机容量376.95MW。

公司上半年累计并网发电装机容量3463.20MW，累计权益并网发电装机容量2902.38MW，增速均达7成左右，处于今年来高位；在建风电场项目容量1327MW，权益容量1265.14MW，规模仍大，随着项目陆续投产将为公司贡献风场开发收入。

图表35：金风科技已完工装机容量（MW）。